PROTEZIONE CATODICA E GESTIONE DELLE RETI: PER SAPERNE DI PIÙ

A cura di Lorenzo Maggioni.
Dall’intervento a SMART GRID DAYS 2025 (8-9 ottobre 2025), organizzato da Automa.

Il contesto europeo: sicurezza energetica e accelerazione del biometano

Negli ultimi anni il biometano ha assunto un ruolo sempre più centrale nelle strategie energetiche europee. Il rialzo dei prezzi del gas, innescato anche dalle tensioni geopolitiche tra Russia e Ucraina, ha reso evidente l’esigenza di diversificare le fonti e di ridurre la dipendenza dalle importazioni.

In questo quadro, il piano REPowerEU ha fissato un obiettivo ambizioso: portare la produzione di biometano a circa 35 miliardi di m³/anno entro il 2030. L’Italia, attraverso il proprio PNIEC, mira a 5,7 miliardi di m³/anno al 2030, puntando in modo prioritario sulla riconversione del parco biogas esistente e sullo sviluppo di nuovi impianti.

Biogas e biometano in Europa: trend impiantistico e prospettive

Il sistema europeo parte da una base impiantistica storicamente orientata alla produzione elettrica da biogas. Per molti anni la digestione anaerobica è stata trainata da schemi incentivanti legati alla generazione elettrica, con Germania e Italia come mercati di riferimento per numerosità di impianti e maturità della filiera.

Oggi il trend è diverso: mentre il numero di nuovi impianti biogas per elettricità tende a stabilizzarsi, crescono in modo continuo gli impianti (nuovi o riconvertiti) destinati alla produzione di biometano mediante upgrading. La traiettoria attesa nei prossimi anni è quindi un progressivo spostamento della produzione dal biogas “power” al biogas “gas” (biometano), con integrazione crescente nelle reti e nei mercati finali.

Biomasse e feedstock: evoluzione delle matrici in ingresso

La composizione delle biomasse utilizzate per la digestione anaerobica è un indicatore chiave dell’evoluzione del settore. In Europa la quota predominante deriva da risorse agricole, categoria che include sia colture dedicate sia, sempre più, effluenti zootecnici e sottoprodotti agricoli e agroindustriali.

Storicamente, soprattutto nei primi anni di sviluppo, la digestione anaerobica in ambito agricolo si è basata in misura significativa su colture energetiche (es. insilato di mais), talvolta in regimi di monocultura o doppia coltura. Con il progressivo affinamento dei criteri di sostenibilità e con l’evoluzione delle politiche, il settore ha ridotto l’incidenza delle colture dedicate, aumentando l’impiego di reflui e sottoprodotti, con benefici sia ambientali sia di accettabilità territoriale.

Nel biogas elettrico, oltre alle matrici agricole, mantiene un peso rilevante il gas di discarica. Nel biometano, invece, il ruolo delle discariche è limitato (per la maggiore complessità di purificazione), mentre assume importanza crescente la FORSU (Frazione Organica del Rifiuto Solido Urbano). In Italia esistono impianti di taglia industriale alimentati a FORSU, con produzioni dell’ordine di migliaia di m³/h.

Il ruolo degli incentivi: perché il mercato cresce a scatti

Come già avvenuto per il biogas elettrico nella fase iniziale, anche lo sviluppo del biometano è fortemente correlato alla presenza di meccanismi di supporto. I dati storici mostrano che l’aumento della produzione è avvenuto in modo più rapido nei Paesi che hanno definito schemi incentivanti stabili e bancabili.

La Germania ha avviato per prima una filiera industriale strutturata del biometano; in seguito, Danimarca, Regno Unito e Francia hanno registrato crescite significative grazie a policy nazionali dedicate. In questa fase l’Italia sta contribuendo in modo crescente, soprattutto per effetto del Decreto Ministeriale 15 settembre 2022, che ha attivato un portafoglio ampio di progetti in graduatoria.

Obiettivi al 2030: PNIEC, gap di produzione e nuovi decreti

Per inquadrare le traiettorie di medio-lungo periodo è utile fare riferimento ai PNIEC nazionali, che fissano target al 2030 in termini di produzione di biogas e/o biometano. Nel caso italiano l’obiettivo è 5,7 miliardi di m³/anno.

