Elettrodotti. Progettazione e impatto ambientale

Università degli studi di Padova

Corso di PROGETTAZIONE di

SISTEMI ELETTRICI INDUSTRIALI

ELETTRODOTTI Progettazione e impatto ambientale

Prof: Turri Roberto

GRUPPO: Bellin Luca

Bertazzo Marco

Boscaro Alessandro

Crivellari Diego

ANNO ACCADEMICO 2010‐2011

Sommario Prefazione .......................................................................................................................................................... 7

Problematiche relative agli elettrodotti ............................................................................................................ 7

Capitolo 1 ........................................................................................................................................................... 9

Guida CEI 307‐1 e campo di applicazione .......................................................................................................... 9

Introduzione .......................................................................................................................................... 9

1.1 La Valutazione Ambientale Strategica ...................................................................................... 11

1.2 Lo Studio di Impatto Ambientale e i collegamenti tra VAS e VIA ............................................... 12

1.3 Riferimenti normativi e metodologia VAS applicata allo sviluppo del sistema elettrico Italiano 14

1.4 Collegamenti tra VAS e VIA ........................................................................................................... 17

1.5 Lo studio di Impatto Ambientale ................................................................................................. 18

1.5.1 Quadro di riferimento programmatico .................................................................................... 18

1.5.2 Quadro di riferimento progettuale .......................................................................................... 20

1.5.3 Quadro di riferimento ambientale .................................................................................... 25

Descrizione generale dell’area ........................................................................................................................ 25

Capitolo 2 ............................................................................................................................................ 33

Norma CEI 11‐60 e Norma CEI 11‐75............................................................................................................... 33

2.1 Introduzione ................................................................................................................................. 33

2.2 Riscaldamento dei conduttori e definizioni ................................................................................... 34

2.3 Portate in corrente in servizio normale ......................................................................................... 36

2.3.1 Portate in corrente del conduttore di riferimento .................................................................. 36

2.3.2 Portate in corrente dei conduttori bimetallici alluminio‐acciaio ............................................. 37

2.3.3 Portate in corrente dei conduttori bimetallici in lega di alluminio‐acciaio ............................... 37

2.3.4 Portate in corrente dei conduttori in lega di alluminio ............................................................ 37

2.3.5 Portate in corrente dei conduttori di rame ............................................................................. 38

2.3.6 Portate in corrente dei conduttori in lega di rame .................................................................. 38

2.4 Portate in corrente in servizio temporaneo .................................................................................... 39

2.5 Portate in corrente in relazione alle condizioni di progetto ............................................................ 40

2.5.1 Portate in corrente in funzione del parametro di posa ............................................................ 40

2.5.2 Portate in corrente in funzione dello squilibrio di campate ..................................................... 40

2.5.3 Portate in corrente nel caso di franchi maggiorati .................................................................. 41

2.6 Riqualificazione delle linee ............................................................................................................ 42

2.6.1 Verifica complementare dei franchi ........................................................................................ 42

4

2.6.2 Verifica complementare dei franchi ........................................................................................ 43

2.6.3 Valori determinati dall’invecchiamento dei conduttori e dei giunti ........................................ 43

2.7 Sbarre ........................................................................................................................................... 44

Capitolo 3 ......................................................................................................................................................... 45

Esecuzione delle linee elettriche esterne CEI 11/4 ......................................................................................... 45

Introduzione .................................................................................................................................... 45

3.1 Definizioni ..................................................................................................................................... 46

3.2 Esecuzione delle linee aeree .......................................................................................................... 47

Capitolo 4 ......................................................................................................................................................... 55

Inquinamento dei campi elettromagnetici ...................................................................................................... 55

Introduzione .................................................................................................................................... 55

4.1 Campo Elettrico ............................................................................................................................ 56

4.2 Campo Magnetico ......................................................................................................................... 58

4.3 Modellizzazione delle linee aeree ................................................................................................. 60

4.4 Grandezze di influenza del profilo di campo magnetico ................................................................. 72

4.5 Esempio studio elettrodotto “ caratteristiche del modello di calcolo teorico” .......................... 73

Capitolo 5 ......................................................................................................................................................... 77

Esempio di dichiarazione di compatibilità ambientale di un elettrodotto ...................................................... 77

5.1 Ruolo dell’opera ........................................................................................................................... 77

5.2 Criteri di scelta del tracciato .......................................................................................................... 79

5.3 Descrizione del progetto ............................................................................................................... 82

5.4 Analisi delle azioni di progetto ...................................................................................................... 92

5.5 Inquadramento fisico geologico dell'area ...................................................................................... 94

5.6 Inquadramento antropico dell'area............................................................................................... 95

5.7 Fattori ambientali perturbati dal progetto nelle sue diverse fasi ................................................... 96

5.8 Sintesi non tecnica ...................................................................................................................... 104

Files .m per l’interfaccia grafica ........................................................................................................... 108

Densità economica ............................................................................................................................ 109

Bibliografia ........................................................................................................................................ 113

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Prefazione

Problematiche relative agli elettrodotti

Nella seguente trattazione verranno prese in considerazione le Norme CEI che riguardano le linee elettriche esterne, dai calcoli teorici alla progettazione su campo. In particolare:

• NORMA CEI 307‐1, Linee guida per la stesura di studi di impatto ambientale per le linee elettriche aeree esterne , fornisce le linee guida ed i criteri per la redazione di Studi di Impatto Ambientale (SIA) di linee elettriche aeree esterne nei casi in cui la normativa di legge vigente preveda il procedimento di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) sia a livello nazionale che a livello regionale

• NORMA CEI 11‐4, Esecuzione delle linee aeree elettriche esterne, fornisce le prescrizioni fondamentali che devono essere osservate nel progetto e nella costruzione delle linee elettriche. Tali prescrizioni riguardano l’intero percorso della linea compresi gli attraversamenti di opere, quali ad esempio ferrovie, tranvie, filovie, strade, linee

• NORMA CEI 11‐60, Portata al limite termico delle linee elettriche aeree esterne con tensione maggiore di 100 kV, definisce le portate in corrente al limite termico, in relazione alla tipologia di linee alla loro posizione nel territorio nazionale e alle condizioni di funzionamento sia in termini di livello di carico in corrente che di periodo stagionale

• NORMA CEI 11‐75, Riqualificazione delle linee esistenti, vengono definiti criteri razionali di verifica dei franchi sulle opere attraversate o sugli oggetti mobili presenti sotto la linea, una riqualificazione della linea che consenta un’ incremento della portata rispetto a quanto specificato nella norma CEI 11‐60

• NORMA CEI 211‐4, Guida ai metodi di calcolo dei campi elettrici e magnetici generati da linee elettriche, fornisce gli elementi fondamentali per il calcolo di campi elettrici e magnetici a 50 Hz generati da linee elettriche aeree, mediante l’ uso di modelli bidimensionali

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Capitolo 1

Guida CEI 307‐1 e campo di applicazione

Introduzione La ricerca di un giusto equilibrio tra esigenze energetiche e salvaguardia dell’ambiente e del territorio, corrisponde per Terna, gestore della Rete Elettrica Nazionale, alla ricerca di soluzioni appropriate per assicurare al Paese l’energia elettrica di cui ha bisogno alle migliori condizioni di affidabilità, costo e sostenibilità ambientale. Il rispetto delle norme è un impegno fondamentale, cui si affianca la tensione al miglioramento delle performance ambientali. A tal fine, Terna sta definendo una specifica politica e un Sistema di Gestione Ambientale. Già oggi Terna dedica attenzione all’impatto delle sue attività. Un elemento caratterizzante è l’impegno per uno sviluppo sostenibile della rete elettrica. Nella realizzazione di nuovi impianti Terna ritiene importante il dialogo preventivo con le istituzioni del territorio, con lo scopo di rendere complementari e non conflittuali le esigenze di sviluppo della rete elettrica con le richieste di tutela dell’ambiente espresse dalla società con sempre maggior forza. Nel costruire nuovi elettrodotti Terna utilizza dal 2002 la procedura VAS (Valutazione Ambientale Strategica) per condividere e concordare con Ministeri, Regioni ed Enti Locali le esigenze di sviluppo del sistema elettrico. La VAS è lo strumento di concertazione per promuovere uno sviluppo della rete elettrica compatibile con l’ambiente e condiviso con le Regioni e gli Enti Locali. In coerenza con la Direttiva comunitaria 2001/42/CE, la VAS mira a garantire elevati livelli di protezione ambientale e a promuovere la partecipazione alle decisioni da parte delle Amministrazioni e delle comunità locali. Nel 2005 Terna ha lanciato un processo sperimentale di VAS applicato al piano di sviluppo della rete elettrica, al fine di promuovere una stretta integrazione tra la pianificazione degli interventi e la valutazione degli effetti che essi producono. Per la rilevanza delle decisioni affrontate dal Piano di Sviluppo della rete elettrica di Terna, la sperimentazione di VAS coinvolge attivamente soggetti amministrativi di diverso livello, inclusi il Ministero per l’Ambiente e il Territorio, il Ministero dei Beni Culturali, il Ministero dello Sviluppo Economico e diverse Regioni e Province. Nel corso del 2006 è stato sviluppato un percorso metodologico di pianificazione e valutazione ambientale integrate. In questo contesto, il Piano di Sviluppo della rete elettrica per il 2007 è stato accompagnato da un Rapporto Ambientale che illustra l’approccio metodologico e i primi risultati. Nella ricerca di soluzioni concordate, Terna agisce, per quanto compatibile, con i vincoli di efficienza e le esigenze di servizio, sulle caratteristiche progettuali (per esempio con l’impiego di sostegni di minore impatto visivo), identifica tracciati alternativi tenendo conto delle caratteristiche del territorio, introduce vincoli più restrittivi di quelli

10 Capitolo 1

previsti dalla legge (ad esempio in termini di distanza minima tra linee e abitazioni) e considera la fattibilità di iniziative di mitigazione ambientale, come interventi di salvaguardia della vegetazione. Terna realizza anche delle razionalizzazioni: interventi complessi che coinvolgono contemporaneamente più elementi di rete e che spesso prevedono la dismissione di alcune linee a fronte della realizzazione di altre. Tra le linee da eliminare Terna da la priorità a quelle che interessano le aree urbanizzate, dove la presenza degli elettrodotti costituisce più che altrove una criticità.

11Guida CEI 307‐1 e campo di applicazione

1.1 La Valutazione Ambientale Strategica

La Dir. 2001/42/CE, concernente la valutazione degli effetti di determinati piani e programmi sull' ambiente, ha introdotto la Valutazione Ambientale Strategica (VAS) nella Comunità Europea, come uno strumento innovativo che tende ad integrare, in una fase anticipata, le istanze territoriali ed ambientali attraverso gli strumenti sostenibili della partecipazione, della negoziazione e della consultazione, estese ai soggetti interessati (stake‐holders).Il D.Lgs 3 aprile 2006 n.152 Norme in materia ambientale recepisce la Direttiva citata; in vista della sua emanazione, nello specifico settore delle reti elettriche sono state effettuate alcune sperimentazioni di applicazione della VAS. In via anticipata rispetto al recepimento definito dalla Direttiva, e quindi in modo volontario, già da qualche anno il Piano di Sviluppo (PdS) della Rete di Trasmissione Elettrica Nazionale (RTN) è sottoposta a VAS per quelle porzioni ricadenti in regioni che hanno firmato con il GRTN (ora Terna S.p.A.) un Protocollo d’Intesa in materia. L’approccio applicato allo sviluppo della rete di trasmissione ha una valenza utile, con gli opportuni aggiustamenti, anche per il complesso delle reti elettriche in A.T. Per favorire l’individuazione delle possibili correlazioni tra VAS e VIA, si riportano di seguito gli aspetti principali del modello applicativo della VAS al PdS della RTN, che prevede:

• analisi degli scenari e la generazione delle esigenze di sviluppo della RTN;

• verifica della coerenza delle esigenze con le politiche, i piani e i programmi a livello strategico nazionale;

• la selezione delle macro‐alternative che soddisfano le esigenze di sviluppo della rete elettrica mediante l’analisi delle criticità e ricettività, ambientali e territoriali, delle aree potenzialmente interessate;

• la concertazione, con le Regioni e gli Enti Locali (Province e Comuni) territorialmente interessati; delle possibili opzioni localizzative a vasta scala (corridoi) e, all’interno di queste ultime, delle opzioni di maggior dettaglio (fasce di fattibilità del tracciato);

• la predisposizione di un Rapporto Ambientale riportante i risultati ottenuti;

• l’espressione del parere regionale sulle localizzazioni precedentemente condivise, sulle

• razionalizzazioni e sulle eventuali dismissioni di tratti di linee in esercizio.

In particolare la VAS applicata al PdS della RTN è articolata secondo tre fasi successive:

• I fase VAS Strategica (analisi delle esigenze elettriche e della criticità territoriale), processo di valutazione di un esigenza elettrica secondo criteri che soddisfino gli obiettivi statutari di TERNA ispirati alla Sostenibilità, per giungere, da un ventaglio di possibilità, alla individuazione della migliore opzione strategica (macroalternativa), secondo un criterio di gerarchizzazione condiviso;

• II fase VAS Strutturale (analisi della sostenibilità del PdS e dei corridoi), processo di localizzazione del possibile interventi di sviluppo; l’opzione strategica maturata in un intervento di sviluppo nella fase precedente andrà contestualizzata sul territorio; in tale fase aumenta il dettaglio di analisi che consente di individuare, tra un ventaglio di alternative, i corridoi che presentano assenza o minori preclusioni all’inserimento di infrastrutture elettriche nel territorio, ottemperando agli obiettivi di sostenibilità, definiti in scala adeguata;

• III fase VAS Attuativa (individuazione delle fasce di fattibilità), processo di ottimizzazione della localizzazione dell’opera nel corridoio precedentemente individuato attraverso il processo di concertazione con gli Enti Locali; interessa gli interventi di sviluppo già sottoposti alle precedenti fasi di analisi e risulta caratterizzata da una forte componente concertativi ai fini dell'

12 Capitolo 1

individuazione delle fasce di fattibilità nell' ambito del corridoio precedentemente individuato. Tale fase fornisce le indicazioni e le prescrizione ai fini di raggiungere il miglior inserimento ambientale con il minor conflitto sociale, nel rispetto di obiettivi di sostenibilità definiti in scala adeguata.

