REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO AGROFOTOVOLTAICO DI POTENZA DI PICCO E NOMINALE PARI A 21,09888 MW DENOMINATO "BOMMACCHIA"

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PROGETTO DEFINITIVO

REV. DATA DESCRIZIONE ESEGUITO VERIFICATO APPROVATO

Livello prog.

Richiesta (RINTR.)

Tipo Documento

N°

elaborato N° foglio Totale fogli NOME FILE DATA SCALA

IDENTIFICAZIONE ELABORATO

REVISIONI

DOTT.ING

FABIO RAPICAVOLI

PD 02

- RELAZIONE TECNICA IMPIANTO DI PRODUZIONE

26/06/2020

00 PR-RT

ENTI INTERESSATI:

- ASSESSORATO TERRITORIO ED AMBIENTE

DIPARTIMENTO AMBIENTE

SERVIZIO 1 - VALUTAZIONE AMBIENTALI

- ASSESSORATO REGIONALE DELL'ENERGIA E

DEI SERVIZI DI PU:

DIPARTIMENTO DELL'ENERGIA

COMMITTENTE:

BAS ITALY TERZA S.R.L.

VIA BRESCIA 26

20063 CERNUSCO SUL NAVIGLIO (MI) PROGETTAZIONE:

E-PRIMA S.r.l.

VIA MANGANELLI 20/G 95030 NICOLOSI (CT) C.F.e P.IVA: 05669850876

IL PROGETTISTA:

DOTT. ING. FABIO RAPICAVOLI DOTT.ING

FABIO RAPICAVOLI

DOTT.ING

FABIO RAPICAVOLI

UBICATO IN COMUNE DI SCICLI (RG) CODICE DI RINTRACCIABILITÀ: T0736497

I

T0736497

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3 LOCALIZZAZIONE ED INQUADRAMENTO CATASTALE DEL SITO DI INSTALLAZIONE ... 2

4 DATI IDENTIFICATIVI DELL’IMPIANTO DI PRODUZIONE ... 3

5 IRRAGGIAMENTO SUL PIANO DEI MODULI ... 3

6 DIMENSIONAMENTO E PRODUCIBILITÀ: ... 3

7 CRITERI ADOTTATI PER LE SCELTE PROGETTUALI ... 6

8 NORMATIVA DI RIFERIMENTO... 6

9 CARATTERISTICHE PRESTAZIONALI DEI MATERIALI PRESCELTI ... 7

10 IMPIANTO FOTOVOLTAICO – CARATTERISTICHE DI DETTAGLIO ... 8

10.1 POTENZA NOMINALE E DI PICCO ... 8

10.2 MODULI FOTOVOLTAICI ... 8

10.3 INSEGUITORI MONOASSIALI ... 8

10.4 CONFIGURAZIONE STRINGHE FOTOVOLTAICHE ... 10

10.5 CONVERSIONE STATICA CC/CA – INVERTER DI STRINGA ... 10

10.6 QUADRI ELETTRICI ... 12

10.7 CABINE ... 12

10.7.1 Cabine di trasformazione ... 12

10.7.2 Cabine di servizi ... 14

10.7.3 Cabine di raccolta ... 14

10.8 CAVI ELETTRICI ... 15

10.9 MISURE DI PROTEZIONE E SICUREZZA ... 15

10.9.1 Protezione dai contatti diretti ... 16

10.9.2 Protezione dai contatti diretti ... 16

10.9.3 Protezione combinata dai contatti diretti e indiretti ... 16

10.9.4 Protezione dei circuti dalle sovracorrenti e sezionamento ... 17

10.10 IMPIANTO DI MESSA A TERRA ... 17

11 STIMA DEL RENDIMENTO ENERGETICO DELL’IMPIANTO ... 17

11.1 PERDITE DI RADIAZIONE PER OMBREGGIAMENTI ... 18

11.2 STIMA DELLA PRODUZIONE ENERGETICA DELL’IMPIANTO ... 18

12 VERIFICHE TECNICO - FUNZIONALI (COLLAUDO) ... 19

13 COMPATIBILITA’ ELETTROMAGNETICA (EMC) ... 19

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1 PREMESSA

La presente relazione è tesa a definire gli aspetti tecnici relativi ad un impianto agrofotovoltaico di potenza di picco e nominale pari a 21,09888 MW, denominato “Bommacchia” da installare nel Comune di Scicli (RG) – C.da Bommacchia snc.

Lo scopo del presente documento è quello di fornire tutti gli elementi atti a dimostrare la rispondenza del progetto definitivo alle finalità dell’intervento.

2 COMMITTENTE

SOCIETA’: BAS ITALY TERZA S.R.L.

Sede legale: Via Brescia n.26, 20063 Cernusco sul naviglio (MI), P.IVA: 11076560967

3 LOCALIZZAZIONE ED INQUADRAMENTO CATASTALE DEL SITO DI INSTALLAZIONE

Sito di installazione: C.da Bommacchia - Scicli (RG) Coordinate geografiche:

Lat: 36.789366°

Long: 14.661151°

Immobili censiti catastalmente al NCEU Comune di Scicli (RG):

Foglio 52 Particelle 197, 190, 70, 155, 483, 473, 371, 158, 159, 388, 40, 294, 139, 239, 140, 47,319, 44, 45, 33, 32, 31

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4 DATI IDENTIFICATIVI DELL’IMPIANTO DI PRODUZIONE

Impianto di produzione di energia elettrica da fonte solare (fotovoltaico).

Potenza nominale e di picco impianto: 21,09888 MW Denominazione impianto: “Bommacchia”.

Tipologia di installazione: impianto disposto a terra, tramite sistema di inseguitori in configurazione 2P, su terreno agricolo

Codice di rintracciabilità pratica su portale e-distribuzione: T0736497;

5 IRRAGGIAMENTO SUL PIANO DEI MODULI

La valutazione della risorsa solare disponibile è stata effettuata utilizzando il software PVGIS, il cui funzionamento è basato sull’utilizzo di un database di radiazione solare ricavato da dati climatologici normalizzati su base europea e disponibili all’interno dell’European Solar Radiation Atlas.