Il DM 2 marzo 2018 ha sostenuto la produzione di biometano destinato ai trasporti (biocarburante avanzato), portando la produzione a valori prossimi a 800 milioni di m³/anno. Con il DM 15 settembre 2022 (biometano “Ter”), il contingente complessivo è pari a 257 mila Sm³/h, circa 2,1 miliardi di m³/anno, assegnato attraverso cinque procedure competitive.

Sulla base dell’avanzamento autorizzativo e realizzativo dei progetti, è realistico attendersi una produzione a regime nell’ordine di 1,6-1,8 miliardi di m³/anno per questo decreto. Ne deriva un gap rispetto al target PNIEC, che rende plausibile l’introduzione di un ulteriore provvedimento (spesso indicato come “biometano Quater”) per sostenere la crescita nel secondo tratto del decennio.

Accesso alle reti gas: principi europei e criticità operative

L’iniezione del biometano in rete rappresenta il passaggio chiave per scalare il settore, ma richiede regole chiare e procedure efficienti. Il nuovo quadro europeo per i mercati del gas decarbonizzato (Direttiva (UE) 2024/1788 e Regolamento (UE) 2024/1789) rafforza i principi di accesso non discriminatorio e trasparente alle infrastrutture.

In pratica, i gestori di rete sono tenuti a gestire le richieste di connessione secondo criteri tecnici ed economici definiti e pubblici. Eventuali dinieghi o limitazioni devono essere motivati – tipicamente – da vincoli di sicurezza dell’infrastruttura o da considerazioni di efficienza economica, in un perimetro soggetto alla vigilanza dell’Autorità Nazionale di Regolazione (NRA), che può intervenire in caso di controversie.

Permane tuttavia un elemento di frammentazione: i requisiti di qualità del gas per l’immissione non sono ancora pienamente armonizzati a livello europeo. Le differenze tra Paesi su parametri come ossigeno, CO2, zolfo o odorizzazione incidono sulla progettazione dell’upgrading, sui costi e, in alcuni casi, sulla replicabilità di soluzioni standard.

Qualità del gas: variabilità dei limiti nazionali

Le tabelle seguenti evidenziano le differenze tra specifiche nazionali di qualità del gas in diversi Paesi europei. Per l’operatore, questi scostamenti si traducono in requisiti progettuali diversi (ad esempio sul controllo dell’ossigeno e sulla gestione dei composti solforati), con impatti su CAPEX, OPEX e affidabilità operativa.

Il caso Italia: base installata, transizione e pilastri normativi

L’Italia è il secondo mercato europeo per biogas, con circa 2.000 impianti elettrici e una potenza installata intorno a 1.350 MW. Parallelamente, sono operativi circa 150 impianti di biometano, con una produzione prossima agli 800 milioni di m³/anno (perimetro DM 2018).

Un nodo strategico è legato al ciclo di vita degli incentivi storici: oltre 1.100 impianti elettrici realizzati con tariffe particolarmente favorevoli (es. 0,28 EUR/kWh, con durata 15 anni ed entrata in produzione nel periodo 2009-2012) arriveranno a fine incentivo nel 2027. Senza strumenti di transizione, una quota rilevante di impianti rischia di uscire dal mercato.

In questo contesto, il legislatore ha scelto di orientare la filiera verso la produzione di biometano, introducendo due decreti cardine (DM 2/3/2018 e DM 15/9/2022) e completandoli con ulteriori provvedimenti e norme tecniche. In particolare, oggi il settore si fonda su tre pilastri: DM 15/09/2022 (incentivi), DM 224/2023 (Garanzie di Origine) e D.L. 63/2024 (strumenti contrattuali e integrazione con domanda industriale).

Il DM 15/09/2022: incentivi, procedure competitive e PNRR

Il DM 15/09/2022 prevede due modalità di incentivazione: tariffa onnicomprensiva e tariffa premio, a seconda della configurazione di vendita/ritiro. L’accesso avviene tramite procedure competitive (aste) e il contingente complessivo assegnabile è pari a 257 mila Sm³/h, equivalente a circa 2,1 miliardi di m³/anno.

