Gallanti

Ricerca Sistema Elettrico: i risultati per i Distributori

Massimo Gallanti

1 1 1

RSE e la Ricerca per il Sistema Elettrico (RdS)

• Ricerca di Sistema svolta RSE:

Attività di ricerca nel settore elettrico, di interesse generale, finanziata dalla

componente A5 della tariffa

Svolta tramite Accordi di Programma con il MiSE

I risultati RdS sviluppati da RSE sono pubblici

• Tipologie di attività di ricerca

Studi

Sviluppo di metodologie e strumenti hw/sw

Progetti pilota e applicazioni sperimentali

• Approccio pratico, anche grazie alla disponibilità di laboratori

per sperimentazioni

• Attività svolta in stretta interazione con i beneficiari dei risultati

Istituzioni, operatori di rete, soggetti del mercato elettrico, industria,

consumatori

2 2

La Ricerca per il Sistema Elettrico a

supporto dei Distributori

• La rete di distribuzione è una delle focalizzazioni dei

progetti RdS svolti da RSE

• Radicali cambiamenti stanno interessando l’odierna

rete di distribuzione

Sviluppo della generazione di piccola taglia. Interazione con i

generatori e con Terna

Stretta interazione con i clienti (es. smart meters)

Nuovi impieghi del vettore elettrico (auto elettrica, pompe di calore)

Qualità del servizio

…… con impatto sui processi classici della rete (pianificazione,

esercizio, manutenzione)

• Smart Grid come paradigma della nuova rete

3 3

Una selezione dei risultati RdS conseguiti da

RSE di interesse per i Distributori (1 di 3)

• Tecnologie e sistemi per Smart Grid

Sistemi di comunicazione Power Line su reti MT

Sperimentazione di protocolli di comunicazione standard per il

colloquio con la Generazione Distribuita

Controllo ottimizzato di tensione su reti di distribuzione attive

Sistemi di accumulo elettrochimici (batterie): prove di prestazione

in laboratorio e su rete test

• Smart Meter e gestione della domanda

Smart meters di seconda generazione per energia elettrica e gas

Visualizzazione dei consumi e gestione della domanda in ambiente

domestico

4 4

Una selezione dei risultati RdS di

interesse per i Distributori (2 di 3)

• Tecnologie diagnostiche e componenti per reti MT

Limitatore di corrente superconduttivo ad alta temperatura

Sistema multisensore per diagnosi di scomparti MT

Metodologie per diagnostica cavi MT

• Qualità del servizio

Sistema QUEEN per il monitoraggio della qualità della tensione alla

nodi della rete MT. Input per la regolazione sulla qualità del servizio

Interazione tra inverter e rete di distribuzione in presenza di

disturbi di rete

5 5

Una selezione dei risultati RdS di

interesse per i Distributori (3 di 3)

• Efficienza delle reti

Soluzioni per la riduzione delle perdite nelle reti di distribuzione

Sistemi di distribuzione in cc per illuminazione pubblica a LED

• Mobilità elettrica

Impatto dell’auto elettrica sulla rete di distribuzione MT e BT di una

grande città

• Previsione dei flussi di energia sulla rete di

distribuzione

Previsione della produzione da impianti FV . Valutazione

dimensionamento ottimale sistemi di accumulo

6 6

Le modalità di interazione di RSE con i distributori

Sperimentazione sulle reti del distributore di

tecnologie/prodotti della RdS, anche attraverso integrazioni

con i sistemi di automazione del distributore

Messa a punto di metodologie/prodotti sulla base sulla base

delle esigenze espresse dai distributori

Disseminazione dei risultati anche tramite incontri specifici

Condivisione di problemi e delle nuove opportunità

tecnologiche

Aggiornamento continuo sui risultati della ricerca (anche

tramite prove su casi forniti dal distributore)

Sperimentazione presso la test facility di RSE

Partecipazione congiunta in progetti di ricerca cofinanziati

da UE

7 7

Alcuni esempi di collaborazioni tra RSE e i distributori

nell’ambito della Ricerca di Sistema

Controllo ottimizzato di tensione

su reti di distribuzione attive

Limitatore di corrente superconduttivo

ad alta temperatura

Impatto dell’auto elettrica sulla rete di

distribuzione MT e BT di una grande città

Soluzioni per la riduzione delle perdite

nelle reti di distribuzione

Controllo ottimizzato di tensione

su reti di distribuzione attive

Metodologie per diagnostica cavi

MT

8 8

Sperimentazione del vettore

power line

Esempi di risultati di Ricerca di sistema

disponibili per i Distributori

9 9

Attività di RSE sulle comunicazioni power line

• Misure di caratterizzazione, studi, simulazioni

– canali trasmissivi (AT, MT, BT) • Funzioni di trasferimento • Rapporto segnale rumore • Modelli statistici di canale

