COMUNE DI TRAPANI, PROVINCIA DI TRAPANI

(1)

RELAZIONI E TABULATI INQUADRAMENTO TERRITORIALE ELABORATI IMPIANTO DI RETE

ELABORATI IMPIANTO UTENTE

DOCUMENTAZIONE A.

B.

C.

D.

E.

PROGETTO PER LA REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO A TERRA PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DENOMINATO "BORGO FAZIO" CON POTENZA DI PICCO PARI A 2.392 KWp E POTENZA IN IMMISSIONE PARI A

2000 kWp E DI TUTTE LE INFRASTRUTTURE NECESSARIE PER LA CONNESSIONE, DA UBICARE A TRAPANI (TP), IN CONTRADA GUARINE, NEL LOTTO DI TERRENO DISTINTO AL N.C.T. AL FOGLIO N. 296, PART. LLE 46, 98, 108, 139, 141, 143,

435, 39, 43, 101, 116, 89

COMUNE DI TRAPANI, PROVINCIA DI TRAPANI

OGGETTO:

VISTI DI APPROVAZIONE:

COMMITTENTE:

ECOSOUND 1 S.R.L.

VIA ALESSANDRO MANZONI N. 30,

20121 MILANO (MI), CODICE FISCALE N. 10902370963

05

ALLEGATO CLASSE ELABORATO

REV. DATA ESEGUITO VERIFICATO APPROVATO

CODICE DI RINTRACCIABILITA' E-DISTRIBUZIONE N.939166149

A 1

RELAZIONE IMPIANTO UTENTE

PROGETTISTA ELETTRICO ING. COSIMO PADALINO

ISCRITTO ALL'ORDINE DEGLI INGEGNERI DELLA PROVINCIA DI CALTANISSETTA SEZ. "A",

SETT. "B" N. 1448

Amministratore Unico Sig. SHAPIRA YOAV (*) Il Documento è firmato digitalmente ai sensi D.Lgs 82/2005 s.m.l. e norme collegate e sostituisce il documento cartaceo e la

firma autografa

PROGETTISTI:

ING. VINCENZO LAMIA

ISCRITTO ALL'ORDINE DEGLI INGEGNERI

DELLA PROVINCIA DI TRAPANI SEZ. "A" SETT.A, N. 1618/A

ING. GIUSEPPE DI GIROLAMO

ISCRITTO ALL'ORDINE DEGLI INGEGNERI DELLA PROVINCIA DI TRAPANI SEZ. "A"SETT.B, N. 1874/A PADALINO COSIMO

2020.11.17 15:58:53

CN=PADALINO COSIMO C=IT

2.5.4.4=PADALINO 2.5.4.42=COSIMO RSA/2048 bits

SHAPIRA YOAV 30.11.2020 14:28:05 UTC

(2)

1

INDICE

1. GENERALITÀ _____________________________________________________________ 3

1.1 OGGETTO E LIMITI DEL PROGETTO ______________________________________________ 3 1.2 LEGGI, NORMATIVE E REGOLAMENTI DI RIFERIMENTO ___________________________ 3 1.3 DATI DI PROGETTO _____________________________________________________________ 8

2. INQUADRAMENTO TERRITORIALE_________________________________________ 9 3. DESCRIZIONE IMPIANTO ________________________________________________ 13

3.1 DATI URBANISTICI _____________________________________________________________ 13 3.2 DATI URBANISTICI _____________________________________________________________ 15 3.3 ATTIVITÀ PER LA REALIZZAZIONE E MESSA IN SERVIZIO DELL’IMPIANTO

FOTOVOLTAICO _______________________________________________________________ 16 3.4 SUOLO ________________________________________________________________________ 17 3.5 ACQUA ________________________________________________________________________ 17 3.6 COMBUSTIBILI _________________________________________________________________ 18 3.7 RIFIUTI ________________________________________________________________________ 18 3.8 EMISSIONI IN ATMOSFERA ______________________________________________________ 18 3.9 ATTIVITÀ ECONOMICHE ED OCCUPAZIONE ______________________________________ 18 3.10 OPERE DI MITIGAZIONE ________________________________________________________ 18

4. VALUTAZIONE DELLA DISPONIBILITÀ DELLA RADIAZIONE SOLARE ________ 19

4.1 GENERALE ____________________________________________________________________ 19 4.2 OMBREGGIAMENTO ____________________________________________________________ 19 4.3 ALBEDO _______________________________________________________________________ 20 4.4 ANALISI DELLA PRODUCIBILITA’ ________________________________________________ 20 4.5 BENEFICI AMBIENTALI _________________________________________________________ 20

5. CRITERI SEGUITI PER IL DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO _____________ 22

5.1 GENERALE ____________________________________________________________________ 22 5.2 CRITERIO DI STIMA DELL’ENERGIA PRODOTTA __________________________________ 22 5.3 CRITERIO DI VERIFICA ELETTRICA ______________________________________________ 22 5.4 CRITERI DI DIMENSIONAMENTO CAVI E CANALIZZAZIONI ________________________ 23 5.5 VERIFICA DELLA PORTATA ______________________________________________________ 24 5.6 VERIFICA DELLA CADUTA DI TENSIONE _________________________________________ 24 5.7 CANALIZZAZIONI ______________________________________________________________ 25 5.8 CRITERI DI VERIFICA DELLA PROTEZIONE CONTRO I CONTATTI INDIRETTI ________ 25 5.9 COORDINAMENTO TRA CONDUTTORI E DISPOSITIVI DI PROTEZIONE _____________ 25 5.10 PROTEZIONE DALLE SCARICHE ATMOSFERICHE __________________________________ 26

6. DATI TECNICI IMPIANTO FOTOVOLTAICO ________________________________ 27

6.1 MODULI FOTOVOLTAICI ________________________________________________________ 27 6.2 INVERTERS CC/CA ______________________________________________________________ 27 6.3 QUADRO DI PARALLELO AC _____________________________________________________ 28 6.4 TRASFORMATORE ______________________________________________________________ 29

(3)

6.5 QUADRO MT ___________________________________________________________________ 29 6.6 TRASFORMATORE SERVIZI AUSILIARI ____________________________________________ 30

7. VERIFICA ELETTRICA DI COMPATIBILITA’ INVERTER - MODULI FV __________ 32 8. DIMENSIONAMENTO E VERIFICA DEI CAVI _______________________________ 34

8.1 SPECIFICHE CAVI IN CORRENTE CONTINUA ______________________________________ 34 8.2 SPECIFICHE CAVI IN CORRENTE ALTERNATA BT __________________________________ 39 8.3 COLLEGAMENTO TRA INVERTER E QUADRO DI PARALLELO AC ___________________ 40 8.4 COLLEGAMENTO TRA QUADRO DI PARALLELO AC E BARRE BT DEL TRAFORMATORE40 8.5 SPECIFICHE CONDUTTORI DI PROTEZIONE ______________________________________ 40 8.6 SPECIFICHE CAVI IN CORRENTE ALTERNATA MT _________________________________ 41

9. IMPIANTO DI TERRA _____________________________________________________ 42

9.1 GENERALITA’ __________________________________________________________________ 42 9.2 IMPIANTO DI TERRA IN CABINA DI CONSEGNA ___________________________________ 43 9.3 IMPIANTO DI TERRA CAMPO FOTOVOLTAICO ____________________________________ 43

10. CONCLUSIONI ___________________________________________________________ 45

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3 1.GENERALITÀ

1.1OGGETTO E LIMITI DEL PROGETTO

La presente relazione ha lo scopo di fornire una descrizione puntuale del progetto per la realizzazione di un impianto di generazione elettrica alimentato da fonte solare. Il progetto prevede la realizzazione di un impianto fotovoltaico avente potenza di picco del generatore di 2.392 kW e potenza in immissione in corrente alternata pari a 2.000 kW.

