Paper Smart Meter - 14/2017 - Energia Media

Smart Meter Paper 14/2017

Distribuzione 4.0 Una sfida per le utility

Energia Media Energia Media è un’agenzia di comunicazione e relazioni che opera, principalmente, nei settori energy, utility e smart city e smart land.

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Smart Meter Paper 14/2017

Distribuzione 4.0.

Una sfida per le utility

Il presente paper prende spunto dalle riflessioni emerse durante il worshop, “Smart Metering e distribuzione 4.0” tenutosi a Bologna il 15 marzo 2017 e realizzato in collaborazione con ANIE CSI Smart Metering Group, presso la sede di Unindustria.

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Contributi di: Marcello BONDESAN - Responsabile Sviluppo Asset Energia, InRete (Gruppo HERA) Alessandro MORGAGNI - InRete (Gruppo HERA) Silvia TONOLI - Responsabile Sistemi di telelettura fluidi, Unareti

Nota introduttiva Il progresso e l’innovazione tecnologica sono elementi irrinunciabili nell’azione di rilancio industriale, economico e, in ultima istanza, sociale dell’Italia. In special modo se essi puntano al miglioramento e all’implementazione di infrastrutture e servizi strategici per il Paese e per il suo sviluppo, come nel caso delle reti. È indispensabile, dunque, che i processi di innovazione in ottica 4.0 coinvolgano anche la distribuzione di elettricità, gas, acqua.

Attraverso lo smart meter è possibile dare il via a un’azione di sistema, a strategie in grado di guardare a sviluppo tecnologico, integrazione delle reti e dei servizi in orbita Smart City. L’idea è considerare lo smart meter (elettrico, gas, acqua e calore) non uno “strumento” ma un “sistema”, cuore di efficienza, evoluzione, consapevolezza e analisi.

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La «distribuzione 4.0» nella digital Utility Energetica Marcello BONDESAN InRete (Gruppo HERA)

Il concetto della industria 4.0 è certamente applicabile anche nel mondo delle utility, siano esse ad indirizzo energetico che idrico/ambientale. Dall’utilizzo di nuove tecnologie distribuite le multiutility non si aspettano solamente strumenti per una misurazione più precisa, ma apparati complessi capaci di svolgere più funzioni quali un miglior controllo della rete distributiva, la gestione tempestiva di situazioni critiche e garantire la protezione aziendale in caso di intrusioni. Nell’inquadrare il tema è da considerare il fatto che l’area all’interno della quale opera un’utility, ed in particolare le imprese di distribuzione, è l’intero territorio di riferimento. In quest’ottica la digitalizzazione è uno dei vettori che consente l’ottenimento di economie gestionali e l’integrazione tecnica, contribuendo anche a superare la non contiguità territoriale. Gli assi di sviluppo da tenere in considerazione sono quattro: smart management, field automation, smart working e smart metering.

Lo smart working, trasversale a tutti gli altri ambiti, ha un ruolo primario poiché consente di ripensare alle modalità e ai tempi di lavoro, porta alla rivalutazione dei processi e degli strumenti. Una esempio pratico lo si ha nel controllo delle reti elettriche, mediante l’utilizzo di droni dotati di termocamere per l’identificazione di punti caldi o per l’ispezione di punti di difficile raggiungimento senza problemi per l’incolumità dell’operatore né l’obbligo di mettere fuori tensione la linea stessa, evitando quindi disagi all’utenza. La modifica dei flussi operativi consente inoltre di generare impatti positivi anche sul bilancio casa/ lavoro dei dipendenti: in questo senso un esempio è il dispatching da remoto delle attività, fattore abilitante la partenza da casa dell’operatore stesso. Sotto il profilo del field automation il tema va affrontato seguendo le due differenti direttrici dell’energia elettrica e del gas.

Sul fronte dell’energia elettrica, si sta procedendo per implementare le reti attraverso l’adozione di logiche gestionali differenti. Un primo modello gestionale segue la logica della centralizzazione, gli interventi

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di modifica riguardano l’applicazione di una nuova configurazione della rete attraverso ad esempio la regolazione di tensione centralizzata.

