prot 4757 PRE - AEEG - lettera interassociativa Del 155...
76
ANIGAS ASSOGAS ANIGAS Il Presidente Bruno Tani Caro Presidente, come a Lei noto, la delibera dell’Autorità ARG/gas 155/08 ha avviato un processo di innovazione tecnologica nel comparto della misura del settore gas. Le scriventi Associazioni hanno in più sedi ribadito che le Imprese di distribuzione associate sono fermamente intenzionate a contribuire e a generare il miglioramento del servizio nel rispetto dei principi enunciati nella delibera 155/08; ma hanno anche evidenziato e più volte segnalato vincoli da esse indipendenti e non ancora risolti. I distributori hanno già avuto modo, attraverso le rispettive Associazioni, di rappresentare all’Autorità e agli Uffici dell’Autorità gli aspetti tecnici ed economici non ancora risolti che creano rilevanti perplessità per l’avanzamento del programma di investimenti. Il confronto tecnico con l’Autorità è stato avviato nel dicembre 2009 ed è proseguito costante, anche attraverso incontri specifici. Il lavoro istruttorio dei Distributori è proseguito anche in questi ultimi mesi, avvalendosi di noti esperti del settore, e le Associazioni sono tuttora impegnate in studi, analisi e sperimentazioni per portare alla evidenza dell’Autorità il quadro tecnologico di riferimento e l’impatto economico (CBA) a fronte dei diversi scenari tecnici nonché le opportunità di intervento nei termini previsti dalla delibera. A tale proposito le Associazioni intendono presentare all’Autorità una “Relazione Tecnica sulle problematiche di misura connesse alla delibera ARG/gas 155/08” frutto dei risultati dello studio recentemente concluso sugli aspetti metrologici, normativi e di mercato che coinvolgono a vario titolo i sistemi di misura e comunicazione, redatto con il coordinamento scientifico e la supervisione del Prof. Ing. Furio Cascetta (Ordinario della facoltà di ingegneria della Seconda Università degli Studi di Napoli, esperto dei sistemi di misura dei servizi a rete di pubblica utilità). Le Associazioni chiedono di incontrare in tempi brevi il Collegio per approfondire l’analisi di tali argomenti nella convinzione che quanto sarà rappresentato potrà indurre l'Autorità ad una riflessione circa il crono programma previsto dalla delibera 155/08 ed anticipano in allegato la suddetta Relazione Tecnica e una presentazione sintetica della stessa, contenente un’analisi degli impatti degli investimenti e dei costi di gestione sulle tariffe di distribuzione-misura elaborata dalle scriventi Associazioni Cordiali saluti. Allegati Ing. Guido Bortoni Autorità per l’energia elettrica e il gas Presidente Piazza Cavour, 5 20121 Milano Prot. n. 4757/11 ANIGAS Prot. n. 123/11 SB ASSOGAS Prot. n. 1001/2011/E/9 FederUtility Milano, 8 giugno 2011 FederUtility
Transcript of prot 4757 PRE - AEEG - lettera interassociativa Del 155...
ANIGAS
ASSOGAS
ANIGAS Il Presidente Bruno Tani
Caro Presidente,
come a Lei noto, la delibera dell’Autorità ARG/gas 155/08 ha avviato un processo di innovazione tecnologica nel comparto della misura del settore gas.
Le scriventi Associazioni hanno in più sedi ribadito che le Imprese di distribuzione associate sono fermamente intenzionate a contribuire e a generare il miglioramento del servizio nel rispetto dei principi enunciati nella delibera 155/08; ma hanno anche evidenziato e più volte segnalato vincoli da esse indipendenti e non ancora risolti.
I distributori hanno già avuto modo, attraverso le rispettive Associazioni, di rappresentare all’Autorità e agli Uffici dell’Autorità gli aspetti tecnici ed economici non ancora risolti che creano rilevanti perplessità per l’avanzamento del programma di investimenti. Il confronto tecnico con l’Autorità è stato avviato nel dicembre 2009 ed è proseguito costante, anche attraverso incontri specifici.
Il lavoro istruttorio dei Distributori è proseguito anche in questi ultimi mesi, avvalendosi di noti esperti del settore, e le Associazioni sono tuttora impegnate in studi, analisi e sperimentazioni per portare alla evidenza dell’Autorità il quadro tecnologico di riferimento e l’impatto economico (CBA) a fronte dei diversi scenari tecnici nonché le opportunità di intervento nei termini previsti dalla delibera.
A tale proposito le Associazioni intendono presentare all’Autorità una “Relazione Tecnica sulle problematiche di misura connesse alla delibera ARG/gas 155/08” frutto dei risultati dello studio recentemente concluso sugli aspetti metrologici, normativi e di mercato che coinvolgono a vario titolo i sistemi di misura e comunicazione, redatto con il coordinamento scientifico e la supervisione del Prof. Ing. Furio Cascetta (Ordinario della facoltà di ingegneria della Seconda Università degli Studi di Napoli, esperto dei sistemi di misura dei servizi a rete di pubblica utilità).
Le Associazioni chiedono di incontrare in tempi brevi il Collegio per approfondire l’analisi di tali argomenti nella convinzione che quanto sarà rappresentato potrà indurre l'Autorità ad una riflessione circa il crono programma previsto dalla delibera 155/08 ed anticipano in allegato la suddetta Relazione Tecnica e una presentazione sintetica della stessa, contenente un’analisi degli impatti degli investimenti e dei costi di gestione sulle tariffe di distribuzione-misura elaborata dalle scriventi Associazioni Cordiali saluti. Allegati
Ing. Guido Bortoni Autorità per l’energia elettrica e il gas Presidente Piazza Cavour, 5 20121 Milano
Prot. n. 4757/11 ANIGAS
Prot. n. 123/11 SB ASSOGAS
Prot. n. 1001/2011/E/9 FederUtility
Milano, 8 giugno 2011
FederUtility
Sintesi della Relazione Tecnica interassociativa su lle problematiche di misura connesse alla delibera
ARG/gas 155/08 e impatto dei costi di implementazione sulle tariffe di distribuzione
08 giugno 2011
2
Indice
� I dati della 155/08
� La Relazione Tecnica Interassociativa
� Smart metering gas : alcune annotazioni internazionali
� L’impatto dei costi di implementazione della 155/08 sulle tariffe di distribuzione
� Proposte delle Associazioni
3
� I dati della 155/08
4
Quantità e costi anno della 155/08
Obblighi messa in servizio % per classe calibro per anno (art. 10 )
Percentuale di misuratori installati per classe di calibro (dato 2008)
5
Le macro fasi del crono programma della 155/08• entro il 31/12/2010 sostituzione o upgrading su tutti i contatori di classe over
G40 di un contatore a norma MID, di correttore di volume (PTZ) e di un modem(telefonia GSM/GPSR punto/punto) – 65.500 PdR con investimenti stimati di circa 180 milioni di €;
• entro il 31/12/2012 upgrading di tutti i contatori di classe > G6 con PTZ + modem (GSM) (se non disponibili apparati “innovativi” compatti) – 445.000PdR con investimenti per circa 965 milioni di €;
• entro il 31/12/2016 sostituzione dell’80 % degli attuali G4 e G6 con contatori “innovativi- smart” (compensazione T + elettrovalvola + modem) e attivazione di un apposita rete di telecomunicazione (telefonica e/o radiofrequenza) –17.000.000 con investimenti per circa 3.520 milioni di €
PER UN TOTALE DI c.a. 4.665 MILIONI DI €
I valori sopra esposti non comprendono le valorizza zioni delle anticipate dismissioni
6
Ripartizione volumi di vettoriato per GdM
I volumi vettoriati attraverso la rete di distribuzione sono circa 33.500.000.000mc/anno.
Dalla elaborazione effettuata su un campione di 7.700.000 PdR la ripartizione del volume di gas vettoriato, per classe misuratore, è:
considerando le 5.000 utenze dirette allacciate alla rete di trasporto e circa 45.500.000.000 mc/anno vettoriati (totale Italia 79.000.000.000 mc/anno):
Q.tà PdR mc/anno
PdR per classe Classe calibro % %
PdR su rete distribuzione fino a G6 97,84% 56%
PdR su rete distribuzione G 10 0,49% 2%
PdR su rete distribuzione G 16 0,74% 4%
PdR su rete distribuzione G25 0,44% 5%
PdR su rete distribuzione G40 0,23% 4%PdR su rete distribuzione oltre G40 0,26% 29%
Q.tà PdR mc/anno
PdR per classe Classe calibro % %
PdR su rete distribuzione fino a G6 97,78% 24%
PdR su rete distribuzione G10 0,49% 1%
PdR su rete distribuzione G16 0,74% 2%
PdR su rete distribuzione G25 0,44% 2%
PdR su rete distribuzione G40 0,23% 2%
PdR su rete distribuzione oltre G40 0,26% 12%Pdr su rete trasporto (5.000) 0,06% 58%
7
� La Relazione Tecnica Interassociativa
8
Relazione Tecnica interassociativa
Le associazioni di categoria Anigas, Assogas e FederUtility hanno elaborato una Relazione Tecnica con il coordinamento scientifico e la supervisione del prof. ing. Furio Cascetta (Seconda Universitàdegli Studi di Napoli).
La Relazione Tecnica approfondisce le tecnologie di misura, la disponibilità di apparati conformi, l’innovazione tecnologica dei prodotti, la normativa e gli aspetti di sicurezza del sistema dicomunicazione in ottemperanza a quanto previsto dalla 155/08.
Nelle conclusioni della relazione vengono evidenziate le criticità nella implementazione delle tre macrofasi (over G40, da G10 a G40 e G4/G6) del crono programma della 155/08 per gli aspetti di innovazione tecnologica, di mercato, del sistema di comunicazione, della normativa e di cooperazione istituzionale tra gli stakeholders.
9
Indice della Relazione Tecnica
1 - Premessa
2- Introduzione
3- Situazione in merito ai GdM di classe > G40 (>65 m3/h)3.1 – Il contatore del gas (gas meter)3.2 – Unità integrata: modulo “convertitore di volume + modulo “registratore dati”3.3 – Unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”)3.4 – Interoperabilità e intercambiabilità dei moduli di un GdM > G403.5 – Sicurezza3.5.1 – Premessa3.5.2 - Sicurezza fisica3.5.3 – Gestione e protezione della batteria3.5.4 – Cifratura ed autenticazione
4 – La situazione in merito ai GdM compresi nell’intervallo: da G16 (25 m3/h) fino a G40 (65 m3/h) 4.1 - Il contatore del gas (gas meter)4.1.1 - Misuratori di gas di tipo innovativo4.2 - Unità integrata: modulo “convertitore di volume” + modulo “registratore dati”4.3 - Unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”)4.4 - Interoperabilità e intercambiabilità dei moduli4.5 - Sicurezza
5 - La situazione in merito ai Gruppi di Misura compresi nell’intervallo: maggiori di G6 e minori di G16 (G10)5.1 - Il contatore del gas (gas meter)5.2 - Unità integrata: modulo “convertitore di volume” + modulo “registratore dati”5.3 - Unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”)5.4 - Interoperabilità e intercambiabilità dei moduli5.5 - Sicurezza
6 - La situazione in merito ai Gruppi di Misura G4 e G6.6.1 - Il contatore del gas (gas meter)6.1.1 - Misuratori ad ultrasuoni6.1.2 - Misuratori massici termici6.2 - L’elettrovalvola6.3 - I protocolli di comunicazione
7. - Conclusioni
10
� Le conclusioni della Relazione Tecnica
11
Aspetti di innovazione tecnologica
Non è ancora industrialmente disponibile per tutte le classi di GdM un prodotto commerciale che utilizzi tecnologie di misura “innovative” per le quantità previste dal programma 155/08.
Per GdM over G40:
la tendenza prevalente dei Costruttori è quella di continuare a produrrecontatori tradizionali (meccanici) e munirli della necessaria elettronica (PTZ + comunicatore) per adeguarli alle funzionalità richieste dalla 155/08.
Per i GdM da G10 a G40:
si stima che nel medio periodo (2 - 4 anni) i Costruttori renderanno disponibili, in quantità industriali, misuratori compatti che integrano le 3 funzioni (misura – PTZ - comunicazione) in un unico involucro marchiato MID e, in parallelo, sviluppino tecnologie di misura “innovative”.
Per i G4 e G6:
alcuni Costruttori stanno studiando un nuovo prodotto che integra in un unico apparato il modulo elettronico di gestione della misura (compensazione T e registrazione dati), il modem, il display digitale e l’elettrovalvola tele-gestibile da remoto.
12
L’attuale offerta di mercatoL’attuale offerta di mercato è così sintetizzabile:per i GdM over G40 • l’offerta dei Costruttori si realizza collegando tra loro 2-3 componenti (contatore + PTZ +
comunicatore);• la domanda di PTZ e di contatori (oltre il 40 % del parco deve essere sostituito perché
inadeguato) non è soddisfatta dalle reali capacità produttive;• la tempistica dei piani di consegna e dei relativi servizi correlati, non è rispettata a fronte di
ordini già sottoscritti;• i Costruttori lamentano difficoltà di approvvigionamento dell’elettronica fondamentale per
l’assemblaggio dei prodotti.per i GdM da G10 a G40 • considerato che oltre il 60 % dei G40 e la quasi totalità di quelli compresi tra G25-G10 sono
da sostituire i Costruttori non riescono a garantirne la fornitura nei tempi previsti; • non sono ancora disponibili a catalogo prodotti commerciali in versione integrata o
compatta, che consentirebbero di ridurre gli ingombri e, quindi, di limitare le criticità in fase di installazione.
per i contatori G4 e G6 • ci sono più dichiarazioni di intenti che offerte concrete. Gli unici prodotti esistenti sono
prototipi in fase di test in laboratorio e nei casi più favorevoli in fase di pre-industrializzazione ed è in corso la certificazione MID.
13
La criticità del sistema di comunicazioneLa rete di telecomunicazione “smart” non è ancora stata definita nei sui principi base : vettori, protocolli, frequenze, sicurezza, ecc.
I distributori segnalano i seguenti punti di attenzione nella gestione di una rete dedicata al settore gas:
• gli aspetti della normativa tecnica (UNI CIG) e metrologica (direttiva MID 2004/22/CE) non sono ancora completamente definiti e consolidati;
• l’assenza di standard tecnologici (SW, protocolli e frequenze) che garantiscano la piena comunicazione tra gli elementi del sistema genera un problema di accesso nelle gare per le Concessioni;
• le difficoltà organizzative per la gestione e per la manutenzione di una rete complessa (migliaia di dispositivi di campo: modem, concentratori, traslatori, ripetitori, ecc.);
• i profili di responsabilità dei distributori riconducibili all’utilizzo dell’elettrovalvola comandabile da remoto ;
• le competenze richieste , tecnologiche ed industriali, che non rientrano in quelle “native” delle aziende di distribuzione del gas.