1.2 Lo Studio di Impatto Ambientale e i collegamenti tra VAS e VIA

Una volta terminata la parte preliminare costituita dalla VAS si procede con l’analisi della VIA. Spesso vengono anticipate a livello di VAS alcune valutazioni ambientali che sono poi valorizzate, approfondite e contestualizzate nella successiva fase di VIA. E’ opportuno precisare che il processo di VAS non si sovrappone né si sostituisce a quello di VIA ma, anzi, rappresenta il naturale percorso di analisi ambientale di un intervento dalla fase di pianificazione a quella di progettazione e, quindi, di realizzazione. In altre parole, la VIA viene ad inserirsi a valle di un processo in cui alcune scelte localizzative preprogettuali sono state già concertate e dove numerose informazioni ambientali, territoriali e programmatiche sono già state recepite. Facendo riferimento alle tre fasi di VAS descritte precedentemente, il passaggio tra le procedure di VAS e di VIA è identificabile nel livello di maggior dettaglio della VAS (Fase Attuativa), ovvero nella definizione delle fasce di fattibilità di tracciato ove si andranno a collocare le singole opere previste dal piano. Lo Studio di Impatto Ambientale (SIA), ai sensi della normativa vigente, deve essere suddiviso nei quadri di riferimento programmatico, progettuale ed ambientale, inoltre deve essere predisposta una sintesi non tecnica. Il SIA deve essere articolato in testo, tabelle, figure ed elaborati grafici; tutti gli elaborati devono essere forniti anche in formato digitale. Tutta la cartografia elaborata nel SIA deve essere preferibilmente a colori e prodotta in formato UNI, preferibilmente A3 o multipli. Le scale di restituzione da utilizzare sono indicate nelle presenti linee guida, mentre le scale dell’analisi ambientale/territoriale dovranno essere adeguate al dettaglio dell’ indagine. Le basi cartografiche dovranno essere le più aggiornate disponibili; inoltre quelle relative all’area di influenza potenziale, dovranno essere aggiornate, in particolare per gli insediamenti e la viabilità, sulla base delle foto aeree di voli recenti, ovvero di immagini satellitari se disponibili. Le figure previste per il SIA sono indicate solitamente come allegati alla fine dei paragrafi cui fanno riferimento; esse rappresentano i tematismi che comunque andranno riportati nel SIA, fermo restando che, ove opportuno, ne possono essere proposte di ulteriori. In termini sintetici, se necessario, sarà illustrato il sistema nazionale di trasporto di energia elettrica e saranno evidenziate le motivazioni dell’opera proposta che dovrà essere identificata nel territorio mediante una corografia che riporta il tracciato complessivo. Deve altresì essere predisposta una tavola in cui il tracciato dell’elettrodotto sia inserito in un ambito più vasto (provinciale, regionale o nazionale). Sono riprese le informazioni derivanti da analisi, studi ed elaborazioni riportate nel Rapporto Ambientale del Piano di Sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale che attengono all’intervento oggetto di SIA. Sono sinteticamente riportate le attività emerse dalla fase di scoping o fase preliminare (se attivata), suggerimenti, indicazioni, criteri, autorizzazioni ed è brevemente riportato l’iter autorizzativo richiesto dal progetto e la fase nella quale si inserisce la valutazione di impatto ambientale. Sono evidenziate le autorizzazioni eventualmente già acquisite e saranno richiamati i criteri a base del progetto. E quindi descritta la metodologia seguita per lo svolgimento dello studio, con riferimento alle norme tecniche per la redazione degli studi di impatto ambientale (DPCM 10/8/88, DPCM 27/12/1988, DPR 27/4/92 e DPR 12/04/96), evidenziando le peculiarità indotte dal tipo di opera (a sviluppo lineare) e le componenti e fattori ambientali con i quali ci si può attendere che l’opera interagisca.


Sottoforma di schema a blocchi si può rappresentare nel seguente modo quanto previsto dalla Norma CEI 307‐1:

Studio di Impatto Ambientale

Quadro di riferimento ambientale

Quadro di riferimento progettuale

Quadro di riferimento programmatico

NORMA CEI 307‐1

“linee guida per la stesura di Studi di Impatto

Ambientale per le linee elettriche aeree esterne”

Valutazione Ambientale Strategica

14 Capitolo 1

1.3 Riferimenti normativi e metodologia VAS applicata allo sviluppo del sistema elettrico Italiano

Negli ultimi anni in numerosi paesi si è sviluppato un forte dibattito sulla possibilità di uno sviluppo sostenibile . Già nel 1987 la Commissione Mondiale per l’Ambiente e lo Sviluppo fissò nel Rapporto Brundtland la definizione di sviluppo sostenibile, inteso come sviluppo che risponda alle necessità del presente senza compromettere la capacità delle generazioni future di soddisfare le proprie . In tale ambito emerse che lo sviluppo economico deve essere necessariamente coniugato alla tutela ambientale e si introdusse il principio di equità intergenerazionale. La VAS è uno strumento finalizzato al perseguimento della sostenibilità ed ha quindi come finalità la verifica della rispondenza di piani e programmi con gli obiettivi di Sviluppo sostenibile, verificandone l’impatto ambientale complessivo ovvero la diretta incidenza sulla qualità dell'ambiente. Può dunque rappresentare lo strumento per favorire la soluzione dei numerosi aspetti problematici connessi allo sviluppo della rete elettrica. TERNA SpA, l’operatore di reti per la trasmissione di energia ad alta tensione, principale proprietario e gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, ha avviato con le Regioni e con le Province Autonome, quali soggetti direttamente coinvolti nella pianificazione territoriale, forme di collaborazioni innovative e sperimentali in via volontaria e anticipatoria inerenti la pianificazione del sistema elettrico. La sensibilità nei confronti dell'ambiente è alla base delle scelte strategiche di TERNA e del delicato processo di sviluppo delle infrastrutture elettriche. Fondamentale la concertazione con le Regioni e gli Enti locali, anche attraverso lo strumento innovativo della VAS, al fine di individuare le soluzioni migliori per far coincidere la tutela ambientale e socio‐culturale del territorio con le esigenze di sviluppo della rete elettrica come previste nel Piano di Sviluppo (PdS) che viene predisposto entro il 31 dicembre di ogni anno. La Direttiva 2001/42/CE prescrive la predisposizione di un rapporto ambientale con la valutazione degli effetti significativi che l’attuazione di piani e programmi potrebbe avere sull'ambiente. L’avvio del percorso di sperimentazione della VAS si avvale di protocolli di intesa e di accordi di programma tra Terna e le Regioni. Le finalità di questi strumenti comprendono: la condivisione delle scelte localizzative degli interventi, la predisposizione del rapporto ambientale, l’espressione del parere regionale sul contenuto del PdS in modo più consapevole e informato, lo snellimento del percorso autorizzativi degli interventi sottoposti positivamente a VAS. Il tavolo VAS si riunisce periodicamente e affronta diversi aspetti legati all’applicazione della VAS nel caso specifico del PdS, con il fine di definire e sperimentare il processo di VAS in modo condiviso e conforme alla Direttiva 2001/42/CE. In particolare, le attività hanno riguardato l’analisi del processo di pianificazione e sviluppo della RTN e le modalità di integrazione della dimensione ambientale, la definizione dei rapporti tra VIA e VAS, le modalità per l’individuazione, la valutazione e l’eventuale confronto tra scelte localizzative, la consultazione e la partecipazione, i contenuti del rapporto ambientale. Parallelamente, per coordinare e armonizzare i rapporti tra TERNA e le amministrazioni regionali, nel marzo 2004 è stato approvato uno specifico Accordo di Programma con la Conferenza dei Presidenti delle Regioni e delle Province Autonome. Infine, dal 2005 viene redatto annualmente da TERNA il Rapporto di sostenibilità con il quale illustra programmi, azioni e iniziative in campo economico, sociale e ambientale, come conseguenza della propria responsabilità verso gli stake‐holders . In base alla previsione del fabbisogno di energia elettrica ed alla evoluzione del parco produttivo, allo stato della rete di trasmissione, alle criticità elettriche attuali e revisionali e a quelle ambientali presenti sul territorio, vengono individuate le esigenze di sviluppo della rete. Nel tempo, attraverso un processo condiviso, le esigenze sono tradotte in interventi che possono via via trovarsi a diversi stadi di maturazione


definiti, per gli elettrodotti, come segue (analoghe fasi si possono individuare per la pianificazione delle stazioni):

• macroalternative: soluzioni localizzative di un esigenza elettrica a livello strategico, cioè ipotesi elettriche di massima, caratterizzate da differenti schemi elettrici di inserimento dell'intervento sulla rete;

• corridoi: soluzioni localizzative di un esigenza elettrica a livello strutturale, cioè ipotesi, a parità di schema elettrico, per l’inserimento dell'intervento nel territorio: si scende ad una scala di pianificazione più dettagliata per l’individuazione di corridoi alternativi all’interno del territorio interessato dalla macroalternativa concordata a livello strategico;

• fasce di fattibilità: soluzioni localizzative di un esigenza elettrica a livello attuativo: all’interno del corridoio preferenziale concordato a livello strutturale, si definiscono le porzioni di territorio ove risulta possibile l’individuazione del tracciato. Si scende ad una scala di pianificazione più dettagliata per la scelta della fascia di fattibilità preferenziale.

L’ idea fondante della VAS è che il passaggio da un livello al successivo avvenga attraverso la generazione di soluzioni localizzative alternative e la scelta, fra queste, della più sostenibile. Generazione e scelta avvengono sulla base di criteri oggettivi, trasparenti, condivisi. In genere ciascuna esigenza nasce a livello strategico, per passare a quello strutturale e poi attuativo. La tempistica dei processi decisionali è variabile da intervento a intervento. Il passaggio da un anno a quello successivo può ricadere in uno dei seguenti casi:

• se si è trovata una soluzione condivisa ad un certo livello, l’intervento può passare al livello di maggior dettaglio;

• se non si è trovata una soluzione condivisa nell'arco dell'anno procedurale o perché le alternative individuate non sono risultate soddisfacenti, l’intervento l’anno successivo rimane allo stesso livello e se necessario si individuano ulteriori alternative;

• a livello strategico, può succedere che, qualora nessuna delle macroalternative individuate risulti praticabile, il processo si blocchi e quella esigenza/criticità, che aveva generato il ventaglio di macroalternative non praticabili, rimanga insoddisfatta. In tal caso, TERNA risulta aver comunque adempiuto al proprio compito pianificatorio;

• a livello strutturale o attuativo , può succedere che si renda necessario tornare a un livello di minor dettaglio, qualora a) siano state esplorate con risultato negativo tutte le alternative possibili all’interno dell'ambito territoriale selezionato al livello superiore, oppure b) in presenza di mutate condizioni territoriali e ambientali di contesto che rendano non più valide le scelte compiute ai livelli superiori. A questo proposito, per migliorare l’efficienza e l’efficacia del processo decisionale, è auspicabile che, una volta condivisa una scelta localizzativi ad un certo livello, ad esempio la scelta di un corridoio, gli Enti interessati si impegnino a preservare la sua validità attraverso i propri strumenti di pianificazione territoriale, salvaguardando per quanto possibile l’area individuata da usi che impediscano di realizzare l’opera, nella fattispecie garantendo che venga mantenuta la possibilità di individuare almeno una fascia di fattibilità nel corridoio.

Nei casi in cui è più facile condividere una scelta, livelli successivi (per esempio strategico e strutturale) possono svolgersi nello stesso anno; come pure è possibile che, in casi particolarmente semplici o di piccole dimensioni si saltino i primi livelli (per esempio un intervento si configuri direttamente di livello attuativo). La figura 1.3.1 seguente rappresenta il ciclo di vita di una generica esigenza attraverso gli stadi appena descritti:

16

Capitolo 1

1

figura 1.3.1


1.4 Collegamenti tra VAS e VIA

La Valutazione preventiva degli effetti di un piano e dunque delle opere che questo prevede, porta sicuramente ad anticipare a livello di VAS alcune valutazioni ambientali che saranno valorizzate, approfondite e contestualizzate nella successiva fase di VIA. L’approccio concertativo è uno degli aspetti più qualificanti dell'intero processo di VAS applicato alla pianificazione della Rete elettrica, che prevede la condivisione della localizzazione delle opere con le Amministrazioni locali; ciò di fatto anticipa l’esigenza di avvalersi di dati ambientali e territoriali, che possono essere ulteriormente valorizzati nella successiva fase di VIA. Le indicazioni derivanti dalla fase Attuativa(ovvero nella definizione delle “fasce di fattibilità di tracciato”del processo di VAS) potranno fornire (quasi integralmente) i contenuti previsti dallo Scoping, introdotto dalla Direttiva 97/11/CE ed indicati anche nella legge 62/2005, ed in particolare:

• descrizione del progetto con informazioni relative alla sua ubicazione, concezione e dimensioni;

• descrizione delle misure previste per evitare, ridurre e possibilmente compensare rilevanti effetti negativi;

• dati necessari per individuare e valutare i principali effetti che il progetto può avere sull'ambiente;

• descrizione sommaria delle principali alternative prese in esame, tra le quali quella zero, con indicazioni delle principali ragioni delle scelta, sotto il profilo dell'impatto ambientale;

• sintesi non tecnica delle informazioni suddette. Inoltre la Legge 62/2005 richiede al proponente dell'opera una relazione che, sulla base dell'identificazione degli impatti ambientali attesi, definisce il piano di lavoro per la redazione dello studio di impatto ambientale, le metodologie che intende adottare per l’elaborazione delle informazioni in esso contenute ed il relativo livello di approfondimento. Peraltro, le analisi e i risultati della VAS possono implementare molti aspetti della VIA. A solo titolo di esempio indicativo si riportano alcuni contenuti, trattati approfonditamente nel Rapporto ambientale prodotto nell'ambito della VAS applicato al PdS, che possono essere inseriti e valorizzati nello Studio di Impatto Ambientale:

• la motivazione dell'opera può essere ripresa sia nel quadro di riferimento programmatico che nel progettuale;

• la verifica di coerenza con la pianificazione, da rappresentare nel quadro di riferimento programmatico;

• l’analisi delle alternative a scala preprogettuale con la conseguente individuazione delle fasce di fattibilità può essere ripresa sia nel quadro di riferimento progettuale che in quello ambientale;

• le misure generali di mitigazione e compensazione individuate nella fase di definizione delle fasce di fattibilità possono essere riprese nel quadro di riferimento ambientale.