Tale impianto di produzione, sito nel comune di Trapani (TP), in contrada Guarine, verrà realizzato in conformità alle leggi e normative tecniche vigenti.

1.2LEGGI, NORMATIVE E REGOLAMENTI DI RIFERIMENTO

L’impianto sarà realizzato a regola d’arte, come prescritto dalle normative vigenti, ed in particolare dal D.M. 22 gennaio 2008, n. 37 e s.m.i.

Le caratteristiche dell’impianto stesso, nonché dei suoi componenti, devono essere in accordo con le norme di legge e di regolamento vigenti ed in particolare essere conformi:

· alle prescrizioni di autorità locali;

· alle prescrizioni e indicazioni della Società Distributrice di energia elettrica;

· alle prescrizioni del gestore della rete;

· alle norme CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano).

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4

L’elenco completo delle norme alla base della progettazione è riportato a seguire:

Leggi e decreti Normativa generale:

Legge 1 marzo 1968, n. 186: disposizioni concernenti la produzione di materiali, apparecchiature, macchinari, installazione e impianti elettrici ed elettronici.

Legge 9 gennaio 1991, n. 10: norma per l’attuazione del piano energetico nazionale in materia di uso nazionale dell’energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia.

Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79: attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica.

Decreto Ministero dell’Ambiente 22 dicembre 2000: finanziamento ai comuni per la realizzazione di edifici solari fotovoltaici ad alta valenza architettonica.

Direttiva CE 27 settembre 2001, n. 77: sulla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato dell’elettricità (2001/77/CE).

D.P.R. 6 giugno 2001, n. 380: Testo unico delle disposizioni legislative e regolamentari in materia edilizia.

Decreto Legislativo n. 387 del 29-12-2003: attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità.

Decreto Legislativo n. 152 del 3 aprile 2006: Norme in materia ambientale (G.U. n. 88 del 14 aprile 2006).

Decreto Ministero Sviluppo Economico del 10 settembre 2010: Linee guida per l'autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili. (G.U. n.219 del 18 settembre 2010)

Decreto legislativo n. 28 del 3 marzo 2011: Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE (G.U. n. 71 del 28 marzo 2011);

Decreto Pres. Regione Sicilia n° 48 del 18/07/2012:Regolamento recante norme di attuazione dell’art. 105, comma 5, della legge regionale 12 maggio 2010, n. 11.

Decreto Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare del 30 marzo 2015: Linee guida per la verifica di assoggettabilità a valutazione di impatto ambientale dei progetti di competenza delle regioni e province autonome, previsto dall’articolo 15 del decreto- legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116.

Legge Regione Sicilia n° 16 del 10 agosto 2016: Recepimento del Testo Unico delle disposizioni legislative e regolamentari in materia edilizia approvato con decreto del Presidente della Repubblica 6 giugno 2001, n. 380 Sicurezza:

D.Lgs. 81/2008 (testo unico della sicurezza): misure di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro;

DM 37/2008: sicurezza degli impianti elettrici all’interno degli edifici.

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5 Norme Tecniche

CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua.

CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria.

CEI EN 60904-1(CEI 82-1): dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche tensione- corrente.

CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di riferimento.

CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento.

CEI EN 61727 (CEI 82-9): sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell’interfaccia di raccordo con la rete.

CEI EN 61215 (CEI 82-8): moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipo.

CEI EN 61646 (82-12): moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri - Qualifica del progetto e approvazione di tipo.

CEI EN 50380 (CEI 82-22): fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici.

CEI 82-25: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa tensione.

CEI EN 62093 (CEI 82-24): componenti di sistemi fotovoltaici - moduli esclusi (BOS) - Qualifica di progetto in condizioni ambientali naturali.

CEI EN 61000-3-2 (CEI 110-31): compatibilità elettromagnetica (EMC) - Parte 3: Limiti - Sezione 2: Limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di ingresso " = 16 A per fase).

CEI EN 60555-1 (CEI 77-2): disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1: Definizioni.

CEI EN 60439 (CEI 17-13): apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri BT).

Serie composta da:

CEI EN 60439-1 (CEI 17-13/1): apparecchiature soggette a prove di tipo (AS) e apparecchiature parzialmente soggette a prove di tipo (ANS).

CEI EN 60439-2 (CEI 17-13/2): prescrizioni particolari per i condotti sbarre.

CEI EN 60439-3 (CEI 17-13/3): prescrizioni particolari per apparecchiature assiemate di protezione e di manovra destinate ad essere installate in luoghi dove personale non addestrato ha accesso al loro uso -Quadri di distribuzione (ASD).

CEI EN 60445 (CEI 16-2): principi base e di sicurezza per l’interfaccia uomo-macchina, marcatura e identificazione - Individuazione dei morsetti e degli apparecchi e delle estremità dei conduttori designati e regole generali per un sistema alfanumerico.

CEI EN 60529 (CEI 70-1): gradi di protezione degli involucri (codice IP).

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6

CEI EN 60099-1 (CEI 37-1): scaricatori - Parte 1: Scaricatori a resistori non lineari con spinterometri per sistemi a corrente alternata.

CEI 20-19: cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V.

CEI 20-20: cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a 450/750 V.

CEI EN 62305 (CEI 81-10): protezione contro i fulmini.

Serie composta da:

CEI EN 62305-1 (CEI 81-10/1): principi generali.

CEI EN 62305-2 (CEI 81-10/2): valutazione del rischio.

CEI EN 62305-3 (CEI 81-10/3): danno materiale alle strutture e pericolo per le persone.

CEI EN 62305-4 (CEI 81-10/4): impianti elettrici ed elettronici interni alle strutture.

CEI 81-3: valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro quadrato.

CEI 0-2: guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici.

CEI 0-3: guida per la compilazione della dichiarazione di conformità e relativi allegati.

UNI 10349: riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.

CEI EN 61724 (CEI 82-15): rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici - Linee guida per la misura, lo scambio e l’analisi dei dati.

CEI 13-4: sistemi di misura dell’energia elettrica - Composizione, precisione e verifica.

CEI EN 62053-21 (CEI 13-43): apparati per la misura dell’energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni particolari -Parte 21: Contatori statici di energia attiva (classe 1 e 2).

CEI EN 62053-23 (CEI 13-45): apparati per la misura dell’energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni particolari -Parte 23: Contatori statici di energia reattiva (classe 2 e 3).

CEI 64-8, parte 7, sezione 712: sistemi fotovoltaici solari (PV) di alimentazione.

TICA:

Delibera ARG-elt n.90-07: attuazione del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 19 febbraio 2007, ai fini dell’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante impianti fotovoltaici.

Delibera ARG-elt n. 99-08 TICA: testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive – TICA).

Delibera ARG-elt n. 161-08: modificazione della deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 13 aprile 2007, n. 90/07, in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici.

Delibera ARG-elt n. 179-08: modifiche e integrazioni alle deliberazioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08 e n. 281/05 in materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica.

– Precisazione.

(8)

7

I riferimenti di cui sopra possono non essere esaustivi. Ulteriori disposizioni di legge, norme e deliberazioni in materia, anche se non espressamente richiamati, si considerano applicabili.

(9)

8 1.3DATI DI PROGETTO

1.3.1Dati committente:

ECOSOUND1 SRL Via Alessandro Manzoni, 30 20121 – Milano (MI)

Codice fiscale e n. iscrizione al Registro delle Imprese: 10902370963 Forma giuridica: Società a Responsabilità limitata

Amministratore Unico: Sig. ShapiraYoav, nato a Tel Aviv - Israele il 15 Settembre 1969 C.F. SHP YVO 69P15 Z226 C, residente a Milano (Mi) in via Alessandro Manzoni n°30.