L’algoritmo del modello stima l’irradianza/irradiazione globale (diretta, diffusa e riflessa), in assenza ed in presenza di fenomeni meteorologici reali (pioggia, nebbia, nuvole, etc…), su superfici orizzontali o inclinate.

L’irradiazione giornaliera totale (Wh/m²) è determinata attraverso l’integrazione dei valori di irradianza, calcolati ad intervalli regolari di tempo durante l’arco della giornata e prendendo in considerazione l’ombreggiamento causato dai rilievi locali (colline e montagne). I dati di input sono ottenuti in riferimento alla località che dispone dei dati storici di radiazione solare nelle immediate vicinanze di Scicli.

6 DIMENSIONAMENTO E PRODUCIBILITÀ:

Ai fini della valutazione della producibilità di un impianto fotovoltaico, bisogna sottolineare che tale dato è soggetto a perdite di diversa natura che è necessario considerare ai fini della produzione complessiva.

Tali perdite sono riassumibili nelle seguenti categorie:

• perdite per riflessione, generate da una quota parte di radiazione luminosa riflessa dal vetro posto a protezione delle celle. La riflessione riduce quindi la potenza radiante effettivamente

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captata dai moduli ed utilizzata per la conversione fotovoltaica. Sulla base dell’esperienza, tale perdita in percentuale varia fra il 1 ed il 3%;

• perdite per ombreggiamento, sia prodotte da ostacoli esterni (costruzioni e vegetazione) sia prodotte dalle file di moduli del campo poste in successione. Anche l’ombreggiamento riduce la potenza radiante effettivamente captata dai moduli ed utilizzata per la conversione fotovoltaica;

• perdite per sporcamento, sono dovute a depositi di pulviscolo e calcare sulle superfici captanti, pertanto dipendono dall’ubicazione sito di installazione, dalle condizioni meteorologiche e dall'inclinazione dei moduli stessi. Per moduli fotovoltaici disposti con un’inclinazione superiore a 20° ed installati in siti ubicati in aree normali, come per il sito considerato, tali perdite possono essere dell’ordine dell’1%;

• riduzione di potenza dovuta allo scostamento delle condizioni reali di funzionamento dei moduli fotovoltaici dalle condizioni STC (“Standard Test Conditions”: 1.000 W/m² per l’irraggiamento solare, 1.5 per l’Air Mass, 25 °C per la temperatura dei moduli). L’incremento della temperatura delle celle, evento normale durante il ciclo di funzionamento, ha come effetto una perdita di potenza generabile dal modulo: la tensione delle celle decresce con l’aumentare della temperatura, mentre non si registrano variazioni significative della corrente. L’ammontare di tale perdite varia tra il 4% ed il 7%.

• perdite di potenza per mismatching, causate dal collegamento in serie di più moduli fotovoltaici con caratteristiche elettriche non perfettamente identiche. La disomogeneità del comportamento elettrico delle celle è causato sia dal processo di produzione industriale che dalle differenti condizioni operative (temperatura ed irraggiamento). In un sistema con moduli in serie, il valore della corrente di stringa è limitato dal modulo che eroga la corrente più bassa; in un sistema con moduli in parallelo, la tensione di stringa è limitata dal modulo che eroga la tensione più bassa.

Un valore attendibile per questo tipo di perdite può variare fra il 2% ed il 3%. Si sottolinea che tali perdite potrebbero essere ridotte in fase di installazione andando a collegare moduli in serie con caratteristiche elettriche simili fra loro, sulla base del flash report dei moduli fotovoltaici fornito dal costruttore degli stessi e che si raccomanda di richiedere;

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• perdite di potenza lungo le tratte in CC, causate dalla dissipazione di energia elettrica in calore per effetto Joule nei cavi, sui diodi di blocco e sulle resistenze di contatto degli interruttori.

Tali perdite dipendono dalla lunghezza dei cavi e dalla sezione. È bene, in fase progettuale, limitare tali perdite fra il 2 ed il 3%, compatibilmente con valutazioni di carattere economico (costo dei cavi);

• perdite di potenza nel sistema di conversione, sono dovute all’efficienza dell’inverter ed alle perdite del trasformatore. Tali perdite possono essere stimate;

• perdite per livello di irraggiamento, dovute alle ore di inattività dell’inverter che si originano per irraggiamento troppo basso sul piano dei moduli, ad esempio alle prime ore del mattino, alla sera o in momenti di nuvolosità particolarmente intensa, quando l’energia irraggiata sul piano dei moduli genera un voltaggio troppo basso e non compreso nel range di funzionamento dell’apparato di conversione. Tali perdite variano fra il 2 ed il 5% in base anche alla latitudine del sito;

Il calcolo della producibilità dell’impianto, suddiviso nei suoi campi, è stato effettuato partendo dai dati climatici di irraggiamento e temperatura ambiente forniti dal data base PVGIS. Si riporta a seguire una tabella riassuntiva con i dati di irraggiamento, producibilità e performance, estrapolata dal report fornito dal software PVsyst 7.0 Le ultime pagine di questa relazione tecnica riportano il report completo.

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7 CRITERI ADOTTATI PER LE SCELTE PROGETTUALI

Al presente progetto definitivo si giunge dopo l’effettuazione di verifiche progettuali inerenti la fattibilità dell’intervento dal punto di vista tecnico-economico. I criteri seguiti per la progettazione dell’impianto e delle strutture sono in linea con gli usuali criteri di buona tecnica e di regola dell’arte applicati conformemente alle normative obbligatorie vigenti.

In particolare, la progettazione è stata elaborata conformemente alle disposizioni del D.M. 5-5-2011 e s.m.i. “Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell'articolo 7 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387.” come integrate dalle deliberazioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas.