14
La normativa tecnica
Sussistono ancora alcuni elementi di incertezza del quadro normativo di riferimento:
• coordinamento con la normativa internazionale (CEN TC 294, mandato della Commissione Europea M/441 e del Smart Metering Coordination Group), nel rispetto della piena ed affidabile interoperabilità di sistema;
• completamento dell’armonizzazione della legislazione nazionale alla direttiva MID (Direttiva 2004/22/CE relativa agli strumenti di misura) che impatta anche con la normativa fiscale;
• aggiornamento di alcune delle norme UNI TS 11291-X già pubblicate e completamento di quelle a programma; in particolare, manca la norma che regolamenta la comunicazione con profilo PM1 e cioè “punto-multipunto” che, nel caso di G4/G6, consentirebbe un risparmio sui costi di gestione rispetto al “punto-punto”;
• mancanza di prescrizioni normative in tema di security dei dati di misura, delle informazioni e dei comandi di azionamento a distanza del sistema di comunicazione;
15
La cooperazione istituzionale tra stackholders
Il processo tecnologico avviato con la 155/08 richiede una fase di attenta riflessione e rimodulazione per conseguire obiettivi complessivi a livello di “Sistema Paese”.
Per affrontare e risolvere aspetti tecnologici e normativi che impattano direttamente su quelli economici è necessaria una proficua cooperazione tra i numerosi soggetti istituzionali:
• Ministeri
• Autorità di Regolazione (Energia e Telecomunicazioni) con le associazioni Europee (ACER, ERGEG, ecc);
• Università ed Enti di Ricerca
• Enti normatori (UNI CIG e CEI) in stretta collaborazione con quelli europei;
• Sistema Camerale (Unioncamere) per verifiche metriche;
• Operatori di settore gas e ITC
16
Focus sull’elettrovalvola del GdM smart G4 – G6
L’elettrovalvola, se prevista a bordo, del contatore smart:
• non può considerarsi una valvola di “sicurezza”, ma di intercettazione del flusso (“commerciale”);
• introduce una perdita di carico localizzata che si ripercuote sulla pressione;
• non garantisce nel tempo la tenuta e la funzionalità dopo anni di inattività ;
• l’azionamento a distanza è condizionato dal “livello” di carica delle batterie.
Alcuni Paesi Europei hanno scelto di intercettare il flusso all’esterno del contatore per favorire il controllo/manutenzione della valvola e per essere al di fuori del perimetro della metrologia legale, altri (Francia) per ora hanno deciso di non prevederla.
I distributori hanno chiesto al Cig di analizzare nel dettaglio i seguenti aspetti:
• i profili di responsabilità del distributore;
• l’effettiva chiusura dell’elettrovalvola dopo lunghi periodi di inattività;
• le modalità di accertamento da remoto della tenuta della valvola;
• l’immunità da disturbi elettromagnetici.
17
Focu s sul sistema di comunicazioneModalità di comunicazione:• “punto-punto” (PP4) il comunicatore si basa sull’impiego della piattaforma
GSM/GPRS, gestendo sia comunicazione dati che tramite SMS.• “punto-multipunto” (PM1) viene impiegata nel caso in cui l’architettura di
sistema prevede apparati intermedi (ripetitori, concentratori, traslatori) tra il GdM e il SAC.
Protocolli di comunicazione:• le norme UNI TS prevedono già standard (CTE, CTR, DLMS/COSEM).Punti di attenzione• L‘allineamento della normativa italiana con quella europea in sviluppo (la
Commissione Europea con il mandato M/441 richiede una full interoperabilitye ha incaricato ETSI, CEN e CENELEC di sviluppare uno standard di comunicazione europeo per lo “smart metering”).
• La certezza che il modem (comunicatore) sia effettivamente al di fuori del perimetro della metrologia legale (questa interpretazione non è condivisa da alcuni Uffici Metrici).
• La necessità di assicurare la security di sistema: protezione del SW e del HW, integrità dei dati trasmessi e tutela dei dati sensibili.
• La conservazione e lo scambio delle chiavi di sicurezza nel passaggio di concessione correlato alle gare.
18
� Smart metering gas : alcune annotazioni internazionali
19
Europa
Dal rapporto ERGEG 2009 risulta che solo Italia, Irlanda e UK hanno pianificato il roll out degli smart meter gas, mentre Francia, Slovenia e Olanda stanno valutando la possibilità di farlo. Molti altri hanno deciso, dopo l’analisi costi/benefici, che non ci sono ancora le condizioni per soluzioni economicamente convenienti.
Un recente studio EUROGAS (2010) prevede che lo smart metering dei misuratori gas porterà, rispetto al settore elettrico, minore efficienza e vantaggi per il consumatore a fronte di maggiori costi. Nel rapporto si suggerisce tra l’altro di implementare il sistema solo nel segmento di consumatori con migliore rapporto costo/benefici.
20
Europa – recenti esperienze e regolazione
Il regolatore francese CRE ha messo in consultazione la regolazione su un progetto di smart metering predisposto da Gdf-Suez. Il programma proposto prevede una prima fase “de construction de la solution” dal 2011 al 2014 finalizzata alla decisione finale e alla definizione della strategia di sviluppo (questa fase è giàstata preceduta nel 2010 da una sperimentazione pilota di 4 tecnologie diverse di comunicazione con apparati di 4 fornitori diversi con18.500 clienti finali coinvolti). Sulla base dei risultati della prima fase verrà approvata la fase “de deploiement generalise” dal 2014 al 2020 in cui potranno venire installati 11 milioni di smart meters.
21
Usa e Giappone
L’istituto di ricerca americano PikeResearch ha pubblicato uno studio (2010) da cui si evince che “The global gas utility market is following in the footsteps of the electric smart grid industry in updating networks, communications, metering devices, pilot programs, and ultimately deployments of smart gas meters. According to a new report from the global installed base of smart gas meters will grow quickly over the next several years, increasing from just 8.5 million in 2009 to 36.3 million by 2016 ”http://www.pikeresearch.com/research/smart-water-meters
Negli USA i progetti sono a livello statale. La California ha da poco definito l’obiettivo di installazione di una smart grid anche per il gas entro il 2020 essenzialmente per favorire il risparmio energetico e ridurre le emissioni.
Il solo Giappone ha introdotto lo smart metering da tempo. I contatori sono dotati di una valvola di blocco che interrompe automaticamente il flusso di gas in caso di terremoto e la tecnologia di misura sta evolvendo con l’utilizzo di misurazione ad ultrasuoni.
22
� L’impatto dei costi di implementazione della 155/08 sulle tariffe di distribuzione
23
Modifica della regolazione tariffaria in essere
Come indicato nei considerata della delibera ARG/gas 36/11, l’attuale regolazione tariffaria prevista dalla RTDG (delibera ARG/gas 159/08 per il terzo periodo e sue proposte di modifica) non fornisce garanzie circa il riconoscimento:
• puntuale dei costi sostenuti per i sistemi di tele lettura, trasmissione e tele gestione (SAC);
• dei costi operativi di gestione apparati, verifiche metrologiche e di telecomunicazione;
• del valore residuo dei misuratori da sostituire per tutte le classi di contatori.
Si prende atto che nei giorni scorsi su tali temi l’Autorità ha pubblicato il DCO 17/11 in risposta al quale le Associazioni formuleranno le proprie osservazioni e proposte.
24
Costi di investimento
I costi di investimento comprendono per tutti i GdM:• sopralluogo, progettazione e lavori di modifica impianto di fornitura
(sito e piping)• progettazione e sviluppo sistema HW e SW• acquisto, montaggio e attivazione GdM e rimozione GdM esistenti
(quando necessario)• verifiche metrologiche di primo impianto• smaltimento misuratori rimossi• progettazione e sviluppo sistema di comunicazione• costi amministrativi e commerciali
25
Costi operativi di gestione GdM tele lettoPer gli over G6 (con PTZ) i costi operativi comprendono:•Verifica metrica biennale •Sostituzione e smaltimento batterie•Canone telefonia GSM•Traffico telefonico•Gestione informatica dato di misura•Costo personale interno per gestione/manutenzione/assistenza
Un costo medio stimato per PdR di circa € 300 all’a nno considerando le letture evitate
Per i G4 – G6 i costi operativi comprendono:•Sostituzione e smaltimento batterie•Comunicazione canoni/traffico (in relazione al sistema scelto telefonia o radiofrequenza)•Gestione informatica dato di misura•Costo personale interno per gestione/manutenzione/assistenza
Un costo medio stimato per PdR di circa € 10 all’an no considerando le letture evitate
26
Impatto della 155/08 sulle tariffe di distribuzione
Per la prima fase di esercizio dei contatori di calibro superiore al G6 (a tecnologia attuale) manca nell’attuale copertura dei costi operativi (opex) un importo stimabile a livello nazionale in circa 150 milioni di euro anno (pari a 300 € a PdR interessato)
Concentrando l’intero piano di upgrading, la copertura dei valori capex e opex individuati (senza considerare i riconoscimenti dovuti per le dismissioni anticipate) comporterebbero la necessità di un aumento tariffari o di circa 45 euro PdR all’anno(al netto delle imposte).
GRANDI
Over G40
MEDI
> G6 < G40
PICCOLI
G4 - G6
€ 2/PDR
€ 45/PDR
INVESTIMENTI
2010
INVESTIMENTI
2010
INVESTIMENTI
2011-2012
INVESTIMENTI
2011-2012
INVESTIMENTI
2013-2016
INVESTIMENTI
2013-2016
€ 15/PDR
27
Ulteriori aspetti da considerare
• Lo spostamento di 1-2 anni per i misuratori di fascia G10-G25 potrebbe consentire un notevole risparmio in termini di investimenti per la disponibilità sul mercato di misuratori compatti per questa fascia (tra il 25% e il 50%).
• La tecnologia di misuratori G4/G6 smart e compatti è in noto ritardo; tra qualche anno potrebbero essere disponibili prodotti piùeconomici .
• L’installazione dei G4/G6 potrebbe essere diluita rendendola corrispondente alla vita utile evitando mancati ammortamenti e criticità di approvvigionamento legate alle capacità di offerta dei costruttori (picco della domanda ogni 15 anni).
28
� Proposte delle Associazioni
29
Le proposte delle AssociazioniOver G40
Formalizzare la proroga di messa in servizio dei GdM al 31 dicembre 2011.
G25 e G40
Riformulare le scadenze a breve (oggi fine 2011) per questi GdM a fronte dell’oggettiva situazione di mercato per l’approvvigionamento e montaggio dei PTZ e dei misuratori e delle necessarie valutazione di analisi dei costi benefici (CBA) anche alla luce del risparmio per il sistema in termini di investimenti che un differimento di 1÷2 anni potre bbe determinare
Da G16 a G4
Prevedere per i G10/G16, ed eventualmente anche per G25, in base alla citata CBA, modalità di misura più semplificate (corr ezione della sola temperatura) e, conseguentemente, rivedere il crono programma della messa in servizio dei GdM da G4 a G16 considerando la disponibilità sul mercato di prodotti evoluti a costi più ridotti e quindi più sos tenibili per il sistema.
1
Anigas Assogas
Gruppo di Lavoro Interassociativo
Relazione tecnica sulle problematiche di misura Connesse alla delibera ARG/gas 155/08 (Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas)
Maggio 2011
2
Anigas Assogas
Indice
1. Premessa 2. Introduzione 3. Situazione in merito ai GdM di classe > G40 (>65 m3/h)
3.1 Il contatore del gas (gas meter) 3.2 Unità integrata: modulo “convertitore di volume + modulo “registratore
dati” 3.3 Unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”) 3.4 Interoperabilità e intercambiabilità dei moduli di un GdM > G40 3.5 Sicurezza
3.5.1 Premessa 3.5.2 Sicurezza fisica 3.5.3 Gestione e protezione della batteria 3.5.4 Cifratura ed autenticazione
4. La situazione in merito ai GdM compresi nell’intervallo: da G16 (25
m3/h) fino a G40 (65 m3/h) 4.1 Il contatore del gas (gas meter)
4.1.1 Misuratori di gas di tipo innovativo 4.2 Unità integrata: modulo “convertitore di volume” + modulo “registratore
dati” 4.3 Unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”) 4.4 Interoperabilità e intercambiabilità dei moduli 4.5 Sicurezza
5. La situazione in merito ai Gruppi di Misura compresi nell’intervallo:
maggiori di G6 e minori di G16 (G10) 5.1 Il contatore del gas (gas meter) 5.2 Unità integrata: modulo “convertitore di volume” + modulo “registratore
dati” 5.3 Unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”) 5.4 Interoperabilità e intercambiabilità dei moduli 5.5 Sicurezza
6. La situazione in merito ai Gruppi di Misura G4 e G6
6.1 Il contatore del gas (gas meter) 6.1.1 Misuratori ad ultrasuoni 6.1.2 Misuratori massici termici
6.2 L’elettrovalvola 6.3 I protocolli di comunicazione
7. Conclusioni
3
Anigas Assogas
1. Premessa
La presente Relazione Tecnica è stata redatta con il coordinamento scientifico e la supervisione del prof. ing. Furio Cascetta (Seconda Università degli studi di Napoli), in stretta collaborazione con Gruppo di Lavoro Interassociativo, costituito appositamente da Anigas, Assogas e Federutility per approfondire i vari aspetti connessi ai sistemi di misura del gas naturale, in ottemperanza a quanto previsto dalla delibera ARG/gas 155/08. Scopo principale della presente Relazione Tecnica è quello di condurre una dettagliata analisi sugli aspetti tecnici, metrologici, normativi e di mercato che coinvolgono, a vario titolo, i sistemi di misurazione del gas in attuazione della citata delibera ARG/gas 155/08. Sono state analizzate ed approfondite le varie tecnologie di misura disponibili per i Gruppi di Misura (a seconda delle “classi” o “taglie” dei misuratori), evidenziandone, per ogni classe, le eventuali criticità ai fini dell’attuazione della delibera ARG/gas 155/08. Sono stati anche trattati gli aspetti tecnici e normativi relativi alle architetture dei sistemi di telegestione, ai protocolli di comunicazione, alla interoperabiltà dei dispositivi e alla sicurezza. Infine, sono state riportate alcune considerazioni e motivazioni in merito al disallineamento temporale tra la “offerta” (produzione e commercializzazione) e la “domanda” (acquisto, installazione e messa in servizio) di tecnologie di misura. Tale sfasamento temporale, unitamente a qualche incertezza (indeterminazione) su alcuni standard da adottare (protocolli di comunicazione punto-multipunto) e su alcuni test di affidabilità da condurre, ha di fatto reso difficilmente attuabile il rispetto dei traguardi temporali previsti dal crono-programma introdotto dalla delibera ARG/gas 155/08. Se ne deduce che, per una serie di difficoltà oggettive di produzione e di approvvigionamento dei sistemi di misura tecnologicamente adeguati e conformi ai requisiti della delibera 155/08, la pianificazione temporale originaria debba essere coerentemente rivisitata e riprogrammata.