1.3.2Dati indicativi locazione impianto e punto di connessione:

 Indirizzo: Contrada Borgo Fazio

 Comune: Trapani (TP)

 Foglio di mappa n° 296

 Particelle n° 435-46-139-141-98-143

 Codice POD: IT001E939166149

 Codice di Rintracciabilità E-distribuzione: 227524790

1.3.3Caratteristiche dell’energia elettrica

I parametri tecnici dimensionali nel punto di allaccio del nuovo impianto fotovoltaico sono:

- Tensione nominale di alimentazione: 20kV

- Frequenza nominale di alimentazione: 50 Hz

- Corrente massima di esercizio: 28,9 A

1.3.4 Sistema di distribuzione

- Distribuzione in MT: 3 conduttori (3P)

- Categoria dell’impianto in funzione della tensione: categoria II

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9 2.INQUADRAMENTO TERRITORIALE

L’impianto sorgerà sul territorio di Trapani, in località C/da Guarine, ad una distanza di circa 22 km in direzione Sud-Est dal comune di Trapani E a circa 22 km in direzione Nord –Est dal comune di Marsala, a valle della strada provinciale SP8, a circa 1 km dalla frazione di “Borgo Fazio”. L’area interessata dall’impianto si sviluppa su un versante a debole pendenza (< 10°), esposto a Sud-Est, ed è compresa tra le quote topografiche di 120 m s.l.m. e 155 m s.l.m.

Il sito di installazione ricade:

- nella tavoletta “Borgo Fazio” 257 IV SE della Carta Topografica d’Italia edita dall’I.G.M.;

- nelle tavolette 606090, 606130 e 605160 della carta tecnica regionale (C.T.R.);

- -nell’area territoriale tra il bacino idrografico del fiume Birgi e il bacino idrografico del fiume Lenzi-Baiata (050 del P.A.I.) approvato con D.P.R.S.

n.315 del 16/07/2007, esterna ad aree classificata a rischio e/o pericolosità geomorfologica ed idraulica.

Il fondo, interamente in Zona Territoriale Omogenea E ossia Zona agricola, s è censito al Catasto dei terreni del comune di Trapani al Foglio n.296, mappali 46-98-108-139-141-143-435-39-43-101-116-89, di seguito meglio dettagliati:

- n.46, estensione 55 are, 62 ca, qualità seminativo classe 3, reddito dominicale € 25,85 reddito agrario € 10,05;

- n.98, estensione 4 ha 75 are, 80 ca, qualità seminativo classe 3, reddito dominicale € 221,16 reddito agrario € 86,01;

- n.108, estensione 3 are 65 are 60 ca, qualità seminativo classe 3, reddito dominicale € 30,49 reddito agrario € 11,86;

- n.143, estensione 1 ha 81 are, 50 ca, qualità seminativo classe 3, reddito dominicale € 84,36 reddito agrario € 32,81;

- n.43, estensione 95 are, 80 ca, qualità seminativo classe 3, reddito

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10 dominicale € 44,53 reddito agrario € 17,32;

- n.89, categoria C/2 classe 3 consistenza 22 mq Rendita € 47,72.

di proprietà di:

- Drago Giuseppa Maria nata a Castelvetrano (TP) il 18-01-1950,C.F.

DRGGPP50A58C286B;

- Tripoli Nicolina nata a Salemi (TP) il 25-02-1928, C. F.

TRPNLN28B65H700R.

-

Ai fini del rilascio del titolo autorizzativo e della messa in esercizio del suddetto impianto fotovoltaico, per i terreni summenzionati, è stato sottoscritto un preliminare di vendita in favore della ECOSOUND 1 Srl, oltre alle eventuali servitù essenziali per la connessione e gli accessi. Maggiori dettagli sono disponibili nel piano particellare e nella documentazione sottoscritta fra le parti.

Di seguito, in Fig.1 si riporta, l’ubicazione del sito oggetto di intervento all’interno del territorio provinciale.

Figura 1: Inquadramento Territoriale Regionale

(12)

11

Il punto di consegna dell’impianto sarà posizionato in prossimità del campo fotovoltaico, alle coordinate geografiche Lat. 37,853786° - Lon 12.676639°, la connessione alla rete elettrica esistente di MT (20 kV) avverrà tramite collegamento in antenna sulla linea denominata “Soldato”. I nuovi sostegni, la nuova linea aerea, i cavidotti interrati e la cabina di consegna verranno posizionati come specificato negli elaborati grafici a corredo della presente.

L’area oggetto di intervento ricade nel paesaggio locale 16 degli ambiti 2,3 del piano territoriale paesistico regionale denominato “Marcanzotta”. Si tratta del paesaggio locale più esteso della provincia di Trapani, dominato dal massiccio di Montagna Grande. L’intero paesaggio locale è variamente solcato da torrenti, fiumare, fiumi che disegnano un paesaggio prevalentemente pianeggiante. La vocazione di tutto il territorio del paesaggio locale è assolutamente agricola, con colture prevalentemente estensive di cereali, uliveti, vigneti. Il lotto agricolo oggetto della presente relazione non è oggetto, ai sensi di suddetto Piano Paesaggistico, ad alcun livello di tutela, mentre immediatamente a sud, ma non interessato dall’impianto fotovoltaico, insiste il paesaggio locale “16b – paesaggio fluviale, aree di interesse archeologico comprese” con livello di tutela 1.

L’area oggetto di intervento, compresa tra i bacini idrografici del fiume Birgi e quello del fiume Lenzi-Baiata, presenta una morfologia complessa caratterizzata da deboli pendenze con formi dolce e arrotondate con quota topografica compresa tra 240 metri a monte e 120 metri a valle lungo un versante di circa 1 km fino al “Canale delle Guarine” con pendenze medie tra i 10°-12°; classificato secondo il D.M. 17/01/2018 come categoria T1.

La morfologia dell’area si presenta alquanto omogenea data da rilievi tabulari arenacei che raramente raggiungono i 300 m s.l.m. (Timpone delle Guarine) e versanti argillosi con deboli pendenze. In tutta l’area in studio, per le modeste pendenze del piano di campagna e per la natura dei terreni in posto, non si osservano particolari forme di modellamento geomorfologico, superficiale o profondo, se non quello legato alle acque di ruscellamento superficiale che, nell’area, determinano qualche fosso a basso potere erosivo.

Dal punto di vista geologico siamo in presenza di terreni costituiti da argille sabbiose con lenti di sabbie e conglomerati di apporto fluvio-deltizio (Fm. Terravecchia).

L’impianto fotovoltaico in progetto non ricade in area sottoposta vincolo idrogeologico, ai sensi del R.D. 3267 del 30/12/1923, e a vincolo paesaggistico. In Fig.2 si riporta l’ortofoto con l’indicazione dell’area occupata dai trackers e dall’opera di rete di connessione. Si rimanda all’allegato B1 – INQUADRAMENTO TERRITORIALE per una visione più esaustiva dell’area in oggetto.

(13)

12

Figura 2:Ortofoto con indicazione dell’area occupata dall’impianto fotovoltaico

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13 3.DESCRIZIONE IMPIANTO

3.1DATI URBANISTICI

L’impianto fotovoltaico in oggetto ha una potenza di picco del generatore fotovoltaico pari a 2.392 kWp, mentre la potenza in immissione dello stesso è pari a 2.000 kW.

Il campo sarà esposto, con un orientamento azimutale a 90° rispetto al sud ed avrà un’inclinazione rispetto all’orizzontale variabile con angolo da 0 a ± 60 °. Le strutture di ancoraggio dei moduli sono in acciaio di tipo mobile, ad inseguimento mono-assiale, fissate al terreno tramite infissione di pali. I moduli installati su ogni struttura sono posti ad un’unica fila. Per la realizzazione dell’impianto sarà disponibile una tipologia di trackers, sul quale è possibile installare 26 moduli fotovoltaici il numero dei trakers è di 200. Di seguito si riporta sezione del modulo tracker che verrà installato.