8 NORMATIVA DI RIFERIMENTO

L’impianto agrofotovoltaico e i relativi componenti rispettano, ove di pertinenza, le prescrizioni contenute nelle norme tecniche di seguito elencate. Si applicano, inoltre, i documenti tecnici emanati dai gestori di rete e le deliberazioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas riportanti disposizioni applicative per la connessione ed esercizio di impianti fotovoltaici collegati alla rete elettrica pubblica.

Si precisa che l’elenco sotto riportato non è da intendersi esaustivo; ulteriori disposizioni di legge, norme e deliberazioni in materia, anche se non espressamente richiamate si considerano applicabili, ove di pertinenza.

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 64-8, parte 7, sezione 712: Sistemi fotovoltaici solari (PV) di alimentazione;

CEI 11-20;V1: Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria;

CEI EN 61727 (CEI 82-9): Sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con la rete;

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

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

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

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

CEI EN 62305 (CEI 81-10): Protezione contro i fulmini;

CEI 0-2: Guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici;

UNI 10349: Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici;

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.) –

9 CARATTERISTICHE PRESTAZIONALI DEI MATERIALI PRESCELTI

L’impianto fotovoltaico è sostanzialmente un impianto elettrico, collegato alla rete di distribuzione locale. Questo tipo di impianti, come previsto dallo stesso D.M. 5-5-2011 e s.m.i., presentano un alto livello di regolamentazione tecnica obbligatoria, sia a riguardo dell’architettura della progettazione (documenti obbligatori, caratteristiche del progetto, ecc.), sia a riguardo dei materiali da utilizzare (compatibilità elettrica ed elettromagnetica, marchi di qualità, prestazioni, ecc). Le scelte dei materiali impiegati, quindi, hanno fatto riferimento a questo quadro normativo obbligatorio, in certo senso “standardizzato”, il quale, di per sé, garantisce l’alta qualità costruttiva e prestazionale dei materiali utilizzati.

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10 IMPIANTO FOTOVOLTAICO – CARATTERISTICHE DI DETTAGLIO

10.1 POTENZA NOMINALE E DI PICCO

L’impianto agrofotovoltaico in oggetto avrà una potenza nominale, coincidente con quella di picco, pari a 21,09888 MW, potenza ricavata dal prodotto tra il numero totale dei moduli da utilizzare e la potenza nominale del singolo modulo:

47.952 moduli x 440 W/modulo = 21,09888 MWp

I moduli fotovoltaici, montati su inseguitori monoassiali in configurazione 2P, occuperanno una superficie totale netta pari a circa 125.900 m².

10.2 MODULI FOTOVOLTAICI

I moduli fotovoltaici esistenti sul mercato sono:

 Moduli policristallini

 Moduli monocristallini

La taglia dell’impianto in oggetto comporta inevitabilmente l’utilizzo di un modulo ad alta efficienza, che risulti essere già disponibile nel secondo semestre del 2021, periodo in cui si ipotizza l’inizio dei lavori.

Ciò comporta una difficoltà oggettiva a scegliere un modello definitivo con così largo anticipo, ma occorre comunque fare una scelta ragionevole, sulla base delle previsioni di produzione.

All’interno dei parametri elettrici individuati, il modulo potrebbe effettivamente essere assimilabile al modello HyPro STP440S - A78/Vfh del produttore Suntech Power Co., Ltd.; tale modulo sviluppa una potenza pari a 440 Wp.

In fase costruttiva, in relazione alle disponibilità sul mercato, potranno essere utilizzati moduli aventi prestazioni almeno pari a quelli sopra elencati, con una superficie massima inferiore 2,2 m² (larghezza pari a circa 1 m ed altezza massima 2,2 m).

10.3 INSEGUITORI MONOASSIALI

I moduli fotovoltaici sono fissati sul terreno per mezzo di apposite strutture denominate inseguitori monoassiali, ossia dei dispositivi che attraverso opportuni movimenti meccanici, permettono di far

“inseguire” lo spostamento apparente del Sole nel cielo. Lo scopo principale di un inseguitore è

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quello di massimizzare l’efficienza del dispositivo ospitato a bordo. Per il seguente progetto sono stati scelti degli inseguitori di rollio, i quali seguono il Sole lungo la volta celeste nel suo percorso quotidiano, a prescindere dalla stagione di utilizzo. In questo caso l’asse di rotazione è nord-sud, mentre l’altezza del Sole rispetto all’orizzonte non è considerata. Una caratteristica avanzata di questi inseguitori è detta backtracking, e risolve il problema degli ombreggiamenti che inevitabilmente le file di moduli fotovoltaici causano all'alba e al tramonto sollevandosi verso l'orizzonte. Questa tecnica prevede che i servomeccanismi orientino i moduli in base ai raggi solari solo nella fascia centrale della giornata, ma invertano il tracciamento a ridosso di alba e tramonto.

La posizione notturna di un campo agrofotovoltaico con backtracking è perfettamente orizzontale rispetto al suolo, e dopo l'alba il disassamento dell'ortogonale dei moduli rispetto ai raggi solari viene progressivamente ridotto mano a mano che le ombre lo permettono. Prima del tramonto viene eseguitala procedura inversa, che riporta il campo agrofotovoltaico in posizione orizzontale per il periodo notturno. L'incremento nella produzione di energia offerto tali inseguitori si aggira intorno al 15%.

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10.4 CONFIGURAZIONE STRINGHE FOTOVOLTAICHE

Si prevede di collegare in serie i complessivi 47.952 moduli fotovoltaici, suddivisi in stringhe da 27MF, come indicato nel paragrafo successivo.

Il sezionamento e la protezione delle stringhe saranno realizzati mediante quadri elettrici di campo opportunamente accessoriati.