Il secondo modello invece vede una configurazione di tipo locale, prevedendo piccole operazioni semplici eseguite in autonomia da sistemi distribuiti, quali il settaggio dei variatori di tensione, il riarmo automatico di interruttori oppure la gestione attiva di infrastrutture di ricarica per mezzi elettrici.

In materia di reti gas vi è la progressiva estensione del telecontrollo delle cabine secondarie e la distribuzione di sensoristica di rete finalizzata, da un lato, alla gestione della generazione distribuita (biometano) e alla conseguente massimizzazione della capacità di “hosting” della rete di distribuzione, mentre dall’altro alla sorveglianza della stabilità del sito di posa delle reti e atta all’identificazione di segnali precursori di situazioni critiche.

Smart working e field automation sono legati strettamente al concetto di smart management, cioè della migliore gestione possibile della grande quantità di dati generata dai sensori in campo. I dati acquisiti dal campo possono essere gestiti secondo due modalità: •

a livello locale, per indirizzare attuazioni dirette e immediate secondo logiche preimpostate;

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a livello centrale attraverso la possibilità di effettuare un bilancio dei parametri di distribuzione per consentire l’elaborazione di scenari di simulazione che possano essere di ausilio decisionale agli operatori di sala controllo.

Per il trasporto dei dati legati all’automazione e ai flussi di lavoro, sono necessarie prestazioni tecnologiche che non necessariamente richiedono prestazioni all’avanguardia in termini di velocità e di moli di dati. Anzi, al contrario, spesso si tratta di dover trasportare quantità di dati ridotte senza particolari necessità di comprimere i tempi di latenza, e più importante è la capacità di penetrazione territoriale anche in aree remote nonché il basso consumo degli apparati di trasmissione di campo. Per le utility impegnate nella distribuzione di servizi energetici/idrici/ambientali, l’introduzione di sistemi automatizzati e di gestione dei dati sin qui descritta è una frontiera fondamentale ed un cambiamento inevitabile.

Il territorio si trasforma e gli antichi paradigmi di potenziamento delle reti mediante il raddoppio delle stesse sono sempre meno percorribili. Per poter mantenere competitivo il territorio e nel contempo migliorare i servizi ai cittadini residenti, è necessario cercare di sfruttare al meglio le risorse tecniche già disponibili. Stante la territorialità stessa delle aziende di distribuzione, si tratta di un rapporto win-win: alimentando un circuito virtuoso che garantisca ricadute positive nel territorio presidiato, anche da ciò l’utility trarrà le sue risorse per proseguire verso la crescita.

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La telelettura gas: anticipo della «distribuzione 4.0»

Alessandro MORGAGNI InRete (Gruppo HERA)

Il progetto nazionale di telelettura del gas nasce nel 2008 con la Delibera AEEGSI 155/2008 (Del. ARG/gas/155/08) che stabilisce i requisiti dei contatori e del sistema, oltre ad una serie di scadenze in funzione della classe del contatore e delle dimensioni dell’azienda di distribuzione.

Due anni dopo, nel 2010, si è avuto il primo rilascio di norme CIG della famiglia UNI/TS 11291, oggi composta da 11 parti, l’undicesima della quali è a sua volta suddivisa in 6 sotto-parti. Nel complesso il corpo normativo vigente supera le 1.300 pagine ed ha già avuto -quasi completamente- un secondo rilascio. Le prime scadenze della delibera 155/08 (31/12/2010) facevano riferimento principalmente a utilizzi di tipo industriale. Secondo quanto stabilito dalla regolazione AEEGSI (attualmente è vigente la Del. 631/2013/R/gas) è previsto che entro il 31 dicembre 2018 siano messi in servizio smart meter su almeno il 50% dei PDR (l’obbligo riguarda i distributori con più di 200.000 PDR, mentre differenti obblighi sono previsti per i distributori di minori dimensioni).

Gli obiettivi principali della realizzazione del sistema di telelettura gas sono due: la corretta contabilizzazione del gas, con un aumento della qualità del dato di misura, e la gestione tempestiva dei dati di misura (prelievi reali rilevati a una data frequenza). Rispetto all’iter consolidato, il progetto si è sviluppato secondo un ordine inverso, nel quale la decisione del regolatore di imporre un obbligo ha preceduto lo sviluppo delle normative e del progetto in sé, che ha quindi dovuto svilupparsi rispettando le norme individuate.

