PIANI PER LO SVILUPPO DELLE RETI ELETTRICHE DI … di Sviluppo 2018_areti_GIUGNO... · areti SpA -...

PIANI PER LO SVILUPPO DELLE RETI ELETTRICHE

DI DISTRIBUZIONE

Giugno 2018

2 areti SpA - Piani per lo sviluppo delle reti elettriche di distribuzione

Giugno 2018

Sommario

1. Introduzione ............................................................................................................ 3

2. Struttura della rete di distribuzione di areti.............................................................. 4

3. Scenari evolutivi del sistema elettrico ...................................................................... 5

4. Ambiti di intervento ................................................................................................. 8

5. Principali interventi .................................................................................................. 9

5.1 Interventi sulla Rete AT .................................................................................. 10

5.2 Interventi sulle reti MT-BT e cabine secondarie .............................................. 14

6. Innovazione tecnologica ........................................................................................ 17

7. Piano Resilienza ..................................................................................................... 19

8. Conclusioni ............................................................................................................ 20

9. Allegati .................................................................................................................. 21


Giugno 2018

1. Introduzione

areti S.p.A. (di seguito anche: areti o la società) è la società che, nell’ambito del Gruppo

Acea, gestisce le attività di distribuzione e misura dell’energia elettrica nei comuni di Roma e

Formello (RM), in forza di specifica concessione ministeriale rilasciata ai sensi del decreto

legislativo n. 79/99.

Il Piano per lo sviluppo delle infrastrutture di areti è redatto in attuazione delle seguenti norme:

• articolo 18, comma 3, del decreto legislativo 28/2011, laddove è previsto che “le imprese

distributrici di energia elettrica, fatti salvi gli atti di assenso dell’amministrazione

concedente, rendono pubblico con periodicità annuale il Piano di Sviluppo della propria

rete, secondo modalità individuate dall’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema

idrico (oggi Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente - ARERA). Il Piano di

Sviluppo della rete di distribuzione, predisposto in coordinamento con Terna Spa e in

coerenza con i contenuti del Piano di Sviluppo della rete di trasmissione nazionale, indica i

principali interventi e la previsione dei relativi tempi di realizzazione, anche al fine di

favorire lo sviluppo coordinato della rete e degli impianti di produzione”;

• articolo 14, comma 2, dell’allegato A alla delibera 296/2015/R/com e ss.mm.ii., Testo

Integrato di Unbundling Funzionale (TIUF) dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il

sistema idrico (oggi ARERA), che prevede che il Gestore Indipendente sia delegato a

predisporre il Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle infrastrutture dell’attività che

amministra. Il Piano “individua gli interventi previsti per lo sviluppo delle infrastrutture

dell’attività oggetto di separazione funzionale e ne riporta i costi previsti per ciascuno

degli anni del piano (…)”. In concomitanza con la trasmissione del Piano agli organi

societari competenti per l’approvazione, Il Gestore Indipendente ha l’obbligo di inoltrare

il Piano all’Autorità, segnalando eventuali differenze qualora il documento approvato

differisca da quello proposto. Tuttavia, con comunicazione del 14 dicembre 2016,

l’ARERA ha sospeso tale obbligo, in vista della realizzazione di un nuovo sistema on line di

raccolta delle informazioni di separazione funzionale previste dalla delibera

296/2015/R/com. Permane l'obbligo di redazione del documento;

• articolo 4, comma 6, dell’allegato A alla delibera ARG/elt 99/08 e ss.mm.ii., Testo

Integrato delle Connessioni Attive (TICA) dell’ARERA, laddove si prevede che “le imprese

distributrici con almeno 100.000 clienti, entro il 30 giugno di ogni anno, pubblicano e

trasmettono all’Autorità e al Ministero dello Sviluppo Economico i propri piani per lo

sviluppo delle reti, anche tenendo conto dello sviluppo atteso della produzione di energia

elettrica. In particolare, devono essere resi pubblici e trasmessi i piani di realizzazione o

potenziamento di linee in alta tensione o cabine primarie di trasformazione AT/MT, oltre

che i piani di intervento più significativi relativi alle linee in media tensione, ivi inclusa

l’elettrificazione di nuove aree”;


Giugno 2018

• Allegato A alla delibera 646/2015/R/eel (TIQE) di AREA, che a seguito dell’aggiornamento

avvenuto con la delibera 31/2018/R/eel, prevede:

o all’art. 77.1 che “ Le imprese distributrici predispongono un Piano, con orizzonte

almeno triennale, finalizzato all’incremento della resilienza del sistema di

distribuzione dell’energia elettrica (Piano Resilienza)”;

o all’art. 78.3 che “Il Piano resilienza deve essere costituito da un’apposita sezione

dedicata del Piano di sviluppo della rete di distribuzione”;

o all’art. 78.5 che “ Le principali imprese distributrici pubblicano sul proprio sito

internet la sezione del piano dedicata alla resilienza, corredata dai relativi

elenchi, entro il 30 giugno di ciascun anno (con avanzamento al 31 dicembre

dell’anno precedente l’orizzonte del piano).

Il Piano di Sviluppo di areti descrive gli interventi di maggiore rilievo per le attività di

sviluppo dell’infrastruttura elettrica previsti nel triennio 2018-2020, nonché quelli realizzati nel

2017.

Tali interventi interessato tutti i comparti della distribuzione, vale a dire: linee di

distribuzione ad alta tensione e cabine primarie, reti a media e bassa tensione, cabine secondarie,

sistemi di telecontrollo e automazione, sistema di telegestione mediante contatori digitali, beni

strumentali.

2. Struttura della rete di distribuzione di areti

Attualmente la società distribuisce l’energia elettrica a oltre 1,6 milioni di clienti finali, su

un territorio di circa 1.310 km2. L’energia immessa in rete nel 2017 ammonta a 10.836 GWh,

avendo registrato 2.139 MW di picco di potenza annuale distribuita.

La distribuzione di energia elettrica sul territorio del Comune di Roma richiede l’uso di una

consistente rete primaria (AT e AAT), a motivo della notevole estensione territoriale e delle

elevate potenze in gioco. areti dispone di una rete primaria costituita da linee e cabine a tensione

150 kV (tensione unificata e prevalente) e 60 kV (impianti in via di superamento), oltre a 5 cabine

connesse alla RTN a tensione 220 kV. È funzionale alla distribuzione anche una cospicua porzione

di RTN a tensione 150 kV e 220 kV.

Le linee AT di areti hanno comunque una consistenza complessiva rilevante, pari a 553,7

km (linee a 150 kV e 60 kV), di cui 310,4 km in conduttori aerei e 243,3 km in cavi sotterranei. La

rete AT citata alimenta 71 cabine primarie, nelle quali avviene la trasformazione AT/MT ed hanno

origine le linee di media tensione per una estensione complessiva di circa 10.550 km, costituite

per il 96% da linee in cavi interrati. Tale rete alimenta circa 13.200 cabine secondarie di

trasformazione MT/BT e/o di connessione di utenti MT, dalle quali ha origine la rete di

distribuzione di bassa tensione con una estensione complessiva di circa 19.800 km, costituita per

il 92% da linee in cavi interrati. Nella seguente tabella si riportano in dettaglio le consistenze

fisiche delle reti al 31/12/2017.


Giugno 2018

3. Scenari evolutivi del sistema elettrico

Previsione della domanda di energia elettrica

Per l’anno 2017 l’energia elettrica complessivamente immessa nella rete di areti (dalla rete

di trasmissione nazionale, da impianti di generazione connessi direttamente alla rete di areti e

dalla rete di e-distribuzione interconnessa) ha registrato, il valore di 10,836 TWh (10,801 TWh nel

2016).

Sul piano nazionale, le stime della domanda di energia elettrica futura sono effettuate dal

gestore della rete di trasmissione, mettendo in correlazione fra loro i dati storici di carico, gli

indicatori economici e l’indice di intensità elettrica (rapporto tra energia consumata e PIL).

Di seguito si riportano:

− la richiesta di energia elettrica in Italia dal 1980 al 2016 (fonte dati Terna);

− l’andamento dal 1986 al 2016 della domanda elettrica e del prodotto interno lordo, a

moneta costante, espressi su una scala comune, nella quale sono posti pari a 100 i valori

rispettivamente raggiunti nel 1980 (fonte dati Terna);

− le previsioni della domanda di energia elettrica, pubblicate da Terna S.p.A. secondo due

scenari elaborati nell’ambito delle organizzazioni europee ENTSO-E (European Network of

Transmission System Operators for Electricity) e ENTSO-G (European Network of

Transmission System Operators for Gas);

− le previsioni della domanda di energia elettrica secondo i due scenari per area geografica;

− le stime, elaborate da areti, dell’incremento medio annuo dell’energia immessa nella rete

di areti.