10.5 CONVERSIONE STATICA CC/CA – INVERTER DI STRINGA

Il gruppo di conversione da corrente continua a corrente alternata dell’energia elettrica prodotta sarà costituito complessivamente da n. 128 inverter del produttore “HUAWEI” modello “SUN2000- 185KTL” di potenza nominale lato alternata di 175 kW. Si allega la scheda tecnica dell’inverter.

Le caratteristiche principali del gruppo di conversione sono:

 Inverter a commutazione forzata con tecnica PWM (pulse-width modulation), senza clock e/o riferimenti interni di tensione o di corrente, assimilabile a "sistema non idoneo a sostenere la tensione e frequenza nel campo normale", in conformità a quanto prescritto per i sistemi di produzione dalla norma CEI 11-20 e dotato di funzione MPPT (inseguimento della massima potenza)

 Ingresso lato CC da generatore fotovoltaico gestibile con poli non connessi a terra, ovvero con sistema IT.

 Rispondenza alle norme generali su EMC e limitazione delle emissioni RF: conformità norme CEI 110-1, CEI 110-6, CEI 110-8.

 Protezioni per la sconnessione dalla rete per valori fuori soglia di tensione e frequenza della rete e per sovracorrente di guasto in conformità alle prescrizioni delle norme CEI 11-20 ed a quelle specificate dal distributore elettrico locale. Reset automatico delle protezioni per predisposizione ad avviamento automatico.

 Conformità marchio CE.

 Grado di protezione adeguato all'ubicazione per esterno (IP65).

 Dichiarazione di conformità del prodotto alle normative tecniche applicabili, rilasciato dal costruttore, con riferimento a prove di tipo effettuate sul componente presso un organismo di certificazione abilitato e riconosciuto.

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 Campo di tensione di ingresso adeguato alla tensione di uscita del generatore FV.

 Efficienza massima >90 % al 70% della potenza nominale.

DATI COSTRUTTIVI DEGLI INVERTER TIPO

Costruttore HUAWEI

Sigla SUN2000-185KTL-H1

Numero di MPPT indipendenti 9

Ingressi per inverter utilizzati 12/13/14/15/16/17/18

CARATTERISTICHE ELETTRICHE TIPO LATO DC

Potenza DC nominale 175 kW

Massima corrente per MPPT 26 A

Corrente massima di corto circuito per MPPT 40 A

Tensione massima 1.500 V

Range di tensione inseguitore 500 – 1.500 V

CARATTERISTICHE ELETTRICHE LATO AC

Potenza nominale in uscita 175 kW @40°C

Tensione nominale di uscita 800 V

Corrente massima in uscita 126,3 A

Frequenza in uscita 50 Hz

Rendimento Massimo 99,03 %

Rendimento Europeo 98,60 %

I valori di tensione alle varie temperature di funzionamento (minima, massima e d’esercizio) rientrano nel range di accettabilità ammesso dall’inverter.

Limiti in tensione

• Tensione minima Vn a 70 °C maggiore di Vmpp min.

• Tensione massima Vn a -10 °C inferiore a Vmpp max.

• Tensione a vuoto Vo a -10 °C inferiore alla tensione max. dell'inverter (1500,0 V)

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pag. 12 Limiti in corrente

• Corrente di corto circuito inferiore alla corrente massima inverter Limiti in potenza

• Dimensionamento in potenza compreso tra 80,64% e il 120,96%

10.6 QUADRI ELETTRICI

I collegamenti elettrici in campo prevedono un’organizzazione del tipo serie / parallelo secondo lo schema di seguito descritto. Le stringhe, di lunghezze uguali, sono collegate direttamente all’inverter (senza string boxes) corrispondente. A ciascun inverter afferisce una quota-parte del generatore fotovoltaico, secondo il seguente prospetto:

Inverter Numero

stringhe da 27

Potenza afferente al singolo inverter

Potenza totale afferente agli inverter

Inverter 1-120 14 166,32 kW 19,9584 MW

Inverter 121-128 12 142,56 kW 1,14048 MW

TOTALE 21,09888 MW

Gli inverter, predisposti all’utilizzo in ambiente esterno, saranno opportunamente dislocati all’interno dell’area di proprietà del committente.

10.7 CABINE

Si prevede l’utilizzo di cabine di trasformazione, cabine per servizi e cabine di raccolta, meglio descritte nei paragrafi seguenti.

10.7.1 Cabine di trasformazione

Ogni cabina di trasformazione, in grado di gestire la potenza ad essa confluente, sarà costituita da:

o quadro di parallelo bassa tensione (QPBT);

o quadro di alimentazione dei servizi ausiliari (QSA);

o il gruppo UPS;

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pag. 13 o trasformatore BT/MT;

o quadro di media tensione (QMT).

Le cabine saranno di tipo prefabbricato mono-blocco in struttura metallica autoportante, conforme alla norma CEI EN 62271-202 con dimensioni esterne 6,200 m x 2,480 m x 2,670 m.

Nello specifico per ogni campo si prevede di utilizzare 12 cabine di trasformazione; tutte saranno dotate di trasformatori DYn11, 800/20kV da 2000kVA.

A ciascuna cabina di trasformazione afferisce una quota-parte della potenza in uscita dagli inverter, secondo il seguente prospetto:

Trafo N. inverter con Pout=166,32

N. inverter con Pout=142,56

Potenza afferente

al singolo trafo TOT

1-7(2000kVA

cadauno) 11 0 1,82952 MW 12,80664 MW

8-11(2000kVA

cadauno) 10 0 1,6632 MW 6,6528 MW

12 (1000kVA) 3 2 0,78408 MW 0,78408 MW

13 (1000kVA) 0 6 0,85536 MW 0,85536 MW

TOTALE 21,09888 MW

I passaggi previsti per il transito delle persone saranno larghi almeno 80 cm, al netto di eventuali sporgenze. La cabina sarà posta su fondazione prefabbricata tipo vasca, che fungerà da vano per i cavi, e che sarà accessibile da apposita botola posta sul pavimento dei vari locali. Il calore prodotto dal trasformatore e dai quadri, sarà smaltito tramite ventilazione naturale per mezzo di griglie di areazione e da aspiratori ad asse verticale comandati in temperatura.