4
Anigas Assogas
2. Introduzione La delibera ARG/gas 155/08 introduce nel settore del metering del gas delle significative novità ed innovazioni. Vengono introdotte funzioni ed aggiornamenti tecnologici (correttori di volume di nuova concezione, telemisura, telelettura, telegestione, ecc.) che coinvolgono praticamente tutti i tipi e le taglie di misuratori (o contatori) di gas. I più importanti aspetti introdotti alla delibera 155/08 sono così riassumibili: 1) efficienza dei sistemi di misura del gas e coerenza dei dati di misura: grazie alla diffusa introduzione dei sistemi di correzione (o conversione) dei volumi in funzione della pressione e della temperatura del gas (con la sola eccezione dei contatori domestici, o residenziali, per i quali la correzione prevista è solo in funzione della temperatura del gas) le misure di gas diventano tra loro coerenti e confrontabili, contribuendo in maniera significativa ad una gestione efficiente ed efficace della rete gas e allo sviluppo di un sistema di mercato del gas naturale. Le misure del gas nei vari punti della rete espresse in Sm3 (in condizioni termodinamiche di riferimento) sono infatti un presupposto indispensabile per poter correlare, tramite l’effettivo potere calorifico del gas, i quantitativi di gas ai relativi quantitativi energetici (“dalle misure di volume alle misure di energia”); 2) innovazione tecnologica e qualità del processo di misurazione: i requisiti funzionali minimi introdotti contribuiscono in maniera apprezzabile a migliorare la “qualità” complessiva delle misurazioni del gas; l’impiego diffuso di tecnologie ICT (elettronica, informatica e telecomunicazioni) necessarie per la telegestione dei GdM (funzioni di data-logging, elaborazioni, trasmissione a distanza, correzioni di volumi, ecc.) rappresenta un valido supporto per i tradizionali misuratori gas di tipo meccanico (migliora la diagnostica, introduce un display grafico con maggiori informazioni disponibili oltre al dato “nudo” di misura) e al tempo stesso rappresenta una importante opportunità per lo sviluppo e l’introduzione anche sul mercato dell’industria del gas di tecnologie di misura “innovative” (ad esempio statiche) e per la produzione di più evoluti misuratori “compatti”, ad elevato contenuto tecnologico (smart meters); 3) miglioramento della qualità dei servizi di misura, di vendita e di distribuzione del gas naturale (bilanciamento della rete, consapevolezza dei consumi, profilazione delle utenze, tariffe orarie, ecc.).
5
Anigas Assogas
Il carattere innovativo della delibera 155/08 e le sue finalità rappresentano sicuramente elementi positivi di valutazione per lo sviluppo dell’intero “sistema gas”. Le realizzazioni pratiche dei prodotti (i GdM conformi alle specifiche tecniche introdotte) e dei sistemi di telegestione appaiono oggi più articolate e complesse di quanto forse era preventivabile nel 2008. A solo titolo di esempio, si anticipano alcuni temi che verranno trattati e riassunti poi nelle conclusioni:
1) la produzione industriale e la commercializzazione dei nuovi gruppi di misura, GdM, (contatore-convertitore di volumi-registratore dati-comunicatore dati) conformi alla ARG 155/08 non sono di fatto in grado di soddisfare l’originario crono-programma; in altre parole i Costruttori Metrici non sono in grado di rispettare a pieno i tempi di consegna, data la gran massa di richieste da parte degli operatori gas (distributori), a fronte delle effettive capacità produttive; sono gli stessi Costruttori Metrici a denunciare, come giustificazione dei cresciuti tempi di consegna che slittano rispetto agli impegni contrattuali, la loro difficoltà nell’approvvigionamento di alcuni componenti elettronici vitali per la costruzione dei nuovi e più evoluti GdM. Non va a tal proposito dimenticato che le scelte strategiche di produzione delle Aziende multinazionali di strumenti metrici vengono spesso determinate all’estero, secondo valutazioni di opportunità commerciale condotte su scala mondiale (con riferimento ai mercati di europa, asia, medio oriente, america del nord e del sud, australia);
2) il quadro normativo di riferimento a sostegno della delibera 155/08 (la
famiglia di norme UNI TS 11291-x, suddivisa in ben 8 parti) sebbene recentemente completato è ancora in una fase di “perfezionamento”: alcune norme (pubblicate nel 2010) sono in fase di revisione/correzione (UNI TS 11291-3, UNI TS 11291-6, UNI TS 11291-8), mentre la UNI TS 11291-7 (“Dispositivi di telegestione – SAC – Concentratori – Ripetitori – Traslatori”), di recentissima pubblicazione (gennaio 2011), contiene qualche criticità in termini di protocollo di comunicazione tra i GdM e gli apparati centrali. A testimonianza del livello di maturità ancora incompleto del quadro normativo, si cita la richiesta espressa dallo stesso CIG (Comitato Italiano Gas) di condurre mirati approfondimenti tecnici e valutazioni attraverso un modello condiviso e una adeguata sperimentazione in campo. Infine, ulteriori esigenze di armonizzazione normativa a livello europeo (mandato M 441 della Commissione Europea e costituzione dello “Smart Meter Coordination Group”) spingono verso riflessioni e
6
Anigas Assogas
valutazioni di opportunità in termini di tecnologie di comunicazione e di interoperabilità.
Le notevoli novità introdotte, unitamente ad una serie di problematiche connesse anche ad altri attori (la metrologia legale, il pieno recepimento della direttiva MID, la armonizzazione tra le norme nazionali e quelle sovranazionali), rendono di fatto critico il rispetto del crono-programma originario di messa in servizio dei nuovi gruppi di misura (conformi alla ARG 155/08). Nel seguito verranno trattati i vari GdM, secondo la suddivisione per “taglie” ufficialmente riconosciuta per il mercato del gas. Dai dati ufficiali disponibili (http://www.autorita.energia.it/it/dati/qm56.htm) si evince che il numero complessivo di “clienti” del mercato gas è pari a circa 21.802.000 (approssimazione n° clienti = PDR, al 31/12/2009) così ripartiti:
riepilogo parco GdM
Classe % GdM (2009)
over G40 0,3% 65.406
da G16 a G40 1,5% 335.751
G10 0,5% 109.010
G4 - G6 97,7% 21.291.833
totale 100,0% 21.802.000
21.802.000
Pertanto i PdR interessati dalla Delibera ARG/gas 155/08 sono:
GdM per classe calibro n. PdR over G40 (100%)
65.406
da G10 a G40 (100%)
444.761
G4-G6 (80%) 17.033.466
totale 17.543.633
C’è da osservare, in merito alla già richiamata difficoltà di incontro (match) tra “domanda” ed “offerta” (ovverosia tra le reali capacità produttive di strumenti metrici e la richiesta del mercato italiano), che da alcuni studi e ricerche di mercato condotti a livello europeo si rileva l’esistenza di un notevole “dislivello” tra la richiesta italiana e la produzione (commercializzazione) nella UE, di una entità pari a circa un ordine di
7
Anigas Assogas
grandezza: centinaia di migliaia di pezzi come “domanda annuale di GdM”, a fronte di decine di migliaia di pezzi come “offerta annuale di GdM”. In Italia, ad esempio, entro il 31/12/2012 dovranno essere sostituiti/adeguati 4,45 105 GdM nel campo di taglie da G10 a G40, quando il volume delle vendite in Europa nel 2010, per questa fascia di GdM, è stato dell’ordine di 104.
8
Anigas Assogas
3. La situazione in merito ai GdM di classe > G40 (>65 m3/h) Il crono-programma originario “della messa in servizio” introdotto dalla delibera ARG 155/08 prevede che il 100% (in Italia stimato pari a 65.406 punti di misura o GdM) di questa taglia di gruppi di misura si adegui alle specifiche introdotte dalla 155/08 entro il 31 dicembre 2010. Com’è noto il GdM è composto da 3 elementi fondamentali (cfr. UNI TS 11291-4):
• il contatore vero e proprio (gas meter): a seconda dei casi questo può essere basato su una tecnica di misura di tipo “tradizionale”, solitamente di tipo dinamico (misuratori volumetrici o misuratori a turbina), oppure su una tecnica di misura di tipo “innovativo” (solitamente di tipo statico);
• una unità integrata contenente il modulo “convertitore di volume” ed il modulo “registratore dati” (o data logger);
• una unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”), per la telelettura dei consumi.
Nel seguito verranno analizzati singolarmente gli aspetti tecnici, e le relative problematiche, inerenti ogni singola unità. 3.1 Il contatore del gas (gas meter) Tre sono le tecnologie di misura di tipo tradizionale in uso per questo tipo di classe (taglia) di GdM:
a) misuratori volumetrici a membrana (o a parete deformabile), b) misuratori volumetrici a pistoni rotanti (o a rotoidi), c) misuratori a turbina (o misuratori di velocità o inferenziali).
Sebbene misuratori basati su tecnologie innovative di tipo statico sono da anni diffusamente impiegati nel campo delle misure di processo, ad oggi si registrano limitate produzioni di misuratori gas appartenenti a questa classe di misuratori (GdM>G40), idonei alle misure fiscali di gas naturale (muniti delle necessarie omologazioni). In Italia il loro impiego è poco (o per nulla) diffuso, sostanzialmente a causa del loro costo di acquisto ad oggi ancora decisamente superiore (a parità di classe e di campo di misura) rispetto a quello dei misuratori di tipo tradizionale.
9
Anigas Assogas
Tutti i suddetti 3 tipi di misuratori sopra indicati (a,b,c) appartengono alla categoria dei “contatori” (e non a quella dei misuratori di portata o flowmeters, [m3/s]) in quanto forniscono i quantitativi di gas transitati attraverso il misuratore in termini di volumi [m3]. Il contatore nei casi b) e c) è predisposto, nella maggior parte dei casi, con le prese integrate per le sonde di pressione e temperatura (tasca termometrica). Tale configurazione di misura (con sonde interne o integrate nel corpo o cassa del misuratore) è quella preferibile, poiché le condizioni termodinamiche del gas di misura vanno calcolate nelle effettive condizioni di misura dei volumi di gas. Nei contatori a membrana con bollo di legalizzazione CEE (caso a), le sonde di p e T sono solitamente esterne, per cui è cura dell’installatore predisporre la presa di pressione e la tasca termometrica “nelle immediate vicinanze del contatore stesso”; di solito si preferisce l’installazione delle sonde esterne a monte per questioni di praticità e di proprietà degli impianti gas (come anche consigliato nelle norme elaborate dal CIG della famiglia UNI TS 11291); la misura di p e T a valle del contatore potrebbe risentire di un lieve effetto dovuto alle perdite di carico introdotte dal contatore stesso. I contatori a membrana di recente costruzione (marchio MID/CE), sono già predisposti per le ricevere le sonde di p e T nella parte superiore della cassa del contatore (prese integrate). Il segnale del contatore contenente l’informazione del volume di gas transitato attraverso il misuratore viene trasferito alla successiva unità integrata (“correttore volumi + registratore dati”) per mezzo di un dispositivo cosiddetto “lancia-impulsi” o “emettitore di impulsi”. Tale dispositivo, attraverso una tecnologia di tipo impulsivo, provvede a correlare un determinato quantitativo di volume di gas misurato ad ogni impulso generato (in genere tramite il movimento di un organo ben definito del “frutto” di misura, in base al principio fisico utilizzato). I dispositivi emettitori di impulso sono solitamente del tipo a “bassa frequenza” (LF); su richiesta si possono avere contatori muniti di lancia-impulsi in “alta frequenza” (HF). Per i contatori di recentissima costruzione, legalizzati con la “marcatura” MID (o marchio CE), la copertura della legalizzazione (metrologia legale) si estende anche al dispositivo emettitore di impulsi, purché il Costruttore Metrico abbia provveduto a far omologare il contatore includendo la funzione lancia-impulsi (modulo B, allegato tecnico della MID nella procedura della “approvazione di modello”). Per i contatori legalizzati con bollo CEE il dispositivo emettitore di impulsi non è, a stretto rigore, coperto dalla legalizzazione del bollo; infatti in tal caso durante le procedure di approvazione di modello si verifica unicamente
10
Anigas Assogas
che il dispositivo lancia-impulsi non interferisca con la parte di metrologia legale del contatore. Va anche detto che, in base alla interpretazione soggettiva del singolo ispettore metrico provinciale, il contatore bollato CEE collegato (tramite emettitore di impulsi) ad un correttore di volumi anch’esso omologato legalmente può essere visto favorevolmente se il tutto il sistema di misura è fisicamente “confinato” in una cabina (manufatto), ad esempio presso un cliente finale (utenza industriale o commerciale); in questo caso l’ufficiale metrico provinciale, previo una prova di congruenza tra impulso generato e volume transitato, potrebbe, a sua personale discrezione, bollare la catena misura con l’apposizione dei sigilli camerali (verde scuro). Tale situazione è quella “de facto” in Italia, ormai da anni su questo tipo di PdR (contatore e correttore di volumi entrambi con bollo CEE), prima dell’entrata in vigore della direttiva MID (2004/22/CE) e dell’effettiva disponibilità sul mercato di dispositivi di misura con marchio MID/CE. Si vuole pertanto segnalare la attuale discrezionalità di comportamento degli ispettori metrici provinciali, con la paradossale situazione che la medesima configurazione tecnologica del GdM sia considerata “approvabile” in un determinato territorio, e non in altri. Si vuole inoltre ricordare che la strumentazione di misura presente nelle cabine di regolazione e misura (REMI) è stata recentemente posta fuori dalla giurisdizione (competenza) della metrologia legale (D.L. 25-9-2009 n.135, art.7), oltre che ovviamente fuori dal campo di applicazione della delibera ARG 155/08. Nonostante ciò, si vuole segnalare come anche in questo caso, in base alla diversa discrezionalità esercitata dagli ispettori metrici provinciali sul territorio, si segnalano casi di richieste di visite ispettive in cabine REMI. Occorre infine fare qualche considerazione in merito alla attuale situazione del parco installato dei contatori di taglia superiore a G40. Oltre il 95% dei contatori installati di taglia >G40 (indipendentemente dalla tecnologia di misura a membrana, a rotoidi o a turbina) sono legalizzati con un bollo CEE. Appena il 5% circa dei contatori di nuova costruzione installati sono invece legalizzati con il marchio MID/CE. I misuratori a membrana (quelli utilizzati nelle reti di bassa pressione) sono raramente predisposti per i dispositivi ausiliari necessari per la conformità alla delibera ARG 155/08: (1) il dispositivo emettitore di impulsi, (2) le prese di p e T. In linea di massima, sino alla fine degli anni ’90 (ovviamente con qualche sporadica eccezione) i contatori a membrana non erano muniti di emettitore di impulsi, al più venivano venduti contatori con la cosiddetta “predisposizione” all’emettitore (quotata economicamente a parte rispetto al contatore “base”, come se fosse un accessorio supplementare).
