Servizi a Rete N 5 - Settembre - Ottobre

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2013 - SETTEMBRE-OTTOBRE

SERVIZI a rete N U M E R O

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S E T T E M B R E - O T T O B R E

L’intervista del mese

Poste Italiane spa . Spedizione in abbonamento Postale – D.L. 353/2003 (conv. In L.27/02/2004 n.46) art. 1, comma1, DCB Milano

SERVIZI a rete

NUMERO 5

Ascopiave

Fulvio Zugno

Reti elettriche Telecontrollo, automazione, smart grid Gestione dei rifiuti

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editoriale

Servizi a Rete Tour: nasce la piazza degli incontri Di Silvio Bosetti

S

appiamo bene quanto questo sia un periodo oggettivamente difficile per la condizione economica e finanziaria del Paese. Nella situazione attuale, la possibilità di un rilancio passa tanto attraverso un impegno dello Stato e delle sue Istituzioni quanto attraverso un impegno propositivo della società (imprese, organizzazioni, famiglie e persone). Perché questo secondo apporto sia sostenibile è necessario che ci si possa incontrare, dialogare, fare conoscere i propri progetti e coordinarsi con altri che li possano condividere e sostenere.

L’iniziativa “Servizi a Rete Tour” è nata proprio con l'obiettivo di creare delle piazze d'incontro, ospitate presso le società dei servizi municipali, dove sia possibile un confronto altamente tecnico e professionale tra gli operatori del settore delle reti. Un meccanismo semplice e consolidato, quello del matching tra domanda e offerta, posto in una prospettiva assolutamente innovativa e concreta.

La prima edizione di Servizi a Rete Tour 2013 si è tenuta a Padova nei giorni 11 e 12 settembre.

Attraverso le sessioni dei convegni e l'esposizione di tecnologie presso i “business point” sono state affrontate le tematiche relative alla gestione delle reti idriche e fognarie, le distribuzioni elettriche e del gas, le telecomunicazioni e il teleriscaldamento.

Gli argomenti maggiormente dibattuti sono stati quelli più attuali: l’innovazione tecnologica con le rilevazioni e i sistemi GIS, i contatori elettronici ed i loro servizi, i sistemi di telecontrollo e della protezione catodica, le prospettive delle smart grid, le novità dei sistemi di videoispezione e le tecniche di risanamento, le componenti per nuove soluzioni nelle installazioni per acquedotti e gasdotti, le tecnologie no-dig. Le Utility hanno presentato i propri progetti di investimento consentendo in poche ore di avere un quadro di come cambieranno le nostre città nel prossimo quinquennio: da Bologna a Trieste, da Roma a Milano, da Verona a Genova.

La partecipazione all’evento è stata numerosa e qualificata. L’ospitalità dei padroni di casa (la storica sede di APS Padova, oggi parte del gruppo HERA) ha reso possibile la creazione di una atmosfera adatta e costruttiva.

Il livello dei contenuti dimostra la presenza in Italia di una industria vivace e competente, che in questi due giorni ha potuto confrontarsi con i propri clienti (le Utility), con i tecnici progettisti e con i funzionari degli Enti Locali.

Da questa Piazza esce quindi l’immagine di un settore solido e vigoroso: appuntamento perciò al prossimo anno, augurandosi che anche l’apparato istituzionale faccia la sua parte. n

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Sommario n. 5

ANNO XII – n. 5 Settembre-Ottobre 2013 periodicità

bimestrale

Settembre-Ottobre 2013

■ L’INTERVISTA

6 Alternative per la crescita A colloquio con Fulvio Zugno ■ TELECOMUNICAZIONI

L’evoluzione di Internet 11 Andrea Baiocchi e Antonio Cianfrani

Registrazione del Tribunale di Milano n. 509 del 10/9/01 Casa editrice TECNEDIT S.r.l. - www.tecneditedizioni.it

■ FIBRA OTTICA

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via delle Foppette, 6 20144 Milano

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19 Dal catasto delle infrastrutture alla banda larga Intervista a Roberto Spagnuolo

Direttore responsabile:

Liliana Pedercini

■ SCENARIO

l.pedercini@tecneditedizioni.it

23 Verso le smart grid Le sfide tecnologiche e finanziarie

Direttore Editoriale:

Silvio Bosetti

silvio.bosetti@energylabfoundation.org

Ufficio commerciale:

Ramona Foddis

Macchio Vecchio

commerciale@tecneditedizioni.it

■ AEEG

Coordinamento di redazione:

Anna Schwarz

redazione@tecneditedizioni.it

Progetto grafico impaginazione e fotolito:

28 L’Autorità punta sui progetti pilota

Lodovico Pieropan

Intervista a Samuele Larzeni

Stampa: Grafteam

■ TRASMISSIONE

Archivio foto: www.morguefile.it, www.shutterstock.com

Una copia

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È vietata la riproduzione, anche parziale, senza l’autorizzazione della casa editrice

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31 Il futuro delle reti elettriche

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■ DISTRIBUZIONE

37 L’evoluzione della rete di Enel Distribuzione Paola Petroni

■ RIFIUTI ELETTRONICI

40 FORUM TELECONTROLLO

81 La raccolta diventa smart

42 SPECIALE AUTOMAZIONE,

Paolo Paoli e Mario Sunseri

TELECONTROLLO, SMART GRID

■ CASE HISTORY

■ METERING

87 Sostituzione dei collettori di mandata dell'impianto idrovoro nel comune di Lonigo

■ AEEG

91 VETRINA

Si punta sul multiservizio 51 L. Celenza, M. Dell’Isola, G. Ficco e P. Vigo

55 Incentivi a progetti pilota per contatori multi-servizio 56 VETRINA ■ SENSUS

58 Smart Water Metering: dalla misura analogica alla misura digitale Furio Cascetta e Osvaldo Paleari

■ FORUM UNI - CIG

62 Il sistema Gas Europa ■ BIOMETANO

63 Un gas da mettere in regola per nuovi usi Francesco Castorina

■ TECNOLOGIE

69 Alla conquista dei mercati esteri

94 SERVIZI A RETE TOUR Comitato scientifico:

Ilaria Bottio – Associazione Italiana Riscaldamento Urbano (AIRU) Francesco Castorina – Comitato Italiano Gas (CIG) Mauro Fasano – Regione Lombardia Roberto Frassine – Politecnico di Milano/Dip.Chimica, Materiali e Ingegneria Chimica “Giulio Natta” Paola Garrone – Politecnico di Milano / Dip. Di Ingegneria Gestionale Alberto Grossi – Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) Franco Guzzetti – Politecnico di Milano Michele Ronchi – Comitato Italiano Gas (CIG) Alessandro Soresina – A2A Bruno Tani – Anigas Rita Ugarelli – NTNU “The Norwegian Technical University” e SINTEF, Trondheim Francesco Albasser, Danilo Tassan Mazzocco, Chris Bleach, Luca Guffanti, Fausto Pella, Stefano Saglia, Federico Testa Comitato tecnico:

71 Umbra Acque e la formula dell’efficienza

Marcello Benedini – Associazione Idrotecnica Italiana Aldo Coccolo – ASPI Mauro Salvemini – AM FM GIS Italia Paolo Trombetti – IATT

Nicola Faina, Antonio Mazzoni, Eugenio Nania

A questo numero hanno collaborato:

■ RETI IDRICHE

■ SETTORE IDRICO

77 2013 – Anno della cooperazione ■ RIFIUTI

Lo stato dell’arte del Sistri 79 Chiara Leboffe

Andrea Baiocchi Furio Cascetta Francesco Castorina L. Celenza Antonio Cianfrani M. Dell’Isola Nicola Faina G. Ficco Samuele Larzeni Chiara Leboffe

Osvaldo Paleari Paola Petroni Antonio Mazzoni Eugenio Nania Paolo Paoli Macchio Vecchio P. Vigo Roberto Spagnuolo Mario Sunseri Fulvio Zugno

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L’INTERVISTA

Alternative per la crescita In un mercato sempre più competitivo, Ascopiave, tra i principali G operatori nel settore energia del Triveneto, ha scelto un percorso diverso. Lo spiega il Presidente Fulvio Zugno: restare fuori dal gioco delle macro aggregazioni societarie per focalizzarsi, come testimonia del resto la propria storia, sulla crescita per linee esterne ed interne relativamente alla distribuzione e vendita di gas e di energia, puntando su fonti rinnovabili, fonti non convenzionali e progetti di efficienza energetica.

FULVIO ZUGNO

■> Il settore delle utility negli ultimi

anni ha visto numerosi processi di fusione e di macroacquisizioni societarie. Ascopiave sembra aver scelto un diverso percorso.

Quali le motivazioni?

Non abbiamo scelto un percorso diverso, piuttosto ci siamo mossi in maniera diversa. In ambito societario le fusioni e le aggregazioni si fanno quando ci sono interessi e vantaggi reciproci. Nel nostro caso, essendo molto concentrati sul gas, troviamo difficile, anche finanziariamente, riuscire a formare unioni con società che hanno al loro interno business diversificati, dall’acqua ai rifiuti. Quindi abbiamo scelto un percorso che ci pone in una posizione di rilievo nel nostro settore e in questo ambito negli ultimi anni abbiamo portato a termine diverse acquisizioni societarie.

■> Quale è invece la strategia

scelta da Ascopiave?

La nostra strategia è di rimanere concentrati nel settore gas e sempre

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ancorati alle esigenze del territorio ove operiamo, cercando di far bene il nostro lavoro in modo da perseguire le direttici di sviluppo industriale sia nel campo della vendita, con partnership di tipo strategico ed operativo, sia nella distribuzione, in vista delle prossime gare d’ambito.

■> Come si posiziona

la società nel mercato del gas?

Nel campo della distribuzione e della vendita a livello nazionale siamo collocati tra la 4^ e la 7^ posizione e complessivamente contiamo più di 850.000 clienti nella vendita e oltre 400.000 nella distribuzione. Nel Triveneto, anche attraverso le società nelle quali deteniamo significative partecipazioni, siamo il primo operatore, con una base di quasi 700.000 clienti.

Il Gruppo opera nell’attività di distribuzione attraverso la capogruppo Ascopiave ed altre 3 società, ASM DG, Edigas DG e Unigas DG; nell’attività di vendita di gas attraverso 9 società (Ascotrade, Este-

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nergy, ASM Set, Edigas Due, Etra Energia, Veritas Energia, Pasubio Servizi, Blue Meta e Amgas Blu) presenti in 6 regioni del Nord Italia e in Puglia. Deteniamo concessioni e affidamenti diretti per la gestione dell’attività di distribuzione in oltre 200 Comuni fornendo il servizio ad un bacino di utenza di un milione e trecentomila abitanti. Nel 2012 il Gruppo ha venduto complessivamente circa 1,6 miliardi di metri cubi di gas naturale e ne ha commercializzati, come trader e grossista, altri 600 milioni di metri cubi. Siamo quotati in Borsa Italiana dal dicembre 2006 e abbiamo chiuso il 2012 con un risultato operativo di 73 milioni di euro ed un utile netto consolidato di 29,9 milioni di euro, con indicatori che danno performance in crescita per l’anno in corso.

■> In un mercato molto

competitivo, che suscita l’interesse dei grandi operatori esteri, quali le strategie da adottare per conservare la propria autonomia?

Ci sono due strategie da adottare: un piano di investimenti negli ambiti di interesse per la distribuzione e partnership con un grande operatore nella vendita. Ascopiave si sta fortemente impegnando nella valorizzazione del proprio portafoglio di concessioni in vista della partecipazione alle gare d’ambito per l’acquisizione di nuove gestioni. L’obiettivo è consolidare il posizionamento del Gruppo nel territorio del Triveneto e tra i principali operatori nel mercato nazionale. Per quanto riguarda la vendita siamo alla ricerca di una partnership per lo sviluppo congiunto dell’attività di

L’INTERVISTA

commercializzazione di gas ed energia elettrica al mercato residenziale e delle piccole e medie imprese.

■> Il radicamento nel territorio

è un fattore chiave per Ascopiave.

La società cosa fa per rafforzare questo rapporto?

Ascopiave è molto presente sul territorio, anche attraverso una serie di uffici di zona sempre disponibili ad un rapporto diretto con il cliente e con servizi di call center molto efficienti. Abbiamo uno stretto rapporto con i Comuni, che per la gran parte sono nostri soci, con i quali interveniamo in termini di dividendi a finanziare opere di interesse sociale. Supportiamo l’associazionismo locale sostenendo iniziative e manifestazioni di vario genere. Inoltre, Ascopiave è stata la prima società, ben 5 anni fa, ad intervenire in soccorso delle famiglie in difficoltà economiche, per la perdita del lavoro o altro, alle quali viene praticato uno sconto sulla bolletta. Solo quest’anno è stato stanziato più di 1 milione di euro per uno sconto di circa il 10% alle famiglie che hanno un reddito ISEE (Indicatore della situazione economica equivalente) inferiore ai 20.000 euro. La società ha avuto origine più di 50 anni fa con lo scopo di sostenere lo sviluppo locale: il principio è rimasto lo stesso.

■> In quali infrastrutture la società

sta investendo di più e quali opere sono in programma?

Poiché Ascopiave opera principalmente nei business della distribuzione e della vendita di gas, i maggiori investimenti, tra i 15 e i 20 milioni di euro annui, sono destinati alla rete di distribuzione che si estende per oltre 8.500 chilometri. Ovviamente non lesiniamo risorse anche agli altri business che ci vedono attivi, quali la gestione calore, la cogenerazione, la vendita di energia elettrica, per cui in tutti i campi gli investimenti sono continui, come pure i controlli per garantire la sicurezza. Tornando al comparto gas, il programma delle opere viene definito in base ad una programmazione ed organizzazione interna, su valutazioni oggettive di necessità e convenienza degli interventi, oppure in base a specifiche ri-

STRUTTURA DEL GRUPPO ASCOPIAVE AGGIORNATA AL 21 MAGGIO 2013 chieste dei Comuni, come l’allaccio di quartieri, frazioni o nuove lottizzazioni. Recentemente, ad esempio, abbiamo siglato un accordo con il comune di Rosolina (Rovigo), per l’ampliamento della metanizzazione del territorio comunale con l’obiettivo di portare la rete gas fino alla località balneare di Rosolina Mare e poi ad Albarella. Lo sviluppo complessivo della condotta sarà di oltre 22 km, con un investimento di Ascopiave di circa 2,6 milioni di euro.

■> L’accesso al credito rappresenta

una criticità per le aziende italiane di medio-piccole dimensioni.

Ascopiave vive questo problema?

Con la Banca europea per gli investimenti (BEI) abbiamo appena perfezionato un finanziamento di 70 milioni di euro per il miglioramento e l’espansione delle reti di distribuzione gas in Veneto e Lombardia. Tale finanziamento conferma l’impegno della BEI in un settore, quello del gas naturale, che negli ultimi due anni ha vissuto una forte riorganizzazione in Italia, con l’obbiettivo di aumentarne l’efficienza. Rappresenta anche un segnale importante dell’impegno della Banca dell’Unione Europea a favore di società di medie dimensioni nel comparto delle utility ca-

ratterizzate da un solido business model, partecipazione pubblica e forte radicamento nel territorio.

Pertanto avere un partner come la BEI nel nostro progetto di crescita e di sviluppo ci riempie di orgoglio.

Un’ulteriore conferma della solidità della società e della bontà del percorso intrapreso che permetterà di giocare un ruolo da protagonisti nel settore dell’energia.

■> La società come si muove

nel campo della ricerca?

Abbiamo attivato un’apposita divisione Ricerca e Sviluppo con il compito di raccogliere tutte le competenze del gruppo in materia di produzione di energia da fonti rinnovabili e convenzionali e di risparmio energetico. In quest’ottica rientra il lavoro svolto nei mercati ambientali, primo fra tutti quello dei titoli di efficienza energetica, dove Ascopiave da anni è un operatore di riferimento, sia nel mercato di borsa dei titoli sia in prospettiva come realizzatore di progetti di risparmio a livello domestico e industriale. L’attività di risparmio energetico è anche conseguita direttamente mediante la gestione di quattro impianti di cogenerazione di nostra proprietà con annesse reti di teleriscaldamento a

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L’INTERVISTA servizio di diverse centinaia di utenti domestici, commerciali e pubblici. Gli impianti sono stati da poco classificati come CAR (cogenerazione ad alto rendimento) in quanto rispettano le più recenti e restrittive norme di efficienza energetica nella produzione combinata di energia elettrica e termica. Uno degli impianti effettua anche il recupero di energia termica per produzione di energia frigorifera ad uso di condizionamento.

■> Svolgete attività di ricerca

anche in nuovi mercati?

Le attività coinvolgono anche nuovi business, ma sempre nel settore dell’energia. A questo proposito stiamo monitorando alcune fonti alternative di produzione di energia elettrica, come le celle a combustibile, oppure di gas naturale da fonti rinnovabili, come il biometano, o addirittura da fonti non convenzionali, come lo shale gas o gas da scisto. Per queste attività si attende la fase di maturazione tecnologica e che le tecnologie siano ad un livello già commerciale. Nel caso del biometano si attendono anche le norme tecniche che ne regolino le immissioni nella rete di distribuzione.

■> Alcuni progetti riguardano

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anche l’aspetto operativo della società?

Sotto il profilo organizzativo, nel piano degli investimenti l’azienda ha deciso di studiare l’implementazione di tecnologie mobili a supporto delle attività delle squadre e dei tecnici operanti sul territorio. L’adozione di queste tecnologie porterà importanti efficientamenti nell’utilizzo delle risorse, perché consentirà di ridurre i tempi nelle fasi di assegnazione dei lavori e di consuntivazione delle attività, azzerando l’utilizzo della carta e riducendo sensibilmente le attività di back office per molti processi. Ulteriori vantaggi deriveranno dall’adozione combinata di sistemi di work force management (WFM), sistemi che con appositi algoritmi matematici permettono di automatizzare le fasi di pianificazione delle attività e di assegnazione dei lavori alle risorse operative, ottimizzandone l’impiego nel territorio, riducendo i tempi per gli spostamenti e saturando al meglio la capacità operativa. Nel complesso l’adozione di queste tecnologie rappresenterà un ulteriore passo avanti nel processo di continuo miglioramento del servizio a vantaggio dei clienti finali.

■> Efficienza energetica

è ormai un valore imprescindibili

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nella gestione dei servizi.

Può diventare anche una risorsa? È a questo scopo che abbiamo costituito la divisione Ricerca e Sviluppo. In un gruppo che ha come core business la distribuzione del gas naturale e la vendita di gas naturale e energia elettrica è fondamentale una struttura che supporti le attività principali, ma che sia anche elemento propositivo per nuove opportunità di investimento in un quadro di integrazione verticale.

Ricordo, tra l’altro, che un nostro impianto ha ottenuto dal GSE (Gestore dei Servizi Energetici), a partire dal 2007, il riconoscimento dei certificati verdi.

Relativamente alla produzione nel settore delle fonti rinnovabili, la divisione gestisce un impianto fotovoltaico che serve i consumi interni e vende energia elettrica al GSE. Agisce anche come general contractor nella realizzazione di impianti fotovoltaici chiavi in mano per alcune società del gruppo: ne ha realizzati circa una decina nel solo 2012.

Inoltre, sempre nel settore della produzione da fonti rinnovabili, sono in corso di valutazione numerose iniziative nel campo idroelettrico, sia per acquisizione di impianti già esistenti sia di impianti già autorizzati da costruire, sia di progetti in corso di iter autorizzativo. ■

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L’evoluzione di Internet L’architettura di Internet sta evolvendo sia nella sua parte dorsale sia, più lentamente, nella sua parte di accesso, anche in funzione del traffico trasportato e delle applicazioni dominanti. Una trasformazione che si interseca con l’emergere di requisiti e soluzioni tecnologiche che potranno cambiare profondamente gli elementi alla base del Web.

G

■ di Andrea Baiocchi e Antonio Cianfrani

I

l ruolo chiave è giocato dal Web. Nato nel 1993 con il primo browser (Mosaic), sviluppatosi principalmente come un grande archivio strutturato di informazioni (Web “informativo”), si è evoluto lungo due dimensioni, l’interconnessione della conoscenza/intelligenza e l’interazione sociale, portando rispettivamente al Web “semantico” e al Web “sociale” (Web 2.0). Un aspetto qualificante dell’evoluzione del Web è l’accresciuta inter-attività e il ruolo di contributori all’informazione e alla conoscenza giocato dagli utenti della rete in aggiunta ai “content provider” tradizionali (media, OTT, portali tematici).

L’Internet odierna è dominata dal traffico generato da applicazioni basate sul Web e dalle reti di distribuzione dei contenuti (Content Delivery Network, CDN). HTTP è attualmente il veicolo di circa il 75% del traffico di interesse dell’utenza residenziale. I contenuti più popolari (YouTube, Facebook, Apple Store) sono distribuiti in larga misura dai principali CDN, quali Akamai e Google CDN. In [4] si mostrano misure recenti di traffico prelevate sull’intera rete di un operatore radiomobile europeo. Associando etichette ai diversi servizi (app) invocati dagli utenti, si verifica che 280 etichette sono sufficienti per classificare il 70% del volume di traffico HTTP cui hanno accesso l’88% degli utenti. Si evidenzia però l’esistenza di servizi predominanti (“elephants”) accanto ad una pletora di flussi minori (“mice”): i dieci servizi più popolari, tra i quali: YouTube, Facebook, Google Search, Apple (iTunes and Store), Adult Video Services, Windows Update Services, rendono conto del 60% del volume complessivo di traffico

altri (p.e., Amazon)

ISP content caching

HTTP LeaseWeb Limelight Akamai

Google CDN

FIG.1: RIPARTIZIONE DEL TRAFFICO HTTP TRA CDN HTTP e sono acceduti dall’80% degli utenti (fig.1).

CRESCITA DELLA CAPACITÀ DI ACCESSO L’impressionante crescita del traffico trasportato è stata anche resa possibile dalla diffusa disponibilità di accessi di capacità crescente nel tempo: dalle decine di kbit/s dei primi anni 90 alle decine di Mbit/s permesse oggi dagli accessi xDSL su rame e dalle tecnologie HSPA e LTE su rete cellulare e IEEE 802.11n e 802.11ac su reti wireless in area locale, ai Gbit/s realizzabili con l’accesso in fibra ottica sia in modalità punto-punto, sia mediante PON (Passive Optical Network) (fig.2).

L’aumento di “scala” di Internet ha ripercussioni anche sulla sua architettura ad alto livello. Nella figura 3 è mostrata l’attuale macro-struttura di Internet. Fornitori di contenuti, sia dati sia multimediali, CDN e broadcasters si interconnettono grazie agli operatori di livello nazionale e sovranazionale (global

transit e Tier1). Oltre a punti di interconnessione (peering) diretti, sono deputati allo scopo centri di inter-scambio dei dati (Internet Exchange Point, IXP), mediante i quali gli attori su scala gloabale/larga si raccordano con gli operatori di reti regionali (Tier2). A questo livello le interconnessioni sono quotate in base alla banda assegnata al punto di peering. Infine, le reti degli utenti accedono mediante gli Internet Service Provider (ISP) di secondo livello, talvolta anche quelli di Tier1, pagando un costo proporzionato alla banda di accesso.

Il paradigma dominante di Internet negli anni 90 e nel primo decennio del 2000, ovvero l’accesso di tipo asimmetrico, con forte sbilanciamento del traffico nella direzione dalla rete verso l’utente (downstream), è sfidato sempre più non solo dai consolidati applicativi di file sharing (per es. Bit Torrent) e dal Web sociale (Internet delle comunità), ma soprattutto dalla diffusione del cloud, della virtualizzazione,

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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TELECOMUNICAZIONI

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TELECOMUNICAZIONI

L’evoluzione di Internet

FIG.2: CRESCITA DELLA CAPACITÀ ALL’ACCESSO DA RETE FISSA E DA RETE MOBILE (CORTESIA DI MAURIZIO DECINA, 2011)

oggetti reali e del loro contesto (si pensi ad esempio al monitoraggio del traffico veicolare, dallo stato di usura e funzionamento dei veicoli, fino all’ottimizzazione dei flussi di traffico con obiettivi di sicurezza ed efficienza energetica, al monitoraggio dell’impatto ambientale e dello stato delle persone a bordo). Questo porta allo studio e definizione di nuove architetture di Web (Web of Things) con linguaggi per la descrizione e astrazione degli oggetti, per la loro ricerca, catalogazione, composizione (wizard, mashups, applicazioni Do-it-Yourself).

L’altra faccia della diffusione capillare di strumenti di acquisizione, elaborazione e trasferimento dell’informazione nei più diversi ambienti di vita porta alla disponibilità di enormi quantità di dati (“big data”). Anche grazie alla capacità accresciute dei terminali personali, la capacità di usare questa mole di dati può accrescere il livello di virtualizzazione di molti aspetti del vivere quotidiano, rendendo più a portata di mano informazioni e conoscenza filtrata e personalizzata.

UNA E/RIVOLUZIONE DI INTERNET

FIG.3: SCHEMA SU LARGA SCALA DELLE INTERCONNESSIONI TRA FORNITORI DI CONTENUTI, OPERATORI DI RETE E UTENTI

delle smart grid (che trasforma le reti di distribuzioni di energia in reti di tlc), del sistema di Intelligent Vehicle Transportation (basato sulle risorse di elaborazione e comunicazione tra veicoli), dall’Internet degli oggetti (Internet of Things, IoT), tutte sorgenti di informazione e fonti di flussi di traffico sia downstream sia upstream (dall’utente verso la rete).

INTERNET DEGLI OGGETTI Per apprezzare l’impatto dell’IoT, basti riflettere che il Web e Internet, che ne è l’ossatura, connettono miliardi di persone. Si stima che ogni persona gestisca, interagisca e utilizzi un numero di oggetti nell’ordine di un migliaio. Questo porta alla possibilità di interconnettere in rete e far interagire migliaia di

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miliardi di oggetti. Una crescita di tre ordini di grandezza della pervasività di Internet. Con applicazioni alle cosiddette smart cities, all’automazione/intelligenza di ambiente, sia domestico, sia di lavoro, sia industriale; ai trasporti (Vehicular Area Network, Intelligent Transportation System) e alla logistica; al monitoraggio e al controllo ambientale; alla salute e cura delle persone; alla sensoristica personale, dei veicoli o di qualsiasi apparato o struttura, inclusi “smart meters” e smart grid nelle reti di distribuzione di energia.

Questa immensa mole di informazioni ha un valore in diretta proporzione alla capacità di organizzazione dei dati e alla possibilità di aggiornamento della realtà “virtuale” in funzione della dinamica degli

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

Questa visione dei “servizi” poggia sullo sviluppo di una rete dorsale ad elevata capacità (multi-Gbps endto-end) con tempi di attraversamento contenuti entro il centinaio di ms. La situazione della rete dorsale odierna è molto varia, passando da collegamenti di capacità di molte migliaia di Gbit/s a collegamenti di centinaia di Mbit/s, con ritardi che presentano ampia variabilità e che possono arrivare a molte centinaia di ms.

Nelle ultime tre decadi Internet ha sostenuto una crescita costante del traffico e delle applicazioni, mantenendo alcuni elementi architetturali fondamentali come tracciati nel corso degli anni 80.

Nonostante il successo, Internet odierna è affetta da una preoccupante rigidità, da un affastellamento di soluzioni spesso non coerenti, dallo spostamento del paradigma di comunicazione dalla modalità punto-punto ad un approccio centrato sull’informazione, dall’emergenza di requisiti non tenuti in conto nel progetto originale, in primo

INFORMATION CENTRIC NETWORKING I protocolli di Internet fanno del loro meglio per consegnare il traffico inviato dagli utenti a destinazione. Associato con i peculiari modelli di business prevalsi in Internet (tariffe flat, costo associato alla connettività più che al contenuto o all’applicazione), questo ha portato, tra l’altro, al proliferare di traffico non richiesto e non desiderato (spam e-mail), a veri e propri attacchi (DDoS) e ad usi non efficienti delle risorse di rete.

A partire dalla fine degli anni ‘90 si è avviata una riflessione sulla “riforma” di Internet, sia in termini di evoluzione (modifica graduale degli attuali protocolli e architetture di rete) sia di una ri-progettazione dei principi fondanti (“clean-slate design”).

Tra i paradigmi sperimentati figurano i “content centric networking”, quali l’approccio publish-subscribe. Nell’interconnessione in rete

di tipo pub/sub, gli utenti offrono contenuti rendendoli disponibili pubblicamente (ad altri utenti) e sottoscrivono la ricezione del materiale pubblicato sulla base dei propri interessi. In effetti, molto traffico in Internet oggi si svolge secondo principi assimilabili ad un paradigma pub/sub: • diffusione di aggiornamenti software • disseminazione di annunci e notizie (vedi RSS feed) • diffusione audio-video, incluse TV e radio su Internet • messaggistica, sia sotto forma di bollettini periodici, sia come messaggi aperiodici di stato o relativi ad eventi.

Scenari di rete indotti dalle reti di sensori, l’Internet degli oggetti, la “context awareness” inducono paradigmi di comunicazione di tipo pub/sub [1][2][3].

CLOUD NETWORKING E VIRTUALIZZAZIONE La disponibilità di capacità di immagazzinamento dell’informazione e

la crescita della capacità di accesso hanno portato all’affermarsi di un paradigma di remotizzazione delle risorse di memoria e calcolo, il cloud computing.

Il punto chiave è la distribuzione della logica, dei dati e delle risorse tra il terminale locale impiegato dagli utenti e i sistemi remotizzati in rete, in apposite server farm. Questa centralizzazione e virtualizzazione dei processi e dei dati offre flessibilità di accesso all’utente, sganciandolo dallo specifico terminale utilizzato e rendendogli disponibile il proprio ambiente personalizzato ovunque e in ogni momento; permette una gestione centralizzata, quindi più efficiente, della sicurezza, degli aggiornamenti, dell’arricchimento o modifica della logica di servizio.

Il paradigma del cloud e della virtualizzazione sottende però alcune assunzioni. In particolare, la sicurezza delle comunicazioni, inclusa la privacy, e la qualità del servizio di rete devono essere all’altezza delle capacità disponibili su una

TELECOMUNICAZIONI

luogo la sicurezza, il supporto della QoS e il consumo energetico.

TELECOMUNICAZIONI

L’evoluzione di Internet macchina locale. I tempi di risposta della rete e2e non possono superare il centinaio di ms. Anche la disponibilità (continuità del servizio) deve garantire l’accesso a dati e programmi con fuori servizio commisurati alla rilevanza che hanno per l’utente.