Figura 3: Sezione modulo Tracker

I moduli fotovoltaici verranno collegati in stringhe, costituite da 26 componenti, ed ogni stringa sarà collegata direttamente all’inverter fotovoltaico. Tale inverter verrà protetto con una piccola struttura composta da due profili portanti un pannello coibentato posto nel lato Sud e un pannello coibentato in copertura.

(15)

14

Figura 4: Particolare posizionamento inverter

Gli inverter sono dotati di 9-6 MPPT, e per ogni inseguitore del punto di massima potenza è possibile installare un massimo di 2 stringhe di moduli. In totale, sul campo verranno installati otto inverter aventi potenza nominale pari a 175kW e 6 inverter aventi potenza nominale pari a 100kW. In uscita ad ogni inverter verranno collegati i cavi di potenza del circuito in corrente alternata. Tali linee elettriche faranno capo a n°2 quadri di parallelo posizionati all’interno delle n°2 cabine di trasformazione. I trasformatori di sollevamento, di potenza nominale pari a 1000 kVA, convoglieranno l’energia prodotta in altrettanti quadri di media tensione posizionati all’interno della cabina di trasformazione. Dai quadri MT partiranno n°2 cavidotti, a tensione nominale pari a 20kV, che collegheranno le cabine di trasformazione con quella di consegna.

All’interno del campo di produzione saranno realizzate anche quattro cabine, in particolare sarà messa in opera la cabina E-distribuzione in antenna del tipo DG2092 ed. 03, avente dimensioni in pianta pari a ml. 6,76 x ml. 2,50, in cui sarà presente anche il locale misure. La cabina utente avrà invece dimensioni planimetriche pari a ml 4,00 x ml 2,44. Le due cabine di trasformazione avranno invece dimensioni planimetriche pari a ml 6,55 x ml 2,44.

Tutte le cabine saranno prodotte in serie e dichiarate con attestato di qualificazione per produzione di componenti prefabbricati in c.a./c.a.p rilasciato dal Consiglio Superiore dei Lavori Pubblici e qualificate E- distribuzione con sistema di gestione UNI EN ISO 9001 e BS OHSAS 18001.

Le caratteristiche costruttive delle cabine CEP sono descritte in seguito.

Strutturalmente le cabine saranno costruite utilizzando un calcestruzzo Rck 400 kg/cmq - C32/40, confezionato in stabilimento mediante centrale di betonaggio con dosaggio inerti a peso, additivato con idonei fluidificanti - impermeabilizzanti al fine di ottenere adeguata protezione contro le infiltrazione di acqua per capillarità in modo da assicurare un grado di protezione verso l’esterno IP 33 Norma CEI 70-1, l’armatura interna sarà realizzata con rete elettrosaldata a struttura di irrigidimento con profilati a T agli angoli onde conferire al manufatto il carattere di monolicità, realizzando così una maglia equipotenziale di terra omogenea su tutta la struttura.

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15

Il pavimento è stato calcolato tenendo conto di un carico permanente uniformemente distribuito di 500 kg/mq e un carico mobile di 3.000 kg concentrato.

La copertura concepita come elemento indipendente costruita sempre in calcestruzzo con doppia rete elettrosaldata e polistirolo in lastre, successivamente fissate alle pareti del monoblocco mediante piastre e bulloni.

La vasca di fondazione sulla quale saranno poggiate le cabine, è strutturalmente indipendente, sarà dotata di fori per il passaggio dei cavi tipo a frattura prestabilita verso l’interno, al fine di applicare un sistema passacavo, in kit pre-assemblato.

Le pareti esterne degli edifici tecnici di supporto dell’impianto fotovoltaico saranno rifinite con intonaco tradizionale e saranno rifinite con colori derivanti dalle terre naturali.

L’impianto sarà quindi composto da:

- da n° 5.200 pannelli fotovoltaici dalla potenza nominale di 460 watt - n° 200 Trackers con 26 moduli

- n° 8 Inverter da 175 kWp

- n° 8 Inverter da 100 kW^p

- n° 2 Trasformatore Mt/Bt di potenza pari a 1000 kVA - ca 2450 metri di recinzione perimetrale;

- n. 2 cancello di ingresso in ferro e rete zincata plastificata;

- n. 4 Cabine Prefabbricate (una cabina e-distribuzione, una cabina lato utente e due cabine di trasformazione);

- Fascia di mitigazione lungo tutto il perimetro dalla larghezza di mt 10 realizzata con la piantumazione di alberi di specie autoctona.

- Impianto di video-sorveglianza

- N° 2 trasformatore BT-BT 800/400 V per i servizi ausiliari.

3.2DATI URBANISTICI

L’impianto fotovoltaico verrà realizzato in zona “E” del vigente Piano Regolatore Generale.

Distanze urbanistiche: Viene mantenuta una distanza minima dal confine uguale o superiore ai mt 10 (anche per i locali tecnici);

Distanza dal perimetro urbano: ca.22 km da Trapani e ca.22 km da Marsala;

Tipologia colturale del terreno: Seminativo. L’area che verrà occupata dall’impianto fotovoltaico in oggetto non è interessata da colture agrarie pluriennali di pregio, l’intervento non è in contrasto con la valorizzazione delle produzione agroalimentari locali, la tutela della biodiversità e del patrimonio culturale e del paesaggio rurale.

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16

3.3ATTIVITÀ PER LA REALIZZAZIONE E MESSA IN SERVIZIO DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO

3.3.1Realizzazione impianto fotovoltaico

Gli interventi previsti per la realizzazione dell’impianto fotovoltaico possono essere così suddivisi:

- Pulizia del terreno;

- Realizzazione della viabilità interna al parco con materiale in misto di cava. A corredo delle operazioni relative alla realizzazione della viabilità si prevede l’uso di mezzi meccanici tipo escavatore, di camion per il carico e scarico del materiale utilizzato e/o rimosso;

- Realizzazione della recinzione lungo il perimetro, con paletti e rete a maglia quadrata;

- Inizio della costruzione dell’impianto fotovoltaico con battitura dei pali della struttura di sostegno;

- Montaggio strutture preassemblate e tracking system;

- Installazione dei moduli fotovoltaici;

- Realizzazione fondazione per le cabine di trasformazione e consegna;

- Realizzazione cavidotti per cavi dc, dati impianto fotovoltaico, alimentazione tracking system e sistema di videosorveglianza;

- Posa reti di terra;

- Installazione inverters di conversione cc/ca e cabine;

- Posa di cavi dell’impianto di utenza (incluse dorsali MT);

- Installazione sistema di videosorveglianza;

- Ripristino aree di cantiere.

3.3.2Lavori per impianto o opere elettriche di rete

Gli interventi relativi alla realizzazione delle opere elettriche di rete possono essere così riassunti:

- Realizzazione delle infrastrutture temporanee di cantiere;

- Realizzazione dei sostegni;

- Posa dei cavi e realizzazione delle giunzioni;

- Ripristini;

Al termine dei lavori civili ed elettromeccanici sarà effettuato il collaudo di tutte le opere.

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17

Di seguito si riporta un cronoprogramma che affronta uno scenario possibile di costruzione del parco fotovoltaico, a partire dalla fase di preparazione delle aree fino al commissioning.