Infine sarà realizzato un impianto di messa a terra tramite dispersore orizzontale ad anello in corda di rame nuda sez. 50 mmq e da n. 6 dispersori verticali in acciaio zincato con profilo a croce 50x50x5 mm di lunghezza 2,5 m.

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pag. 14 10.7.2 Cabine di servizi

Ogni cabina servizi, sarà adibita a locale tecnico per i sistemi videosorveglianza, di monitoraggio e controllo.

10.7.3 Cabine di raccolta

Le varie uscite degli inverter saranno collegate in parallelo all’interno di un quadro di parallelo BT (QPBT), installato presso ciascuna delle cabine elettriche di trasformazione. Il quadro sarà conforme alla norma CEI EN 60439-1 per linee di potenza idoneo a contenere:

• il dispositivo di parallelo quadro, di tipo scatolato, con funzione di protezione da sovracorrenti e sezionamento della linea in bassa tensione a valle del trasformatore BT/MT;

• la centralina termometrica del trasformatore BT/MT;

Sarà inoltre installato un quadro di bassa tensione per l’alimentazione dei servizi ausiliari (QSA) e un gruppo soccorritore UPS. Il quadro dei servizi ausiliari conterrà i dispositivi di protezione e sezionamento di tipo modulare per la protezione e sezionamento delle linee di alimentazione dei servizi ausiliari (condizionatori, illuminazione, circuiti prese, circuiti ausiliari quadri elettrici, ecc…), nonché dell’UPS.

Il QPBT sarà costituito delle seguenti parti (in accordo alla Norma CEI 11-20 per impianti fotovoltaici operanti in parallelo alla rete MT del Distributore), da valle a monte:

• Dispositivi del generatore fotovoltaico: sono gli interruttori del quadro che collegano il QPCA alle uscite degli inverter. Sono interruttori automatici con sganciatori magneto-termici che intervengono per guasto interno al sistema fotovoltaico. L’interruttore interviene su tutte le fasi interessate e sul neutro.

• Contatore dell’energia prodotta dal campo fotovoltaico: esso sarà installato a monte dei dispositivi del generatore fotovoltaico di cui al precedente punto. Tale contatore sarà destinato alla misura dell’energia elettrica prodotta e sarà in grado di rilevare e registrare l’energia elettrica immessa in rete. Il sistema di misura sarà conforme alle norme CEI. Il sistema di misura sarà idoneo a consentire la telelettura dell’energia elettrica prodotta da parte del Distributore. Esso sarà, inoltre, posizionato in un posto facilmente accessibile per la sua lettura.

L’uscita del quadro QPBT sarà connessa tramite l’interruttore BT di alimentazione del QPCA al primario del trasformatore MT/BT.

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Il trasformatore sarà trifase con gli avvolgimenti inglobati sotto vuoto in resina epossidica e con raffreddamento in aria naturale. Il trasformatore deve essere progettato e costruito per rispondere alle Norme CEI Italiane e IEC internazionali in vigore alla data della sua costruzione.

10.8 CAVI ELETTRICI

Saranno impiegate le seguenti tipologie di cavi in funzione delle condizioni di posa:

1) cavo “solar” tipo FG21M21 0,6/1 kV, unipolare, resistente all’ozono e ai raggi UV, conforme alle Norme IMQ CPT065 / CEI 20-35 / 20-37P2 / EN 60332-1-2 / EN 50267-1- 2 / EN 50267-2-2. Saranno utilizzati per l’interconnesione dei moduli fotovoltaici e per il collegamento delle stringhe ai quadri di campo;

2) cavo unipolare tipo FG16 0,6/1 kV o multipolare tipo FG16(O)R 0,6/1 kV, o equivalenti, adatti per pose in ambienti interni o esterni anche bagnati. Saranno utilizzati per pose prevalentemente in tubazioni interrate e/o per condutture in esterno.

3) cavo unipolare tipo FS17 o equivalente. Saranno utilizzati prevalentemente per i cablaggi all’interno dei quadri elettrici in bassa tensione e per realizzare le condutture elettriche in bassa tensione entro tubi in aria in interni.

4) cavo unipolare tipo FS17, o equivalente per collegamenti equipotenziali ai fini della messa a terra di sicurezza.

La scelta delle sezioni dei cavi è stata effettuata in base alla loro portata nominale (calcolata in base ai criteri di unificazione e di dimensionamento riportati nelle tabelle CEI-UNEL), alle condizioni di posa e di temperatura, al limite ammesso dalle Norme per quanto riguarda le cadute di tensione massime ammissibili (inferiori al 2%) ed alle caratteristiche di intervento delle protezioni secondo quanto previsto dalle vigenti Norme CEI 64-8. Particolare attenzione è stata riservata alla scelta delle sezioni dei cavi dei circuiti afferenti ai gruppi di misura dell’energia prodotta al fine di rendere trascurabili le perdite energetiche per effetto joule sugli stessi.

10.9 MISURE DI PROTEZIONE E SICUREZZA

L’impianto in oggetto e tutte le parti che lo costituiscono sono progettati e realizzati in modo tale da assicurare, nelle condizioni che possono essere ragionevolmente previste, la protezione delle persone e dei beni contro i pericoli ed i danni derivanti dal loro utilizzo nonché garantire il loro corretto funzionamento per l’uso previsto.

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pag. 16 Sono quindi adottate le seguenti misure di protezione:

 protezione relative ai contatti diretti e indiretti;

 protezione relativa alle sovracorrenti;

 protezione relativa alle sovratensioni.

Inoltre è opportunamente garantito il sezionamento dei circuito ove necessario.