CONSUMO ENERGETICO DELLE DORSALI La crescita esponenziale del numero di utenti e l’aumento della capacità a disposizione degli utenti stessi, resa possibile dall’utilizzo di tecnologie quali le Passive Optical Network (PON) nella sezione di accesso, ha causato un rapido aumento della richiesta di banda nella sezione di backbone della rete, costringendo gli operatori all’adeguamento della capacità dell’infrastruttura e dei suoi dispositivi (switch e router). È così emerso un aspetto poco considerato: il controllo del consumo energetico dell’infrastruttura di rete. Le stime più recenti indicano che il consumo globale di energia per Internet ammonta a circa 900 miliardi di kWh annui, pari a circa il 5,5% del consumo mondiale di energia (negli Usa la percentuale cresce fino al 9,5%), di cui circa il 20% è da imputare agli apparati di networking delle reti backbone.

Inoltre, il tasso di aumento è stimabile intorno al 30% annuo che conduce ad un raddoppio del consumo globale ogni 3 anni. A questi numeri vanno aggiunte due considerazioni fondamentali: • le reti di backbone non prevedono nessun meccanismo di riduzione dei consumi energetici in funzione del traffico • il traffico delle reti di backbone presenta un tipico andamento giornaliero, con picchi di traffico diurni e livelli molto più bassi durante le ore notturne.

GREEN NETWORKING Il green networking, lo studio di soluzioni da implementare nelle reti IP per diminuirne i consumi energetici, è abbastanza recente e molte delle soluzioni proposte necessitano di un più elevato grado di maturità per essere integrate nelle reti degli operatori. Esistono però un insieme di “regole generali” che rappresentano il punto di partenza per

FIG.4: EVOLUZIONE VERSO IL PARADIGMA DELLA SOFTWARE DEFINED NETWORK (SDN) le soluzioni future. Per evidenziarli è necessario definire una classificazione tra le tecniche di green networking finora proposte.

■■ Strategie locali Le strategie locali sono implementate nei singoli dispositivi di rete con lo scopo di adattare il consumo energetico del dispositivo al carico da smaltire. Il dispositivo in questione può quindi spegnere un insieme di sotto-componenti fisiche in modo indipendente dal resto della rete. In questa categoria di strategie rientra lo standard IEEE 802.3az, definito per le interfacce di rete Ethernet: prevede lo spegnimento controllato di una line-card, o interfaccia di rete, durante i periodi di inattività della line-card stessa. Una diversa strategia, definita Adaptive Link Rate, consiste nel variare il bit rate trasmissivo delle line-card in funzione del traffico da inviare. In entrambi i casi è necessario avere a disposizione un hardware che implementi funzionalità avanzate di risparmio energetico, oggi non disponibili sui dispositivi commerciali.

Sarà inoltre necessario utilizzare meccanismi di valutazione del traffico che consentano di individuare correttamente i periodi di basso carico, per evitare di impostare la modalità risparmio in periodi non opportuni.

■■ Strategie di rete Le strategie a livello di rete si basano invece sulla cooperazione tra i

vari dispositivi. L’idea base è la modifica dell’instradamento dei pacchetti in rete durante i periodi di basso carico: i percorsi di rete verranno modificati in modo da minimizzare il numero di collegamenti attraversati dal traffico. Sarà così possibile spegnere o impostare uno stato di sleeping per le interfacce di rete di tali collegamenti. L’effettiva applicabilità di queste soluzioni richiede l’implementazione delle seguenti funzionalità: • un meccanismo di stima del traffico che consenta di individuare con affidabilità i periodi di basso carico • un algoritmo di routing che determini i percorsi di rete, considerando i vincoli di capacità e il requisito di minimizzazione dei consumi • un piano di controllo in grado gestire il meccanismo di riconfigurazione della rete mediante opportuni messaggi di controllo.

Tra i diversi lavori presentati in letteratura, alcuni si concentrano sul protocollo di routing OSPF (Open Shortest Path First) introducendo alcune delle funzionalità descritte: un algoritmo di Dijkstra modificato per minimizzare i link “attivi” della rete e nuovi messaggi di controllo per la disseminazione delle informazioni “energetiche”. Le problematiche relative alla stima del traffico rappresentano ancora un punto aperto: la maggior parte delle soluzioni proposte considera noti a priori i livelli di traffico, sulla base dell’andamento “storico”.

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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TELECOMUNICAZIONI

L’evoluzione di Internet

FIG.5: STRUTTURA DI UNA INTERNET FUTURA

PERCORSI EVOLUTIVI Su questi punti si gioca una partita essenziale dell’evoluzione di Internet e dei suoi principali attori. È possibile scorgere una linea di evoluzione di Internet simile ad altri tipi di servizi a rete (per es., trasporti) dove sono presenti un accesso ai servizi, di rete e applicativi, diffuso, ampio, praticamente a costi fissi (flat), ma con limitate garanzie in termini di qualità e affidabilità. Accanto a questo accesso “democratico” e “aperto”, ma “povero”, se ne configura uno a qualità negoziabile, con margini garantiti contrattualmente, sia in termini di prestazioni (capacità di trasporto dei dati, ritardi, continuità) sia in termini di sicurezza, con l’offerta di una rosa di servizi di tipo “professionale”, i “managed services”. Questi potranno rappresentare il plus e la fonte qualificante degli introiti degli ope-

ratori di rete e dei costruttori di apparati. Sugli equilibri tecnico-economici risultanti da questa evoluzione giocano anche elementi normativi, socio-economici, politici.

Uno scenario probabile è che i “managed services”, i servizi di rete a valore aggiunto e qualità controllabile, rappresentino una fonte solida di introiti che potrà permettere il mantenimento di un accesso pubblico ai servizi attraverso Internet a basso costo e diffuso, sia pure senza garanzie di qualità. La figura 4 mostra una direzione di evoluzione della struttura della rete che risponde a questo approccio.

Oggi Internet è realizzata mediante l’interconnessione di router, macchine anche molto complesse, che comprendono una piattaforma di commutazione dei pacchetti e un’intelligenza di elaborazione dei pacchetti stessi, con possibilità di introdurre servizi a valore aggiunto (Value Added Service, VAS), il tutto intermediato da sistemi operativi dedicati e proprietari. L’evoluzione delle capabilities della rete è governata per lo più dalle grandi aziende manifatturiere. Nel paradigma della Software Defined Network (SDN) i router sono sostituiti da piattaforme di commutazione a pacchetto, configurabili mediante interfacce aperte (standard) e l’intelligenza viene remotizzata in centri di controllo della rete mediante un sistema operativo di rete. Servizi a valore aggiunto e capacità di trattamento dei pacchetti (features) possono essere gestite centralmente

Bibliografia

∎

[1] D. Lagutin, K. Visala, S. Tarkoma, “Publish/Subscribe for Internet: PSIRP perspective”, Towards the Future Internet, G. Tselentis et al. (Eds.), IOS Press, 2010 (doi:10.3233/978-1-60750-539-6-75 75).

[2] I. Stoica, D. Adkins, S. Zhuang, S. Shenker, S. Surana, “Internet Indirection Infrastructure”, ACM SIGCOMM ’02, Pittsburgh, Pennsylvania, USA, Agosto 19-23, 2002.

con aggiornamento più veloce e coerente di quanto possibile oggi.

In una prospettiva ancora più proiettata nel futuro, la rete potrebbe evolvere come mostrato nella figura 5.

La piattaforma di accesso, comprendente sia l’accesso da postazione fissa di tipo a banda larga, basato su fibre ottiche o su reti WiFi, sia l’accesso di tipo mobile 3G/LTE, si affaccia su una rete di livello metro e dorsale per il trasporto in tecnologia ottica. Su questo livello di trasporto poggia una rete di commutazione a pacchetto, incentrata su piattaforme hardware di “packet forwarding”, configurabili mediante interfacce standard di controllo da sistemi operativi di rete. Un ulteriore strato di software consente la virtualizzazione delle risorse di rete per offrire la vista desiderata della rete stessa alle applicazioni e ai servizi. È una direzione possibile, che presenta punti di contatti con concetti applicabili anche ad altri tipi di servizi a rete connessi alla produzione e distribuzione dell’energia. Le parole chiave, già oggi visibili all’opera, sembrano essere virtualizzazione e standardizzazione delle interfacce (di controllo e di programmazione delle applicazioni, API).

Fattore abilitante di questa visione, tra altri, è un salto di qualità delle prestazioni di trasferimento delle informazioni, che riducano i tempi di attraversamento della rete al di sotto del centinaio di ms, con portate e2e anche di molte decine fino al migliaio di Mbit/s per utente. ■

GLI AUTORI ANDREA BAIOCCHI andrea.baiocchi@uniroma1.it Professore Ordinario di Telecomunicazioni presso il DIET dell’Università di Roma Sapienza dal 2005. I suoi interessi principali riguardano l’ingegneria del traffico nelle reti di tlc e le reti wireless.

[3] T. Koponen, M. Chawla, B.-G. Chun, A. Ermolinskiy, K.H. Kim, S. Shenker, I. Stoica, “A data-oriented (and beyond) network architecture”, ACM SIGCOMM Comput. Commun. Rev., Vol. 37, n.4, Ottobre 2007, pp. 181-192 (doi = {10.1145/1282427.1282402).

[4] P. Casas, P. Fiadino, A. Baer, “IP Mining: Extracting Knowledge from the Dynamics of the Internet Addressing Space”, Proc. of the 25th International Teletraffic Congress (ITC 25), Shanghai, China, 10-12 Settembre 2013.

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SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

ANTONIO CIANFRANI antonio.cianfrani@uniroma1.it Ricercatore presso il DIET dell’Università di Roma Sapienza dal 2011. I suoi interessi principali riguardano i protocolli di routing IP e il cloud networking.

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Dal catasto delle infrastrutture alla banda larga Con Roberto Spagnuolo, Direttore Generale di Laboratori Guglielmo G Marconi, società di ingegneria specializzata nella progettazione di reti di telecomunicazioni, vediamo come la disponibilità di una banca dati elettronica dei sottoservizi potrebbe facilitare la realizzazione delle reti in fibra ottica. Con una riduzione fra il 30 e il 40% dei costi complessivi.

ROBERTO SPAGNUOLO

■> L’Italia è in ritardo

nello sviluppo di reti di telecomunicazione a banda larga e ultralarga…

Guardando i dati forniti dall’Unione Europea il ritardo dell’Italia emerge in tutta la sua gravità. Il nostro Paese presenta un tasso di penetrazione di banda larga misurato sulle famiglie del 55,1%, contro una media europea del 72,5%, un divario che cresce in maniera impressionante se si considerano le reti di nuova generazione (NGN), dove la copertura è pari al 14% a fronte di una media europea del 53,8%. Eppure il ruolo strategico che tali infrastrutture rivestono per lo sviluppo e la crescita è universalmente riconosciuto, in quanto a differenza di altre infrastrutture di rete si tratta finalizzate all’eroga-

zione di specifici servizi, la banda larga permette di erogare una pluralità di servizi a vantaggio di utenti privati, imprese, pubbliche amministrazioni. Un ruolo riconosciuto in particolare dall’Unione Europea, che con l’Agenda Digitale ha definito gli obiettivi per i Paesi dell’area euro, che prevedono la copertura a 30 Mbps per il 100% della popolazione e sottoscrizioni a 100 Mbps per il 50% delle abitazioni entro il 2020.

■> Cosa si sta facendo

per ridurre questo gap?

Il documento principale adottato dal governo italiano per stimolare la realizzazione delle infrastrutture a banda larga e ultralarga è l’Agenda Digitale Italiana, istituita il primo marzo del 2012 con il decre-

to del Ministero dello Sviluppo Economico. Lo stesso Ministero ha poi emanato il Piano nazionale banda larga e il Progetto strategico banda ultralarga che contengono misure, come le norme per l’agevolazione degli scavi o il credito di imposta, per favorire l’attuazione di quanto contenuto nell’Agenda Digitale. Lo sviluppo di reti NGN, sebbene con approcci e strategie diverse, è anche nei piani dei principali operatori del mercato, come Metroweb, Telecom, Vodafone, Fastweb e Wind.

■> Quali sono le principali

difficoltà operative che si riscontrano nello sviluppo di tali progetti?

Il principale problema è costituito dai costi e dai tempi di realizzazione delle infrastrutture. Il cablaggio in fibra ottica di una città è un’opera rilevante. Per realizzare una rete capillare come quella costruita da Metroweb a Milano, ad esempio, sono necessari investimenti per centinaia di milioni di euro e 24-36 mesi di lavoro. Occorre ricordare, poi, che con l’eccezione del capoluogo lombardo e di qualche altro caso isolato, nel resto delle città italiane la rete in fibra è quasi inesistente.

■> Qual è la voce di costo che incide

maggiormente sulla realizzazione delle reti in fibra ottica?

La componente più onerosa è rappresentata dalle opere civili.

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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FIBRA OTTICA

Dal catasto delle infrastrutture alla banda larga

Le attività di scavo, posa e reinterro delle tubazioni che ospitano i cavi in fibra ottica costituiscono infatti ben il 70% dei costi complessivi di realizzazione dell’infrastruttura. Il restante 30% è dovuto, invece, alla posa delle fibre ottiche e delle terminazioni e dall’installazione delle apparecchiature elettroniche. Per contenere i costi di investimento occorre dunque agire sulla prima voce, le opere civili, in particolare cercando di limitare al minimo possibile gli scavi, che hanno, inoltre, anche un forte impatto sul contesto delle città. Una possibilità in tal senso consiste nell’utilizzo delle infrastrutture già esistenti che per caratteristiche dei materiali e disponibilità di spazi possono essere sfruttate per la posa delle reti in fibra ottica.

■> Quali infrastrutture possono

essere utilizzate?

In linea generale, tutte le tubazioni dismesse e già utilizzate per la

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distribuzione dell’illuminazione pubblica, acqua e gas possono essere sottoequipaggiate con minitubi per ospitare i cavi della rete di telecomunicazione. Lo stesso vale per alcune infrastrutture in esercizio, in particolare la rete della pubblica illuminazione. In entrambi i casi il risultato è un’importante riduzione dei tempi di realizzazione e un forte ridimensionamento del fattore economico: la valorizzazione dell’esistente può attivare economie di scala che vanno da un 20-30% fino al 50-60% rispetto a una nuova realizzazione. Tutto questo discorso, però, presuppone la conoscenza puntuale delle infrastrutture presenti nel sottosuolo.

■> Qual è la vostra esperienza

sotto questo punto di vista?

Come Laboratori Guglielmo Marconi abbiamo maturato una significativa esperienza nella progettazione delle reti di telecomunicazioni, con-

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

frontandoci con tutte le problematiche del sottosuolo e di coesistenza di reti tecnologiche diverse. In linea generale, abbiamo appurato che questa conoscenza è piuttosto scarsa o molto frammentata, nel senso che è dispersa fra tutti gli operatori che gestiscono i vari sottoservizi, ognuno dei quali dispone, nel migliore dei casi, dei dati cartografici delle proprie condotte. Diverse volte, infatti, ci è capitato di scoprire la disponibilità di tubazioni in disuso dove si andavano a realizzare nuove infrastrutture. Ciò che manca è una cabina di regia, un soggetto unico che abbai il quadro completo della situazione in modo da poter dirimere eventuali sovrapposizioni. Ruolo che spetta istituzionalmente ai comuni, titolari della gestione del demanio pubblico.

■> Si ripropone così un tema

di cui si parla da anni, il catasto del sottosuolo…

La disponibilità di un catasto dedicato alle infrastrutture del sottosuolo avrebbe un ruolo determinante per abbattere i costi di realizzazione delle reti e per semplificare la pianificazione di nuovi progetti. Un simile strumento, ovviamente, semplificherebbe il lavoro di tutti gli operatori dei sottoservizi che, potendo accedere a una banca dati aggiornati che riporta i dati aggiornati relativi alle infrastrutture, potrebbero procedere più tranquilli nei loro interventi. Lo scorso settembre, ad esempio, sul Ponte della libertà di Venezia, il ponte stradale e ferroviario che collega il centro storico con la terraferma, un escavatore impegnato nelle opere di realizzazione della tramvia ha tranciato per errore i cavi della pubblica illuminazione e

FIBRA OTTICA

della rete di telecomunicazioni in fibra ottica. L’incidente ha lasciato il ponte isolato e al buio per 24 ore, ha mandato in tilt i sistemi di telecomunicazioni di Comune e aziende pubbliche e il traffico dati è stato garantito da un back-up via radio con una riduzione di capacità da 10 GB a 100 MB.

■> Quali le principali criticità

che ancora frenano la realizzazione di questo progetto?

Realizzare un catasto elettronico che contenga tutte le informazioni relative ai sottoservizi presenti in un determinato territorio, con l’indicazione chiara, precisa e georeferenziata di reti e impianti e di tutte le loro caratteristiche (profondità di posa, materiali utilizzati, anno di realizzazione, manutenzioni eseguite, ecc.) non è un’operazione semplice e che può essere realizzata in modo rapido. Si tratta, infatti, di attivare un processo, fatto di regole chiare e precise, di piattaforme tecnologiche in grado di governare ed integrare dati che provengono da sistemi di georeferenziazione e banche dati diversi.

Un processo che richiede investimenti importanti, ma che porterebbe benefici enormi non solo per gli operatori del settore o per gli investitori, ma per la collettività.

■> Questa esigenza è presente

presso i vari livelli delle amministrazioni?

A livello di amministrazione centrale, la creazione un catasto delle infrastrutture è un tema all’attenzione del Dipartimento delle comunicazione del Ministero dello sviluppo Economico (MISE). La sua istituzione, ad esempio, era uno degli obiettivi strategici fissati nell’Agenda Digitale del governo Monti e misure in tal senso erano previste nella bozza del Decreto del Fare del governo Letta, ma purtroppo gli articoli sono stati cancellati nella versione definitiva del documento. Tra l’altro, proprio il MISE ha affidato a Infratel Italia (Infrastrutture e Telecomunicazioni per l’Italia), società in-house del Ministero e soggetto attuatore del Programma Banda Larga, di costituire un gruppo di lavoro per definire le specifiche tecniche del cata-

sto delle infrastrutture. Insomma, la centralità dell’opera è riconosciuta, sebbene non sia sempre chiaro quale livello di priorità le venga affidato.

■> Le amministrazioni locali

come si stanno muovendo?

Vi sono diverse esperienze avviate un po’ a macchia di leopardo sul territorio. Molto avanti è la Regione Lombardia, che lo scorso anno ha approvato una legge per istituire nei Comuni gli Uffici del sottosuolo, organi predisposti alla raccolta delle informazioni sulla presenza dei sottoservizi, per arrivare a un catasto unico entro la fine del 2014, e alla gestione del Piano urbanistico per la gestione dei servizi e sottoservizi del sottosuolo (Pugss). Ha cominciato a muoversi anche la Regione Emilia Romagna, che ha avviato un progetto per la realizzazione di un catasto federato, che vede i Laboratori Marconi in veste di partner tecnico, in quanto ci siamo occupati dello sviluppo del software che consentirà di integrare i dati provenienti dai 340 Comuni della regione in un’unica piattaforma.

Infine, Regione Toscana, che ha chiesto a tutti gli operatori la mappa delle loro reti. A queste si aggiungono le esperienze di città

come, sempre per restare in Emilia Romagna, Bologna e Riccione, o Varese e Monza in Lombardia, tutte realtà che, tra l’altro, stanno utilizzando la nostra piattaforma Invento, sviluppata proprio per consentire ad amministrazioni ed aziende di costruire un catasto elettronico.

■> E nel resto del territorio?

Anche in questo caso, l’interesse è forte, anche se non sempre le amministrazioni hanno poi le risorse per finanziare i progetti. Lo scorso settembre, a Bologna si è svolto un convegno, organizzato dai Laboratori Marconi in collaborazione con Regione Emilia Romagna, Lepida, lo strumento operativo della Regione per la pianificazione, lo sviluppo e la gestione delle infrastrutture di telecomunicazioni, e Telecom Italia, al quale hanno preso parte diversi rappresentanti di amministrazioni locali. In particolare, molto attente al problema dell’infrastrutturazione e alle possibilità tecniche della costruzione di un catasto si sono mostrate Regioni, quali Friuli, Veneto, Umbria, Marche, che hanno compreso come i due elementi siano tra loro strettamente legati e come possano essere una delle chiavi per lo sviluppo economico dei territori.

■

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SCENARIO

Verso le smart grid Le sfide tecnologiche e finanziarie Se automazione, telecontrollo e ICT rappresentano la base tecnologica per la transizione G dalle reti tradizionali alle smart grid, sull’altro piatto della bilancia stanno gli importanti investimenti necessari per il loro sviluppo. Ecco un’analisi degli aspetti economici legati all’evoluzione delle infrastrutture elettriche.

■ di Marco Vecchio

L

a transizione verso un’economia a basse emissioni di carbonio cambierà sia il modo in cui l’energia viene prodotta sia il modo in cui viene consumata. Le reti intelligenti sono un elemento essenziale per facilitare questa trasformazione.

Il paradigma della rete intelligente introduce diversi vantaggi per la rete elettrica, in particolare consente di ridurre le perdite delle reti di trasmissione e distribuzione, di ottimizzare l’uso delle infrastrutture esistenti, contribuendo a regolare i flussi di energia e a soddisfare il picco di domanda, risolve il proble-

ma della generazione diffusa, gestendo volumi significativi di energia decentralizzata e rinnovabile, aumenta l’efficienza energetica con la gestione dei modelli di consumo degli utenti nuovi o già connessi alla rete.

Delle reti intelligenti può beneficiare sia chi utilizza energia sia chi la produce. Tali tecnologie di rete forniscono informazioni predittive e raccomandazioni alle utility, fornitori e clienti sul modo migliore per gestire l’energia. Ciò si ottiene attraverso sensori avanzati e controllori remoti basati su computer progettati per limitare interruzioni

FIG.1: SISTEMA DI ALIMENTAZIONE DI UNA SMART GRID. FONTE: SMART GRID 2030 ASSOCIATES, SG2030™ SMART GRID PORTFOLIOS e perdite di rete, e qui entra in gioco il concetto di telecontrollo. Questi dispositivi sono collegati a reti di comunicazione integrate che consentono la partecipazione degli utilizzatori e la gestione dell’integrazione delle fonti energetiche distribuite (rinnovabili, stoccaggio, produzione combinata di calore ed energia) attraverso sistemi avanzati intelligenti, quindi automazione, e la gestione delle operations. Questo permette ai componenti interconnessi di essere ottimizzati e monitorati per garantire il funzionamento

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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SCENARIO

Verso le smart grid del sistema in modo efficiente ed affidabile.

La figura 1 rappresenta come si potrebbe presentare in futuro la moderna rete elettrica intelligente. La tradizionale rete elettrica unidirezionale viene sostituita da un sistema completamente interconnesso.

Queste applicazioni richiedono una serie di componenti in tutta la catena del valore: infrastrutture per la trasmissione e distribuzione, una rete di comunicazione e una piattaforma informatica. Questi componenti costituiscono la base per le applicazioni smart grid (tabella 1).

L’implementazione di queste componenti richiederà alle utility di cambiare i loro processi di business, così come l’ulteriore livello di tecnologia richiederà nuove procedure di controllo e gestione.

LE SFIDE Per sfruttare appieno i benefici potenziali delle reti intelligenti, il settore energetico dovrà superare due sfide principali. La prima è a livello

di implementazione: standardizzazione e certificazione, test di sistema, coinvolgimento degli utilizzatori. L’altra è finanziaria: ingenti finanziamenti sono necessari per tutto il ciclo di vita di sviluppo di una smart grid. Solo negli Stati Uniti, la realizzazione di una rete intelligente pienamente funzionante potrebbe raggiungere un costo totale stimato di 476 miliardi di dollari su 20 anni, pari a una media di 24 miliardi di dollari all’anno. In Europa, gli ambiziosi obiettivi 20-20-20 richiedono significativi investimenti nei prossimi decenni. Secondo la Commissione europea è previsto un investimento di 40 miliardi di euro (50 miliardi di dollari) per l’applicazione delle smart grid a livello di trasmissione e distribuzione (T&D).

Nel 2009, la State Grid Corporation of China (SGCC), che copre l’88% della Cina, ha annunciato un piano per lo sviluppo e la costruzione di una “forte rete intelligente” in tre fasi, con un costo complessivo di 101 miliardi di dollari entro il 2020.

Nonostante che il mercato delle

smart grid in Brasile sia nella fase embrionale, gli investimenti dovrebbero raggiungere i 36,6 miliardi di dollari nel 2022. I costi totali in Corea del Sud sono stimati a 25 miliardi di dollari entro il 2030 per lo sviluppo della rete intelligente con circa 18,6 miliardi destinati alle infrastrutture.

Per concretizzare il progetto di una smart grid completamente interconnessa si rendono pertanto necessari dei meccanismi innovativi per finanziare gli investimenti. La filiera è molto complessa e lunga e bisogna identificare un modello di business sostenibile per la vasta gamma di parti interessate, compresi i consumatori, le utility, i fornitori di tecnologie, i produttori e l’ambiente. Lo sviluppo di reti intelligenti è un processo a lungo termine che lega il capitale nel corso di molti anni. Si richiede pertanto un forte impegno di tutte le parti interessate. Dato che lo sviluppo di reti intelligenti è uno sforzo trasversale, è della massima importanza che i responsabili politici, operatori del

SCENARIO TAB.1: COMPONENTI SULLA CATENA DEL VALORE. FONTE: THE SMART GRID OPPORTUNITY FOR SOLUTIONS PROVIDERS (MCKINSEY) settore e di rete operino in stretta collaborazione e che insieme sensibilizzino l’opinione pubblica sui vantaggi delle reti intelligenti.

La futura struttura della rete dipende da diversi fattori, come ad esempio le condizioni di mercato, il consumo di energia, così come le basse emissioni di carbonio e i target di efficienza energetica. Il contesto di una rete intelligente è estremamente dinamico e cambia rapidamente, con le economie emergenti che giocano un ruolo sempre più importante. La figura 2 mostra che la maggior parte della crescita del consumo di energia dovrebbe avvenire nelle economie emergenti, dove la domanda di energia elettrica è guidata da una forte crescita economica a lungo termine. Paesi come Brasile, Cina e India hanno attualmente un consumo pro-capite di energia elettrica molto basso, di gran lunga al di sotto della media mondiale (il consumo di energia pro-capite dell’India, ad esempio, era quattro volte inferiore nel 200809 alla media mondiale).

Tuttavia, con la crescente industrializzazione e il continuo incremento della popolazione, le richieste energetiche di questi paesi dovrebbero aumentare drasticamente. La Cina, per esempio, sta affrontando il problema in modo continuo e molto strategico. Il XII piano quinquennale comprende il miglioramento della rete esistente, riducen-

do i sovraccarichi, evitando interruzioni, e l’estensione della rete alle aree rurali.

Nei paesi emergenti, le linee elettriche ad alta capacità, che consentono la trasmissione di energia elettrica a lunga distanza, alimentano le zone rurali. ll loro funzionamento e controllo efficiente e flessibile richiede elevata automazione e meccanismi di auto-adattamento.

Inoltre, con lo sfruttamento su larga scala di energie rinnovabili, inserire la produzione da energia rinnovabile nella rete diventa un compito urgente.

Al contrario, la situazione per i membri dell’Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico (OCSE) è molto diversa: le infrastrutture elettriche sono ben sviluppate, la crescita della popolazione dovrebbe essere lenta o addirittura diminuire in alcuni casi, e la crescita del prodotto interno lordo (PIL) è più lenta rispetto ai paesi emergenti. La produzione di energia elettrica rispetto alle economie emergenti è più bassa, con un aumento medio previsto del 1,2% l’anno per l’OCSE europea e un tasso medio annuo dello 0,8% per gli Stati Uniti dal 2008 al 2035.

Una sfida comune tra i paesi e le regioni analizzate è la necessità di maggiori fondi pubblici e di incentivi tariffari per tutte le fasi di sviluppo della smart grid: ricerca e sviluppo (R&S), grandi progetti dimo-

strativi (che quantifichino l’impatto sul sistema) e la piena implementazione (fig.3).

LA SITUAZIONE IN ITALIA In Italia sotto la delibera ARG\elt 39/10 sono stati presentati nove progetti pilota di smart grid, a otto dei quali sono stati concessi finanziamenti, con il progetto Isernia guidato da Enel Distribuzione che ha ricevuto il massimo dei voti.

Il finanziamento richiesto per i progetti variava da 642.000 a 6,2 milioni di euro. Specificamente legata al progetto Isernia, la demo testerà soluzioni di sistemi che combinano la produzione da risorse energetiche distribuite con una gestione affidabile e sicura del sistema in condizioni operative reali.

Il progetto esaminerà un nuovo approccio alla gestione della generazione distribuita con l’installazione di un impianto di stoccaggio.

Il progetto prevede inoltre l’installazione di quasi 8.000 dispositivi “smart info®” e una stazione di ricarica per alimentare cinque veicoli elettrici.

Con la delibera ARG\elt 198/11, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) ha mantenuto gli incentivi per i progetti di smart grid concessi ai sensi della Delibera 39/2010 per il periodo di regolazione 2012-2015, fornendo un ulteriore 2% di remunerazione WACC (costo medio ponderato del capitale)

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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SCENARIO

Verso le smart grid

FIG.2: CRESCITA DEL CONSUMO DI ENERGIA ELETTRICA DAL 2007 AL 2050 (BLUE MAP SCENARIO). FONTE: IEA, 2011, TECHNOLOGY ROADMAP SMART GRID

FIG.3: PRINCIPALI SFIDE PER LO SVILUPPO DELLA SMART GRID. FONTE: WORLD ENERGY COUNCIL in più sui nuovi progetti pilota relativi alle smart grid, da definire, per un periodo massimo di 12 anni.

L’Autorità con la delibera ARG\ elt 242/10 ha anche sostenuto progetti pilota volti a testare diversi modelli di mercato per i servizi di ricarica del veicolo elettrico. Cinque progetti pilota sono stati autorizzati, con un contributo annuo di 728 euro per punto di ricarica fino al 2015

ANIE Automazione rappresenta in Italia i produttori di componenti e sistemi per l’automazione industriale manifatturiera e di processo. Aderisce a Federazione ANIE, l’associazione nazionale delle imprese elettroniche ed elettrotecniche

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per la costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica, secondo tre modelli di mercato: modello di distribuzione, modello competitivo di provider di servizi, modello unico di provider di servizi.

I benefici conseguiti con le reti intelligenti devono essere comunicati chiaramente per sensibilizzare l’opinione pubblica. La mancanza di interesse del cliente, soprattutto nei paesi sviluppati, deriva non solo da un basso livello di consa-

Marco Vecchio

pevolezza delle dimensioni delle bollette di energia elettrica, ma anche da una comprensione limitata delle reti intelligenti e di come la loro applicazione sia in grado di creare valore. Pertanto, una sfida chiave consiste nello spiegare in termini semplici che cosa è una rete intelligente e, soprattutto, i benefici diretti che i clienti otterrebbero con un massiccio dispiegamento di tutte le tecnologie necessarie.

