IR & ESG
FORNITORI
Agosto 2019
La trasformazione digitale delle reti di distribuzione del gas è una delle priorità strategiche di Italgas. Un’area alla quale sono dedicati importanti investimenti, con l’obiettivo di generare ricadute benefiche in diverse direzioni.
Per capire meglio quali saranno i cambiamenti rispetto all’infrastruttura tradizionale e su quali progetti Italgas è al lavoro, diamo la parola all’ingegner Paolo Bacchetta, che è alla guida di Italgas Reti.
Ingegner Bacchetta, quanto è importante l’impegno che Italgas ha assunto sul progetto di trasformazione digitale?
E’ immediato realizzare quanto sia rilevante il nostro impegno su questo fronte quando si considera l’ammontare degli investimenti previsti dal Piano Strategico. Nel triennio 2019-2021, nell’ambito di un programma che prevede un investimento complessivo di 800 milioni di euro nella digitalizzazione delle reti e dei processi aziendali, ben 500 milioni di euro sono stati specificamente dedicati a dotare le reti Italgas di contatori intelligenti e di una sensoristica diffusa. Per quanto riguarda specificamente le reti di distribuzione, nel 2018 abbiamo già completato 50 progetti pilota sull’intero territorio italiano e siamo a buon punto per raggiungere l’obiettivo di disporre entro il 2020 di un parco contatori completamente digitale: a fine maggio 2019 avevamo infatti già completato la sostituzione di circa il 67% dell’intero parco contatori tradizionali con smart meters.
Quali vantaggi offre avere reti di distribuzione con un’identità digitale?
In primo luogo, ci consente di gestire meglio le infrastrutture. Grazie alle nuove tecnologie, potremo misurare e monitorare in modo più accurato i consumi di gas, prevenire i guasti e le dispersioni, oltre a potere gestire gli interventi di manutenzione su base predittiva. Si tratta perciò di un insieme di nuove opportunità funzionali che avranno ricadute molto significative sugli standard di sicurezza e qualità del servizio e che miglioreranno l’efficienza complessiva del sistema, riducendo gli impatti ambientali delle nostre attività.
La scelta di trasformazione digitale delle reti ha una valenza ancora maggiore dal momento che si colloca in un progetto che coinvolge in modo organico l’intera Italgas. Da quando abbiamo migrato sulla piattaforma Cloud tutti gli applicativi, le utenze e i servizi informatici, abbiamo iniziato a catturare i benefici della flessibilità infrastrutturale e della open innovation, potendo contare sulla nostra Digital Factory, già al lavoro per sviluppare nuove soluzioni IT che snelliscono e rendono più funzionali i processi aziendali.
D’altra parte, stiamo anche trasformando il modo di lavorare dei tecnici, che oggi possono già eseguire in mobilità molte attività che fino a poco tempo fa potevano essere gestite solamente attraverso una presenza in sede.
In termini pratici, più la rete è efficiente, più si risparmia tutti; tutto ciò si traduce in un vantaggio per il consumatore finale, che vede la sua bolletta sempre più aderente ai consumi finali, mentre per Italgas significa non dover continuamente andare a casa delle persone per rilevare i consumi. Con la nuova applicazione, che stiamo mettendo a punto nella nostra digital factory, saremo ancora più efficienti nella pianificazione degli interventi: questo ci consentirà di migliorare la qualità dei nostri servizi.
Quali sono le aree nelle quali vedremo le maggiori innovazioni?
Già nel corso del 2018 abbiamo avviato diversi progetti di innovazione tecnologica, che peraltro rientrano nel Piano nazionale Industria 4.0 del Ministero dello Sviluppo Economico. In primo luogo abbiamo completato un progetto pilota su 50 sotto-reti di distribuzione del gas. In particolare sulle reti abbiamo installato alcuni dispositivi che ci consentono di acquisire parametri fisici e analogici utili a effettuare analisi e previsioni, oltre a permetterci di controllare direttamente lo stato dei parametri monitorati. La digitalizzazione delle reti riguarderà entro 2 anni 6.500 sotto-reti; il che ci consentirà di aumentare di 10 volte il flusso di misurazioni lungo l’infrastruttura: in questo modo potremo abbattere sensibilmente i disservizi causati da guasti o malfunzionamenti della rete.