MESE 1 MESE 2 MESE 3 MESE 4 MESE 5 MESE 6

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

INCANTIERAMENTO OPERE CIVILI SITI PREPARATION, STRADE, DRENAGGI, RETE TERRA FONDAZIONI CAVIDOTTI STRUTTURE SOSTEGNO MODULI ALTRE STRUTTURE (CABINE, OPERE MINORI) OPERE DI MITIGAZIONE AMBIENTALE OPERE ELETTRICHE DI UTENZA CAVIDOTTI MODULI FOTOVOLTAICI QUADRI MT-QUADRI BT

CAVI MT

CAVI BT

CAVI DC

OPERE ELETTRICHE DI RETE ELETTRODOTTO DI COLLEGAMENTO CON LA RTN MESSA IN ESERCIZIO IMPIANTO DISMISSIONE CANTIERE E PULIZIA

Tabella 1: Cronoprogramma di costruzione del parco fotovoltaico 3.4 SUOLO

La realizzazione dell’impianto fotovoltaico in progetto determinerà l’occupazione permanente di circa 10 ettari di suolo avente destinazione d’uso agricola, di cui solo 1 ettaro ca., (proiezione e terra dei pannelli), saranno occupati dal campo fotovoltaico vero e proprio ed i rimanenti dalle opere connesse (cabine, inverter, spazio tra una struttura e l’altra).

3.5ACQUA

I moduli fotovoltaici, di norma, non necessitano di un particolare processo di lavaggio manuale e/o automatico, in quanto la loro pendenza e la bassissima scabrezza del rivestimento (vetro) della superficie captante consentono un adeguato lavaggio quando investite da acque meteoriche.

In ogni caso è stato previsto nella manutenzione ordinaria (2 volte l’anno) il lavaggio dei pannelli fotovoltaici con acqua priva di detergenti o solventi, prelevata direttamente da autobotte appositamente attrezzata per tale operazione. Il fabbisogno di acqua necessario per il lavaggio dell’intero campo solare è stimato in circa 10,4 mc

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18

pari a circa 2 litri per ciascun pannello fotovoltaico. Non saranno realizzate reti di distribuzione di acqua potabile ed industriale dedicate all’impianto fotovoltaico.

3.6 COMBUSTIBILI

L’impianto solare fotovoltaico produrrà energia elettrica unicamente mediante lo sfruttamento della radiazione solare, pertanto non prevede alcun utilizzo di combustibili fossili ne in fase di installazione ne in fase di esercizio.

3.7 RIFIUTI

Non verranno effettuati scavi significativi al fine del montaggio del campo fotovoltaico. Saranno, invece, effettuati scavi (max cm 120 per la linea MT) utili all’interramento delle linee elettriche. Il materiale risultante da tali attività di scavo verrà completamente riutilizzato nell’area dell’impianto al fine di livellare e sagomare area oggetto dei lavori.

Date le caratteristiche del processo produttivo, non è prevista la produzione di rifiuti durante l’esercizio dell’impianto.

3.8EMISSIONI IN ATMOSFERA

Date le caratteristiche del processo produttivo, che si basa su processi di conversione della radiazione solare tramite l’utilizzo di materiali semiconduttori come il silicio e non comporta processi di combustione o di trasformazioni chimiche, durante le fasi di esercizio non è prevista l’emissione in atmosfera di alcun inquinante.

Durante la fase di cantiere si determinerà l’emissione in atmosfera di sostanze contaminanti legate al funzionamento dei mezzi e dei macchinari. Tali emissioni cesseranno al termine delle attività lavorative.

3.9ATTIVITÀ ECONOMICHE ED OCCUPAZIONE

Gli impatti dell’impianto fotovoltaico in progetto sul contesto socio-economico derivano principalmente dall’impiego di personale locale e/o dal coinvolgimento di aziende locali per la fornitura di beni e servizi, soprattutto nelle fasi di costruzione e dismissione. In fase di esercizio gli impatti positivi deriveranno, principalmente, dalle attività di manutenzione.

3.10OPERE DI MITIGAZIONE

Dal momento che gli impianti saranno destinati alla produzione di energia elettrica tramite il sistema di pannelli fotovoltaici, saranno predisposti degli accorgimenti finalizzati alla sicurezza sia degli impianti che delle persone e della percezione visiva. Il terreno su cui verranno installati i pannelli verrà pertanto essere accuratamente recintato e video. In conseguenza a tutto ciò verrà posta in opera una recinzione costituita da paletti in ferro e rete zincata plastificata di adeguata altezza (2 metri fuori terra).

Lungo il perimetro esterno del progetto sono previste opere di mitigazione e compensazione. Si prevede di impiantare due filari di alberi di alto e medio fusto lungo tutto il perimetro del campo fotovoltaico come arredo vegetazionale ed intervento di qualificazione paesaggistica.

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4.VALUTAZIONE DELLA DISPONIBILITÀ DELLA RADIAZIONE SOLARE

4.1GENERALE

La disponibilità della fonte solare, per il sito di installazione, è verificata utilizzando i dati di irraggiamento resi disponibili, per il comune di installazione, dal portale web PVGIS.

Per la località sede dell’intervento, ovvero il comune di Trapani (TP), considerando i suddetti valori di altitudine, latitudine e longitudine, si ricavano i valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale delle due superfici::

Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale delle due superfici [kWh/m²]

Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

98.8 120.1 184.1 248.2 305.2 329.4 362.0 325.3 227.8 174.1 116.3 95.4 Fonte dei dati: portale web PVgis

Quindi, i valori della irradiazione solare annua sul piano orizzontale sono pari a:

2.586 kWh/m²

4.2OMBREGGIAMENTO

Gli effetti di schermatura da parte di volumi all’orizzonte, dovuti ad elementi naturali (rilievi, alberi) o artificiali (edifici), determinano la riduzione degli apporti solari e il tempo di ritorno dell’investimento.

Il Coefficiente di Ombreggiamento stimato in funzione della morfologia del luogo, è pari a: 0,99.

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20 4.3ALBEDO

Per tenere conto del contributo di radiazione dovuta alla riflettanza delle superfici della zona in cui è inserito l’impianto, si sono individuati i valori medi mensili di albedo, considerando anche i valori presenti nella norma UNI 8477, pari a 0,2.

4.4ANALISI DELLA PRODUCIBILITA’

La simulazione sulla producibilità è stata eseguita utilizzando il programma di calcolo PVGIS fotovoltaico realizzato in collaborazione tra: Joint Research Centre, Institute for Energy and Transport, Commissione Europea, in particolare dall'ESTI (European Solar Test). Il software PVGIS fotovoltaico produce 3 differenti output:

- Calcolatrice FV (stima il livello di produzione di energia elettrica di un pannello fotovoltaico in relazione alla tipologia scelta)

- Irraggiamento mensile (calcola l’irraggiamento medio incidente su una superficie situata nel luogo selezionato per ogni mese dell’anno)

- Irradianza giornaliera (calcola l’irradiazione solare giornaliera incidente su una superficie situata nel luogo selezionato)

I principali input richiesti dal PVGIS fotovoltaico sono:

- Località di installazione;

- Tecnologia del modulo - Perdite di sistema

- Angolo di inclinazione del sistema fotovoltaico ad inseguimento.

Dalla simulazione effettuata, la produzione annua unitaria attesa si attesa intorno ai 2033,83 kWh/kW anno.