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L’AUTORE

marco.vecchio@ANIE.IT È il Segretario di ANIE Automazione e Segretario dell’associazione ANIE Componenti Elettronici e coordinatore della Commissione Ricerca e Innovazione di Federazione ANIE.

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AEEG

L’Autorità punta sui progetti pilota Sette i progetti dimostrativi per lo sviluppo delle smart grid su reti di distribuzione MT G che hanno avuto accesso al regime incentivante fissato dalla delibera ARG/elt 39/10.

Samulele Larzeni, del Dipartimento per la Regolazione Direzione Infrastrutture, Unbundling e Certificazione Unità Regolazioni Caratteristiche e Innovative dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, spiega caratteristiche e obiettivi dell’iniziativa.

■> Il futuro della distribuzione

elettrica passa per lo sviluppo delle smart grid. Che cosa sta facendo l’Autorità per favorire questo processo?

L’Autorità pone particolare attenzione al corretto sviluppo delle infrastrutture da parte dei gestori di rete. Già dal 2004, cioè immediatamente dopo il grave blackout che ha interessato il sistema elettrico italiano nel settembre 2003, l’Autorità ha introdotto progressivamente una serie di incentivi allo sviluppo degli investimenti “strategici”, inizialmente legati alla rete di trasmissione e successivamente, dal 2008, estesi alle reti di distribuzione.

Come iniziativa specifica, fra le altre, l’Autorità ha promosso sperimentazioni in campo su reti di distribuzione “attive” e smart grid tutt’ora in corso.

L’idea di fondo è che alcuni investimenti non sono adeguatamente promossi dagli incentivi outputbased relativi ai parametri di qualità del servizio, e tuttavia meritano attenzione in quanto il loro mancato sviluppo potrebbe ostacolare l’innovazione o danneggiare i consumatori.

■> Con quali obiettivi?

Gli obiettivi principe che stanno guidando il cambiamento nel sistema elettrico sono da un lato l’aumento della produzione da fonti rinnovabili diffuse sul territorio e la riduzione dei gas climalteranti, dall’altro l’introduzione di tecnologie che permettano una riduzione dei consumi attraverso una maggior efficienza negli usi finali e il risparmio energetico (cosiddetto pac-

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chetto “20-20-20 al 2020”). Obiettivi prioritari da perseguire per raggiungere l’ambizioso traguardo dell’Unione Europea di una transizione verso un’economia a basso contenuto di carbonio entro il 2050 (decarbonizzazione).

In tale quadro, peraltro perfettamente inserito nel mandato della tutela dell’ambiente dato dalla legge istitutiva, l’Autorità è orientata a promuovere l’innovazione tecnologica, favorire l’integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema, lo sviluppo dell’information technology al servizio dell’intero sistema elettrico e contribuire alla diffusione dei progetti di efficienza energetica e della mobilità elettrica.

■> Quali strumenti

di incentivazione ha messo a punto l’Autorità per sostenere lo sviluppo di progetti pilota?

Oltre al tasso di remunerazione del capitale investito (WACC base) che le imprese ricevono per gli investimenti di sviluppo sulla rete di distribuzione, a partire dal 2008 l’Autorità ha previsto la possibilità di accedere ad una maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito pari al 2% per 12 anni, attraverso la selezione di sperimentazioni finalizzate a promuovere l’introduzione di tecnologie innovative sulle reti di distribuzione (smart grid).

■> Quali criteri devono

soddisfare i progetti per accedere agli incentivi?

La necessaria progressività di azione ha condotto a focalizzare l’attenzione su reti dove fossero già

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presenti delle criticità che, con l’aumento della penetrazione da fonti rinnovabili, potessero diffondersi su larga scala, quali le “reti attive di media tensione”. Studi commissionati dall’Autorità al Politecnico di Milano tra il 2006 e il 2008 e pubblicati come allegato B alla delibera ARG/elt 25/09, hanno infatti evidenziato alcune problematiche tecniche legate all’inversione di flusso di potenza attiva in cabina primaria. In sostanza, situazioni in cui la corrente viene generata nelle reti in bassa e media tensione e risale il sistema riversandosi nella rete di trasmissione. Tale attenzione si è quindi espressa nel vincolo, fissato dalla delibera dell’Autorità ARG/elt 39/10, di circoscrivere i progetti dimostrativi a reti di distribuzione MT in cui si verifica per almeno l’1% del tempo annuo l’inversione di flusso, per esubero della potenza immessa da generazione diffusa rispetto al carico in quella parte del tempo. Un vincolo che mira a collocare le sperimentazioni proprio laddove i problemi di gestione della rete di distribuzione sono già attuali, anche se tale situazione è sempre più diffusa. Si tenga presente che nel 2012, in base ai dati di Enel Distribuzione, la quota di sezioni a media tensione che hanno avuto bisogno di trasferire l’energia sulle reti ad alto voltaggio per oltre il 5% del tempo è stata pari al 18%, contro il 7% del 2010.

Come requisito vincolante, oltre alla presenza di inversione di flusso, il progetto doveva prevedere un sistema di regolazione e controllo della tensione e l’utilizzo di protocolli di comunicazione non

■> Quali i progetti selezionati?

La selezione ha individuato otto progetti dimostrativi smart grid.

Tuttavia, recentemente l’Autorità ha preso atto della rinuncia al trattamento incentivante da parte di una delle imprese (A.S.S.M. S.p.A.).

Ad oggi, quindi, sono in corso le seguenti sperimentazioni: • A.S.SE.M. San Severino Marche • A2A (CP Gavardo) • A2A (CP Lambrate) • ACEA Distribuzione • ASM Terni • DEVAL • ENEL Distribuzione (CP Carpinone).

■> Quali le principali peculiarità

di questi progetti?

Le sperimentazioni permettono di testare apparecchiature innovative su reti di distribuzione MT reali che presentavano limitazioni legate all’introduzione massiccia della generazione distribuita, tipicamente a fonte rinnovabile.

Alcuni progetti quindi prevedono sistemi SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition – sistemi di automazione e telecontrollo) per l’identificazione e l’isolamento delle porzioni di rete con guasto e contro-alimentazione delle parti sane in modo automatico, attuatori in campo per la modulazione della potenza attiva attraverso sistemi di comunicazione bidirezionale (cosiddetto “dispacciamento esteso”), sistemi di stoccaggio a batteria in combinazione con fonti rinnovabili intermittenti o con installazioni di ricarica, anche bidirezionale, di veicoli elettrici, fino ad applicazioni di display che permettono al cliente finale una maggiore consapevolezza dei propri consumi, un passo

propedeutico verso successive iniziative di demand response.

■> Qual è il costo di tali progetti

e come vengono finanziati?

Il costo degli investimenti ammessi all’incentivazione è di circa 16 milioni di euro e sono finanziati, come per gli altri investimenti, attraverso le tariffe. Se si considera, a titolo esemplificativo, che per il servizio di distribuzione, nel solo 2012, i costi riconosciuti sono stati superiori ai quattro miliardi e mezzo, si capisce l’importanza della sperimentazione a fronte di un costo pressoché trascurabile. Tanto più che il reale extra-costo è dato dalla maggior remunerazione del capitale.

■> Vi sono alcuni aspetti tecnici

sul tema smart grid che richiedono di essere regolati?

Con la regolazione economico-tariffaria l’Autorità non esaurisce la propria attività. L’Autorità è infatti presente e attiva sul fronte della regolazione tecnica, partecipando se necessario ai tavoli degli enti di normazione (CEI, CENELEC, ETSI, IEC) e monitorando la situazione nazionale ed internazionale per avere piattaforme normative il più possibile armonizzate e adatte alle necessità in continuo cambiamento. Dal punto di vista tecnico il tema delle smart grid è strettamente correlato alla connessione della generazione distribuita e quindi alle regole tecniche di connessione. A tal proposito, in particolare, l’Autorità ha contribuito a scrivere e poi ha approvato quali regole tecniche di riferimento le norme CEI 0-16 e CEI 0-21. Recentemente, inoltre, sono stati verificati positivamente gli allegati A70 e A72 del Codice di Rete di Terna, che hanno introdotto alcune prescrizioni innovative legate alle protezioni e alla riduzione della produzione in caso di emergenza, migliorando il contributo della generazione distribuita alla sicurezza di sistema.

■> Quali le prossime iniziative

in questo campo?

Le sperimentazioni sono in fase di completamento e le misure in campo permetteranno di verificare l’impatto effettivo delle soluzioni tecniche adottate, per una successiva implementazione su più larga scala.

Il sistema di monitoraggio, infatti,

è stato pensato con la finalità di confrontare i benefici effettivi con i benefici attesi, contenuti nelle istanze originarie, e testare la metodologia di valutazione del “livello di smartness” cercando di identificare una possibile metrica che porti al superamento della regolazione selettiva delle infrastrutture energetiche.

L’intenzione dell’Autorità è una crescente responsabilizzazione dell’esercente rispetto alla propria performance nell’erogazione del servizio (cosiddetta regolazione output based), assicurando al contempo forme di incentivazione all’efficienza, per minimizzare i costi operativi e di investimento.

■> Le aziende elettriche come

stanno reagendo alla necessità di introdurre più “intelligenza” sulle loro reti?

Alcune imprese, probabilmente data la piccola dimensione, risultano più “attendiste”. Penso che tutte siano in attesa di conoscere gli esiti della sperimentazione attuale, che saranno resi pubblici, per capire come sviluppare al meglio la propria rete e adattarsi ad un nuovo ruolo “attivo” del distributore che dovrà integrare in modo intelligente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti connessi alla rete, per assicurare la fornitura di energia elettrica in modo efficiente, sostenibile e sicuro.

■ ■ Samuele Larzeni Ingegnere elettrico e perito elettrotecnico, dopo esperienze nel settore della ricerca, degli appalti e della progettazione in primarie aziende italiane ed estere, dal 2006 si occupa di regolazione delle tariffe e delle infrastrutture all’Autorità per l’energia elettrica e il gas; sta contribuendo ai lavori del gruppo europeo dei Regolatori dell’energia sui temi delle smart grid e ha partecipato alla definizione dei criteri di selezione dei progetti dimostrativi di smart grid ammessi dall’Autorità al regime incentivante definito dalla delibera ARG/elt 39/10.

Le opinioni formulate in questa intervista sono espresse a titolo personale e non coinvolgono né impegnano in alcun modo l’istituzione di appartenenza.

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proprietari. In aggiunta, attraverso un indicatore di priorità, sono state premiate alcune funzionalità: • l’aumento dell’energia immettibile in rete da generazione distribuita • la presenza di sistemi in grado di modulare, secondo profili prestabiliti, lo scambio dell’energia alla cabina primaria • la partecipazione degli impianti di generazione diffusa alla regolazione della tensione • la replicabilità del progetto su larga scala • la presenza di soluzioni tecnologiche innovative da testare.

TRASMISSIONE Investimenti già effettuati per 300 milioni e altri 600 previsti per i prossimi anni. Gli sforzi di Terna per rendere la rete di trasmissione nazionale sempre più sicura e hitech.

G

Il futuro delle reti elettriche

ELETTRODOTTI ALTA TENSIONE

O

ggi non è possibile parlare di energia senza fare riferimento alle reti del futuro. Le reti elettriche, infatti, saranno trasformate in un sistema articolato e interconnesso le cui caratteristiche principali della gestione sono volte a ottimizzare lo sfruttamento e facilitare l’accessibilità della rete esistente, aumentare la flessibilità e migliorare l’economicità del sistema elettrico, garantire l’affidabilità della rete di trasmissione. Proprio quest’ultima, volano per lo sviluppo del Paese, nei prossimi anni lo sarà ancor più e avrà un ruolo sempre più nevralgico per il sistema elettrico e di conseguenza dovrà stare al passo dei cambiamenti in atto: dal forte incremento delle centrali di produzione da fonte tradizionale al repentino boom delle energie rinnovabili, cresciute esponenzialmente in pochi anni e che, di fatto, hanno stravolto la logica tradizionale della generazione e trasmissione di energia. Terna, la parte sua la sta già facendo: dal 2007 ad oggi, infatti, la società che gestisce la rete di trasmissione nazionale ha già investito 300 milioni di euro per lo

sviluppo di sistemi di controllo, automazione e sensoristica, e ne ha messi sul piatto ulteriori 600 milioni per i prossimi anni. Un ingente sforzo economico che ha già permesso di strutturare una rete di trasmissione ultra tecnologica, intelligente, “attiva” e diffusa, insomma smart: una rete efficiente, affidabile, bidirezionale e a basso impatto ambientale, che raggiunge l’intero territorio italiano grazie ai suoi 63.500 km di lunghezza, garantendo parità di accesso a tutti i produttori e utenti. E assicurando, nel contempo, un servizio elettrico sicuro, continuo e con elevati standard qualitativi al top delle best practice europee, anche nell’ottica di continuare a contribuire a ridurre i costi per cittadini e imprese. Una rete, quindi, che soddisfa, sotto vari aspetti e funzionalità, le esigenze tecniche ed economiche dei consumatori, assorbe energia da qualsiasi punto venga prodotta e la trasferisce con flussi direzionali alle aree in deficit, e permette di effettuare ogni azione in tempo reale e in modo dinamico attraverso innovativi sistemi di comunicazione.

AVANZAMENTO TECNOLOGICO Grazie all’avanzamento tecnologico della rete, conseguito con ingenti investimenti e l’utilizzo di nuovi sistemi informatici all’avanguardia, Terna in questi anni ha ottimizzato la gestione dei flussi di energia sulla rete. Dal punto di vista tecnico l’impegno della società per lo sviluppo della rete intelligente si è tradotto in una serie di attività, tra cui il miglioramento del controllo dei parametri di rete attraverso previsioni e monitoraggio in tempo reale, la regolazione dei flussi di elettricità istante per istante per massimizzare lo sfruttamento della rete esistente, il presidio delle caratteristiche dei nuovi utenti della rete per garantire sicurezza diffusa. La smart grid deve infatti necessariamente essere sviluppata con alcune imprescindibili caratteristiche: capacità di autoanalisi per evitare congestioni; ottimizzazione dei costi per manutenzione e operatività; informazioni in tempo reale per produttori e utenti finali. Inoltre, dovrà essere indifferente alla

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grammabile e metering in tempo reale, tramite sensori di temperatura e anemometri, un programma di rilevazione delle condizioni meteo che fornisce dei dati attendibili ogni poche ore. Strumentazioni e analisi tecnologiche che permettono in questo modo di gestire in maniera flessibile i flussi di energia.

tipologia di generazione (costante, variabile o intermittente) e utenza, e interconnessa con altre reti.

SVILUPPO DELLE RINNOVABILI La smart grid è anche, e soprattutto, relazionata allo sviluppo delle fonti rinnovabili, un settore in forte crescita in questi ultimi anni.

Solo considerando eolico e fotovoltaico, si è infatti passati dai 1.000 MW installati nel 2005, agli oltre 25.000 MW odierni e le previsioni indicano che la crescita perdurerà a ritmi sostenuti anche nei prossimi anni. Anche i consumi di energia elettrica hanno risentito della componente rinnovabile. Dal rapporto statistico sul fabbisogno di elettricità in Italia, emerge infatti che nel 2012 le fonti eolica e fotovoltaica hanno soddisfatto circa un decimo della domanda nazionale di energia. Un valore anche in questo caso aumentato velocemente: basti pensare che nel 2009, solo tre anni prima, queste due fonti di energia coprivano poco più del 2%. In qualità di gestore di rete, Terna è direttamente coinvolta nella partita delle rinnovabili, una partita nuova, ma senza dubbio sfidante. La società gioca infatti un ruolo chiave: per integrare al meglio le fonti rinnovabili e far sì che la rete elettrica si evolva in sincronia con il “nuovo sistema”, la società si è già concretamente impegnata, investendo in questi anni 1,3 miliardi di euro e programmando ulteriori 2,5 miliardi di euro fino al 2016, con interventi localizzati soprattutto al

SOSTENIBILITÀ

ELETTRODOTTI ALTA TENSIONE Sud Italia, dove le rinnovabili stanno diventando la principale fonte di copertura del fabbisogno. Terna ha individuato e messo in atto una serie di azioni, come il rafforzamento, il controllo e il monitoraggio della rete, con investimenti nell’automazione del mantenimento dell’equilibrio fra domanda e offerta di energia; la gestione coordinata delle reti di trasmissione e distribuzione; l’adeguamento del parco di generazione da fonti rinnovabili esistente e futuro. Oltre a realizzare infrastrutture, come elettrodotti e stazioni elettriche per connettere in rete l’energia prodotta dai parchi rinnovabili, Terna svolge analisi di previsione della domanda e generazione di energia non pro-

Infine, la smart grid dovrà anche essere sostenibile. Le strategie di Terna da sempre sono orientate allo sviluppo sostenibile, perseguito attraverso una serie di punti fermi quali la razionalizzazione della rete, la riduzione dell’impatto ambientale e delle emissioni di CO2, la tutela della biodiversità, il dialogo costante con gli enti locali. Esempi che testimoniano la notevole attenzione all’ambiente di Terna, sono gli elettrodotti in altissima tensione “Chignolo Po-Maleo”, in Lombardia (quasi interamente realizzato con gli innovativi tralicci monostelo altamente tecnologici, con minor impatto visivo e con ingombro al suolo minimo rispetto ai tradizionali sostegni tronco piramidali), “Trino-Lacchiarella”, tra Piemonte e Lombardia (in cui si trovano i tralicci d’autore Germoglio ideati dall’architetto Dutton, capo gruppo progetto: Studio Rosental) e “Tavarnuzze-Casellina-Santa Barbara”, in Toscana (dove Terna ha installato i sostegni progettati dall’architetto Norman Foster, ideati per aree ad elevato interesse paesaggistico).

Inclinazione alla sostenibilità testimoniato anche dal fatto che il 70% delle nuove principali opere che

TRALICCI GERMOGLIO

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TRASMISSIONE

Il futuro delle reti elettriche

TRASMISSIONE

Il futuro delle reti elettriche

TRALICCI MONOSTELO

PROGETTO INSULA

Terna sta costruendo in tutta Italia (circa 1.000 km), sarà realizzato con cavi sottomarini e interrati, mentre tralicci di ultima generazione come i pali tubolari monostelo e i sostegni Germoglio copriranno il 60% delle tratte aeree.

un investimento complessivo di circa 1,5 miliardi di euro che comporterà la realizzazione di 625 km di nuove linee e 400 milioni di euro di risparmi per il sistema elettrico.

Importanti infrastrutture energetiche, già cantierate, che si andranno ad aggiungere alle 22 linee di collegamento con l’estero già esistenti, e che rientrano nella strategia di Terna di fare della rete italiana l’hub elettrico dell’Europa e del Mediterraneo, dal momento che il nostro Paese costituisce il punto di snodo naturale degli scambi lungo le direttrici Sud-Nord ed Est-Ovest.

Una rete diffusa, tecnologica e integrata a livello europeo, una super smart grid con i Paesi inter-

TRIS DI TERNA PER UNA SUPER SMART GRID EUROPEA Se l’impegno economico maggiore di Terna è concentrato sull’Italia e sulla sicurezza ed efficienza del sistema elettrico nazionale, l’estero ha comunque una valenza strategica. Tra i progetti di Terna spiccano infatti tre nuovi “ponti elettrici” con Montenegro, Francia e Austria:

connessi elettricamente tra di loro, che rappresenterà un fattore strategico per accrescere la sicurezza del sistema elettrico internazionale e degli approvvigionamenti, aumentare la dinamicità, la flessibilità di utilizzo e i flussi di energia, riducendo i costi. Uno sforzo in linea con le normative europee che hanno recentemente identificato 81 iniziative nella lista dei Projects of Common Interest delle quali ben 11 riguardano Terna. Nel complesso, le 81 iniziative giudicate fondamentali in Europa prevedono la realizzazione di circa 23.000 km di linee e genereranno investimenti per 54 miliardi di euro.

UNA RETE PER UNIRE L’ITALIA ALLE SUE ISOLE Rientra in questo contesto anche il Progetto Insula, un network di collegamenti elettrici sottomarini, altamente sofisticato e all’avanguardia della tecnologia, che Terna ha programmato per potenziare la rete che unisce l’Italia alle sue isole.

Fanno parte di questo importante progetto, dell’investimento complessivo di circa 2,3 miliardi di euro, le interconnessioni delle isole campane con la terraferma e quella delle isole della Laguna Veneta, i collegamenti tra Sardegna e Penisola Italiana (Sa.Pe.I.), tra Sardegna, Corsica e Penisola Italiana (Sa.Co.I. 3), tra Sicilia e Calabria (l’elettrodotto “Sorgente-Rizziconi”) e dell’Isola d’Elba con la Toscana. ■

ITALIA HUB ELETTRICO

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Distribuzione ha deciso di far evolvere sia la rete di telecomunicazione sia gli apparati di protezione e telecontrollo della rete di distribuzione elettrica.

L’evoluzione della rete di Enel Distribuzione ■ di Paola Petroni

I

l futuro sviluppo dei moderni sistemi elettrici di potenza, con particolare riferimento al sistema di distribuzione, passerà attraverso le reti intelligenti. Il contesto delle smart grid include diverse funzioni che la rete del futuro deve garantire, quali la gestione evoluta delle fonti di generazione distribuita e dell’utenza, l’automazione evoluta della rete, il controllo delle infrastrutture di ricarica per la mobilità elettrica ed i sistemi di accumulo dell’energia. Enel Distribuzione iniziò il processo di sviluppo tecnologico della propria rete già dagli anni ’80, con lo sviluppo del proprio sistema di telecontrollo, e negli anni ’90, con il progetto del contatore elettronico e del telegestore, noto oggi come smart meter.

Oggi, nell’ambito nazionale ed internazionale delle smart grid, partecipando ai diversi progetti pilota indetti dal Governo italiano (ad esempio POI-P3 e Progetto Isernia) e dalla Comunità Europea (ad esempio Grid 4 EU e Address), Enel Distribuzione sta evolvendo i propri sistemi di telecontrollo e protezione per soddisfare le innumerevoli esigenze sulle quali le reti intelligenti si basano.

Il concetto di rete elettrica di media tensione “smart”, per Enel Distribuzione, si declina in un profondo cambiamento degli apparati e delle infrastrutture presenti in cabina secondaria, cabina primaria e sistema centrale SCADA. Enel Distribuzione nell’ambito dello sviluppo tecnologico si propone di affrontare alcune delle tematiche legate al nuovo concetto di rete smart grid. In particolare, è impegnata su due macro tematiche di cui una prima legata alla gestione della generazione distribuita attualmente in-

stallata lungo la rete di media tensione, facendo fronte a diversi temi: controllo della tensione locale e di sistema, anti islanding, gestione e dispacciamento dei generatori e dei sistemi di accumulo dell’energia elettrica. La seconda tematica è legata all’introduzione del concetto di selettività logica tra gli apparati di protezione installati nelle cabine secondarie e primarie della rete elettrica.

Per sviluppare i contenuti esposti, Enel Distribuzione ha deciso di far evolvere sia la rete di telecomunicazione sia gli apparati di protezione e telecontrollo oggi presenti nella rete di distribuzione dell’energia elettrica.

STANDARD IEC61850 In particolare, la rete smart grid fonda il proprio sviluppo sull’utilizzo dello standard IEC61850, riconosciuto ad oggi come standard de facto in termini di progettazione delle stazioni elettriche. Ogni apparato di protezione e telecontrollo evoluto è stato sviluppato mantenendosi aderenti alle specificazioni emanate dall’International Electrotechnical Commission (IEC) allo scopo di garantire le caratteristiche di interoperabilità ed intercambiabilità degli apparati, proprie dello standard IEC61850.

Tale standard è ad oggi attuato nelle reti sperimentali di Enel Distribuzione con un’accezione evolutiva in termini di estensione geografica. Di fatti lo standard IEC61850 ad oggi normalmente è utilizzato in stazioni elettriche ben confinate in termini di spazio e rete dati (LAN di stazione).

Enel Distribuzione si pone l’obiettivo di sperimentare l’utilizzo dello standard IEC61850 su reti elettriche comprendenti cabine primarie e secondarie con un’estensione spaziale di

tipo geografico. Il salto tecnologico che deriva dall’utilizzo dello standard IEC61850 su rete geografica (WAN) porta al concetto di “cabina primaria estesa”, in quanto gli apparati intelligenti installati lungo la rete di media tensione sono connessi alla cabina primaria non solo dal punto di vista elettrico ma anche logico. Tale approccio ha portato Enel Distribuzione all’utilizzo di nuove tecnologie di comunicazione, tra cui l’attuale nuovo standard di comunicazione 4G LTE relativo alle reti wireless caratterizzate da alta velocità di invio\ricezione dati, oltre che a tecnologie consolidate come la fibra ottica.

Ad oggi la grande presenza della generazione distribuita, in particolare in determinate aree geografiche del sud Italia, ha posto in evidenza la necessità da parte di Enel Distribuzione di creare una nuova struttura, in termini di apparati di protezione e comunicazione, all’interno della cabina secondaria e primaria.

Nello specifico lo sviluppo degli apparati di protezione e telecontrollo permetterà di attuare diverse funzionalità.

Rilievo delle misure delle grandezze elettriche relative sia alla cabina secondaria sia al sistema di generazione\accumulo con lo scopo di: monitorare puntualmente la rete di distribuzione, creare un archivio storico delle misure ed attuazione di logiche centrali e remote di controllo della tensione elettrica nei nodi critici. Il controllo della tensione remoto è attuato attraverso l’ausilio di un sistema di calcolo elettrico evoluto integrato con il sistema SCADA, il quale, noti i valori di tensione nei nodi della rete elettrica, i parametri propri della rete elettrica

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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DISTRIBUZIONE

La realizzazione delle smart grid passa attraverso la gestione della generazione distribuita G lungo la rete di media tensione e la selettività logica tra gli apparati di protezione delle cabine secondarie e primarie della rete elettrica. Per far fronte a queste esigenze Enel

DISTRIBUZIONE

L’evoluzione della rete di Enel Distribuzione e le caratteristiche di capability di ogni impianto di generazione, è in grado di scegliere a quale generatore debba essere richiesto un servizio ancillare di rete. Viceversa, il controllo locale della tensione si basa sul concetto di poter attuare una regolazione in condizione di mancanza della rete di comunicazione tra il sistema SCADA e le cabine secondarie. In tal caso, nonostante un degradamento delle prestazioni del sistema generale di comunicazione, si mantiene comunque attivo un sottosistema di regolazione, sempre basato sullo standard IEC61850.

SELETTIVITÀ LOGICA Enel Distribuzione si prefigge, inoltre, di attuare la selettività logica tra apparati di protezione installati nelle cabine secondarie e nelle cabine primarie. Tali apparati di protezione sfruttando la rete di comunicazione, wireless o filata (su fibra ottica, su power-line, ecc.), possono scambiarsi, a livello geografico, messaggi atti a bloccare l’intervento delle funzioni di protezione secondo le logiche implementate.

Questa nuova funzionalità, rispetto alla precedente logica di automazione basata su selettività cronometrica a consenso voltmetrico-direzionale, permette di suddividere una linea di media tensione in più tronchi, minimizzando dunque non solo il numero di clienti disalimentati a seguito di un guasto ma anche il tempo di ripristino della porzione sana della rete elettrica.

Nell’ambito della gestione della rete elettrica in relazione alle richieste imposte dal gestore della rete di trasmissione nazionale è necessario e richiesto: • trasmettere i valori della potenza attiva prodotta dalla generazione distribuita, per conoscere la composizione dei bilanci di potenza di

transito su ogni cabina primaria • garantire il distacco dei carichi e dei generatori lungo la direttrice di media tensione per condurre un piano di alleggerimento meno massivo • garantire il distacco della generazione distribuita nel caso in cui si verifichi il fenomeno dell’isola elettrica incontrollata e non siano garantite le condizioni di parallelo con la rete a potenza prevalente.

APPARATI DI PROTEZIONE, REGOLAZIONE E TELECONTROLLO Le funzionalità descritte sono garantite dagli apparati di protezione, regolazione e telecontrollo, specificati da Enel Distribuzione e sviluppati appositamente per l’ambito smart grid. Tali apparati sono fisicamente installati all’interno delle cabine primarie, cabine secondarie e nel sistema SCADA ed interconnessi in termini di comunicazione dati attraverso la rete di comunicazione wireless (4G LTE, WiMax, 3G) o filata (fibra ottica, Power Line, etc..). All’interno dello SCADA sono coinvolti: • il sistema di telecontrollo della rete di media tensione (STM) che rappresenta la piattaforma su cui si basa il sistema di telecontrollo della rete di media tensione. Permette, tra le sue funzioni, il telecontrollo e la supervisione degli apparati evoluti installati in campo • il Distribution Management System (DMS), sistema che effettua i calcoli elettrici ricevendo dal sistema di telecontrollo (STM) e da quello di telegestione (lettura contatori elettronici) i dati relativi alle misure, le segnalazione di stato ed allarme dei dispositivi presenti in campo.

In cabina primaria risiedono: • il Terminale Periferico per le Teleoperazioni (TPT2020), l’apparato

Paola Petroni

L’AUTRICE

paola.petroni@enel.com Responsabile Tecnologie di Rete – Divisione Infrastrutture e Reti Enel.

Come Responsabile Tecnologie di Rete all’interno della Divisione Infrastrutture e Reti di Enel, coordina la ricerca e lo sviluppo di nuove applicazioni, incluso lo smart metering. In precedenza ha sviluppato il sistema IT per la Borsa Elettrica Italiana (IPEX). Con 30 anni di esperienza nei sistemi di automazione e controllo nel settore elettrico, è anche coordinatrice del progetto European Project ADDRESS (Active Distribution network with full integration of Demand and distributed energy RESourceS), istituito dal Seventh Framework Programme.

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SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

che permette la comunicazione dei dispositivi smart grid con il sistema SCADA. Svolge la funzione di configurazione di ogni apparato appartenente alla rete IEC61850 • la Protezione Integrata di Trasformatore (PIT) tra le cui funzioni è presente quella di regolazione della tensione di sbarra di media tensione, tramite l’attuazione del regolatore automatico di tensione. I valori che la protezione applica al regolatore automatico di tensione sono preventivamente calcolati dal Distribution Management System (DMS), integrato nello SCADA, e veicolati alla protezione attraverso il Sistema di Telecontrollo della rete di Media tensione (STM).