A questi aspetti va comunque a sommarsi la vasta base di dati ambientali e territoriali comune che dalla VAS può passare il suo contenuto al SIA.

18 Capitolo 1

1.5 Lo studio di Impatto Ambientale

1.5.1 Quadro di riferimento programmatico

Sottoforma di schema a blocchi si può rappresentare il quadro di riferimento programmatico: In linea con quanto riportato nel DPCM 27/12/88, nel DPR 27/4/92 e nel DPR 12/04/96, il quadro di riferimento programmatico fornisce gli elementi conoscitivi sulle relazioni tra l’opera progettata e gli atti di pianificazione e programmazione territoriale e settoriale. Esso riporta quindi l’analisi delle relazioni esistenti tra l’opera progettata ed i diversi strumenti pianificatori. In tale contesto sono posti in evidenza sia gli elementi supportanti le motivazioni dell'opera, sia le interferenze o disarmonie con la stessa. Gli strumenti pianificatori da considerare partiranno dal livello nazionale fino a quello locale. Dovranno essere considerati anche eventuali strumenti di pianificazione internazionale o a livello europeo se presenti.

Stato della pianificazione

In relazione a quanto sopra esposto, questa sezione conterrà l’elencazione e l’illustrazione di vari piani nazionali, regionali e locali. Ciascuno di essi dovrà essere analizzato e ne saranno descritti i principali elementi. Questo punto sarà quindi articolato come segue:

1. piano di sviluppo della RTN 2. eventuali strumenti di programmazione economica e finanziamento 3. strumenti di programmazione e pianificazione territoriali 4. strumenti urbanistici locali

Dovranno essere analizzati gli strumenti urbanistici dei comuni ricadenti nell'aria di influenza potenziale e dovranno essere riportati i principali elementi ivi contenuti. Dovrà essere fornita una carta tematica 1:10.000 riportante l’uso programmato del territorio nell'area di influenza potenziale.

Stato della pianificazione

Descrizione del progetto rispetto agli strumenti di pianificazione e di

programmazione

Quadro programmatico

Indicazione dei tempi di attuazione dell'intervento


La base cartografica, corredata di quadro d unione, dovrà essere la stessa utilizzata per riportare i tematismi inerenti all’area di influenza potenziale. Dovranno altresì essere visionati gli strumenti urbanistici locali dei comuni ricadenti nell'ambito territoriale interessato, con particolare riferimento a quelli attraversati dalle ipotesi alternative di tracciato. Ove necessario dovrà essere prodotta adeguata cartografia con gli elementi programmatici relativi ai punti critici delle ipotesi alternative di tracciato.

5 altre eventuali pianificazioni settoriali di interesse, ad esempio pianificazioni energetiche, stradali, ferroviarie, ecc.

Descrizione del progetto

In questa fase si fa riferimento al tracciato scelto, descritto successivamente. Per quanto riguarda gli scopi del progetto invece viene analizzato se e come tali scopi risultano coerenti con gli obiettivi dei piani descritti precedentemente. Nel caso di eventuali modificazioni degli scenari di base dovranno essere descritte le modifiche eventualmente intervenute nelle ipotesi di sviluppo assunte alla base dei piani e come il progetto si situi rispetto ad esse. In riferimento a quanto riportato nel quadro di riferimento progettuale e delle eventuali modificazioni degli scenari di base dovrà essere descritta l’attualità del progetto e le motivazioni di eventuali modifiche rispetto a quanto previsto originariamente. Dovranno inoltre essere descritti gli interventi connessi, complementari e/o di servizio rispetto al progetto.

Indicazione dei tempi di attuazione dell’intervento

Sulla base di quanto riportato nel quadro di riferimento progettuale vengono descritti i tempi di realizzazione dell'opera e degli interventi complementari. Vengono riportate eventuali disarmonie esistenti tra i vari strumenti di pianificazione e sulla base di quanto descritto nelle precedenti sezioni viene riportato come la realizzazione del progetto si colloca nei confronti della pianificazione in atto e vengono evidenziate le contraddizioni, ove esistenti, tra esso e gli strumenti pianificatori e programmatori. Sono riportati tutti i riferimenti normativi relativi ai piani e programmi considerati nel capitolo (es. leggi regionali, leggi quadro ecc.) e in più saranno riportate anche tutte le fonti informative utilizzate per la redazione del capitolo diverse da quelle normative .

20 Capitolo 1

1.5.2 Quadro di riferimento progettuale

Sottoforma di schema a blocchi si può rappresentare il quadro di riferimento progettuale:

Motivazione del progetto Viene descritta la finalità del servizio offerto nel contesto dell'organizzazione del servizio elettrico e di gestione della rete; la domanda che ha motivato il progetto (domanda nazionale, regionale, di punta, di base, di potenza attiva, di potenza reattiva), il suo grado di copertura anche in assenza dell'intervento proposto e l'evoluzione della coppia domanda‐offerta nel corso della vita dell'elettrodotto al fine di evidenziarne la validità per tutto il tempo di vita utile previsto. Nell’analisi costo benefici vengono descritte le metodologie di analisi applicate, le ipotesi adottate, i dati di input economico ed ambientale considerati ed i risultati dell'analisi costi benefici inquadrata nell'attuale situazione nazionale della rete di trasporto e/o di presenza o carenza di impianti per la produzione di energia elettrica.

Criteri di scelta del tracciato Questa sezione dovrà contenere i criteri seguiti per la definizione del tracciato, in relazione anche alle ipotesi alternative prese in esame in fase di individuazione dello stesso. Saranno dunque riportate e descritte le analisi effettuate preventivamente alla definizione del progetto. A tale scopo la sezione dovrà articolarsi nelle seguenti parti:

Motivazione del progetto

Criteri di scelta del tracciato

Quadro Progettuale

Descrizione del progetto

Analisi delle potenziali interferenze ambientali

Misure gestionali e interventi di ottimizzazione

di riequilibrio


Ambito territoriale considerato Il tracciato virtuale di un elettrodotto è quello lineare che unisce i due estremi; nella realtà una serie di condizionamenti e vincoli lo rendono di fatto irrealizzabile. E' necessario quindi individuare un ambito territoriale inteso come l'area al cui interno è logico, sotto il profilo tecnico e ambientale, prevedere e sviluppare diverse ipotesi di alternativa. Tenuto conto delle peculiarità del territorio, tale ambito indicativamente si identifica quindi con un'area che unisce i punti di partenza e arrivo della linea ed eventualmente i punti di passaggio obbligato ove esistenti; esso ha una estensione correlata alla sua lunghezza e contiene le ipotesi di alternativa considerate nello sviluppo del progetto. Saranno dunque riportati gli elementi dell'ambito territoriale che hanno supportato l'estensione e la delimitazione di tale ambito al fine di fornire elementi utili per la individuazione delle ipotesi di alternativa e per la loro successiva selezione. Esso dovrà essere evidenziato su una carta in scala adeguata contenente anche il tracciato relativo al progetto. A tal fine ed in chiave descrittiva saranno forniti elementi relativi a: inquadramento fisico (e reticolo idrografico superficiale), inquadramento geologico (con eventuali movimenti franosi), inquadramento antropico (assetto amministrativo, assetto urbanistico e distribuzione della popolazione, attività antropiche, infrastrutture), principali elementi di pregio naturalistico, storico, archeologico e paesaggistico. Vincoli tenuti in conto nello sviluppo del progetto Sono riportati e descritti i vincoli tenuti in conto nello sviluppo del progetto, derivanti dalla normativa e dalle prescrizioni di strumenti urbanistici, piani paesistici, piani territoriali, piani di settore, ecc. In relazione a quanto sopra i vincoli dovranno essere esplicitati in termini: • paesaggistici • naturalistici • architettonici e monumentali • storico‐culturali‐archeologici • idrogeologici • demaniali • aeroportuali • militari • servitù ed altre limitazioni di proprietà (es. usi civici) • altri vincoli specifici (es. presenza di radiofari, ripetitori, ecc.) Condizionamenti indotti dalla natura dei luoghi Sono riportati e descritti i condizionamenti sul progetto indotti dalla natura e vocazione dei territori considerati, dalla presenza di abitazioni o altri insediamenti antropici, nonché da particolari esigenze di tutela (naturalistica, archeologica, paesaggistica, ecc.). Tra i condizionamenti si collocano anche quelle aree di particolare interesse segnalate che, risultando prive di sostegni normativi, non possono essere inserite tra i vincoli.

22 Capitolo 1

Criteri seguiti per la definizione del tracciato e ipotesi di alternativa considerate In questo punto vengono riportati i criteri tecnici ed ambientali seguiti nella definizione del progetto. Tra i criteri ambientali sono descritti quelli nei riguardi di zone abitate, insediamenti industriali, zone di pregio naturalistico, testimonianze storico‐culturali, zone archeologiche, emergenze paesaggistiche, monumentali e naturalistiche, intersezioni con strade, autostrade, ferrovie, vie navigabili ed altre infrastrutture di trasporto. Alla luce dei criteri suddetti, dei vincoli e condizionamenti presenti nell'ambito considerato e del complesso delle caratteristiche ambientali e territoriali di quest'ultimo, devono essere adeguatamente descritte le ipotesi alternative di tracciato, compresa quella fatta propria dal progetto. Tali ipotesi alternative sono riportate su una carta tematica in scala opportuna contenente, tra l'altro, i suddetti vincoli e condizionamenti. Saranno quindi forniti gli elementi che hanno portato alla scelta del tracciato di progetto. Descrizione del tracciato Infine viene illustrato, con maggior dettaglio, il tracciato scelto e le sue caratteristiche tecniche ed ambientali relativamente al progetto proposto. Esso sarà rappresentato con cartografia in scala 1:10.000 nella quale siano altresì riportate le intersezioni con strade, autostrade, ferrovie, vie navigabili ed altre infrastrutture di trasporto. Deve inoltre essere riportata la viabilità, anche minore, di accesso al tracciato. E' opportuno che la illustrazione sia corredata di una serie di elementi descrittivi per una fascia di circa 2 km attorno al tracciato stesso, relativi a dati territoriali.

Descrizione del progetto Questa sezione dovrà riportare le caratteristiche tecniche della linea (tensione, portata, numero di terne, ecc.) e inoltre vengono illustrate le caratteristiche dei sostegni previsti dal progetto per le diverse esigenze del tracciato. Viene riportato lo schema geometrico dei sostegni, la lunghezza media delle campate, la disposizione e la distanza reciproca dei conduttori. Successivamente viene presentato lo sviluppo plano‐altimetrico dell’elettrodotto sulla base del quale sono sviluppate le analisi ambientali per le diverse componenti. Al fine del posizionamento dei sostegni, potrà essere indicata, per ciascuno di essi, una superficie, inclusa nell’area potenzialmente impegnata, all’interno della quale lo stesso sarà collocato; di conseguenza, gli impatti saranno valutati per tale insieme di posizioni e conseguenti variazioni del posizionamento delle catenarie. Nei casi in cui i sostegni ricadano all’interno di aree a vincolo ambientale e/o paesaggistico e/o di aree suscettibili di particolari impatti su singole componenti, sarà riportato un posizionamento più puntuale. Infine vengono indicate e descritte le principali prescrizioni tecniche che regolano la realizzazione degli elettrodotti quali segnalazioni per la navigazione aerea, attraversamento di strade e ferrovie ecc. E’ riportata la normativa applicabile riguardante la salvaguardia e tutela dell'ambiente e la protezione delle popolazioni, sia in fase di esercizio che di costruzione. Particolare rilievo sarà dato alla legge 36\2001 “Legge Quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici” ed al DPCM 8\7\2003 “ Fissazioni di limiti di esposizione dei valori


di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti”. Vengono allora riportate le distribuzioni teoriche dei campi elettrico e magnetico, in funzione della distanza dall'asse linea e dell'altezza dei conduttori dal suolo.

Analisi delle potenziali interferenze ambientali Viene descritta una fase di costruzione dove sono riportate le modalità previste per la realizzazione dell'opera, con la indicazione di: eventuale suddivisione per lotti, tempi di realizzazione, personale impiegato, aree e servizi di cantiere, realizzazione della stazione elettrica, strade di accesso, mezzi utilizzati, trasporto materiali ecc. Si riportano le quantità e le caratteristiche delle risorse utilizzate con le indicazioni di : volumi di scavo,

di calcestruzzo, t di ferro, km di conduttori, ecc. Se presenti saranno specificate le eventuali zone di approvvigionamento di inerti e le zone di deposito dei terreni di risulta, indicando le modalità di trasporto ( mezzi, percorsi, frequenze). Sono riportate le modalità di realizzazione dei diversi tipi di sostegno previsti, con la indicazione dei criteri ed accorgimenti per gli accessi alle aree, per gli scavi e getto fondazioni, per l'assemblaggio dei sostegni, ecc..,e in seguito vengono descritte le modalità di posa e tesatura dei conduttori con l'indicazione di sequenze operative, tecniche e macchinari impiegati nelle varie fasi, ecc. Infine saranno descritte le modalità di gestione e controllo dell'elettrodotto in relazione alle possibili interferenze ambientali, come ad esempio la sostituzione di isolatori danneggiati. Ci sarà anche una fase di fine esercizio dove saranno indicati, ove esistenti, i condizionamenti per il territorio e per l'ambiente, derivanti da un eventuale smantellamento dell'elettrodotto.

