REGIONE BASILICATA. Comune di Banzi. (provincia di Potenza) Elab. A.16.b.3.II

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1 REGIONE BASILICATA Comune di Banzi (provincia di Potenza) Oggetto: Progetto definitivo di un Parco Eolico ubicato nel Comune di Banzi (provincia di Potenza) Prefattibilità Prog. definitivo Prog. esecutivo impianti Data: Febbraio 2011 Rappr.: Committente: CROSSENERGY s.r.l. Via Santa Lucia n NAPOLI P.IVA : Legale rappresentante: Dott. Claudio Maiello Elab. A.16.b.3.II Progettisti: Dott. Ing. Antonio Di Pietro Dott. Ing. Pasquale Pascucci Collaboratori : dott. Arch. Daniele Cucciniello sig. Amato Ausania sig. Giovanni Spagnuolo geom. Nicola Raimondi Relazione di calcolo (dimensionamento cavidotto MT) Engineering Solution s.r.l Via Piave n Avellino Tel fax antonio.dipietro@ingegneriavellino.it A norma di Legge il presente documento non può essere riprodotto o comunicato a terzi senza la Ns autorizzazione scritta

2 Sommario PREMESSA... 2 MATERIALI E DIMENSIONAMENTO CAVI... 3 Dimensionamento cavi... 4 Risultati di calcolo:... 5 Allegato a Allegato b Allegato c Allegato d Allegato e Allegato f 1

3 PREMESSA Oggetto della presente relazione è la progettazione di un parco di generazione da fonte rinnovabile costituito da 22 aerogeneratori, ciascuno della potenza nominale di 3 MW, ubicato nel comune di Banzi, provincia di Potenza. Gli aerogeneratori sono distribuiti nella zona agricola situata a Nord - Est del comune al confine con il comune di Genzano della Lucania(PZ), catastalmente assegnate ai fogli , raggruppati in sottocampi e connessi tra di loro da una rete di distribuzione in cavo interrato in MT tensione a 30kV. Il tracciato del cavidotto è stato scelto in modo da essere il più breve possibile così da avere un basso impatto ambientale e allo stesso tempo minimizzare le possibili interferenze presenti lungo il percorso. I tratti in cui è suddiviso il cavidotto sono i seguenti: A1-CS1, A2-A3-A4-CS1, A5-A6-CS1, A7-A8-CS1, CS1-CC, A9-CS2, A11-A10CS2, A12-A13-A14-CS2,A15-CS2, A16-CS2, A17-A18-A19-CC, A20-A21-CC, A22-CC Gli aerogeneratori da A1 ad A8,appartenenti allo stesso sotto-campo, convogliano la potenza in una CS1 (Cabina di Smistamento), posta sulla SP79. Gli Aerogeneratori da A9 ad A16, convogliano la potenza in una CS2 (Cabina di Smistamento), posta anch essa sulla SP79. Gli aerogeneratori da A17 ad A22 sono collegati di rettamente alla CC. All interno dei sottocampi ci sono de grupi di due o tre aerogeneratori collegati con schema entra-esce. La totalità del cavidotto si sviluppa lungo le strade di nuova realizzazione oppure già esistenti e i cavi saranno interrati a non meno di 1m di profondità rispetto al piano di campagna (vedesi particolari). La dorsale principale del cavidotto MT, sulla quale passano tutti i cavi e dove sono poste anche le CS e la CC, si sviluppa in corrispondenza della SP 79 che collega i comuni di Banzi e Genzano e di conseguenza anche il parco eolico in progetto, localizzato nel territorio di Banzi, con la sottostazione MT/AT di progetto, per la consegna in AT, situata a Genzano di Lucania: Per la soluzione tecnica di posa in opera in questi tratti vedesi particolari. In uscita dalla CC la potenza verrà convogliata, tramite cinque terne di cavi di sezione 400mmq, alla SS e il percorso si svolgerà lungo viabilità già esistente, principalmente lungo la SP79 e lungo tale strada fino alla SS evitando di attraversare centri abitati. 2