Un elemento di forte attrattività è l’incentivo in conto capitale del PNRR, fino al 40% del costo di investimento entro i massimali previsti. Inoltre, il decreto estende la destinazione d’uso del biometano anche a impieghi diversi dai trasporti, aprendo in modo più strutturato il mercato industriale.

Nelle procedure competitive 3-5, la tariffa di riferimento è 124,48 EUR/MWh (valore indicato dal decreto e dalle procedure applicative). Il risultato è un portafoglio di 554 progetti in graduatoria, che ha impegnato circa il 90% del contingente disponibile.

GO e domanda industriale: DM 224/2023 e D.L. 63/2024, art. 5-bis

Il DM 224/2023 disciplina l’emissione delle Garanzie di Origine (GO) per il biometano. La GO è un certificato elettronico che attesta l’origine rinnovabile della produzione: in assenza di GO, il gas immesso in rete è indistinguibile – sul piano delle “claims” – dal gas fossile.

Il D.L. 63/2024 (cd. “Decreto Agricoltura”), all’articolo 5-bis, introduce la possibilità di accordi bilaterali tra produttori di biometano agricolo e industrie hard-to-abate. In tale configurazione, la GO può essere trasferita al consumatore finale, con potenziali applicazioni nel perimetro ETS come strumento di decarbonizzazione e, di fatto, di competitività industriale. Nella pratica, parte del beneficio economico può essere condiviso lungo la filiera, contribuendo alla bancabilità dei progetti.

Norme tecniche UNI: qualità del gas e criteri di sostenibilità

Sul piano tecnico, la UNI/TS 11537:2024 definisce requisiti e modalità di verifica per la qualità del biometano destinato all’immissione in rete. La UNI/TS 11567:2024, invece, dettaglia i criteri e le modalità di calcolo della sostenibilità, con particolare attenzione alla riduzione delle emissioni climalteranti (GHG) lungo l’intera filiera.

Ai fini dell’accesso agli incentivi, il biometano deve dimostrare una riduzione delle emissioni rispetto ai benchmark: per i trasporti il riferimento è 94 gCO₂eq/MJ con riduzione minima del 65%; per altri usi finali il riferimento è 80 gCO₂eq/MJ con riduzione minima dell’80%.

Conclusioni: una filiera in accelerazione

Il quadro regolatorio europeo (RED III e Gas Package) e l’evoluzione degli strumenti nazionali stanno rendendo più definito il contesto di crescita di biogas e biometano. In Italia, l’ampia base di impianti biogas elettrici costituisce un’opportunità unica per accelerare la riconversione verso il biometano e contribuire in modo sostanziale ai target PNIEC ed europei.

La combinazione di incentivi (DM 15/09/2022), strumenti di tracciabilità e valorizzazione (GO) e nuovi modelli contrattuali con la domanda industriale apre prospettive concrete di sviluppo. A questo si affiancano effetti economici e occupazionali, con un incremento atteso dei green jobs lungo tutta la catena del valore: impianti, filiere agricole, servizi, engineering e industria tecnologica.

A cura di Cristiano Fiameni, Direttore Tecnico Comitato Italiano Gas
Dall’intervento “Methane emissions: l’evoluzione della normativa”
SMART GRID DAYS 2025, 8 – 9 ottobre 2025.

Quello delle methane emissions è un tema che non possiamo esimerci dal trattare, dal momento che è stato pubblicato il Regolamento UE 2024/1787 sulla riduzione delle emissioni di metano nel settore dell’energia. Vedremo, quindi, le linee sulle quali si è sviluppata l’attività durante il 2025 e le prospettive che possiamo intravedere nella fase applicativa di questo Regolamento, che è particolarmente complesso.

Le criticità operative del Regolamento sulle Methane Emissions

Il Regolamento è stato pubblicato a luglio del 2024 ed è entrato in vigore il 4 agosto dello stesso anno. È importante sottolineare questa data, perché da quel momento ha avuto origine una serie di scadenze di rilievo.