Misure gestionali e interventi di ottimizzazione e di riequilibrio La normativa riporta una fase di costruzione e di esercizio. Nella prima sono evidenziate le possibili misure di ottimizzazione e riequilibrio previste a seguito della analisi ambientale, quali ad esempio: ripristino aree di cantiere, ripristino aree di accesso ai sostegni, modalità particolari di trasporto, di montaggio, di posa e tesatura dei conduttori in aree singolari, ecc. Nella seconda sono evidenziate tutte le misure di ottimizzazione e riequilibrio previste a seguito dell'analisi ambientale, quali: posizionamento di particolari sostegni per tener conto di aree sensibili dal punto di vista paesaggistico, messa in atto di accorgimenti per la salvaguardia dell'avifauna, precauzioni per l'attraversamento di zone di interesse floristico‐vegetazionale, ecc.

24 Capitolo 1

figura 1.5.1 : fase di costruzione di un elettrodotto

figura 1.5.2 : esempio di morsettatura dei conduttori e esecuzione di amarri


1.5.3 Quadro di riferimento ambientale

Sottoforma di schema a blocchi si può rappresentare il quadro di riferimento ambientale:

La normativa prevede che il quadro di riferimento ambientale sia composto da una descrizione generale dell’area di studio, dall’identificazione dell’area di influenza potenziale e dall’analisi dei fattori e componenti ambientali.

Descrizione generale dell’area

Nella descrizione generale dell’area di inserimento dell’elettrodotto vengono forniti una serie di elementi descrittivi riguardanti l’inquadramento geografico (ovvero la topografia, orografia, idrografia, geologia e sismologia dell’area interessata) il tutto viene corredato da carte tematiche.

In questa fase si definisce anche l’estensione dell’area vasta, ovvero l’area soggetta alle potenziali influenze derivanti dalla realizzazione del progetto, essa è definita in funzione della componente ambientale analizzata e, quando non è precisato diversamente, è da intendersi nella fascia di 2 km circa a cavallo del tracciato dell’elettrodotto.

Inoltre bisogna riportare l’inquadramento antropico dell’area considerata per la realizzazione del progetto, ovvero tutte le infrastrutture tecnologiche e di comunicazioni esistenti, nonché gli insediamenti civili produttivi e commerciali che di fatto hanno già modificato il territorio rispetto allo stato naturale originario.

Quadro Ambientale

Descrizione generale dell’area

Inquadramento antropico dell’area

Area di influenza potenziale

Inquadramento fisico‐geologico dell’area

• Atmosfera;

• ambiente idrico;

• suolo e sottosuolo;

• vegetazione;

• radiazioni;

• rumore e vibrazioni;

• salute pubblica;

• paesaggio.

26 Capitolo 1

Sempre in questa fase, bisogna riportare e descrivere, se esistono, tutte le presenze di testimonianze storico‐culturali, gli elementi di pregio naturalistico, le emergenze monumentali e paesaggistiche.

Area di influenza potenziale

Questa seconda fase prevede l’identificazione dell’area di influenza potenziale dell’elettrodotto, definita come quell’area entro la quale è presumibile che possano manifestarsi effetti ambientali significativi in relazione alle componenti e i fattori ambientali potenzialmente interessati dalla realizzazione e dall’esercizio dell’elettrodotto quali:

• Atmosfera;

• ambiente idrico;

• suolo e sottosuolo;

• vegetazione;

• radiazioni ionizzanti e non ionizzanti;

• rumore e vibrazioni;

• salute pubblica;

• paesaggio.

In linea di massima, tenendo conto che la componente paesaggio è quella per la quale l’impatto si estende a maggior distanza, tale area può essere identificata con una fascia di circa 2 km, che contiene al suo interno il tracciato. Gli studi su componenti e fattori ambientali, saranno condotti all’interno di tale fascia.

L’area di influenza potenziale costituisce la base territoriale alla quale ci si riferirà per l’impatto complessivo dell’elettrodotto. Per le singole componenti elencate precedentemente, è possibile fare un’analisi più dettagliata per definire caso per caso il relativo ambito di incidenza. Ad esempio per il rumore è prevedibile che l’ambito di incidenza potenziale si esaurisca a poche centinaia di metri dall’elettrodotto, però se noi lo valutiamo anche in funzione delle caratteristiche morfologiche come punti particolari quali valichi o creste, la percezione dell’inserimento dell’opera nel paesaggio può essere più estesa. Il dimensionamento effettivamente adottato per ciascuna componente, tenuto conto della peculiarità dell’opera e del territorio attraversato, sarà indicato nell’ambito della trattazione di ciascuna componente.

Vediamo adesso in dettaglio le possibili perturbazioni per ognuna delle 8 componenti :

Atmosfera

Dal momento che un elettrodotto non comporta perturbazioni atmosferiche permanenti durante la fase di esercizio, le indagini saranno volte a valutare le possibili interazioni con l’aria, come quelle legate alla fase di costruzione dell’elettrodotto, per il sollevamento di polveri e per gli scarichi dei mezzi di cantiere con riferimento ad eventuali ricettori sensibili. Si verificheranno da indagini bibliografiche o presso enti di ricerca, le caratteristiche meteorologiche prevalenti per la valutazione delle possibili ripercussioni determinate dalla fase di cantiere sugli insediamenti abitati o sulle emergenze presenti.

Ambiente idrico

Bisogna verificare che in fase di cantiere le fondazioni non vadano ad interferire con la falda o con risorgive.


Dopo aver riportato il reticolo idrografico superficiale e le caratteristiche ideologiche principali dell’area interessata, si stimeranno gli impatti eventuali in fase di cantiere.

Suolo e sottosuolo

Sarà fornito un inquadramento riguardante la geologia, la geomorfologia, l’idrogeologia al fine di stimare le interazioni dell’elettrodotto con la componente esaminata, anche se i movimenti di terra e le opere di fondazione generalmente sono di modesta entità. Verranno descritti gli impatti sul suolo dovuti alla sottrazione di suolo per la realizzazione di sostegni, di eventuali vie d’accesso e alle servitù indotte sull’uso del suolo.

La componente suolo e sottosuolo sarà riferita all’intera fascia dell’area d’influenza potenziale per la quale saranno riportate le caratteristiche geomorfologiche con riferimento a processi di erosione e gli eventuali rischi di frane e smottamenti, infine saranno descritte le caratteristiche sismiche dell’area investigata e forniti i riferimenti in merito alla classificazione sismica vigente.

Nella fase di costruzione gli impatti sono fondamentalmente riferibili alle opere di escavazione e movimento terra, all’occupazione di suolo da parte dei piccoli cantieri presso le piazzole di realizzazione dei sostegni e alle relative piste temporanee di accesso, nonché alle piazzole necessarie per le macchine utilizzate ai fini dello stendimento dei conduttori.

Si osserva inoltre che per lo stendimento dei conduttori si procederà all’utilizzo del metodo della tesatura frenata che prevede l’occupazione temporanea di una superficie pari a 500 m2. tale soluzione consente di mantenere i conduttori sempre sollevati dal terreno evitando così la necessità di accedere in sito con opportuni mezzi necessari per il taglio a raso delle piante ai fini della formazione di un corridoio di lavoro tra la vegetazione.

Nella fase di esercizio i principali impatti dell’elettrodotto saranno connessi alla presenza dei conduttori aerei e all’occupazione del suolo da parte delle basi dei sostegni.

Dal punto di vista normativo il rapporto tra uso del suolo e presenza dell’elettrodotto è regolato dal Regio Decreto dell’ 11 Dicembre 1933, il quale prevede la stipula di una servitù di elettrodotto che stabilisce in genere il vincolo di non edificabilità entro una certa fascia a destra e a sinistra dell’asse della linea, unitamente al divieto della coltivazione di piante ad alto fusto.

Verrà inoltre elaborata un’analisi previsiva senza e con intervento nella quale dovrà essere stimata la prevedibile evoluzione dell’uso del suolo senza la realizzazione dell’elettrodotto, si stimeranno poi gli effetti della costruzione ed i vincoli della linea elettrica, evidenziando gli eventuali cambiamenti indotti sull’uso del suolo.

Vegetazione, flora e fauna

In questo punto si verifica l’impatto su vegetazione, flora e fauna che può manifestarsi sia durante la fase di costruzione dell’elettrodotto per sottrazione di habitat e per il rumore, sia in esercizio per le interferenze con la vegetazione ad alto fusto e per gli effetti sull’avifauna.

L’ambito da considerare sarà una fascia della larghezza di 2 km che comprende all’interno il tracciato.

Questo studio viene svolto mediante ricerche bibliografiche e documentarie, fotointerpretazione e indagini speditive nei punti più significativi, e alla fine viene creata fisionomica della vegetazione e della fauna. Sarà rivolta maggiore attenzione ad eventuali attraversamenti di biotopi di interesse particolare, per quanto riguarda l’avifauna, sarà verificata l’eventuale inclusione del tracciato in rotte migratorie e saranno individuate le specie più esposte alle collisioni contro i conduttori ed i sostegni. I fenomeni di elettrocuzione

28 Capitolo 1

sono legati quasi esclusivamente agli elettrodotti di media e bassa tensione, nel caso dell’alta tensione la distanza tra i conduttori è tale per cui non può verificarsi la folgorazione per contatto.

Radiazioni ionizzanti e non ionizzanti

Questo studio riguarda le radiazioni non ionizzanti, poiché sono le uniche emesse da un elettrodotto, saranno altresì fornite informazioni sulle misure messe in atto per evitare le radio interferenze.

L’area interessata dai campi elettrici e magnetici indotti da una linea elettrica ad alta tensione è limitata a qualche decina di metri dall’asse dell’elettrodotto, al di là di tale distanza l’intensità dei campi si riducono a valori trascurabili. L’ambito delle possibili perturbazioni da considerare sarà quindi limitato a tale distanza dall’elettrodotto.

I campi elettrici e magnetici saranno stimati con modelli di calcolo al fine di verificare come, in ogni punto del tracciato, siano rispettati i dettami delle normative in vigore.

La presenza di particolari ricettori sensibili quali luoghi per l’infanzia e ospedali dovranno essere censiti in ogni caso per una distanza pari al doppio della fascia. A fini cautelativi, comunque i campi elettrici e magnetici indotti dall’intervento proposto saranno valutati mediante modelli di calcolo che utilizzano i parametri caratteristici dell’elettrodotto nella condizione di massimo carico.

Si osserva che il campo elettrico presenta un valore massimo nella zona sottostante la linea ma decresce abbastanza rapidamente con l’aumentare della distanza dall’asse dell’elettrodotto. Tale andamento si mantiene pressoché costante nel tempo poiché il campo elettrico dipende direttamente dalla tensione elettrica della linea e ne segue pertanto le modeste variazioni.

Il limite di esposizione previsto dall’art. 3 del DPCM 08/07/2003 per i campi elettrici è di 5 kV/m.

Il campo magnetico presenta anch’esso un valore massimo nella zona sottostante la linea per poi decrescere con l’aumentare della distanza dall’asse dell’elettrodotto.

Esso varia in modo direttamente proporzionale con la corrente elettrica che, a differenza della tensione elettrica, può variare in modo significativo al variare delle condizioni di generazione della centrale e dello stato di esercizio della RTN. Il campo magnetico dunque può assumere valori diversi in distinti periodi di osservazione e dovrebbe quindi essere analizzato in termini statistici come previsto dalla normativa.

Per il calcolo del campo magnetico e i limiti di esposizione imposti dalla legge si rimanda al capitolo sui campi magnetici.

Rumore e vibrazioni

La costruzione e l’esercizio dell’elettrodotto non comportano vibrazioni se non talora per la realizzazione di tiranti in roccia; si tratta comunque di un impatto limitato nella sua durata e non particolarmente rilevante. Si tratterà pertanto esclusivamente il fattore rumore che per gli elettrodotti deriva dall’effetto corona e dal rumore eolico in fase d’esercizio e da quello del macchinario in fase di costruzione.

Nell’esercizio, nei casi più sfavorevoli, la rumorosità è avvertibile fino a qualche centinaio di metri. L’area di studio sarà quindi in generale quella della fascia di 2 km e saranno selezionate e studiate solo situazioni di sensibilità particolare, facendo riferimento all’eventuale presenza di ricettori sensibili.

Durante la fase di costruzione il rumore è fondamentalmente determinato dalle macchine operatrici e dai mezzi di trasporto. Per quanto riguarda invece le vibrazioni, queste sono di livello trascurabile già a pochi metri dal sito.


Durante la fase di esercizio l’elettrodotto è fonte di emissioni sonore caratterizzate da un basso contenuto di energia a causa di piccole scariche elettriche originate dai conduttori e note con il nome di “effetto corona”.

Salute pubblica

In fase di cantiere devono essere rispettate le consuete misure di sicurezza e quanto risulterà necessario ad interferire il meno possibile con le attività umane preesistenti. Tale componente viene trattata in maniera indiretta verificando i livelli di esposizione ai campi elettrici e magnetici. In particolare viene evidenziato che i campi generati dall’elettrodotto rispettino le normative di legge in vigore, con riferimento alla “Legge Quadro sulla protezione delle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici” ed al DPCM 8/7/2003 “Fissazioni di limiti di esposizione dei valori di attenzione e degli obbiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti”

Paesaggio

L’ambito di possibile perturbazione sarà tutta la fascia dell’area di influenza potenziale; in particolari punti limite di visibilità (es. valichi o creste) l’ambito può estendersi anche per distanze superiori.