11
Anigas Assogas
Analogamente, anche la predisposizione per le prese di p e T era considerata come un “accessorio” (rispetto alla configurazione base), da fornire prevalentemente per i contatori al sopra di una certa taglia (a partire dal G65); più frequentemente veniva offerta la presa per la misura della temperatura, mentre più raramente veniva offerta la presa per la misura della pressione. Solo a partire dal 2000, i contatori a membrana sono stati forniti con un equipaggiamento “di serie” più adeguato, costituito dalla predisposizione all’emettitore di impulsi e dalla prese di p e T. I contatori a membrana di taglia >G40 oggi installati sul territorio nazionale adeguatamente predisposti per la telelettura (conformi alla ARG 155/08) rappresentano una percentuale, probabilmente minoritaria (dalle analisi fatte a campione sui principali Distributori italiani di gas si va da un 35% ad un 45%), rispetto all’intero parco installato dei contatori a membrana, per cui è prevedibile un impegno particolare (economico ed organizzativo) delle Aziende di Distribuzione gas nell’approvvigionamento dei GdM e nelle attività di sostituzione in campo. Occorre, infine, fare una riflessione sui relativi costi che tale operazione di sostituzione comporta e in che misura questi si ribaltano sul cliente finale (sempre che rimanga valida la regola che la sostituzione anticipata va in tariffa). Riepilogando, per quanto concerne i contatori veri e propri, si individuano 2 tipi di criticità:
• probabile sostituzione dei contatori posati in campo prima del 2000 (circa, con qualche eccezione), in quanto non dotati delle necessarie predisposizioni in termini di emettitori di impulsi e di prese di p e T;
• adeguamento tecnologico dei contatori installati nei primi anni del 2000 (ancora legalizzati con bollo CEE), per “accessoriare” le esistenti predisposizioni (emettitore di impulsi e/o prese di p e T) tramite opportuni “kit” di installazione già presenti sul mercato.
12
Anigas Assogas
3.2 Unità integrata: modulo “convertitore di volume” + modulo “registratore dati” Tale unità integrata viene solitamente prevista nella zona pericolosa: in tal caso il “correttore elettronico + data logger” sono assemblati in un contenitore unico (cassa), con omologazione di sicurezza intrinseca Exi (approvazione ATEX: zona 1, EEx ia IIC T4). Il modulo “convertitore di volumi + data logger” è in genere alimentato a batteria; il modulo riceve dal contatore gli impulsi (solitamente a bassa frequenza) corrispondenti al volume di gas misurato alle condizioni di esercizio, misura la pressione e la temperatura di esercizio del gas, calcola il coefficiente di comprimibilità e il fattore di conversione. Utilizzando questi dati iniziali, è possibile calcolare i volumi di gas alle condizioni standard, i valori di portata alle condizioni standard e i valori di portata alle condizioni di esercizio. Tale modulo è solitamente munito di una serie di porte di comunicazione (ad es. interfaccia seriale RS-232/485 per la comunicazione con il modem o “comunicatore”, ed interfaccia ottica per comunicazione in locale con dispositivo palmare) e predisposto ad operare con una serie di protocolli (standard) di comunicazione (ad es, PSTN, TCP/IP, IEC 62056, Modbus, ecc.). I convertitori di attuale fabbricazione, nati sulla spinta delle specifiche della delibera 155/08, in genere sono muniti di marchio di legalizzazione MID (CE). Alcuni modelli di “convertitori + data logger” di fabbricazione precedente (bollati CEE) possono essere aggiornati (tramite opportuno “revamping” o “upgrading”) e resi conformi ai requisiti della delibera ARG 155/08. Tale soluzione di aggiornamento tecnologico viene informalmente denominata con l’appellativo “il salva-correttore”. Tale situazione riguarda piccole e marginali percentuali (circa il 5%) dei correttori di volumi installati. Occorre tuttavia far notare che la possibilità di aggiornamento (o revamping) dei convertitori di volume installati prima del 2008 (entrata in vigore della delibera ARG 155/08) è da valutare attentamente, in quanto detto aggiornamento non sempre è tecnicamente possibile o valido (alcuni Costruttori non aggiornano convertitori antecedenti una certa data, ad es. 2006, oppure la soluzione tecnica di aggiornamento è di discutibile affidabilità) ne’ economicamente vantaggioso (talvolta il costo del revamping è superiore al costo della sostituzione totale con un correttore marchiato MID e conforme alla 155/08). Resta da segnalare la discrezionalità dell’interpretazione dell’ufficiale metrico nel riconoscere conforme una installazione del GdM in cui un contatore
13
Anigas Assogas
bollato CEE (con il problema prima esposto dell’emettitore di impulsi) è connesso ad un convertitore di volume anch’esso bollato CEE. Potrebbe essere largamente diffusa sul territorio nazionale la situazione di contatori bollati CEE (ancora in buona efficienza e con pochi mesi/anni di esercizio) collegati a “convertitoti-data logger” con marchio MID (acquistati di recente sulla base della delibera ARG 155/08). Per tale situazione resta la libera interpretazione da parte degli addetti alla metrologia legale circa l’emettitore di impulsi. Nessun problema, ovviamente, per i dispositivi metrici di recente fabbricazione (modulo “contatore” e modulo “convertitore-data logger”), entrambi muniti di marchio MID/CE.
14
Anigas Assogas
3.3 Unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”) Il comunicatore è sostanzialmente un modem per la comunicazione remota, in genere alimentato a batteria, denominato anche “GSM/GPRS smart modem”. Nelle attuali versioni commerciali, il comunicatore utilizza in modalità “punto-punto”, la piattaforma trasmissiva GSM/GPRS, gestendo sia comunicazioni dati, che comunicazioni mediante SMS. Da remoto è possibile effettuare le letture dei dati rilevanti ai fini della fatturazione, i dati di processo e di esercizio, degli archivi presenti in memoria. Inoltre è possibile l’invio di comandi per l’attivazione di specifiche procedure e l’aggiornamento del software del comunicatore. Per quanto concerne i protocolli di comunicazione, le già citate norme della famiglia UNI TS 11291-x, prevedono diversi standard:
• lo standard di comunicazione CTE (UNI TS 11291-2), poco/per nulla utilizzato nelle attuali realizzazioni commerciali per GdM>G40;
• lo standard di comunicazione CTR (UNI TS 11291-3, norma questa già pubblicata ma soggetta a revisione e perfezionamento con data di ri- pubblicazione nel 2011);
• lo standard di comunicazione DLMS/COSEM (UNI TS 11291-4). Ci sono Costruttori Metrici che hanno optato per uno standard, piuttosto che per un altro. In sintesi, l’alternativa è tra lo standard CTR e quello DLMS/COSEM. Ci sono anche Costruttori Metrici che hanno implementato il firmware del comunicatore da loro prodotto con entrambi gli standard (CTR e DLMS), lasciando l’opzione di scelta al cliente-distributore di gas. Sia per il protocollo di comunicazione CTR che per il DLMS/COSEM si riscontrano problemi operativi di gestione, dovuti alla ancora non completa “stabilità”, ossia alle continue e successive realizzazioni (release) che di questi protocolli vengono introdotte annualmente. Ciò obbliga a continui aggiornamenti del firmware (download ed reinstallazioni) sui dispositivi di campo (GdM), che se si effettuano da remoto contribuiscono al consumo delle batterie (se si effettuano in loco hanno costi gestionali significativi). La scelta normativa di orientare i Costruttori verso i suddetti protocolli di comunicazione (oltre a rispondere ai requisiti imposti dalla Delibera ARG 155/08 in termini di “data-set” minimo) comporta anche delle ricadute e/o limitazioni nel caso di future implementazioni del sistema di telelettura (maggior flusso dati dal contatore verso il SAC), così come nei confronti dell’aggiornamento SW dal centro (tempi e modalità del download).
15
Anigas Assogas
Il comunicatore viene tipicamente installato in zona sicura (approvazione ATEX: II (1) G [ Ex ia ] II C). I comunicatori ad oggi presenti sul mercato si basano sulla modalità di comunicazione “punto-punto”, mediante la piattaforma GSM/GPRS. Non risultano attualmente diffusi sul mercato comunicatori basati su modem utilizzanti le tecnologie UMTS o EDGE (più evolute e più performanti rispetto allo standard GPRS). Il grosso vantaggio del GPRS, direttamente connesso al suo legame con la rete GSM, è l’estensione della copertura (ad oggi molto vasta rispetto al territorio nazionale, ancorché non puntuale), mentre come limite si annovera soprattutto la velocità di scambio dati, che pur potendo raggiungere il livello teorico di 170 kb/s, difficilmente supera i 30 – 60 kb/s (ovvero i limiti di una comune connessione cablata via modem analogico); anche la latenza non è comparabile a quella delle connessioni fisse, con ping che spesso raggiunge e supera 1 secondo. Tale scelta “obbligata” verso la tecnologia GSM-SMS, al di la’ di ogni valutazione comparativa in termini economici, pone alcune criticità tecniche: (1) la verifica della effettiva copertura capillare territoriale da parte di uno o più provider di telefonia mobile (necessità di acquistare SIM di diversi operatori telefonici per migliorare, tramite il roaming, la garanzia di trasmissione del segnale); (2) la gestione operativa di un numero elevato di SIM telefoniche (non necessariamente di uno stesso operatore telefonico), tipicamente necessita anche la formalizzazione di un accordo con l’operatore telefonico per avere un centro servizi; (3) la mancanza di una modalità di comunicazione alternativa in caso di scarsa copertura di segnale GSM comporta la necessità di ricorre a soluzioni “fuori standard” (installazione di ripetitori GSM o di antenne esterne). I moduli “comunicatore” ad oggi disponibili sul mercato in risposta ai requisiti introdotti dalla delibera ARG 155/08 non sono muniti di alcun bollo/marchio metrico, in quanto non essendo strumenti di misura -ma solo dei dispositivi di mera trasmissione a distanza del dato metrico- sono stati ritenuti dai Costruttori Metrici, almeno fino ad oggi, fuori dalla legalizzazione prevista dalla metrologia legale. In altre parole, il dato di misura viene generato nel modulo “contatore”, viene corretto nel modulo “convertitore di volumi” (fin qui la necessità del bollo /marchio di legalizzazione a tutela della fede pubblica in una transazione commerciale) e infine viene trasmesso a distanza dal modulo “comunicatore”. Anche questo caso si presta ad una libera interpretazione da parte degli operatori della metrologia legale (ispettori metrici provinciali): infatti non esiste ad oggi una adeguata e formale certificazione che il modulo “comunicatore” non alteri o interferisca con la veridicità (affidabilità) del dato
16
Anigas Assogas
di misura vero e proprio e quindi che la “catena di tutela della fede pubblica” venga interrotta o meno tra il GdM e il SAC. Tale considerazione apre ad un ulteriore dubbio: se il dato teletrasmesso a distanza dal “comunicatore” possa essere utilizzato “direttamente” dal sistema centrale per la fatturazione (inserito in bolletta) al cliente finale, oppure (in caso di interpretazione restrittiva) se la telelettura debba essere vista come una “stima” del consumo presunto del cliente finale (misura ad uso di “processo”), rendendo necessaria una anacronistica e per certi versi paradossale (vanificando in parte i benefici del sistema di telelettura e modificando in maniera rilevante il connesso business-plan) “lettura di conguaglio manuale” (ad uso fiscale) presa sul display del correttore di volumi marchiato MID/CE. Da attendibili notizie di mercato a livello europeo, risulta che i principali Costruttori Metrici si stiano attrezzando per nuove produzioni (disponibili nel breve periodo, 2011-2012), per le quali i moduli godono in di una migliore integrazione tra loro e siano tutti sotto “copertura” della legalizzazione del marchio MID/CE. Infatti sembra che i nuovi prodotti denominati “compatti”, invece che composti dagli attuali 3 moduli, siano costituiti solo da 2 moduli (contatore a rotoidi o a turbina integrato con il convertitore di volumi + modulo comunicatore) o addirittura da un unico modulo integrato (contatore a membrana + convertitore di volumi + comunicatore).
17
Anigas Assogas
3.4 Interoperabilità e intercambiabilità dei moduli di un GdL>G40 Numerose sono le definizioni che possono essere associate al concetto di “interoperabilità” (interoperability). In termini generali, l'interoperabilità è la capacità di un prodotto o di un sistema - la cui interfaccia è completamente dichiarata, quindi senza parti di codice celato - di interagire e funzionare con altri prodotti o sistemi, esistenti o ancora in divenire, senza alcuna restrizione per l'accesso o le implementazioni. Esiste una leggera variante della definizione di interoperabilità, centrata sul ruolo dell’utilizzatore: “interoperability is the ability of a system or a product to work with other systems or products without special effort on the part of the customer”. Un’ulteriore definizione di interoperabilità è fornita da IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers): “the ability of two or more systems or components to exchange information and to use the information that has been exchanged”. L’interoperabilità tra i moduli di un GdM>G40, quindi, si fonda sull’impiego di protocolli standard o interfacce standard (protocolli aperti o open protocol). La Commissione Europea ha rilasciato il Mandato M/441 (Open architecture for utility meters involving communication protocols enabling interoperability) che è stato accettato dal CEN nel maggio del 2009 (successivamente all’emanazione della delibera ARG 155/08). E’ stato anche costituito un “gruppo di coordinamento “ internazionale denominato SMCG (Smart Meters Coordination Group) che opera in stretta connessione con la Commissione Europea. Il Mandato M/441 richiede con chiarezza le specifiche di una infrastruttura interoperabile, al fine di supportare comunicazioni sicure e bi-direzionali: “dal contatore verso il SAC e viceversa (upstream)” e “dal contatore a valle (downstream)”, verso sistemi domotici integrati. Le comunicazioni di tipo upstream, ossia dal contatore verso il centro (SAC: Sistema di Acquisizione Centrale), devono quindi essere supportate dal contatore stesso. Nel caso dei GdM >G40 non sono previste, al momento, comunicazioni di tipo downstream. Al fine di ottenere una completa interoperabilità (full interoperability) conforme ai requisiti del Mandato M/441 (e quindi conforme al livello 3 della pila ISO/OSI, Open Systems Interconnection), le interfacce standard aperte devono essere definite per tutti i 7 livelli dello “stack” dei protocolli di rete OSI, sia nella comunicazione di tipo upstream che di tipo downstream.