La cabina secondaria è sede del Rilevatore di Guasto Direzionale e Misure (RGDM) che svolge le funzioni di selettività logica, regolazione della tensione al punto di consegna e rilevazione misure. Esso inoltre funge da centro stella di comunicazione degli apparati presenti all’interno della cabina di utenza, al fine di non rendere necessaria una comunicazione diretta tra apparati di proprietà dell’utente ed il sistema SCADA. Nella cabina di utenza, di proprietà del cliente, Enel Distribuzione installa i seguenti apparati: • Interfaccia di Regolazione dell’Energia (IRE), che permette di interfacciare in modo unificato i sistemi di regolazione e controllo dei sistemi di produzione\accumulo dell’energia ai sistemi Enel. L’IRE può essere un apparato fisico oppure un software integrato nel controllore di impianto • interfaccia per il teledistacco e l’alleggerimento, utilizzato allo scopo di attuare comandi di distacco ed alleggerimento dell’impianto di generazione\accumulo.

I progetti smart grid di Enel Distribuzione propongono innovative soluzioni basate sia su tecnologia appositamente sviluppata che su applicazioni ben collaudate che già rendevano “smart” la rete di Enel Distribuzione. Il punto di forza risulta l’elevato grado di standardizzazione della tecnologia, volta a garantire la massima flessibilità del sistema smart grid di Enel Distribuzione, altamente integrato ed all’avanguardia.

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FORUM TELECONTROLLO

Automazione e telecontrollo al servizio delle reti di pubblica utilità

L

a 13ma edizione del Forum Telecontrollo si svolgerà a Palazzo Re Enzo di Bologna il 6 e 7 novembre 2013 e avrà per titolo Competitività e Sostenibilità: progetti e tecnologie al servizio delle reti di Pubblica Utilità. La mostra-convegno si preannuncia fin da ora molto interessante e ricca di nuovi spunti. Il Forum, infatti, costituisce un’occasione ormai consolidata per stendere un bilancio su quanto realizzato nel comparto, coinvolgendo addetti del settore e utility. La manifestazione è realizzata dal gruppo di lavoro “Telecontrollo, Supervisione e Automazione delle Reti” di ANIE Automazione e il partner organizzativo è Messe Frankfurt, leader mondiale nel settore delle manifestazioni fieristiche, con il quale è già in essere da tempo una consolidata collaborazione per la fiera di riferimento del settore dell’automazione industriale - SPS IPC Italia di Parma.

L’esigenza di avere un sempre maggiore controllo su una quantità crescente di informazioni è il volano verso reti e città sempre più “smart”: si capisce allora quanto sia importante ed attuale oggi la tecnologia del telecontrollo.

Proprio su questi argomenti si focalizzeranno i momenti principali di incontro previsti a Bologna. In particolare è in via di definizione l’e-

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lenco dei relatori della tavola rotonda Confronto tra industria e territorio: la ricerca di un modello di business sostenibile per l’evoluzione verso la smart community che si terrà nel pomeriggio del 7 novembre. La smart community è di fatto un movimento tecnologico, culturale e sociale che sta portando a profonde innovazioni nel modo di pensare, organizzare e gestire le città e le reti del prossimo futuro. I protagonisti della tavola rotonda saranno proprio i fautori di questo cambiamento: industria e territorio - imprese di gestione delle reti e amministratori locali, pubblico e privato - devono oggi collaborare sempre più attivamente per progettare e concretizzare modelli di business che consentano lo sviluppo “sostenibile” della “smart community” sia dal punto di vista socioambientale - con servizi a valore aggiunto per i cittadini, nel rispetto della tutela e valorizzazione delle risorse ambientali - sia economico, con ritorni adeguati per coloro che investono in progetti sempre più “intelligenti”.

L’industria è pronta alla sfida mossa anche dall’esigenza di sviluppare un mercato che ad oggi non ha ancora espresso tutto il suo potenziale. Le imprese ritengono vi siano le condizioni per partire in alcune

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aree più virtuose (l’Emilia Romagna è un ottimo esempio in tal senso) per poi espandere a macchia di leopardo le soluzioni migliori. Gli amministratori locali sono chiaramente interessati a queste tematiche, ma hanno bisogno di maggiore supporto tecnologico per capire in che direzione investire. I gestori delle reti o utility, infine, sono una componente fondamentale della filiera. Le competenze che si trovano sono spesso di alto livello così com’è genetica la propensione a migliorare il proprio standard di servizio.

Per ciò che concerne le sessioni convegnistiche dell’evento, le memorie presentate saranno circa 70 e gran parte degli abstract degli interventi sono già consultabili sul sito www.forumtelecontrollo.it.

La proposta di quest’anno è molto variegata, spaziando dai temi classici affrontati in questo evento - le soluzioni per le reti elettrica e idrica - fino a soluzioni innovative, genericamente etichettate come ICT, che riguardano le modalità di raccolta e gestione dei dati della rete di supervisione e controllo grazie alle nuove possibilità offerte da internet, permettendo al gestore di ottenere risultati migliori anche in termini di efficienza energetica e gestionale degli impianti.

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Il monitoraggio delle pressioni di rete Lo scenario di riferimento all’interno del quale le aziende di distribuzione del gas sono costrette ad operare è spesso complesso. L’accorpamento di realtà talvolta tra loro eterogenee per l’integrazione di reti appartenenti a diverse aziende, la necessità di ottemperare alle prescrizioni normative in costante evoluzione, come l’esigenza di garantire sempre più stringenti livelli di sicurezza, può rappresentare una sfida non semplice soprattutto se in un contesto di riduzione dei costi di gestione e di budget sempre più ridotti. Tra le chiavi a disposizione delle multiutility per affrontare in modo sostenibile tali circostanze, la presenza di partner con competenze ingegneristiche multidisciplinari capaci di fornire tecnologie flessibili ed a valore aggiunto può risultare fondamentale.

In tema di monitoraggio delle pressioni di esercizio, Ausy S.r.l. ha svi-

luppato un innovativo sistema per la lettura ed il controllo dei gruppi di riduzione (GRF), dei punti notevoli e dei fondi rete. Basato su tecnologia wireless ed alimentato a batteria è composto da sensori con scale da 100 mBar a 10 Bar certificati Atex-Ex, installabili nei punti di presa normalmente presenti sulle tubazioni delle valvole riduttrici e da un dispositivo posto in zona sicura non classificata per la remotizzazione dei valori rilevati. Il sistema offre anche la misura della temperatura e permette un campionamento al secondo della pressione inviando in caso di anomalie, perdite o fuori soglia, i relativi allarmi.

La soluzione Ausy consente non solo di ottemperare ai vincoli normativi ma anche di poter gestire le reti con maggior sicurezza ed efficienza abbattendo i costi di installazione e riducendo i costi di esercizio.

Soluzioni complete per le reti gas Fast, da oltre trenta anni nel settore dell’automazione industriale e del telecontrollo di processo, ha elaborato delle soluzioni integrate per coadiuvare i manager delle aziende multiutilities non solo nella telelettura delle utenze industriali e domestiche ma anche nella gestione delle reti distributive stesse: dalle cabine di primo salto REMI fino ai gruppi di riduzione finale GRF. Ha realizzato per Linea Distribuzione, azienda appartenente al gruppo “LGH - Linea Group Holding”, il sistema di telecontrollo dei GRF. Esso ha previsto l’installazione in campo di oltre 130 RTU per l’acquisizione dei dati e l’implementazione di un sistema per la supervisione WEB. Oltre a rispondere ai requisiti della delibera AEEG 120/08, assolve in modo automatico e continuo alla registrazione degli eventi di superamento per ciascun parametro misurato ed invia segnalazioni di allarme ad un servizio di reperibilità, attivo 24H su 24H tutto l’anno, in grado di intervenire tempestivamente per rimuovere l’anomalia di funzionamento.

CAPRARI

Linee di prodotto di nuova generazione Caprari, da sempre attiva nella concezione di soluzioni tecniche e tecnologiche ad alto impatto, conta su un know-how specialistico, sia a livello tecnico applicativo che progettuale, in grado di garantire la corretta armonizzazione tra progettazione fluidodinamica e meccanica.

L’area Ricerca & Sviluppo rappresenta una leva fondamentale per la crescita sul mercato. Nasce Next Generation: un progetto ad ampio raggio, ideato per lanciare sul mercato le nuove linee di prodotto, capace di trasmettere efficacemente le dimensioni di innovazione e valore del prodotto, tramite una comunicazione completamente rinnovata. Le nuove linee di prodotto Caprari sono Energy, Desert, Endurance, Hi-Tech e HiTech Desert.

L’azienda si pone l’obiettivo di rendere i prodotti competitivi sul piano dell’investimento inziale, dei costi di esercizio e di manutenzione.

La nuova linea Energy si contraddistingue per rendi-

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La proposta Fast per il telecontrollo dei GRF prevede due tipi di dispositivi: i G-Log e i TLOG. Entrambi hanno la capacità di operare in completa autonomia sia di comunicazione (GSM Wireless) che di alimentazione (batteria).

In particolare i TLOG, usati nel caso specifico, sono stati progettati per operare completamente a batteria con durata di 5 anni e si basano su una comunicazione tramite SMS su rete GSM. Sono in grado di instaurare delle comunicazioni con il centro operativo, effettuando delle connessioni periodiche programmate oppure delle chiamate per segnalare condizioni di allarme sugli ingressi digitali o superamenti delle soglie impostate sulle misure delle grandezze analogiche. Dispongono di una

memoria FLASH che gli consente di memorizzare per lunghi periodi i risultati delle misure analogiche.

Vista l’installazione in ambienti a rischio esplosione, sono dotati di certificazione ATEX e di custodia IP65.

I TLOG comunicano le informazioni al centro di raccolta dati dotato del software Commander, che permette di gestire i dati provenienti dai TLOG e la completa configurazione delle RTU. I dati, ricevuti tramite messaggi SMS, vengono archiviati in un database e condivisi con un sistema di supervisione basato su tecnologia WEB in grado di distribuire le informazioni ovunque sia presente la connessione Internet.

Il sistema di supervisione a portale WEB, denominato Overland Advanced, consente di gestire tutti i GRF

dell’impianto mediante suddivisione in aree, con localizzazione geografica dei singoli punti sul territorio e monitorare per ogni GRF i dati fondamentali, quali pressione in ingresso ed uscita, e segnalare tutte le situazioni anomale e gli allarmi di impianto.

Un modulo aggiuntivo, Fast Alarm Messenger Server, completa il sistema gestendo la segnalazione degli allarmi al personale preposto tramite invio di mail/SMS o chiamate vocali, al fine di consentire l’intervento tempestivo e risolutivo sull’impianto in allarme.

Le informazioni raccolte possono essere distribuite anche su terminali personali portatili (PC, Tablet, Smartphone) in modo da renderle disponibili tempestivamente anche alle squadre di manutenzione in attività sul territorio.

Si crea così una sala di controllo virtuale su piattaforma WEB/Internet, ove le informazioni sono distribuite in modo omogeneo fra i diversi soggetti coinvolti in modo che tutti possano svolgere al meglio le proprie competenze in un contesto sinergico.

menti best in class e prestazioni benchmark. Il risparmio energetico è raggiunto attraverso il rigido monitoraggio dei processi produttivi, a partire dalla filosofia progettuale, che da sempre privilegia il minor assorbimento di energia possibile, per continuare con la scelta dei materiali impiegati e degli strumenti di produzione e di lavoro adottati.

Per la linea Desert, le nuove sommerse per piccoli e medi pozzi rappresentano la risposta Caprari all’esigenza di coniugare elevate prestazioni con durata in condizioni di utilizzo estremamente gravose. Compatte ed inossidabili, uniscono potenza ed affidabilità grazie alla qualità dei materiali utilizzati e alle innovative soluzioni costruttive.

I motori sommersi Hi-Tech sono il risultato di una costante ricerca, con l’applicazione delle più moderne metodologie di progettazione, integrate nelle più avanzate tecnologie produttive. Garantiscono elevate prestazioni, massima affidabilità in condizioni di utilizzo gravose ed elevata resistenza alle alte temperature.

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INTESIS

La telegestione degli impianti fotovoltaici Intesis ha realizzato un’infrastruttura hardware/software costituita da server ridondanti, storage, software applicativi, per l’implementazione di un portale “verticale” di telecontrollo a servizio degli impianti fotovoltaici. I clienti fruitori del servizio sono i proprietari degli impianti, i personali preposti alla manutenzione generale, elettrica e specialistica. L’architettura del sistema si compone di un PLC per ciascun impianto, generalmente interconnesso in bus di campo con gli inverter e configurato con un assetto I/O dimensionato per acquisire stati-allarmi-misure rese disponibili dai sensori analogici e digitali presenti in campo. La comunicazione in Ethernet TCP/IP verso il centro di controllo ubicato presso l’IDC (Internet Data Center) di Intesis è supportata dai diversi vettori disponibili (GPRS/ADSL/SATELLITE).

La sicurezza nella trasmissione dati tra il campo e l’IDC è garantita dall’utilizzo di tunnel VPN con protocolli per l’autenticazione dei nodi e la crittografia dei dati.

Da qualsiasi postazione remota fissa e mobile (notebook, PDA, Personal Computer, tablet, IPAD, ecc.) è possibile con un free Internet browser (Explorer, Mozilla, Google Chrome, ecc.) monitorare e controllare l’impianto.

Le funzionalità sono quelle tipiche di un sistema SCADA industriale al servizio dell’impianto fotovoltaico, superando i limiti solitamente imposti in questo settore da soluzioni commerciali strettamente legate al telecontrollo degli inverter e tuttalpiù di alcune apparecchiature ed essi interconnesse (acquisitori correnti stringa, solarimetro), che trascurano e/o ignorano il controllo specifico della

cabina di consegna MT, dei trasformatori, dei circuiti ausiliari, delle UPS, che spesso rappresentano la vera causa delle interruzioni indesiderate del funzionamento inverter e quindi della produzione.

Senza contare il vantaggio esclusivo derivante dall’utilizzo della piattaforma Cloud, che consente in questo caso di integrare la fruizione del servizio da parte dei diversi soggetti interessati (proprietari, manutentori, ecc) sui diversi impianti fotovoltaici da essi condivisi, con la possibilità di controllare e comparare in tempo reale e su base storica i relativi indicatori di produttività.

L’interoperabilità per Smart City della piattaforma Cloud di Intesis supporta attualmente altre applicazioni verticali specificatamente implementate per il settore delle acque che saranno oggetto di presentazione al Forum Telecontrollo (6 e 7 novembre 2013 Bologna).

ARCHITETTURA DI SISTEMA

NETHIX

Telecontrollo via web o SMS Grazie al telecontrollo via web o SMS è possibile supervisionare e monitorare il funzionamento di dispositivi elettrici ed elettronici in tempo reale senza dover ricorrere alla presenza di personale in loco. Allo stesso tempo l’utilizzo di dispositivi di telecontrollo permette di prevenire e ridurre l’insorgere di guasti ed anomalie garantendo la continuità di funzionamento degli impianti e aumentando la soddisfazione degli utilizzatori degli stessi.

In questo contesto Nethix, con la sua gamma di dispositivi di telecontrollo wireless, offre le soluzioni ideali per tutte le applicazioni dove sia richiesta una supervisione remota, ovvero da cellulare, smartphone, tablet o PC: a partire dalla gestione del piccolo sistema automatizzato (ad esempio per l’accensio-

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ne/spegnimento di caldaie o per la funzione di apri cancello) fino al controllo e monitoraggio di installazioni di grande dimensione, quali parchi eolici, solari o motogeneratori.

Basandosi sulla sinergia di un modem GPRS o HSPA, di un’ampia memoria interna non volatile, un processore ARM di ultima generazione e tramite un’interfaccia Modbus su seriale RS232/RS485 o LAN TCP/IP, i dispositivi Nethix permettono non solo di visualizzare dal proprio smartphone i dati di funzionamento di qualsiasi impianto, bensì anche di raccoglierli ed elaborarli in grafici e tabelle utili alla valutazione della produttività degli impianti supervisionati.

Grazie alla loro versatilità ed adattabilità, le soluzioni offerte dall’azienda trovano applicazione nei settori più diversi: da quello idrico, a quello delle energie rinnovabili e della gestione smart di case ed edifici, fino ad applicazioni industriali e M2M.

PANASONIC

Soluzioni per le Public Utilities ed il settore industriale Panasonic offre una gamma completa di soluzioni per i diversi ambiti applicativi in cui il telecontrollo rappresenta una necessità operativa (es. il telemonitoraggio), un valore aggiunto intrinseco alla macchina o impianto (es. la telemanutenzione), un’evoluzione naturale spinta dalla “connettività totale”. Le sue soluzioni possono essere applicate in vari ambiti dalle Public Utilities al settore industriale. Propone un sistema completo, dall’hardware al software passando per il protocollo di comunicazione. La soluzione è composta da: PLC in campo con le sue funzioni native di acquisizione del dato, di automazione e di networking; la comunicazione tra campo e centro di controllo; il centro di controllo che garantisce la disponibilità dei dati remoti, la loro lettura e un’archiviazione sicura e affidabile.

L’HARDWARE Le soluzioni PLC Based (Programmable Logic Controller) proposte si basano su componenti robusti ed affidabili progettati per il severo ambito industriale, presentano MTBF (Middle Time Between Failure) elevati, a garanzia di efficienza e affidabilità. Panasonic garantisce i prodotti d’automazione per 3 anni. L’hardware è espandibile con schede di I/O digitali o analogici ad altissima integrazione e con interfacce di rete, per ottenere la più precisa configurazione dal punto di vista tecnico e di costi. Al controller è integrabile l’interfaccia uomo–macchina con soluzioni touch screen industriale di tipo PanelPC o dedicato, con interfacce grafiche personalizzabili fino al livello di supervisione SCADA. Per le applicazioni dove l’efficienza energetica è il target gli EcoPower meter sono lo strumento adatto per funzioni disponibili e connettività. Il FPWebServer è la porta di accesso alle funzioni di telecontrollo ad alto valore aggiunto della piattaforma di automazione Panasonic.

Equipaggiando il modulo FPWeb Server con la funzionalità Open VPN è possibile creare, tramite lo scambio di certificati, una Rete Privata Virtuale (VPN) tale per cui in maniera del tutto automatica e trasparente, la macchina remota diventa un nodo nella stessa rete aziendale come se ci fosse un cavo di rete presente. La rete VPN istanziata crea inoltre un tunnel criptografato tale da rendere sicura ed impossibile l’intromissione ed i tentativi di hackeraggio.

SOFTWARE Ogni soluzione offerta è corredata da software di configurazione e da librerie software ready to use per rendere lo sviluppo delle funzioni specifiche gestite dalla stazione remota il più rapido ed efficace possibile.

Le librerie software sono sviluppate per un ambiente di programmazione PLC conforme allo standard IEC61131, permettono una veloce implementazione di funzioni anche molto complesse oppure un’elevata personalizzazione di particolari funzioni della specifica applicazione. Alcuni esempi di librerie personalizzate sono quella per la gestione della pressione dell’acqua negli acquedotti in funzione dei consumi, oppure quella per la gestione delle utenze secondo le fasce biorarie del costo energia. Alcuni esempi sono: • gestione modem industriale analogico FP Modem • invio/recezione messaggi SMS su rete GSM • inseguitore solare “sensorless” • funzionamento PID per valvole proporzionali • protocollo standard IEC60870-101 e 104, Open VPN • risoluzione IP dinamico nella rete GPRS. Dalla stazione remota al centro di controllo il software SCADA è lo strumento che permette di monitorare in tempo reale lo stato complessivo dell’impianto distribuito nel territorio. Storicizzazione dati su database, generazione report, analisi dati, avvisi via sms e/o chiamate vocali, gestione da remoto via Web sono tra le caratteristiche offerte per una soluzione completa “dal bit del campo al gestionale”.

MEZZI TRASMISSIVI Panasonic ha vissuto tutte le tappe dell’evoluzione tecnologica dei mezzi trasmessivi, dal cablato su linee analogiche PSTN o dedicate, passando per le soluzioni GSM, fino alle recenti tecnologie wireless GPRS/UMTS, interpretando ad ogni passo i “pregi/difetti” di ciascuno di essi nell’ottica operativa del telecontrollo.

Per ogni media trasmissivo offre diverse soluzioni per garantire affidabilità e variabilità di opzioni tecnico-economiche.

PROTOCOLLI L’apertura e la standardizzazione sono parte integrante delle soluzioni

proposte, l’obbiettivo è garantire ingenti investimenti allocati dall’utilizzatore per il tempo più lungo possibile, rendendoli immuni da eccessiva dipendenza dai fornitori e troppo rapida vetustà tecnologica. I protocolli standard disponibili nelle soluzioni di telecontrollo Panasonic sono: Modbus RTU, Modbus TCP Client e Server, IEC60870-5-101, IEC60870-5-104, SNMP, FTP Client e Server, M-Bus e Open VPN.

GATEWAY Grazie alla capacità di calcolo del PLC e all’ampia disponibilità di schede di comunicazione è possibile realizzare funzioni di gateway tra protocolli e reti diverse. Questa funzione si rileva utilissima quando è necessario interfacciare architetture già presenti in campo con un protocollo standard, magari utilizzato nella comunicazione verso il centro di controllo: l’esempio classico è il gatway tra IEC60870-104 e una rete Modbus (RS485). I fieldbus standard disponibili sono: Profibus, Devicenet, CANOpen, BACnet, Profinet, Modbus (RTU) e ModbusTCP.

M2M MachineToMachine (M2M) è la funzione avanzata di telecontrollo di Panasonic che consiste nella possibilità di comunicazione remota non solo tra stazione e centro di controllo, ma anche tra stazione e stazione (senza l’obbligo di “transitare” per il centro di controllo).

Un esempio è la comunicazione tra stazioni in cui un controllo “a valle” dipende da ciò che sta succedendo “a monte” (rete fluviale, rete distribuzione acqua, stazioni rilevamento meteo). Tra i vantaggi quello di diminuire i costi di traffico e di arricchire le funzionalità di back up. Tra le implementazioni significative quelle che sfruttano i messaggi SMS oppure, più sofisticato e potente, il ModbusTCP. Considerando le soluzioni di telecontrollo più richieste dal mercato, telecomando e telemonitoraggio delle stazioni remote dal centro di controllo, segnalazione allarmi su evento dalla stazione remota al “centro”, Panasonic ha saputo integrare nella stazione remota: invio SMS e e-mail per eventi e/o allarmi, supervisione via HTML, sincronizzazione orologio (SNTP), invio files, log file su SdCard/USB Key.

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Supervisionato il parco eolico di San Gregorio Magno Nel nuovo parco eolico di San Gregorio Magno (SA) sono state installate 17 turbine da 2,5 MW con il risultato di fornire alla rete ben 42,5 MW di energia elettrica. Per la realizzazione di questo progetto è stata scelta Saet, che opera da oltre quarant’anni nel settore dell’Energia & Ambiente.

Specializzata in sistemi elettrici e di automazione per impianti di processo (termovalorizzatori, compostaggio, biomasse etc), Saet ha fornito una soluzione che comprende: cabina da 30kV, sottostazione da 150/30kV con potenza di 42,5 MW, estensione ENEL Busbar, cavo da 150kV sotterraneo e un nuovo stallo con modulo ibrido (GIS bay) da 150kV in ENEL CP. Grazie a questa fornitura, l’energia accumulata dal parco eolico attraverso una rete da 30kV viene portata in una cabina di smistamento. Da qui, viene indirizzata attraverso 3 tratte di lunghezza pari a 15 km e raggiunge la sottostazione da 150/30kV situata nelle vicinanze della sottostazione ENEL da 150kV di Buccino.

L’installazione è completa di ausiliari, protezioni IEC 61850, sistema SCADA e registratore dei file di oscilloperturbografia, inoltre l’integrazione dello SCADA nella rete nazionale è stata completata attraverso il gateway con protocollo ICE 60870-5104 integrato in zenon e attraverso la registrazione eventi in formato COMTRADE. Per quanto riguarda il sistema di supervisione nella sottostazione, Saet ha deciso di affidarsi al software di Copa-Data: zenon e straton.

Il server zenon comunica via protocollo IEC 61850 e Modbus TCP con circa 30 protezioni GE, grazie a questa installazione il PC di supervisione garantisce: controllo della distribuzione elettrica con possibilità di modificare lo stato degli interruttori, controllo del quadro di media tensione, panoramica unifilare, controllo dei servizi generali, diagnostica degli aerogeneratori, trend storici e diagnostica dell’intera rete Ethernet.

Nel contempo, straton con un proprio driver IEC 61850, attraverso la soft-logic IEC 61131-3, gestisce la

COPA-DATA

logica di distacco dei carichi. Quindi nel caso in cui la configurazione della rete lo richiedesse, è possibile effettuare il distacco dei parchi.

La soluzione HMI/SCADA basata su zenon si è rivelata adatta alla gestione della sottostazione elettrica. Grazie alla flessibilità ed all’adattabilità di zenon sono state fornite al cliente soluzioni su misura, in grado di garantire funzionalità specifiche. Per fare alcuni esempi, attraverso i driver nativi come l’IEC 61850 o il Modbus TCP si è resa semplice ed efficace la comunicazione con i vari dispositivi in campo. Il gateway IEC 60870-5-104 Slave rende disponibili i dati di processo prelevati dal campo eolico ai centri di telecontrollo remoti i quali accedono via 60870-5-104 Master e per concludere, l’integrazione della soft-logic straton in zenon ha permesso di ottenere funzionalità aggiuntive come il distacco dei carichi, programmata attraverso la logica IEC 61131-3, con estrema facilità.

Inoltre il sistema consente il telecontrollo tramite Remote Desktop integrato in zenon.

SCHNEIDER ELECTRIC

Soluzione completa per il settore Water e Oil&Gas L’offerta Schneider Electric per il telecontrollo e la telegestione comprende le RTU Scada Pack, modem radio della famiglia Trio, uno Scada specifico per comunicazioni non permanenti (ClearScada) e un software di analisi e visualizzazione dati - Energy Optimisation System (EOS).

L’insieme costituisce una soluzione completa per il settore Water e Oil&Gas, con particolare attenzione all’efficienza complessiva, affidabilità e rendimento degli impianti.

Le RTU gestiscono i siti in modo autonomo, sono dotate di

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buffer interno per memorizzare gli eventi e inviano in caso di allarme SMS agli operatori. Tutti gli eventi sono trasferiti al database dello Scada non appena stabilita la connessione, così da poter leggere le informazioni e ricreare curve, storici allarmi, in protocollo nativo IEC870-5-104 o DNP3. L’uso di tali protocolli specifici per la telemetria permette di avere comunicazioni non permanenti, ottimizzando il flusso dei dati riducendo i costi telefonici. L’architettura di comunicazione prevede GRPS, ADSL e anche tecnologia Radio. Le RTU hanno come base il protocollo Modbus e pertanto possono essere integrate nell’intera offerta di automazione: hanno chassis di tipo militare e range di funzionamento – 25 / +70°C. ClearScada, nato per queste applicazioni, è un prodotto semplice e potente, che permette di individuare in modo immediato e dettagliato le varie utenze in forma grafica. È una piattaforma di gestione software aperta per la gestione

SULZER

Visualizzatore grafico: visu ali zza lo stato della pomp a

Controllore per pompe Sviluppato appositamente per l’utilizzo in stazioni di pompaggio di acque reflue municipali, il controllore per pompe ABS PC 441 offre funzioni avanzate ma di facile utilizzo che consentono di ridurre i costi di esercizio e accrescere l’operatività della stazione di sollevamento con benefici sull’intera rete fognaria.

Recenti studi dimostrano che modificando le apparecchiature o i sistemi di automazione è possibile risparmiare dal 30% al 50% dell’energia consumata da una stazione di sollevamento. Questo risultato si può ottenere grazie al controllore per pompe ABS PC 441, in grado di effettuare il telecontrollo e l’automazione per stazioni da 1 a 4 pompe sommergibili, e che può anche essere impiegato come sistema di comando e

Energia utili zz at a / volum e pomp ato

Tastiera alfanum eric a

a

Indicator e allarm e

Indicator e ON / OFF

controllo locale. Costituisce il nucleo di un sistema modulare, e può essere configurato per soddisfare esigenze specifiche.

Tra i vantaggi offerti: • telecontrollo e/o automazione fino a un massimo di 4 pompe con le relative apparecchiature ausiliarie e dell’intera stazione di pompaggio • riduzione di consumi energetici e costi di manutenzione • aumento dell’efficienza della pompa, della stazione e della rete fognaria

Pulsanti di visu ali zzaz ion e del m enù

Pulsanti p er la navig azion e del m enù

• progettato per il futuro e facilmente accessibile da remoto con software AquaProg.

Il modulo ABS per il controllo delle infiltrazioni può lanciare un allarme in caso di segnalazione di infiltrazione acqua all’interno del motore (Di).

Consente di monitorare fino a 4 sensori. (a) Il sistema di telecontrollo e automazione locale ABS PC 441 può essere installato all’interno di un quadro elettrico ABS a parete, progettato e realizzato in funzione di ogni specifica richiesta. (b) Il modulo ABS per il controllo della temperatura consente di rilevare 4 segnali di temperatura: un segnale per pompa fino a un massimo di 4 con allarme combinato, oppure fino a 4 allarmi separati per ogni pompa, usando un modulo di controllo temperatura per ogni pompa. (c) Il modulo ABS per la misura delle caratteristiche elettriche misura le caratteristiche elettriche di una singola pompa e/o dell’intera stazione di pompaggio. (d)

remota delle infrastrutture, scalabile su ogni dimensione di sistema. Le principali caratteristiche sono: rapido sviluppo delle applicazioni, protocolli di comunicazione nativi specifici per il telecontrollo tipo IEC870-5-104 (Master e Slave), DNP3 e naturalmente Modbus, grafica vettoriale objectoriented, viewer eventi e allarmi, form per invio di mail o sms, report con template pre-configurati, tripla ridondanza dei server, possibilità di connessioni web-client pronte all’uso, alto livello di sicurezza (DMZ), apertura verso standard industriali come OPC, ODBC, .NET. Il software Energy Optimized System, infine, permette di interpretare e utilizzare i dati in arrivo dagli impianti realizzando report di produzione e consumo di energia, comparandoli con le emissioni di CO2, o con le tariffe. È possibile controllare il fattore di potenza per ridurre le penalties, controllare gli obiettivi di consumo e altro tramite un set di indicatori KPI predefinito tipici per queste applicazioni.