La valutazione dell’impatto visivo costituisce un problema complesso, infatti, mentre le altre forme di impatto riguardano la porzione di territorio immediatamente interessato dal passaggio della linea e si traducono quindi in una limitazione d’uso di questo territorio, nel caso dell’impatto visivo si è in presenza di un effetto che interessa anche aree più ampie nel territorio e dunque distanti dall’elettrodotto.

La riduzione dell’impatto visivo delle linee elettriche aeree può essere conseguita agendo su alcuni fattori sostanziali quali: una corretta scelta del tracciato; una verniciatura adeguata della linea; uso di particolari sostegni meno ingombranti possibile.

L’adozione di un tracciato della linea elettrica che consenta una buona mimetizzazione dell’impianto nel territorio è uno degli aspetti fondamentali su cui agire per ridurre l’impatto visivo della linea stessa. A questo riguardo è importante valutare la capacità del paesaggio di assorbire il nuovo elettrodotto, a questo proposito si eseguono delle fotosimulazioni con l’ausilio di opportuni strumenti software, aventi come obbiettivo sia quello di scegliere la migliore mitigazione cromatica, sia quello di valutare, in senso critico, l’impatto dell’elettrodotto sul territorio.

Sintesi non tecnica

Una volta terminato lo studio di Impatto Ambientale viene predisposta una sintesi non tecnica corredata di figure, tabelle, carte tematiche a colori, rilievi fotografici e fotoinserimenti. Tale sintesi ai sensi del DPCM del 27/12/1998, sarà destinata all’informazione al quadro pubblico e fornirà, in maniera semplice e con linguaggio facilmente accessibile, un quadro riassuntivo delle attività estesamente riportate nello studio di Impatto Ambientale.

30 Capitolo 1

Autorizzazioni relative alla costruzione e all’esercizio degli elettrodotti facenti parte della rete di trasporto nazionale dell’energia elettrica

Analizziamo ora lo studio di Impatto Ambientale dal lato burocratico ovvero andiamo a riportare le modalità per ricevere le autorizzazioni relative alla costruzione e all’esercizio di un elettrodotto facente parte della rete di trasporto di energia elettrica e gli enti coinvolti per il rilascio di tali autorizzazioni.

La legge del 23 agosto 2004 n. 239, “Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia” ha disciplinato le attività di tale settore ed ha introdotto, tra l’altro, anche alcune semplificazioni procedurali per la realizzazione delle relative infrastrutture.

L’articolo 1‐sexies del Decreto Legge 29 agosto 2003, n. 239, dispone in particolare che, al fine di garantire la sicurezza del sistema energetico e di promuovere la concorrenza nei mercati dell’energia elettrica, la costruzione e l’esercizio degli elettrodotti facenti parte della rete nazionale di trasporto dell’energia siano soggetti ad una autorizzazione unica rilasciata dal Ministero delle Attività Produttive di concerto con il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio, previa intesa con la Regione o le Regioni interessate.

Tale autorizzazione unica sostituisce autorizzazioni, concessioni, nulla osta e atti di assenso comunque denominati previsti dalle norme vigenti, costituendo titolo a costruire e ad esercire tali infrastrutture in conformità al progetto approvato.

Il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio provvede alla valutazione di impatto ambientale e alla verifica della conformità delle opere al progetto autorizzato. Restano ferme, nell’ambito del presente procedimento unico, le competenze del Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti in merito all’accertamento della conformità delle opere alle prescrizioni delle norme di settore e dei piani urbanistici ed edilizi.

Gli elettrodotti aventi tensione fino a 150 kV sono soggetti alla giurisdizione regionale e dunque sono regolamentati da apposite Leggi Regionali.

Per gli elettrodotti a tensione superiore c’è la possibilità di presentare nella pratica di richiesta di autorizzazione anche la classica clausola della urgenza ed indifferibilità della costruzione dell’elettrodotto in relazione motivi di servizio della rete in cui esso si inserisce e per particolari esigenze dell’utenza.

La competenza ad emettere la dichiarazione di urgenza ed indifferibilità è attribuita alle Regioni per le linee fino a150 kV ed al ministro dei lavori pubblici per quelle di tensione superiore.

Autorizzazione unica

L’autorizzazione unica indica le prescrizioni e gli obblighi di informativa posti a carico del soggetto proponente l’infrastrutture, nonché il termine temporale entro il quale l’iniziativa è realizzata.

Comprende inoltre le seguenti dichiarazioni:

• Dichiarazione di Pubblica Utilità;

• Indifferibilità ed urgenza delle opere;

• Eventuale Dichiarazione di inamovibilità dell’opera con conseguente Apposizione del vincolo preordinato all’esproprio.

L’autorizzazione è rilasciata a seguito di un procedimento unico svolto entro il termine di 180 giorni, nel rispetto dei principi di semplificazione e mediante convocazione di una conferenza di servizi con le modalità previste dalla legge 7 agosto 1990 n.241.


Nel caso in cui, secondo la legislazione vigente, le opere siano sottoposte a valutazione di impatto ambientale, l’esito positivo di tale valutazione costituisce parte integrante e condizione necessaria del procedimento autorizzatorio.

L’istruttoria si conclude una volta acquisita la VIA o, nei casi previsti, acquisito l’esito della verifica di assoggettibilità a VIA e, in ogni caso, entro il termine di 180 giorni del procedimento unico di autorizzazione.

Al procedimento partecipano i seguenti enti:

• Ministero delle Attività Produttive;

• Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio;

• Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti;

• Regione interessata;

• Amministrazioni interessate;

• Soggetti preposti ad esprimersi in relazione ad eventuali interferenze con altre infrastrutture esistenti.

Nel caso di mancata definizione dell’intesa con la Regione, o le Regioni interessate, nel termine prescritto per il rilascio dell’autorizzazione, lo Stato esercita il potere sostitutivo ai sensi dell’articolo 120 della Costituzione e autorizza le opere, tramite DPR, su proposta del Ministro delle Attività Produttive, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio.

La domanda per il rilascio dell’Autorizzazione Unica, corredata delle Documentazione Progettuale, deve essere presentata contestualmente ai seguenti enti:

• Ministero delle attività produttive;

• Ministero dell’ ambiente e della tutela del territorio;

• Ministero per i beni e le attività culturali;

• Ministero delle infrastrutture e dei trasporti;

• Regione o regioni interessate;

L’avvio del procedimento decorre dalla data del ricevimento dell’istanza da parte delle Amministrazioni competenti al rilascio dell’ autorizzazione unica.

33

Capitolo 2

Norma CEI 11‐60 e Norma CEI 11‐75

2.1 Introduzione

Il regime di corrente nei conduttori delle linee elettriche aeree esterne deve essere regolato in modo da mantenere entro limiti ragionevoli:

• L’invecchiamento del materiale del conduttore, dei giunti e delle morse terminali dovuto al permanere di temperature elevate rispetto a quelle di progetto della linea,

• Il rischio di scarica sulle opere attraversate o sugli oggetti mobili presenti sotto la linea, associato al permanere di temperature elevate rispetto a quelle di progetto.

Dato che la temperatura che il conduttore assume dipende dalla corrente che lo percorre e dalle condizioni climatiche concomitanti, la norma definisce le portate in corrente:

• In relazione alla loro possibile durata (corrente in servizio normale, corrente in servizio temporaneo),

• In relazione alle possibili condizioni atmosferiche.

Le condizioni atmosferiche, sia in termini di probabilità che di durata non possono che essere presunte in base a statistiche meteorologiche e pertanto si possono avere limiti di portata in corrente diversi per le diverse stagioni e regioni. Le linee hanno, in molti casi, limiti termici superiori a quelli definiti dalla Norma CEI 11+60; perciò, è possibile, per una linea, superare i limiti CEI di portata utilizzando, con il voluto livello di sicurezza, i margini di sovraccaricabilità propri della linea o addirittura effettuare modifiche della linea stessa in alcuni punti critici; operazione definita di “riqualificazione”. Lo scopo della Norma CEI 11‐75 è di consentire tale riqualificazione del modo più conveniente e più sicuro proponendo una verifica dei franchi complementare a quella richiesta dalla Norma CEI 11‐4.

34 Capitolo 2

2.2 Riscaldamento dei conduttori e definizioni

La circolazione di corrente nei conduttori genera un aumento di temperatura. Normalmente per le linee aeree si può tollerare una sovratemperatura massima di circa 40° per conduttori cilindrici, e di circa 30° per le sbarre, rispetto a quella dell’ambiente, ciò significa che il conduttore può raggiungere al massimo una temperatura di 80° nel primo caso, e di 65° nel secondo caso. Oltre questa temperatura comincia una lenta ricottura del materiale costituente il conduttore, venendo così a cambiare sfavorevolmente le caratteristiche meccaniche, con un conseguente invecchiamento del conduttore, e un aumento della probabilità di scarica, sulle opere attraversate o sugli oggetti mobili, presenti sotto la linea per effetto di una riduzione dell’altezza tra il terreno e il conduttore, dovuta alla dilatazione termica. Prima dell’analisi delle portate si danno alcuni definizioni sui conduttori analizzati nella Norma e sull’effetto delle correnti su di essi:

• Conduttori, si considerano conduttori omogenei di rame o lega di rame, di lega di alluminio, bimetallici di alluminio‐acciaio e di lega di alluminio‐acciaio

• Invecchiamento del conduttore, è individuato dalla riduzione del carico di rottura del conduttore espressa in percentuale del carico di rottura nominale e determinato dalla storia delle temperature assunte dal conduttore

• Rischio di scarica, è la probabilità che si verifichi una scarica sulle opere attraversate o sugli oggetti mobili presenti sotto la linea per effetto dell’incremento di freccia del conduttore dovuto alla dilatazione termica

Altre definizioni vengono date sulla portata di corrente:

• Portata in corrente al limite termico: è la corrente che determina valori ritenuti accettabili del rischio di scarica e dell’invecchiamento del conduttore per una determinata tipologia di linea elettrica aerea esterna

• Portata in corrente in servizio normale: è la corrente che può essere sopportata da un conduttore per il 100% del tempo con limiti accettabili del rischio di scarica sugli oggetti mobili e sulle opere attraversate e dell’invecchiamento (essa si distingue dalla portata nominale della linea che talvolta viene fornita nelle documentazioni che accompagnano il progetto e che ha puro valore convenzionale)

• Portata in corrente in servizio temporaneo: è la corrente che può essere sopportata da un conduttore per una determinata percentuale del tempo con limiti accettabili del rischio di scarica e dell’invecchiamento del conduttore

Oltre alla corrente che circola sui conduttori, un ulteriore parametro che influisce sulla temperatura che questi assumono e quindi sull’invecchiamento e sul rischio di scarica, è la temperatura dell’ambiente esterno e il luogo fisico dove la linea si trova. Questo perché, se si considera il mese di maggio, la temperatura esterna alla quale il conduttore è soggetto, è diversa se la si considera in Sicilia o in Val D’Aosta. Quindi si definisce una suddivisione in zone e in periodi stagionali dello stato Italiano. Agli effetti della presente Norma per individuare la portata in corrente di una data linea l’Italia è stata suddivisa in due zone diverse:

• Zona A, comprendente le località ad altitudine non maggiore di 800 m s.l.m dell’Italia Centrale, Meridionale ed Insulare

• Zona B, comprendente tutte le località dell’Italia Settentrionale e le località ad altitudine maggiore di 800 m s.l.m. dell’Italia Centrale, Meridionale ed Insulare

35Norma CEI 11‐60 e Norma CEI 11‐75

La Norma suddivide l’anno solare in due periodi stagionali:

• Periodo C, caldo comprendente i mesi di maggio, giugno, luglio, agosto e settembre • Periodo F, freddo comprendente i mesi di ottobre, novembre, dicembre, gennaio, febbraio, marzo

e aprile Il conduttore di riferimento che viene considerato è un conduttore bimetallico in alluminio‐acciaio, di formazione (54+19), con resistività dell’alluminio

• ρ0 = 0,02826 Ωmm2/m alla temperatura di 20° e di diametro

• φ0 = 31,5 mm Nella presente Norma si suppone che le durate di applicazione della corrente e delle condizioni meteorologiche siano tali da instaurare un regime termico stazionario. La Norma tratta il calcolo delle portate in corrente in diversi tipi di servizio; servizio normale e servizio temporaneo, in relazione alle condizioni di progetto, al parametro di posa, allo squilibrio di campate e in caso di franchi maggiorati.

36 Capitolo 2

2.3 Portate in corrente in servizio normale

Definiti i vari parametri che verranno utilizzati nel seguito e individuati i problemi che possono sorgere dalla circolazione della corrente nel caso in cui la portata di corrente sia maggiore a quella nominale del conduttore, si può procedere nell’individuare le varie portate di corrente per vari tipi di conduttore e di sezioni.

2.3.1 Portate in corrente del conduttore di riferimento

Nella Tab. 2.3.1 è indicata la portata in corrente in servizio normale del conduttore di riferimento nelle due zone climatiche A e B e nei rispettivi periodi stagionali C ed F per le linee 132 kV, 150 kV, 220 Kv e 380 kV.

Tab. 2.3.1

Tensione nominale della

linea (kv)

Portate in corrente del conduttore di riferimento (A)

Zona A Zona B

Periodo C Periodo F Periodo C Periodo F

380 740 985 680 770

220 665 905 610 710

132-150 620 870 575 675

In zona B, limitatamente all’Italia Settentrionale, per linee situate ad un’altitudine maggiore di 1000 m s.l.m. le portate in corrente indicate in Tab.1 possono essere aumentate del 10% per ogni 1000 m di quota sopra detto limite.

Per tutti i conduttori che hanno un diametro φ diverso dal diametro del conduttore di riferimento, la portata in corrente si ottiene applicando la seguente formula:

IR = ( 0,14 • φ2 + 30,8 • φ ‐ 110 ) • I0 • 10‐3

Dove il diametro φ del conduttore generico viene espresso in mm e la corrente I0 del conduttore di riferimento in A.