10.9.1 Protezione dai contatti diretti

La protezione contro i pericoli derivanti da contatti con parti ordinariamente in tensione è realizzata conformemente alle disposizioni della Norma CEI 64-8 mediante opportuno isolamento delle parti attive, rimovibile solo mediante distruzione ed in grado di resistere a tutte le sollecitazioni meccaniche, termiche, elettriche alle quali può essere sottoposto nel normale esercizio e mediante l’utilizzo di involucri idonei ad assicurare complessivamente il grado di protezione IP XXB (parti in tensione non raggiungibili dal filo di prova) e, sulle superfici orizzontali superiori a portata di mano, il grado di protezione IP XXD (parti in tensione non raggiungibili dal filo di prova). A tal fine saranno impiegati cavi a semplice isolamento posati entro canalizzazioni in materiale isolante e/o cavi a doppio isolamento; le connessioni verranno realizzate all’interno di apposite cassette con coperchio apribile esclusivamente mediante attrezzo.

10.9.2 Protezione dai contatti diretti

La protezione contro i pericoli derivanti dal contatto con parti conduttrici normalmente non in tensione ma che possono andare in tensione in caso di cedimento dell’isolamento principale è realizzata, sul lato a 400 Vac dell’impianto gestito come sistema TN-S, conformemente alle disposizioni della Norma CEI 64-8 mediante l’interruzione automatica dell’alimentazione impiegando interruttori magnetotermici e, all’occorrenza differenziali, inoltre essa è coordinata con l’impianto di terra, in modo da soddisfare le condizioni prescritta della stessa Norma CEI 64-8.

10.9.3 Protezione combinata dai contatti diretti e indiretti

Per quanto riguarda i circuiti di comando e segnalazione che collegano fra loro i vari quadri elettrici dell’impianto, verrà adottata una protezione combinata contro i pericoli derivanti dai contatti diretti con parti normalmente in tensione o indiretti con parti conduttrici che possono andare in tensione in caso di cedimento dell’isolamento principale, da realizzare mediante sistema a bassissima tensione di sicurezza (SELV) conformemente alle disposizioni della Norma CEI 64-8.

(18)

pag. 17

10.9.4 Protezione dei circuti dalle sovracorrenti e sezionamento

La protezione delle linee dagli effetti delle è realizzata mediante dispositivi di interruzione (interruttori magnetotermici o fusibili) installati a monte di ciascuna conduttura ed aventi caratteristiche tali da interrompere automaticamente l’alimentazione in occasione di un sovraccarico o di un cortocircuito, conformemente alle disposizioni della Norma CEI 64-8, in relazione alle portate dei cavi come indicate dalle tabelle CEI-UNEL relative alla portata dei cavi in regime permanente.

Per il sezionamento dei circuiti verranno impiegati dispositivi omnipolari. Tutti i quadri saranno dotati di interruttori generali omnipolari che rendano possibile il sezionamento completo delle sezioni.

10.10 IMPIANTO DI MESSA A TERRA

L’impianto fotovoltaico sarà dotato di un impianto di messa a terra, per la protezione dai contatti indiretti coordinato con le caratteristiche di intervento degli interruttori automatici magnetotermici differenziali. L’impianto sarà inoltre dotato di maglia di terra e collegamenti equipotenziali per la connessione delle masse alla stessa.

La configurazione geometrica e il dimensionamento dei conduttori della maglia di terra sarà determinata conformemente alle disposizioni della Norma CEI 11-37 e CEI 11-1 al fine di evitare che le tensioni di contatto e di passo superino i massimi valori ammissibili determinati in base ai valori della corrente di guasto e del tempo di eliminazione in media tensione.

11 STIMA DEL RENDIMENTO ENERGETICO DELL’IMPIANTO

Per poter stimare il valore della produzione energetica di un impianto fotovoltaico bisogna considerare vari parametri, tra cui il B.O.S. (Balance Of System), il quale fornisce informazioni sulle perdite del sistema in termini di:

- perdite per riflessione: generate da un’aliquota di radiazione luminosa che viene riflessa dal vetro posto a protezione delle celle (3,5%);

- perdite per scostamento e mismatching: ovvero calo di rendimento generale causato dal collegamento in serie di più moduli fotovoltaici con caratteristiche non perfettamente identiche, dovute alle tolleranze di potenza del modulo fotovoltaico utilizzato e dal non perfetto allineamento delle superfici del modulo stesso. In questo caso il circuito di inseguimento del punto di massima

(19)

pag. 18

potenza MPPT, non trovando la curva di funzionamento ottimale, si posiziona sulla curva del modulo peggiore penalizzando complessivamente il rendimento dell'intera stringa (11%);

- perdite lungo le tratte DC: causate dalla resistenza offerta dai cavi elettrici, dalle perdite per cadute di tensione sui diodi di blocco e dalle resistenze di contatto sugli interruttori (2%);

- perdite nel gruppo di conversione statica: comprendono le perdite di efficienza dell’inverter e le perdite sul lato CA (3,5%). Per mezzo delle valutazioni sopra elencate, poiché si stima una perdita dell’impianto fotovoltaico pari al 20%, il rendimento dell’impianto (B.O.S.) è pari a:

ηBOS = 80%

11.1 PERDITE DI RADIAZIONE PER OMBREGGIAMENTI

Il sito in esame non è soggetto a fenomeni di ombreggiamento significativo da parte di edifici, alberi, tralicci o altri elementi di tipo puntuale quali antenne, fili ecc. Dal momento che i moduli fotovoltaici sono posizionati a terra, la sporcizia sui pannelli, dovuta a polvere, terra ed agenti atmosferici ecc, in condizioni ordinarie di manutenzione, avrà un’incidenza non inferiore al 5%. Per cui, si considera un fattore di riduzione per ombreggiamenti (K) pari a 0,95, che corrisponde ad una perdita di produttività del 5%.