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SELTA

Intelligenza distribuita nel controllo degli impianti fotovoltaici Selta ha introdotto una serie di apparati per il controllo di impianti di generazione distribuiti, in grado di ottimizzare i flussi di energia

interfacciandosi con la rete di Media Tensione. L’azienda piacentina ha una significativa presenza nel campo del monitoraggio e controllo della rete elettrica, in alta (Terna), media e bassa tensione: più di due terzi delle cabine secondarie della rete di Enel distribuzione utilizzano la tecnologia Selta; una serie di nuove realizzazioni riguarda operatori come A2A o l’altoatesina SEL. I nuovi apparati S-IRE sono conformi alle specifiche Enel e quindi ai più rilevanti standard del settore (IEC 61850). Per le loro capacità di regolazione “fine” e di comunicazione con la rete dell’operatore sono una risposta ideale alle esigenze degli impianti fotovoltaici anche di media potenza, e in generale a impianti distribuiti fino a 10 MW. L’apparato si interfaccia con gli inverter DC/AC (progettati per tensioni fino a 1kV) ottimizzando la sincronizzazione con la rete e rispondendo così alle esigenze tipiche di un impianto soggetto alle fluttuazioni proprie del fotovoltaico,

nonché permettendo di regolare i valori delle potenze attive e reattive (rispettivamente la potenza generata e quella assorbita) attraverso i parametri di tensione, frequenza, angolo di sfasamento.

L’apparato dispone di interfacce RS 232, RS 485 ed RJ45, rendendolo compatibile con connessioni filari punto a punto e con unità remote (RTU) e sistemi SCADA. Oltre a leggere i valori d’ingresso dell’inverter e dialogare con la diagnostica interna a quest’ultimo, il S-IRE è in grado di interagire con la rete, con la cabina primaria e con i set-point di regolazione forniti da questa. Operando come un gateway intelligente, l’apparato permette l’interazione con altri dispositivi per il controllo e l’accumulo dell’energia, fornendo la massima flessibilità d’impiego e l’ottimizzazione economica degli impianti di generazione.

WAGO ELETTRONICA

Reti intelligenti per soluzioni brillanti Per offrire un’interfaccia standard e di facile utilizzo per la comunicazione con la centrale di controllo, Wago ha integrato il protocollo di telecontrollo IEC 60870-5-101/104 e IEC 61850 nei controllori modulari del WAGO-IOSYSTEM, garantendo così dei vantaggi anche nei progetti delle smart grid. L‘utente seleziona il controllore in base ai requisiti di uscita e alle interfacce di comunicazione. La capacità della CPU può andare dai pochi MHz per compiti di monitoraggio fino alla classe Pentium nella gamma dei GHz, per soddisfare compiti di controllo complessi. Per la comunicazione vi sono interfacce per PROFIBUS, MODBUS, e KNX, in modo tale da poter utilizzare i controllori anche come gateway tra la tecnologia di telecontrollo e l’automazione industriale o la building automation. In base al luogo in cui sono installati dovranno essere considerati i requisiti meccanici e climatici del sistema. La tecnologia di connessione a molla permette di gestire connessioni a prova di vibrazione, che sono usate, per esempio, negli impianti eolici e nei veicoli su rotaia. Wago utilizza la tecnologia di connessione a molla in tutti i suoi prodotti, anche nel WAGO-IO-SYSTEM, nei controllori, negli accoppiatori e nei moduli di ingresso e di uscita. Molti di questi componenti possono lavorare in un range di temperatura

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esteso da -20 a +60 °C. Grazie al tool di configurazione CoDeSys, il progettista può concentrarsi completamente sullo sviluppo della sua soluzione di automazione in un ambiente di sviluppo PLC familiare. Con i protocolli di telecontrollo è già integrata la connessione alle smart grid. Inoltre, dato che un singolo sistema gestisce l’automazione di una stazione di telecontrollo, la necessità di spazio si riduce notevolmente, così come la complessità e i costi per singola stazione.

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L’esigenza di reti di distribuzione sempre più efficienti unita al progresso tecnologico G nel mondo della misura, sempre più in sincronia con il settore delle telecomunicazioni, porterà a un’evoluzione delle nostre città. In questo scenario il metering multiutility rappresenta un concreto passo verso lo sviluppo delle smart city.

■ di L. Celenza, M. Dell’Isola, G. Ficco, P. Vigo

N

ello scenario internazionale si va sempre più affermando il concetto di gestione multiutility, ovvero di una stretta sinergia ed integrazione tra le diverse infrastrutture a rete di distribuzione (e.g. elettricità, gas, acqua, energia termica, …) oltre a quelle di telecomunicazione. In questa convergenza lo smart metering occupa un ruolo primario, in quanto consente di utilizzare ed integrare in tempo reale le informazioni fondamentali per un efficiente esercizio delle reti. Gli smart meter sono strumenti che misurano e possono trasmettere in tempo reale i consumi (energia elettrica, termica, gas, acqua), interagendo in modo bidirezionale anche nelle funzioni di erogazione. In realtà gli smart meter non si limitano ad offrire la predetta possibilità, ma aprono la strada ad un prossimo futuro di sistemi elaborativi e di controllo che interfacciano altri sensori per: • la semplice visualizzazione in tempo reale dei propri consumi • la post-elaborazione via web dei propri consumi e diagnosi, benchmarking • la gestione ed attuazione in tempo reale delle smart home, smartgrid, smart city.

Un impulso fondamentale allo sviluppo di sistemi di misurazione intelligenti e, di conseguenza, all’individuazione della possibilità di gestione integrata è stato dato dalle Direttive europee emanate negli ultimi anni. Già nel lontano 2006, la Direttiva sull’efficienza energetica 2006/32/CE individuava tra gli strumenti per migliorare l’efficienza energetica l’impiego diffuso di sistemi di misurazione

intelligenti. Successivamente, nel 2009, con il Terzo pacchetto energia, in particolare con le Direttive 2009/73/CE per il gas e 2009/72/CE per l’energia elettrica, si individuava tra le misure a tutela dei consumatori, l’obbligo per gli Stati Membri di assicurare l’adozione di sistemi di misura intelligenti che consentissero agli utenti una effettiva partecipazione al mercato dell’energia. Nella recente 2012/27/UE, nuova versione delle Direttiva europea sull’efficienza energetica, è stata poi ribadita l’importanza dell’impiego di smart meter.

L’Italia è in una situazione di apparente vantaggio in Europa per aver anticipato le installazioni di misuratori intelligenti (con circa 37 milioni di contatori elettrici già installati e circa 15 milioni di contatori del gas da installare entro il 2018); essa fa parte dei cosiddetti dynamic moovers ovvero di quei paesi europei che sono caratterizzati da un chiaro percorso verso una piena implementazione di misuratori intelligenti, dove il piano di roll-out è già definito, o ci sono importanti progetti pilota per gettare le basi di una successiva decisione. Oltre all’Italia, fanno parte di questo gruppo: Estonia, Finlandia, Francia, Malta, Olanda, Norvegia, Portogallo, Spagna, Grecia, Svezia (European Smart Metering Landscape Report, 2012, www.smartregions.net).

DAGLI SMART METER ALLE SMART CITY Il concetto di smart grid nasce nel settore elettrico, dove per smart grid si intende una rete che con-

sente la distribuzione dell’energia elettrica in modo intelligente, mediante la gestione delle azioni degli utenti connessi: i cosiddetti prosumer (consumatori e produttori). L’evoluzione delle reti elettriche si è resa necessaria per molteplici esigenze, tra le quali consentire un uso più efficiente dell’energia, ottenere un migliore equilibrio tra produzione e consumo, sostenere l’impatto della generazione distribuita sulla rete e l’utilizzo ottimale delle fonti energetiche rinnovabili (FER). Visto il crescente interesse dei gestori di utility nel rendere efficienti altri servizi a rete, il passo successivo è stato estendere il concetto di smart grid al settore del gas, del calore e dell’acqua. Un presupposto essenziale per lo sviluppo di reti intelligenti è legato all’esigenza di avere uno scambio bidirezionale di dati tra i gestori delle reti e i prosumer, scambio che può essere garantito esclusivamente con sistemi di misurazione smart.

Alle esigenze di avere reti più efficienti si è aggiunta la necessità, che deriva dall’aumentata sensibilità energetica e dallo sviluppo di una domotica sempre più evoluta, di avere edifici sempre più intelligenti, noti come smart home o smart building. Questi edifici, per rispondere a specifiche esigenze degli occupanti – legate essenzialmente al risparmio energetico e al comfort abitativo – necessitano di sistemi di automazione che svolgono in modo completamente integrato le diverse funzioni. Non si può quindi prescindere da un uso integrato degli smart meter nonché dei sensori di

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METERING

Si punta sul multiservizio

Si punta sul multiservizio altri apparati (ad es. sensori di temperatura esterna, di carico radiativo, di presenza occupanti, sensori di elettrodomestici, ecc.) con i sistemi di Home Automation e Home Energy Management.

D’altra parte lo scenario attuale della certificazione energetica degli edifici e dell’innovativa EPBD recast – Energy Performance of Building Directive, 2010/31/CE – che spinge verso la realizzazione dei cosiddetti edifici Zero Emission Building (ZEB) disegna un quadro in cui sarà nel breve periodo sempre più importante conoscere e certificare anche le prestazioni effettive degli edifici (operational rating) sulla base della misura dei consumi energetici reali, e gestire in real time i sistemi energetici utilizzando, oltre ai dati di consumo, quelli di produzione dell’energia da fonti rinnovabili utilizzate nell’edificio stesso.

PERCHÉ IL METERING MULTI-UTILITY Le reti di distribuzione delle differenti utility, così come i misuratori, sono generalmente indipendenti dal punto di vista funzionale e gestionale. Il principio del multiutility metering è combinare alcune o tutte le misurazioni in un unico sistema. I vantaggi potenziali che ne derivano possono essere ricondotti sia a ragioni puramente economiche e di penetrazione del mercato, sia ad aspetti squisitamente tecnicistici. In particolare, poter aggregare le informazioni derivanti da diversi misuratori su un ramo di una rete o di un utente finale consentirebbe, per alcuni schemi architetturali di sistema, una visione più completa dei consumi e di conseguenza una facilitazione all’adozione di logiche di risparmio energetico. Inoltre la sinergia nella progettazione, realizzazione, manutenzione e in particolar modo la possibilità di gestione dell’infrastruttura di comunicazione da parte di un operatore dedicato – nella gran parte dei casi si prospettano operatori esperti del settore delle telecomunicazioni – consentirebbe di ottenere una infrastruttura a servizio delle diverse utility più efficiente. D’altra parte, dal punto di vista economico

FIG. 1 risulta ovvio che creare un’unica infrastruttura di comunicazione condivisa tra più servizi e condividerne sia gli investimenti che i costi operativi porta ad un notevole risparmio. Alcuni studi, pur se in una fase ancora prematura, dimostrano che l’incremento dei costi di investimento (legati alla pianificazione radio, alla progettazione e realizzazione) che si ha passando da una rete in radiofrequenza dedicata ad uno specifico servizio, ad una rete condivisa tra più servizi e/o da più applicazioni non risulta paragonabile all’investimento per una nuova rete di comunicazione.

La duplicazione di infrastrutture di comunicazione sullo stesso territorio porterebbe oltre che ad una duplicazione dei costi, ad un incremento dell’impatto sull’ambiente notevole, non compatibile con il concetto di sviluppo sostenibile.

Lo scenario verso il quale dovremmo tendere è la realizzazione di un’unica infrastruttura di comunicazioni su scala urbana di secondo livello, realizzata anche con diverse tecnologie di comunicazione, aperta ad accogliere informazioni provenienti da smart meter di diverse utility e da diversi altri sensori (e.g. cassonetti rifiuti, illuminazione pubblica, traffico, trasporto pubbli-

co, ecc.), ovvero una rete che apre la strada ad una pluralità di servizi all’interno delle smart city.

ARCHITETTURE DI SISTEMA Dal punto di vista architetturale, le configurazioni che i sistemi di metering multiservice possono assumere sono molteplici: si può avere una concentrazione dati a livello locale o remota, possono essere impiegate tecnologie di comunicazione diversa tra misuratori e concentratori/gateway e tra gli stessi e i sistemi di acquisizione centrale (SAC).

Le architetture che prevedono una concentrazione a livello locale (fig.1) sono costituite da un gateway ubicato nell’edificio, talvolta coincidente con uno dei misuratori, che comunica sia con i misuratori sia con altri apparati (ad es. In Home Display) in grado di restituire un feedback immediato all’utente.

Il gateway a sua volta è messo in comunicazione con uno o più SAC, generalmente utilizzando la tecnologia PLC o GPRS o comunque appoggiandosi ad una WAN. Questa tipologia di architettura, essendo generalmente in grado di fornire in real time dati di consumo e integrandosi in modo semplice con sistemi di energy management e di

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Si punta sul multiservizio

FIG. 2 home automation, rende l’utente in grado di poter adottare logiche di razionalizzazione dei consumi.

Va sottolineato che numerosi studi in letteratura [ESMA, 2010] sugli orientamenti dei consumatori ritengono essenziale l’installazione di un dispositivo di lettura diretta, il cosiddetto In Home Display. Ai fini del risparmio energetico, la visualizzazione semplice e diretta dei consumi in home, insieme ad una migliore fatturazione, si prefigura più efficace rispetto ad una comunicazione indiretta (ritardata) attraverso un canale web.

In alternativa, il sistema di smart metering multi-utility (fig.2) può essere strutturato in modo da prevedere un’infrastruttura di comunicazione urbana, costituita da concentratori in grado di comunicare, sempre in modo bidirezionale, con i misuratori negli edifici, anche con tecnologie di comunicazione differente; i concentratori comunicano poi con i SAC attraverso una WAN. Le caratteristiche di questo schema architetturale possono consentire in Italia di cogliere l’occasione di individuare possibili sinergie con lo smart meter gas. Di fatto, per adempiere agli obblighi di messa in servizio di misuratori intelligenti per il gas naturale, nei prossimi

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anni il nostro Paese vedrà lo sviluppo di una nuova infrastruttura di comunicazione. La possibilità di cogliere questa sinergia è stata intercettata anche dall’Autority che, con la delibera 393/2013/R/gas, dello scorso settembre, ha avviato una procedura di selezione di soluzioni di telegestione multiservizio associato alla telegestione dei misuratori di gas naturale del mass market, anche nell’ottica di valutare una possibile ottimizzazione del business case relativo allo smart meter gas.

MODELLI GESTIONALI I dati di consumo dei vettori energetici, piuttosto che di acqua, oltre che risultare sensibili da un

punto di vista commerciale, con l’avvento degli smart meter risultano sensibili per la tutela della privacy e la sicurezza del consumatore. Di fatti fornendo i misuratori intelligenti informazioni sul come e quando un utente consuma, consentono di individuare il comportamento degli utenti. Da queste considerazioni si deduce che l’aspetto relativo ai modelli organizzativi per la gestione dei sistemi multiutility non risulta affatto trascurabile per garantire sia la tutela della privacy che la concorrenzialità nel mercato. Nella realtà odierna ci sono almeno quattro diversi modelli per l’implementazione di un sistema di metering multi-utility, ovvero il modello: i) che prevede un unico operatore che gestisce diverse utility, più raro ma di semplice gestione; ii) in cui uno degli operatori delle utility gestisce l’infrastruttura di comunicazione e regola lo scambio dati; iii) che prevede un operatore terzo rispetto ai distributori di servizi, il quale gestisce l’infrastruttura di comunicazione ed i dati; iv) che prevede un operatore terzo, in genere del settore delle telecomunicazioni, che gestisce solo l’infrastruttura di comunicazione, offrendo l’accesso ad operatori che ne hanno interesse.

In linea di principio, anche in accordo con quanto detto per lo sviluppo di una infrastruttura urbana aperta a numerosi servizi nell’ambito delle smart city, si ritiene probabile che nel nostro Paese si possa realizzare un modello che preveda un operatore terzo ai gestori di utilities che gestisca l’infrastruttura.

■

GLI AUTORI L. CELENZA, M. DELL’ISOLA E G. FICCO, P. VIGO Gli autori afferiscono al DICeM, Dipartimento di Ingegneria Civile e Meccanica dell’Università degli Studi di Cassino e del Lazio Meridionale e si avvalgono del LAMI, Laboratorio di Misure Industriali della medesima Università, per condurre le proprie attività. Il LAMI svolge attività di ricerca e servizio per contro di istituzioni, enti e società nei settori delle misure delle grandezze meccaniche e termofluidodinamiche (portate di gas, liquidi, misure di energia e qualità dell’aria). Si svolgono inoltre attività di modellazione numerica (CFD) e sperimentali mediante misure PIV in galleria del vento. Il LAMI è accreditato come Centro di Taratura LAT 105 nei settori Pressione, Temperatura e Velocità.

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Promuovere la sperimentazione di contatori intelligenti, in grado di telegestire contemporaneamente la fornitura di gas, luce ed acqua, e di dare informazioni sull’efficienza e sul risparmio energetico. È quanto prevede la delibera 393/2013/R/gas dell’Autorità per l’energia dello scorso 19 settembre che ha avviato la selezione di progetti-pilota per incentivare la diffusione di smart metering multi-servizio e l’innovazione delle reti.

Per ottenere le tariffe incentivanti, i progetti dovranno raggiungere una dimensione minima di 2.500 punti telegestiti e non potranno superare i 20.000 punti.

Almeno il 30% dei punti dovrà riguardare il servizio di fornitura del gas e il 60% complessivamente i servizi regolati dall’Autorità (gas, elettricità e acqua).

I progetti verranno selezionati sulla base del maggior numero di servizi coinvolti e di punti complessivamente telegestiti, con priorità alle iniziative che prevedono anche la sperimentazione di contatori elettrici di seconda generazione o la fornitura ai clienti - con modalità innovative - di suggerimenti e informazioni sull’uso razionale dell’energia e il risparmio energetico.

I progetti dovranno essere accompagnati da una valutazione di impatto che escluda eventuali ostacoli al regolare svolgimento delle prossime gare per gli ambiti territoriali della distribuzione gas.

Per presentare i progetti da svilupparsi nel biennio 2014-15 l’Autorità ha previsto cinque mesi di tempo, e tra gli otto e dodici mesi a seconda della dimensione per realizzarli. I costi di sperimentazione saranno ricompresi nella tariffa di distribuzione, per una spesa complessiva variabile a seconda del numero di progetti, ma comunque inferiore a 0,10 euro per consumatore.

La delibera è disponibile sul sito www.autorita.energia.it

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olte delle utilities italiane gestiscono simultaneamente reti diverse. Molte di quelle che fino a pochi anni orsono si chiamavano AMGA, Azienda Municipalizzata Gas Acqua, pur avendo cambiato nome, hanno comunque mantenuto la gestione dei due servizi; anzi sovente ne hanno aggiunti altri (energia termica, ecc.). Per queste utilities, il buon funzionamento della rete di comunicazione degli smart meters, siano essi acqua o gas, diventa il fattore cruciale per il successo della gestione di reti smart.

L’Authority AEEG, che ora ha in carico anche l’attività di regolazione e controllo dei servizi idrici, ha appena pubblicato un’importante delibera: la 393/2013/R/gas del 19 Settembre 2013, che regolamenta la sperimentazione di soluzioni di telegestione multi-servizio di misuratori domestici. In altri termini si definiscono le procedure ed i criteri di selezione degli investimenti proposti dai distributori. I finanziamenti riguardano i test operativi di reti aperte alla comunicazione con contatori di diversi servizi (elettrico, idrico, gas, energia termica, eccetera) nell’ottica di una gestione complessiva smart.

La delibera 393/13 è la logica estensione della precedente delibera 155/08 che definisce, attraverso le norme UNI CIG 11291, le modalità di comunicazione dei contatori gas domestici con il centro di raccolta dati (SAC).

L’Authority con le norme UNI CIG, ha già fissato i seguenti punti base: • trasmissione radio a 169 MHz • comunicazione bidirezionale (one way non ammessi) • specifico protocollo di trasmissione (nessun protocollo attualmente usato da qualsiasi fabbricante è stato ritenuto idoneo) che garantisca l’intercambiabilità degli apparati. È molto difficile pensare a sistemi multiservizio che utilizzino standard diversi da quelli sopra citati. Il fine ultimo dell’Authority è che la rete di comunicazione dei vari tipi di

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contatori (gas, acqua, ecc.) sia unica e possa lavorare bene indipendentemente dal “nome” del costruttore dei contatori “sottostanti”, siano essi del gas, dell’acqua o di qualsiasi altro servizio.

Il rispetto degli standard negli smart meters permetterà alle utilities di: • ridurre gli investimenti nella rete: un’unica rete di comunicazione per tutti i tipi di contatori (acqua, gas, eccetera) è senz’altro meno costosa di più reti distinte (ciascuna per ogni servizio) • avere assoluta libertà d’acquisto per gli smart meters (i contatori). Nessun fabbricante sarà in posizione di “forza” in virtù del suo standard proprietario (e non comunicante con gli apparati dei concorrenti) • ottenere migliori prezzi d’acquisto degli smart meters. La libertà di scelta nell’acquisto introdurrà la competizione di mercato, con inevitabili benefici sui prezzi. ■

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Smart Water Metering: dalla misura analogica alla misura digitale di Furio Cascetta - Seconda Università degli studi di Napoli e Osvaldo Paleari - SENSUS Italia

Attraverso l’evoluzione tecnologica dei contatori d’utenza, vengono presentati gli aspetti tecnici e metrologici degli smart meters oggi disponibili, evidenziandone il percorso di miglioramento e di superamento dei limiti iniziali.

a

b

L

a genesi dei contatori idrici d’utenza è legata all’origine delle reti distributive cittadine. L’esigenza di misurare i consumi dei singoli utenti nasce quando la rete distributiva cittadina viene realizzata, ramificandosi all’interno del territorio urbano, collegando le fonti approvvigionamento (sorgenti/serbatoti e relativa rete di adduzione o trasporto) alle singole utenze (nasce il servizio distributivo). Il contatore d’utenza rappresenta il terminale della rete distributiva, dove la risorsa (acqua) viene consegnata (venduta) all’utente/consumatore.

I PRIMI SVILUPPI DEI CONTATORI D’UTENZA Si possono individuare due aspetti tecnici per un generico contatore d’utenza: • il principio fisico di misura (sulla cui scelta si basano le caratteristiche metrologiche di accuratezza e affidabilità nel tempo) • la tecnologia realizzativa (soluzioni tecniche e materiali utilizzati).

Un tradizionale contatore è costituito da 3 stadi: • la camera di misura vera e propria (primo stadio) • il sistema di trasmissione (secondo stadio), detto anche orologeria, che trasmette all’unità di lettura il movimento dell’organo di misura presente nel primo stadio • il totalizzatore o unità di lettura (terzo stadio).

Il cuore di un contatore è dunque rappresentato dall’elemento primario o camera di misu-

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c

ra (primo stadio) che realizza il principio fisico di funzionamento del misuratore. Il sistema di trasmissione (secondo stadio) rappresenta la cosiddetta orologeria, costituita da una serie di ingranaggi (rotismi, ingranaggi, leverismi) che hanno lo scopo di ridurre (rapporto di riduzione di velocità) e trasmettere a valle il movimento dell’organo principale di misura. Il totalizzatore o visualizzatore dei contatori d’utenza (terzo stadio) realizza la visualizzazione dei consumi tramite un display a lettura analogica (sia a lancette che a rulli o tamburelle). I principi fisici di misura scelti per i contatori d’utenza alla loro origine (nel XIX secolo) erano legati alle limitate conoscenze tecnicoscientifiche del tempo. Questo è il motivo per cui inizialmente i contatori idrici d’utenza sfruttano 2 principali tecnologie di misura, entrambe di tipo meccanico/dinamico: • misuratori volumetrici (positive displacement meters) - a rotazione di pistoni (rotary piston meters) - a traslazione di pistoni • misuratori di velocità (inferential meters) - a turbina per acqua.

Quindi sia la misura primaria (primo stadio), che la trasmissione (secondo stadio) e la lettura (terzo stadio), sono affidati a componenti meccanici e dinamici, soggetti ad usura nel tempo e conseguente a deterioramento.

Circa i materiali utilizzati per realizzare i contatori d’utenza (in tutte le loro parti), la tecnologia conosciuta dell’epoca era prevalentemente quella delle lavorazioni meccaniche

FIG.1: A) CONTATORI VOLUMETRICI: NELLA II METÀ DEL XIX SECOLO APPAIONO I PRIMI CONTATORI MECCANICI A SETTORI MOBILI (PISTONI), B) CONTATORI A TURBINA: SI ANDRANNO AD IMPORRE NEL

XX SECOLO,

C) CONTATORI A MULINELLO: PER I CONSUMI MAGGIORI SI AFFERMA INVECE IL MODELLO

WOLTMANN (CON GIRANTE A PROFILO ELICOIDALE)

Sensus

TAB.1: ANALISI COMPARATA TRA LIMITI E SOLUZIONI DEI CONTATORI IDRICI

CONTATORI ACQUA

limiti natura dinamica/meccanica del contatore: sensibilità all’inerzia, attriti ed usura, possibile blocco totale del contatore il totalizzatore a lancette può risultare di difficile lettura nei primi pioneristici contatori era possibile il flusso inverso dell’acqua (con conseguente decremento del “segnante”) i primi contatori idrici a turbina erano realizzati “a getto singolo”: l’ingresso dell’acqua nella camera di misura sollecita in maniera asimmetrica l’albero della girante ed i relativi supporti i primi contatori idrici a turbina erano realizzati “a quadrante bagnato”, con inconvenienti sulla leggibilità del totalizzatore e possibilità di gelo

la cassa dei primi contatori era in ottone (possibile rilascio di metalli pesanti quali il piombo contenuto nell’ottone)

dei metalli, in virtù della loro duttilità e quindi della relativa facilità di lavorazione (fonderia, macchine utensili quali torni, frese, trapani, ecc.).

Attraverso i decenni del XX secolo, poche sono state le migliorie e le evoluzioni tecnologiche apportati ai contatori d’utenza.

Nella seconda metà del XIX secolo i contatori idrici vengono concepiti in analogia a quelli del gas, sfruttando il principio di misura volumetrico (a pistoni) (fig.1).

Solo nei primi decenni del ‘900 vengono realizzati con un principio fisico di misura inferenziale (misuratori a turbina) (fig.1). Nel corso del XXI secolo, anche ai contatori idrici vengono apportate migliorie sul quadrante di misura (totalizzatore a tamburelle, quadrante asciutto invece di quadrante bagnato), sull’impiego crescente di materiali plastici, sull’adozione del blocco del flusso inverso e sull’ottimizzazione della camera di misura (dai contatori a turbina a getto singolo, a quelli a getto multiplo). Nella tabella 1 vengono sintetizzati i principali limiti e le relative soluzioni migliorative proposte nel tempo delle tecnologie di misura meccanica/dinamica.

NUOVE TECNICHE DI MISURA Il recente quadro normativo (direttiva MID o Direttiva 2004/22/CE) ha riportato vivacità ed attenzione (sebbene con una tradizionale differenza a sfavore del settore acqua rispetto al più dinamico settore gas) nel settore del metering.

I contatori d’utenza (utility meters) sono sta-

soluzioni il superamento totale di tali limiti è possibile solo con l’avvento dei misuratori elettronici statici (smart meters) il totalizzatore a rulli (tamburelle) riduce tale inconveniente nei modelli successivi viene modificato il disegno del collettore di ingresso/uscita del fluido per realizzare il blocco del flusso inverso vengono realizzati contatori “a getto multiplo”, dove l’acqua entra nella camera di misura attraverso una serie di ugelli circonferenziali, in maniera da equilibrare le sollecitazioni sulla girante vengono realizzati successivamente contatori a quadrante asciutto: in questo caso il moto di rotazione della girante viene trasmesso all’orologeria attraverso un accoppiamento magnetico le nuove casse sono in materiale plastico o composito (con rinforzi in fibra di vetro), che ne aumentano la resilienza, la stabilità e la durata.

L’uso diffuso di materiali plastici rende più leggeri gli equipaggi mobili migliorando quindi la sensibilità di misura alle basse portate e la rendendo la trasmissione magnetica più efficace

ti per molti decenni classificati, omologati e prodotti sulla base del principio fisico di misura e sulla loro applicabilità a determinati settori della metrologia legale.

Il recepimento in Italia (G.U. n.64 del 17/3/2007) della Direttiva sugli strumenti di misura (nota come “MID: Measuring Instruments Directive”, direttiva 2004/22/EC) introduce una novità: il concetto che le misurazioni nel campo fiscale (metrologia legale) si basano sul principio di indipendenza dalla tecnologia di misura. Si tratta di un nuovo approccio denominato metrological technology independent: A manufacturer may choose to use any technical solution that complies with the essential requirements referred to in Annex I and in the relevant instrument-specific Annexes MI-001 to MI-010.

Da un punto di vista tecnico-metrologico è possibile costruire ed omologare contatori d’utenza (acqua e gas) non più basati su rigide tecniche di misura (di tipo meccanico, come nel passato), ma fabbricati utilizzando qualsivoglia principio fisico di misura che il costruttore ha verificato come affidabile per la specifica applicazione, purché vengano garantite le necessarie prestazioni metrologiche, ossia il rispetto degli Errori Massimi Tollerati (MPE:Maximum Permissible Errors).

Questa “liberalizzazione” del principio fisico di misura consente di beneficiare delle nuove opportunità offerte dalle più moderne tecnologie di misura, basate anche sull’impiego dell’elettronica, ed in particolare dell’utilizzo di microprocessori (tecnologie smart o sensori

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Sensus

Smart Water Metering: dalla misura analogica alla misura digitale

FIG.2: CURVA DEI COSTI CUMULATIVI: CONFRONTO TRA UN MISURATORE SMART E UN MISURATORE TRADIZIONALE

Costi globali cumulativi

Contatore tradizionale

Perdita di fatturato dovuto al sotto-conteggio dei contatori tradizionali

Misuratore smart

0

3

6

9

12

15

20

Anni digitali).

Vengono alla ribalta i misuratori elettronici basati su un principio di misura di tipo statico, con i seguenti vantaggi: • misuratori elettronici o digitali • misuratori dotati di micro-processore, con capacità di elaborazione dei segnali (diagnostica) • misuratori muniti di un sistema di comunicazione bidirezionale (connettività), in grado di essere inseriti all’interno di un’architettura di sistema AMR (sistemi evoluti di tele lettura) • assenza di parti in movimento (assenza di manutenzione) e, quindi, assenza di attrito, di invecchiamento e di scadimento prestazionale (la curva di errore si mantiene costante durante l’intera vita del misuratore) • migliori prestazioni metrologiche e una certa linearità della curva di errore • comporta una maggiore sensibilità in tutto il campo di portata, in particolare una notevole sensibilità anche ai flussi molto piccoli (e quindi una insensibilità ai fenomeni inerziali).

Un misuratore smart necessita di alimentazione elettrica (a batteria), sia per il funzionamento del modulo di misura (metrologia), sia per l’opzione telelettura (modulo radio per la trasmissione a distanza dei dati di consumo).