4 MATERIALI E DIMENSIONAMENTO CAVI Il dimensionamento dei cavi è stato fatto tenendo conto sia delle massime perdite di potenza ammissibili in linea che del limite termico. Infatti in base alle condizioni di posa adottate, la corrente di impiego Ib deve essere inferiore della portata effettiva del cavo Iz e le massime perdite di potenza in linea devono essere inferiori del 3%. Le ipotesi fatte per il calcolo della portata dei cavi nel dimensionamento di essi sono: La resistenza termica del terreno 1 K m/w e temperatura terreno pari a 20 C (CEI 20/21 A.3); Fattore di correzione dovuto alla temperatura diversa da quella di riferimento (K1); Fattore di correzione dovuto al tipo di posa e alla presenza di altri cavi installati sullo stesso piano (K2). Inoltre si è tenuto conto, per le lunghe distanze di un abbattimento di portata del cavo del 15% a causa delle perdite di linea (effetto pelle) che si possono avere. 3

5 Dimensionamento cavi Per il dimensionamento della sezione dei cavi da utilizzare è stato verificato, come prima cosa, il limite termico. Dicesi, la parte di cavo che collega un aerogeneratore alla cabina di smistamento (CS), la parte di cavo che collega la CS alla cabina di consegna (CC) o la parte di cavo che collega la cabina CC alla sottostazione 30/150KV (SS). Considerando che gli aerogeneratori sono collegati tra di loro mediante una cabina di smistamento (CS) è stato calcolato per ogni singolo la corrente di impiego Ib e confrontata con la portata effettiva del cavo Iz (tenendo conto delle opportune ipotesi di calcolo fatte precedentemente). Il calcolo della corrente d impiego è data dalla seguente relazione: ove: P è la potenza nominale dell aerogeneratore che il sopporta; V è la tensione nominale di linea pari a 30 KV; è il fattore di potenza pari ad 1. Tale valore di corrente deve essere inferiore alla portata del cavo utilizzato, come evidenziato dalle seguenti formule: dove: Scelta l opportuna sezione del cavo, si passa alla valutazione delle perdite per ogni singolo. In base alla sezione di cavo scelta si vede in tabella il valore di resistenza R del conduttore a 90 C espressa Ω/Km. Considerando la resistenza R per l intera lunghezza del di cavo da utilizzare, si possono calcolare le perdite di potenza e le perdite di potenza percentuali per singolo con le seguenti relazioni: ove P è la potenza sopportata dal singolo. 4

6 Sapere quali sono le perdite di potenza in ogni ci permette di arrivare a valutare le perdite totali di tutto l impianto che non devono superare il 3%. Infatti, facendo la somma delle singole perdite ottenute per ogni, e rapportandolo alla potenza totale dell impianto (84 MW), otteniamo le perdite totali che si hanno in tutto l impianto: Risultati di calcolo: Nell allegato A sono riportate le caratteristiche tecniche ed i valori specifici relativi ai cavi NEXANS XLPE 18/30 kv IEC 502 in base ai quali sono stati effettuati i calcoli. In base ai calcoli preliminari fatti, abbiamo raggruppato (vedi Layout di impianto ) gli aerogeneratori nel seguente modo: Gli aerogeneratori A2 A3 A4 sono collegati con schema entra esce con una terna di cavi di sezione diversa in base alla portata della potenza, che aumenta dopo ogni uscita da ogni aerogeneratore, fino alla CS1 dove è direttamente collegato anche l aerogeneratore A1 e le coppie di aerogeneratori A7 A8 ed A5 A6. Nella CS1 le quattro terne di cavi ( in uscita dall A1, in uscita dall A8, in uscita dall A7 e dalla A4), di sezione diversa, dimensionate in base alla potenza e per avere la minore perdita di tensione, vengono sezionate e messe in parallelo, da qui partono due terne da 300 mmq verso la CC. Gli aerogeneratori A12 A13 A14 sono collegati con schema entra esce con una terna di cavi di sezione diversa in base alla portata della potenza, che aumenta dopo ogni uscita da ogni aerogeneratore, fino alla CS2 dove sono singolarmente collegati anche gli aerogeneratori A16 A15 d A9 e la coppia di aerogeneratori A10 A11. Nella CS2 le cinque terne di cavi ( in uscita dall A9, in uscita dall A10, in uscita dall A14, dall A16 e dall A15), di sezione diversa, dimensionate in base alla potenza e per avere la minore perdita di tensione, vengono sezionate e messe in parallelo, da qui partono due terne da 300 mmq verso la CC. 5