18
Anigas Assogas
Il mandato di standardizzazione M/441è attualmente in corso di attuazione, coinvolgendo ETSI, CEN e CENELEC. Il risultato finale è quello di specificare uno standard di comunicazione specifico per le funzioni di “smart metering”, definendo architetture e protocolli tali da rendere effettiva la completa interoperabilità. Si attendono i risultati finali del mandato M/441, prevedibilmente entro la fine del 2011. I GdM>G40 attualmente sul mercato non possono quindi fregiarsi pienamente dell’attributo di interoperabilità; così come anche per quanto riguarda la intercambiabilità tra moduli prodotti da diversi Costruttori Metrici (correttore + comunicatore) questa possibilità va analizzata di volta in volta, valutando in merito al fatto che i moduli condividano lo stesso protocollo di comunicazione (CTR oppure DLMS), oppure no. Tale limitata intercambiabilità (o se si vuol dire “imperfetta interoperabilità”) pone, ovviamente, anche problemi di operatività gestionale nel caso di cambio di distributore (scadenza di concessione) su un determinato territorio: non è infatti detto che il subentrante distributore su quel territorio sia attrezzato a teleleggere i GdM>G40 con lo standard di comunicazione installato. La scelta del protocollo di comunicazione ha influenza anche sul SAC: un SAC flessibile di proprietà del distributore gas (di dimensioni rilevanti) dovrebbe infatti essere implementato per poter dialogare con apparati di campo utilizzanti entrambi i protocolli (CTR oppure DLMS); un distributore gas di taglia medio-piccola, invece, probabilmente si affiderà ad un SAC gestito da un Costruttore Metrico, il quale ne certificherà l’aderenza alla metrologia legale (e quindi la sua affidabilità) e provvederà a rendere fruibile al distributore stesso i dati di telelettura tramite internet (web).
19
Anigas Assogas
3.5 Sicurezza 3.5.1 Premessa Il problema “sicurezza” è molto vasto, in quanto implica i livelli di protezione HW e SW, l’integrità dei dati trasmessi e anche alcuni aspetti di riservatezza (tutela della privacy). Per i GdM>G40 (che utilizzano le reti di telefonia mobili esistenti sul territorio) l’integrità e la tutela del trasporto dei dati è in genere assicurata anche dall’operatore di telefonia mobile. Un ulteriore approccio di tipo “generale” alla sicurezza delle trasmissioni GSM/GPRS è rappresentato dalla cosiddetta “white list” che vincola ogni specifica SIM utilizzata per comunicazioni M2M (machine-to-machine) ad un determinato set di numeri “autenticati”, rendendo quindi la SIM non utilizzabile per fini impropri. I GdM>G40 comunicano con il SAC in modalità “punto-punto” e sono suddivisi in apparati semplici (classe A con 1 profilo d’accesso) ed in apparati più evoluti (classe B e C che possono gestire fino a 5 profili d’accesso). Per ogni profilo d’accesso deve essere prevista una chiave di cifratura e la possibilità di gestire fino a 10 differenti operatori (a ciascuno dei quali fornire username e password per l’identificazione e l’autenticazione dell’operatore stesso). Le comunicazioni tra i GdM e il sistema centrale SAC devono soddisfare il paradigma della sicurezza:
• confidenzialità dei dati • integrità delle fonti • disponibilità dei servizi.
I protocolli utilizzati quindi devono essere implementati in maniera tale da prevedere strumenti per l’identificazione dell’integrità dei messaggi, la cifratura dei messaggi (quelli che trasportano dati rilevanti per la confidenzialità e per la funzionalità del GdM), l’autenticazione del mittente. 3.5.2 Sicurezza fisica Il GdM>G40 è un oggetto sostanzialmente molto poco presidiato (o impresidiato): normalmente durante la sua vita operativa non sono previste verifiche periodiche di integrità HW e SW. La durata (vita) della batteria (teoricamente anche di 5-7 anni) e le verifiche periodiche del PdR previste dalla metrologia legale sono tali che il GdM può rimanere impresidiato o non controllato “a vista” per consistenti periodi di tempo (dopo l’installazione iniziale).
20
Anigas Assogas
Una prima protezione fisica contro attacchi fraudolenti diretti (manomissioni HW/SW/dati, furto chiavi crittografiche, ecc.) del GdM è quindi di tipo fisico, affidata cioè a chiusure dei componenti sensibili (schede, elettroniche, CPU, porte I/O, modulo radio, cablaggi tra i moduli) tramite coperchi/calotte/sportelli/contenitori muniti di opportuni sigilli. 3.5.3 Gestione e protezione della batteria La presenza di una batteria di alimentazione (eventualmente sostituibile) costituisce una vulnerabilità potenziale: ad esempio il suo furto ha per effetto quello di un attacco DOS, oltre al danno economico/materiale. E’ quindi fondamentale che i GdM alimentati a batteria contengano al massimo i consumi di energia, prescrivendo:
• schemi di comunicazione a finestre • efficienza dei protocolli di comunicazione in uso (evitando la
“verbosità”). Al di là della definizione del segnale di “allarme batteria” (al 10% dell’autonomia residua) e di “punto critico” (valore di autonomia residua inferiore al 10% al di sotto del quale il GdM non è in grado di garantire le sue funzionalità), nel caso di batteria sostituibile il necessario coperchio di protezione del vano alloggiamento deve preveder un sigillo di garanzia; inoltre il GdM deve essere in grado di memorizzare, nel registro eventi non cancellabile, la sostituzione della batteria insieme alla data/orario dell’esecuzione dell’intervento. 3.5.4 Cifratura ed autenticazione L’algoritmo di cifratura utilizzato dai GdM>G40 che comunicano in modalità “punto-punto” con il SAC deve essere basato sull’AES 128 (riferimento standard RCF 3394). Le tipiche chiavi di cifratura “simmetriche” (uguali sia per il mittente che per il destinatario) dell’AES 128 sono:
• chiave di fabbrica (Kf) • chiave di esercizio (Kc) • chiave temporanea (Kt, per le comunicazioni locali in fase di
installazione/manutenzione). Per prevedere un funzionamento ordinato ed affidabile dei GdM anche in relazione al cambio di concessione (distributore/venditore gas), occorre prevedere un identificativo unico universale ID. La chiave di fabbrica, Kf, dovrà essere modificata ad ogni cambio di distributore in occasione della scadenza della concessione. Particolare cura dovrà essere posta al problema dell’integrità, disponibilità e segretezza delle chiavi crittografiche di ciascun GdM, dato che detti passaggi di concessione avvengono tra figure concorrenti sul mercato.
21
Anigas Assogas
Tutte le comunicazioni col SAC devono sempre essere cifrate ed autenticate con chiave Kc. Poiché le chiavi di cifratura sono modificabili, si pone il problema del “master of keys”: chi debba essere tale soggetto e con quali regole esso debba operare (non può essere il costruttore/fabbricante metrico né può essere il distributore). Un ulteriore punto delicato è rappresentato dalle procedure per le sessioni di “download da remoto del SW”: occorre generare/predisporre, tramite opportuno master, delle apposite chiavi di cifratura temporanee (volatile, modificabile, sovrascrivibile, per le fasi di installazione e manutenzione) identiche per tutti i GdM sui quali effettuare il download, da configurare su ciascun GdM interessato mediante un “messaggio di esercizio”.
22
Anigas Assogas
4. La situazione in merito ai Gruppi di Misura compresi nell’intervallo: da G16 (25 m3/h) fino a G40 (65 m3/h) [inclusi gli estremi dell’intervallo] Il crono-programma originario della “messa in servizio dei GdM” introdotto dalla delibera ARG 155/08 prevede che il 100% (in Italia stimato pari a 335.751 punti di misura o GdM) di questo campo di taglie di gruppi di misura si adegui alle specifiche introdotte dalla 155/08 entro il 31 dicembre 2011. Com’è noto il GdM di questo “range” di taglie è composto da 3 elementi fondamentali (cfr. UNI TS 11291-5):
• il contatore vero e proprio (gas meter); • una unità integrata contenente il modulo “convertitore di volume” ed il
modulo “registratore dati” (o data logger); • una unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”), per la
telelettura dei consumi. In un futuro prossimo (2011-2012), secondo quanto raccolto dalle anticipazioni di mercato di alcuni autorevoli Costruttori Metrici, è possibile che un GdM nella fascia G16-G40 sia costituito da un’unica unità (denominato “contatore compatto”) in cui sono integrati i vari moduli (un unico “meter case” nel quale vengono alloggiati il contatore vero e proprio, il modulo convertitore, quello comunicatore e le relative batterie intercambiabili). Tale nuovo tipo di “GdM integrato/compatto” sarà costruito e omologato con marcatura CE/MID. Tipicamente i GdM appartenenti a questa classe sono di 3 taglie (meter-size):
Taglia contatore gas Portata massima Qmax [m3/h] G16 25 G25 40 G40 65
23
Anigas Assogas
4.1 Il contatore del gas (gas meter) Le tecnologie di misura attualmente installate in Italia per questo tipo di classe (taglia) di GdM, sono di tipo “tradizionale” (misuratori meccanici):
a) misuratori volumetrici a membrana (o a parete deformabile), b) misuratori volumetrici a pistoni rotanti (o a rotoidi),
Tra le due suddette tecnologie di misura tradizionali, quella prevalente per numero di installazioni, è sicuramente la prima (a). Per quanto concerne le problematiche inerenti le sonde di p e T, l’emettitore di impulsi e gli aspetti di metrologia legale, si rimanda, per analogia, al paragrafo 3 (GdM > G40). 4.1.1 Misuratori di gas di tipo innovativo Per i GdM nella fascia G16 – G40, occorre introdurre un cenno sulle tecnologie di misura del gas denominate “innovative”, in quanto basate su principi di funzionamento (di misura) “non tradizionali”. Le tecnologie di misura “innovative”, sebbene conosciute e consolidate da tempo (sin dagli anni ’80) nel campo delle misure industriali (o di processo), sono ancora relativamente poco diffuse nel mondo del gas. Attualmente, i misuratori innovativi di gas sono in una fase di relativamente recente estensione applicativa e di accreditamento anche nel settore delle misure fiscali di gas naturale (per le quali, è ovvio, la tecnologia di misura, anche se matura, deve essere sottoposta alla procedura di omologazione, attraverso l’apposizione del marchio metrologico MID/CE). E’ auspicabile che il naturale processo di consolidamento tecnologico (ogni tecnologia di misura applicata ad un “nuovo” campo di applicazione necessita di un certo periodo di tempo per l’ottenimento delle richieste certificazioni/omologazioni e per le conseguenti valutazioni di affidabilità metrologica a lungo termine) si completi in tempi brevi e che anche nelle misure di gas naturale si diffondano sul mercato affidabili ed evolute tecnologie innovative. In generale, le nuove tecniche di misura che si stanno affermando nell’industria del gas naturale sono prevalentemente basate su un principio di funzionamento di tipo “statico”, ovvero senza parti meccaniche in movimento. Una tecnologia di misura statica, rispetto a quella dinamica, presenta indubbi vantaggi potenziali tra cui: (1) ridotta o assente usura dei componenti (minore manutenzione), (2) minore interazione fluidodinamica
24
Anigas Assogas
tra meter e fluido (gas), e quindi minori perdite di carico; (3) minor ingombro (se confrontato con i misuratori meccanici tradizionali); (4) maggior uso di “elettronica” (tecnologie ICT) e quindi maggiori importanti funzioni complementari (diagnostica, mano-termo-compensazione, data logging, trasmissione a distanza, ecc.) migliorative della qualità generale del sistema di misura. Le nuove e maggiormente consolidate tecnologie statiche per la misura del gas naturale in applicazioni “light industrial and commercial sites”, sono:
1. misuratori di portata volumetrica ad ultrasuoni (time-of-flight ultrasonic meters): sono quelli maggiormente affermati nel settore gas naturale, in uso da anni nel settore delle misure fiscali (custody transfer metering). Inizialmente (negli anni ’90) i misuratori ad ultrasuoni nel gas sono stati utilizzati prevalentemente nelle tubazioni di elevato diametro (pipeline), ad esempio nelle misure di gas per le transazioni commerciali trans-frontaliere. Negli ultimi 10-15 anni i Costruttori Metrici si sono specializzati nella realizzazione di misuratori di taglie via via più piccole (ad oggi fino ad arrivare ai contatori del tipo G4-G6) con costi di mercato più accessibili. Grazie alla loro evoluta tecnologia di misura (oggi si è alla 4 o 5 generazione di trasduttori di portata volumetrica, con elettronica digitale e configurazione “smart”) questi misuratori sono tra i più versatili e performanti grazie alla loro possibilità di implementare la tecnica di misura con più coppie di trasduttori, ossia con i trasduttori multi-corda o multi-tragitto (multi-path chordal design); in genere le versioni a 2-4 coppie di trasduttori consentono di realizzare buone funzioni di diagnostica, buona accuratezza di misura, stabilità e bassi costi operativi (bassa manutenzione, basse perdite di carico) in applicazioni fiscali di gas (gas fiscal flow measurement);
2. misuratori massici termici (thermal mass flowmeters o thermal
dispersion technology): questi misuratori, ideati sin dagli anni ’80 per le misure di processo (ad esempio nel settore chimico e petrochimico), utilizzano la relazione tra il flusso di gas e l’effetto di raffreddamento prodotto su un riscaldatore, per misurare la portata massica di un fluido. Basati su un principio di misura statico e poco invasivo, i misuratori a dispersione termica mostrano il loro principale limite in merito alla variabilità, nelle condizioni di misura, del calore specifico a pressione costante del gas (dovuto alla variabilità delle condizioni termodinamiche di misura e alla variabilità della composizione percentuale del gas di misura). Per tale motivo, i misuratori massici termici in letteratura internazionale venivano anche denominati “not-true-mass flowmeters”, evidenziando con tale dicitura il suddetto limite alla loro applicabilità a flussi gassosi con condizioni
25
Anigas Assogas
termodinamiche molto variabili oppure a flussi gassosi a composizione variabile (come ad esempio la miscela del gas naturale). Tali problematiche, con possibili riflessi sulla stabilità delle prestazioni di misura, sono state affrontate nel tempo e in parte sono tuttora oggetto di studi ed implementazioni nei modelli in commercio. Un altro limite potenziale è rappresentato dalla possibilità di “contaminazione” del sensore di flusso (solitamente il chip viene denominato micro-thermal mass flow-sensors), dovuta ai depositi che il gas può lasciare sul chip di misura e che ne può modificare il comportamento nel tempo. Solitamente i thermal mass flowmeters, per piccole taglie, vengono realizzati nella configurazione “a by-pass capillare”, nella quale occorre realizzare una duplice condizione di flusso laminare (sia nel condotto principale che in quello secondario); tale condizione fluidodinamica di solito viene attuata tramite un elemento laminarizzatore che però ha il limite di introdurre una ulteriore perdita di carico. La tecnologia di misura, ancorché potenzialmente promettente, appare oggi meno “matura” e stabilizzata rispetto alla tecnica precedente. Soprattutto nelle versioni di piccola taglia (apparse molto recentemente sul mercato) le valutazioni di ripetibilità e di affidabilità metrologica nel tempo (long-term reliability) sono ancora poco note e relativamente pochi studi ed analisi prestazionali indipendenti sono disponibili in letteratura tecnica. Infine, c’è da registrare una persistente (ultra-decennale) consuetudine nell’industria del gas di esprimere i consumi di gas in termini di volumi/portate volumetriche (semmai convertiti in condizioni termodinamiche standard). Sebbene dal punto di vista teorico i misuratori massici di gas rappresentano sicuramente un approccio corretto ed auspicabile (la massa come è noto, attraverso la conoscenza del potere calorifico, esprime meglio la quantità potenziale di energia termica sviluppabile da un combustibile), nella prassi operativa è stata registrata da parte degli addetti ai lavori una certa diffidenza nel loro impiego, tant’è che i Costruttori metrici spesso ricorrono –tramite conversioni- all’utilizzo sul display di unità volumetriche (m3 o m3/h) piuttosto che delle native unità massiche (kg, kg/h);
3. misuratori di portata volumetrica ad oscillazione fluidica (fluidic
oscillation meters, based on Coanda effect): si basano sullo sfruttamento di un particolare effetto fluidodinamico (denominato “effetto Coanda”) prodotto in un’opportuna camera di misura; sono di costruzione robusta (metodo statico), sicura e richiedono bassa manutenzione; dotati di una evoluta elettronica di controllo, vengono utilizzati in alternativa ai tradizionali misuratori volumetrici a pistoni rotanti, nei casi in cui si vuole garantire la continuità del flusso di gas in ogni condizione. Ancorché studiati e prodotti sin dalla metà degli anni ’90, i misuratori fluidodinamici per gas ancora non hanno
26
Anigas Assogas
raggiunto particolari livelli di penetrazione commerciale nel settore del gas (sono in uso prevalentemente nel mercato nord-americano).