Con i misuratori elettronici, statici e smart, si entra così nella nuova era della misura digitale. Un contatore basato su un principio di misura statico, oltre ad essere privo di usura e di manutenzione, mostra due vantaggi rilevanti: • possiede dei costi cumulativi (cycle life cost)

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SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

FIG.3: CONFRONTO TRA LA TIPICA CURVA DI ERRORE DI UN MISURATORE SMART

(STATICO) E QUELLA DI UN MISURATORE TRADIZIONALE

(DINAMICO). SI NOTI LA LINEARITÀ DELLA CURVA CARATTERISTICA DI UN MISURATORE SMART AL VARIARE DELLA PORTATA

FIG.4: MISURATORE IDRICO AD ULTRASUONI, DI TIPO RESIDENZIALE

(A DESTRA: SAPPEL MOD. HYDRUS; A SINISTRA: E KAMSTRUP MOD. FLOWIQ 2101)

Sensus

inferiori ai corrispondenti costi dei contatori meccanici tradizionali (fig.2): la curva dei costi di un misuratore smart è più “piatta” di un misuratore tradizionale; al maggior costo di acquisto iniziale si deve aggiungere il costo (irrilevante) dell’eventuale sostituzione della batteria durante l’intera vita del misuratore (15 anni); al termine della vita utile del contatore smart (15 anni) si ha un notevole risparmio in termini di acqua contabilizzata che invece non verrebbe registrata (a causa della spiccata tendenza a sottostimare durante l’invecchiamento) da un contatore meccanico tradizionale nel medesimo intervallo di vita; • la curva dell’errore dei misuratori smart è “più piatta” e lineare di quella dei contatori tradizionali (fig.3): ciò significa che un misuratore smart conserva inalterata nel tempo la sua qualità metrologica in tutto il campo di portata (soprattutto ai bassi flussi).

SMART WATER METERS Sono stati sviluppati contatori idrici (residenziali) basati su un principio fisico di misura innovativo, di tipo statico. Tra questi vanno citati: il contatore idrico ad ultrasuoni (fig.4) e quello idrico elettromagnetico (fig.5).

La tecnologia di misura basata sugli ultrasuoni è conosciuta ed apprezzata già da vari decenni. Inizialmente utilizzata per i contatori di calore (di acqua calda), la tecnica di misura statica ad ultrasuoni viene recentemente utilizzata anche in contatori idrici di piccola taglia (domestici o residenziali), con notevoli risultati in termini di prestazioni e di sensibilità ai bassi flussi. Lo sviluppo di trasduttori ultrasonori in grado di funzionare con consumi energetici minimi (ed ottimizzati) ha aperto le porte allo sfruttamento del principio fisico di misura (statico) anche al settore dei contatori domestici.

I contatori idrici a principio elettromagnetico rappresentano invece una tecnologia molto conosciuta ed apprezzata per le misure nelle reti idriche (adduttive e distributive). Non è stato facile realizzare dei contatori magnetici per uso domestico (residenziale), in virtù del fatto che tali contatori elettronici (smart water meters) richiedono una batteria come fonte energetica fondamentale per il loro funzionamento. Per superare tale limite, si è pensato di utilizzare dei magneti permanenti per la creazione del campo magnetico di densità B: tale soluzione riduce drasticamente i quantitativi di energia rispetto ai modelli precedenti (campo magnetico creato da bobine alimentate elettricamente). Risolto il problema energetico, i misuratori elettromagnetici di taglia residenziale/domestica presentano un’elevata sensibilità ai bassi flussi, ben al di sotto di 3 l/h (portata minima rilevabile dallo strumento inferiore a quella dei contattori meccanici a turbina). A tal proposito basta osservare l’ampio campo di misura del contatore idrico smart iPERL della SENSUS, in grado di realizzare un rapporto R800.

FIG.5: MISURATORE IDRICO ELETTROMAGNETICO, DI TIPO RESIDENZIALE (SENSUS MOD. IPERL)

La curva degli errori (curva caratteristica) risulta essere molto “piatta”, sinonimo di accuratezza ed affidabilità di misura. Infine, la natura statica del principio di misura garantisce l’insensibilità all’azione del tempo (non c’è usura).

CONCLUSIONI Occorre promuovere la diffusione delle tecnologie smart nell’industria dell’acqua a tutti i livelli, soprattutto nei confronti della misura e dei requisiti di interoperabilità. È auspicabile che in un futuro prossimo il mercato degli utility meters si orienti vero l’uso delle tecnologie di misura innovative.

Occorre ribadire che l’impiego degli smart meters consente di migliorare la qualità delle prestazioni di misura nelle reti di pubblica utilità (migliorando l’attendibilità dei bilanci fisici e quella della determinazione delle perdite).

A fronte di investimenti (costi di acquisto) che inizialmente possono apparire una barriera alla loro diffusione, ad una più attenta analisi economica gli smart meters risultano competitivi grazie: • alla migliore determinazione dei consumi (a garanzia delle utility e degli utenti/consumatori), conseguenza delle notevoli - e stabili nel tempo - prestazioni di misura • all’assenza di manutenzione • all’intrinseca capacità di comunicazione a distanza ed integrazione in sistemi avanzati di telelettura o AMR (fornitura di servizi post-contatore all’utenza, tariffazione bioraria, etc.). È convinzione ormai diffusa che la disponibilità commerciale di smart meters possa accrescersi nel breve-medio periodo, migliorando la competizione tra i players (costruttori metrici), favorendo una riduzione dei costi di acquisto, e garantendo efficienza e qualità dei servizi a tutti i clienti e agli operatori del comparto.

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SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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FORUM UNI – CIG

IL SISTEMA GAS EUROPA La presenza di Marc Florette, Presidente di Marcogaz, e di Vittorio Musazzi, Managing Director di Entsog, al Forum UNI – CIG 2013 svoltosi lo scorso giugno a Milano, presso il Palazzo Delle Stelline, evidenzia il rinnovato interesse del mondo della distribuzione nei confronti del tema della formazione e della sicurezza nell’uso dei gas combustibili.

Mentre i comparti del trasporto e della distribuzione presiedono con costanza i vari appuntamenti sul tema, cresce sempre più forte l’interesse verso il biometano, considerato dagli operatori a tutti gli effetti una fonte energetica rinnovabile.

I numeri parlano chiaro e superano le migliori aspettative. Dopo anni in cui si sospettava un calo della domanda, oggi la tendenza è al rialzo, in particolare per il biometano che da “Cenerentola” del panorama mondiale si trasforma in una fonte dall’enorme potenziale.

BIOMETANO

Un gas da mettere in regola per nuovi usi Lo sfruttamento del biometano per usi domestici e di autotrazione e la definizione G delle condizioni per la sua immissione nella rete di distribuzione sono tra i temi più rilevanti che interessano il settore del gas. Ricostruiamo il contesto legislativo, normativo e regolamentario in cui si sta sviluppando questa sfida.

■ di Francesco Castorina

M

olti operatori considerano il biometano una grande opportunità per il nostro paese, probabilmente superiore ad alcune forme di rinnovabili già collaudate.

Ma che cos’è il biometano e cosa può rientrare in questo termine? La direttiva europea 2009/28/CE, all’art.2 (Definizioni), lo definisce come: gas ottenuto a partire da fonti rinnovabili avente caratteristiche e condizioni di utilizzo corrispondenti a quelle del gas metano e idoneo alla immissione nella rete del gas naturale. Questa è anche la definizione utilizzata dal CEN TC 408 Project Committee: Biomethane for use in transport and injection in the natural gas grid, il comitato tecnico che in ambito CEN si sta occupando dell’elaborazione delle norme tecniche relative.

IL CONTESTO LEGISLATIVO Sul biometano ci sono già stati alcuni importanti interventi legislativi, che hanno avuto il via in ambito comunitario, anche se in due filoni diversi d’intervento.

L’intervento comunitario più deciso è la promulgazione della Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE. La Direttiva è stata recepita nell’ordinamento nazionale con il Decreto Legislativo 3 marzo 2011, n.28 Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante mo-

difica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE (nota 1).

Il Decreto all’art.8 Disposizioni per la promozione dell’utilizzo del biometano stabilisce che al fine di favorire l’utilizzo del biometano nei trasporti: 1. Le regioni prevedono specifiche semplificazioni per il procedimento di autorizzazione alla realizzazione di nuovi impianti di distribuzione di metano e di adeguamento di quelli esistenti ai fini della distribuzione del metano.

2. Gli impianti di distribuzione di metano e le condotte di allacciamento che li collegano alla rete esistente dei metanodotti sono dichiarati opere di pubblica utilità e rivestono carattere di indifferibilità e di urgenza.

Inoltre l’art.20 Collegamento degli impianti di produzione di biometano alla rete del gas naturale precisa che: 1. Entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas emana specifiche direttive relativamente alle condizioni tecniche ed economiche per l’erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi.

2. Le direttive di cui al comma 1, nel rispetto delle esigenze di sicurezza fisica e di funzionamento del sistema: a) stabiliscono le caratteristiche chimiche e fisiche minime del biometano, con particolare riguardo

alla qualità, l’odorizzazione e la pressione del gas, necessarie per l’immissione nella rete del gas naturale; b) favoriscono un ampio utilizzo del biometano, nella misura in cui il biometano possa essere iniettato e trasportato nel sistema del gas naturale senza generare problemi tecnici o di sicurezza; a tal fine l’allacciamento non discriminatorio alla rete, degli impianti di produzione di biometano dovrà risultare coerente con criteri di fattibilità tecnici ed economici ed essere compatibile con le norme tecniche e le esigenze di sicurezza; c) prevedono la pubblicazione, da parte dei gestori di rete, degli standard tecnici per il collegamento alla rete del gas naturale degli impianti di produzione di biometano; g) prevedono la pubblicazione, da parte dei gestori di rete, delle condizioni tecniche ed economiche necessarie per la realizzazione delle eventuali opere di adeguamento delle infrastrutture di rete per l’allacciamento di nuovi impianti.

A parte alcuni svarioni nel testo, tipo quello di definire “metano” quello che si dovrebbe definire “gas naturale”, sembra che siano espressi degli obblighi molto chiari per quelli che sono individuati come gli attori di scenario: le Regioni, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, i trasportatori e i distributori di gas. Naturalmente l’elenco generale non può essere limitato solo a tali soggetti, ma la loro individuazione serve anche a delimitare il campo tecnico della vicenda.

Nota 1: GU n. 71 del 28-3-2011 - Suppl. Ordinario n.81) nota: Il provvedimento è entrato in vigore il 29/03/2011 SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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BIOMETANO

Un gas da mettere in regola per nuovi usi Il secondo intervento legislativo comunitario da tenere in conto è la Direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009 relativa al mercato interno del gas naturale e che abroga la direttiva 2003/55/CE, che, benché indirizzata in maggior misura ad altri importanti argomenti, contiene alcuni elementi di grande interesse relativi al biometano. Tale direttiva fa parte del cosiddetto “terzo pacchetto energia” recepito con il Decreto legislativo 1 giugno 2011, n.93, di attuazione delle direttive 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE relative a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica, del gas naturale e ad una procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica, nonché abrogazione delle direttive 2003/54/CE e 2003/55/CE (nota 2).

Il decreto, all’art.30 Semplificazione per le attività di vendita di gas naturale e di biogas interviene modificando l’art.1 del decreto legislativo n.164 del 2000, aggiungendo al comma 2: 2-bis. Le norme del presente decreto relative al gas naturale, compreso il gas naturale liquefatto, si applicano in modo non discriminatorio anche al biogas e al gas derivante dalla biomassa o ad altri tipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possono essere iniettati nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale sistema senza porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza.

E ancora prescrive di: i) prevedere, senza incrementi delle tariffe a carico degli utenti, una revisione degli incentivi per la produzione di energia elettrica prodotta da impianti alimentati da biomasse e biogas al fine di promuovere, compatibilmente con la disciplina dell’Unione europea in materia di aiuti di Stato, la realizzazione e l’utilizzazione di impianti in asservimento alle attività agricole da parte di imprenditori che svolgono le medesime attività; l) completare, nei limiti delle risorse di bilancio disponibili allo scopo, il sistema statistico in materia di energia, compresi i consumi, al

fine di disporre di informazioni ed elaborazioni omogenee con i criteri adottati in sede comunitaria e funzionali al monitoraggio e all’attuazione di quanto previsto alla lettera g).

Nel decreto è stata mantenuta la definizione di biogas, in quanto nella direttiva 2009/73 CE si usava questa denominazione.

IL MANDATO M/475 Il mandato M/475 è stato rilasciato al CEN dalla Commissione Europea nel novembre del 2010. Reca il titolo Mandate to CEN for standards for biomethane for use in transport and injection in natural gas pipelines. Il mandato, che il CEN ha accettato, prevede l’elaborazione di: • una norma europea per le specifiche di qualità del biometano per uso autotrazione • norme europee o specifiche tecniche europee (TS) per quel che riguarda l’immissione del biometano nelle reti.

Prevede inoltre che nell’elaborazione delle norme si tengano in considerazione le risultanze che emergeranno dai lavori normativi relativi al mandato M/400 sulla qualità dei gas, altro importantissimo tassello nel contesto di rinnovamento del settore gas. All’atto della definizione delle competenze tecniche, sono risultati interessati all’elaborazione della normativa tecnica specifica per il biometano due comitati tecnici CEN: il CEN TC 19 Gaseous and liquid fuels, lubricants and related products of petroleum, synthetic and biological origin e il CEN TC 234 Gas infrastructure.

Non è stato possibile trovare un modus operandi tra i due comitati tecnici, confacente al caso e pertanto il CEN si è risolto ad istituire ex novo un “project committee”, denominato CEN/TC 408 Project Committee - Biomethane for use in transports and injection into natural gas pipelines, che ha già iniziato a operare e in cui l’Italia è rappresentata dal Comitato Italiano Gas - CIG. Il CEN TC 408 ha già aperto i seguenti progetti di lavoro (WI): • WI 00408001 prEN Biomethane Specifications for use as a fuel for vehicle engines and injection into the natural gas grid.

Nota 2: GU n. 148 del 28-6-2011 – Serie generale

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SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

• WI 00408002 prEN Biomethane Determination of the concentration of biomethane in natural gas pipelines.

• WI 00408003 prEN Biomethane Determination methods.

Con l’inizio dei lavori normativi del CEN TC 408 sul biometano, in osservanza della regola europea dello “standstill”, non sarà possibile dare corso a lavori nazionali omologhi.

In pratica, nessun Paese europeo potrà elaborare norme nazionali su questo determinato argomento, essendovi già in corso un lavoro omologo al tavolo europeo.

Se comunque necessità imponesse di dover disporre di documenti tecnici rilevanti, in misura provvisoria, il CIG proverà a rispondere alle esigenze che prenderanno corpo, trovando soluzioni idonee a coprire i bisogni tecnici che potranno venire espressi, sino a che le pertinenti norme europee non saranno disponibili.

Il CIG da qualche tempo ha aperto un proprio gruppo di lavoro sulla materia. Infatti, per decisione del suo Consiglio di Presidenza, nel gennaio 2011 è stato istituito il gruppo di lavoro “Biometano”, che è il “mirror group” nazionale del CEN TC 408 e la Commissione Centrale Tecnica dell’UNI ha ratificato l’azione del CIG nel corso della riunione del 7 aprile 2011.

A riprova di quanto sia considerata importante la “questione biometano”, è da sottolineare che il gruppo di lavoro CIG si è arricchito di prestigiose partecipazioni, industriali e di università.

L’INTERVENTO DELL’AEEG La Deliberazione ARG/gas 120/11 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas Avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di condizioni tecniche ed economiche per l’erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi, interviene sulla materia del biometano.

Di seguito uno stralcio di questa delibera, che va a unirsi agli interventi legislativi citati in precedenza e che prefigura(va) interventi attuativi di tipo regolatorio.

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Delibera 1. di avviare un procedimento per l’emanazione di specifiche direttive inerenti le condizioni tecniche ed economiche per l’erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi, secondo le previsioni di cui al decreto legislativo n. 28/11; 2. di prevedere che le predette direttive soddisfino ai seguenti requisiti di cui al decreto legislativo n. 28/11: a) stabiliscano le caratteristiche chimiche e fisiche minime del biometano, con particolare riguardo alla qualità, l’odorizzazione e la pressione del gas, necessarie per l’immissione nella rete del gas naturale; b) favoriscano un ampio utilizzo del biometano, nella misura in cui il biometano possa essere iniettato e trasportato nel sistema del gas naturale senza generare problemi tecnici o di sicurezza. A tal fine l’allacciamento non discriminatorio alla rete degli impianti di produzione di biometano dovrà risultare coerente con criteri di fattibilità tecnici ed economici ed essere compatibile con le norme tecniche e le esigenze di sicurezza; c) prevedano la pubblicazione, da parte dei gestori di rete, degli standard tecnici per il collegamento alla rete del gas naturale degli impianti di produzione di biometano; d) fissino le procedure, i tempi e i criteri per la determinazione dei costi per l’espletamento di tutte le fasi istruttorie necessarie per l’individuazione e la realizzazione della soluzione definitiva di allacciamento; e) sottopongano a termini perentori le attività poste a carico dei gestori di rete, individuando sanzioni e procedure sostitutive in caso di inerzia; f) stabiliscano i casi e le regole per consentire al soggetto che richiede l’allacciamento di realizzare in proprio gli impianti necessari per l’allacciamento, individuando altresì i provvedimenti che il gestore della rete deve adottare al fine di definire i requisiti tecnici di detti impianti; g) prevedano la pubblicazione, da parte dei gestori di rete, delle condizioni tecniche ed economiche necessarie per la realizzazione delle eventuali opere di adeguamento delle infrastrutture di rete per l’allacciamento di nuovi impianti; h) prevedano procedure di risoluzione delle controversie insorte fra produttori e gestori di rete con decisioni, adottate dalla stessa Autorità per l’energia elettrica e il gas, vincolanti fra le parti; i) stabiliscano le misure necessarie affinché l’imposizione tariffaria dei corrispettivi posti a carico del soggetto che immette in rete il biometano non penalizzi lo sviluppo degli impianti di produzione di biometano; 3. di pubblicare, qualora sia ritenuto opportuno in relazione allo sviluppo del procedimento, documenti per la consultazione al fine di poter acquisire le posizioni dei soggetti interessati; 4. nella misura in cui sia ritenuto opportuno, in relazione allo sviluppo del procedimento, di convocare i soggetti interessati ovvero di richiedere specifiche informazioni ai medesimi soggetti, ai fini dell’acquisizione di elementi conoscitivi utili per la formazione e

l’adozione delle necessarie disposizioni; 5. di prevedere che il procedimento si concluda entro il 30 novembre 2011; 6. di dare mandato al Direttore della Direzione tariffe dell’Autorità, sentiti rispettivamente il Direttore della Direzione mercati per le implicazioni inerenti i codici di rete, e il Direttore della Direzione consumatori e qualità del servizio per gli aspetti inerenti la qualità e la sicurezza , per i seguiti di competenza. È un dato di fatto che le date obiettivo citate siano state superate. È ormai pacifico che senza le normative tecniche del CEN TC PC 408 non possono essere convenientemente avviati i necessari processi di tipo regolatorio. A questa conclusione si è giunti anche nell’incontro che AEEG ha organizzato sul tema lo scorso luglio, partecipanti i rappresentanti di tutte le parti interessate, oltre alle specifiche funzioni dei ministeri coinvolti.

Il CIG, oltre all’impegno che sta profondendo ai tavoli tecnici europei, sta anche preparando due documenti tecnici, che potranno essere utili in appoggio alle future norme tecniche europee.

Il primo documento analizza le implicazioni derivanti dalla produzione di biometano e relativa immissione nelle reti. In questo documento, oltre a raccogliere e periodicamente aggiornare quanto emerge dai lavori CEN, sono state individuate una serie di norme UNI (elaborate dal CIG), che saranno interessate dai nuovi sviluppi e che dovranno in diversa misura essere aggiornate per recepire la possibilità di immettere biometano nelle reti. Da questo documento tecnico volutamente sono state escluse considerazioni di tipo regolatorio/contrattuale ed economico, che sono state invece contemplate nel secondo documento “proposte di sviluppo” che raccoglie i diversi punti di vista dei partecipanti al tavolo normativo del CIG.

CONCLUSIONI L’Italia si presenta con un po’ di ritardo a questo appuntamento, ma tenendo conto degli sviluppi degli ultimi tempi ci sono tutte le condizioni per recuperare il “gap”; è solo una questione di tempo e di volontà di fare. I riscontri da parte degli operatori sono buoni, ma bisogna definire le regole in modo preciso ed univoco.

Gli interventi legislativi, regolatori e normativi che verranno dovranno essere improntati a facilitare la fattività tecnica e gestionale, evitando di creare situazioni che poi possano andare a detrimento dell’attuazione di questo fondamentale progetto.

■

Francesco Castorina

L’AUTORE

francesco.castorina@cig.it Direttore tecnico del Comitato Italiano Gas – CIG, Ente Federato all’UNI, di cui ha ricoperto la carica di Segretario Generale per oltre 11 anni. Vicepresidente della Commissione Centrale Tecnica UNI e rappresentante tecnico italiano in Commissione Europea in relazione alla direttiva “Apparecchi a gas”. Presidente della Commissione Speciale CIG “Statistica emergenze ed incidenti da gas”. Partecipa a diversi gruppi di lavoro in sede nazionale ed europea.

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TECNOLOGIE

Alla conquista dei mercati esteri

L

a partecipazione alla Expogaz di Parigi ha permesso alla Ravetti di avere un’ulteriore conferma che gli investimenti in innovazione portano a risultati concreti ed immediati nello sviluppo dei mercati esteri.

In questa edizione è stata presentata la nuova serie di Stop/System®, macchina per la tamponatura temporanea di reti gas senza l’interruzione dell’erogazione del servizio ai clienti, prima al mondo utilizzabile sia su tubazioni tradizionali (acciaio/ghisa/cemento fino a DN 300) che in polietilene (fino a DN 315), oltre alle macchine tradizionali fino a DN 500.

Nonostante la presenza in fiera dei principali competitors, è risultato evidente quanto il maggior interesse dei visitatori fosse concentrato sulle nuove macchine presenti all’interno dello stand Ravetti.

Da sempre questa fiera è considerata indispensabile per avvicinare i principali operatori del settore provenienti dai paesi di lingua francofona da ogni parte del mondo e, tuttavia, anche una manifestazione complessa data l’eterogeneità di culture, competenze e metodologie che caratterizzano i territori da cui provengono i visitatori.

Si incontrano infatti tecnici abituati a tecnologie avanzate e con requisiti di sicurezza molto elevati, interessati ad apprendere le ultime novità del mercato, così come si incontrano responsabili di aziende gas di paesi in via di sviluppo che hanno invece necessità di introdurre le best practice con forti necessità di formazione.

La Ravetti è riuscita ad attrarre entrambe queste categorie. I tecnici specializzati hanno avuto modo di apprezzare le innovazioni direttamente sulle numerose macchine esposte. I filmati proiettati su grandi schermi, che illustravano in

modo semplice ed intuitivo i vantaggi della tecnologia Ravetti per gli interventi senza fughe di gas e senza interruzione del servizio, hanno stimolato l’immediato interesse di coloro, spesso provenienti da paesi asiatici, africani e oltre oceano, che sono abituati ai metodi più datati e privi dei requisiti di sicurezza e dei livelli di servizio all’utenza ormai indispensabili nei nostri mercati.

Curiosa anche la frequente visita da parte del personale di aziende concorrenti, interessate a carpire le soluzioni tecniche che la Ravetti ha

adottato per massimizzare le doti di maneggevolezza, leggerezza e facilità d’uso che da sempre caratterizzano le proprie macchine.

L’elevato profilo dei nuovi contatti acquisiti durante la manifestazione e, soprattutto, il grande numero di richieste di preventivi, largamente superiori alle aspettative, hanno riconfermato che l’innovazione made in Italy rappresentata in questa fiera dalla tecnologia Ravetti possa essere l’arma vincente per crescere sui mercati internazionali anche in settori molto competitivi.

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SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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RETE IDR ICA - R ETE FOG NARI A - RET E D EL G A S - RET I I N S I T I I N D U ST R I A L I

Risanare?

Sì ma BENE! sì

Qualità certificata

Risanare?

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Diminuire le pressioni in eccesso è uno dei modi più semplici ed economici per ridurre G le perdite idriche. Uno studio effettuato presso il distretto idrico di Cannara (Perugia) ha permesso di individuare una relazione diretta tra le due grandezze, consentendo un contenimento delle dispersioni in rete mediante una adeguata gestione delle pressioni.

■ di Nicola Faina, Antonio Mazzoni e Eugenio Nania

L

a gestione delle pressioni nelle reti idriche rappresenta uno degli aspetti fondamentali per un’efficace strategia volta al contenimento delle perdite.

I gestori dei sistemi idrici hanno ormai verificato che diminuire le pressioni in eccesso è uno dei modi più semplici e meno costosi per ridurre contestualmente il volume delle perdite fisiche. Il controllo delle pressioni in rete comporta, inoltre, tutta una serie di altri vantaggi: minori riparazioni delle condutture e contestuali costi, riduzione della portata circolante nella rete, diminuzione dei costi energetici, il differimento della riabilitazione delle tubazioni e l’aumento della vita utile delle infrastrutture, la riduzione di alcune componenti dei consumi e il miglioramento del servizio ai clienti grazie al minor

FIG.1: RETE CONVERSINI USCITA DN150 AC

numero di interruzioni del servizio.

L’analisi della relazione esistente tra la pressione e le perdite idriche e si è particolarmente sviluppata in campo internazionale negli ultimi due decenni.

Di seguito vengono illustrati i principali risultati di un caso di studio effettuato presso un distretto idrico individuato nel nucleo abitato di Cannara (comune della provincia di Perugia, confinante con Assisi), gestito dalla società Umbra Acque SpA di Perugia, che ha permesso di ottenere una relazione diretta tra la portata delle perdite idriche e la pressione agente sulla rete. Dalla conoscenza di tale legame è possibile individuare un campo ottimale di pressioni in rete con il fine di una reale diminuzione delle perdite salvaguardando contemporaneamente l’efficienza del servizio idrico.

LA RELAZIONE TRA LA PRESSIONE E LE PERDITE L’equazione idraulica che lega la portata fuoriuscente attraverso un foro di area A è: Q p = Cc ⋅ A ⋅ ( 2 ⋅ g ⋅ P )

0.5

in cui: • Qp è la portata uscente • P è la pressione in una generica sezione a monte della luce • Cc è la costante che rappresenta il coefficiente di contrazione • g è l’accelerazione di gravità • A è l’area del foro.

Sulla base di tale equazione della foronomia nel passato si è sempre assunto che le portate di perdite nei sistemi idrici variassero con la radice quadrata della pressione.

Studi ed esperienze sviluppati in campo internazionale negli ultimi anni hanno invece evidenziato che la dipendenza delle perdite in funzione della pressione nelle reti di distribuzione si discosta, a volte anche notevolmente, dall’equazione classica della foronomia.

Ciò può essere attribuito principalmente a due aspetti: • l’assunzione della costanza del coefficiente di contrazione è lecita solo in un contenuto intervallo di valori di velocità • la dimensione dell’area dell’apertura può variare in funzione della pressione (con modalità dipendenti dal materiale della condotta e dalla tipologia della perdita).

I coefficienti Cc ed A (e l’area effettiva Cc•A) possono quindi non essere costanti. Questo presupposto è alla base del concetto di FAVAD (Fixed and Variable Area Discharges) che individua un legame diretto tra la pressione in rete P e le perdite fisiche Qp secondo una

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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RETI IDRICHE

Umbra Acque e la formula dell’efficienza

RETI IDRICHE

Umbra Acque e la formula dell’efficienza relazione del tipo: Qp = K ⋅ P

α

con K e α coefficienti variabili in dipendenza delle caratteristiche della tubazione e della pressione in rete. L’equazione base FAVAD permette quindi l’analisi e la previsione delle variazioni delle portate di perdita al variare della pressione media della rete attraverso la relazione: α Q p1 P = 1 Qp0 P0 in cui: • Qp0 è la portata media di perdita nella rete in corrispondenza della pressione media in rete P0 • Qp1 è la portata media di perdita nella rete in corrispondenza della pressione media in rete P1. È il rapporto tra la pressione finale ed iniziale (P1/P0) e non la differenza (P1-P0) ad influenzare, unitamente al coefficiente α, la variazione della portata.

Sulla base di esperimenti su perdite provocate artificialmente è stato rilevato in generale che il coefficiente α è prossimo a: • 0,5 per le perdite da tagli e fori nelle tubazioni rigide • 1,0 per grandi sistemi idrici con tubazioni di vari materiali • 1,5 per le perdite in tubazioni flessibili per le quali l’area di deflusso aumenta al crescere della pressione.

Il valore del coefficiente α può inoltre essere stimato mediante l’uso di un’equazione empirica (Thornton & Lambert, 2005):

α = 1.5 − 1 −

p 0.65 ⋅ ILI 100

in cui:

UTENZE

• ILI è l’Infrastructure Leakage Index, ossia un indicatore tecnico di performance per le perdite reali in rete proposto dalla International Water Association che misura il rapporto tra l’attuale volume annuo di perdite reali CARL (Current Annual Real Losses) e la perdita reale fisiologica UARL (Unavoidable Annual Real Losses) • p è la percentuale di tubazioni rigide presenti in rete.

Il modo più preciso per la stima del coefficiente α per una determinata rete idrica è comunque quello di effettuare dei test notturni riducendo la pressione media della rete e misurando contestualmente il valore della portata circolante e quindi, detraendo da questa i consumi legittimi, della perdita notturna.

Di seguito vengono illustrati i risultati della stima di tale coefficiente mediante prove notturne effettuate su un distretto idrico individuato nel comune di Cannara (PG).

IL CASO DI STUDIO ■■ La rete idrica del comune di Cannara La rete idrica del comune di Cannara ha origine dal serbatoio denominato Conversini che viene rifornito dall’adduttrice proveniente dal vicino campo pozzi. Dal serbatoio Conversini, tramite due distinti sistemi di sollevamento, vengono inoltre alimentati i serbatoio di Collemancio e Pontepicchio ubicati nelle aree a più alta quota del comune. Schematicamente è possibile suddividere l’intera rete comunale in quattro differenti distribuzioni:

ESTENSIONE DIMENSIONE MATERIALE AREA RETE TUBAZIONI SERVITA

• rete del serbatoio Conversini uscita DN150 AC; a servizio della quasi totalità delle utenze del centro abitato di Cannara (46,63 km di rete, 1.615 utenze, 197.385 mc/anno di consumi fatturati) • rete del serbatoio Conversini uscita DN100 AC (10,51 km di rete, 115 utenze, 17.170 mc/anno di consumi fatturati) • rete del serbatoio Collemancio; a servizio della frazione di Collemancio e delle utenze ubicate a ovest del territorio comunale (16,38 km di rete, 167 utenze, 17.693 mc/anno di consumi fatturati) • rete del serbatoio Pontepicchio; a servizio di alcune utenze nelle località Pontepicchio e Case San Salvatore (3,22 km di rete, 24 utenze, 5145 mc/anno di consumi fatturati).