– dispositivi di accoppiamento alla linea • Capacitivi • Induttivi

• Valutazione sperimentale di tecnologie Power Line per i diversi livelli di tensione e bande di frequenza

10 10

Laboratori RSE per la sperimentazione vettore

power line

• Test Facility di GD in bassa tensione – Punti di installazione PLC in

corrispondenza dei componenti principali

• Laboratorio PLC “Power line communication” – Porzione di rete di distribuzione

MT + BT

MV/HV

LVLV LV

LV LV

a b

C1C2 H

a b a b a b

T

G5H10R/43

130 m

G5H10R/43

RG7H1R RG7H1R RG7H1R

50 m10 m15 m

130 m

MV HV

C1

C2

LV loads

MV/LV Transformer

MV line MV line

MV BUS bars

LV loads

MV/LV Transformer

MV line MV line

MV BUS bars

11 11

Caratterizzazione canali power line su reti MT

• RMS- Delay Spread – Distribuzione lognormale – Media: 1,8 μs ÷ 5,1 μs

• Average Channel Gain – Distribuizione normale – Media: – 46 dB

0 2.5 5 7.5 10 12.5 150

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Root mean square delay spread (s)

CD

F

P[

x

]

Experimental (2010)

Best Lognormal Fit (2010)

Experimental (2011)

Best Lognormal Fit (2011)

2011

2010

-80 -70 -60 -50 -40 -30 -20 -100

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Average channel gain (dB)

CD

F

P[G

dB

x]

Experimental (2010)

Best normal fit (2010)

Experimental (2011)

Best normal fit (2011)

2011

2010

12 12

Prove su Test Facility in BT

IR 2 1059

W

TR4

Q9

PVH

PVG

LS1

100 m PRL

µT

Zb

IT1

Q12

Q11

MM

W

MM

MM

W

W

WW

W : strumenti di misura Wally

M : misuratori di rete

LEGENDA:

Dispower LV Board

Q12C

C1114(3)

BP2

20 m

Qzebra

C56(2)

L 9

65 m

L 4

375 m

L 10

65 m

L 7

80 m

QS3

QS2

QS1

Lk 1

L 11

40 m

: Apparati PLC

: Punti di interfaccia PLC

LS2

120 m

U56

C12(1)

QR

Lk 1

Lk 1 Lk 2

Lk 2

Q598

F 637

Q958

F 627

F 657Q968

Q964Q964

F 617

HE 0E6E

IR 1 10B3

CPE 5

09EE

CPE 5

09EECPE 4

09E4

CPE 3

09E7

CPE 2

099F

CPE 2

099F

CPE 1

09F1

CPE 1

09F1

INF

192.168.1.80

192.168.1.81

192.168.1.82

QF1A QF1BQF14

QRH

U910

Casette

QFxx

Banda 1-30

MHz

Link

MHz 2 4,5 5,67 8,17 10 12,5 15 17,5

L1

Up L2

Dw

L4

Dw

L3

Up

Link 1 Link 2

BPC

SNR

Tempi di risposta

13 13

Regolazione della tensione

nelle reti di distribuzione

attive



16

17

18

19

20

21

22

23

# nodo

V [

kV

]

Feeder 2

sbarra MT

W

GW

G

P

P

W

G

+1.25 MVar

-5 MVar

OLTC

Feeder 1

14 14

VoCANT - Voltage Controller for Active NeTworks

Controllo di tensione per reti MT ‘attive’

• presenza di generatori altera il profilo di tensione (qualità della

fornitura)

• criticità solo in alcuni periodi

• evoluzione interfaccia DSO-TSO (CdR A.70)

• Riduzione dei costi di esercizio

usuali procedure possono essere insufficienti

Necessario un controllore più evoluto

• approccio integato al problema

• risorse di regolazione differenziate:

- variatore sotto carico trasformatore AT/MT (OLTC)

- modulazione potenza reattiva (/attiva) dei generatori controllabili

- accumulo (gestito da distributore)

MT

AT

P,Q

carico

generatore

gen. controllabile (/carico)

accumulo

15 15

VoCANT - Voltage Controller for Active NeTworks

Obiettivo

trovare la soluzione con il più basso ‘costo’ operativo, per riportare i

parametri di rete entro i valori previsti. Possibilità di intervenire su risorse

controllabili: GD e sistemi di accumulo (se presenti), dispositivi di rete.