7 Gli aerogeneratori A17 A18 A19 sono collegati con schema entra esce con una terna di cavi di sezione diversa in base alla portata della potenza, che aumenta dopo ogni uscita da un aerogeneratore, fino alla CC dove è collegata la coppia A20 A21. L aerogeneratore A22 è collegato con una terna di cavi direttamente alla CC. Dalla cabina di consegna (CC) partono cinque terne di cavi di sezione 400 che vanno alla stazione elettrica (SS) di trasformazione 30/150 KV. La stazione elettrica di trasformazione 30/150 KV verrà costruita nei pressi della stazione elettrica primaria 150/380 KV. La cabina di consegna (CC) serve per raccogliere la corrente proveniente dalle cabine CS di smistamento e da gli altri aerogeneratori collegati in schema entra esce e portarla alla stazione elettrica 30/150 KV. Come si può vedere dalla tabella in allegato b, alla piena potenza nominale (100%), per tratti che sopportano un solo aerogeneratore (di potenza nominale 3 MW) la corrente d impiego =57.6 A; la sezione suggerita è di 120 abbattimento del 15%) =161 A. (per fase) avente portata pari a circa (compreso di L esigenza di tale dimensionamento viene giustificata da una attenta valutazione termica, elettrica ed economica, tenendo conto delle distanze dei singoli tratti e delle quantità di cavo necessarie per la realizzazione dell impianto. Per i tratti che supportano una potenza nominale di 6MW, la sezione sarà di 120 (per fase) poiché la corrente di impiego è =115,6 A < =161 A; per i tratti che supportano 9MW ( in uscita da una serie di tre aerogeneratori) avremo =173,4 A quindi è consigliata una sezione da 150 poiché la sua =183,8 A per i tratti che supportano 24MW (dalle CS alla CC) avremo =462,4 A quindi, essendo =286,9 A di un cavo di sezione 300 sempre per i criteri espressi in precedenza adotteremo due terne di cavi ; Ai fini del cavidotto di collegamento della cabina di consegna (CC) alla sottostazione (SS) la corrente di impiego è =1271,6 A, verranno quindi utilizzate cinque terne di cavi di sezione suggerita pari a 400, avente portata totale superiore alla. 6

8 Si ricorre alla scelta progettuale di utilizzare più terne di cavi in parallelo da 400 in quanto risulta, nello specifico, essere soddisfatta la verifica termica dei cavi. Nella tabella in allegato b possono leggersi le perdite di potenza e le perdite di potenza percentuali per ogni. In base a queste sezioni adottate, per l intero parco eolico si ha che le perdite totali di potenza nel più lungo del cavidotto, cioè dalla CS1 alla CC, sono circa a = 465 kw, ove in percentuale sono pari a %=1,94%. Tale valore è inferiore a quello preventivato (3%) in fase di dimensionamento del cavidotto. Le cadute di tensione per i singoli tratti sono anche esse molto contenute entro i criteri di ottimizzazione, la caduta maggiore si ha sempre nel CS1 CC che è 1,94%, sempre inferiore ai limiti richiesti In base allo stesso criterio, sono state valutate le correnti d impiego dei cavi, le perdite dei tratti e dell intero parco, anche per potenze dell 80% 60% 40% 20% rispetto a quella nominale (allegato c d e f) in modo da poter valutare il funzionamento dell intero parco per diversi valori di potenza generata a varie velocità del vento. Al diminuire della potenza, le correnti d impiego nei conduttori diminuiscono e quindi anche le perdite di potenza nei vari tratti e di conseguenza anche nell intero parco diminuiscono. Tutti i cavi sono stati dimensionati valutando la piena potenza nominale dell aerogeneratore (carico=100%), anche se accade raramente che l aerogeneratore funzioni a potenza nominale. Tale criterio è stato adottato come motivo precauzionale; infatti in caso si dovesse verificare tale situazione, non si hanno problemi di sovraccarico sui conduttori, e quindi diminuzione della vita utile del cavo. 7