Come detto precedentemente i conduttori sono costituiti da diversi tipi di materiali e di leghe, la portata in corrente varia in base al tipo di materiale che costituisce il conduttore. Le portate per i vari tipi di materiali


che costituiscono i conduttori si ottengono moltiplicando il valore di IR (φ) del conduttore di riferimento per un opportuno fattore di conversione.

2.3.2 Portate in corrente dei conduttori bimetallici alluminio‐acciaio

Si ottengono moltiplicando il valore IR (φ) per il fattore

1·

1

dove: m0 = 8 è il rapporto alluminio/acciaio del conduttore di riferimento m è il rapporto del conduttore alluminio‐acciaio considerato

2.3.3 Portate in corrente dei conduttori bimetallici in lega di alluminio‐acciaio


·

dove: k1 è il fattore calcolato nel caso precedente

ρ0 = 0,02826 Ωmm2/m è la resistività dell’alluminio di riferimento

ρ = 0,03280 Ωmm2/m è la resistività della lega di alluminio

2.3.4 Portate in corrente dei conduttori in lega di alluminio


1 ·

dove:

α0 = 19,4∙10‐6 °C‐1 è il coefficiente di dilatazione termica del conduttore di riferimento

α = 23∙10‐6 °C‐1 è il coefficiente di dilatazione termica del conduttore di lega di alluminio considerato m0 = 8 è il rapporto alluminio/acciaio del conduttore di riferimento


ρ = 0,03280 Ωmm2/m è la resistività della lega di alluminio alla temperatura di 20°C

ε è l’esponente dato in Tab. 2.3.4.1 per i diversi livelli di tensione, zone climatiche e periodi stagionali.

38 Capitolo 2

Tab.2.3.4.1

Tensione linea (kv)

Esponente ε

Zona A Zona B

Periodo C Periodo F Periodo C Periodo F

380 0,56 0,43 0,39 0,33 220 0,5 0,37 0,28 0,23

132-150 0,47 0,34 0,2 0,16

2.3.5 Portate in corrente dei conduttori di rame


1 ·

dove:

α0 = 19,4∙10‐6 °C‐1 è il coefficiente di dilatazione termica del conduttore di riferimento

α = 17∙10‐6 °C‐1 è il coefficiente di dilatazione termica del conduttore di lega di alluminio considerato m0 = 8 è il rapporto alluminio/acciaio del conduttore di riferimento


ρ = 0,01777 Ωmm2/m è la resistività della lega di alluminio alla temperatura di 20°C

ε è l’esponente dato in Tab. 2.3.4.1 per i diversi livelli di tensione, zone climatiche e periodi stagionali.

2.3.6 Portate in corrente dei conduttori in lega di rame

Si ottengono moltiplicando il valore IR (φ) per il fattore k4 calcolato nel punto precedente, introducendo in esso la resistività ρ = 0,0195 Ωmm2/m.


2.4 Portate in corrente in servizio temporaneo

Come nel paragrafo precedente si procede prima al calcolo per il conduttore di riferimento e poi si estende il risultato a tutti gli altri tipi di conduttore attraverso dei fattori moltiplicativi. Nella Norma CEI 11‐60, sono indicate due possibili modalità di esercizio con ricorso al servizio temporaneo, entrambe determinate con riferimento alla valutazione del rischio di scarica. A ciascuna modalità di esercizio è associata la portata in servizio nominale e due portate in sevizio temporaneo, per ogni portata in servizio temporaneo si considera la probabilità che questa possa verificarsi. La portata viene espressa in percentuale rispetto alla portata nominale. Tab.2.4.1

Probabilità X% Durata annua (h) Portata in corrente

Primo caso

Servizio Normale 96,7% 8472 94% Servizio Temporaneo 3,2 % 280 113% Servizio Temporaneo 0,1% 8 136% Secondo Caso Servizio Normale 98,3% 8612 73% Servizio Temporaneo 1,6% 140 117% Servizio Temporaneo 0,1% 8 146%

Si può notare come la portata in servizio normale sia ridotta, questo perché si mantiene il rischio di scarica complessivo entro limiti voluti. Le portate in corrente in servizio temporaneo di un conduttore generico, si ottengono applicando le percentuali indicate nella terza colonna della Tab.3 alle portate calcolate nel paragrafo precedente per ogni tipo di materiale utilizzato nella costruzione del conduttore. Come esempio di calcolo si consideri un conduttore in rame, per tale conduttore si è visto che la portata in

corrente si ottiene moltiplicando il valore IR (φ) per il fattore k4, introducendo in esso la resistività ρ =

0,0195 Ωmm2/m. A questo punto si considera il primo caso della Tab.3 la portata in corrente in servizio temporaneo, che si può verificare con una probabilità dello 3,2% in un anno, è pari alla portata nominale del conduttore di rame moltiplicata per 113%.

40 Capitolo 2

2.5 Portate in corrente in relazione alle condizioni di progetto

Tenendo conto delle reali condizioni di progetto delle linee, le portate in corrente determinate con le modalità viste precedentemente possono essere variate applicando i tre fattori di progetto:

• Parametro di posa • In funzione dello squilibrio delle campate • Franchi maggiorati

Si danno da prima le definizioni di tali parametri progettuali.

• Parametro di posa: è il parametro della catenaria che rappresenta la configurazione di equilibrio dei conduttori alla temperatura di 15°C in assenza di vento

• Squilibrio di campate: è il rapporto tra la campata massima e la campata equivalente di una tratta di campate in sospensione

2.5.1 Portate in corrente in funzione del parametro di posa

Allorché il parametro di posa utilizzato sia diverso da quello del conduttori di riferimento, leportate in corrente possono essere variate mediante il fattore

dove:

α0 = 1750 m è il parametro di posa del conduttore di riferimento

α = è il parametro del conduttore considerato

ε è l’esponente dato in Tab. 2.3.4.1 per i diversi livelli di tensione, zone climatiche e periodi stagionali

2.5.2 Portate in corrente in funzione dello squilibrio di campate

Allorché, da una analisi puntuale della distribuzione dei sostegni sul profilo di una data linea, si rilevi lo squilibrio di campate effettivo, le portate in corrente determinate con le modalità viste nel paragrafo precedente, si possono variare mediante il fattore:

√2

dove:

ε è l’esponente dato in Tab. 2.3.4.1 per i diversi livelli di tensione, zone climatiche e periodi stagionali


2.5.3 Portate in corrente nel caso di franchi maggiorati

In presenza di franchi maggiori di quelli minimi previsti nella norma CEI 11‐4 (senza tenere conto degli aumenti di franco previsti per le linee a 380 kV nella variante di cui al D.M. 16 gennaio 1991), le portate in corrente possono essere incrementate mediante il fattore

1 ·

dove: e (in metri) rappresenta l’extra‐franco adottato nella lista considerata L è un coefficiente dato in Tab.2.5.3.1 Tab.2.5.3.1 Al fine di contenere possibili problemi di invecchiamento di conduttori, giunti e morse terminali, nella suddetta formula i valori e di extra‐franco non potranno essere maggiori di 1,8 m per la zona A e di 3,2 m per la zona B. Per le linee a 380 kV si potrà fare riferimento al solo maggior franco al suolo, in tal caso però l’extra‐franco da introdurre non potrà essere maggiori di 1,8 m per la zona A e di 2,0 m per la zona B.

Periodo stagionale

Coefficiente L(m‐1)

Periodo C Periodo F

Periodo C 0,17 0,16

Periodo F 0,13 0,14

42 Capitolo 2

2.6 Riqualificazione delle linee

Le linee hanno, in molti casi, limiti termici superiori a quelli definiti dalla Norma CEI 11‐60; perciò è possibile, per una linea, superare i limiti CEI di portata utilizzando i limiti di sovraccaricabilità, parlando di riqualificazione della linea. La Norma CEI 11‐75 definisce criteri razionalizzati di verifica dei franchi sulle opere attraversate o sugli oggetti mobili presenti sotto la linea, in modo da poter riqualificare la linea, cioè criteri che consentano l’incremento della portata al limite termico. Le verifiche indicate nella presente Norma si devono intendere complementari e non sostitutive rispetto a quelle indicate nelle Norme precedenti (CEI 11‐4, CEI 11‐60). Per la verifica vengono considerati i franchi razionalizzati, ovvero franchi da adottare per la verifica complementare dei franchi determinati, in modo che assicurino un ugual livello di rischio indipendentemente dal tipo di opera attraversata e dal livello di tensione.

2.6.1 Verifica complementare dei franchi

Progettista in relazione ai limiti di portata che si intendono raggiungere, alle caratteristiche della linea e alla natura degli interventi di modifica della linea che si intendono realizzare. La temperatura T è una temperatura convenzionale che non ha alcun riferimento con le condizioni climatiche del luogo. I franchi sul luogo e sulle opere attraversate, che devono essere verificati alla temperatura T, sono quelli indicati in Tab. 2.6.1 seguente; essi assicurano un uniforme livello di rischio su tutti gli attraversamenti e per tutte le tensioni della linea.

Tab.2.6.1

Riferimento Norma CEI 11‐4

Oggetto Franco in m da verificare a temperatura T

Franco in m già verificati alla temperatura della

Norma CEI 11‐4

2.01.05 Suolo 5,5+0,0019U 5,5+0,006U

2.01.06 a Strade e ferrovie 7+0,0019U 7+0,015U

2.01.06 c Funivie 2+0,0019U 1,5+0,015U

2.01.06 d Conduttori altre linee 2+0,0019U 1,5+0,015U

2.01.06 f Sostegni altre linee 2+0,0019U 3+0,015U

2.01.06 fbis Conduttori linee di trazione 2+0,0019U 3+0,016U

2.01.06 g Opere praticabili 4+0,0019U 3+0,010U

2.01.06 h Opere impraticabili 1+0,0019U 0,5+0,010U

2.01.08 Fabbricati 3+0,0019U 3+0,010U


2.01.08 Terrazze 4+0,0019U 3+0,010U

2.6.2 Verifica complementare dei franchi

Le portate limite sono prevalentemente determinate dal rischio di scarica ma, in caso di innalzamento dei limiti posti dalla Norma CEI 11‐60, attraverso l’applicazione della Norma CEI 11‐75, è opportuna anche una verifica dei limiti determinati da invecchiamento dei conduttori e giunti. Nella Tab.5.2 sono riportate le portate in servizio normale del conduttore di riferimento in funzione della temperatura di verifica nelle due zone climatiche A e B e nei rispettivi periodi stagionali C ed F, tali portate risultano indipendenti dai livelli di tensione della linea. Per quanto riguarda i conduttori generici, le portate in corrente vengono corrette utilizzando gli opportuni fattori correttivi riportati ai punti da 2.2 a 2.6. il calcolo delle portate in servizio temporaneo espresso in percento delle portate in servizio normale di Tab 2.6.2.1, deve essere effettuato come indicato al capitolo 3.

Tab 2.6.2.1

Zone Periodi Portate in corrente limite [A] Con max di [A]

Zona A Periodo C Y = 11,7 x T – 81,2 960

Periodo F Y = 11,6 x T + 168,4 1280

Zona B Periodo C Y = 10,0 x T +126,0 1020

Periodo F Y = 10,1 x T + 208,6 1155

2.6.3 Valori determinati dall’invecchiamento dei conduttori e dei giunti

È possibile porre in relazione l’invecchiamento che subisce un conduttore con la durata delle temperature assunte dal conduttore stesso; è invece difficile farlo per i giunti e le morse terminali, per i quali i fenomeni di invecchiamento (progressivo e lento degrado delle caratteristiche elettriche e meccaniche) possono tratte origine da diverse cause; in linea di principio, comunque, i giunti a compressione ben realizzati non costituiscono un punto debole ai fini dell’invecchiamento. I valori di Tab 2.5.2.1 sono valori prudenziali per contenere l’invecchiamento del conduttore entro limiti accettabili, ciò vale anche per i giunti e le morse terminali, purchè correttamente eseguiti ed in buono stato di conservazione.

44 Capitolo 2

2.7 Sbarre

Altri tipi di conduttori che interessano spesso nelle basse e medie tensioni sono le sbarre: sono conduttori a sezione rettangolare che vengono sostenuti, da isolatori portanti, che tengono la sbarra solamente guidata onde sia consentito l’allungamento a causa del riscaldamento. Queste sbarre vengono usate in media tensione (10‐15 kV) all’uscita degli alternatori o in bassa tensione per potenze rilevanti o in impianti speciali. La portata di corrente nella sbarre è tale da consentire un sovra riscaldamento medio di circa 30°C rispetto alla temperatura ambiente. Quando si ha a che fare con sbarre, oltre alla temperatura, si devono tener presenti pure gli sforzi elettrodinamici che possono essere notevoli in caso di cortocircuito. In certi casi le correnti raggiungono valori di qualche decina di migliaia di ampere. Date le modeste distanze esistenti fra le sbarre, gli sforzi possono essere considerevoli e possono essere pregiudicate sia la robustezza della sbarra che l’isolamento.

La forza esistente fra due conduttori, per unità di lunghezza, posti a distanza D e percorsi dalle correnti I1 ed I2 vale:

newton/m

Forza che risulta di repulsione se le correnti sono discordi e di attrazione se sono concordi.

45

Capitolo 3

Esecuzione delle linee elettriche esterne CEI 11/4

Introduzione La norma CEI 11/4 si prefigge l’obiettivo di disciplinare la costruzione e l’esercizio di linee elettriche aeree esterne. Saranno prefissate le prescrizioni fondamentali che dovranno essere osservate in sede di progetto e nell’eventuale costruzione delle stesse linee elettriche; tali prescrizioni riguarderanno l’intero percorso della linea, compresi gli attraversamenti di opere (ad esempio ferrovie, tranvie, filovie, funicolari, strade, linee elettriche o di telecomunicazione). La norma è applicata in linee che andranno a situarsi in zone sismiche o soggette a particolari vincoli, salvo poi casi speciali.