Questo provvedimento ha la particolarità di essere veramente molto invasivo. Infatti, non solo fissa gli obiettivi ma traccia anche il percorso, lasciando poco spazio al settore tecnico e provocando difficoltà dal punto di vista operativo, in quanto presenta forti limitazioni sulle modalità che, inevitabilmente, si scontrano con le necessità pratiche degli operatori.

Come già detto, il principale obiettivo dell’introduzione del Regolamento è ridurre le emissioni; a tal fine, queste vanno ricercate, trovate, quantificate, verificate e riparate. Questo si applica a tutta la filiera del gas: trasporto, distribuzione, stoccaggio e rigassificazione.

Da una parte, il fatto di coprire l’intera filiera è positivo. Ma dall’altra, essendo quest’ultima molto diversificata, gli strumenti da utilizzare dovrebbero essere adeguati a ciascuna porzione di filiera. Nella realtà dei fatti, però, il Regolamento è a taglia unica, e dispone un unico modo di operare a prescindere che si debba intervenire su un impianto di rigassificazione o su una rete urbana distribuita in una città di milioni di abitanti. I requisiti e le modalità di intervento richieste sono quindi le medesime, ed è questo il nodo dal quale emergono le criticità applicative del Regolamento 2024/1787.

Gli adempimenti del Regolamento

Dall’entrata in vigore del provvedimento sulle Methane Emissions ci sono diversi adempimenti: alcuni sono a carico degli Stati membri, mentre altri sono a carico degli operatori o della Commissione.

Riguardo agli Stati membri, diversi Paesi europei non hanno ancora concluso l’attività di nomina dell’autorità competente. L’Italia, d’altra parte, ha già presentato un DDL e ha messo a disposizione delle e-mail ufficiali da parte del MASE – Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, a cui gli operatori possono fare riferimento per le comunicazioni.

Anche gli operatori coinvolti, come detto, hanno alcuni adempimenti: ad agosto 2025, per esempio, dovevano presentare il primo report sulla ricerca delle fughe (LDAR) sull’anno precedente, e dovevano anche quantificare le emissioni, utilizzando dei fattori di emissione generici. Ciò significa che si potevano fare anche valutazioni più precise, ma il minimo richiesto era l’utilizzo di valori di letteratura dei fattori di emissione applicati ai propri asset.

Il Ministero ha comunicato che gran parte degli operatori è stato in grado di adempiere a tale obbligo. I problemi ci saranno però nei prossimi mesi, perché a partire da febbraio 2026 gli operatori dovranno presentare un’altra relazione utilizzando dei fattori di emissione specifici per il loro asset. Ciò richiede da parte degli operatori di eseguire un’importante attività di valutazione dei propri asset, e di come riportare questi dati a fattori che abbiano una collocazione realistica nel proprio sistema. Tutto questo non è semplice quindi ci saranno delle difficoltà.

Nel 2027, invece, gli operatori dovranno presentare una relazione riportando sia la quantificazione delle emissioni sui propri asset, sia la verifica tra le misure eseguite a terra e i riscontri in atmosfera, ovvero la riconciliazione. Una sfida piuttosto ambiziosa per il settore, dal momento che il Regolamento ha presentato i requisiti senza che fossero ancora disponili tutti gli strumenti.

Le norme tecniche a supporto

Un’altra questione da tenere in considerazione è rappresentata dagli strumenti, cioè le norme tecniche a supporto del provvedimento. Il Regolamento, infatti, non solo prevede che ci siano appunto delle norme tecniche a supporto di questa attività, ma prevede anche che tali norme possano essere riconosciute dalla Commissione Europea come strumenti attuativi. L’organismo che redige le norme è il CEN-Comitato Europeo di Normazione, a cui partecipano vari Paesi europei, tra cui l’Italia.