9 ALLEGATO A Cavo NEXANS XLPE 18/30 kv IEC 502 Sezione nominale conduttore mm² Diametro nominale conduttore mm Spessore isolante mm Spessore guaina mm Diametro nominale cavo mm Peso cavo nominale AL Kg/Km Raggio di curvatura minimo mm Capacità nominaleµf/km Corrente capacitiva nominale a tensione U0 A/Km Reattanza di fase a 50 Hz Ω/Km Resistenza massima in CC del conduttore a 20 C AL Ω/Km Resistenza massima in CA del conduttore a 90 C AL Ω/Km Portata di corrente in aria a 30 C trifoglio AL A Portata di corrente Terreno a 20 C Rt=1m C/W trifoglio AL A Portata di corrente con abbatimento 15% causa perdite A Corrente di corto circuito del conduttore (1s) AL ka 35 7,0 8,0 1,9 36, ,13 0,74 0,153 0,868 1, ,6 3,2 50 8,1 8,0 2,0 37, ,13 0,83 0,149 0,641 0, ,85 4,6 70 9,9 8,0 2,0 39, ,15 0,92 0,140 0,443 0, ,7 6, ,5 8,0 2,1 41, ,16 1,01 0,132 0,320 0, ,55 8, ,9 8,0 2,1 42, ,18 1,10 0,127 0,253 0, ,6 11, ,2 8,0 2,2 44, ,19 1,16 0,123 0,206 0, ,45 13, ,9 8,0 2,2 45, ,21 1,22 0,119 0,164 0, ,35 17, ,3 8,0 2,3 49, ,22 1,37 0,115 0,125 0, ,15 22, ,7 8,0 2,4 51, ,24 1,49 0,111 0,100 0, ,65 27, ,5 8,0 2,5 57, ,27 1,64 0,107 0,0778 0, ,1 36, ,5 8,0 2,6 57, ,29 1,79 0,103 0,0605 0, ,85 46, ,1 8,0 2,7 63, ,32 1,96 0,100 0,0469 0, ,25 58,0 DISEGNO INDICATIVO (NON IN SCALA) Legenda: 1 conduttore Spirale visibile 2 semiconduttore interno 3 isolamento 4 semiconduttore esterno 5 schermo metallico e controspira 6 guaina esterna

10 ALLEGATO F Tratto Potenza (MW) Ib (A) Parco Eolico BANZI (PZ) Verifica termica, della caduta di tensione e delle perdita di potenza dei cavi Nexans XLPE 18/30 kv IEC 502 sezione cavo (mmq) Iz' (A) R max in CA a 90 C (Ω/Km) Perdita potenza nel (W) Perdita % Lunghezza (m) % LINEA 1 A1-CS1 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0, ,52 0,03% ,86 0,03% A2-A3 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0,328 40,76 0,01% 310 2,03 0,01% A3-A4 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,35 0,02% 360 4,72 0,02% A4-CS1 1,8 34,68 3x(1x150) 183,8 0, ,54 0,10% ,46 0,09% A5-A6 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0,328 55,23 0,01% 420 2,76 0,01% A6-CS1 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,98 0,04% ,12 0,04% A7-A8 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0,328 39,45 0,01% 300 1,97 0,01% A8-CS1 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,79 0,01% 300 3,94 0,01% CS1-CC 4,8 92,48 2x3x(1x300) 255,8 0, ,45 0,39% ,15 0,39% LINEA 2 A9-CS2 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0, ,74 0,05% ,40 0,05% A11-A10 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0,328 52,60 0,01% 400 2,62 0,01% A10-CS2 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,66 0,11% ,14 0,11% A12-A13 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0,328 39,45 0,01% 300 1,97 0,01% A13-A14 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,79 0,01% 300 3,94 0,01% A14-CS2 1,8 34,68 3x(1x150) 183,8 0, ,67 0,06% ,69 0,06% A15-CS2 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0, ,77 0,02% 850 5,58 0,02% A16-CS2 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0,328 72,32 0,01% 550 3,61 0,01% CS2-CC 4,8 92,48 2x3x(1x300) 255,8 0, ,47 0,07% ,06 0,07% LINEA 3 A17-A18 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0, ,65 0,02% ,53 0,03% A18-A19 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,58 0,05% ,22 0,02% A19-CC 1,8 34,68 3x(1x150) 183,8 0, ,67 0,06% ,69 0,06% LINEA 4 A20-A21 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0,328 46,02 0,01% 350 2,30 0,01% A21-CC 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,38 0,04% ,81 0,04% A22-CC 0,6 11,56 3x(1x120) 161,4 0,328 52,60 0,01% 400 2,62 0,01% CC-SS 13,2 254,32 5x3x(1x400) 286,9 0, ,86 0,03% ,62 0,06% ramo ramo linea2 linea1 ramo linea3 ramo linea4 ramo linea CC - SS 116,15 32,14 17,69 11,81 16,62 0,39% 0,11% 0,06% 0,04% 0,06% Sezione (mmq) Iz 15% perdita K1 cos φ K2 Iz' R ,85 0,93 1 0,69 161,5 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 183,80 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 255,81 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 286,88 0,10 Pagina 1