Tipo di impianto u.m. Consistenza al

31/12/2017

Linee AT km 553,73

aereo km 310,40

cavo interrato km 243,33

Cabine Primarie / Ricevitrici num 71

Linee MT km 10.556

aereo (conduttori nudi) km 419

cavo (aereo o interrato) km 10.137

Linee BT km 19.788

aereo (conduttori nudi) km 1.641

cavo (precordato o interrato) km 18.147

Cabine MT/BT (compresi Centri Satellite) num 13.159


Giugno 2018

RICHIESTA DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA DAL 1960

PIL E DOMANDA ELETTRICA IN ITALIA DAL 1986

DOMANDA ELETTRICA IN ENERGIA (TREND STORICO E PREVISIONE)

Nell’ipotesi di “Scenario base” si ipotizza un tasso medio annuo di crescita della domanda

di +0,4% con una stima al 2026 di 325 TWh.

Nello “Scenario di sviluppo”, invece, si stima una crescita della domanda ad un tasso medio

annuo del +0,9%, corrispondente a 341 TWh al 2026.


Giugno 2018

PREVISIONE DELLA DOMANDA NELLE AREE GEOGRAFICHE (SCENARIO BASE) - Fonte dati Terna

PREVISIONE DELLA DOMANDA NELLE AREE GEOGRAFICHE (SCENARIO SVILUPPO) - Fonte dati Terna

Stima dell’incremento medio annuo dell’energia immessa nella rete di areti

Nell’ipotesi di “Scenario base” si ipotizza un tasso medio annuo di crescita della domanda

di +0,3% (previsione relativa all’area geografica centrale) con una stima al 2022 di 10,998 TWh.

La stima è effettuata sulla base dei valori relativi agli anni 2016 e 2017 tenuto conto

dell’impatto di contenimento del fabbisogno energetico derivante dalla diffusione lampade a led

e tecnologia a basso consumo.

10,801 10,836 10,870 10,903 10,937 10,972 10,998

10,4

10,6

10,8

11

11,2

11,4

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Stima dell'energia immessa in rete

Ener

gia

TWh


Giugno 2018

Potenza distribuita e impianti di produzione connessi (2016-2017)

La potenza massima richiesta sulla rete di areti è stata pari a 2.139 MW ed è stata

registrata alle ore 15.00 del 3 agosto 2017. Tale valore è stato superiore di circa 14 MW (+0,67%)

rispetto al corrispondente dato dell’anno 2016, attestato su 2.125 MW e rilevato l’11 luglio 2016,

alle ore 15.00.

L’anno 2017 è stato caratterizzato da un tasso crescente di attivazione degli impianti di

produzione pari al 9% (il medesimo incremento è stato registrato l’anno precedente);

complessivamente il numero degli impianti rilevanti e non rilevanti attivi al 31/12/2017 è

risultato pari a 11.592 in rapporto a 10.622 alla fine del 2016. In particolare, la potenza nominale

installata per i soli impianti non rilevanti risulta pari a 189,1 MW, come dettagliato nella seguente

tabella; la stessa è aumentata del 5% rispetto allo scorso anno (180,1 MW nel 2016).

Impianti rilevanti e non rilevanti attivi al 31/12/2017

Nel grafico seguente si riporta l’andamento storico delle attivazioni degli impianti di

produzione.

4. Ambiti di intervento

I principali investimenti effettuati da areti riguardano l’ampliamento e il mantenimento

delle reti ai diversi livelli di tensione, essenzialmente per le seguenti ragioni:

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Impianti attivi 62 84 184 544 1059 2043 3971 5775 7616 8789 9694 1062211592

Attivazioni 25 22 100 360 515 984 1928 1807 1839 1173 905 928 970

0

500

1000

1500

2000

2500

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

N°

imp

ian

ti d

i pro

du

zio

ne

Attivazioni Impianti di produzione

Fonte N° Impianti [n°] Potenza [kW]

Eolico 4 14

Fotovoltaico 11.520 142.444

Idroelettrico 2 890

Termoelettrico 66 140.055

Totale 11.592 283.403

di cui non rilevanti 11.590 189.083


Giugno 2018

a) esigenza di ampliare le reti al fine di poter connettere i nuovi clienti che ne fanno richiesta e

adeguare le reti stesse all’aumento delle correnti di esercizio in conseguenza della fornitura

alle nuove utenze e dell’aumento di prelievo da parte di quelle già connesse;

b) migliorare la continuità del servizio, nei termini prescritti dall’Autorità, il che si traduce, tra

l’altro, nella necessità di rinnovare (o comunque adeguare) quegli elementi di impianto che

presentano tasso di guasto superiore al valore ritenuto nella norma; più in generale,

migliorare la qualità tecnica della fornitura (stabilità della tensione, regolarità della forma

d’onda, ecc.).

c) necessità di mantenere le reti in stato di buon funzionamento e sicurezza, da cui l’esigenza di

rinnovare (sostituire) l’apparecchiatura e gli impianti che vanno esaurendo la vita utile di

esercizio, oppure che, per vetustà od obsolescenza, si dimostrano inadeguati ad essere

mantenuti in esercizio;

d) eseguire gli adeguamenti e nuove implementazioni come prescritto dalle normative di

settore;

e) eseguire gli interventi per l’incremento della Resilienza delle reti elettriche.

f) eseguire gli interventi di innovazione tecnologica diretti a migliorare l’efficienza e la qualità

del servizio, in accordo alle prescrizioni e orientamenti dell’Autorità e nell’ottica

dell’evoluzione Smart Grid/Smart City della rete di distribuzione elettrica.

Lo strumento operativo generale per governare lo sviluppo integrato ed organico delle reti

elettriche è costituito dai piani regolatori delle reti AT, MT e BT, di cui areti si è dotata.

Tali piani delineano lo scenario di riferimento delle reti (reti obiettivo) e costituiscono il

progetto generale per indirizzare i singoli lavori di ampliamento e rifacimento della rete.

I principali aspetti tecnici considerati negli sviluppi di rete riguardano pertanto:

− la capacità di trasporto dell’energia adeguata alla richiesta dei clienti, anche in relazione agli

scenari futuri;

− l’architettura delle infrastrutture elettriche, tale da garantire il ripristino del servizio, in

condizioni “n-1”, attraverso la riserva di rete;

− il rischio connesso alle interruzioni del servizio, nell’ottica di minimizzare sia la probabilità di

accadimento di eventi di guasto sia l’entità dell’impatto sugli utenti;

− il mantenimento della qualità della tensione;

− la riduzione delle perdite fisiche di energia.

5. Principali interventi

Di seguito sono fornite alcune notizie di dettaglio sui principali investimenti previsti da areti

nel periodo 2018-2020. Tali investimenti, riguardano tutti i comparti della distribuzione e

consistono nella realizzazione di opere di attuazione dei citati piani regolatori AT, MT e BT; quindi,


Giugno 2018

essi includono cospicui lavori di sviluppo e razionalizzazione delle reti mirati al miglioramento del

servizio.

Per l’anno 2018 sono stati previsti investimenti di importo complessivo pari a circa 205 M€;

importi analoghi sono stati previsti per ciascuno degli anni 2019 e 2020, principalmente per ciò

che concerne gli investimenti per il miglioramento della qualità del servizio, anche in ottica di

innovazione tecnologica, ed il piano di installazione massiva dei contatori elettronici di seconda

generazione.

5.1 Interventi sulla Rete AT

Il Piano comprende gli interventi ampliamento, principalmente connessi agli sviluppi

urbanistici della città, e gli interventi di sviluppo coerentemente a quanto previsto nel Piano

Regolatore AT e nel Protocollo d’Intesa, avente come obiettivo il riassetto delle linee elettriche di

distribuzione AT e delle linee di trasmissione sul territorio di Roma Capitale, sottoscritto dalla

preesistente Acea Distribuzione, Terna Rete Elettrica Nazionale e il Comune di Roma ed

aggiornato nel marzo 2010.

Il Protocollo d’intesa sopra citato prevede una serie di progetti di sviluppo e

razionalizzazione di elettrodotti che insistono nei quadranti Nord e Sud del territorio di Roma

Capitale, descritti nel seguito.