Quali altri progressi sono previsti in termini di efficienza della distribuzione?
Grazie all’installazione di alcune migliaia di punti di monitoraggio a distanza della pressione, collocati in punti rilevanti e alle estremità delle reti, saremo in grado di controllare sempre meglio la funzionalità del nostro sistema. A questo proposito, stiamo portando avanti un progetto sperimentale su alcune reti in bassa pressione di Italgas, con l’obiettivo di sviluppare e affinare una metodologia di raccolta e trattamento dati che conduca a identificare il parametro di efficienza dell’impianto di distribuzione. Questo significa potere gestire la rete mantenendo la pressione a livelli ottimali, né bassi né alti, garantendo la qualità del servizio al variare dei consumi di gas. Una pressione stabilizzata su livelli ottimali offre benefici anche in termini di minori emissioni e dispersioni di gas naturale in atmosfera, con una ricaduta positiva sull’ambiente.
Le dispersioni sono un tema che state affrontando anche con altri strumenti?
Si. Abbiamo introdotto la tecnologia laser con sistema Cavity Ring-Down Spectroscopy, altrimenti noto come CRDS, che permette di realizzare la ricerca di dispersioni in una forma più evoluta rispetto a quella finora tradizionalmente utilizzata nel business della distribuzione. Dopo avere concluso nel 2018 la fase di sperimentazione della nuova metodologia con spettroscopia ad assorbimento laser a cavità risonante, abbiamo introdotto il sistema nella prassi aziendale. Oggi possiamo quindi individuare eventuali dispersioni su tubazioni stradali o su derivazioni di utenza e colonne montanti, identificando meglio i vari tipi di gas ed effettuando più velocemente le ispezioni e l’eliminazione delle dispersioni. Il sistema CRDS presenta infatti una sensibilità 1.000 volte superiore a quella degli altri sistemi laser finora impiegati: parliamo di una capacità di rilevare molecole di gas in termini di ppb, parts per billion, ovvero parti per miliardo, anziché in ppm, parts per million, ovvero parti per milione. Inoltre l’enorme mole di dati rilevati viene elaborata via cloud con un sofisticato software che consente di rilevare dispersioni anche a 150-200 metri di distanza dal rilevatore e fino al secondo-terzo piano delle abitazioni – con una variabilità che dipende dalle condizioni del vento – rispetto ai 2-3 metri di distanza in cui era finora possibile. Complessivamente la capacità di rilevare perdite è perciò oggi di oltre 4-5 volte superiore rispetto ai sistemi tradizionali.
Su quali altri progetti vi siete concentrati per migliorare la sicurezza delle vostre attività di distribuzione?
Abbiamo completato una ricerca nell’ambito dello European Gas Research Group sull’interazione tra i composti odoriferi nel biometano e le tradizionali sostanze odorizzanti: THT, ovvero il tetraidrotiofene, e TBM, una miscela di mercaptani. E’ infatti fondamentale mantenere anche nel biogas l’efficacia della odorizzazione del gas, fattore essenziale per garantire la sicurezza nel business della distribuzione: in caso di dispersioni accidentali, questi composti ci permettono di individuare prontamente la presenza di gas naturale, che, essendo inodore e incolore, è altrimenti difficile da individuare. In particolare questo studio si è concentrato sul comportamento di alcuni interferenti – Limonene, Pinene, Butanone e Dimetilsulfide – in presenza dell’odorizzazione con THT e TBM.
Le nuove frontiere della tecnologia aiutano anche sul fronte della sicurezza del sistema?
Certamente. Basti pensare ai nuovi marker RFID che oggi possono essere utilizzati per scambiare informazioni sulla localizzazione delle tubazioni interrate. Questi nuovi dispositivi sono etichette elettroniche, costituite da un circuito integrato e da un’antenna, che consentono non solo di leggere le informazioni registrate in corso di posa delle condotte, ma anche di registrare nuove informazioni senza scavare, tramite la trasmissione di dati in radio frequenza a corto raggio. Il marker RDID viene posizionato a ridosso delle tubazioni interrate per essere localizzato dall’operatore in superficie attraverso un ricetrasmettitore; può fornire informazioni strutturate a proposito del materiale, della profondità e della posizione della tubazione, senza che occorra alimentarlo con energia elettrica: lo scambio di dati avviene infatti per induzione elettromagnetica.