* * *
I misuratori di gas di tipo innovativo nel range di calibri [G16 – G40] attualmente in commercio nella UE (muniti di marchio MID) si riducono alla sola tecnologia dei:
• misuratori ad ultrasuoni. Esistono in commercio misuratori ad ultrasuoni prodotti da Costruttori Metrici internazionali sia nel campo di taglie da G10 a G16 (fino a 25 m3/h), sia nel campo dei cosiddetti contatori “mass market smart gas meters” (G4 e G6). In particolare c’è da osservare che in quest’ultimo campo (misuratori residenziali) i misuratori ad ultrasuoni sono (al momento in cui viene redatta la presente relazione) tra i pochi misuratori in commercio (dal 2009-2010), basati su tecnologie innovative, che soddisfano molti dei requisiti tecnici introdotti dalla delibera ARG 155/08. Sebbene al momento in Italia non si registrano significative installazioni (e messe in servizio) di misuratori massici termici, non è da escludersi che a breve siano disponibili, per questo intervallo di calibri, sul mercato UE anche misuratori massici termici (fino a G25). Nei mercati asiatici esistono installazioni di misuratori massici termici fino al calibro G100 (dell’ordine di qualche decina di migliaia di pezzi). 4.2 Unità integrata: modulo “convertitore di volume” + modulo “registratore dati” Per le considerazioni di carattere generale, si rimanda a quanto già esposto nel paragrafo 3 (GdM >G40). C’è da registrare un movimento di pensiero (circolato prevalentemente in alcune associazioni di categoria e in ambienti normativi) per il quale sarebbe auspicabile un ripensamento dei “cluster” di GdM in funzione delle taglie, anche per alleggerire i relativi costi connessi all’adeguamento tecnologico (impiego del correttore di volumi “PTZ”). Tale movimento di pensiero vedrebbe opportuno:
a. spostare i GdM di taglia G40 (portata fino a 65m3/h) nella fascia superiore di GdM (che diventerebbe quindi GdM≥ G40, con portate ≥ 65m3/h),
b. accorpare nella fascia intermedia i GdM da G10 a G25 (vista la stretta analogia costruttiva degli attuali GdM G10 e G16).
27
Anigas Assogas
Tali soluzioni appaiono in qualche modo già configurarsi, vista la norma elaborata da CIG: UNI/TS 11291-5:2010 – “Sistemi di misurazione del gas - Dispositivi di misurazione del gas su base oraria - Parte 5: Requisiti per gruppi di misura con portata da 16 m3/h fino a 65 m3/h (contatore =G10 e =G40)” In particolare, tale soluzione potrebbe portare ad una proposta di modifica e di semplificazione rispetto a quanto inizialmente previsto dalla delibera 155/08: prevedere per i G10 e i G16 la sola “conversione-T” (vedasi norma UNI EN 12405:2007), in quanto il costo della sonda di p è quello che fa lievitare sensibilmente il costo del convertitore di volume (PTZ). 4.3 Unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”) Per le considerazioni di carattere generale, si rimanda a quanto già esposto nel paragrafo 3 (GdM >G40). Per quanto riguarda le modalità di comunicazione, anche in questo caso il comunicatore può utilizzare una duplice modalità, a seconda dell’architettura di comunicazione prescelta (Figura 1, norma UNI TS 11291-1):
• modalità “punto-punto” (PP4), Figura 1, attraverso la piattaforma trasmissiva GSM/GPRS, gestendo sia comunicazioni dati, che comunicazioni mediante SMS. Da remoto è possibile effettuare le letture dei dati rilevanti ai fini della fatturazione, i dati di processo e di esercizio, degli archivi presenti in memoria. Inoltre è possibile l’invio di comandi per l’attivazione di specifiche procedure e l’aggiornamento del software del comunicatore;
• modalità “punto-multipunto” (PM1), Figura 1, nel caso di
impiego di apparati intermedi nella rete di comunicazione (ripetitori, concentratori, traslatori, ecc.).
Nel breve periodo, viste anche le indeterminazioni persistenti circa la definizione della modalità PM1, è molto probabile che le installazioni e le messe in esercizio saranno effettuate nella modalità “punto-punto” (PP4), in analogia a quanto già previsto per i GdM>G40. Per quanto concerne i protocolli di comunicazione, si ribadisce quanto già detto nel paragrafo 3, ovvero la coesistenza di 3 potenziali diversi standard:
• lo standard di comunicazione CTE (UNI TS 11291-2), poco/per nulla utilizzato nelle attuali realizzazioni commerciali per GdM≤G40;
28
Anigas Assogas
• lo standard di comunicazione CTR (UNI TS 11291-3, norma questa già pubblicata ma soggetta a revisione e perfezionamento con data di prossima pubblicazione gennaio 2011);
• lo standard di comunicazione DLMS/COSEM (UNI TS 11291-4). Ci sono Costruttori Metrici che hanno optato per uno standard, piuttosto che per un altro. In sintesi, l’alternativa è tra lo standard CTR e quello DLMS/COSEM. Ci sono anche Costruttori Metrici che hanno implementato il firmware del comunicatore da loro prodotto con entrambi gli standard (CTR e DLMS), lasciando l’opzione di scelta al cliente-distributore di gas.
Figura 1 – Architetture di sistema e modalità di colloquio tra i GdM e il SAC (dalla norma UNI TS 11291-1).
29
Anigas Assogas
4.4 Interoperabilità e intercambiabilità dei moduli Per le considerazioni di carattere generale, si rimanda a quanto già esposto nel paragrafo 3 (GdM >G40). 4.5 Sicurezza Per le considerazioni di carattere generale, si rimanda a quanto già esposto nel paragrafo 3 (GdM >G40).
30
Anigas Assogas
5. La situazione in merito ai Gruppi di Misura compresi nell’intervallo: maggiori di G6 e minori di G16 (G10) In Italia sono stati stimati circa 109.010 GdM appartenenti a questa fascia di calibri. Il crono-programma originario della “messa in servizio dei GdM” introdotto dalla delibera ARG 155/08 prevede che il 30% (in Italia stimato pari a 32.703 punti di misura o GdM) dei gruppi di misura G10 (portata massima 16 m3/h) si adegui alle specifiche introdotte dalla 155/08 entro il 31 dicembre 2011; il 100% degli adeguamenti previsti per questa categoria di GdM (G10) si dovrebbe raggiungere entro il 31.12.2012 (ulteriori 76.307 GdM). Com’è noto il GdM è composto da 3 elementi fondamentali (cfr. UNI TS 11291-5):
• il contatore vero e proprio (gas meter); • una unità integrata contenente il modulo “convertitore di volume” ed il
modulo “registratore dati” (o data logger); • una unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”), per la
telelettura dei consumi. Nel seguito verranno analizzati singolarmente gli aspetti tecnici, e le relative problematiche, inerenti ogni singola unità. 5.1 Il contatore del gas (gas meter) Tre sono le tecnologie di misura in uso per questo tipo di classe (taglia G10) di GdM:
a) misuratori volumetrici a membrana (o a parete deformabile), b) misuratori volumetrici a pistoni rotanti (o a rotoidi), c) misuratori ad ultrasuoni (statici).
Le prime due tecnologie di misura (a , b) sono di tipo tradizionale (contatori meccanici). La terza tecnologia di misura è di tipo innovativo (misuratori elettronici). Tra le due suddette tecnologie di misura, quella prevalente per numero di installazioni, è sicuramente la prima (a). Sono ancora pochi i Costruttori Metrici, nel mercato mondiale, che hanno sviluppato misuratoti gas ad ultrasuoni di taglia G10 (Qmax=16 m3/h).
31
Anigas Assogas
Sebbene al momento non si registrano installazioni (e messe in servizio) di misuratori massici termici G10, non è da escludersi che a breve siano disponibili, per questi calibri, sul mercato UE anche misuratori massici termici. 5.2 Unità integrata: modulo “convertitore di volume” + modulo “registratore dati” Per le considerazioni di carattere generale, si rimanda a quanto già esposto nel paragrafo 3 (GdM >G40). 5.3 Unità di trasmissione dati al centro (“comunicatore”) Per le considerazioni di carattere generale, si rimanda a quanto già esposto nel paragrafo 3 (GdM >G40). Per quanto riguarda le modalità di comunicazione, anche in questo caso il comunicatore può utilizzare una duplice modalità seconda dell’architettura di comunicazione prescelta (Figura 1, paragrafo precedente):
• modalità “punto-punto” (PP4), attraverso la piattaforma trasmissiva GSM/GPRS, gestendo sia comunicazioni dati, che comunicazioni mediante SMS. Da remoto è possibile effettuare le letture dei dati rilevanti ai fini della fatturazione, i dati di processo e di esercizio, degli archivi presenti in memoria. Inoltre è possibile l’invio di comandi per l’attivazione di specifiche procedure e l’aggiornamento del software del comunicatore;
• modalità “punto-multipunto” (PM1), nel caso di impiego di
apparati intermedi nella rete di comunicazione (ripetitori, concentratori, traslatori, ecc.).
Nel breve periodo, viste anche le indeterminazioni persistenti circa la definizione della modalità PM1, è molto probabile che le installazioni e le messe in esercizio saranno effettuate nella modalità “punto-punto” (PP4), in analogia a quanto previsto per i GdM>G40. Per quanto concerne i protocolli di comunicazione, si ribadisce quanto già detto nel precedente paragrafo 3:
32
Anigas Assogas
• lo standard di comunicazione CTE (UNI TS 11291-2), poco/per nulla utilizzato nelle attuali realizzazioni commerciali per GdM>G40;
• lo standard di comunicazione CTR (UNI TS 11291-3, norma questa già pubblicata ma soggetta a revisione e perfezionamento con data di prossima pubblicazione gennaio 2011);
• lo standard di comunicazione DLMS/COSEM (UNI TS 11291-4). Ci sono Costruttori Metrici che hanno optato per uno standard, piuttosto che per un altro. In sintesi, l’alternativa è tra lo standard CTR e quello DLMS/COSEM. Ci sono anche Costruttori Metrici che hanno implementato il firmware del comunicatore da loro prodotto con entrambi gli standard (CTR e DLMS), lasciando l’opzione di scelta al cliente-distributore di gas. 5.4 Interoperabilità e intercambiabilità dei moduli Per le considerazioni di carattere generale, si rimanda a quanto già esposto nel paragrafo 3 (GdM >G40). 5.5 Sicurezza Per le considerazioni di carattere generale, si rimanda a quanto già esposto nel paragrafo 3 (GdM >G40).