Le principali attività di sviluppo e riassetto della rete AT sono rappresentate nei seguenti

schemi

Interventi AT nel Quadrante Nord


Giugno 2018

Interventi AT nel Quadrante Sud

LINEE AT

Costruzione Linea a 150 kV “Roma Nord – San Basilio” (Quadrante Nord)

La nuova linea consentirà di migliorare la sicurezza elettrica delle CP S. Basilio, Tor Cervara,

Tor Tre Teste e Lunghezza. La realizzazione della nuova linea, composta da un tratto in linea

aerea di 10 km ed un tratto in cavo di 3.3 km, oltre a consentire la demolizione di circa 16 km di

linea aerea AT, attualmente transitante nella Riserva Naturale della Marcigliana, Parco di Veio ed

altre aree sottoposte a tutela, ed ulteriori 4 km circa del tratto di linea aerea a 150 kV S. Basilio –

Smistamento Est, compreso tra la centrale del latte ed il Centro residenziale Parco Azzurro.

L’intervento descritto completerà il quadro degli interventi previsti nel quadrante Nord dal citato

Protocollo d’intesa, relativo al riassetto delle reti elettriche di AT.

Costruzione Linea a 150 kV “Roma Sud – Castel Romano” (Quadrante Sud)

La realizzazione della linea riveste carattere di estrema importanza e urgenza, in quanto

necessaria a garantire l’alimentazione delle zone del quadrante sud-ovest della città, con elevati

standard di qualità ed affidabilità del servizio. La realizzazione della nuova linea, composta da un

tratto in linea aerea (5,7 km) ed un tratto in cavo (2 km), tra la S.E. Roma Sud (Terna) e la C.P.

Castel Romano, consentirà di completare l’anello a 150 kV nel quadrante Sud del Protocollo

d’intesa, consentendo il completamento delle demolizioni delle originarie linee a 60 kV, con

notevoli benefici di natura ambientale, essendo prevista la dismissione di circa 34 km. L’iter


Giugno 2018

autorizzativo non è ancora concluso, si prevede che l’ultimazione dei lavori possa avvenire entro

il 2019.

Nel seguente prospetto si riporta lo stato dell’iter autorizzativo degli interventi di areti e le

previsioni temporali di attuazione. Il volume complessivo degli investimenti, stimato per gli

interventi, è di circa 6.4 M€.

Interventi di sostituzione cavi AT isolati in olio fluido

Areti SpA ha elaborato uno specifico piano di interventi finalizzati all’ammodernamento e

potenziamento di alcuni elettrodotti realizzati in cavi interrati con isolamento in olio fluido (di

seguito OF), che necessitano di sostituzione a causa delle caratteristiche tecniche ormai vetuste.

Le linee AT interessate dal piano, nell’arco temporale in esame, e la relativa estensione

sono:

nel “Quadrante Nord”

− Linea Belsito – Tor di Quinto (3.6 km);

− Linea Monte Mario - Belsito (3.6 km);

− Linea Roma Ovest - Monte Mario (11,5 km);

nel “Quadrante Sud”

− Linea Capannelle - Cinecittà/O ( 1,35 km).

Nel seguente prospetto si riporta lo stato dell’iter autorizzativo degli interventi e le


interventi, è di circa 17.5 M€.

CABINE PRIMARIE

Il Piano include una serie di interventi ampliamento e potenziamento di cabine già in esercizio, nonché di costruzione di nuove cabine primarie. Di seguito si forniscono alcuni dettagli dei principali interventi.

DESCRITTE

NEL

PIANO

INTERVENTI PREVISTI NEL PROTOCOLLO D’INTESAITER DI

AUTORIZZAZIONE

PERIODO DI

REALIZZAZIONE

x Linea a 150 kV Roma Nord – San Basi lio - Tratto in linea aerea CONCLUSO 2018

x Linea a 150 kV Roma Nord – San Basi lio - Tratto in cavo IN CORSO 2018-2019

x Linea a 150 kV “Roma Sud – Castel Romano” - Tratto in linea aerea IN CORSO 2018-2019

x Linea a 150 kV “Roma Sud – Castel Romano” - Tratto in cavo IN CORSO 2018-2019

DESCRITTE

NEL

PIANO

INTERVENTI DI SOSTITUZIONE CAVI AT AD OLIO FLUIDOITER DI

AUTORIZZAZIONE

PERIODO DI

REALIZZAZIONE

x Linea a 150 kV Belsito – Tor di Quinto CONCLUSO 2017-2018

x Linea 150 kV Monte Mario - Belsito CONCLUSO 2018-2019

x Linea 150 kV Capannelle-Cinecittà/O IN CORSO 2019

x Linea 150 kV Roma Ovest - Monte Mario IN CORSO 2020-2022


Giugno 2018

CP Grottarossa (Quadrante Nord)

La CP Grottarossa è stata utilizzata fino al 2012 come Cabina Primaria di trasformazione

60/8,4 kV e declassata temporaneamente a cabina di trasformazione MT/MT 20/8,4 kV dopo il

2012. L’intervento riguarda la ristrutturazione a 150 kV della stessa CP e la realizzazione di due

nuovi raccordi in cavi interrati (4,2 km) a 150 kV, per l’inserimento in anello tra le CP Flaminia/O e

M.Mario/O. Tale ristrutturazione consentirà un notevole sviluppo dell’assetto della rete a media

tensione della zona, nonché un notevole miglioramento del servizio elettrico. E’ in corso di

completamento la redazione dei documenti necessari per avviare l’iter autorizzativo; si prevede

l’esecuzione delle attività nel periodo 2019-2020.

CP Giustiniana (Quadrante Nord)

Realizzazione di una nuova cabina primaria a 150 kV da realizzarsi all’interno della Stazione

Elettrica Flaminia/O, necessaria per il miglioramento della struttura della rete AT/MT. E’ stato

avviato lo studio di fattibilità per la redazione dei documenti necessari ad avviare l’iter

autorizzativo. L’esecuzione delle attività è previsto nel periodo 2019-2020.

CP Valleranello (Quadrante Sud)

Ampliamento della esistente cabina primaria a 150 kV, con inserimento in entra/esci sulla

linea aerea a 150 kV di Terna denominata Vitinia-Roma Sud, per soddisfare le esigenze di carico

della rete MT in vista degli sviluppi urbanistici previsti nella zona. E’ stato avviato lo studio di

fattibilità per la redazione dei documenti necessari ad avviare l’iter autorizzativo. L’esecuzione

delle attività è previsto nel periodo 2019-2020.

E’ inoltre prevista la realizzazione di nuove cabine primarie subordinate anche

all’evoluzione autorizzativa ed attuativa dei progetti urbanistici di terzi, nel territorio di Roma

Capitale.

Nel seguente prospetto si riporta lo stato dell’iter autorizzativo degli interventi di areti e le


interventi, è di circa 24 M€.

INTERVENTI SULLE CABINE PRIMARIE AT/MTITER DI

AUTORIZZAZIONE

PERIODO DI

REALIZZAZIONE

CP Grottarossa DA AVVIARE 2019-2020

CP Giustiniana DA AVVIARE 2019-2020

CP Valleranello DA AVVIARE 2019-2020

CP ASR DA AVVIARE 2020-2021

CP Pescaccio CONCLUSO 2020-2021

CP Parco de Medici IN CORSO 2020-2021

CP Castel di Leva DA AVVIARE TBD


Giugno 2018

Oltre agli interventi sopra elencati si riportano nel prospetto seguente altri interventi di

diversa natura e tipologia compresi quelli di manutenzione ordinaria e straordinaria.

5.2 Interventi sulle reti MT-BT e cabine secondarie

Rete MT

Oltre agli indispensabili lavori per la connessione di nuovi clienti e a quelli determinati da

richieste di aumento della potenza contrattuale, si procederà nell’opera di rinnovamento delle

reti e adeguamento al carico. Saranno inoltre elettrificate le aree di nuova urbanizzazione, in

accordo con i progetti urbanistici comunali, dei quali si fornisce nell’allegato 1 l’elenco dei

principali interventi urbanistici in itinere.

Tra il 2018 ed il 2020 saranno portati avanti gli interventi di attuazione del Piano

Regolatore Elettrico di Media Tensione, prevedendo di realizzare complessivamente, tra

ampliamento e rinnovamento della rete in esercizio, circa 640 km di nuova rete in cavi interrati.