■■ La rete idrica Conversini uscita DN 150 AC La rete denominata Conversini uscita DN 150 acciaio serve la quasi totalità del nucleo abitato di Cannara ed è costituita da una dorsale principale in acciaio di diametro nominale 150 mm che parte dal serbatoio Conversini ed arriva fino al ponte in corrispondenza del fiume Topino; dopo l’attraversamento del fiume, la rete si sviluppa nelle frazioni in destra idrografica al fiume mediante una ramificata struttura (fig.1). Il ponte sul fiume Topino separa, quindi, la rete nelle aree in destra idrografica ed in sinistra idrografica al fiume stesso.

Per quanto riguarda il bilancio idrico annuale i dati relativi all’anno solare 2012 evidenziano un volume di acqua totale immesso in rete di

QUOTA MASSIMA

QUOTA MINIMA

QUOTA MEDIA

n°

km²

km

%

m. slm

m. slm

m. slm

Rete Conversini uscita DN 150 AC (sinistra idrografica)

1103

5,49

22,1

Polietilene 59.5 Acciao 40.5

260

190.3

193

Rete Conversini uscita DN 150 AC (destra idrografica)

512

7,53

26,2

Polietilene 91.3 Acciao 8.7

193

186

191

1615

13,02

47,7

Polietilene 77.5 Acciao 22.5

260

186

194

Intera rete Conversini uscita DN 150 AC

TAB.1: PRINCIPALI DATI DELLA RETE CONVERSINI USCITA DN150 AC

72

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

■■ Campagna di misura Nei mesi da gennaio a settembre 2013 sono state svolte numerose prove in campo durante le quali

sono state effettuate misurazioni in continuo della portata e della pressione in particolari punti della rete.

Nel dettaglio le misure della portata sono state effettuate in corrispondenza del misuratore M1 di tipo elettromagnetico in uscita dal serbatoio del Conversini (con il fine di valutare il totale immesso in rete) e del misuratore M2 di tipo Woltmann DN80 installato su un pozzetto in corrispondenza dell’attraversamento sul fiume Topino (al fine di valutare il volume idrico immesso nella porzione di rete oggetto di studio), mentre le misure della pressione sono state effettuate mediante dataloggers installati in nodi strategici denominati PS1, PS2, PS3, PS4, PS5, PS6 (fig.1).

La densità media dei punti di pressione è di circa 1 ogni 5 km di rete ed ogni punto è stato scelto in modo da essere rappresentativo in termini altimetrici della porzione di area circostante.

Dopo una iniziale osservazione delle portate circolanti e delle pressio-

ni agenti in rete, nel mese di luglio - agendo sul riduttore di pressione installato a monte della zona di studio in esame - è stata variata progressivamente la pressione media della rete ed è stata osservata la contestuale variazione della portata. Le osservazioni delle grandezze portata e pressione sono state quindi limitate nella fascia oraria tra le 03:00 e le 05:00 quando le misurazioni hanno evidenziato che i consumi notturni delle utenze sono minimi.

Il CMN (consumo minimo notturno) dell’area (512 utenti di tipo prevalentemente domestico) è stato ipotizzato costante anche al variare della pressione media della rete. Il calcolo del CMN è stato effettuato attraverso la relazione:

RETI IDRICHE

12,49 l/s (di cui 7,31 l/s per la porzione di rete in sinistra idrografica al fiume Topino e 5,18 l/s per la parte rete in destra idrografica) mentre i consumi fatturati alle utenze risultano di 6,26 l/s (di cui 4,25 l/s in sinistra idrografica e 2,01 in destra idrografica).

La differenza tra volume immesso e volume fatturato è quindi di 6,23 l/s (di cui 3,06 l/s per la porzione di rete in sinistra idrografica al fiume Topino e 3,17 l/s per la parte rete in destra idrografica).

Il settore idrico di interesse per il caso di studio in esame è quello posto in destra idrografia al fiume Topino, a servizio quindi di circa 512 utenze (prevalentemente di tipo domestico), che si estende su un’area pressoché pianeggiante di circa 7,5 kmq, con una lunghezza complessiva di tubazioni di circa 26,2 km (prevalentemente in polietilene).

CMN = α i ⋅ β j ⋅ Qa

In cui: • Qa è la portata media dei consumi assunta pari alla portata media fatturata nell’anno solare 2012 pari a 2,01 l/s • Qmi è la portata media dei consumi

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RETI IDRICHE

Umbra Acque…

nel mese i-esimo. Con Qmi=αi • Qa (6) ed αi coefficiente assunto pari a 1,25 per il mese di luglio • Qmj è la portata media oraria dei consumi nell’ora j-esima. Con Qmi =βi • Qa (7) e βi coefficiente assunto pari a 0,2 per la fascia oraria tra le 03:00 e le 05:00.

Il CMN per l’area in esame è risultato quindi pari a 0,5 l/s.

Le perdite fisiche della rete sono state quindi calcolate sottraendo il CMN alle portate notturne misurate.

■ Variazione di pressione n° 1 La prima variazione della pressione in rete è stata eseguita in concomitanza con l’avvio del riduttore impostando la pressione in uscita dello stesso a 47 m.

Nella tabella 2 vengono riportati i principali dati elaborati.

In particolare nella colonna 1 la pressione iniziale P0 e la portata iniziale Q0 sono riferiti alla fascia notturna (dalle 03:00 alle 05:00) della giornata immediatamente precedente alla manovra al riduttore, mentre la pressione finale P1 e la portata finale Q1 sono riferiti alla fascia notturna della giornata immediatamente successiva. Nella seconda colonna, P0 e Q0 fanno invece riferimento alle medie calcolate nelle fasce notturne delle tre giornate immediatamente precedenti alla manovra al riduttore mentre P1 e Q1 alle medie calcolate nelle tre giornate immediatamente successive.

1 GIORNO OSSERVAZIONE

3 GIORNI OSSERVAZIONE

45,3

45,1

P0

m

P1

m

36,5

36,7

P 1/P 0

-

0,807

0,814

Q0

l/s

2,38

2,41

Q1

l/s

2,18

2,06

CMN Q p0

l/s

0,5

0,5

l/s

1,88

1,91

Q p1

l/s

1,68

1,56

-

0,894

0,817

Q p1/Q p0

TAB.2: RISULTATI DELLE MISURAZIONI A SEGUITO DELLA PRIMA VARIAZIONE DELLA PRESSIONE Legenda P0 P1 Q0 Q1 CMN Qp0 Qp1

pressione media della rete iniziale (m) pressione media della rete finale (m) portata in corrispondenza della pressione media in rete P0 (l/s) portata in corrispondenza della pressione media in rete P1 (l/s) consumo minimo notturno (l/s) perdite fisiche in corrispondenza della pressione media in rete P0 (l/s) perdite fisiche in corrispondenza della pressione media in rete P1 (l/s)

1 GIORNO OSSERVAZIONE

3 GIORNI OSSERVAZIONE

P0

m

62,7

62,6

P1

m

36,5

36,7

P 1/P 0

-

0,583

0,587

Q0

l/s

3,28

3,36

Q1

l/s

2,18

2,06

CMN Q p0

l/s

0,5

0,5

l/s

2,78

2,86

Q p1

l/s

1,68

1,56

-

0,604

0,545

Q p1/Q p0

TAB.3: RISULTATI DELLE MISURAZIONI A SEGUITO DELLA SECONDA VARIAZIONE DELLA PRESSIONE 1 GIORNO OSSERVAZIONE

3 GIORNI OSSERVAZIONE

m

62,7

62,6

m

45,2

44,9

P finale

m

36,5

36,7

P iniziale P intermedio Q iniziale

l/s

3,28

3,36

■ Variazione di pressione n° 2 La seconda variazione della pressione in rete è stata eseguita dopo 7 giorni dalla prima manovra impostando la pressione in uscita dallo stesso riduttore a 39 m. Nella tabella 3 vengono riportati i principali dati elaborati.

Q intermedio

l/s

2,57

2,66

Q finale

l/s

2,18

2,06

CMN Q p iniziale

l/s

0,5

0,5

l/s

2,78

2,86

Q p intermedio

l/s

2,07

2,16

Q p finale

l/s

1,68

1,56

DETERMINAZIONE DEL COEFFICIENTE α

α

0,956

1,15

I dati registrati ed elaborati riportati nelle tabelle 2 e 3 possono essere riassunti (tab.4) e graficizzati (grafico 1 e grafico 2).

Interpolando i dati mediante una funzione a potenza è possibile ricavare il coefficiente α della relazione che lega la portata di perdita alla pressione.

74

TAB.4: RISULTATI DELLE MISURAZIONI RIORDINATI Legenda Piniziale pressione media della rete iniziale (m) Pintermedio pressione media della rete a seguito della prima riduzione al riduttore (m) pressione media della rete a seguito della seconda riduzione al riduttore (m) Pfinale Qiniziale portata in corrispondenza della pressione media in rete Piniziale (l/s) Qintermedio portata in corrispondenza della pressione media in rete Pintermedio (l/s) portata in corrispondenza della pressione media in rete Pfinale (l/s) Qfinale CMN consumo minimo notturno (l/s) Qp iniziale perdite fisiche in corrispondenza della pressione media in rete Piniziale (l/s) Qp intermedio perdite fisiche in corrispondenza della pressione media in rete Pintermedio (l/s) Qp finale perdite fisiche in corrispondenza della pressione media in rete Pfinale (l/s) α coefficiente dalla relazione FAVAD

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

RETI IDRICHE

Umbra Acque…

Nel distretto in esame, nel caso di osservazione relativo ad un giorno il valore è risultato pari a 0,932 mentre nel caso di osservazione di 3 giorni pari ad 1,1.

L’esperienza dimostra che a seguito di variazione di pressione è sempre necessario un piccolo tempo per assestamento della rete e delle relative perdite e, quindi, l’osservazione relativa alla media su più giorni (che minimizza inoltre l’errore dovuto alla eventuale variazione dei consumi notturni degli utenti) risulta probabilmente più rappresentativa ai fini della determinazione del coefficiente della rete.

GRAFICO 1: RELAZIONE TRA PRESSIONE MEDIA IN RETE E PORTATA DI PERDITA (1 GIORNO DI OSSERVAZIONE)

CONCLUSIONI Lo studio in oggetto ha permesso di stimare il valore dell’esponente α della relazione di tipo esponenziale che lega la portata delle perdite idriche alla pressione su un distretto idrico individuato nel comune di Cannara (PG) e gestito dalla società Umbra Acque SpA di Perugia.

Il distretto oggetto di studio è composto per circa il 91% da tubazioni in polietilene, e il coefficiente della relazione è risultato essere pari a 1,1 in accordo ai dati di letteratura che indicano valori superiori all’unità per reti caratterizzate da una presenza di tubazioni di tipo plastico.

Un valore del coefficiente pari a 1,1 implica che ad un dimezzamento della pressione media in rete corrisponde più del dimezzamento della portata di perdita, a conferma del buon potenziale di un simile distretto a ridurre le perdite con un’attenta gestione delle

GRAFICO 2: RELAZIONE TRA PRESSIONE MEDIA IN RETE E PORTATA DI PERDITA (3 GIORNI DI OSSERVAZIONE) pressioni, mediante l’installazione in rete di una valvola di regolazione (PRV) per il controllo del cielo piezometrico del sistema di distribuzione.

■

RIFERIMENTI BIBLIOGRAFICI Brunone B., Ferrante M., Meniconi S. “Ricerca e controllo delle perdite nelle reti di condotte, Manuale per una moderna gestione degli acquedotti” CittàStudiEdizioni, 2008.

Lambert A. “What do we know about Pressure-Leakage Relationship in Distribution Systems” Proceeding of the AWWA Conference, 2000.

Fantozzi M. e Lambert A. “Sviluppi nella gestione della pressione”.

Portolano D. “Il controllo delle perdite nei sistemi acquedottistici: criteri innovativi di gestione”.

Thornton J., Lambert A. “Progress in Practical Prediction of Pressure:Leakage, Pressure:Burst Frequency and Pressure: Consumption Relationships”.

76

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

GLI AUTORI NICOLA FAINA n.faina@unimarconi.it Ricercatore, docente di idraulica e costruzioni idrauliche presso la facoltà di Scienze e Tecnologie Applicate Università degli Studi Guglielmo Marconi.

ANTONIO MAZZONI a.mazzoni@umbraacque.com Responsabile del settore bilanci idrici.

Società Umbra Acque S.p.A..

EUGENIO NANIA eugenio.nania@yahoo.it Libero professionista, collaboratore nell’ambito del progetto per il controllo e il contenimento delle perdite nelle reti acquedottistiche gestite dalla società Umbra Acque S.p.A..

L

o scorso giugno si è svolto presso la Casa dell’Energia di Milano il convegno 2013 – Anno Internazionale della Cooperazione nel settore idrico – il ruolo ed il contributo degli operatori nazionali, organizzato da Fondazione AEM, Federutility ed A2A, in collaborazione con la Presidenza del Consiglio Comunale di Milano.

Alberto Martinelli, Presidente della Fondazione AEM, ha richiamato la risoluzione dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite (Onu) del 20 dicembre 2010 e le preoccupazioni per i lenti risultati legati al raggiungimento dell’obiettivo di dimezzare la percentuale delle persone che non hanno ancora accesso all’acqua potabile e ai servizi igienici di base.

L’Assemblea Generale dell’Onu ha dichiarato il 2013 “Anno internazionale per la cooperazione nel settore idrico” incoraggiando la promozione di iniziative, anche attraverso la cooperazione internazionale, per raggiungere gli obiettivi concordati a livello internazionale e contenuti nell’Agenda 21, nel programma per una sua ulteriore attuazione, nella dichiarazione del millennio dell’Onu e nel Piano di attuazione di Johannesburg.

Pierfrancesco Maran, Assessore all’Ambiente con la delega all’Acqua Pubblica del Comune di Milano, e Bruno Dapei, Presidente del Consiglio Provinciale, hanno ricordato l’impegno e l’attenzione delle istituzioni. A seguire Renato Drusiani di Federutility, chairman del convegno, ha dato la parola ai relatori.

Sonia Cantoni, Consigliere di

Amministrazione di Fondazione Cariplo con delega all’Ambiente, ha illustrato come la Fondazione Cariplo destina attenzione e risorse all’acqua, sperimentando soluzioni più sostenibili, avviando bandi e progetti dedicati alla gestione sostenibile delle risorse idriche, anche in rete con enti e associazioni internazionali e a favore dei Paesi in via di sviluppo.

Cesare Cerea, vicepresidente di Amiacque (azienda di erogazione del Gruppo CAP, che garantisce il servizio idrico nelle province di Milano, Monza-Brianza, Pavia) ha evidenziato l’opportunità che anche l’Italia si doti di un modello legislativo sulla cooperazione internazionale nel settore idrico. Cerea ha citato gli esempi di Paesi Bassi, Svizzera, ma soprattutto Francia, dove la legge Oudin Santini (in vigore dal 2005) ha consentito di avviare 600 progetti di cooperazione in 17 Paesi. La legge francese prevede che l’1% della tariffa idrica venga destinato a un Fondo per la cooperazione decentrata. Sulla stessa lunghezza d’onda, un gruppo di parlamentari italiani ha ripresentato il 15 marzo scorso un’analoga proposta di legge, sostenuta anche da Federutility, che permetterebbe di sbloccare interventi per oltre 70 milioni di euro. Mauro Perini, Presidente di Water Right Foundation (WRF) ha presentato due proposte che hanno come denominatore comune la territorialità: • far emergere quanto l’universo della cooperazione per il diritto all’acqua ha fatto in questi anni,

il patrimonio delle aziende, le loro relazioni con gli attori locali, ed evidenziare attraverso quali forme, disponibilità, competenze sono state attivate le iniziative • nel quadro di una riedizione della campagna 1% per il diritto all’acqua, far valere un’esperienza specifica che contraddistingue il lavoro delle città, dei governi locali, delle aziende territoriali.

Evidenziare il nesso virtuoso fra produzione e distribuzione di acqua di qualità e iniziative di “prelievo simbolico” come nel caso dell’1%, per incoraggiare la replicabilità e la diffusione di altre forme di compartecipazione alla campagna da parte di aziende, enti, università, associazioni.

Elena Gallo dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, ha evidenziato che “l’Autorità è pronta a gestire una forma di perequazione solidale, anche di stampo internazionale, una volta approvata la norma oggi in discussione”. Ha inoltre sottolineato come “sia sentita l’esigenza di introdurre forme di perequazione anche a livello nazionale, per ridurre le discriminazioni tra utenti di territori diversi, in termini sia di prezzo sia di servizio fruito“.

Un ruolo decisivo sta giocando un’efficace mobilitazione territoriale e in questo quadro nella cornice di UNDP si sta consolidando l’esperienza di Global Water Solidarity Platform, di cui WRF è tra i fondatori, che opera per intensificare le iniziative di networking internazionale tra i soggetti che lavorano per il diritto all’acqua nel mondo.

■

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

77

SETTORE IDRICO

2013 – Anno della cooperazione

Da oltre 60 anni il nostro lavoro ruota attorno ad un unico pensiero.

Siamo presenti a:

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Dal primo ottobre è diventato obbligatorio il Sistema di controllo della tracciabilità dei rifiuti (SISTRI). Sono diverse, però, le perplessità degli operatori del settore, che chiedono una semplificazione delle procedure operative.

G

■ di Chiara Leboffe

T

ralasciando l’esame di quanto avvenuto in passato e le motivazioni alla base dei continui rinvii di operatività del SISTRI, dato l’avvio in questi giorni del nuovo sistema informatico di tracciabilità dei rifiuti, è opportuno riferire con puntualità circostanze e novità che hanno caratterizzato gli ultimi due mesi estivi, in cui si è assistito ad un radicale cambiamento dei soggetti obbligati alla partenza, già fissata dal DM 20 marzo scorso del Ministro Clini, al 1° ottobre 2013.

Innanzitutto c’è stata la pubblicazione in Gazzetta Ufficiale del D.L. 31 agosto 2013, n. 101 recante Disposizioni urgenti per il perseguimento di obiettivi di razionalizzazione nelle pubbliche amministrazioni che all’articolo 11, se da un lato ha modificato, riducendolo, il numero delle imprese soggette al SISTRI alla prima partenza di ottobre, dall’altro ha sollevato forti dubbi in merito al campo di applicazione (quali effettivamente i soggetti che dovevano partire dal 1° ottobre) ed alle procedure operative da applicare.

Queste ultime, infatti, pur con la rivisitazione del Manuale operativo del 7 agosto scorso non rispondono affatto alle semplificazioni che gli operatori del settore avevano richiesto, fin dal lontano 2011, per poter accedere ad una tracciabilità efficace, ma al tempo stesso non gravosa, per le aziende rappresentate e tenute agli obblighi.

FISE Assoambiente, l’Associazione che rappresenta a livello nazionale e comunitario le imprese private che gestiscono servizi ambientali, ha sempre sostenuto e condiviso in tutte le sedi istituzionali la necessità di un sistema che assicurasse una trasparente tracciabilità dei rifiuti per contribuire a far emergere

le illegalità che determinano ricadute negative sull’ambiente e su quanti operano correttamente. Parimenti, ha ribadito la necessità di introdurre elementi regolamentari e applicativi, in relazione alle differenziate e specifiche condizioni operative, imprescindibili per un efficiente sistema di tracciabilità, in linea con le esigenze e le tempistiche di gestione dei rifiuti. In particolare, l’interoperabilità del sistema con i software gestionali aziendali, ovvero la possibilità di disporre di un’interfaccia biunivoca tra sistema di tracciabilità nazionale e software gestionali aziendali, per consentire un “travaso” automatico delle informazioni evitando alle imprese duplicazioni operative e oneri aggiuntivi.

Anche la Circolare esplicativa del Ministero, resa nota solo a tarda notte del 30 settembre scorso, pur riportando alcuni importanti elementi di chiarimento, non soddisfa pienamente le esigenze di chiarezza e stabilità del quadro di riferimento dei soggetti obbligati. Infatti, se da un lato conferma che l’applicazione del SISTRI, per il momento, riguarda solo i rifiuti speciali pericolosi, che eventuali irregolarità o inosservanze saranno sanzionabili solo a decorrere dal 1° novembre 2013 e che non sussiste l’obbligo di registrare le giacenze e i movimenti dei rifiuti all’interno degli impianti, dall’altro lato lascia aperti alcuni dubbi interpretativi dovuti ad incongruenze riportate nella stessa, ad esempio: • l’intermediazione connessa alla gestione dei rifiuti urbani pericolosi • la definizione di “nuovi produttori di rifiuti”, che non chiarisce il dubbio emerso dalla lettura del D.L. 101/2013.

A tutto ciò si aggiunge la duplica-

zione, già in corso dal 1° ottobre, delle procedure amministrativo-gestionali per le attività in SISTRI e quelle escluse ed i tempi operativi richiesti dal Sistema nella sua attuale concezione. Duplicazioni che stanno già comportando forti rallentamenti in un settore, quello della gestione rifiuti, che svolge un servizio di pubblica utilità e che prevede, in molte situazioni, centinaia di movimentazioni di rifiuti giornaliere ed una complessità organizzativa e gestionale.

In sostanza, si potrebbe concludere che un’efficace tracciabilità dei rifiuti che soddisfi i giusti obiettivi di legalità perseguiti dal Legislatore e dalle imprese del settore, necessiterebbe di: • un ripensamento generale dell’architettura del SISTRI in modo meno rigido per tener conto delle peculiarità e delle innumerevoli casistiche presenti nella gestione dei rifiuti • definire linee guida nazionali per omogeneizzare il rilascio delle autorizzazioni da parte delle autorità competenti, per evitare distorsioni di mercato e consentire al nuovo sistema di tracciabilità di “calarsi” su un tessuto legislativo e autorizzatorio uniforme.

Proposta condivisa anche dalla Conferenza delle Regioni e delle Province autonome che nel parere sul disegno di legge di conversione in legge del D.L. 101/2013 evidenzia l’inderogabile necessità di rivedere il rapporto con le Regioni coinvolgendole tra i soggetti consultati per la semplificazione del SISTRI, anche alla luce del loro ruolo di autorità competente o referente in ambito autorizzativo • procedere al superamento dei dispositivi USB che, oltre ai comprensibili problemi connessi alle

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

79

RIFIUTI

Lo stato dell’arte del SISTRI

RIFIUTI

Lo stato dell’arte del SISTRI condizioni operative e di usura, comportano, soprattutto per le fasi di trasporto, problemi di carattere logistico, rallentando le operazioni di carico e scarico dei rifiuti • attuazione dell’interoperabilità, requisito imprescindibile, in particolar modo per i gestori dei rifiuti, soggetti quotidianamente a centinaia di movimentazioni e che devono affidarsi ai gestionali per gli adempimenti amministrativi.

Va ricordato infine che i diversi tentativi di avvio del SISTRI hanno già richiesto, negli ultimi anni, un significativo sforzo economico e di risorse da parte delle aziende rappresentate che, in questo difficile

Chiara Leboffe

contesto congiunturale e di mercato, sono già finanziariamente esposte. Siamo convinti che il Ministro, che sta svolgendo un’attenta attività di monitoraggio sulla materia, fornirà al più presto agli operatori le necessarie indicazioni operative.

AVVIO SISTRI: CHI E QUANDO ■ Per quanto riguarda l’ambito di applicazione sono tenuti alla partenza il 1° ottobre: • i trasportatori di rifiuti speciali pericolosi prodotti da terzi • gli impianti di trattamento di rifiuti speciali pericolosi anche per i rifiuti pericolosi che producono da attività di trattamento

L’AUTRICE

c.leboffe@fise.org Da maggio 1993 è funzionario di Assoambiente, Associazione nazionale di categoria che, all'interno di FISE (Federazione Imprese di Servizi, aderente a Confindustria), riunisce le imprese private che gestiscono servizi ambientali. Nell’ambito di tale funzione fornisce consulenza sugli aspetti tecnico-normativi della disciplina ambientale (iscrizione Albo Gestori ambientali, VIA – Valutazione Impatto Ambientale, IPPC; adempimenti amministrativi delle imprese di gestione rifiuti etc.)

• gli intermediari e commercianti di rifiuti speciali pericolosi.

■ Dal 3 marzo 2014 saranno obbligati all’utilizzo di SISTRI: • i produttori iniziali di rifiuti speciali pericolosi • i trasportatori dei rifiuti speciali pericolosi da loro prodotti (trasporto in conto proprio) • le imprese che producono rifiuti speciali e che svolgono anche operazioni di stoccaggio dei propri rifiuti all’interno del luogo di produzione.

Per quanto riguarda le modalità operative di utilizzo di SISTRI, segnaliamo che il Ministero dell’Ambiente prevede l’applicazione della procedura di cui all’art. 14, comma 1 del D.M. 52/2011, cioè la procedura di compilazione da parte del trasportatore per un soggetto non iscritto a SISTRI. La compilazione della scheda movimentazione deve essere effettuata in tutte le sue parti, sia nella sezione del produttore sia in quella del trasportatore, almeno un’ora prima dell’inizio del viaggio.

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G

■ di Paolo Paoli e Mario Sunseri

I

l settore del recupero e del riciclaggio vede sempre più al centro dell’attenzione i RAEE (Rifiuti da Apparecchiature Elettriche ed Elettroniche). L’interesse ad incrementare la raccolta di questi materiali è reso evidente dall’approvazione nel 2012 della nuova Direttiva Europea sui RAEE che impone nuovi metodi e obbiettivi di raccolta e riciclo, funzionali ad aumentare l’intercettazione di questi rifiuti contenenti materiali preziosi e che se non smaltiti correttamente andrebbero persi e causerebbero potenziali problemi all’ambiente. Il rapporto 2012 del Centro di Coordinamento RAEE (CdC RAEE) [1] aiuta a fotografare lo stato attuale della raccolta in Italia e ad inquadrare le novità del settore. La nota più rilevante del rapporto è la diminuzione (circa l’8,5% rispetto all’anno precedente) dei quantitativi ritirati dai Consorzi/Sistemi Collettivi. L’impegno del CdC RAEE, operativo ormai da 5 anni, ha comunque permesso, attraverso i Centri di Raccolta posizionati su tutto il territorio nazionale, di raccogliere mediamente 4 kg di RAEE per abitante, che è l’obiettivo europeo previsto dalle attuali direttive. Si sottolinea che a partire dal 18 giugno 2010, l’attuazione del Decreto Ministeriale n°65 dell’8 marzo 2010 (Decreto Semplificazioni o “uno contro uno”) consente al cittadino che acquista una nuova apparecchiatura elettronica di lasciare al negoziante quella vecchia.

Il ritiro, obbligatorio e gratuito, può avvenire solo se l’apparecchiatura acquistata è della stessa tipologia di quella consegnata e consente al commerciante il conferimento in forma semplificata presso i Centri di Raccolta. Nella classifica dei 5 Rag-

RAEE POINT gruppamenti, in cui vengono divisi i RAEE, anche nel 2012 quello che riscontra maggiori difficoltà è il raggruppamento chiamato R4 (Piccoli Elettrodomestici).

CASSONETTI “SMART” PER RIFIUTI ELETTRONICI Per incrementare la raccolta dei RAEE, in particolare i piccoli elettrodomestici, e studiare forme innovative di sistemi “uno contro uno” e “uno contro zero” si stanno sviluppando sistemi innovativi in grado di coinvolgere i cittadini garantendo l’efficienza della raccolta e la tracciabilità dei rifiuti.

Identis Weee è il progetto della multiutility Hera, del consorzio Ecolight e della fondazione spagnola Ecolum per raccogliere i RAEE attraverso cassonetti e attrezzature innovative. Il progetto, sviluppato attraverso il finanziamento dello strumento Life dell’Unione Europea, è entrato nel vivo in alcune zone sperimentali dell’Emilia-

Romagna lo scorso maggio e più recentemente in Spagna, coinvolgendo interi quartieri e la grande distribuzione. L’obiettivo è raddoppiare la raccolta di materiali come cellulari, lampadine, giocattoli elettronici, tv, elettrodomestici, che hanno un impatto ambientale notevole e contengono materiali preziosi (ad esempio, ferro, alluminio, vetro, tungsteno, palladio, ecc.) che si possono recuperare e riutilizzare. Inoltre si rendono i rifiuti stessi e i conferimenti tracciabili: i nuovi contenitori hi-tech, unici in Europa, si aprono con tessere elettroniche di uso comune (come la tessera sanitaria), sistemi di identificazione delle utenze già in uso e card specifiche (in distribuzione alle 18mila famiglie che partecipano alla sperimentazione campione dei quartieri), in modo da controllare e seguire il corretto smaltimento dei RAEE. Questi obiettivi sono contenuti nella recente direttiva Ue sui RAEE

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RIFIUTI ELETTRONICI

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POLITECNICO DI MILANO in collaborazione con

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Protezione programma delle Reti Idriche del Workshop dalla Corrosione valutazioni tecnico-economiche esperienze e prospettive 26 novembre 2013 - Aula Beltrami Politecnico di Milano Piazza Leonardo da Vinci, 32 - 20133 Milano Edificio 5 (piano terra)

Programma della giornata 08.45 – 09.15

Registrazione

Sessione mattutina (coordina L. Lazzari – Politecnico di Milano) 09.15 – 09.30 Apertura dei lavori: V.M. Cannizzo (Presidente APCE) 09.30 – 09.50 Le reti idriche in Italia (a cura Università degli studi di Roma “La Sapienza”) 09.50 – 10.10 Intervento Autorità AEEG 10.10 – 10.40 La corrosione “esterna” delle reti idriche metalliche (a cura PoliLaPP) 10.40 – 11.10

Coffee Break

11.10 – 11.40 I metodi di protezione delle tubazioni interrate (a cura APCE) 11.40 – 12.10 Valutazione tecnico-economica dei metodi di protezione (a cura PoliLaPP ) 12.10 – 12.40 La prevenzione della corrosione per garantire la qualità dell’acqua (a cura Politecnico di Milano) 12.40 – 14.00

Pausa pranzo

Sessione pomeridiana (coordina E. Martinelli – Energia Media) 14.00 – 14.30 Formazione e Certificazione (a cura APCE) 14.30 – 15.30 Esperienze di campo 15.30 – 16.30 Tavola rotonda e conclusioni Hanno assicurato la presenza: UNI, Acea Ato2, Acegas-Aps, Metropolitana Milanese, Acquedotto Pugliese; Tecnosystem Sono stati invitati: Ministero Ambiente tutela del territorio e del mare, Ministero Salute, Federutility.