11 ALLEGATO E Tratto Potenza (MW) Ib (A) Parco Eolico BANZI (PZ) Verifica termica, della caduta di tensione e delle perdita di potenza dei cavi Nexans XLPE 18/30 kv IEC 502 sezione cavo (mmq) Iz' (A) R max in CA a 90 C (Ω/Km) Perdita potenza nel (W) Perdita % Lunghezza (m) % LINEA 1 A1-CS1 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,08 0,06% ,71 0,06% A2-A3 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,05 0,01% 310 4,07 0,01% A3-A4 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,41 0,03% 360 9,45 0,03% A4-CS1 3,6 69,36 3x(1x150) 183,8 0, ,17 0,19% ,92 0,19% A5-A6 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,91 0,02% 420 5,51 0,02% A6-CS1 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,93 0,09% ,24 0,09% A7-A8 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,79 0,01% 300 3,94 0,01% A8-CS1 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,18 0,03% 300 7,87 0,03% CS1-CC 9,6 184,96 2x3x(1x300) 255,8 0, ,82 0,78% ,31 0,77% LINEA 2 A9-CS2 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,95 0,11% ,80 0,11% A11-A10 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,39 0,02% 400 5,25 0,02% A10-CS2 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,62 0,21% ,28 0,21% A12-A13 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,79 0,01% 300 3,94 0,01% A13-A14 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,18 0,03% 300 7,87 0,03% A14-CS2 3,6 69,36 3x(1x150) 183,8 0, ,68 0,12% ,37 0,12% A15-CS2 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,08 0,04% ,15 0,04% A16-CS2 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,29 0,02% 550 7,22 0,02% CS2-CC 9,6 184,96 2x3x(1x300) 255,8 0, ,88 0,13% ,13 0,13% LINEA 3 A17-A18 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,58 0,05% ,43 0,05% A18-A19 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,32 0,10% ,86 0,10% A19-CC 3,6 69,36 3x(1x150) 183,8 0, ,68 0,12% ,37 0,12% LINEA 4 A20-A21 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,09 0,02% 350 4,59 0,02% A21-CC 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,53 0,08% ,61 0,08% A22-CC 1,2 23,12 3x(1x120) 161,4 0, ,39 0,02% 400 5,25 0,02% CC-SS 26,4 508,64 5x3x(1x400) 286,9 0, ,42 0,07% ,23 0,11% ramo linea1 ramo linea2 ramo linea3 ramo linea4 ramo linea CC - SS 232,31 64,28 35,37 23,61 33,23 0,77% 0,21% 0,12% 0,08% 0,11% Sezione (mmq) Iz 15% perdita K1 cos φ K2 Iz' R ,85 0,93 1 0,69 161,5 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 183,80 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 255,81 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 286,88 0,10 Pagina 1