L’adozione di un sistema di telelettura apporterà sicuramente vantaggi, tra i quali il miglioramento della disponibilità dei dati di consumo, l’aumento della consapevolezza dei propri consumi da parte dei clienti, un maggior grado di efficienza nell’uso dell’energia e, grazie alla riduzione delle emissioni, un più alto grado di sostenibilità ambientale.

I vantaggi tuttavia sono accompagnati da impatti importanti all’interno delle aziende da un punto di vista organizzativo e culturale. Il ripensamento delle logiche aziendali è dovuto al passaggio da una tecnologia di misura

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ormai centenaria, la cui gestione era ampiamente consolidata, ad un mondo dinamico, in continua evoluzione, e all’inseguimento delle tecnologie più attuali ed efficaci, capaci di gestire la gigantesca mole di informazioni ora disponibili. L’industria del gas si trova quindi a dover affrontare una profonda rivoluzione sotto il profilo dell’aggiornamento delle competenze dei lavoratori, a cui si aggiungono la revisione dei processi interni e la necessaria introduzione di nuove figure professionali e attività. Inoltre la raccolta automatica dei dati con una frequenza temporale prima inimmaginabile, determina una disponibilità di dati da gestire pressoché illimitata. Ragione per cui diventa sempre più importante formare personale specializzato.

Le sfide per le utility possono essere suddivise in due categorie. La prima categoria è costituita dalle sfide prevedibili quali: •

progettazione, realizzazione e gestione di sistemi di comunicazione dalle architetture complesse

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gestione di prodotti di nuova concezione installati in grandi numeri (in Italia i contatori domestici si aggirano intorno ai 20 milioni) in contesti preesistenti (p.es. all’interno di abitazioni), con conseguenti impatti sulle rese di lettura legati alla connettività e all’accessibilità in caso di guasti o di allarme;

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definizione del quadro di norme e di procedure per l’utilizzo (sicuro) della telegestione;

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conservazione di una comunicazione efficace P-MP rispetto all’utilizzo della RF 169 MHz da parte di altri gestori di utility meter (progetto 2G di Enel).

La seconda categoria è riferita a sfide forse meno prevedibili: •

la presenza di prodotti tecnologici non ancora del tutto soddisfacenti sotto il profilo dell’affidabilità;

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la necessità di sostituire interi lotti di contatori già installati per difetti di produzione emersi in fasi successive, con un conseguente dispendio di uomini e mezzi in attività impreviste.

Tenendo in considerazione tutti gli elementi sopra descritti, è evidente che stiamo attraversando una fase complessa e delicata, non solo per le sfide alle quali le utility sono chiamate a rispondere, ma anche per le stringenti scadenze fissate dal Regolatore. È dunque necessario che tutte le parti coinvolte continuino ad affrontare con serietà e unità d’intenti la situazione, tenendo conto delle criticità legate alla giovane età del sistema e garantendo al contempo la fiducia dei clienti e dei cittadini verso il servizio gas.

Sebbene non si possano nascondere potenziali criticità, il futuro si prospetta ricco di opportunità positive. L’ammodernamento complessivo del parco dei contatori con prodotti

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tecnologicamente più performanti porterà con sé un aumento della qualità del servizio di misura, sia per la più alta qualità del dato che per la sua maggiore e più tempestiva disponibilità.

La maggior disponibilità di dati reali di misura aiuterà i clienti ad avere una maggiore consapevolezza riguardo ai propri consumi energetici.

La realizzazione di un sistema aperto all’innovazione tecnologica, con un alto potenziale in termini di contenuti e qualità del servizio consentirà all’industria del gas naturale di evolversi in distribuzione 4.0 e… oltre.