Nel seguente prospetto si rappresentano gli interventi più significativi tra cui sono di

particolare rilievo quelli definiti “Piano d’area”, che impattano porzioni estese del territorio,

richiedendone di conseguenza la realizzazione in più anni, e prevedono principalmente il

riclassamento della rete MT al livello di tensione 20 kV.

DESCRITTI

NEL

PIANO

ULTERIORI INTERVENTI SULLE CABINE PRIMARIE AT/MT

ESEGUITI E PREVISTI

PERIODO DI

REALIZZAZIONE

Riclassamenti a 20 kV QMT 2017

Integrazione sistemi Petersen 2017

Attivazione TR AT/MT 2017

Sostituzione sistemi di protezione AT/MT 2017

Attivazione sistemi antincendio in CP 2017

Manutenzione straordinaria interruttori AT-MT 2017

Manutenzione straordinaria commutatori TR AT/MT 2017

CP Torrevecchia - Ricostruzione QMT 2017-2018

CP Cinecittà/O - Ricostruzione QMT 2017-2019

CP Prenestina - Ampliamento e Ricostruzione sezione AT 2017-2019

CP Belsito - Ricostruzione QAT 2017-2019

CP Ottavia - Ricostruzione sezione AT 2018-2019

CP Ostiense - Ricostruzione QAT 2018-2020


Giugno 2018

Rete BT

Il Piano include una molteplicità di interventi, distribuiti sul territorio e di varia dimensione,

necessari per la realizzazione di nuova rete occorrente alla connessione di nuove utenze e per il

rinnovamento, potenziamento e adeguamento della rete già in esercizio.

Nel presente Piano si prevede di realizzare complessivamente, tra ampliamento e

rinnovamento della rete in esercizio, circa 1.050 km di nuova rete in cavi interrati.

Si evidenzia che gli interventi di rinnovamento della rete BT sono realizzati in ottica

organica e sinergica con gli interventi previsti sulla rete di Media Tensione; tale impostazione

consente di ottimizzare la spesa in termini di opere di scavo e di ripristino del manto stradale.

L’azione consiste in un insieme organico di interventi su porzioni di rete significative sul

territorio e individuate coerentemente agli indicatori di priorità di intervento definiti nel PRBT,

ovvero sulle parti di impianto che mostrano maggiore criticità per quanto riguarda la saturazione

della capacità di trasporto o che presentano criticità sotto il profilo dell’affidabilità.

Cabine secondarie

Saranno costruite nuove cabine di trasformazione e fornitura MT secondo le esigenze

tecniche determinate dalla domanda dei clienti. In particolare, nuove cabine sono previste in vari

piani di zona e lottizzazioni in convenzione i cui lavori potranno essere avviati (eventualmente

anche completati) nel periodo qui considerato.

CODICE PROGETTO PRINCIPALI INTERVENTI DI AMPLIAMENTO E RIFACIMENTO RETE MT

P.02-03.RS.16 Posa rete MT 20 kV per riassetto rete MT esistente zona Vermicino-Morena

P.05.RN.16 Riassetto rete MT 20 kV sottesa al centro stellite Settebagni

P.10.RS.16 Riclassamento a 20 kV della rete MT esistente in zona Giardinetti

P.11.RS.16 Riclassamento a 20 kV della rete MT esistente in zona Torre Gaia

P.16-17.RN.16 Piano d'area zona Prati

P.23-24.RN.16 Piano d'area zona Trullo Corviale

P.28-29-30-31.RS.16 Piano d'area zona Centocelle

P.35-36.RN.16 Piano d'area zona Torrevecchia-Ottavia-Trionfale

P.39.RS.17 Potenziamento linea MT "Varapodio" dalla CP Capannelle

P.40.RS.17 Potenziamento della rete MT in zona Santa Palomba

P.41.RN.17 Piano d'area zona Marconi-Magliana

P.42.RN.17 Nuove linee MT 20 kV tra le cabine primarie Ottavia e Primavalle

P.43.RN.17 Riclassamento a 20 kV della rete MT zona Quartaccio-Torresina

P.44.RN.18 Riassetto rete MT 20 kV zona San Basilio

P.45.RN.18 Piano d'area zona Casalotti

P.47.RN.18 Piano d'area zona Trastevere

P.48.RN.18 Attivazione dorsale di rete MT "Sampiero-Possagno"

P.49.RN.18 Nuove linee MT 20 kV centro stellite Grottarossa e riassetto rete limitrofa

P.51.RS.18 Riassetto linee 8,4 kV tra le cabine primarie San Paolo e Ostiense

P.52.RN.18 Riclassamento a 20 kV area Stadio Olimpico

P.54.RS.18 Ribaltamento cabine secondarie sulla dorsale di rete MT "Sannio-Corfinio"

P.55.RN.18 Posa rete MT 20 kV per adeguamento al carico delle linee MT "Casolari" e "Nuova Formello"


Giugno 2018

La ricostruzione delle cabine è prevalentemente orientata a consentire il loro trasferimento

dalla rete 8,4 kV a rete a 20 kV, nonché allo sviluppo ed ammodernamento della rete BT, in linea

con le previsioni del piano regolatore della rete MT e del piano regolatore della rete BT ed in

relazione alle esigenze di adeguamento al carico.

Una ulteriore e significativa esigenza di adeguamento è correlata all’implementazione dei

sistemi di telecontrollo e automazione della rete MT.

Si procederà nell’opera di graduale rinnovamento per obsolescenza delle apparecchiature

nelle cabine esistenti.

Si rappresenta inoltre che il comparto delle cabine secondarie sarà oggetto di specifici

interventi per l’incremento della resilienza della rete di distribuzione di cui al “Piano Resilienza”

descritto nel seguito.

Telecontrollo ed automazione delle reti

Il piano di telecontrollo e automazione della rete di distribuzione prevede interventi in

cabina primaria, in cabina secondaria e sulla rete di bassa tensione.

Per quanto riguarda le cabine primarie il Piano prevede il completamento, dell’installazione

dell’apparto di telecontrollo TPT 2000 a seguito del Piano di installazione delle bobine di Petersen

e al completamento della sostituzione di apparati della precedente generazione.

Verrà inoltre potenziata e sviluppata la rete primaria di telecomunicazioni a servizio del

telecontrollo di cabina primaria estendendo la componente in fibra ottica, come descritto nel

seguito.

Per quanto riguarda le cabine secondarie il piano prevede di proseguire con l’estensione

del telecontrollo ed automazione della rete MT, per la selezione automatica del ramo guasto,

interessando circa 1200 cabine secondarie, equipaggiate con apparecchi di linea motorizzati

manovrabili dal posto centrale.

Un ulteriore ambito funzionale al miglioramento della continuità del servizio, con

particolare riguardo alla durata delle interruzioni di clienti BT è rappresentato dallo sviluppo del

telecontrollo della rete di BT ed in particolare degli interruttori di linea BT.

Nei seguenti prospetti sono rappresentati i volumi fisici ed economici complessivi degli

interventi sulle reti MT-BT e cabine secondarie.

TIPOLOGIA INTERVENTO U.M.

INTERVENTI

REALIZZATI

2017

INTERVENTI

PREVISTI

2018-2020

Ampliamento e Rinnovamento Rete MT km 163 640

Ampliamento e Rinnovamento Rete BT km 256 1.050

Ampliamento e Rinnovamento Cabine MT/BT n° 1.043 2.910

Telecontrollo e Automazione Cabine MT/BT n° 457 1.210


Giugno 2018

TIPOLOGIA INTERVENTO U.M.

INTERVENTI

REALIZZATI

2017

INTERVENTI

PREVISTI

2018-2020

Ampliamento e Rinnovamento Rete MT k€ 18.082 87.214

Ampliamento e Rinnovamento Rete BT k€ 33.494 113.759

Ampliamento e Rinnovamento Cabine MT/BT k€ 11.287 28.589

Telecontrollo e Automazione Cabine MT/BT k€ 1.474 3.900

6. Innovazione tecnologica

Il presente Piano contempla una serie di progetti ed interventi di innovazione tecnologica.

Di seguito si forniscono alcuni dettagli dei principali progetti.