Parametri da rispettare

• Valore tensione ai nodi, valore della corrente nei rami

• Valori di P e Q nel punto di scambio con rete AT (P, Q)

• eventuali vincoli al trasformatore (OLTC)

• batteria (se presente): Emin, Emax, % carica a fine orizzonte

Risultati

• ‘setpoint’ da inviare ai generatori e ai dispositivi in campo (interventi da

applicare per riportare il valore dei parametri entro il range ammesso)

minimizzazione delle perdite

16 16

ridispacciato il reattivo di un generatore

P da AT inalterata

VoCANT - esempio di applicazione

• perdite: conseguibile riduzione

del 10% nel periodo esaminato

• Strumento per la gestione di situazioni critiche; suggerimento di azioni di

controllo

• Esempio: rete ‘sbilanciata’, con feeder attivo (GD) e sottotensione in feeder

residenziale (passivo)

• tap changer: suggerita diversa

posizione

• GD: variazione valore potenza

reattiva

17 17

VoCANT – applicazione in campo

• Rete MT reale (160 nodi MT, MT/BT), con differenti tipologie di GD

– collaborazione con ACEA, nell’ambito del progetto pilota del. 39/10

• Collaborazioni in corso con importanti società di automazione per integrazione di VoCANT nel sistema di automazione della rete, per impiego in campo

– definizione interfacce

– test di funzionalità

18 18



Smart meter di seconda generazione

19 19

– Gli organi di standardizzazione Europei CEN, CENELEC e ETSI, sono stati chiamati a definire uno standard per l’interoperabilità dei sistemi di misura elettronici per elettricità, gas, calore e acqua

– Definizione delle funzionalità minime per i nuovi smart meters che dovranno essere installati nei 27 Paesi Europei

Smart Meter di seconda generazione

inter - connessioni

generazione distribuita

veicoli elettrici


rete di trasmissione

DOMANDA

ELETTRICA

elettrodomestici

micro - generazione

efficienza energetica

abitudini dei consumatori

transazioni commerciali

contatori e visualizzatori

smart grid

smart metering

inter - connessioni

generazione distribuita

veicoli elettrici


rete di trasmissione

generazione centralizzata

DOMANDA

ELETTRICA

elettrodomestici

micro - generazione

efficienza energetica

abitudini dei consumatori

transazioni commerciali

contatori e visualizzatori

smart

• Driver: mandato di standardizzazione M/441

Obiettivi e Finalità

20 20

Funzionalità Minime - Lettura SM (su richiesta e per

fatturazione) - Programmazione tariffe da remoto - Disconnessione e riconnessione remota - Limitazione della potenza - Informazione disservizi (es. interruzioni

brevi, lunghe ecc.) - Disconnessione e riconnessione da

remoto per Esercizio e Manutenzione - Gestione dei profili di carico - ..

Funzionalità Avanzate – Comunicazione con altri contatori Gas,

Calore e Acqua – Controllo raggiungibilità dei vari SM – Adattamento automatico a

cambiamenti della topologia della rete – …

Funzionalità Opzionali

– Gestione di carichi, generazione e altri dispositivi utente

– Gestione qualità dell’energia (EN 50160) – Schede prepagate – Gestione Fasce differenziate per Vendita

e Distribuzione – …


Risultati raggiunti

Proposta RSE di classificazione delle funzioni per meglio rispondere alle peculiarità nazionali:

Minime = possedute da tutti i contatori in tutti e 27 i Paesi Europei

Avanzate = addizionali, ma codificate a livello europeo

Opzionali = funzioni che possono essere diverse nei 27 paesi europei

(su richiesta del Regolatore Nazionale)

21 21

ITRON

PRIME

Landis+Gyr

PRIME

ZIV ENEL

CERM SAGEMCOM

PRIME Meter & More

Concentratori (in cabina MT/BT)