12 ALLEGATO D Tratto Potenza (MW) Ib (A) Parco Eolico BANZI (PZ) Verifica termica, della caduta di tensione e delle perdita di potenza dei cavi Nexans XLPE 18/30 kv IEC 502 sezione cavo (mmq) Iz' (A) R max in CA a 90 C (Ω/Km) Perdita potenza nel (W) Perdita % Lunghezza (m) % LINEA 1 A1-CS1 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,67 0,09% ,57 0,09% A2-A3 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,87 0,02% 310 6,10 0,02% A3-A4 3,6 69,39 3x(1x120) 161,4 0, ,66 0,05% ,17 0,05% A4-CS1 5,4 104,04 3x(1x150) 183,8 0, ,88 0,29% ,38 0,28% A5-A6 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,05 0,03% 420 8,27 0,03% A6-CS1 3,6 69,39 3x(1x120) 161,4 0, ,93 0,13% ,37 0,13% A7-A8 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,04 0,02% 300 5,90 0,02% A8-CS1 3,6 69,39 3x(1x120) 161,4 0, ,38 0,04% ,81 0,04% CS1-CC ,44 2x3x(1x300) 255,8 0, ,09 0,70% ,46 1,16% LINEA 2 A9-CS2 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,65 0,16% ,20 0,16% A11-A10 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,38 0,03% 400 7,87 0,03% A10-CS2 3,6 69,39 3x(1x120) 161,4 0, ,93 0,32% ,47 0,32% A12-A13 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,04 0,02% 300 5,90 0,02% A13-A14 3,6 69,39 3x(1x120) 161,4 0, ,38 0,04% ,81 0,04% A14-CS2 5,4 104,04 3x(1x150) 183,8 0, ,03 0,18% ,06 0,18% A15-CS2 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,94 0,06% ,73 0,06% A16-CS2 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,90 0,04% ,82 0,04% CS2-CC ,44 2x3x(1x300) 255,8 0, ,23 0,12% ,19 0,20% LINEA 3 A17-A18 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,81 0,07% ,65 0,07% A18-A19 3,6 69,39 3x(1x120) 161,4 0, ,73 0,14% ,31 0,14% A19-CC 5,4 104,04 3x(1x150) 183,8 0, ,03 0,18% ,06 0,18% LINEA 4 A20-A21 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,21 0,02% 350 6,89 0,02% A21-CC 3,6 69,39 3x(1x120) 161,4 0, ,14 0,12% ,44 0,12% A22-CC 1,8 34,68 3x(1x120) 161,4 0, ,38 0,03% 400 7,87 0,03% CC-SS 42,6 762,96 5x3x(1x400) 286,9 0, ,70 0,09% ,85 0,17% ramo ramo linea2 linea1 ramo linea3 ramo linea4 ramo linea CC - SS 348,46 96,47 53,06 35,44 49,85 1,16% 0,32% 0,18% 0,12% 0,17% Sezione (mmq) Iz 15% perdita K1 cos φ K2 Iz' R ,85 0,93 1 0,69 161,5 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 183,80 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 255,81 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 286,88 0,10 Pagina 1

13 ALLEGATO C Tratto Potenza (MW) Ib (A) Parco Eolico BANZI (PZ) Verifica termica, della caduta di tensione e delle perdita di potenza dei cavi Nexans XLPE 18/30 kv IEC 502 sezione cavo (mmq) Iz' (A) R max in CA a 90 C (Ω/Km) Perdita potenza nel (W) Perdita % Lunghezza (m) % LINEA 1 A1-CS1 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,30 0,12% ,42 0,12% A2-A3 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,22 0,03% 310 8,13 0,03% A3-A4 4,8 92,48 3x(1x120) 161,4 0, ,66 0,06% ,89 0,06% A4-CS1 7,2 138,72 3x(1x150) 183,8 0, ,67 0,38% ,84 0,38% A5-A6 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,65 0,04% ,02 0,04% A6-CS1 4,8 92,48 3x(1x120) 161,4 0, ,71 0,18% ,48 0,17% A7-A8 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,18 0,03% 300 7,87 0,03% A8-CS1 4,8 92,48 3x(1x120) 161,4 0, ,71 0,05% ,74 0,05% CS1-CC 19,2 369,92 2x3x(1x300) 255,8 0, ,28 1,55% ,61 1,55% LINEA 2 A9-CS2 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,82 0,22% ,60 0,22% A11-A10 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,57 0,04% ,50 0,03% A10-CS2 4,8 92,48 3x(1x120) 161,4 0, ,49 0,43% ,57 0,43% A12-A13 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,18 0,03% 300 7,87 0,03% A13-A14 4,8 92,48 3x(1x120) 161,4 0, ,71 0,05% ,74 0,05% A14-CS2 7,2 138,72 3x(1x150) 183,8 0, ,72 0,24% ,75 0,24% A15-CS2 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,34 0,07% ,30 0,07% A16-CS2 2,4 57,8 3x(1x120) 161,4 0, ,06 0,08% ,04 0,06% CS2-CC 19,2 369,92 2x3x(1x300) 255,8 0, ,51 0,27% ,25 0,27% LINEA 3 A17-A18 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,32 0,10% ,86 0,10% A18-A19 4,8 92,48 3x(1x120) 161,4 0, ,28 0,19% ,72 0,19% A19-CC 7,2 138,72 3x(1x150) 183,8 0, ,72 0,24% ,75 0,24% LINEA 4 A20-A21 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,37 0,03% 350 9,18 0,03% A21-CC 4,8 92,48 3x(1x120) 161,4 0, ,14 0,16% ,23 0,16% A22-CC 2,4 46,24 3x(1x120) 161,4 0, ,57 0,04% ,50 0,03% CC-SS 52,8 1017,28 5x3x(1x400) 286,9 0, ,69 0,13% ,47 0,22% ramo ramo linea2 linea1 ramo linea3 ramo linea4 ramo linea CC - SS 464,61 128,57 70,75 47,23 66,47 1,55% 0,43% 0,24% 0,16% 0,22% Sezione (mmq) Iz 15% perdita K1 cos φ K2 Iz' R ,85 0,93 1 0,69 161,5 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 183,80 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 255,81 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 286,88 0,10 Pagina 1