Progetto “Nuovo Piano Contatori Digitali”

Al fine di avviare le attività di analisi e progetto volte ad individuare la migliore tecnologia

da impiegare in vista della fine del ciclo di vita dei contatori digitali attuali (2019-2020), areti ha

proseguito gli approfondimenti tecnici legati allo sviluppo ed al consolidamento dei nuovi

standard in corso di normalizzazione a livello europeo, anche tenendo conto della delibera

87/2016/R/eel dell’8 marzo 2016 dell’AEEGSI (ora ARERA), relativa alle «Specifiche funzionali

abilitanti i misuratori intelligenti di seconda generazione (2G)».

Nel corso del 2018 si prevede il consolidamento della tecnologia da adottare per i contatori,

per quanto riguarda sia il protocollo di comunicazione in onda convogliata tra contatore e

concentratore sia il protocollo di comunicazione per il canale di comunicazione di back up.

E’ inoltre prevista la definizione dell’architettura informatica a supporto della gestione di

tali apparati, ovviamente armonizzando la soluzione all’interno dell’intera mappa applicativa areti.

Nel corso del periodo 2018/2020 verrà pertanto sviluppato il sistema che, tra il 2019 e il

2020, verrà sottoposto alle prime prove operative insieme con la posa dei primi contatori 2G.

L’avvio del piano di posa massiva è subordinato all’approvazione del Piano Massivo di

Sostituzione all’Autorità (ARERA), da presentare secondo le scadenze normative.

Progetto Cabina Primaria 2.0

Il Progetto Cabina Primaria 2.0 (CP 2.0) da svilupparsi nel periodo 2018/2019 con

implementazione in campo immediatamente successiva, prevede la definizione di una nuova

Architettura del Sistema di Protezione Comando, Controllo della Cabina Primaria (CP), che

preveda all’interno della cabina primaria un apparato che abbia la funzione di gestione integrata

della rete MT sottesa.

Tra le innovazioni previste ci sono:

− connettività in fibra all’interno della cabina primaria e verso le cabine secondarie sottese;

− automazione CP;

− utilizzo del protocollo standard IEC 61850;

− evoluzione del regolatore di tensione del trasformatore AT/MT;


Giugno 2018

− sensoristica per la rilevazione ambientale e tecnica dei componenti principali d’impianto;

− predisposizione all’accesso da remoto per finalità manutentive e di analisi dati.

Progetto Cabina Secondaria 2.0

Il Progetto Cabina Secondaria 2.0 è previsto svilupparsi nel corso del 2018 per la parte

progettuale e prototipizzazione, e la successiva industrializzazione di prodotto e di architettura

nel corso del periodo successivo.

Il progetto oltre a quanto già previsto per il telecontrollo e l’automazione dei componenti

MT della cabina secondaria prevede l’obiettivo di definire un apparato di cabina secondaria che

realizza la gestione integrata di tutta la rete BT sottesa. In una prima fase di realizzazione saranno

previste i seguenti elementi di innovazione:

− estensione delle logiche di automazione MT;

− telecontrollo e misura delle linee elettriche di bassa tensione;

− utilizzo del protocollo standard IEC 61850/Modbus di campo;

− connettività in fibra/ radio in tecnologia 4G;

− monitoraggio ambientale di cabina (temperatura, umidità, allagamento, intrusione,

videocamera).

Rete in fibra ottica

areti sta progettando e realizzando una rete in fibra ottica per la connettività delle cabine

primarie della rete di distribuzione che rappresenta anche il backbone principale di

telecomunicazione alla quale si connette la sottostante rete secondaria sviluppata nell’ambito del

“progetto F.O. secondaria”. Tale backbone garantirà sicurezza e affidabilità nel transito delle

informazioni tra il centro e la periferia utile a garantire la corretta funzionalità dei sistemi di

Operation Technology e dei sistemi di gestione della rete. In parallelo a questa attività,

contestualmente ai Piani Regolatori BT ed MT, areti ha previsto la realizzazione di una rete in

fibra ottica. In particolare tale rete consentirà di raggiungere ogni cabina secondaria per il

telecontrollo delle apparecchiature installate e ove possibile i punti di misura allo scopo di

veicolare presso i sistemi centrali tutte le informazioni acquisite attraverso sensori e apparati di

campo.

Evoluzione sistema SCADA elettrico (STM) e NMS (gestione fibra ottica)

Il progetto prevede la virtualizzazione del server del sistema di telecontrollo (SCADA), lo

sviluppo di nuove funzionalità per applicativi di back-office, di funzionalità abilitanti per la

soluzione cabina secondaria 2.0 e cabina primaria 2.0, nonché lo sviluppo di Sistemi di Network

Management System (SNMS) per la gestione degli apparati periferici e delle reti di

telecomunicazione.

Piattaforma per il dispacciamento

Il progetto prevede lo sviluppo di una piattaforma sperimentale per l’analisi e la

simulazione di possibili scenari legati all’apertura della partecipazione al Mercato dei Servizi di

Dispacciamento (MSD) a tutti i soggetti allacciati alle reti di distribuzione. Tale apertura


Giugno 2018

comporterà impatti sulle reti di distribuzione elettrica che devono essere oggetto di attenta

valutazione, in quanto comportano schemi operativi delle reti e criteri di esercizio sensibilmente

diversi da quelli finora considerati.

Evoluzione piattaforma Smart Grid Intelligence (SGI – Dati elettrici)

E’ previsto nel piano strategico lo sviluppo della piattaforma SGI in accordo con gli sviluppi

previsti per l’integrazione dei dati e dei sistemi dedicati alla sensoristica in campo e con quelli

relativi alle piattaforme innovative di sistema centrale, con particolare attenzione

all’implementazione di algoritmi specifici per la valutazione del rischio.

Progetto DRONI

Con riferimento al Progetto Droni, nel 2017 è stato sperimentato l’uso del velivolo

teleguidato (sviluppato nel 2016), per le ispezioni sulle linee elettriche aeree, è stato inoltre,

depositato in data 6 giugno 2017 il brevetto relativo al “Sistema audio per ultrasuoni”, utilizzato

per la rilevazione delle scariche parziali sulle linee aeree stesse. Sono in corso ulteriori sviluppi

per la definizione di soluzioni che utilizzino droni inoffensivi per azioni d’ispezione massive

semplificate.

7. Piano Resilienza

In attuazione a quanto previsto dall’art. 77 del TIQE (all. A alla deliberazione

646/2015/R/eel) aggiornato dalla deliberazione 31/2018/R/eel, è stato elaborato il Piano di

Interventi per migliorare la Resilienza della rete di media tensione in ambito metropolitano per

fenomeni di precipitazioni anomali e persistenti, che provocano allagamenti nelle zone a rischio

idrogeologico o esondazioni di fiumi e canali di rete idrica secondari.

I fattori critici di rischio che hanno interessato in modo particolare la rete di areti SpA sono:

1. allagamenti dovuti a piogge particolarmente intense o frane ed alluvioni provocate da

dissesto idrogeologico;

2. ondate di calore e prolungati periodi di siccità.

Nel presente documento sono stati analizzati in modo particolare i provvedimenti per

migliorare la resilienza al fattore di rischio indicato al punto 1 – “allagamenti dovuti a piogge

particolarmente intense”. Areti si riserva di approfondire le analisi per il fattore di rischio al punto

2 “ondate di calore“ a valle della definizione di un metodo condiviso e formalizzato da ARERA, in

base al quale sarà elaborato un aggiornamento al presente piano.

Per l’individuazione degli interventi prioritari da eseguire per aumentare la resilienza del

sistema di distribuzione areti ha applicato il metodo proposto nell’ambito del comitato CEI 8/28

ed acquisito come Allegato 7 alla Determinazione DIEU n. 2/2017.

Tale metodo è stato utilizzato per determinare per ciascuna cabina MT il corrispondente

indice di rischio, attraverso la valutazione della probabilità di occorrenza del fenomeno gravoso,

della vulnerabilità delle cabine secondarie nonché dell’impatto che il disservizio avrebbe sulla

cabina stessa, in termini di numero di utenti disalimentati. Gli interventi sulle cabine secondarie


Giugno 2018

scelti per incrementare il livello di resilienza in caso di piogge intense si possono suddividere

in due tipologie: la delocalizzazione del manufatto e la sostituzione degli scomparti in media

tensione e in bassa tensione.

Il Piano di Interventi, che riguarda 445 cabine secondarie, prevede una durata

quinquennale, in linea con il Piano Strategico aziendale, con avvio a partire dal 2019. Di

seguito viene riassunta la programmazione annuale degli interventi in relazione alla tipologia

di intervento prevista. Si rappresenta, inoltre, che per gli interventi di delocalizzazione delle

cabine secondarie è previsto l’ottenimento dei titoli autorizzativi nel corso del 2019.