Esistono però degli aspetti critici in questo percorso. Il primo aspetto è che per redigere le norme serve una richiesta specifica da parte della Commissione (standardization request). Questa richiesta è stata presentata nel 2024 e c’è voluto diverso tempo per arrivare a una conclusione. Le ultime notizie ci dicono che la fase tecnica di confronto tra la Commissione e il CEN si è conclusa, e che si arriverà a breve alla firma del contratto. Dato che il contratto prevede tre anni per redigere le norme, le potremmo avere entro la fine del 2028. Pertanto, siamo di fronte a un’asimmetria: i requisiti più stringenti si applicano a partire dal 2027 mentre le norme ci saranno forse all’inizio del 2028. Questo rappresenta un primo problema.

Il secondo problema è che il Regolamento si è preso in carico gli onori e gli oneri di determinare in modo preciso anche requisiti di tipo tecnico e questo è diventato un elemento bloccante. Infatti, il Regolamento prevede che la Commissione pubblichi un atto delegato in cui sono indicati gli MDL (Minimum Detection Limit) sulle tecnologie e che dia indicazioni anche sui limiti per operare la prelocalizzazione. Il punto è che questi valori non sono ancora stati definiti.

Nel 2025 è uscito un primo documento di consultazione per gli stakeholder che avrebbe dovuto essere la base per produrne un successivo. La scadenza era il 5 agosto del 2025, ma non è stata rispettata. Pertanto, siamo di fronte a una doppia criticità: la prima è relativa a norme tecniche non disponibili a causa dei ritardi nell’emissione dei documenti previsti da parte della Commissione; la seconda riguarda l’aspetto pratico legato agli operatori. Questi ultimi, infatti, hanno degli obblighi che non possono rimandare, e per ottemperare a tali obblighi devono svolgere delle attività in campo che richiedono investimenti su tecnologie e strumentazioni.

Bisogna quindi considerare che vi sono anche investimenti fatti “al buio”, sperando che le best practice industriali vengano considerate in questo atto delegato e che di conseguenza tali investimenti vengano riconosciuti come validi. Purtroppo, è un momento di grande incertezza.

L’attività svolta fino a qui e i prossimi passi attesi

Cosa abbiamo fatto nel frattempo? CIG, attraverso gli esperti che i soci hanno messo a disposizione, ha partecipato ai lavori e ha fornito il proprio contributo portando la posizione italiana ai tavoli europei.

A livello europeo è da segnalare il contributo di Marcogaz, l’associazione internazionale no profit che rappresenta l’industria del gas europea. che ha prodotto delle linee guida applicative del Regolamento. Queste linee guida forniscono indicazioni sugli aspetti principali e introducono due elementi utili per gli operatori. In primo luogo, vengono forniti dei diagrammi esemplificativi del processo da seguire in conformità con il Regolamento; oltre a questo, viene introdotto un capitolo sul tema dei costi-benefici dell’attività che viene svolta: l’attività di riparazione della fuga non deve causare un danno ambientale superiore a quello provocato dalla fuga stessa.

Questo primo documento fornisce alcune indicazioni di massima che ci permettono di ipotizzare che questo concetto sarà ripreso nella richiesta di standardizzazione che la Commissione presenterà al CEN. Se così sarà, il CEN potrà sviluppare un capitolo dedicato alle indicazioni per gli operatori sui casi in cui “il gioco non vale la candela”. Soprattutto per chi opera nel settore della distribuzione, avere indicazioni del genere è molto importante perché i numeri in gioco sono davvero rilevanti.

Marcogaz nel 2024 ha pubblicato delle linee guida sulla parte del Venting & Flaring e ha commentato in maniera puntuale il primo documento di consultazione sui limiti proposti dalla Commissione che, in alcuni casi, erano considerati poco realistici per alcuni tipi di applicazione. Infatti, ci sono sia tecnologie consolidate sia tecnologie moderne, ma bisogna fare in modo che non ci sia un unico modo di operare: è necessario adottare un approccio neutrale al fine di ottenere il risultato voluto.

In vista della richiesta della Commissione, il CEN ha deciso di non pubblicare la bozza di progetto sul MRV (Monitoring, Reporting, Verification), iniziata nel 2022, ma di utilizzarla come base tecnica per sviluppare le norme in corso. Il comitato tecnico europeo CEN/TC 234 sta sviluppando, in parallelo, tre norme a supporto dell’attuazione del Regolamento:

• La prima è sulla quantificazione delle fughe e la reportistica associata – MRV (art. 12).
• La seconda è sulla LDAR, Leak Detection and Repair (art.14).
• La terza è sul Venting & Flaring (art. 15, art. 16).