Tabella 2: Risultati statistici energia media mensile attesa

4.5BENEFICI AMBIENTALI

Durante la fase di esercizio si minifestano gli impatti positivi dell’iniziativa progettuale sulla componente Aria e Salute Pubblica, consistenti nel risparmio di emissioni di macroinquinanti atmosferici e gas ad effetto sera

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21

derivanti dalla produzione di energia elettrica da sorgente rinnovabile. La realizzazione dell’impianto avrà notevoli refluenze sulle emissioni da fonti fossili, in quanto l’impianto in progetto ha una produzione attesa di energia da FER pari a circa 4860 MWh/anno. Sulla base del documento ISPRA del 2018 intitolato “Fattori di emissione atmosferica di gas a effetto serra e altri gas nel settore elettrico (dati al 2016), si individua il seguente parametro riferito all’emissione di CO2 :

-0,516 t CO2 / MWh

Quindi realizzare l’impianto significa evitare la produzione di: 0,516 x 4860 MWh/anno:

-2.510 t CO2/anno

Inoltre, con riferimento al Rapporto ambientale ENEL 2011, si possono evitare emissioni di SO2 e NOx, secondo i seguenti rapporti:

-0,341 g SO2/kWh -0,389 g NOx/kWh

Ovvero un risparmio di:

-0,341 g SO2/kWh x 4860000 kWh/ 1000= 1.657 kg SO2 /anno -0,389 g NOX/kWh x 4860000 kWh/ 1000= 1.890 kg SO2 /anno

(23)

22

5.CRITERI SEGUITI PER IL DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO

5.1GENERALE

Il criterio progettuale seguito è stato quello di cercare di massimizzare la captazione della radiazione solare annua disponibile e ridurre al minimo le perdite del sistema. Infatti, si è scelto di posizionare i moduli su strutture di sostegno ruotanti attorno ad un asse parallelo alla direzione Nord-Sud (inseguitore solare mono-assiale). Tali strutture utilizzano servomeccanismi che consentono di “inseguire” lo spostamento apparente del Sole durante la giornata, orientando progressivamente i moduli fotovoltaici in maniera favorevole rispetto ai raggi solari. In questo modo si massimizza l’efficienza del sistema fotovoltaico.

5.2CRITERIO DI STIMA DELL’ENERGIA PRODOTTA L’energia generata dipende:

- dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura, riflettanza della superficie antistante i moduli);

- dall’esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (Tilt) e angolo di orientazione (Azimut);

- da eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del generatore fotovoltaico;

- dalle caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura, perdite per disaccoppiamento o mismatch;

- dalle caratteristiche del BOS (Balance Of System).

Il valore del BOS può essere stimato direttamente oppure come complemento all’unità del totale delle perdite, calcolate mediante la seguente formula:

Totale perdite [%] = [1 – (1 – a – b) x (1 – c - d) x (1 – e) x (1 – f)] + g per i seguenti valori:

a Perdite per riflessione.

b Perdite per ombreggiamento.

c Perdite per mismatching .

d Perdite per effetto della temperatura.

e Perdite nei circuiti in continua.

f Perdite negli inverter.

g Perdite nei circuiti in alternata.

5.3CRITERIO DI VERIFICA ELETTRICA

In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 °C) e dei valori massimi di lavoro degli stessi (70 °C) sono verificate le seguenti condizioni:

(24)

23 TENSIONI MPPT

Tensione nel punto di massima potenza, Vm a 70 °C maggiore della Tensione MPPT minima.

Tensione nel punto di massima potenza, Vm a -10 °C minore della Tensione MPPT massima.

Nelle quali i valori di MPPT rappresentano i valori minimo e massimo della finestra di tensione utile per la ricerca del punto di funzionamento alla massima potenza.

TENSIONE MASSIMA

Tensione di circuito aperto, Voc a -10 °C inferiore alla tensione massima dell’inverter.

TENSIONE MASSIMA MODULO

Tensione di circuito aperto, Voc a -10 °C inferiore alla tensione massima di sistema del modulo.

CORRENTE MASSIMA INGRESSO MPPT

Corrente massima (corto circuito) generata, Isc inferiore alla corrente massima dell’ingresso MPPT.

CORRENTE MASSIMA

Corrente massima (corto circuito) generata, Isc inferiore alla corrente massima dell’inverter.

DIMENSIONAMENTO POTENZA INVERTER

La potenza nominale dell’inverter è scelta minore rispetto alla potenza di picco del campo fotovoltaico ad esso collegato. In particolare il margine percentuale di sotto dimensionamento tollerabile è compreso tra il 70% e il 120% e ciò garantisce una migliore utilizzazione della potenza di conversione del dispositivo stesso.

5.4CRITERI DI DIMENSIONAMENTO CAVI E CANALIZZAZIONI Cavi

Isolamento dei cavi:

I cavi utilizzati in corrente alternata devono essere adatti a tensione nominale verso terra e tensione nominale (Uo/U) non inferiori a 750/1000 V, in modo da essere compatibili con le tensioni caratteristiche dei sistemi in cui sono installati.

Mentre i cavi in corrente continua poiché lavorano a livelli di tensione maggiore e sono sottoposti a condizioni di funzionamento più gravose per gli isolanti devono essere adatti a tensione nominale verso terra e tensione nominale (Uo/U) non inferiori a 1/1,5kV.

(25)

24 5.5VERIFICA DELLA PORTATA

La portata dei cavi Iz dipende dal tipo di posa, dalla temperatura ambiente in cui lavora il cavo, dalla vicinanza o meno di altri conduttori attivi e dalla disposizione dei cavi (fascio o strato). Per determinare i coefficienti di riduzione delle portate ordinarie dei cavi vengono utilizzate le tabelle CEI UNEL 35024/1 per i cavi posati in aria libera e CEI-UNEL 35026 per i cavi interrati. La portata del cavo viene quindi determinata secondo la seguente relazione:

Iz=I0xK1xK2 dove:

I0 = portata ordinaria a 30°C per cavi posati in aria e a 20°C per cavi interrati;

K1 = fattore di correzione per temperature diverse da 30°C per cavi posati in aria e a 20°C per cavi interrati;

K2 = fattore di correzione per tipologia di posa e mutuo riscaldamento dovuto alla presenza di più circuiti.

5.6VERIFICA DELLA CADUTA DI TENSIONE

Il calcolo è svolto in modo tale che la somma delle cadute di tensione medie (che in valore relativo coincidono con le perdite di potenza) dei vari tratti in cavo compresi fra le stringhe e l’ingresso lato DC dell’inverter non superi il valore di progetto del 1,5%. Le cadute di tensione vengono calcolate considerando la corrente pari alla corrente alla massima potenza delle stringhe, il che rende cautelativo il dimensionamento in quanto, per natura della conversione fotovoltaica associata alla radiazione solare, la condizione di funzionamento alla massima potenza risulta limitata nel tempo e mediamente le correnti di impiego dei cavi sono più basse.La caduta di tensione è definita dalla relazione:

∆U=2xRxIxL dove:

- ∆U = caduta di tensione;

- R = resistenza per unità di lunghezza del conduttore in Ω/m;

- I = corrente in A;

- L = lunghezza della linea in m.

Colori distintivi dei cavi:

I conduttori impiegati nell'esecuzione degli impianti devono essere contraddistinti dalle colorazioni previste dalle vigenti tabelle di unificazione CEI-UNEL 00722-74 e 00712. In particolare, i conduttori di neutro e protezione devono essere contraddistinti, rispettivamente ed esclusivamente, con il colore blu chiaro e con il bicolore giallo- verde. I conduttori di fase devono essere contraddistinti in modo univoco per tutto l'impianto dai colori: grigio (cenere), marrone, nero.

Sezioni minime e cadute di tensione ammesse:

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25

Le sezioni dei conduttori sono calcolate in funzione della corrente di impiego e della lunghezza dei circuiti,affinché non vengano superati i valori delle portate di corrente ammesse, per i diversi tipi di conduttori, dalle tabelle di unificazione CEI-UNEL 35024-70 e 35023-70 e la caduta di tensione non superi il valore del 4%

della tensione a vuoto. In realtà nelle applicazioni fotovoltaiche si tende a sovradimensionare le sezioni dei cavi per aumentare i margini di sicurezza e diminuire le perdite per effetto Joule.

5.7CANALIZZAZIONI

I conduttori devono essere sempre protetti e salvaguardati meccanicamente. Dette protezioni possono essere:

tubazioni, canalette porta cavi, passerelle, etc. Negli impianti si devono rispettare le seguenti prescrizioni.

Tubi protettivi, percorso tubazioni, cassette di derivazione

Il diametro interno dei tubi deve essere pari ad almeno 1,3 volte il diametro del cerchio circoscritto al fascio dei cavi in esso contenuti; il diametro del tubo deve essere sufficientemente grande da permettere di sfilare e reinfilare i cavi in esso contenuti con facilità e senza che ne risultino danneggiati i cavi stessi o i tubi. Comunque, il diametro interno non deve essere inferiore a 16 mm.