Il Piano, dovrà essere oggetto di consolidamento ed eventuale aggiornamento annuale

in esito ad analisi puntuali, da condurre con sopralluoghi preventivi per ciascuna cabina

secondaria.

Piano preliminare interventi - volumi fisici

Tipologia interventi Totale

Interventi 2019 2020 2021 2022 2023

Delocalizzazione cabina secondaria 105 26 26 27 26

Adeguamento apparecchiature MT-BT 340 68 68 68 68 68

Totale Cabine Secondarie 445 68 94 94 95 94

Il Piano Resilienza, in versione integrale, è riportato nell’allegato 2 al presente

documento.

8. Conclusioni

In sintesi il Piano di Sviluppo di areti, articolato su tutti i segmenti della filiera della

distribuzione dell’energia elettrica (linee AT e cabine primarie, rete MT e BT e cabine secondarie,

telecontrollo, automazione) delinea in forma organica gli interventi finalizzati a traguardare gli

obiettivi di:

− miglioramento della continuità del servizio e la qualità della tensione;

− miglioramento della qualità commerciale;

− riduzione delle perdite di energia e dell’impatto ambientale;

− incrementare i livelli di efficienza e sicurezza;

− incrementare la resilienza del sistema elettrico di distribuzione.


Giugno 2018

9. Allegati

1) Allegato n. 1 – Elettrificazione nuove urbanizzazioni 2018 – 2020

2) Allegato n. 2 - Piano Resilienza

Allegato 1

B48 - Colle Fiorito 6 2.950 2.940 Piano di Zona

B44 - TORRESINA 2 (secondo stralcio) 2 437 2.618 Piano di Zona

Collina Fleming 1 100 833 Comprensorio

Via di Selva Candida 4 1.000 6.300 Comprensorio

Inviolatella Salaria 3 1.290 2.504 Comprensorio

Monti della Breccia 4 1.818 3.506 Comprensorio

Centro Appio I e Mercato Rionale 3 200 4.500 Comprensorio

Casetta Mistici 9 9.000 6.500 Comprensorio

Tor Bella Monaca int.1 - (Torrenova Città Parco) 12 14.400 6.800 art. 11 DLgs. 493/93

B2B - Case Rosse 3 1.600 938 Comprensorio

M2 - Settecamini 4 900 1.800 Comprensorio

PRUSST - Proposta n°23 2 120 943 art. 11 DLgs. 493/93

B4bis - Castel Verde 11 2.400 6.100 Piano di Zona

Tor Sapienza - Acc. di Progr. Art. 34 DLgs. 2670/2000 2 400 1.722 Comprensorio

Area G nel Comprensorio Direzionale Pietralata 2 1.200 1.200 Comprensorio

Collatina - Compensazione E1 Monti della Caccia 2 400 1.195 Comprensorio

Boccea Print 2 300 1.613 Comprensorio

Stazione Aurelia 7 1.200 4.806 Comprensorio

Laurentina Intervento Privato n.15 Colle della Strega 5 650 1.800 art. 11 DLgs. 493/93

Laurentina Intervento Privato n.2 11 1.900 22.600 art. 11 DLgs. 493/93

Acilia Dragona Intervento privato n. 6.3 1 100 415 art. 11 DLgs. 493/93

B34 - Borghetto dei Pescatori 3 300 920 Piano di Zona

Cecchignola ATO I39 2 780 1.303 Comprensorio

F2 - Casalotti 3 755 2.629 Comprensorio

Riserva Verde B Infernetto (2) 2 250 400 Comprensorio

ATO II7 - Cecchignola Ovest 14 3.500 11.562 Comprensorio

A5 - Spinaceto 2 700 1.010 Comprensorio

Acilia Dragona intervento n. 11 3 1.350 1.016 art. 11 DLgs. 493/93

Acilia Dragona intervento n. 4 2 350 956 art. 11 DLgs. 493/93

Acilia Dragona intervento n. 21 6 800 4.200 art. 11 DLgs. 493/93

Palmarola - Selva Candida - intervento n. 17 7 1.200 2.494 art. 11 DLgs. 493/93

ATO I60 - Grottaperfetta 12 1.800 8.634 Comprensorio

Accordo di Programma La Torretta 4 2.100 1.550 Comprensorio

B54 - Trigoria IV - Via Trandafilo 4 2.000 2.480 Piano di Zona

L1 - Trigoria 3 400 1.982 Comprensorio

37 Unità Immobilari RFI-TAV 1 500 350 Comprensorio

Art. 11 Primavalle - Torrevecchia n. 7 Comparto A 3 420 1.370 art. 11 DLgs. 493/93

Casal Lumbroso 4 853 2.792 Comprensorio

Via delle Vigne 8 1.485 6.328 Comprensorio

Art. 11 Primavalle - San Basilio - intervento n. 16 11 1.738 10.015 art. 11 DLgs. 493/93

Accordo di Programma Vigna Murata 3 1.000 2.000 Comprensorio

E1 - Anagnina 12 3.100 7.800 Comprensorio

Accordo di Programma Parco dell' Aniene 8 3.000 3.000 Comprensorio

Laurentina Intervento Privato n.9 1 100 500 Comprensorio

C26 - Tor Cervara 4 1.120 2.034 Piano di Zona

Tor di Valle - Stadio della Roma 25 10.000 30.600 Comprensorio

ELETTRIFICAZIONE NUOVE URBANIZZAZIONI 2018-2020

DENOMINAZIONE INTERVENTO URBANISTICONumero Cabine

Secondarie

Sviluppo

Rete MT

[mt]

Potenza richiesta

[kW]Tipologia urbanizzazione

Allegato 2

Piano Resilienza

ARETI S.p.A.

TESTO INTEGRATO DELLA REGOLAZIONE OUTPUT-BASED DEI SERVIZI DI DISTRIBUZIONE E MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA

Periodo di regolazione 2016-2023

2

Indice

1. Introduzione ....................................................................................................................... 3

2. Calcolo dell’Indice di Rischio ........................................................................................... 3

3. Interventi sulla rete ............................................................................................................ 7

4. Costi e benefici .................................................................................................................. 9

3

1. Introduzione

Il presente documento descrive le analisi condotte da areti S.p.A. (nel seguito anche: areti o la società) per l’individuazione del Piano di Interventi finalizzati all’incremento della resilienza della rete elettrica di media tensione, in conformità con quanto previsto dall’articolo 77 del Testo Integrato della Qualità Elettrica (Allegato A alla deliberazione 646/2015/R/eel aggiornato dal provvedimento 31/2018/R/eel).

I fattori critici di rischio che hanno interessato la rete di areti sono riconducibili principalmente a::

1. allagamenti dovuti a piogge particolarmente intense o frane ed alluvioni provocate da dissesto idrogeologico;

2. ondate di calore e prolungati periodi di siccità;

In particolare, nel presente documento sono individuati gli interventi mirati a contenere i rischi di disalimentazione a fronte del fattore indicato al punto 1: allagamenti dovuti a piogge particolarmente intense. La società si riserva di approfondire le analisi inerenti il fattore di rischio di cui al punto 2 (“ondate di calore“) a valle della definizione di un metodo condiviso e formalizzato da parte dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, successivamente alla definizione del quale sarà elaborato un aggiornamento al presente piano.

Per l’individuazione degli interventi prioritari da eseguire per aumentare la resilienza del sistema di distribuzione areti ha applicato il metodo proposto nell’ambito del comitato CEI 8/28 ed acquisito come Allegato 7 alla Determinazione DIEU n. 2/2017.

Tale metodo è stato utilizzato per determinare per ciascuna cabina MT il corrispondente indice di rischio, attraverso la valutazione della probabilità di occorrenza del fenomeno gravoso, della vulnerabilità delle cabine secondarie nonché dell’impatto che il disservizio avrebbe sulla cabina stessa, in termini di numero di utenti disalimentati.

Si rappresenta, inoltre, che è stato condiviso con Terna che le stazioni di connessione della rete AT (Roma Nord, Roma Est, Roma Sud e Roma Ovest) che alimentano la rete di distribuzione nel perimetro di competenza di areti non presentano elementi di criticità in termini di resilienza alla minaccia identificata come “allagamenti dovuti a piogge particolarmente intense o frane ed alluvioni provocate da dissesto idrogeologico”.