11.2 STIMA DELLA PRODUZIONE ENERGETICA DELL’IMPIANTO

La produzione energetica annua in corrente alternata dell’impianto fotovoltaico è stimata in circa 39,769 GWh/anno, a monte delle interruzioni di servizio ordinarie/straordinarie e della naturale riduzione delle prestazioni dell’impianto negli anni. Al suddetto valore si giunge sulla base delle seguenti considerazioni:

1) produzione energetica annua lorda per unità di potenza nominale, equivalente alla stima dell’irraggiamento medio annuo su piano con esposizione adottata e ubicazione nella località in oggetto:

H = 2468,4 kWh/kWp*anno 2) potenza nominale dell’impianto:

P = 21098,88 kWp;

3) rendimento dell’impianto: R = 80,38 %;

4) Produzione energetica annua (PVSyst verified):

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pag. 19

EPVsyst = 2468,4*21,09888*0.8038 = 41,862 MWh /anno

Aggiungendo un ulteriore fattore di riduzione per ombreggiamenti: K = 0,95, la produzione energetica annua dell’impianto fotovoltaico risulta:

E = H∙K∙R∙P = 2468,4*21,09888*0.8038 *0.95≃ 39,769 GWh /anno.

12 VERIFICHE TECNICO - FUNZIONALI (COLLAUDO)

Al termine dei lavori saranno effettuati tutte le verifiche tecnico–funzionali, in particolare:

- prova di continuità elettrica e connessione dei moduli;

- efficacia messa a terra di masse e scaricatori;

- misura resistenza di isolamento dei circuiti elettrici e delle masse;

- prove di corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di potenza generata e nelle varie modalità previste dai gruppi di conversione (accensione spegnimento, mancanza rete).

13 COMPATIBILITA’ ELETTROMAGNETICA (EMC)

Ai fini della protezione della popolazione dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti, sono state effettuate le necessarie valutazioni dei livelli dell’induzione magnetica generati dall’impianto in oggetto. Le suddette valutazioni, effettuate conformemente alle disposizioni della legge quadro del 22 febbraio 2001 n. 36 e del decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri del 8 luglio 2003, hanno condotto alla conclusione che le installazioni previste rispettano i limiti di legge con ampi margini di sicurezza e forniscono le necessarie garanzie sulla tutela della salute umana.

DATA IL PROGETTISTA

22/06/2020 Dott. Ing. Fabio Rapicavoli

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PVsyst VALUTAZIONE

PVsyst Evaluation mode Traduzione senza garanzia, Solo il testo inglese fa fede.

Progetto : Scicli_Bommacchia

Luogo geografico Scicli Bommacchia Paese Italia

Ubicazione Latitudine 36.79° N Longitudine 14.66° E

Tempo definito come Ora legale Fuso orario TU+1 Altitudine 153 m

Albedo 0.20

Dati meteo: Scicli Bommacchia Meteonorm 7.3 (1989-2003), Sat=96% - Sintetico Variante di simulazione : Nuova variante di simulazione

Data di simulazione 23/06/20 17h23

Parametri di simulazione Tipo di sistema Eliostati illimitati con indetreggiamento Assi inseguimento orizzontaliModelli semplificati, illimitati 888Riche inseguitoriAsse dell'azimut 0°

Limitazioni di rotazione Phi min. -55° Phi max. 55°

Algoritmo dell'nseguimento Ottimizzazione dell'irraggiamento

Strategia Backtracking N. di eliostati 888 Eliostati illimitati

Distanza eliostati 9.50 m Larghezza collettori 3.00 m

Banda inattiva Sinistra 0.02 m Destra 0.02 m

Angolo limite indetreggiamento Limiti phi +/- 79.9°Fattore di occupazione (GCR) 31.6%

Modelli utilizzati Trasposizione Perez Diffuso Perez, Meteonorm

Circumsolare separare

Orizzonte Orizzonte libero

Ombre vicine Senza ombre

Bisogni dell'utente : Carico illimitato (rete)

Caratteristiche campo FV

Modulo FV Si-mono Modello 440STP

Costruttore Suntech definizione customizzata dei parametri

Numero di moduli FV In serie 24 moduli In parallelo 1998 stringhe

Numero totale di moduli FV n. di moduli 47952 Potenza nom. unit. 440 Wp

Potenza globale campo Nominale (STC) 21099 kWc In cond. di funz. 19424 kWc (50°C)

Caratt. di funzionamento campo FV (50°C) U mpp 997 V I mpp 19484 A

Superficie totale Superficie modulo 104827 m² Superficie cella 84794 m²

Inverter Modello SUN2000-185KTL-H1

Costruttore Huawei definizione customizzata dei parametri

Caratteristiche Potenza nom. unit. 175 kWac Tensione funz. 500-1500 V

Potenza max. (=>30°C) 185 kWac

Gruppo di inverter Potenza totale 22400 kWac Rapporto Pnom 0.94

N. di inverter 128 unità

Totale Potenza totale 22400 kWac Rapporto Pnom 0.94

Fattori di perdita campo FV

Perdite per sporco campo Fraz. perdite 3.0 %

Fatt. di perdita termica Uc (cost) 29.0 W/m²K Uv (vento) 3.5 W/m²K / m/s

Perdita ohmica di cablaggio Res. globale campo 0.84 mΩ Fraz. perdite 1.5 % a STC

LID - Light Induced Degradation Fraz. perdite 2.0 %

Perdita di qualità moduli Fraz. perdite 0.0 %

Perdite per mismatch del modulo Fraz. perdite 1.5 % a MPP

Perdita disadattamento Stringhe Fraz. perdite 0.10 %

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PVsyst VALUTAZIONE

indisponibilità del sistema 7.3 giorni, 3 periodi frazione di tempo 2.0 %

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PVsyst VALUTAZIONE

Variante di simulazione : Nuova variante di simulazione

Parametri principali del sistema Tipo di sistema Eliostati illimitati con indetreggiamento