Quindi il CEN ha già predisposto delle bozze che, per poter essere sviluppate e inviate in inchiesta pubblica, necessitano dei due documenti che abbiamo citato nei paragrafi precedenti: la richiesta di standardizzazione e l’atto delegato.

Infine, in ambito CIG si è lavorato per la redazione di una linea guida nazionale che, nel rispetto dei requisiti di legge, conduca all’applicazione pratica del Regolamento per il settore della distribuzione, cercando di “tenere insieme” gli obblighi del provvedimento con le prescrizioni di ARERA – Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente.

L’attività si è conclusa a novembre 2025 ed è stata presentata in via preliminare al MASE.

Il Comitato Italiano Gas, costituito nel 1953, ha la finalità di migliorare la sicurezza e l’efficienza nell’uso dei gas combustibili. Nel 1960 è entrato a far parte dell’UNI, l’ente nazionale italiano di normazione, diventando così l’organo ufficiale italiano per l’unificazione normativa nel settore dei gas combustibili.

In quanto associazione che comprende membri istituzionali e non, il CIG copre con i suoi soci tutta la filiera, dall’import di gas fino a trasporto, distribuzione, stoccaggio, utilizzo, apparecchiature, dispositivi e installazioni.

L’upgrading del biogas in biometano è un processo tecnologico che converte il biogas prodotto da fonti rinnovabili, come il letame di bestiame o la biomassa agricola, in biometano, adatto all’immissione nella rete di distribuzione del gas naturale.

È un processo di purificazione complesso, che mira ad aumentare la qualità del biogas rimuovendo le impurità e la CO₂ in esso presenti. Il metano risultante viene quindi raccolto, compresso e denominato biometano.

Il biometano generato attraverso il processo di upgrading è chimicamente paragonabile al gas naturale e può essere immesso nelle infrastrutture esistenti e utilizzato insieme ad altre fonti per soddisfare la domanda di energia.

Al momento, la produzione di biogas e la sua conversione in biometano risultano ancora molto inferiori rispetto alla capacità di immissione delle cabine RE.MI.

Inoltre, questa quantità è variabile a seconda delle circostanze che caratterizzano sia i processi di produzione che quelli di conversione.

Attualmente il gestore della distribuzione del gas è tenuto a garantire la priorità di immissione al produttore di biometano. Pertanto, il sistema deve sempre immettere biometano in rete quando dispone di biometano idoneo all’immissione, che ha la precedenza rispetto agli altri impianti di gas naturale collegati alla stessa rete.

Ci sono però degli scenari diversi che possono verificarsi nel corso del processo di immissione. Cosa può avvenire?

Gli scenari possibili nell’immissione di biometano

Quando viene prodotto biogas e l’impianto di upgrading mantiene una fornitura regolare di biometano sia in quantità che in qualità, idealmente non ci sono ostacoli al normale funzionamento del sistema di iniezione.

Ma possono emergere anche delle situazioni che comportano delle criticità, come ad esempio:

• La pressione misurata all’ingresso del regolatore tende ad aumentare progressivamente a causa dell’aumento della produzione di biometano nel sistema di upgrading. In questo caso il rischio è che si verifichi un fenomeno di sovrappressione.
• La portata del sistema di upgrading è superiore alla portata massima ammissibile di biometano, ovvero il produttore immette più biometano di quanto concordato contrattualmente con il distributore del gas. Tale condizione non comporta normalmente rischi per la sicurezza dell’impianto, ma ha conseguenze economiche per il produttore che incorre in sanzioni o penali previste dal contratto per il superamento dei limiti di immissione.
• Il biometano proveniente dal sistema di upgrading non dispone di una pressione sufficiente per superare la pressione della rete, che in questo caso è elevata a causa di una ridotta domanda o di una condizione di contropressione. Anche se la produzione è regolare, la pressione di rete ostacola l’iniezione, portando al possibile arresto del sistema.
• La pressione di rete subisce un aumento temporaneo a causa della diminuzione del consumo . In queste condizioni, la pressione di rete potrebbe raggiungere il setpoint del regolatore causando quindi il blocco dell’iniezione.
• Il biometano proveniente dal sistema di upgrading non soddisfa i parametri di qualità richiesti. Si ha quindi un problema a livello di sistemi/ apparecchiature (allarmi di sicurezza, allarmi di prevenzione, guasti, interruzione di corrente) che costringe l’impianto a fermarsi.