33
Anigas Assogas
6. La situazione in merito ai Gruppi di Misura G4 e G6. Questa fascia di GdM è sicuramente la più “sensibile” per numerosità (misuratori “domestici” o mass market meters), per dimensioni economiche (investimenti connessi all’adeguamento ai requisiti della 155/08), e per impegno organizzativo-operativo (essendo questi contatori prevalentemente installati presso le utenze domestiche/residenziali). In Italia sono stati stimati, in totale, 21.291.833 GdM appartenenti a questa fascia di calibri (G4 e G6). Il crono-programma originario della “messa in servizio dei GdM” introdotto dalla delibera ARG 155/08 prevede un progressivo scaglionamento nel tempo delle messe in servizio fino a raggiungere l’80% dei GdM installati (17.033.466) entro il 2016: 5% del totale (pari a 1.064.592 GdM) entro il 31.12.2012 20% del totale (pari a 4.258.367 GdM) entro il 31.12.2013 40% del totale (pari a 8.516.733 GdM) entro il 31.12.2014 60% del totale (pari a 12.775.100 GdM) entro il 31.12.2015 80% del totale (pari a 17.033.466 GdM) entro il 31.12.2016 In questo caso, il GdM è costituito dal modulo “misura” (il contatore vero e proprio o gas meter), in cui viene rilevato il dato di consumo sulla base del principio fisico di misura utilizzato, e da ulteriori 4 moduli (valvola-compensazione volumi-registrazione volumi-comunicazione), eventualmente integrati fra loro (meglio se in un unico “apparato integrato”). Il GdM per portate inferiori a 10 m3/h (UNI/TS 11291-6:2010 – “Sistemi di misurazione del gas - Dispositivi di misurazione del gas su base oraria - Parte 6: Requisiti per gruppi di misura con portata minore di 10 m3/h”) deve realizzare le seguenti funzionalità:
• orologio/calendario (deriva max mensile ±5 minuti) • correzione di temperatura • registri totalizzatori del prelievo (fasce multi-orarie) • curva di prelievo (minimo giornaliera) • salvataggio registri totalizzatori • sicurezza dati prelievo • diagnostica • dispaly grafico (digitale) • aggiornamento SW • transazioni remote • elettrovalvola (max trafilamento 1 l/h)
34
Anigas Assogas
Lo spirito della delibera ARG 155/08 è quello di stimolare la produzione e la commercializzazione in Italia dei cosiddetti mass market smart meters, intendendo con questa definizione dei contatori tecnologicamente evoluti, di ultima generazione, muniti -indipendentemente dal principio fisico di misura utilizzato- di una sufficiente “intelligenza” (capacità di elaborazione, memorizzazione e trasmissione a distanza della misura). In altre parole, si tratta di misuratori che, all’interno del perimetro della metrologia legale (marchio MID/CE), utilizzano una adeguata componentistica elettronica a completamento dell’organo primario di misura. I nuovi contatori G4 e G6, quindi, rispondenti ai requisiti della delibera 155/08, potranno essere di 2 tipi, a seconda della “filosofia” scelta dal Costruttore Metrico:
a) implementazione dei tradizionali contatori meccanici (prevalentemente a parete deformabile o a membrana), integrando intorno al frutto di misura vero e proprio (elemento primario) tutti i componenti elettronici richiesti (microprocessore, clock, sonda di temperatura con relativa scheda di compensazione, memorie, modem, interfaccia di comunicazione locale, display grafico, incluso la valvola di intercettazione e la batteria) secondo i requisiti minimi di funzionalità precedentemente espressi;
b) implementazione di un misuratore basato su tecnica di misura
innovativa (statica), integrando un elemento primario di natura elettronica (segnale di misura elettrico, analogico o digitale) con la necessaria componentistica ICT (requisiti minimi di funzionalità), al fine di avere un misuratore evoluto, compatto ed economicamente sostenibile.
Non più, quindi, un contatore gas completamente meccanico, ma un GdM che, indipendentemente dal principio fisico di misura (che può essere ancora di tipo tradizionale o di tipo innovativo), utilizza in maniera integrata un modulo elettronico di “gestione della misura” (compensazione-registrazione-comunicazione), un moderno display grafico LCD (digitale) ed un organo di intercettazione (elettrovalvola). Un problema fondamentale per entrambe le tipologie di nuovi contatori G4/G6 conformi alla 155/08 è quello connesso alla durata della batteria di alimentazione (tipicamente le batterie al litio vantano “vite” variabili tra i 5 e i 10 anni a seconda del tipo di utilizzo). Per i contatori di tipo a) la batteria (integrata nel corpo del misuratore e sostituibile con relativa facilità) ha il ruolo di fornire energia solo per le funzioni accessorie alla misura (in quanto il gruppo di misura vero e proprio ha un funzionamento di tipo meccanico).
35
Anigas Assogas
Per i contatori di tipo b) la batteria (integrata nel corpo del misuratore e sostituibile con relativa facilità) tipicamente ha un consumo maggiore in quanto viene fornita energia elettrica non solo per le funzioni accessorie ma anche per il funzionamento stesso dell’elemento primario (di natura elettronica). Nel seguito verranno analizzati alcuni aspetti tecnici, e le relative criticità. 6.1 Il contatore del gas (gas meter) Quattro sono le tecnologie di misura in uso per questo tipo di classe (taglia G4 e G6) di GdM che, secondo la classificazione sopra riportata, si suddividono in:
a1) contatore volumetrico a membrana (o a parete deformabile), a2) contatore volumetrico a pistoni rotanti (o a rotoidi), b1) contatore ad ultrasuoni (statico), b2) contatore massici termici (statico).
Si prevede che le scelte dei Costruttori Metrici siano prevalentemente orientate verso la produzione di contatori di tipo a), ovverosia il principio fisico di misura utilizzato nei nuovi GdM G4 e G6 sia ancora sostanzialmente di tipo tradizionale, con una spiccata prevalenza della tecnologia volumetrica a membrana (o a parete deformabile). Esistono in commercio (specialmente nell’area dell’ex URSS e in parte del Nord-America) anche rari esempi di G4 e G6 a pistoni rotanti (a rotoidi) ma sono decisamente poco utilizzati. Sebbene vadano incoraggiate, più rare appaiono le scelte dei Fabbricanti Metrici orientate verso lo sviluppo di contatori di tipo b) (smart meters). Nel seguito verranno forniti alcuni elementi tecnici per meglio caratterizzare i contatori gas basati sull’impiego di “nuove tecnologie di misura” (statiche). 6.1.1 Misuratori ad ultrasuoni Come già detto nel paragrafo 4, esistono in commercio contatori “smart” del tipo ad ultrasuoni: tali GdM, di produzione europea e nipponica, rappresentano già una soluzione tecnica matura, potenzialmente implementabile per essere conforme ai requisiti della 155/08. A solo titolo di esempio si citano le caratteristiche salienti di un tipo misuratore smart ad ultrasuoni (ultrasonic electronic smart gasmeter) già in commercio con il marchio MID/CE:
36
Anigas Assogas
Esistono in commercio misuratori ad ultrasuoni con camera di misura (tubo di flusso) orizzontale o obliqua; analogamente esistono configurazioni con trasduttori a “Z” (direct mode) e a “V” (indirect mode). Negli anni i sistemi di controllo del modulo ad ultrasuoni è stato migliorato ed implementato, riducendo sensibilmente i consumi specifici di energia. A testimonianza della maturità tecnologica e costruttiva raggiunta dai misuratori ad ultrasuoni, anche nel campo delle misure di gas in applicazioni residenziali, si cita l’esistenza di una specifica norma europea di prodotto (UNI EN 14236:2007 “Misuratori di gas domestici ad ultrasuoni”). 6.1.2 Misuratori massici termici I contatori gas di tipo smart basati sulla tecnologia massica termica sono prevalentemente basati sull’impiago di un chip di misura (tecnologia a semiconduttore) che, inserito solitamente in un circuito capillare a by-pass, sfrutta lo scambio termico convettivo di un riscaldatore centrale posto tra due sonde di temperatura: dalla misura della differenza di temperatura (∆T) tra le due sonde si risale, attraverso opportuni algoritmi di compensazione, alla portata massica del gas effluente. Tale tecnologia massica è apparsa sul mercato europeo, applicata alle misure fiscali (bollo MID) di gas per uso domestico/residenziale, solo
• Ultrasonic (time-of-flight) measuring principle, offering - high accuracy – particularly at low flow rates; - insensibility for mounting direction; - reverse gas flow detection; - proven technology (> 2 million installed over 14 years); - no moving parts to wear or stop.
• Temperature Compensation capability • Built-in shut-off valve offering:
- remote disconnection; - leak detection; - safety interlock function to ensure safe valve opening; - pre-payment capabilities.
• Replaceable battery • M-Bus interface, wired or wireless, according to EN 13757
37
Anigas Assogas
recentemente (dal 2005), ancorché nel campo dell’industria di processo e per grossi calibri si registra il loro impiego già negli anni ’90. Sebbene esistono in commercio poche versioni di misuratori massici termici, all’atto della redazione della presente relazione non si registrano significative applicazioni/installazioni in Italia, ne’ sono disponibili in letteratura tecnica studi approfonditi di valutazione complessiva sul loro impiego nel campo delle misure domestiche di gas naturale. Come già accennato nel paragrafo 4, vi sono alcuni aspetti tecnici ancora dibattuti dalla comunità scientifica internazionale e oggetto di implementazioni da parte dei Costruttori Metrici:
• ancorché il principio di misura massico è intrinsecamente indipendente dalla pressione e dalla temperatura del fluido di misura, nelle equazioni basilari del metodo massico vi sono alcuni parametri fisici di fondamentale importanza (specificatamente il calore specifico cp e la conduttività termica λ del fluido), che dovrebbero essere perfettamente noti e costanti (per l’applicabilità stessa del metodo). Come è risaputo, sia cp che λ nel gas naturale dipendono dalla temperatura e dalla composizione volumetrica percentuale della miscela di gas. Il gas naturale distribuito all’utenza domestica è ben lontano dal potersi considerare a composizione costante. A tal proposito i Costruttori Metrici di questi strumenti di misura affermano di aver risolto tale problema tramite l’impiego di raffinati sistemi di compensazione (basati sul campionamento periodico di alcune variabili), sostenendo addirittura che, tramite una particolare sequenza di misura di λ, il misuratore è in grado di riconoscere il tipo di gas fluente e di adattarsi correttamente alla misura. Ancora manca una diffusa, ampia ed indipendente letteratura tecnica sull’argomento che ne certifichi l’affidabilità di misura nel tempo (possibilità di occlusione del filtro di ingresso, possibilità di occlusione del “pressure dropper”, possibilità di occlusione del circuito di “by-pass capillare”, perdite di carico, minima portata misurabile, ecc) ;
• il gas naturale distribuito all’utenza contiene al suo interno tracce di inevitabili impurità: queste, nel tempo, possono depositarsi sul suddetto “chip di misura” alterandone il comportamento. Anche in questo caso, mancano dati sperimentali indipendenti e letteratura scientifica che ne dimostrino l’effettiva indipendenza della misura da tale possibile effetto di “sporcamento” del sensore (si ricordi che la “vita” di un contatore G4/G6 con marchio MID, in metrologia legale, è di 15 anni);
• il principio di misura massico termico sembra richiedere un consumo di energia non trascurabile (dovuto essenzialmente ai necessari e frequenti campionamenti previsti dalla sequenza di misura), tale da incidere sulla durata media delle batterie.
38
Anigas Assogas
Con riferimento ai punti precedenti, si ricorda che la certificazione/omologazione (approvazione di modello) attinente al marchio MID viene solitamente fatta utilizzando aria come fluido di lavoro, in laboratorio, in condizioni termofluidodinamiche stabili e riferibili (inclusi i cicli di invecchiamento precoce). Il primo esemplare di misuratore massico termico di taglia G4/G6 apparso sul mercato (con marchio MID/CE) sembra aver avuto una “vita commerciale” di non facile avvio (non si registrano negli ultimi 5 anni significative installazioni in Italia e in Europa). Altri Costruttori Metrici, anche italiani, sembra si stiano affacciando sul mercato sviluppando tale tecnica di misura, opportunamente implementata. Mancano, al momento della scrittura del presente rapporto, dati sperimentali e prove tecniche di supporto da parte di organismi indipendenti (terzi). Anche di questi misuratori massici termici (alla prima generazione commerciale) non si registrano significative installazioni (in esercizio) in Italia.
* * *
39
Anigas Assogas
In letteratura tecnica esistono confronti relativi tra le suddette 2 emergenti tecnologie di misura statiche, quella ad ultrasuoni e quella massica termica. A solo titolo di esempio se ne riporta un sintetico estratto.
Confronto tra la tecnologia ad ultrasuoni (a sinistra) e quella massica termica (a destra) gradazione del parametro giudizio – AA:molto buono; A:buono; B:mediocre; C:insufficiente
Infine, pur potendosi considerare entrambe le tecnologie di misura statiche (ad ultrasuoni, massici termici) promettenti, si osserva come i misuratori ad ultrasuoni appaiano oggi caratterizzati da una consolidata maturità e da una maggiore esperienza applicativa (5a generazione realizzativa, 15 anni di esperienza, 2-3 milioni di pezzi installati nel mondo), come testimoniato anche dall’esistenza di una specifica norma di prodotto europea UNI EN 14236:2007 (Misuratori di gas domestici ad ultrasuoni) .
ultrasuoni massico termico
40
Anigas Assogas
6.2 L’elettrovalvola L’organo di intercettazione (elettrovalvola) del flusso di gas se integrato all’interno del corpo del misuratore è all’interno del perimetro di metrologia legale (marchio MID/CE). In tal caso vanno considerati alcuni aspetti delicati inerenti l’elettrovalvola:
• l’elettrovalvola prevista “a bordo” contatore non è una valvola di sicurezza, ma una valvola di intercettazione del flusso, con tutto ciò che ne consegue ai fini della operatività e della tenuta (max trafilamento consentito 1 l/h); a livello UE sembra che tale tipo di valvola sia caratterizzata da un requisito di tenuta addirittura maggiore (con un trafilamento max di 5 l/h);
• l’elettrovalvola all’interno del corpo contatore introduce un perdita di carico localizzata che si ripercuote sull’assorbimento di pressione del contatore in esercizio;
• non è facile da garantire la tenuta nel tempo della valvola (che sarà normalmente aperta), né è semplice garantire l’effettiva risposta di corretto funzionamento della valvola dopo anni di potenziale inattività e in assenza di manutenzione;
• l’azionamento a distanza (chiusura) rappresenta un ulteriore potenziale aggravio di consumo della batteria (limitandone la sua durata media).
Per tener conto di queste criticità il CIG, attraverso la commissione D5, ha chiesto ufficialmente all’AEEG un ulteriore periodo di tempo per completare i necessari approfondimenti sul componente “elettrovalvola”, (valutazioni e specifiche tecniche), onde poter eventualmente modificare ed implementare la norma UNI/TS 11291-6:2010. Restano da approfondire ulteriori aspetti: - definizione delle modalità di accertamento da remoto della tenuta
della valvola, - i profili di responsabilità (del distributore), - immunità da disturbi elettromagnetici.
Per alcuni dei suddetti motivi, la elettrovalvola di intercettazione del flusso viene collocata, in alcuni Paesi Europei, all’esterno del contatore (ovvero fuori del perimetro di metrologia legale), sul manicotto di ingresso del gas, al fine di favorire una corretta manutenzione della valvola stessa (e quindi per la garanzia della tenuta e della piena funzionalità).
41
Anigas Assogas
6.3 I protocolli di comunicazione Per quanto riguarda le modalità di comunicazione, anche in questo caso la già citata norma UNI/TS 11291-6:2010 prevede una duplice modalità: “I GdM oggetto della presente specifica, devono comunicare con il SAC utilizzando i protocolli di profilo PM1 o quelli di profilo PP4 definiti nella UNI/TS 11291-1 e specificati nella UNI/TS 11291- 8.” Pertanto, seconda dell’architettura di comunicazione prescelta (Figura 1, paragrafo 4):
• profilo “punto-punto” (PP4), attraverso la piattaforma trasmissiva GSM/GPRS, gestendo sia comunicazioni dati, che comunicazioni mediante SMS;
• profilo “punto-multipunto” (PM1), Figura 1, nel caso di
impiego di apparati intermedi nella rete di comunicazione (ripetitori, concentratori, traslatori, ecc.).