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L’esperienza in campo: il progetto Brescia Smart Living Silvia TONOLI Unareti

Brescia Smart Living è tra i progetti di ricerca vincitori del bando MIUR 2012 (DD591/2012) relativo alle Smart Cities. Oltre al Comune di Brescia, che fornisce l’endorsment, il progetto coinvolge diversi partner, tra cui sono presenti grandi imprese, università, centri di ricerca e PMI del territorio bresciano e lombardo. Nello specifico hanno aderito A2A, ST Microelectronics, Cavagna Group, Beretta, l’università di Brescia, Enea, Iperelle, Cauto Cooperativa Sociale Onlus, FGE Elettronica e TeamWare.

Obiettivo di Brescia Smart Living è stato quello di integrare il maggior numero di informazioni legate allo svolgimento delle attività cittadine per generare nuovi servizi. Le aree coinvolte sono state molteplici, ma sono sostanzialmente riducibili a quattro: energia (in tutte le sue forme, gas, acqua, elettricità, teleriscaldamento), salute, sicurezza e ambiente.

I luoghi di Brescia prescelti per intraprendere il progetto pilota sono stati la zona della stazione adiacente a via solferino e il quartiere Sanpolino, area quest’ultima ad alta densità abitativa. All’interno di alcune abitazioni nelle due zone verranno installati sistemi di smart metering e di domotica, allo scopo di raccogliere i dati sui consumi dei cittadini e alcuni parametri ambientali, fornendo così uno spaccato dell’area considerata e delle abitudini dei consumatori. Nello specifico i dispositivi di domotica sono deputati al monitoraggio disaggregato dei carichi, del comfort ambientale, del controllo del calore e della rilevazione di sismi. I dati confluiscono in una piattaforma che aggrega, elabora ed espone informazioni sui vari servizi all’interno del quartiere in più ambiti, quali: metering (teleriscaldamento, ripartitori di calore, gas, acqua, energia elettrica), ambiente, sicurezza, smart home e social. Il sistema inoltre consente la rilevazione delle eventuali anomalie e fornisce suggerimenti all’utenza, contribuendo a creare un livello di consapevolezza sempre maggiore.

Oltre al progetto Brescia Smart Living, A2A sta maturando la propria esperienza nell’ambito Smart City attraverso l’utilizzo principalmente di due tecnologie chiave, il protocollo wireless M-Bus e LoRaWAN. Il protocollo M-Bus a

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169MHz è la frequenza decretata dal CIG per la telelettura del gas in Italia, e si prevede la sua estensione nell’utilizzo verso altre forniture. La tecnologia LoRaWAN invece è adatta ad abilitare servizi di smart city, ed è stata scelta per il suo funzionamento a basso consumo e l’elevato raggio di propagazione.

Attualmente queste tecnologie sono state installate in diverse aree di Milano, Bergamo, Brescia e provincia e l’estensione sul territorio è in costante crescita ed evoluzione, anche in base all’evoluzione della normativa in materia di gas, acqua, elettricità e all’adozione di ulteriori servizi correlati.

Traducendo in numeri, il sistema di smart metering di A2A è composto da: 340.000 contatori gas di cui 140.000 GPRS e 300.000 a 169MHz, circa 3.000 contatori acqua in WM-Bus a 169MHz mentre per quanto riguarda il calore sono in corso gli sviluppi e diverse esperienze in campo per la raccolta automatica dei dati. La rete è composta da oltre 300 concentratori già posati in campo e tale numero è in continua crescita. Nel 2017 sono inoltre previsti diversi progetti pilota per lo sviluppo di sensori radio con lo scopo di garantire, a basso costo, un migliore monitoraggio della rete, una maggiore sicurezza e affidabilità nella prevenzione di alluvioni ed eventi metereologici significativi, il controllo degli accessi in cabina oltre ad offrire un servizio migliore agli utenti finali.

In conclusione, a seguito dell’obbligo dell’AEEGSI imposto dalla Delibera 155/08, A2A ha intrapreso un’opera di implementazione della rete multiservizio, mossa dalla convinzione che lo smart metering sia un’opportunità per rendere ancora più smart le città italiane e per migliorare il servizio offerto agli utenti. La rete fissa scalabile infine garantisce una crescita dei servizi offerti aumentando il controllo della rete e consentendo con flessibilità l’implementazione di nuove funzionalità, portando così a tendere ad una riduzione dei costi operativi sul campo.

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