La soluzione AUTOMA per superare gli scenari critici

Per evitare i problemi connessi ai possibili scenari critici che abbiamo appena visto, in AUTOMA abbiamo progettato e realizzato un sistema in grado di ottimizzare l’immissione di biometano nella rete del gas naturale e di garantire la priorità di immissione al produttore, indipendentemente dalle oscillazioni orarie di produzione, portata, pressione e domanda in rete.

Si tratta del sistema di regolazione dinamica GOLEM-ZERO, che combina l’elettronica avanzata con un attuatore elettromeccanico. GOLEM-ZERO muove la vite di regolazione di un regolatore di pressione pneumatico standard, trasformandolo in un regolatore intelligente.

La tecnologia GOLEM è basata su un servomeccanismo ad accoppiamento meccanico che interagisce direttamente con i piloti dei regolatori di pressione, supportata da un sistema elettronico avanzato. Grazie all’intelligenza incorporata nel sistema, GOLEM-ZERO può funzionare in modalità autonoma e regolare dinamicamente in base alle effettive condizioni al contorno, riducendo di conseguenza la necessità di interventi manuali in sito. Il sistema è applicabile a qualsiasi modello di regolatore e può essere facilmente integrato nelle cabine (RE.MI.) esistenti grazie ad adattatori progettati su misura.

L’alimentazione può avvenire tramite rete elettrica, ma anche tramite un impianto fotovoltaico. In aggiunta ai controlli di sicurezza a livello logico, durante la fase di sviluppo, sia in laboratorio che sul campo, sono stati implementati sistemi di sicurezza meccanici ed elettromeccanici per evitare problemi con possibili fermi della vite di regolazione del pilota e in generale con le logiche implementate.

Il sistema è gestito manualmente e da remoto tramite qualsiasi software SCADA o WebPressure (una suite sviluppata da AUTOMA appositamente per il settore), funziona in modalità completamente automatica, agendo dinamicamente sul set-point del regolatore in base a logiche predefinite. Il sistema GOLEM-ZERO comunica in locale con il GOLIAH5P (G5P), ovvero una RTU AUTOMA, o con qualsiasi PLC/RTU tramite protocollo Modbus su porta RS485.

Grazie a GOLEM-ZERO la gestione dell’iniezione di biometano avviene in tempo reale, da remoto e in maniera automatizzata. Il sistema ottimizza le attività operative di ogni giorno, garantendo al contempo una prospettiva di successo a lungo termine per l’impianto.

In presenza di una domanda di gas da parte della rete, i tempi di fermo in cui non si riesce a iniettare biometano a causa di fluttuazioni lato produzione sono normalmente circa il 10 – 12% delle ore annue. Grazie a GOLEM-ZERO, queste interruzioni diminuiscono del 70 – 80%, permettendo di iniettare fino al 6 – 8% di biometano in più nel corso dell’anno.

Inoltre, gli interventi in campo per il bilanciamento, non pianificati ma necessari per garantire la priorità di iniezione, diminuiscono fino al 35%, il che si traduce in minori costi operativi.

AUTOMA progetta e produce soluzioni hardware e software innovative e Made in Italy peril monitoraggio e il controllo remoto in ambito Oil, Gas e Water.

Siamo nati nel 1987 in Italia, e oggi oltre 50.000 dispositivi Automa sono installati in più di 40 Paesi nel mondo.

Vuoi garantire un’immissione di biometano prioritaria e ininterrotta e tempi di attività massimizzati per la messa in rete?

Contatta il nostro team senza impegno e ti diremo cosa possiamo fare per ottimizzare l’operatività e il controllo delle infrastrutture.