Il tracciato dei tubi protettivi deve consentire un andamento rettilineo orizzontale (con minima pendenza per favorire lo scarico di eventuale condensa) o verticale. Le curve devono essere effettuate con raccordi o con piegature che non danneggino il tubo e non pregiudichino la sfilabilità dei cavi.

Le giunzioni dei conduttori devono essere eseguite nelle cassette di derivazione con impiego di opportuni morsetti o morsettiere. Dette cassette devono essere costruite in modo che, nelle condizioni di installazione, non sia possibile introdurvi corpi estranei; inoltre, deve risultare agevole la dispersione del calore in esse prodotta. Il coperchio delle cassette deve offrire buone garanzie di fissaggio ed essere apribile solo con attrezzo. Le giunzioni di conduttori interrati vanno eseguite utilizzando idonee muffole opportunamente sigillate attraverso la colata di resina al loro interno.

5.8CRITERI DI VERIFICA DELLA PROTEZIONE CONTRO I CONTATTI INDIRETTI Devono essere protette contro i contatti indiretti tutte le parti metalliche accessibili dell'impianto elettrico e degli apparecchi utilizzatori, normalmente non in tensione, ma che, per cedimento dell'isolamento principale o per altre cause accidentali, potrebbero trovarsi sotto tensione (masse).

All’impianto di terra devono essere collegati tutte le masse metalliche accessibili.

5.9COORDINAMENTO TRA CONDUTTORI E DISPOSITIVI DI PROTEZIONE

I conduttori che costituiscono l’impianto devono essere protetti contro le sovracorrenti causate da sovraccarichi e da corto circuiti.

Sovraccarico

Secondo la norma CEI 64-8/4, le caratteristiche di funzionamento del dispositivo di protezione delle condutture contro i sovraccarichi(interruttore automatico magnetotermico) devono rispondere alle seguenti due condizioni:

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26 Ib ≤ In ≤ Iz

If = 1,45* Iz

Dove

- Ib = corrente di impiego del circuito;

- Iz = portata in regime permanente della conduttura;

- In = corrente nominale del dispositivo di protezione.

- If = corrente che assicura l’effettivo funzionamento del dispositivo di protezione.

Per la parte in corrente continua del sistema non si prevede la protezione del sistema contro i sovraccarichi in quanto la massima corrente erogabile dal campo fotovoltaico nel punto di massima potenza è approssimabile alla massima corrente che il campo è in grado di erogare in condizioni di cortocircuito.

E quindi l’unica condizione da verificare è:

Ib = Iz

Riducendo il valore Iz con opportuni coefficienti correttivi che tengono delle gravose condizione termiche di funzionamento dei cavi.

Corto circuito

Per la parte di circuito in corrente continua, come si è detto, la protezione contro il corto circuito è assicurata dalla caratteristica di generazione tensione corrente dei moduli fotovoltaici, che limita la corrente di corto circuito ad un valore noto e di poco superiore alla corrente massima erogabile nel punto di funzionamento alla massima potenza.

Per le varie sezioni in alternata occorre proteggere le condutture dalle correnti di corto circuito di ritorno dalla rete mediante l’inserimento di interruttori automatici magnetotermici che devono avere potere di interruzione presunta nel punto di installazione.

Bisogna quindi verificare che I²t = K²S²sull’energia passante ricorrendo alla curva caratteristica del dispositivo scelto, le sezioni di cavo adottate e le correnti di corto circuito nel punto di consegna dell’energia.

5.10PROTEZIONE DALLE SCARICHE ATMOSFERICHE

L’installazione dell’impianto fotovoltaico nell’area, prevedendo mediamente strutture di altezza contenuta e omogenee tra loro, non altera il profilo verticale dell’area medesima. Ciò significa che le probabilità della fulminazione diretta non sono influenzate in modo sensibile. Considerando inoltre che il sito non sarà presidiato, la protezione della fulminazione diretta sarà realizzata soltanto mediante un’adeguata rete di terra che garantirà l’equipotenzialità delle masse.

Per quanto riguarda la fulminazione indiretta, bisogna considerare che l’abbattersi di un fulmine in prossimità dell’impianto può generare disturbi di carattere elettromagnetico e tensioni indotte sulle linee dell’impianto, tali da provocare guasti e danneggiarne i componenti. Per questo motivo gli inverter sono dotati di un proprio sistema di protezione da sovratensioni, sia sul lato in corrente continua, sia su quello incorrente alternata.

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27 6.DATI TECNICI IMPIANTO FOTOVOLTAICO

6.1MODULI FOTOVOLTAICI

Il generatore fotovoltaico risulta essere complessivamente costituito da n° 5.200 moduli fotovoltaici in silicio Monicristallino Marca JINKO SOLAR modello JKM 460-M-7RL3 o SIMILARE aventi potenza di picco pari a 460 W. Tali moduli sono raggruppati in 200 stringhe costituite da 26 pannelli fotovoltaici per una potenza di picco complessiva pari a 2.392 kW. Le stringhe verranno collegate direttamente all’ingresso dell’inverter attraverso l’utilizzo di cavi solari di tipo H1Z2Z2-K, le sezioni utilizzate saranno 6mm²e/o 10 mm².

Nella tabella seguente sono indicate le caratteristiche dei moduli fotovoltaici:

Potenza nominale 460 W

Tolleranza di potenza + 3 %

Tipologia celle Silicio Monocristallino

Tensione a circuito aperto Voc 51,70 V

Corrente di cortocircuito Isc 11,50 A

Tensione MPPT 43,08 V

Corrente MPPT 10,68 A

Coefficiente di temperatura Voc -0,28% / °C

Tensione massima di esercizio 1500 V

Dimensioni 2182x1029x40 mm

6.2INVERTERS CC/CA

La conversione statica dell’energia prodotta verrà realizzata attraverso l’installazione di n° 8 inverter fotovoltaici di marca HUAWEI modello SUN2000-185KTL-H1 o SIMILARE e di n° 6 inverter fotovoltaici di marca HUAWEI modello SUN2000-100KTL-H1 o SIMILARE. Questi inverter saranno conformi alla normativa tecnica CEI 0-16 ed ai requisiti normativi tecnici e di sicurezza applicabili. I valori delle tensioni e correnti delle stringhe in ingresso all’inverter saranno compatibili con i valori caratteristici dello stesso, per le condizioni di esercizio previste dalla normativa vigente. I valori di tensione e frequenza in uscita saranno compatibili con quelli della rete alla quale sarà connesso l’impianto.

A seguire una tabella descrittiva delle caratteristiche dell’inverter:

Ingresso 185-KTL-H1 100-KTL-H1

Massima tensione in ingresso DC 1500 V 1500 V

Tensione di attivazione DC 550 V 650 V

Tensione nominale DC in ingresso 1080 V 1080 V

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28

Numero MPPT indipendenti 9 6

Intervallo MPPT di tensione (Vmax e Vmin) 500 – 1500 V 600 – 1500 V

Corrente nominale DC in igresso per MPPT 26 A 22 A

Corrente massima DC in ingresso per MPPT 40 A 33 A

Numero di coppie di collegamento per MPPT 2 ingressi DC per MPPT

2 ingressi DC per MPPT Uscita

Tipo di connessione AC alla rete Trifase 3w+PE Trifase 3w+PE

Potenza nominale AC di uscita 175.000 W 100.000 W

Potenza massima AC di uscita 185.000 W 105.000 W

Tensione nominale AC di uscita 800 V 800 V

Massima corrente AC di uscita 134,9 A 80,2 A

Frequenza nominale di uscita 50/60 Hz 50/60 Hz

Rendimento Massimo 99,03% 99,9%

Rendimento Europeo 98,69% 98,8%

Dimensioni 1.035x700x365 mm 1.075x605x310 mm

Gli inverter sono dotati di 9 e 6 inseguitori del punto di massima potenza (MPPT) ed ogni inseguitore può ricevere 2 stringhe in ingresso. Ad ogni inverter saranno collegate un numero di stringhe pari a 10-17 o 18.

