Negli ultimi anni, le reti elettriche hanno subito una profonda trasformazione: da semplici vettori di energia sono diventate infrastrutture intelligenti grazie all’integrazione di sistemi digitali, sensori avanzati e strumenti di analisi dei dati. Questo progresso consente non solo di reagire ai guasti, ma anche di prevenirli, garantendo maggiore continuità del servizio.
Manutenzione predittiva: come si faceva prima
Storicamente, la gestione dell'energia adottava un approccio correttivo, che prevedeva l'intervento solo a guasto avvenuto. In passato, la prevenzione dei guasti veniva comunque attuata e si basava principalmente su interventi di manutenzione programmata, organizzando regolari campagne di ispezione svolte da personale specializzato. Queste attività permettevano di rilevare segni di usura, anomalie o possibili criticità sugli impianti prima che si trasformassero in veri e propri guasti. Tuttavia, l’efficacia di questi controlli era condizionata dalla capacità di osservazione degli operatori, dalla frequenza delle ispezioni stesse e soprattutto dal fatto che alcune porzioni della rete risultavano comunque irraggiungibili. Molte sezioni della rete, essendo interrate, possono essere raggiunte solo attraverso scavi, un’operazione spesso impraticabile se non solo a guasto avvenuto.
Oggi, invece, l’approccio è radicalmente diverso, e grazie all'implementazione di soluzioni automatizzate, sensori intelligenti e piattaforme avanzate per l'analisi dei dati garantisce una sorveglianza continua e di elevata accuratezza, anche nelle sezioni della rete tradizionalmente difficili da monitorare. I benefici di tali tecnologie rispetto ai metodi convenzionali risultano evidenti, in particolare in relazione alla riduzione dei costi operativi.
Dalla reazione alla prevenzione: il cambio di paradigma nella gestione dell’energia
Le tecnologie chiave che sostengono questa evoluzione includono i sistemi IoT (Internet of Things) e i sensori intelligenti che raccolgono informazioni strategiche sullo stato della rete. Alla base del sistema vi sono piattaforme di raccolta e analisi dei dati forniti dai numerosi sensori distribuiti sul territorio. Queste piattaforme, tramite avanzati algoritmi di analisi predittiva, consentono di individuare eventuali cambiamenti nel funzionamento di cavi o dispositivi che compongono l’infrastruttura di rete, segnalando possibili anomalie e permettendo così di pianificare la manutenzione prima che si verifichino guasti effettivi. I sistemi di telecontrollo assicurano inoltre un monitoraggio continuo e rendono possibili interventi automatizzati che non richiedono in alcuni casi neppure l’intervento umano.
Torino e il modello messo a punto da IRETI
Un caso concreto di questa evoluzione si trova a Torino, considerata una vera "città-laboratorio" per l’innovazione nella gestione delle reti elettriche. IRETI (il gestore della rete elettrica cittadina) ha introdotto un sistema avanzato di telecontrollo e monitoraggio coordinato dal Centro Operativo di Esercizio, che offre una supervisione continua e una visione unificata della rete in tempo reale durante tutto l’anno. Inoltre, IRETI ha sviluppato una piattaforma software specifica per la manutenzione predittiva: questa soluzione analizza sia i dati raccolti sul campo sia quelli storici, consentendo di identificare con precisione le parti della rete a maggiore rischio di guasto. Ogni componente strategico della rete viene scrupolosamente monitorato.
A ciascun interruttore è assegnato un "health index", ovvero un punteggio che riflette lo stato di salute e l'affidabilità sulla base di dati oggettivi ed eventi registrati. Le operazioni di manovra vengono attentamente monitorate per garantirne la piena efficienza. In presenza di anomalie o di un numero elevato di scatti relativi a uno specifico interruttore, il sistema provvede automaticamente a inviare una segnalazione per ispezione e manutenzione. Viceversa, il sistema segnala la necessità di intervento qualora un interruttore non venga movimentato per un intervallo prolungato (ad esempio, superiore ai 12 mesi), salvaguardando così la sua funzionalità meccanica. Infine sono monitorate anche le manovre effettuate in seguito a guasto, come ad esempio quelle dovute a corto circuito; qualora venga superata la soglia prestabilita di scatti sotto guasto, viene generato un avviso di manutenzione preventiva.