Iscrizione gratuita, ma obbligatoria entro 15-11-2013 (massima capienza 90 persone).

Segreteria del workshop

Per

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l’evento contatta la segreteria del Workshop

Prof. Marco Ormellese Politecnico di Milano PoliLaPP - Laboratorio di Corrosione dei Materiali “Pietro Pedeferri” Dipartimento Chimica, Materiali e Ingegneria Chimica “G. Natta” SCARICA IL MODULO D’ISCRIZIONE Via Mancinelli, 7 - 20131 Milano Tel: 02 23.99.31.18 - Fax: 02 23.99.31.80 E-mail: polilapp@chem.polimi.it

RIFIUTI ELETTRONICI

La raccolta diventa smart

RAEE SHOP che, in sostanza, Identis Weee anticipa in Emilia-Romagna, in attesa del suo recepimento a livello nazionale. Il progetto prevede diverse tipologie di contenitori, prototipi altamente innovativi realizzati dall’azienda Id&a di Brescia sotto la supervisione di Hera ed Ecolight.

RAEE-POINT Sono contenitori stradali, di color bordeaux (nel rispetto e anticipo dello Standard Europeo sui colori dei cassonetti dedicati alla raccolta dei rifiuti - EN 16403 Waste Managment Waste visual elements), pensati solo per i piccoli elettrodomestici e per le lampade. Sono dotati di 2 bocchette con serratura elettronica e di una fessura per le lampade.

I RAEE possono essere consegnati solo attraverso l’utilizzo di un’apposita tessera elettronica, consegnata via posta alle utenze delle zone di sperimentazione. Avvicinando la tessera al lettore posto sul prototipo un meccanismo sblocca la bocchetta di conferimento e permette al cittadino di gettare il rifiuto. Ogni apertura viene registrata e comunicata periodicamente al sistema centrale.

RAEE-PARKING È il primo di due modelli di prototipo destinati alla grande distribuzione: il Raee-Parking, realizzato sotto la supervisione del consorzio Ecolight, può accogliere piccoli elettrodomestici, televisori, monitor, aspirapolvere, neon. Il prototipo ha un telaio scarrabile e attraverso uno schermo permette di guidare l’utente in tutte le operazioni.

Il RAEE-Parking riconosce tutti gli utenti dotati di tessera Identis, ma

RAEE PARKING anche tutti gli utenti Hera in possesso di tessera o bolletta TIA 2012 con codice a barre. È abilitato anche il codice a barre delle tessere sanitarie.

Una volta identificato, l’utente viene guidato attraverso istruzioni a video nella scelta del tipo di RAEE che si vuole consegnare e nella procedura di pesatura e di apertura dell’apposita bocchetta. Per i RAEE più grandi, come i televisori, sono previste 4 bocchette con apertura più grande.

Terminate le operazioni, viene stampata una ricevuta che indica le quantità di materiali raccolti.

RAEE-SHOP È un modello, più piccolo, sempre per grande distribuzione. Questa tipologia di prototipo viene collocata all’esterno di alcuni negozi e accoglie piccoli RAEE come radio, rasoi, frullatori, orologi, cellulari, trapani, tastiere. Pur essendo di dimensioni più contenute rispetto al modello RAEE-Parking, il prototipo presenta funzionalità simili, visualizzando sullo schermo le operazioni necessarie per conferire i RAEE e fornendo una ricevuta al termine.

Ad oggi hanno già aderito al progetto importanti centri commerciali e alcuni grandi punti vendita di IKEA, Leroy Merlin e Mediaworld distribuiti nelle Province di Bologna, Ferrara, Ravenna, Rimini.

RAEE-MOBILE Il progetto prevede inoltre la possibilità di raccogliere i RAEE anche in occasione di eventi particolari, come fiere e mercati, o presso le scuole. Questo, grazie al contenitore denominato Raee-Mobile, un grande centro di raccolta mobile,

presidiato da operatori Hera, che gira le piazze della regione e in cui è possibile conferire anche i grandi elettrodomestici quali lavatrici, lavastoviglie, frigoriferi, condizionatori, ecc. Si accede con le stesse tessere e modalità già citate.

Tra le caratteristiche peculiari di questo prototipo vi sono la possibilità di accogliere anche i RAEE di dimensioni maggiori, la presenza di un operatore che assiste l’utente nella fase di consegna dei rifiuti, la struttura del telaio facilmente scarrabile in modo da permettere un’agevole movimentazione. Inoltre la dotazione di pannelli fotovoltaici permette l’utilizzo del mezzo anche in assenza di allaccio elettrico.

IDENTIFICAZIONE DELL’UTENZA E TRACCIABILITÀ Tutti i prototipi consentono il conferimento dei RAEE solo a seguito dell’identificazione dell’utente mediante tessere o codici a barre. Un ulteriore importante obiettivo di progetto è garantire la tracciabilità del rifiuto, anche tramite l’utilizzo di palmari e tag elettronici che identificano i vari contenitori sia all’interno della macchina, sia durante le operazioni di scarico, trasporto e avvio agli impianti.

Questa catena di informazioni registra quindi tutti i passaggi dei materiali e le relative quantità.

Alcuni prototipi sono dotati di bilance in grado quindi di stimare in tempo reale il peso degli oggetti consegnati dall’utente e di registrarne il dato. L’intera filiera viene controllata, insieme ai parametri operativi dei prototipi, da un sistema centralizzato (DPC).

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RIFIUTI ELETTRONICI

La raccolta diventa smart DATA PROCESSING CENTRE (DPC) Il prototipo DPC consiste in un sistema centralizzato di raccolta dati, monitoraggio e reportistica installato presso le sedi di Hera e Ecolum. La DPC riceve periodicamente via rete GSM/GPRS le informazioni da tutti i prototipi e dai palmari in dotazione agli operatori, e fornisce report di sintesi ed avanzati sulla performance dell’intero progetto. L’operatore alla DPC può inoltre gestire gli archivi degli utenti e produrre le tessere necessarie alla sperimentazione.

I dati vengono periodicamente analizzati per verificare l’andamento delle raccolte o l’eventuale presenza di anomalie, al fine di consentire un riscontro rispetto agli indicatori di progetto.

LA CAMPAGNA DI COMUNICAZIONE A supporto dell’iniziativa è stata attivata una campagna di comunicazione che ha visto lo studio del logo di progetto, la realizzazione di brochure, volantini, manifesti in Italia e in Spagna e la presenza di banchetti informativi nella grande distribuzione.

Inoltre IdentisWEEE sta suscitando grande interesse nei media nazionali ed europei.

BENEFIT PER I CITTADINI PIÙ VIRTUOSI Per coinvolgere la popolazione delle zone di sperimentazione, saranno riconosciuti benefit, in buoni d’acquisto da spendere nei principali supermercati e ipermercati, ai cittadini che avranno partecipato più attivamente al progetto, portando il numero più alto di conferimenti RAEE nei nuovi contenitori collocati presso i punti vendita. I risultati dei primi mesi di sperimentazione, presentati durante il seminario internazionale di Ravenna lo scorso settembre, all’interno dell’evento Fare i conti con l’ambiente, dimostrano l’efficacia delle sperimentazioni e la positiva accoglienza degli utenti.

IL PROGETTO IN CIFRE • 36 prototipi RAEE-Point in specifiche aree di sperimentazione delle province di Bologna e Ravenna • 18.000 tessere elettroniche distribuite agli utenti per l’utilizzo dei prototipi RAEE-Point • 5 prototipi RAEE-Shop, collocati a rotazione in aree di pertinenza della Grande distribuzione sia in Italia (Bologna, Ferrara, Ravenna, Rimini) sia in Spagna (Saragozza e Madrid).

• 1 prototipo RAEE-Parking collocato a rotazione in aree di pertinenza della Grande distribuzione prima in Italia (Bologna, Ferrara, Ravenna, Rimini) e dal 2014 in Spagna.

• 1 prototipo RAEE-Mobile utilizzato durante fiere, eventi, mercati locali.

• 8 tonnellate circa di RAEE raccolti nei primi tre mesi di sperimentazione.

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GLI AUTORI PAOLO PAOLI

paolo.paoli@gruppohera.it Coordinatore - Coordinamento Tecnico Servizi Ambientali DGO (Hera S.p.A.)

MARIO SUNSERI

msunseri@labelab.it

Project Leader – Labelab (rifiutilab.it)

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SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

Evento a km zero sulla sostenibilità, rifiuti, acqua ed energia Oltre 2500 partecipanti provenienti da tutta Italia hanno preso parte a Fare i conti con l’ambiente, la tre giorni di iniziative ed eventi, che il 27 settembre ha coinvolto la città di Ravenna sui temi dell’ambiente, della sostenibilità, delle politiche di utilizzo e riciclaggio delle risorse. Giunta alla sesta edizione deve il suo successo alla grande attualità dei temi trattati e alla particolare formula organizzativa, basata sia sull’ampio coinvolgimento degli operatori pubblici e privati e degli enti locali, sia sulla distribuzione degli eventi in tutto il centro di Ravenna. A contribuire al successo, la particolare struttura organizzativa di Labelab, un network di 50 professionisti indipendenti con esperienza tecnica specifica, operanti su tutto il territorio nazionale, impegnati su tali tematiche a livello universitario e di operatività sul territorio. Determinante il contributo di partner, sponsor, istituzioni locali, in primis del Comune di Ravenna, di AgendaXXI e degli oltre 50 partner pubblici e privati. All’interno della manifestazione è stato presentato Italian Water Club (IWC), un Club dei principali operatori del settore dei servizi idrici (Bentley, Enolgas, Isoil, Maddalena, Rubinetterie Bresciane e Studio Marco Fantozzi le aziende fondatrici).

Grazie alle attività organizzate dal Club, gli aderenti possono confrontarsi con esponenti del mondo accademico e scientifico e trovare occasioni di scambio di informazioni e di collaborazione con laboratori e centri di ricerca. L’innovazione collaborativa contribuisce a creare trasferimento reale delle conoscenze e delle tecnologie all’interno del settore dei servizi idrici anche grazie al coinvolgimento del mondo della ricerca, delle istituzioni, degli ATO, delle associazioni e dei professionisti. Obiettivi del Club sono: promuovere l’efficienza nella gestione dei sistemi idrici, diffondere le conoscenze tecniche e le innovazioni tecnologiche nei settori idrico, fognario e gas, organizzare conferenze, workshop, corsi di formazione ed altre iniziative, con particolare riferimento a sistemi e tecnologie per l’ottimizzazione dei sistemi idrici ed alla gestione delle perdite.

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CASE HISTORY

Sostituzione dei collettori di mandata dell’impianto idrovoro nel comune di Lonigo

L

e forti e consistenti piogge, cadute nel periodo tra settembre e febbraio scorso, hanno provocato, complice anche l’usura, la fessurazione in diversi punti di due dei tre collettori di mandata delle idrovore dell’impianto di sollevamento della rete fognaria di Via Rotonda nel Comune di Lonigo (VI). L’impianto è gestito da Acque del Chiampo S.p.A. - Servizio Idrico Integrato. In particolare, la presenza di tali lesioni potenzialmente poteva determinare pericolosi fenomeni erosivi della sponda interna dell’argine del fiume Guà, tratto ove i collettori sono ancorati. Grazie alla tempestiva comunicazione i servizi interni di Ingegneria e di gestione dell’Area Reti di Acque del Chiampo hanno provveduto immediatamente a eseguire un sopralluogo sul posto per valutare la gravità del danno e la potenzialità del pericolo. A seguito del sopralluogo, è stata incaricata, in via di somma urgenza, l’impresa Molon Graziano Srl di Arzignano (VI), già in forza con un appalto per il servizio di manutenzione sul-

le reti fognarie per l’anno 2013, di eseguire una riparazione provvisoria, prevedendo la saldatura nei tratti opportuni di alcune lastre in acciaio per il contenimento delle perdite sul collettore.

Per la fornitura delle lastre, opportunamente calandrate, è stata individuata la ditta MISA Srl, anch’essa di Arzignano, che, dopo un ulteriore sopralluogo, le ha realizzate in tempi brevi dotandole di apposite fasce per il fissaggio.

Successivamente è stato valutato lo stato d’usura complessivo dei collettori n°1 e 2 nella parte interrata per una lunghezza di 55 metri ciascuno, con apposita video ispezione. Accertato il forte degrado i responsabili dei Servizi a Rete di Acque del Chiampo hanno valutato di eseguire per tutto il tratto interrato (circa 35 m), il rivestimento interno dei collettori mediante relining con una guaina multistrato ”a freddo” e la sostituzione completa della parte sporgente ancorata all’argine (circa 20 m).

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CASE HISTORY

Sostituzione dei collettori di mandata

Per ragioni correlate al fermo impianto ed alle condizioni meteoclimatiche si è dovuto organizzare l’intervento in tempi rapidi, ed approfittare del periodo estivo per l’esecuzione dei lavori.

L’organizzazione dell’intervento curata dai tecnici di Acque del Chiampo ha previsto le seguenti tre imprese da coordinare: • In.Te.Co.: intervento di riabilitazione idraulica con tecnologia NO-DIG a freddo, con calza tubolare tipo SANILINE-W costruita con fibre pluristrato accoppiate ad uno strato interno (a contatto con l’acqua) esclusivamente in polietilene e collante di tipo polifasicoad azione “a freddo” per evitare alterazioni dello stato fisico dell’esistente.

• Molon Graziano Srl: opere di escavazione, rimozione, demolizione, smaltimento delle condotte preesistenti; posa in opera dei nuovi collettori, getti in calcestruzzo, e movimenti terra.

• Misa Srl: realizzazione dei tronchi terminali dei collettori in acciaio rivestiti esternamente in epossibitume pesante , con flange di ispezione DN 600 e 800 e valvole di sfiato e rompi-sifone.

Le opere hanno avuto inizio lo scorso 8 luglio con i tecnici di Molon che, scesi nel fondo del Guà, hanno verificato l’integrità dell’alveo. Questo si è rivelato ancora in buone condizioni, ad eccezione di alcune

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porzioni alla base della sponda. Per il risanamento di questi tratti si è provveduto alla posa di nuovi massi in pietra fermati con getto in calcestruzzo.

A seguire, nonostante i nuovi collettori fossero ancora in produzione, essendo il motore dell’idrovora n°1 in riparazione fino a settembre, si è provveduto alla rimozione completa del tratto esterno di collettore DN 600, dalla sommità dell’argine fino alla base. Per permettere la realizzazione di un nuovo plinto collegato a quello del collettore n°3, non soggetto ad intervento, sono stati rimossi anche alcuni tratti del collettore da DN 800, che non poteva essere tolto completamente per garantire una sufficiente capacità di portata in caso di eventi meteorologici avversi.

L’opera ha previsto lo scavo a base piana sull’inclinazione della sponda dell’argine per una profondità rispettivamente di 1,50 e 0,80 m circa, una larghezza di circa 1,00 m e lunghezza di 5,00 m a partire da quello esistente. Forniti i collettori DN 600 e DN 800 da Misa, Molon ha provveduto alla rimozione in modo analogo anche del collettore DN 800 usurato e ha improntato i due collettori saldando un tronco flangiato sulla sommità e fissando con apposite staffe le nuove tubazioni.

Posati i collettori e assicurati alll’argine, è intervenuta la ditta In.Te.Co., che ha

CASE HISTORY

eseguito il risanamento dei collettori per la parte interrata con sistema relining.

L’operazione ha previsto un’attenta pulizia del collettore, la preparazione di una “calza tubolare“ delle dimensioni 800 e 600 mm per le due mandate, impregnata con una specifica colla bi-componente, spinta ad aria nel collettore da risanare e mantenuta per 24 ore.

A completamento dell’opera, terminato il risanamento definitivo dei due collettori, si è provveduto alla messa in opera di un getto di contenimento dei collettori nella sommità dell’argine, al ripristino dell’argi-

ne con il materiale preesistente ed opportunamente accatastato, alla posa di due pozzetti 120 x 120 x H 50 cm con apposita griglia zincata per l’ispezione delle valvole di sfiato e dei rompi-sifone.

L’impianto è già entrato regolarmente a regime con due delle tre pompe di sollevamento lo scorso 26 agosto, in occasione di un intenso evento meteorico. È stato, inoltre, migliorato l’inserimento dell’infrastruttura nel contesto ambientale prevedendo una verniciatura verde. Il costo complessivo dell’intervento è stato di circa 100.000 euro.

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… Risanamento Fognature

Tecnologia italiana per le spiagge di Durazzo L

e spiagge immediatamente a sud di Durazzo (Albania), fra gli abitati di Golem e Kavaja, rappresentano per quel territorio un enorme patrimonio in termini di presenze turistiche e risorse economiche. Il Ministero dei Lavori Pubblici albanese, usufruendo di fondi europei, negli ultimi anni ha compiuto un grande sforzo, sia a livello tecnico sia economico, per garantire la balneabilità di quel tratto di mare. Tra le opere intraprese, oltre alla viabilità, si è occupato di salvaguardia ambientale tramite il convogliamento dei liquami fognari, provenienti dal centro di Golem e dalle attività alberghiere della costa fino al depuratore di Kavaja, mediante condotte a gravità e in pressione.

Un’azienda municipalizzata italiana, firmataria di un contratto per l’esecuzione di uno stralcio di posa in opera di condotte fognarie, nell’estate 2012 ha richiesto l’intervento di Risanamento Fognature, affinché portasse a collaudo l’opera che, a lavori appena ultimati, presentava già notevoli ingressi di acqua e sabbia dalle saldature ed una deformazione non accettabile dei pozzetti d’ispezione.

“Il nostro impegno – spiega il fondatore e presidente di Risanamento Fognature, Remo Paro – è stato quello di eseguire la pulizia delle condotte, la videoispezione, la riparazione no-dig delle condotte con problemi di tenuta idraulica, la sostituzione di una settantina di pozzetti”. In totale, l’opera si componeva di circa 6 km di condotte in polietilene a gravità, con DN da 400 a 700 mm e di circa 120 pozzetti in polietilene, posti ad una profondità da -3,00 a -6,00 m, in terreni con caratteristiche stratigrafiche sabbiose/melmose/argillose e con quota di falda costante a -1,00 dal piano campagna. La distanza dal bagnasciuga, in linea d’aria, era compresa tra 100 e 200 m.

“L’intervento è consistito nell’esecuzione di oltre 1,00 km di relining strutturale DN 500, nella riparazione di immissione d’acqua con oltre 300 part-liner, nella sostituzione di 70

pozzetti per un importo totale di alcuni milioni di euro”.

I lavori sono iniziati ad ottobre 2012 e sono stati consegnati a giugno 2013, con piena soddisfazione del committente, del Ministero appaltante, con la supervisione dei membri della Comunità Europea, nonché della popolazione interessata dall’intervento. “A livello operativo - spiegano da Risanamento Fognature - le principali sfide sono state le cattive condizioni atmosferiche durante tutto il periodo invernale, l’infissione con vibratori di palancole da 12 m, specie nei centri abitati, la necessità di contrastare la potente falda d’acqua, l’attenzione a salvaguardare la meravigliosa macchia mediterranea, pur operando con mezzi pesanti. Con una certo orgoglio, a lavori conclusi, possiamo affermare che tutte le problematiche si sono risolte nel migliore dei modi, grazie soprattutto alla grande determinazione aziendale e dei suoi collaboratori, sia tecnici che amministrativi, compresi gli operatori albanesi”.

Per Risanamento Fognature questo progetto in Albania ha rappresentato un lavoro impegnativo, che altre aziende prima di lei avevano rifiutato per la tempistica, la lunga durata di apertura del cantiere (circa 1 anno), la logistica e le molteplici squadre di lingue diverse che si sono coordinate.

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Risanamento Fognature Spa Azienda con headquarter a Salgareda (TV), dal 1985 propone soluzioni per il ripristino delle condutture fognarie, di acqua e gas. Con il no-dig ha dimostrato come sia possibile risanare e ripristinare il patrimonio delle infrastrutture con rapidità, sicurezza e senza danni per i relativi sottoservizi e per le strutture esterne. Oggi ha all'attivo numerosi interventi a livello internazionale, distinguendosi per la grande sensibilità dimostrata nel rispetto ambientale, di innovazione, nella qualità delle soluzioni e degli standard di sicurezza, garantiti anche dalle certificazioni UNI EN ISO 9001/2008, UNI EN ISO 14001/2004, OHSAS 18001, oltreché dalla Certificazione Etica.

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Importante iniziativa nel campo delle energie rinnovabili

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ul finire del 2012 ha preso avvio la costruzione di una nuova centrale idroelettrica sull’appennino Reggiano, nel territorio comunale di Castellarano.

La nuova centrale idroelettrica, del tipo ad acqua fluente, è di proprietà della società Idroemilia S.r.l. ed utilizza acqua in derivazione dal fiume Secchia, in corrispondenza della traversa di San Michele dei Mucchietti. Con una portata massima derivabile di 28 m3/sec ed un salto di 15 m, l’impianto potrà sviluppare una potenza di ben 3 MW, con un minimo impatto ambientale ed un sensibile beneficio per l’ambiente.

Il progetto iniziale risale all’anno 2004 e prevedeva la realizzazione di un canale in calcestruzzo, abbinato ad un ultimo breve tratto intubato in acciaio. Nelle successive fasi di affinamento si è poi passati all’ipotesi di realizzare una condotta, sempre in acciaio, per tutto il tratto interessato, lungo circa 380 m.

Per mantenere una velocità del fluido sufficientemente bassa, la condotta avrebbe dovuto avere un diametro superiore a 3 m, mentre per assicurare una ragionevole durabilità, avrebbe dovuto essere protetta dalla corrosione con adeguati sistemi catodici.

Nel frattempo il progetto si avvicinava alle sue fasi finali valutando attentamente gli aspetti tecnici legati alla scelta delle tubazioni. Dopo un’approfondita analisi e numerosi confronti con i proprietari di centrali idroelettriche già realizzate, progettista e committenza hanno abbandonato l’ipotesi della condotta in acciaio, per passare definitivamente a tubi in PRFV centrifugati, prodotti dal gruppo austriaco Hobas, con diametro DN 3000 mm.

Queste peculiari tubazioni offrivano infatti prestazioni idrauliche superiori, grazie ad un coefficiente di scabrezza Colebrook ≤ 0,01mm, e decisivi vantaggi economici derivanti dalla rapidità di posa e dalla ridotta manutenzione.

I giunti a manicotto Hobas FWC consentono infatti il collegamento tra i tubi senza ricorrere a saldature o altre operazioni specialistiche, oltre ad essere in grado di assorbire contenuti assestamenti del terreno grazie alla flessibilità della carcassa del manicotto. I tubi

in PRFV non necessitano di alcuna protezione catodica dal momento che, trattandosi di un materiale plastico termoindurente, non sono soggetti a corrosione galvanica.

La posa della condotta è iniziata durante i primi giorni del 2013 e le tubazioni Hobas hanno subito dimostrato la validità della scelta, consentendo di installare un buon tratto di condotta fin dal primo giorno di lavoro: le operazioni di posa di un tubo DN 3000 con lunghezza di 6 m richiedono meno di 30 minuti, esclusi i tempi di scavo piuttosto lunghi per le dimensioni della trincea e le caratteristiche del terreno.

Per seguire il tracciato senza ricorrere a pezzi speciali è stata sfruttata la possibilità di angolare i tubi in corrispondenza dei manicotti, realizzando così le curve plano-altimetriche previste, senza compromettere la resa idraulica dell’impianto. Per i tratti ove il raggio di curvatura è particolarmente accentuato, Hobas ha fornito barre con il taglio angolato dell’estremità, al fine di consentire una maggiore angolazione al giunto, mantenendo la garanzia di tenuta.

Per favorire il perfetto avvio delle operazioni di posa, Hobas infine ha fornito assistenza e formazione al personale dell’impresa incaricata durante le fase iniziali dei lavori, attraverso i propri tecnici specializzati.

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Anno di costruzione

2012/2013 (in corso al momento della stesura dell’articolo)

Lunghezza della condotta 380 m Tubi

Centrifugati in PRFV prodotti dal gruppo HOBAS®

Diametro

DN 3000

Classe di pressione

PN 2 bar

Rigidità

SN 10.000 N/m 2

Tecnica di posa

In trincea

Applicazione

Condotta idroelettrica

Progettazione

Studio Ing. Adelio Pagotto

Committente

Idroemilia S.r.l.

Impresa Esecutrice

Piacentini Costruzioni SpA e Granulati Donnini SpA.

SERVIZI A RETE SETTEMBRE-OTTOBRE 2013

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Dalle smart grid alle città del futuro

I TOUR

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n inizio di alto profilo quello di Servizi a Rete Tour; così è stato definito dalle televisioni nazionali il convegno organizzato a Padova con la collaborazione di AcegasAps ed il patrocinio dal Ministero dello Sviluppo Economico.

Una prima tappa diciamo noi, un primo passo che ci condurrà il prossimo anno presso un’altra Utility ospitante in una città diversa.

La partecipazione numerosa da parte dei maggiori rappresentanti di 46 differenti Utility distribuite su tutto il territorio

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italiano e di ben 20 diversi studi di progettazione ha sancito la disponibilità e il bisogno degli operatori del sottosuolo di una piazza di incontro e di confronto. Una piattaforma fruibile attraverso la quale diventa possibile mettere a disposizione di tutti non solo le proprie esperienze, ma anche i programmi e le ricerche in corso, per un confronto attivo su tutti i piani.

La ricerca, le aziende, le Utility si sono incontrate a Padova nella “zona franca” di un luogo di lavoro, con oltre 600 iscrizioni

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di specialisti interessati al tema caldo dei prossimi investimenti e programmi in un comparto particolarmente attivo, quello dei lavori pubblici.

In questo “cantiere di idee” gli studi e i progetti delle Università, i prodotti innovativi e le applicazioni delle aziende, le difficoltà e le soluzioni delle Utility si sono dati appuntamento per definire lo sviluppo armonico della gestione del sottosuolo.

Prendendo spunto dalle necessità della realizzazione delle nuove città smart è stato presentato un

programma che parte dalle problematiche attuali per arrivare alle smart grid, le reti intelligenti, vene e arterie delle città del futuro.

In un panorama, come quello italiano, dove a fronte di programmi futuribili ci si ritrova a fare i conti con un quotidiano di difficile gestione, fatto di problematiche ben lontane dai luccicanti progetti smart, ci si è resi conto di quanto e con quale impegno tutti i tecnici del sottosuolo lavorano ogni giorno con l’intento di rendere realizzabile l’ambizioso

progetto che renderà le nostre città sempre meno energivore e sempre più smart.

Presente al Servizi a Rete Tour anche il Sindaco di Padova Ivo Rossi che, sensibile ai progetti sulle smart city, ha voluto portare la voce dei cittadini da lui rappresentati, dei giovani che si avvicinano agli smart meters e alla e-mobility e anche di coloro che per motivi di età non sono ancora in grado di fruire e rendersi attivi nell’approccio con questi nuovi strumenti.

Tutti concordi, platea e relatori,

nell’affermare che la situazione in grande fermento dovrà essere gestita in modo concorde da tutti gli operatori per uno sviluppo omogeneo di tutta l’architettura di un futuro prossimo di cui già sentiamo gli influssi.

Servizi a Rete Tour facendo tappa a Padova presso la sede di AcegasAps ha posto l’accento sulla necessità da parte di tutti gli operatori del sottosuolo di avere una propria piazza d’incontro, un appuntamento regolare in cui ritrovarsi, confrontarsi e lavorare insieme. n

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Ritmo …

– sale + acqua = l’isola felice

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na delle principali sfide dell’uomo è togliere il sale dall’acqua del mare, per rendere potabile una risorsa che in certi luoghi abbonda salata e scarseggia dolce.

Finora i costi sono stati il limite principale a questa tecnica: meno sale all’acqua.

Ad Agatti, lunga e stretta lingua di sabbia nel Kavaratti, una delle isole Laccadive in pieno Oceano Indiano, una saldatrice Ritmo DELTA 630 opera per la costruzione di un impianto di dissalazione termica (LTTD) a bassa temperatura.

L’impianto, grazie alla tecnologia sviluppata dal National Institute of Ocean Technology (NIOT), a regime sarà in grado di produrre 100.000 litri di acqua potabile partendo dall’oceano ad un costo che sta suscitando l’interesse del governo indiano, monitorando i benefici, al fine di estendere questa tecnica di dissalazione non solo alle altre isole dell’oceano, ma anche lungo le aree costiere, con impianti da 10 milioni di litri di acqua potabile al giorno.

Il principio della dissalazione si basa su una linea galleggiante di aspirazione; l’acqua superficiale dell’oceano ha una temperatura di circa 28-30° C; in una camera a vuoto si ottiene del vapore che poi verrà condensato in profondità a circa 350-400 m nelle acque dell’oceano, dove la temperatura varia fra i 7-15° C. Tale sistema è in grado non solo di produrre acqua potabile a basso costo da dissalazione, ma di generare anche energia o aria condizionata.

Per il lavoro si impiegano tubi in HDPE PE100; per l’aspirazione il diametro è di 630 mm, per la distribuzione le condotte misurano 315 mm. I tubi da saldare giungono sull’isola trascinati da barche locali e successivamente posti ad asciugare fra le palme. È qui, in riva all’oceano fra i palmeti, l’area di lavoro per la saldatrice DELTA 630.

La saldatrice per tale lavoro è stata equipaggiata con la gru idraulica che facilita le opera-

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zioni di lavoro come il carico-scarico dei tubi, della fresa, del termoelemento.

Data l’importanza del lavoro, la società che cura il cantiere ha voluto affidare la certificazione delle saldature al “controllore” Inspector, il data logger di Ritmo che analizza e registra il processo di saldatura. Nel caso di errore, il sistema segnala all’operatore l’anomalia.

Inspector è dotato di una memoria interna che archivia i dati relativi alle saldature e di una stampante integrata per la stampa dei report. Grazie ad un apposito software è possibile gestire a PC/LAPTOP i dati della memoria interna (1020 report), creando un archivio delle saldature. L’importanza di saldature perfette e certificate sono elementi essenziali in questo lavoro, dato che alla profondità di 400 m la condotta sarà sottoposta a elevate sollecitazioni dalla pressione dell’oceano.

Ad Agatti intanto con l’inizio dei lavori si festeggia, consapevoli del valore dei 100 metri cubi giornalieri di acqua potabile.

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ShapING OUR futurE

L’acqua è un bene assai complesso da gestire e sempre più prezioso.

E’ nutrimento non solo per il corpo ma anche per le nazioni.

La posta in gioco a livello umano, ambientale ed economico è davvero altissima.

I sistemi idrici intelligenti sono la leva che permette di affrontare nuove sfide legate alla gestione dell’acqua e rappresentano ora la giusta opportunità.

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