Ulteriori dettagli in merito al numero di stringhe collegate agli inverter si possono evincere dallo schema unifilare allegato alla presente.

L’inverter sarà dotato di sezionatore DC e protezione contro le fulminazioni indirette sia lato DC che lato AC.

Tali protezioni sono Scaricatori di classe II e varistori.

Le uscite in corrente alternata dell’inverter verranno collegate ad un quadro di parallelo AC posizionato all’interno della cabina di trasformazione. Il collegamento elettrico tra ogni inverter ed il quadro di parallelo avverrà attraverso la predisposizione di un cavidotto interrato.

6.3QUADRO DI PARALLELO AC

Il quadro di parallelo, verrà posizionato in cabina di trasformazione e sarà realizzato con struttura componibile in lamiera d’acciaio, del tipo ad armadio per posa a pavimento; le strutture, i pannelli e le porte saranno verniciati con polvere epossidica e l’accesso alle parti interne avviene tramite pannello frontale incernierato. Al suo interno verranno installati gli interruttori a protezione delle linee elettriche provenienti dagli inverter, e un interruttore a protezione del trasformatore BT-BT per i servizi ausiliari di cabina. Dagli interruttori le linee verranno messe in parallelo attraverso un sistema di barre ed il parallelo verrà collegato ad un interruttore di manovra sezionatore.

(30)

29

Dall’interruttore di manovra sezionatore partirà la linea elettrica di collegamento alle barre BT del trasformatore elevatore posizionato nel vano tecnico ricavato all’interno della cabina di trasformazione. Il grado di protezione del quadro sarà IP44.

A seguire la tabella riassuntiva delle caratteristiche dei componenti installati all’interno del quadro:

Interruttore automatico magnetotermico differenziale

Tensione nominale 800 V

Corrente nominale 150-100 A

Numero Poli 3

Massima corrente di guasto 18 kA

Curva di protezione Curva C

Corrente differenziale Regolabile da 0,03 A a 3 A

Tipo Differenziale Tipo AC

Interruttore di manovra sezionatore

Corrente nominale 1000 A

Numero Poli 3

6.4TRASFORMATORE

All’interno delle cabine di trasformazione, in apposito vano chiuso a chiave, è contenuto il trasformatore TR-1 e TR-2 avente i seguenti dati caratteristici:

Potenza nominale 1000 kVA

Tensione primario 20 kV

Tensione secondario 0,8 kV

Tensione di corto circuito (Vcc%): 6%

Tipologia di isolamento In resina

Classe di isolamento: F

Gruppo orario Dyn11

6.5QUADRO MT

All’interno dei cabinati di trasformazione saranno installati anche i quadri MT.

Tali quadri saranno realizzati in lamiera di acciaio zincata e verniciata con polvere epossidica, avranno tensione nominale di esercizio 20 kV e saranno dotati di dispositivi di blocco meccanico che precludono ogni possibilità di errata manovra.

(31)

30 In particolare verranno installati:

- Uno scomparto MT con interruttore isolato in SF6, dotato di sezionatore di linea e sezionatore di terra così come previsto dalla norma CEI 0-16, asservito al sistema di protezione di interfaccia (SPI) e al sistema di protezione generale (SPG) tramite il parallelo di altre due celle MT di arrivo dai cabinati di trasformazione;

- Uno scomparto MT Misure dotato di sezionatore di linea, sezionatore di terra e fusibili di protezione da 2 A. All’interno di tale scomparto saranno installati i trasformatori Voltmetrici (TV) di segnale per le protezioni MT;

- un quadro MT di arrivo linea dotato di sezionatore di linea e sezionatore di terra, all’interno del quale verrà effettuato il collegamento elettrico della linea in media tensione proveniente dalla cabina di consegna del Distributore.

I sistemi di protezione installati a bordo dei quadri MT saranno conformi alle specifiche della norma CEI 0-16 e saranno:

 Sistema di protezione di interfaccia SPI:

dotato di soglie di protezione di massima tensione, di minima tensione, di massima frequenza permissiva e restrittiva, di minima frequenza permissiva e restrittiva, di massima tensione inversa con sblocco voltmetrico, di minima tensione diretta con sblocco voltmetrico, massima tensione residua con slocco voltmetrico e soglia limite di massima tensione residua. Inoltre tale protezione sarà predisposta per il comando da remoto di teledistacco.

 Sistema di protezione Generale SPG:

dotato di soglie di protezione di massima corrente e di massima corrente omopolare regolate secondo quanto prescritto dal Distributore per il punto di consegna.

6.6TRASFORMATORE SERVIZI AUSILIARI

All’ interno della cabina utente verrà installato un trasformatore BT-BT per l’alimentazione dei servizi ausiliari di cabina. La linea verrà protetta da un interruttore installato nel quadro di parallelo AC.

A seguire la tabella riassuntiva delle caratteristiche dei componenti installati all’interno del quadro:

Interruttore automatico magnetotermico Differenziale

Corrente nominale 40 A

Numero Poli 3

Massima corrente di guasto 18 kA

Curva di protezione Curva C

Corrente differenziale Regolabile da 0,03 A a 3 A

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Tipo Differenziale Tipo AC

Trasformatore Ausiliari

Potenza nominale 50 kVA

Tensione primario 800 V

Tensione secondario 400 V

Tensione di corto circuito (Vcc%): 4%

Tipologia di isolamento In resina

(33)

32

7.VERIFICA ELETTRICA DI COMPATIBILITA’ INVERTER - MODULI FV

Confrontando le grandezze elettriche relative alle stringhe con le caratteristiche tecniche dell’inverter avremo:

STRINGHE COSTITUITE DA 26 MODULI FOTOVOLTAICI COLLEGATI IN SERIE:

TENSIONI MPPT

La tensione MPP minima di stringa non deve essere inferiore alla minima tensione dell’ MPPT dell’inverter:

VMPP min a 70 °C (963,32 V) maggiore di Vmppt min. (850V) VERIFICATA

La tensione MPP massima di stringa non deve essere superiore alla massima tensione dell’ MPPT dell’inverter:

VMPP max a 10 °C (1242,00 V) minore di Vmppt max. (1350V) VERIFICATA

TENSIONE MASSIMA

La massima tensione di stringa non deve superare la massima tensione tollerata dall’inverter

Voc a -10 °C (1466,12V) inferiore alla tensione massima dell’inverter (1500V) VERIFICATA

TENSIONE MASSIMA MODULO

La massima tensione di stringa non deve superare la tensione nominale del modulo fotovoltaico

Voc a -10 °C (1466,12V) inferiore alla tensione massima del modulo

fotovoltaico (1500V) VERIFICATA

CORRENTE MASSIMA MPPT

La corrente massima delle stringhe non deve superare la massima corrente in ingresso all’MPPT

Isc (23,0 A) inferiore alla corrente massima in ingresso per ogni MPPT (40,0

A) VERIFICATA

(34)

33

Isc (23,0 A) inferiore alla corrente massima in ingresso per ogni MPPT (33,0

A) VERIFICATA

CORRENTE MASSIMA INVERTER

La corrente massima delle stringhe non deve superare la massima corrente in ingresso all’inverter

Isc delle 18 stringhe collegabili all’inverter (207,0 A) inferiore alla corrente

massima in ingresso per ogni inverter (360,0 A) VERIFICATA

DIMENSIONAMENTO INVERTER

Fattore di dimensionamento compreso tra 70% e 125%

Dimensionamento potenza (123,03%) compresa tra 70% e 125% VERIFICATA