I trasformatori, invece, elementi chiave del sistema elettrico, sono dotati di un health index specifico. Tale indice viene aggiornato automaticamente nel tempo sulla base dei principali parametri operativi della macchina, quali la temperatura, il carico elettrico, le condizioni ambientali di installazione e il numero di interventi manutentivi effettuati.
Anche alle linee elettriche di media tensione (MT) viene attribuito un punteggio. Questo indice tiene conto di fattori come l’età della linea, la sua lunghezza, il numero di giunti e i guasti registrati. Tale valutazione aiuta a individuare i tratti di rete più vulnerabili, facilitando la pianificazione di interventi mirati.
Anche le cabine secondarie e primarie ricevono una valutazione complessiva sotto un punto di vista strutturale, prendendo in considerazione sia l’età dell’edificio, sia quella dei componenti installati, oltre agli interventi di manutenzione effettuati. Questo processo aiuta a pianificare gli interventi di rinnovo strutturale prima che insorgano eventuali problemi.
I Sensori e l'Acquisizione Dati
Il monitoraggio avanzato implementato da IRETI si focalizza attualmente sulla rete di Media Tensione (MT). La gestione dei dati e degli allarmi avviene mediante l’impiego del protocollo di comunicazione IEC 61850, uno standard internazionale per la comunicazione nelle reti elettriche. IRETI ha già a piano di avviare nel futuro prossimo le procedure necessarie per estendere tali funzionalità anche alla rete di bassa tensione, al fine di garantirne la copertura fino all’ultimo tratto che serve direttamente le utenze domestiche.
L'acquisizione dei dati si avvale di sensori installati in modo strategico:
- In cabina secondaria: Vengono utilizzati specifici terminali installati alle estremità dei cavi di media tensione con sensori integrati che ne misurano i parametri elettrici (tensione e corrente) e si trovano all’interno dei quadri di media tensione. Ulteriori sensori rilevano ad esempio l’apertura della porta della botola della cabina, la presenza di fumo in cabina o nel singolo scomparto, la temperatura e l’eventuale presenza di acqua in cabina (indice di un potenziale allagamento in corso).
- In cabina primaria: Il monitoraggio si concentra sia sul campionamento costante delle principali grandezze fisiche ed elettriche come nel caso delle cabine secondarie, più dei monitoraggi specifici come la composizione chimica degli oli isolanti presenti nei trasformatori di grossa potenza, piuttosto che la presenza di ozono, gas dal tipico odore pungente, sintomo di scariche parziali o archi elettrici in corso rilevabili con sensori fotosensibili installati all’interno dei quadri.
L’acquisizione dei dati avviene attraverso una sofisticata rete di acquisizione e trasporto, paragonabile a una rete internet (chiusa), costruita per garantire la trasmissione sicura e continua delle informazioni strategiche relative al funzionamento della rete elettrica. Tuttavia, queste reti non si limitano alla sola raccolta dei dati: sono strutturalmente attive e bidirezionali. Attraverso la stessa infrastruttura vengono infatti inviati comandi ai dispositivi di campo e implementati automatismi che consentono di azionare interruttori, modulare i flussi di potenza e modificare gli assetti di rete in tempo reale, migliorando nettamente i tempi di reazione ai guasti e la pronta riduzione dell’utenza interessata.
La gestione di questa mole imponente di dati e comandi richiede sistemi di raccolta, archiviazione, analisi e controllo estremamente robusti e reattivi, capaci di filtrare tempestivamente i segnali di allarme e supportare decisioni operative immediate. Proprio per la natura critica delle informazioni trattate e per il ruolo fondamentale che questi dati e comandi rivestono nella continuità e nella sicurezza del servizio elettrico, la rete di trasporto è protetta da avanzati sistemi di cyber sicurezza. Questi includono protocolli di cifratura, autenticazione degli accessi e monitoraggio continuo degli eventuali tentativi di intrusione, garantendo così che i dati sensibili non vengano compromessi e che la rete resti resiliente anche di fronte a minacce informatiche sempre più sofisticate.
È evidente come le figure tecniche coinvolte in questi processi, al giorno d’oggi, devono avere competenze non solo nel campo dell’elettrotecnica, ma anche in elettronica, informatica, gestione delle reti dati, protocolli di comunicazione e big data. Proprio per rispondere a queste esigenze, alcune università italiane hanno iniziato ad erogare corsi di specializzazione o master specifici sulle smart grid.