46 Capitolo 3

3.1 Definizioni

‐Tensione nominale di una linea elettrica E’ il valore convenzionale della tensione con il quale la linea è denominata ed al quale sono riferiti i dati di funzionamento. In tale trattazione tale tensione sarà definita in kV e indicata con la lettera U. ‐Linee elettriche aeree esterne Sono quelle definite nei successivi paragrafi impiantate all’aperto, al di sopra del suolo e costituite dai conduttori o dai cavi con relativi isolatori, sostegni ed accessori. ‐Linee di telecomunicazione Sono considerate le linee telefoniche, telegrafiche, per segnalazione e comando a distanza in servizio pubblico o privato, con esclusione di quelle definite come linee di classe zero. Le linee di telecomunicazione vengono citate solamente in quanto possono essere attraversate da linee elettriche, ad esse però non viene applicata tale Norma. ‐Linee di classe zero Sono quelle linee telefoniche, telegrafiche, per segnalazione e comando a distanza in servizio d’impianti elettrici, i quali abbiano in comune almeno una parte di sostegni con linee elettriche di trasporto o distribuzione. ‐Linee di prima classe Sono le linee di trasporto o distribuzione di energia elettrica la cui tensione nominale sia inferiore o uguale a 1000 V; sono annesse anche linee in cavo per illuminazione pubblica la cui tensione nominale è inferiore, o almeno uguale a 5000 V. ‐Linee di seconda classe Sono le linee di trasporto o distribuzione di energia elettrica, la cui tensione nominale è superiore a 30000 V. Sono definite delle zone, per la precisione due, in cui l’Italia è suddivisa per il calcolo delle linee elettriche e sono: Zona A in cui località hanno altitudine inferiore agli 800 m sul livello del mare situate nell’Italia centrale, meridionale ed insulare; Zona B comprendente tutte le località dell’Italia settentrionale e zone con altitudine superiore a 800 m sul livello del mare dell’Italia centrale, meridionale e insulare.

47Esecuzione delle linee elettriche esterne CEI 11/4

3.2 Esecuzione delle linee aeree

Di seguito saranno definiti dei parametri di tipo numerico e analitico atto a definire le caratteristiche fondamentali delle linee elettriche.

Spinta del vento

In base ai valori di pressione forniti dalla tabella 3.2.1 si può calcolare la spinta del vento sui conduttori e sostegni.

Tabella 3.2.1: Valori di pressione nell’ipotesi di vento spirante perpendicolarmente, vale per qualsiasi altezza dal suolo.

Distanziamento dei conduttori

La distanza in metri tra i conduttori non deve essere minore di:

In cui: F è la freccia in metri dei conduttori. L è la lunghezza della catena di isolatori in metri. N è un coefficiente pari a 0,6 per conduttori in alluminio (o lega) e 0,5 per altri conduttori. Tale formula è soggetta a tante restrizioni, ad esempio, se la linea è sostenuta da isolatori in amarro oppure rigidi, si assume L=0; se la linea è di classe zero, prima e seconda i risultati devono essere ridotti del 30%. Tenuto conto sia del rischio di scarica sia dei possibili effetti provocati dall’esposizione ai campi elettrici e magnetici, i conduttori, non devono avere in alcun punto una distanza verticale dal terreno e dagli specchi d’acqua minore di 5 metri per le linee di classe zero e prima e per le linee in cavo aereo di qualsiasi classe; non inferiore a 6 m per linee di classe seconda e terza con U<300 kV. Nel caso di attraversamento di aree adibite ad attività ricreative, impianti sportivi, luoghi d’incontro, piazzali di deposito e simili, i conduttori delle linee di classe terza con tensione superiore a 300 kV, non devono avere in alcun punto una distanza verticale dal terreno minore di: [9,5+0,023*(U‐300)]m per linee con 300 kV< U <800 kV; [21+0,015*(U‐800)]m per le linee con U>800 kV.

48 Capitolo 3

I conduttori e le funi di guardia delle linee aeree non devono avere in alcun punto una distanza minore di 6 metri per linee di classe zero e prima e (7*U+0,015*U) metri per le linee di classe seconda e terza, dal piano autostradale, strade statali e provinciali e loro tratti interni a centri abitati, ferrovie e tranvie; minore di 1 metro per le linee di classe zero e prima dai sostegni di altre linee elettriche o di telecomunicazione; inferiore a (3*U+0,015*U) metri per le linee di classe seconda e terza dai sostegni di altre linee elettriche o di telecomunicazione. I sostegni delle linee elettriche e le relative fondazioni non devono avere alcun punto fuori terra ad una distanza orizzontale minore di :

6 m dalla rotaia più vicina di ferrovie e tranvie, esclusi binari morti; 15 m dal confine di strade statali; 7 m dal confine di strade provinciali esterne agli abitati, è comunque possibile ridurre tale vincolo previa autorizzazione dell’ente proprietario della strada;

3 m per le linee di qualsiasi classe dal confine delle strade comunali esterne agli abitati, come sopra tali vincoli posso essere ridotti previa autorizzazione;

6 m da gasdotti con pressione di esercizio pari a 25 atmosfere; 2 m da gasdotti con pressione inferiore a 25 atmosfere e da oleodotti. I conduttori delle linee di classe zero e prima devono essere inaccessibili dai fabbricati senza l’aiuto di mezzi speciali o senza proposito.

Tenuto conto sia del rischio di scarica sia dei possibili effetti provocati dall’esposizione ai campi elettrici e magnetici, i conduttori delle linee di classe seconda e terza, non devono avere alcun punto a distanza dai fabbricati minore di (3*U+0,010*U) m, con un minimo di 2 m. Per linee con tensione U<300 kV l’altezza sui terrazzi o tetti non deve essere minore di 4 m. Nessuna distanza è richiesta per i cavi aerei. In tutte le situazioni è comunque vietato scalare i sostegni delle linee elettriche a chiunque non sia autorizzato; i sostegni delle linee di classe seconda e terza devono portare un ostacolo materiale per richiamare il divieto di accesso. Per quanto concerne la messa a terra dei sostegni delle linee di classe seconda e terza, questi devono essere messi a terra singolarmente, più in particolare per le linee non aventi funi di guardia, tutti i sostegni, metallici o in cemento armato, non direttamente infissi nel terreno; invece per le linee con funi di guardia, tutti i sostegni, metallici o in cemento armato, non direttamente infissi nel terreno e che sorreggono campate di attraversamento di ferrovie, tranvie, autostrade, strade statali e provinciali ecc. Per la messa a terra sono sufficienti dispersori aventi complessivamente una superficie di contatto col terreno di almeno 0,25 m2 per le linee di seconda classe e di almeno 0,5 m2 per le linee di terza classe. I conduttori di terra devono avere sezione non inferiore a 16 mm2 se di rame e a 50 mm2 se di altro materiale. L’armatura dei sostegni di cemento può essere utilizzata come conduttore di terra, purché vi sia continuità metallica. Sono previste delle protezioni per linee che sotto passano ponti o viadotti, in tal caso i conduttori devono essere protetti con ripari o involucri, che se metallici, devono essere messi a terra. Il riparo si rende necessario per le linee appoggiate inferiormente lungo ponti o viadotti quando non sia possibile garantire in altro modo l’inacessibilità dei conduttori. I ripari o involucri non sono richiesti per linee di classe zero o prima.


Sezione 1: Conduttori e corde di guardia

Sono impose delle condizioni attraverso le quali I conduttori di linee elettriche non devono avere carichi di rottura minori di 343 daN (350 kgf) per le linee di classe zero e prima e di 559 daN (570 kgf) per le linee di classe seconda, ciò riguarda le condizioni minime che devono essere rispettate. I conduttori poi devono essere fissati a isolatori ad eccezione dei cavi aerei e le relative funi portanti. Il conduttore neutro dei sistemi trifasi funzionanti con neutro direttamente a terra può essere fissato senza l’ausilio di isolatori. Le giunzioni dei conduttori non devono aumentare la resistenza elettrica del conduttore né diminuirne l’isolamento. La verifica della sollecitazione meccanica dei conduttori e delle funi di guardia deve essere effettuata con queste ipotesi: 1)Conduttori e funi devono essere scarichi e a 15°C; 2)Conduttori e funi delle condizioni di temperatura e di carico indicate in questa tabella:

In tale seconda ipotesi, nella zona B si deve tener conto anche di un manicotto di ghiaccio. Inoltre per verificare l’altezza dal suolo e valutare le distanze di rispetto, si deve considerare anche quest’ipotesi: 3)Conduttori e funi alla temperatura di 55°C per linee in zona A e di 40°C per linee in zona B. Vi è poi un caso particolare dovuto alle linee in cavo aereo, poiché deve essere fatta la verifica della sola fune portante in caso di cavo non autoportante, e per l’insieme dei conduttori che hanno funzione portante negli altri casi. La tabella vista in precedenza subisce una variazione del tipo:

Nel caso in cui il cavo corra lungo una parete, si considera azione del vento nulla. Per il calcolo del sovraccarico di ghiaccio si deve simulare la presenza di un manicotto di ghiaccio dello spessore di 8 mm che avvolge tutto il cavo.

50 Capitolo 3

E’ logico intuire che la spinta del vento con la presenza di ghiaccio implica una modifica della geometria determinata dal manicotto; a titolo di esempio si può vedere la figura successiva:

Sezione 2: Isolatori e Accessori

Gli isolatori possono essere rigidi, sospesi in base al carico di rottura che essi hanno e quindi contestualmente alle linee che si devono installare: gli isolatori rigidi non devono subire sforzi superiori al 50% del loro carico di rottura, mentre quelli sospesi, devono resistere a uno sforzo di trazione non superiore al 40% del loro carico critico. Tutta la morsetteria utilizzata deve essere resistente alla corrosione.

Sezione 3: Sostegni I pali di legno devono essere di essenza forte (Acacia ed Acero per esempio), oppure, se di essenza dolce (Abete) devono essere iniettati o trattati con sostanze adatte a preservarli dall’infradiciamento; è importante che i pali in legno non debbano essere infissi in blocchi di calcestruzzo poiché vi può essere un ristagno di umidità intorno alla base.


Per quanto concerne i sostegni in cemento armato e cemento armato precompresso vale la norma emanata dal Ministero dei Lavori Pubblici. I sostegni di acciaio devono essere efficacemente protetti contro la ruggine e la corrosione, con particolare cura verso le parti a diretto contatto col terreno (fondazioni metalliche). L’impiego dei sostegni di legno è vietato per campate che attraversano superiormente linee ferroviarie elettrificate o funivie adibite al trasporto di persone. Vi possono essere delle eccezioni per linee di tipo provvisorio o necessario per l’alimentazione di cantieri, purché la campata non sia superiore a 30 metri e la sezione dei conduttori non sia superiore a 150 mm2. I carichi di cui tener conto, durante i procedimenti di calcolo, sono molteplici e ne saranno citati alcuni per scopo informativo:

spinta del vento sui conduttori e sulle corde di guardia con e senza il manicotto di ghiaccio; spinta del vento agente sul sostegno senza incrostazioni di ghiaccio; peso degli equipaggiamenti senza incrostazioni di ghiaccio; peso degli elementi che costituiscono i sostegni senza incrostazioni di ghiaccio.

Il calcolo degli sforzi indotti nei vari elementi dei sostegni, per effetto dei carichi appena visti, deve essere seguito secondo le norme della scienza delle costruzioni e con l’esperienza acquisita col tempo, in modo da ottenere una configurazione conveniente e completa. Di seguito è inserita una tabella in cui sono definite la massime sollecitazioni per i sostegni delle linee elettriche:

Materiale daN/cm2 kgf/cm2

Legno essenza forte 196 200

Legno essenza dolce 157 160

Calcestruzzo(*) 177 180

Acciaio(*) 2747 2800

Calcestruzzo(*) 147 150

Acciaio(*) 2158 2200 (*)Sia calcestruzzo che acciaio sono stati inseriti due volte poiché viene fatta la una differenziazione dovuta al carico di rottura alla compressione per il calcestruzzo e carico di rottura alla trazione per l’acciaio.

Per i sostegni a traliccio profilati in acciaio, si fa riferimento al grado di snellezza λ cioè al rapporto tra la lunghezza e il raggio della trave, in tal caso ci si deve riferire a tabelle specifiche e a valutazioni in base alle configurazioni desiderate. La verifica della stabilità dei sostegni si può fare tramite l’utilizzo di sostegni tipo che devono sopportare carichi di progetto moltiplicati per dei coefficienti di sicurezza, ad esempio per i sostegni metallici il coefficiente è pari a 2; per sostegni in legno, cemento armato sia esso centrifugato, precompresso o vibrato il valore del coefficiente deve essere 2,5.

52 Capitolo 3

Per i pali di legno il rapporto tra diametro all’incastro e altezza fuori terra non deve essere inferiore a l/70, con diametro di testa non inferiore a 90 mm. Per i sostegni di cemento armato lo spessore di calcestruzzo al di sopra del ferro delle armature deve essere superiore a 15 mm per sostegni con diametro in testa peri a 200 mm e a 10 mm per gli altri. Lo spessore delle membrane metalliche non deve essere inferiore a 4 mm. I bulloni non devono avere diametro inferiore a 12 mm.

Sezione 4: Fondazioni La verifica di stabilità delle fondazioni è fatta seguendo le stesse ipotesi di calcolo adottate per la verifica dei sostegni. Per il calcolo dei Sostegni a stelo unico infissi nel terreno poniamo innanzi tutto: k: pressione sul terreno in daN/cm2 (kgf/cm2); F: tiro in daN (kgf) applicato al sostegno a un’altezza b, in metri, sul terreno; c: profondità di interramento, in metri; b: dimensione della base, in metri, perpendicolare alla direzione dello sforzo; d: diametro della base, in metri, per sostegni a sezione circolare. Ci calcoliamo k tramite:

per sezioni quadrate o rettangolari;

per sostegni a sezione circolare. I valori di k calcolati non devono superare i valori di pressione indicati nella tabella seguente, moltiplicati per un coefficiente di 1,33.