Protocolli

(PLC)

Contatori

Tutti compatibili con mandato M/441

ITRON

ITRON Landis +Gyr ZIV ENEL

SAGEMCOM

G3- PLC


• Meter verificati nei laboratori RSE

Risultati raggiunti

G3- PLC G3- PLC

22 22

• Servizi al cliente (partecipazione a progetti EU e RdS)

OPEN meter Sviluppare un insieme coerente di standard europei per lo smart metering per le multi-utility, accettati da tutti gli stakeholder

Meter ON Dare indicazioni per l’implementare soluzioni di Smart metering in tutta Europa, sulla base delle esperienze di maggior successo

• Valutazione Costi benefici (supporto AEEG DL 28/12 (art. 4)) – Procedura e selezione investimenti ammessi alla sperimentazione

– Valutazione costi benefici attraverso progetti dimostrativi

• Sicurezza

e completezza

dei dati (supporto

al CIG per la

crittografia delle

comunicazioni

wireless)

• Metering GAS sicurezza comunicazioni wireless

Smart Meter di seconda generazione Smart Meter di seconda generazione

Riscontri da parte di terzi e attività futura

23 23

Limitatore di corrente basato su

tecnologia superconduttiva (SFCL)



24 24

• Limitazione reale della corrente di corto circuito

• Trasparenza in rete in condizioni normali

• Passività e auto-innesco

• Velocità di risposta all’evento di guasto

• Ripristino naturale senza interventi esterni

• Ridotto impatto ambientale

Principali vantaggi degli SFCL

25

26

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320

Time (ms)

Cu

rren

t (k

A)

▬ I Lim phase R ▬ I Lim phase S ▬ I Lim phase T

— I SC phase R — I SC phase S — I SC phase T

Vnom=10.2 kV, Inom= 220 A , THTS initial = 77 K, Rshunt for phase=0.011 W, , Xshunt for phase=0.395 W

Comparison between unlimited (I SC ) and limited (I Lim ) short circuit current

Isc =33.28 kAp

Ilim =18.22 kAp

LF = 1.83

Prove di corto circuito sul prototipo di SFCL trifase

26

27

Installazione e messa in servizio del limitatore

Marzo 2012

Installazione del prototipo di SFCL sulla

rete di A2A

L’attività sperimentale in campo è iniziata; da oltre due mesi il limitatore è sottoposto

alla normale funzionalità della rete di distribuzione

Metodologie innovative per la

diagnostica cavi MT



28 28

Diagnostica cavi MT

• Procedura di prova per la valutazione della

condizione di isolamento del cavo e l’individuazione

puntuale di eventuali anomalie

• Misura di tgδ

• Misura di scariche parziali

• Valutazioni lungo la tratta di cavo che unisce due

cabine.

29 29

Da cabina 75070 a cabina 3663

L1 L2 L3

SP

3m ter 82m giunto

165-250m cavo-giunto 363m giunto

219m giunto 318m cavo 366m cavo

219m giunto 318m cavo 366m cavo

tgδ Riprovare dopo 1 anno Analisi urgenti Riprovare dopo 1

anno

• Analisi effettuate in collaborazione con distributori

Diagnostica cavi MT

30 30

Studio di fattibilità di una rete d’illuminazione pubblica in corrente

continua



31 31

32

Obiettivi dello studio

• Esplorare le possibilità e i vantaggi

dell’alimentazione in c.c. applicata agli apparecchi

LED per illuminazione pubblica.

• L’adozione della c.c. nell’illuminazione a LED, può

consentire risparmi energetici, con riduzioni della

potenza assorbita e delle perdite di rete.

• La valutazione dei possibili vantaggi in termini di:

- semplificazione degli alimentatori,

- riduzione delle perdite,

- riduzione della caduta di tensione,

- facilità di regolazione,

- contenimento dei disturbi sulle reti in ca.

32

• Riduzioni perdite conseguibili nelle stesse linee di

distribuzione c.a. per la quasi totale assenza di

armoniche, per l’assenza di prelievi di potenza reattiva.

• la semplificazione dell’alimentatori in c.c. porta ad una

riduzione della potenza dissipata assai prossima al 50%.

• minori cadute di tensione della distribuzione in c.c.

rispetto a quella in c.a.

• Non sono evidenti particolari vantaggi in termini di

stabilizzazione dei flussi luminosi delle lampade.