Orientamento campo FV inclinazione

Moduli FV Modello 440STP Pnom 440 Wc

Campo FV Numero di moduli 47952 Pnom totale 21099 kWc

Inverter Modello SUN2000-185KTL-H1 Pnom 175 kW ac

Gruppo di inverter Numero di unità 128.0 Pnom totale 22400 kW ac

Bisogni dell'utente Carico illimitato (rete) Risultati principali di simulazione

Produzione sistema Energia prodotta 41860 MWh/anno Prod. spec. 1984 kWh/kWc/anno

Indice di rendimento PR 80.38 %

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

0 2 4 6 8 10 12 14

Energia normalizzata [kWh/kWc/giorno]

Produzione normalizzata (per kWp installato): Potenza nominale 21099 kWc

Yf : Energia utile prodotta (uscita inverter) 5.44 kWh/kWc/giorno Ls : Perdite sistema (inverter, ...) 0.2 kWh/kWc/giorno Lc : Perdita di raccolta (perdite impianto FV) 1.13 kWh/kWc/giorno

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

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Indice di rendimento PR

Indice di rendimento PR

PR : Indice di rendimento (Yf / Yr) : 0.804

Nuova variante di simulazione Bilanci e risultati principali

GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff EArray E_Grid PR

kWh/m² kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² MWh MWh ratio

Gennaio 79.2 27.07 11.73 112.9 102.5 1989 1966 0.826

Febbraio 89.7 37.19 11.48 120.5 110.4 2150 2126 0.836

Marzo 140.4 60.41 13.56 186.2 172.1 3341 3305 0.841

Aprile 179.4 67.28 15.67 238.4 221.6 4295 4248 0.845

Maggio 220.8 72.91 19.83 292.0 272.7 5207 5150 0.836

Giugno 224.4 78.99 23.53 296.5 276.2 5204 4825 0.771

Luglio 241.5 63.34 27.00 327.2 305.7 5690 5128 0.743

Agosto 212.2 65.68 27.25 285.8 266.2 4945 4890 0.811

Settembre 162.7 55.47 23.79 221.3 205.3 3850 3726 0.798

Ottobre 122.3 46.78 21.02 165.2 151.9 2873 2674 0.767

Novembre 84.9 32.67 16.73 117.9 107.2 2046 2023 0.813

Dicembre 74.7 27.59 13.50 104.5 94.4 1820 1799 0.816

Anno 1832.2 635.37 18.80 2468.4 2286.2 43410 41860 0.804

Legenda: GlobHor Irraggiamento orizzontale globale DiffHor Irraggiamento diffuso orizz.

T_Amb T amb.

GlobInc Globale incidente piano coll.

GlobEff Globale "effettivo", corr. per IAM e ombre EArray Energia effettiva in uscita campo

E_Grid Energia immessa in rete PR Indice di rendimento

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PVsyst VALUTAZIONE

Bisogni dell'utente Carico illimitato (rete)

0 2 4 6 8 10 12 14

Globale incidente piano coll. [kWh/m²/giorno]

-50000 0 50000 100000 150000 200000 250000

Energia immessa in rete [kWh/giorno]

Diagramma giornaliero entrata/uscita

Valori dal 01/01 al 31/12

0 5000 10000 15000 20000

Energia immessa in rete [kW]

0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 1600000

Energia immessa in rete [kWh / Classe]

Distribuzione potenza in uscita sistema

Valori dal 01/01 al 31/12

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PVsyst VALUTAZIONE

Diagramma perdite sull'anno intero

Irraggiamento orizzontale globale 1832 kWh/m²

+34.7% Globale incidente piano coll.

-3.21% Ombre vicine: perdita di irraggiamento -1.35% Fattore IAM su globale

-3.00% Perdite per sporco campo

Irraggiamento effettivo su celle 2286 kWh/m² * 84794 m² Celle

efficienza a STC = 24.91% Conversione FV

Energia nominale campo (effic. a STC) 48287 MWh

-2.70% Perdita FV causa livello d'irraggiamento -3.15% Perdita FV causa temperatura -2.00% LID - "Light induced degradation"

-1.60% Perdita disadattamento moduli e stringhe -1.08% Perdite ohmiche di cablaggio

Energia apparente impianto a MPPT 43410 MWh

-1.09% Perdita inverter in funzione (efficienza) 0.00% Perdita inverter per superamento Pmax

0.00% Lerdita inverte a causa massima corrente in ingresso 0.00% Perdita inverter per superamento Vmax

0.00% Perdita inverter per non raggiungimento Pmin 0.00% Perdita inverter per non raggiungimento Vmin

0.00% Consumi notturni

Energia in uscita inverter 42933 MWh

-2.50% indisponibilità del sistema Energia immessa in rete 41860 MWh

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PVsyst VALUTAZIONE

Emissioni generate Totale: 44688.63 tCO₂

Fonte: Calcolo dettagliato dalla tabella in basso:

Emissioni evitate Totale: 531206.1 tCO₂

Produzione del sistema: 41860.22 MWh/an Durata di vita: 30 anni Degradazione annua: 1.0%

Emissioni durante il ciclo di vita: 423 gCO₂/kWh

Fonte: Lista IEA Paese: Italy

Bilancio delle Emissioni di CO₂ Totale: 416220.6 tCO₂

Dettagli delle emissioni del sistema nel ciclo di vita:

Elemento Moduli Supporti

LCE (ciclo vitale energia) Quantità Subtotale [kgCO₂]

1713 kgCO2/kWc 21978 kWc

37642160

2.82 kgCO2/Kg 2497500 Kg

7046471

0 5 10 15 20 25 30

Anno -100000

0 100000 200000 300000 400000 500000

Bilanciamento : [tCO₂]

CO₂ Evitata: Emissioni vs. Tempo