Rimane la già citata criticità del profilo PM1 (con ricadute in termini di interoperabilità), ancora non perfettamente definito dalla Commissione D5 del CIG, e oggetto di una richiesta di avvio di una fase di approfondimento e di una necessaria sperimentazione in campo, “al fine di addivenire ad una scelta tecnologicamente adeguata ed economicamente sostenibile per l’intero settore gas”. La suddetta sperimentazione, organizzata e coordinata tra Costruttori Metrici, Distributori Gas e Associazioni di Categoria, dovrà valutare gli eventuali impatti rispetto a:
o la normativa tecnica a livello europeo; o eventuali “disallineamenti” tra il panorama europeo e quello italiano (in
termini di prodotti, di mercato e di libera concorrenza); o analisi dell’immunità da disturbi elettromagnetici (in particolare
sull’elettrovalvola).
42
Anigas Assogas
7. Conclusioni
7.1 Aspetti di mercato I Costruttori Metrici, nonostante l’impegno profuso e le assicurazioni contrattuali fornite ai Distributori, non sono ad oggi in grado di soddisfare in maniera esaustiva la domanda, assicurando la tempistica degli ordini acquisiti e di quelli in via di perfezionamento (consegna dei GdM). Il picco di domanda (elevata concentrazione di ordini e/o gare) che si è realizzato negli ultimi mesi (sia per i contatori veri e propri, sia per i correttori di volumi-comunicatori) ha di fatto generato una “saturazione” delle produzioni, con conseguenti slittamenti dei tempi di consegna e, a cascata, dei tempi di sostituzione (installazione e messa in servizio) dei nuovi GdM. Gli stessi Costruttori Metrici hanno lamentato le difficoltà di approvvigionamento di alcuni componenti elettronici fondamentali per l’assemblaggio dei loro prodotti (convertitori-comunicatori) in merito all’attuazione del crono-programma della 155/08. In particolare, si vuole rimarcare il fatto che oltre ai ritardi nelle consegne delle apparecchiature (i vari componenti che costituiscono il GdM, in sostanza il contatore ed il correttore di volumi) si verificano anche ritardi nelle “messe in servizio” degli apparati di misura. Com’è noto, infatti, per le apparecchiature con marchio MID, il Fabbricante Metrico assume un ruolo fondamentale nel piano di legalizzazione dei misuratori/correttori, sia in fabbrica (apposizione dei sigilli “non rimuovibili”), sia per la messa in servizio (sigilli “rimuovibili” per il collegamento fisico tra il contatore vero e proprio e le sonde di p e di T). Tale personale addetto e qualificato alla “messa in servizio” è di solito emanazione diretta del Fabbricante Metrico stesso, oppure è un soggetto “delegato” riconosciuto e formato dal Costruttore Metrico e perfettamente identificato nel mod. B del piano di legalizzazione dell’apparecchio con marchio MID. Anche questi ritardi sono ragionevolmente imputabili alla anomala concentrazione di richieste in tal senso da parte dei Distributori. Va infine osservato che ad oggi il mercato dei misuratori di gas, a livello italiano, sembra aver risposto senza particolare slancio, e con scarsa tempestività, alle sollecitazioni di innovazione tecnologica introdotte dalla delibera ARG/gas 155/08. La maggior parte dei Costruttori Metrici (nel campo del gas metering con forte presenza di gruppi industriali multinazionali) sembra reagire alle richieste di “innovazione tecnologica” del mercato italiano con una certa prudenza. Anche a livello mondiale i principali Costruttori Metrici (3-4 multinazionali che detengono quote molto rilevanti del mercato mondiale) non sembrano offrire, tra i loro prodotti, una adeguata gamma di prodotti di elevato pregio tecnologico, come sono tipicamente i GdM denominati smart gas meters.
43
Anigas Assogas
i misuratori di grossa taglia (>G40) Ad oggi per i GdM di grossi calibri (>G40), non esistono ancora versioni integrate (o compatte) di contatori “smart”. L’adeguamento ai requisiti della 155/08 per i contatori di elevato calibro (>G40) sta avvenendo nella maniera “meno elegante”, collegando tra loro 2-3 componenti tra loro compatibili (con una spiccata predilezione all’adeguamento di ogni punto di misura nell’ottica della “continuità commerciale” rispetto al marchio del Costruttore del contatore vero e proprio). i misuratori di taglia intermedia( compresi tra G40 e G10) Anche per i GdM di taglia inferiore si assiste ad una relativa scarsità di offerte commerciali: alla data di stesura del presente rapporto i contatori di taglia intermedia (G10-G16-G25-G40) in versione integrata o compatta ancora non sono disponibili sul mercato, anche se ci sono “annunci” di una loro disponibilità commerciale in versione “compatta” (od integrata) entro la fine del 2011 o inizio 2012 (a seconda dei Costruttori Metrici). Anche in questo caso si tratta prevalentemente di contatori meccanici di tipo tradizionale integrati in un unico “case”, il tutto nel perimetro della metrologia legale (marchio MID). Ad oggi si hanno notizie piuttosto lacunose circa una reale offerta di smart gas meters basati su tecniche di misura “innovative” anche in questa fascia intermedia di taglie. Da un punto di vista della comunicazione dati anche questi misuratori si baseranno presumibilmente sulla tecnologia di trasmissione punto-punto (tramite piattaforma GSM), con il problema di mettere in servizio e manutenere un numero elevato (444.761) di SIM telefoniche. Infine, circa i costi e gli oneri di manutenzione dei GdM (controlli e verifiche periodiche) ci sono aspetti ancora non del tutto chiari dal punto di vista normativo/legislativo: nel confronto relativo tra un GdM integrato/compatto (con sonde interne di p e T e con correttore interno) e un GdM con i componenti “esterni” collegati tra loro (come nel caso dei GdM>G40) non è chiaro come si debba procedere alle verifiche periodiche. A tal proposito, sulla base delle maggiori difficoltà di verifica di un correttore PTZ, nonché sulla base di considerazioni economiche, su questi calibri di contatori (da G10 a G25, escludendo dal discorso i GdM G40 che possono considerarsi appartenenti alla categoria dei “grandi” misuratori) -tutti installati nelle reti di bassa pressione- si potrebbero fare alcuni approfondimenti e riflessioni sulla praticabilità di una forma di correzione dei volumi più “leggera” (light) –ad esempio una correzione solo di tipo-T, al pari di quanto ad oggi previsto nella 155/08 per i contatori residenziali G4/G6. Tale “semplificazione” potrebbe portare ad un sensibile risparmio economico ed ad una minore gravosità gestionale/operativa (sia in termini di acquisto ed installazione delle apparecchiature, sia in termini della loro manutenzione/verifica periodica), senza compromettere le finalità
44
Anigas Assogas
strategiche della delibera 155/08 (comparabilità delle misure di gas naturale, gestione efficiente ed efficace della rete gas). i misuratori domestici/residenziali (G4/G6) Anche per i misuratori residenziali (G4/G6) ci sono più dichiarazioni di intenti circa le produzioni di “nuovi contatori smart” piuttosto che un numero significativo di esemplari effettivamente disponibili. Come detto in precedenza, sembra che le scelte dei Costruttori Metrici Multinazionali siano principalmente indirizzate ad integrare delle necessarie funzioni “elettroniche” (correzione-T, trasmissione dati, display grafico, gestione valvola intercettazione) i tradizionali contatori meccanici (a membrana deformabile) piuttosto che a sviluppare contatori di maggiore pregio, come gli evoluti misuratori smart, basati su principi statici di misura (di “nuova” concezione). Va a tal riguardo osservato che alcune tecnologie di misura statiche sono disponibili sul mercato, sebbene con un numero limitato di produttori (e quindi in assenza di un carattere di reale concorrenzialità), e con capacità produttive non adeguate agli elevati numeri richiesti dal mercato italiano. Alcune tecnologie di misura “innovative” (di tipo statico) oggi appaiono più mature rispetto ad altre. Ci sono in commercio modelli di smart gas meters ad ultrasuoni in produzione ed in esercizio da più anni, vantando installazioni dell’ordine di qualche milione di pezzi e consolidate esperienze di miglioramento tecnologico (misuratori della 4a o 5a generazione). Tale raggiunta maturità tecnologica è testimoniata anche dall’esistenza di una specifica norma di prodotto europea UNI EN 14236:2007 (Misuratori di gas domestici ad ultrasuoni) . Altri misuratori statici, basati sul principio massico termico, sono di recente (o recentissima) produzione (in alcuni casi alla prima generazione), disponendo quindi di pochi anni di esperienza e di poche migliaia di pezzi installati. E’ ovvio che produrre affidabili smart gas meters (di “nuova concezione”) è il frutto di un patrimonio di conoscenze, competenze ed esperienze (sia tecnologiche che industriali) che tipicamente non possono essere facilmente acquisite, maturate e consolidate nel giro di qualche anno. In definitiva, quindi, si ritiene che ad oggi l’offerta di mercato dei GdM G4/G6 tecnologicamente adeguati alla delibera 155/08 sia insufficiente a pianificare gli investimenti e le installazioni (5%) per la prossima scadenza prevista (entro il 31.12.2012).
7.2 Aspetti normativi Esistono alcuni elementi di incertezza normativa rispetto al quadro di riferimento (serie di norme UNI TS 11291-x): (1) revisione della UNI TS 11291-8 (normazione del protocollo di comunicazione PM1: punto-
45
Anigas Assogas
multipunto) a valle della già citata attività di sperimentazione coordinata e condivisa (della quale, al momento di stesura della presente relazione, manca ogni tipo di traguardo temporale); solo a valle dell’acquisizione degli esiti della sperimentazione in campo sarà possibile approvare in maniera definitiva l’ottava parte della norma UNI TS 11291; (2) mancanza della parte UNI TS 11291-9 in quanto al momento non può essere finalizzata a trattare l’interoperabilità dei dispositivi operanti con il protocollo PM1; (3) armonizzazione con la normativa internazionale (CEN TC 294, mandato M/441 e SMCG), nel rispetto della piena ed affidabile interoperabilità (full interoperability); (4) dalla revisione della UNI TS 11291-8 dipende anche l’aggiornamento (in sospeso) della UNI TS 11291-3. Non secondari, infine, sono gli aspetti connessi alla “valvola di intercettazione” (prevista per i GdM G4/G6) e ancora non perfettamente definiti e risolti dalle specifiche della norma UNI TS 11291-6: (a) il “profilo di responsabilità” dei Distributori (tenuta nel tempo, manutenzione, effettiva risposta all’azionamento a distanza dopo lunghi prevedibili periodi di inattività), (b) immunità dai disturbi elettromagnetici.
7.3 Aspetti di innovazione tecnologica E’ indubbiamente auspicabile la progressiva implementazione e diffusione sul mercato di adeguati smart meters (contatori elettronici statici). Con riferimento principalmente ai GdM G4/G6, ad oggi sembra che le offerte di mercato (da parte dei Costruttori Metrici) siano ancora in una fase di messa a punto delle produzioni di serie (nel caso dei misuratori massici termici), oppure i prodotti presenti già da tempo sul mercato ancora non sono “economicamente concorrenziali” rispetto ai contatori meccanici tradizionali (nel caso dei misuratori ad ultrasuoni), e quindi poco conosciuti dai distributori e poco utilizzati (ancorché ne esistano versioni ben industrializzate prodotte sia in Europa che in Giappone). Si ritiene plausibile che nel giro di qualche anno l’offerta sul mercato sia più ampia e diversificata di quella attuale.
7.4 Il sistema di trasmissione dati Preoccupazioni sono state ragionevolmente espresse dai Distributori gas circa la complessità tecnologica, gli oneri economici e gli impegni organizzativi per le manutenzioni, in merito al sistema di trasmissione dati (rete di telecomunicazione) che deve essere messo in atto ai fini di realizzare il sistema di telegestione e telelettura dei contatori. Le migliaia di dispositivi di campo necessari per realizzare la infrastruttura di trasmissione dati (concentratori, traslatori, ripetitori, ecc.) costituiscono un indubbio aggravio
46
Anigas Assogas
di obblighi e di spese, a fronte di competenze tecnologiche ed industriali che non rientrano in quelle “native” delle aziende di distribuzione del gas. I Distributori gas ripetutamente hanno chiesto un coinvolgimento diretto sia dei professionisti delle telecomunicazioni (gli operatori e i provider telefonici) sia della competente autorità di regolamentazione del settore. Inoltre, i Distributori denunciano le notevoli difficoltà riscontrate sul territorio in termini di permessi/autorizzazioni/concessioni per le installazioni delle apparecchiature di campo (ripetitori, traslatori, concentratori, ecc.) che di fatto rendono la progettazione “teorica” della infrastruttura di comunicazione difficilmente realizzabile da un punto di vista pratico-operativo, e soggetta a continue modifiche ed adattamenti. Infine, i Distributori esprimono ulteriori perplessità in merito al proliferare, spesso disordinato, di reti di telecomunicazione che si andranno a realizzare sul territorio (con possibili ridondanze e sovrapposizioni in territorio contigui o limitrofi). 7.5 Cooperazione istituzionale E’ evidente che il processo di adeguamento tecnologico messo in atto dalla delibera 155/08 richiede, a due anni dalla sua entrata in vigore, una fase di attenta riflessione e rimodulazione per favorire, nel migliore dei modi, il completamento dei piani di investimento e per il conseguimento degli obiettivi complessivi per il “sistema paese”. Come osservato ripetutamente nel corso della presente relazione, con particolare riferimento ai GdM G4/G6, devono essere ancora affrontati e risolti alcuni aspetti tecnologici e normativi, così come sembra necessario procede alla realizzazione di sperimentazioni condivise per la validazione di differenti posizioni (specificatamente sui protocolli di comunicazione con il profilo PM1) che ad oggi appaiono difficilmente conciliabili. L’acceso dibattito/confronto si sta focalizzando sul tema “Zigbee Vs. W-Mbus”, reso ancor più complicato dalle specifiche frequenze su cui entrambe le tecnologie possono potenzialmente operare (Zigbee 2.4 GHz e 868 MHz; W-MBus 169 MHz e 868 MHz). Si ricorda che a tutt’oggi l’unico standard Europeo (EN 13757) definito per la comunicazione wireless prevede l’impiego della tecnologia W-MBus su 868 MHz. E’ fortemente auspicabile, a tal fine, una proficua e sinergica cooperazione tra i numerosi soggetti istituzionali coinvolti: ministeri e potere legislativo, sistema camerale, enti regolatori e normatori, università e centri di ricerca, produttori di tecnologie, associazioni di categoria, distributori, consumatori, ecc. Solo chiamando a raccolta le migliori ed autorevoli risorse del Paese è possibile fornire, in maniera condivisa, un decisivo contributo alla soluzione dei problemi ancora aperti, e portare a positiva conclusione l’iter attuativo della delibera ARG/gas 155/08.