Risultati dello studio (1 di 2)

33

Efficienza energetica della distribuzione in c.c.

33

Risultati dello studio (2 di 2)

• L’analisi ha evidenziato una riduzione di perdite

stimabili nell’ordine del 10% della potenza utile delle

lampade.

Categ. D Categ. E Categ. F Categ. F

Strade

urbane di

scorrimento

Strade

urbane di

quartiere

Strade locali

ambito extra-

urbano

Strade locali

ambito

urbano

VALORI MEDI

DELLE 4

TIPOLOGIE DI

STRADE

Perdite tot del

sistema di

illuminazione in ca

20,35% 20,35% 21,63% 18,64% 20,24%

Perdite tot del

sistema di

illuminazione in cc

10,10% 10,10% 10,44% 9,67% 10,08%

Risparmio con

l’introduzione della

corr. continua

10,25% 10,25% 11,19% 8,97% 10,17%

34 34

• L’alimentazione in c.c. di impianti di IP stradale con

apparecchi LED comporta una consistente

semplificazione della struttura degli alimentatori, con

benefici di efficienza.

• Attività di disseminazione e di confronto mirato con gli

operatori del settore: ASSIL, CEI, costruttori di

alimentatori, progettisti apparecchi led e distributori di

energia elettrica per illuminazione Pubblica.

Conclusioni

35 35

Impatto dell’auto elettrica sulla

rete di distribuzione cittadina



36 36

RSE e la Ricerca per il Sistema Elettrico: un’opportunità per dei Distributori

• Analisi di scenario su ipotesi di diffusione auto

elettrica

• Differenti modalità di ricarica

Ricarica lenta: notturna, nel box di casa, diurna in aree

protette (es. parcheggi aziendali)

Ricarica veloce: prevalentemente diurna, in punti di ricarica

pubblici collocati presso i distributori

• Impatto sulla rete BT (ricarica lenta) e MT (ricarica

veloce)

37 37

Profili di prelievo per la ricarica veloce

Profilo di ricarica veloce:

in fase con la curva di

mobilità

Circa 1 MWh/giorno per ogni

distributore

38

Rete elettrica MT e stazioni di ricarica

Sviluppo rete MT nell’area considerata Aree di servizio con ricarica veloce

39 39

Profilo di tensione lungo i feeder

Senza ricarica auto elettrica con ricarica auto elettrica

Variazione tensione ai nodi per effetto ricarica auto elettrica

40

RSE e la Ricerca per il Sistema Elettrico: un’opportunità per i Distributori

• Accesso ad un cluster completo e di alto livello di

competenze, per operare su diversi temi strategici

• Ricercatori che parlano la stessa lingua del

distributore

• Risultati e metodologie immediatamente trasferibili

• Canale di accesso ai contesti internazionali di ricerca

(con possibilità di partecipazione congiunta a progetti

cofinanziati)

41 41

Grazie per l’attenzione

[email protected]

42

Valutazione del potenziale di

riduzione delle perdite di rete



43

Calcolo delle perdite di distribuzione:

metodologia adottata

Reti campione: • alta concentrazione: 79 km, 11 feeder, 230 nodi (4 di SZ), Cabina Primaria da 100 MVA • media concentrazione: 102 km, 8 feeder, 290 nodi (90 di SZ), C.P. da 50 MVA • bassa concentrazione: 233 km, 14 feeder, 1117 nodi (663 di SZ), C.P. da 75 MVA • rete a tensione ridotta (9 kV): 80 km, 12 feeder, 99 nodi (3 di SZ), sottostaz. MT/MT da 45 MVA

Scenari di carico: • curve giornaliere normalizzate di utenze residenziali (Cabine Second.) e commerciali (utenti MT) • fattori di scala per tenere conto delle variazioni settimanali e stagionali (giorni tipici) • dati disponibili: taglia dei trasformatori di C.S., potenza impegnata di utenti MT

Calcoli di load-flow: • vengono rappresentati:

• trasformatori AT/MT di C.P. • linee MT • trasformatori MT/BT di C.S.

• 2 valori di tensione unificati (15 e 20 kV)

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

00:0

0

01:0

0

02:0

0

03:0

0

04:0

0

05:0

0

06:0

0

07:0

0

08:0

0

09:0

0

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

0

00:0

0

ore

Cari

co

[p

.u.]