2. Calcolo dell’indice di Rischio

2.1. Eventi critici e selezione delle cabine secondarie critiche

2.1.1. Correlazione tra mm di pioggia e guasti sulla rete

In base all’analisi dei dati relativi alle precipitazioni verificatesi nel periodo 2008-2017, nonché alle interruzioni registrate nei medesimi dieci annidi osservazione, si determina la soglia della sollecitazione S oltre la quale si riscontra una significativa correlazione tra intensità della pioggia e le interruzioni MT.

4

In particolare si considera come valore di sollecitazione S il valore medio giornaliero di precipitazione (mm di pioggia) nel quale si riscontra un numero medio di interruzioni giornaliere pari al doppio del numero medio di interruzioni giornaliere registrato nei giorni senza pioggia o con

precipitazione media ≤ 3 mm.

La soglia di sollecitazione individuata nel caso di areti, in esito all’analisi dei dati storici relativi al periodo 2008 – 2017, risulta pari a 20 mm medi/giorno di precipitazione.

Nella seguente rappresentazione grafica è indicata la correlazione piovosità/interruzioni riscontrata per 4 classi di aggregazione di precipitazione. Si nota che per valori di precipitazione ≥ 20 mm la correlazione è prossima allo 0,7 che rappresenta un elevato indice di correlazione tra i due fenomeni.

Definita dunque la soglia mm di precipitazione media giornaliera, si calcola la probabilità

di occorrenza del fenomeno su base storica PS nel periodo di 10 anni 2008-2017:

Dove, sono i giorni di pioggia con precipitazione oltre soglia S riscontrati nel periodo di

osservazione e sono gli anni totali del periodo di osservazione.

Con riferimento al territorio servito da areti, sono stati riscontrati, nell’arco di 10 anni, 87 giorni con precipitazione media giornaliera oltre la soglia S; il valore di PS nel periodo di osservazione descritto è pari a 8,7 gg/anno.

2.1.2. Selezione degli elementi di rete critici

Nell’analisi della vulnerabilità si individuano preliminarmente le cabine secondarie nelle quali è stata riscontrata almeno una interruzione MT negli 87 giorni con precipitazione media superiore a

[mm di pioggia/giorno]

5

20 mm nel periodo di osservazione di 10 anni. Qualora una cabina abbia subito più interruzioni nell’arco della stessa giornata, viene conteggiato un solo disservizio.

Da tale insieme si selezionano: 1. le cabine con almeno 6 giorni-interruzione negli 87 giorni di precipitazione sopra soglia

degli ultimi 10 anni; 2. le cabine con almeno 3 giorni-interruzione negli 87 giorni di precipitazione sopra soglia che

ricadono negli ultimi 2 anni; 3. le cabine ubicate nelle zone con criticità idrogeologica e di esondazione fluviale primaria e

secondaria di Roma nelle quali è stato riscontrato almeno un giorno-interruzione negli 87 giorni sopra soglia del periodo di osservazione.

Le cabine secondarie selezionate in base ai criteri suddetti sono in totale 445.

2.2. Calcolo della Vulnerabilità

Nel periodo di osservazione per tutte le cabine vulnerabili identificate con le modalità suddette si determina l’indice di vulnerabilità come il rapporto Vc tra il numero dei disservizi rilevati per la c-esima cabina indicato con e il totale dei giorni con precipitazione media superiore a 20 mm nel

periodo di osservazione, indicato con .

Per la generica cabina secondaria c-esima si determina la probabilità di disservizio della

singola cabina come di seguito riportato:

= PS ∙ = ∙

Dallo sviluppo della formula si evidenzia che la probabilità di disservizio della c-esima cabina è determinata dal rapporto tra il numero dei disservizi rilevati sulla cabina nei giorni con precipitazione media superiore a 20 mm nel periodo di osservazione ed il numero degli anni di osservazione.

2.3. Calcolo dell’Impatto

Per il calcolo dell’impatto si procede all’elaborazione dell’indicatore D1 che tiene conto della durata dell’interruzione, fissata convenzionalmente ad 8 ore. Per ogni cabina MT/BT dell’elenco degli impianti vulnerabili si determina l’indicatore D1 con la formula:

dove T: durata interruzione pari a 8 ore Nc: numero di clienti BT complessivamente sottesi alle cabine comprese nell’intervallo fra

le 2 cabine telecontrollate più prossime alla c-esima cabina vulnerabile Np1: numero di clienti BT domestici dell’ambito di concentrazione considerato NP2: numero di clienti BT non domestici dell’ambito di concentrazione considerato

6

Mediante l’indicatore D1 si determina l’impatto I1 associato ad ogni singola cabina vulnerabile.

L’impatto per la c-esima cabina dell’ambito di concentrazione K-esimo vale:

dove I1: impatto connesso alla disalimentazione degli utenti BT POT1K: energia annua distribuita ai clienti domestici dell’ambito K diviso 8760 ore

POT2K: energia annua distribuita ai clienti non domestici dell’ambito K diviso 8760 ore c1d = 12 €/kWh c2d = 54 €/kWh

All’impatto economico calcolato come precedentemente descritto, si aggiunge anche l’impatto economico associato al valore definito della penale per interruzione di utenti MT, eventualmente alimentati dalle cabine comprese nell’intervallo fra le 2 cabine telecontrollate più prossime alla c-esima cabina vulnerabile considerando l’interruzione come la prima fuori soglia dell’ambito considerato.

Per il k-esimo utente compreso nell’intervallo fra le 2 cabine telecontrollate più prossime alla c-esima cabina vulnerabile vale:

dove PEIi: potenza effettiva interrotta nell’interruzione i in kW misurata nel quarto d’ora

precedente (in mancanza di questa, si assume la potenza interrotta pari al 70% della potenza disponibile del cliente) Vp: coefficiente di costo pari a 2,70 €/kW

In conclusione la penalità totale Pj della c-esima cabina relativa all’intervallo compreso fra le 2 cabine telecontrollate più prossime alla stessa, che alimenta n utenti MT, vale:

L’impatto totale Ic per la c-esima cabina vulnerabile risulta dunque composto dalla somma dei due impatti precedentemente definiti (indicatore di durata ed indicatore per cliente MT); per la c-esima cabina vale:

2.4. Calcolo dell’Indice di rischio

Per la c-esima cabina, tra quelle vulnerabili considerate, si calcola l’indice di rischio Rc quale prodotto della probabilità di disservizio Pev D c per l’impatto I c:

7

Il rischio calcolato per ciascuna cabina vulnerabile della rete elettrica considerata rappresenta, in conclusione, la metrica per la valutazione della priorità degli interventi da eseguire per migliorare la resilienza del sistema. Tale indicatore, infatti, permette di quantificare la criticità delle situazioni in essere per facilitare il successivo ordinamento degli interventi da eseguire.

2.5. Calcolo del Beneficio

Per il calcolo del beneficio, connesso ad un intervento di mitigazione del rischio, è necessario determinare, oltre al rischio ante intervento, il rischio residuo post intervento. La differenza fra il rischio ante e post intervento rappresenta il beneficio atteso.

Considerato che l’intervento di mitigazione consente di ridurre la vulnerabilità della cabina secondaria, la variazione del rischio e quindi il beneficio è da ricondursi alla variazione della vulnerabilità.

Poiché il numero medio di interruzioni giornaliere registrato nei giorni con valore medio giornaliero di precipitazione di 20 mm di pioggia è pari al doppio del numero medio di interruzioni giornaliere registrato nei giorni senza pioggia o con precipitazione media ≤ 3 mm, si assume che la vulnerabilità, e quindi il rischio, post intervento siano pari alla metà dei corrispondenti valori ante intervento.

Infine per il calcolo del Beneficio atteso in 25 anni si procede a moltiplicare il beneficio sopra identificato per il periodo di riferimento; pertanto

3. Interventi sulla rete

3.1. Piano preliminare interventi

Le cabine secondarie individuate come critiche, rispetto al fattore di rischio “allagamenti dovuti a piogge particolarmente intense”, sono state determinate applicando la metodologia sopra descritta, e costituiscono il perimetro di analisi iniziale per l’elaborazione del Piano Resilienza.

I criteri adottati per l’elaborazione del piano sono espressi nel seguito:

• sono state considerate due tipologie di intervento, convenzionalmente associate alle cabine secondarie; nello specifico la delocalizzazione è stata associata alle cabine interrate e la sostituzione dei quadri MT e BT alle altre;

• la possibilità di delocalizzazione è definita in esito ad una valutazione di massima per un sottoinsieme delle cabine interrate;

• per le due tipologie di intervento sono stati definiti due costi medi.