14 ALLEGATO B Tratto Potenza (MW) Ib (A) Parco Eolico BANZI (PZ) Verifica termica, della caduta di tensione e delle perdita di potenza dei cavi Nexans XLPE 18/30 kv IEC 502 sezione cavo (mmq) Iz' (A) R max in CA a 90 C (Ω/Km) Perdita potenza nel (W) Perdita % Lunghezza (m) % LINEA 1 A1-CS1 3 57,8 3x(1x120) 161,4 0, ,97 0,15% ,28 0,15% A2-A3 3 57,8 3x(1x120) 161,4 0, ,09 0,03% ,17 0,03% A3-A ,6 3x(1x120) 161,4 0, ,84 0,08% ,61 0,08% A4-CS ,4 3x(1x150) 183,8 0, ,54 0,48% ,30 0,47% A5-A6 3 57,8 3x(1x120) 161,4 0, ,70 0,05% ,78 0,05% A6-CS ,6 3x(1x120) 161,4 0, ,55 0,22% ,60 0,22% A7-A8 3 57,8 3x(1x120) 161,4 0, ,22 0,03% 300 9,84 0,03% A8-CS ,6 3x(1x120) 161,4 0, ,86 0,07% ,68 0,07% CS1-CC ,4 2x3x(1x300) 255,8 0, ,37 1,94% ,77 1,94% LINEA 2 A9-CS2 3 57,8 3x(1x120) 161,4 0, ,47 0,27% ,00 0,27% A11-A ,8 3x(1x120) 161,4 0, ,95 0,04% ,12 0,04% A10-CS ,6 3x(1x120) 161,4 0, ,39 0,54% ,71 0,54% A12-A ,8 3x(1x120) 161,4 0, ,22 0,03% 300 9,84 0,03% A13-A ,6 3x(1x120) 161,4 0, ,86 0,07% ,68 0,07% A14-CS ,4 3x(1x150) 183,8 0, ,75 0,30% ,43 0,29% A15-CS2 3 57,8 3x(1x120) 161,4 0, ,28 0,09% ,88 0,09% A16-CS2 3 57,8 3x(1x120) 161,4 0, ,06 0,06% ,04 0,06% CS2-CC ,4 2x3x(1x300) 255,8 0, ,74 0,34% ,31 0,33% LINEA 3 A17-A ,8 3x(1x120) 161,4 0, ,13 0,12% ,08 0,12% A18-A ,6 3x(1x120) 161,4 0, ,50 0,24% ,16 0,24% A19-CC 9 173,4 3x(1x150) 183,8 0, ,75 0,30% ,43 0,29% LINEA 4 A20-A ,8 3x(1x120) 161,4 0, ,59 0,04% ,48 0,04% A21-CC 6 115,6 3x(1x120) 161,4 0, ,59 0,20% ,04 0,20% A22-CC 3 57,8 3x(1x120) 161,4 0, ,95 0,04% ,12 0,04% CC-SS ,6 5x3x(1x400) 286,9 0, ,39 0,17% ,08 0,28% ramo ramo linea2 linea1 ramo linea3 ramo linea4 ramo linea CC - SS 580,77 160,71 88,43 59,04 83,08 1,94% 0,54% 0,29% 0,20% 0,28% Sezione (mmq) Iz 15% perdita K1 cos φ K2 Iz' R ,85 0,93 1 0,69 161,5 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 183,80 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 255,81 0, ,00 0,85 0,93 1,00 0,69 286,88 0,10 Pagina 1