C.S. <= 400 kVA

C.S. >= 630 kVA

Utenti MT

Topologia e curve orarie rete alta concentrazione

44

Intervento di rifasamento

Tipo di rifasamentoAlta

densità

Media

densità

Bassa

densità

Alta

densità

Media

densità

Bassa

densità

Cabine Sec. e Utenti MT a cosf 0.95 -9.2% -8.2% -8.6% -7.3% -6.9% -5.8%

solo Cabine Secondarie a cosf 0.95 -6.2% -5.5% -6.6% -5.2% -4.9% -4.7%

solo Utenti MT a cosf 0.95 -3.3% -3.4% -2.6% -2.2% -2.5% -1.7%

Variazione perdite rispetto a cosf = 0.9

15 kV 20 kV

Tipo di territorio Tipo di territorio

Tipo di rifasamentoAlta

densità

Bassa

densità

Alta

densità

Bassa

densità

Cabine Sec. a 0.95 - Utenti MT a 0.95 -7.2% -6.0% -5.4% -4.0%



Variazione perdite rispetto a

Cabine Sec. a 0.92 - Utenti MT a 0.9

15 kV 20 kV

Strategie di rifasamento analizzate: • rifasamento da 0,9 a 0,95 di tutti i carichi (Cabine Secondarie e utenti MT) • rifasamento da 0,9 a 0,95 delle sole Cabine Secondarie • rifasamento da 0,9 a 0,95 dei soli utenti MT

• è stata considerata anche l’ipotesi di cosf iniziale di 0,92 per le Cabine Secondarie

45

Intervento di sostituzione dei trasformatori

delle Cabine Secondarie

Tipo di sostituzione trasformatoreAlta

densità

Media

densità

Bassa

densità

Alta

densità

Media

densità

Bassa

densità

da normali a ridotte -5.5% -7.1% -6.5% -8.4% -10.5% -10.0%

da normali a ridottissime -8.7% -12.6% -10.6% -14.3% -20.1% -18.3%

da ridotte a ridottissime -3.4% -5.9% -4.4% -6.4% -10.8% -9.3%

Variazione perdite

15 kV 20 kV

Tipo di territorio Tipo di territorio

Classi di efficienza dei trasformatori: • a perdite normali secondo CEI 14-13 • a perdite ridotte secondo CEI 14-13 • classe B0-Ak secondo CEI EN 50464-1 (incentivazione TIT)

I risparmi sono riferiti alle perdite totali (AT/MT + MT + MT/BT) e non a quelle del solo stadio MT/BT

L’installazione di trasformatori conformi alla classe a perdite ridotte è successiva al 1988

46

Energia Perdite Perdite

trasportata a V ridotta a V standard Energia Emissioni

km GWh/anno GWh/anno GWh/anno GWh/anno t CO2/anno

15000 4760 164 62 102 41764

Risparmio potenziale

Riclassamento reti a tensione ridotta

Lunghezza

Tipo di esercizio Perdite %

Tensione ridotta 3.44%

Tensione standard 1.30%

Riclassamento:

• si ipotizza che la rete campione sia mediamente rappresentativa delle possibili combinazioni di tensione iniziale (6, 8.4, 9, 10 kV) e finale (15, 20 kV)

• si stima che attualmente circa il 3÷4% dell’estensione totale della rete MT sia esercita a tensione ridotta

• si attribuisce alla porzione a tensione ridotta un transito di energia per chilometro pari alla media della rete MT nazionale ridotta del 50% per tenere conto della minore portata delle linee

Intervento di riclassificazione reti di

distribuzione

47

Stima del risparmio potenziale a livello nazionale

Energia Emissioni

GWh/anno t CO2/anno

Rifasamento a cosf 0.95 501 205218

Sostituzione dei trasformatori 737 302294

Riclassamento reti a tensione ridotta 102 41764

Tutti gli interventi 1340 549277

Risparmio potenziale

Tipo di intervento

Tabella di sintesi dei potenziali benefici in termini di riduzione dei consumi energetici e delle emissioni di CO2 conseguibili a livello nazionale una volta ultimato il processo di applicazione degli interventi esaminati.

Complessivamente si otterrebbe una riduzione di 1.340 GWh/anno, pari al 6,5% delle perdite elettriche sull’intera rete italiana (20.570 GWh nel 2010).

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