8

In relazione a quanto sopra il Piano, dovrà essere oggetto di consolidamento ed eventuale aggiornamento annuale in esito ad analisi puntuali, da condurre con sopralluoghi preventivi per ciascuna cabina secondaria.

I sopralluoghi consentiranno di esaminare le caratteristiche del contesto territoriale ed urbano nel quale sono ubicate le cabine secondarie, nonché le caratteristiche degli impianti, al fine di definire la soluzione tecnica ed elaborare il progetto esecutivo, con relativa determinazione puntuale del costo di ciascun intervento.

L’avvio del piano è previsto nel 2019 e con una durata quinquennale, in linea con il Piano Strategico aziendale, come rappresentato nel prospetto seguente.

Tipologia InterventoTotale

Interventi2019 2020 2021 2022 2023

Delocalizzazione cabina secondaria 105 26 26 27 26

Sostituzione apparecchiature MT-BT 340 68 68 68 68 68

Totale cabine secondarie 445 68 94 94 95 94

Piano preliminare interventi - volumi fisici

Gli interventi indicati inizieranno e termineranno nell’anno di riferimento.

3.2. Delocalizzazione della cabina secondaria

Nel caso di manufatti interrati, l’intervento ipotizzato è la delocalizzazione della cabina secondaria.

Posizionate le cabine MT/BT su base planimetrica, si è esaminato il contesto urbanistico e i vincoli associati in relazione alla possibilità di fruire di aree libere per una eventuale riallocazione delle cabine vulnerabili in locali posti fuori terra, intervento questo totalmente risolutivo della criticità; in tale casistica ricadono in totale 105 cabine MT/BT.

Sono state escluse tutte le aree ricadenti nel nucleo della Città Storica, come identificato dal NPRG (Nuovo Piano Regolatore) del Comune di Roma.

Tali interventi vengono pianificati dal secondo anno, prevedendo le tempistiche necessarie per definire una progettazione definitiva del singolo spostamento ed il conseguente iter autorizzativo (previsto ai sensi e per gli effetti della Legge Regionale 10 Maggio 1990, n. 42 e del D.P.R. 327/2001).

L’Ente competente al rilascio della autorizzazione è Città Metropolitana di Roma.

3.3. Sostituzione e riposizionamento delle apparecchiature elettriche

Per le restanti cabine secondarie si ritiene necessaria la sostituzione degli scomparti MT e BT presenti in cabina ed il loro innalzamento rispetto a terra.

Dal punto di vista di possibili allagamenti in cabina, il trasformatore è l’elemento di impianto meno critico in quanto è costituito da una cassa metallica ermetica con le parti attive isolate in aria per la connessione dei cavi ad un’altezza di norma superiore al metro.

9

Gli elementi più critici sono, invece, il quadro di bassa tensione ed il quadro di media tensione in quanto costituiti da parti attive isolate in aria ed i terminali di collegamento dei cavi nella parte inferiore dei quadri.

La sostituzione del quadro di bassa tensione prevede l’utilizzo di un quadro posizionato ad un’altezza di protezione in caso di allagamento.

La sostituzione dei quadri di media tensione prevede l’utilizzo di quadri isolati in SF6, di due tipologie che si differenziano per dimensioni e soluzione costruttiva.

La prima tipologia è costituita da un quadro mono blocco isolato in SF6, con configurazione schematica predefinita, estremamente compatto (compatibile con cabine di dimensioni ridotte) la seconda tipologia è costituita da scomparti singoli prefabbricati, isolati in SF6, assemblabili sull’impianto, e per tale motivo risulta estremamente versatile rispetto alla schematica di quadro da realizzare.

L’installazione dei quadri di media tensione è prevista su appositi telai metallici per incrementare la quota di posa rispetto alla pavimentazione del locale cabina.

Il numero di interventi in questa categoria sono, nell’arco del piano quinquennale, 340.

3.4. Altri possibili interventi

In fase di progettazione esecutiva degli interventi, potranno essere presi in considerazione eventuali ulteriori interventi risolutivi, come ad esempio:

• la realizzazione di opere in muratura che tutelino dall’ingresso dell’acqua;

• interventi di adeguamento rete per la rialimentazione dell’utenza sottesa alle cabine critiche o di mitigazione attraverso la riduzione del numero di clienti disalimentati in caso di fuori servizio;

• interventi di mitigazione dell’impatto incrementando il livello di telecontrollo e automazione delle cabine secondarie.

Si rappresenta inoltre che sono attualmente in corso sperimentazioni per la definizione di sensoristica e sistemi dedicati alla prevenzione ed il contrasto al fenomeno di allagamento in cabina secondaria. Per le soluzioni tecniche che emergeranno da tali sperimentazioni si valuterà l’opportunità di inserimento negli aggiornamenti annuali del Piano.

4. Costi e benefici

Di seguito vengono descritte le modalità di calcolo dei costi degli interventi e dei benefici attesi a valle dell’intervento.

4.1. Costi degli interventi

I costi degli interventi sono stati determinati sulla base di costi medi rilevati per le tipologie di intervento considerate. Le componenti di costo sono relative a apparecchiature, materiali, lavori, costi accessori e costi di personale areti. Per l’intervento di delocalizzazione è stato considerato anche un costo medio di riconfigurazione della rete MT e BT.

10

Nel computo dei costi da considerare nel periodo di osservazione per il calcolo dei benefici, non sono stati considerati costi di esercizio e manutenzione (manutenzione ricorrente) essendo gli stessi invarianti tra la situazione impiantistica ante e post intervento.

4.2. Benefici attesi

I benefici attesi, declinati da B1 a B5 nella Scheda 7 allegata alla Deliberazione 31/2018/R/EEL, sono calcolati secondo quanto indicato nell’Allegato A della Determinazione DIEU 7 marzo 2017, n. 2/2017.

Il beneficio B1, si ottiene valutando la riduzione delle interruzioni legate ai fenomeni di precipitazione estremamente intensi conseguente all’esecuzione dell’intervento. Il calcolo di tale beneficio, come descritto nel paragrafo 2.5, è determinato come differenza fra il rischio ante e post intervento.

Nell’Allegato A sono indicati gli indici di rischio e costi per tipologia di intervento.

Il beneficio B2, si definisce assumendo che la probabilità di disservizio del componente interessato dall’intervento si riduca del 50%, coerentemente con la riduzione della vulnerabilità, e determinando corrispondentemente costi evitati in termini di riduzione degli interventi in emergenza delle imprese distributrici.

Tali costi consistono in:

• costo medio del personale intervenuto in emergenza;

• costi medio del gruppo elettrogeno;

• costo medio di ripristino componenti guasti.

Anche in questo caso in coerenza con quanto definito nel capitolo dei costi non sono considerati costi di esercizio e manutenzione perché gli stessi sono invarianti.

Relativamente ai benefici B3 e B4 definiti rispettivamente come minori costi per la riduzione di interruzioni ordinarie e minori costi di esercizio delle imprese distributrici in occasione di interruzioni ordinarie, si ritiene opportuno in prima approssimazione non considerarli.

Relativamente al beneficio B5 non sono stati identificati altri minori costi o altri benefici.

Allegati:

Allegato A – Indici di rischio e costi per tipologia di intervento

Allegato A - Indici di rischio e costi per tipologia di intervento

ID Fattore Rischio Area Geografica Descrizione/Tipologia

intervento Clienti domestici

Clienti BT

altri usiClienti MT/Produttori

Indice di Rischio

annuo (IRI)

ante intervento

Indice di Rischio

annuo (IRI)

post intervento

Totale Costi Totale Interventi

1 Allagamento RomaDelocalizzazione

Cabina Secondaria38.857 8.894 38 € 2.424.185 € 1.212.092 € 6.642.708 105

2 Allagamento Roma

Sostituzione

apparecchiature

MT-BT

70.258 18.850 108 € 4.813.694 € 2.406.847 € 6.465.250 340

109.115 27.744 146 € 7.237.879 € 3.618.939 € 13.107.958 445Totale

PIANI PER LO SVILUPPO DELLE RETI ELETTRICHE DI … di Sviluppo 2018_areti_GIUGNO... · areti SpA -...

Documents

Transcript of PIANI PER LO SVILUPPO DELLE RETI ELETTRICHE DI … di Sviluppo 2018_areti_GIUGNO... · areti SpA -...