Il peso specifico del calcestruzzo da assumere per i calcoli è 2158 daN/m3, mentre il peso specifico del terreno è 1570 daN/m3. Con α è inteso l’angolo d’inclinazione. L’infissione diretta dei sostegni a stelo unico non è ammessa per linee di classe seconda e terza, per campate che attraversano ferrovie, funivie, autostrade ecc. Per i sostegni direttamente infissi nel terreno, l’interramento deve essere eseguito in modo da garantirne il successivo consolidamento e l’inalterabilità di tale proprietà nel tempo. Nel caso di sostegni di legno direttamente infissi nel terreno è necessario un trattamento tale da evitare l’infradiciatura soprattutto della zona vicina al terreno. Per blocchi di fondazione a blocco unico, senza riseghe, con base rettangolare o quadrata deve essere:

quando non si può contare sul contributo del terreno laterale alla resistenza;

Quando si può contare sul contributo laterale del terreno;

In cui: γ = 1079 daN/m3 (1100 kgf/m3); Mr: momento rispetto al piano d’appoggio della risultante R di tutte le forze applicate al sostegno, espresso in daN*m (kgf*m); P: peso del blocco in daN (kgf); a: lato (o diametro per le fondazioni circolari), in metri, della base che non interseca la proiezione verticale della risultante delle forze applicate al sostegno; b: lato (o diametro per le fondazioni circolari), in metri, della base del blocco che interseca la proiezione della risultante delle forze applicate al sostegno; c: profondità di interramento, in metri.

54 Capitolo 3

Nel caso in cui il blocco sia composto di n riseghe, avremo una modifica del tipo:

se non si può contare sul contributo laterale del terreno;

quando invece si può considerare il contributo del terreno laterale. A differenza delle formule precedenti qui compaiono più lati, questo poiché si contano le riseghe presenti in ogni blocco di fondazione. Per fondazioni con piastra e pilastrini a base quadrata o rettangolare, deve essere:

nel caso in cui non vi sia il contributo alla resistenza del terreno circostante la fondazione;

se si può contare sul contributo del terreno laterale. I parametri sono sempre gli stessi visti in precedenza con l’eccezione di: b’: lato, normale al lato a, dello zoccolo del pilastrino misurato ad un terzo della sua altezza, in metri; b”: lato, normale al lato a, della colonna del pilastrino misurato a un terzo della sua altezza, in metri; c: profondità di interramento della superficie inferiore della piastra, in metri; c’: profondità di interramento della superficie superiore della piastra, in metri; c”: profondità di interramento della superficie dello zoccolo del pilastrino, in metri.

55

Capitolo 4

Inquinamento dei campi elettromagnetici

Introduzione I rischi connessi alla presenza di un elettrodotto sono essenzialmente rischi strutturali, rischi di elettrocuzione e rischi associati alla presenza di campi elettromagnetici. Relativamente ai primi due, la loro accettabilità si può dare per scontata una volta osservata la severa e minuziosa normativa vigente. Risultano invece di difficile valutazione i rischi associati alla presenza di campo elettromagnetico a frequenza industriale, in quanto le attuali conoscenze non permettono di definire dei livelli di soglia al di sotto dei quali si possa escludere con certezza alcun nesso di causalità tra esposizione umana e implicazioni sulla salute, se non con margini di incertezza estremamente ampi. La valutazione degli effetti del campo elettrico e magnetico sull'uomo, sugli animali, sulla vegetazione esce dai limiti di competenza del tecnico per occupare la sfera della ricerca biologica ed epidemiologica. Compito del tecnico è quello di valutare se la realizzazione ingegneristica rispetti anche in questo caso eventuali limiti stabiliti da leggi o da norme, preferibilmente avvalorati da disposizioni emanate da Enti neutrali riconosciuti a livello internazionale, derivanti dallo stato dell'arte delle conoscenze e delle ricerche sviluppate sull'argomento in un preciso momento storico. In questo contesto la simulazione numerica è uno strumento essenziale per una rapida e affidabile valutazione dei livelli di campo in una qualsiasi area interessata da elettrodotti, allo scopo di poterne agevolmente valutare la compatibilità elettromagnetica relativamente a nuovi insediamenti, a potenziamenti e modifiche degli impianti stessi oppure rispetto a differenti limiti di esposizione da rispettare. Per tutte le definizioni e principi di questo capitolo la norma di riferimento sarà la 211‐4 che regola i metodi di calcolo dei campi elettrici e magnetici generati da linee elettriche.

56

Capitolo 4

4.1 Campo

Il campo eleuna carica ele sue comp

Nel caso dmediante uSi terrà coconduttori (

Calcolo

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4

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del fascio di

sizione degli

57

è e

a ‐

i

i

58

Capitolo 4

Sempre rifegli effetti dcampo elett

C’è comunqoggetti conperturbanoaree circost

4.2 Campo

Come nel csorgenti sincampo magSpesso il camagnetica. La densità campo e haIl vettore deortogonali:

Calcolo

Il calcolo de

nonind

il tecon

Per il calcopunto qualu

Dove d è la di I e la sua

4

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di flusso maa come unità ell’induzione

dell’induzio

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i e e

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e al medesiuto al condu

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mo sistema ttore i‐esimo

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e contributo

ella linea. E’uardia e nel

ermante dei

59

l

o

’ l

i

60 Capitolo 4

4.3 Modellizzazione delle linee aeree

E’ comune pratica considerare le linee aeree come un insieme di conduttori rettilinei, paralleli tra loro e al terreno e posti ad una altezza da terra costante per ogni campata. Tale approssimazione è senz’altro valida e ragionevole per gli usuali calcoli di progetto, che mirano ad esempio a calcolarne l’impedenza, ma è inadeguata per calcolare la reale distribuzione di campo elettrico e magnetico da esse prodotta. Specialmente per campate molto lunghe, quali quelle di linee in alta tensione, c’è una grossa differenza tra il campo nelle zone centrali della campata e quello in corrispondenza dei tralicci, che risulta notevolmente più basso. Qualora il limite normativo venisse superato al centro della campata non è detto che lo sia anche in prossimità dei tralicci. Proprio perché molto lunghe, e potendo quindi passare nelle vicinanze di più fabbricati, è spesso inadeguato approssimare l’altezza dei conduttori ad un valore costante (corrispondente in genere alla sezione con minimo franco a terra), in particolare se si deve applicare un criterio di sicurezza basato su dei valori di campo minimo anziché su distanza minima dai conduttori. I conduttori, inoltre, non sempre sono paralleli tra loro (pali di estremità diversi tra loro, linee diverse intersecantesi) oppure possono essere considerati infinitamente lunghi (campate successive di una stessa linea poste ad angolo); la temperatura stessa influisce sulla reale altezza da terra dei conduttori. Da tali considerazioni si evince che un calcolo affidabile di campo necessita di una adeguata modellizzazione della geometria dei conduttori nelle reali condizioni di posa e di esercizio. Allo scopo di poter analizzare i livelli di campo elettrico e magnetico generati dagli elettrodotti aerei, è necessario conoscere, oltre alla corrente circolante, il profilo altimetrico di una linea, la disposizione dei conduttori (di fase e funi di guardia) in corrispondenza ai tralicci e la sezione, il materiale e il tiro (o parametro di posa) dei conduttori stessi. In base a tali dati, è possibile calcolare lo sviluppo della curva catenaria di ogni singolo conduttore (non necessariamente paralleli tra loro, come nel caso abbastanza frequente di differenti configurazioni geometriche dei pali di estremità) nelle reali condizioni di esercizio, temperatura ambiente e quota altimetrica del terreno. In questa maniera si ottiene un modello accurato delle sorgenti per il calcolo del campo elettrico e magnetico su un qualsiasi volume desiderato. Nella maggior parte dei casi, come noto, la geometria dei conduttori è tale da generare campi con componente parallela all’asse della linea pressoché nulla, così che è possibile applicare un modello bidimensionale estremamente veloce. In alcuni casi, come ad esempio campate ad angolo o linee intersecantesi, tale approssimazione non è possibile,per cui si adotta il modello tridimensionale.

Esempio di calcolo del campo di induzione magnetica generato da elettrodotti Con le routines sviluppate in MATLAB (vedi Appendice) vediamo degli esempi in cui si calcola il campo di induzione magnetica prodotto da linee elettriche in AT e AAT (132kV, 220kV, 380kV). Tutti i calcoli vengono eseguiti nell’ipotesi bidimensionale, peraltro contemplata dalla normativa vigente; si considera così che, sezione per sezione, i conduttori siano disposti orizzontalmente. Per ogni tipologia di linea devono essere noti:

la configurazione di testapalo adottata; le correnti che percorrono le varie fasi in modulo e fase;

Da quanto detto precedentemente, più conduttori percorsi da corrente producono un campo risultante che, istante per istante, ruota e pulsa descrivendo un ellisse che sta su un piano perpendicolare al terreno (questo per l’ipotesi 2D adottata); tale campo viene detto polarizzato ellitticamente. Si definisce:

22mMeff BBB +=

61

dove MB e mB sono l’asse maggiore e l’asse minore dell’ellisse. A scanso di equivoci, si nota come tale

definizione non corrisponda a quella usuale di valore efficace. Su ogni piano verticale il calcolo viene svolto scomponendo il campo nelle due componenti cartesiane lungo x e lungo y:

xnxxx BBBB +++= ...21 ; ynyyy BBBB +++= ...21

e per finire si trova: 2222

yxmMeff BBBBB +=+= .

Per ogni configurazione analizzata si riportano i seguenti grafici tracciati su una sezione trasversale allo sviluppo della linea (in corrispondenza al traliccio per linea aerea):

• valore di effB a tre diverse altezze

• linee equicampo, con evidenziata la posizione dei conduttori. Per le sole linee aeree si va a calcolare l’andamento a catenaria che assume il conduttore tra due tralicci, supponendo che:

• la lunghezza della campata sia 80=l [m]

• il parametro di posa 1000==qTa [m], indicando con T [N] il tiro e con q [N/m] il peso proprio

del conduttore. Per semplicità viene considerato solo il caso di “campata a livello”, ovvero di conduttori attestati su 2 tralicci di uguale altezza; la formula analitica che rappresenta la posizione assunta dal conduttore è:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −= 1cosh

axay [m]

La curva così calcolata è riferita ad un sistema di assi cartesiani con origine nel punto di minima altezza del conduttore rispetto al terreno; è in questo stesso punto che viene calcolata la freccia, ovvero lo scostamento tra la posizione assunta dal conduttore e la retta che unisce i due punti a cui il conduttore è sospeso. La freccia è data da:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −= 12/cosh

alaf [m]

Per riferire dunque l’andamento da graficare al terreno e non più al punto di minima altezza si tratta di calcolare:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −+=+−=

al

axahyfhh tralicciosucondtralicciosucondterreno

2/coshcosh____ .

Infine, per tutte le configurazioni, si vanno a tracciare, a 4 diverse altezze dal terreno, le linee equicampo su

una porzione del piano ),( xz che è orizzontale e sottostante ad un’intera campata (linea aerea) o

sovrastante ad un tratto di cavo. Nel caso di linea in cavo, posata orizzontalmente, la distanza dal piano considerato rimane costante: le equicampo risultano infatti delle rette tra loro parallele. Per una linea aerea invece, la distanza dal piano andrà calcolata, punto per punto, tenendo presente la reale posizione assunta dai conduttori, come spiegato sopra; in questo caso le equicampo saranno delle curve.

62 Capitolo 4

Grafici di questo genere risultano utili per stabilire e verificare la dimensioni delle fasce di rispetto.

figura 4.3

Una volta lanciato lo script MATLAB ‘mainB.m’ ( vedi Appendice) è possibile impostare facilmente i parametri desiderati da interfaccia grafica.

63

Linea aerea - singola terna

64 Capitolo 4

65

Linea aerea – doppia terna in configurazione simmetrica

66 Capitolo 4

67

Linea aerea – doppia terna in configurazione antisimmetrica

68 Capitolo 4

69

Linea aerea – 380kV – conduttori trinati e traliccio a “delta”

70 Capitolo 4

71

Linea in cavo

72 Capitolo 4

Da questi dati possiamo innanzi tutto osservare come la semplice posa in antisimmetria delle fasi porti ad un netto miglioramento per quanto riguarda il valore massimo del campo in corrispondenza all’asse della linea.

4.4 Grandezze di influenza del profilo di campo magnetico

Le grandezze che determinano l’intensità e la distribuzione del campo magnetico nello spazio circostante un elettrodotto sono fondamentalmente:

Intensità delle sorgenti (correnti di linea) Distanza dalle sorgenti (altezza dei conduttori) Disposizione e distanza tra le sorgenti (distanza mutua tra i conduttori di fase) Suddivisione delle sorgenti (terne multiple) Presenza di sorgenti compensatrici (circuiti – passivi o attivi – di correnti opportunamente sfasate)

Per mitigare il campo magnetico generato da una linea elettrica è necessario agire su una o più delle grandezze sopra elencate (cioè agire sulle correnti), dal momento che la schermatura mediante materiali ad alta permeabilità e/o conducibilità non è una soluzione praticabile per i campi magnetici a frequenza industriale. L’influenza dei primi due fattori si evince immediatamente dalla legge fondamentale di Biot‐Savart: il campo magnetico è direttamente proporzionale alla intensità della corrente e inversamente proporzionale alla distanza dalla sorgente. Il terzo fattore, che può avere un peso significativo, entra in gioco per il fatto che il sistema di trasmissione è trifase, cioè composto da una terna di correnti di uguale intensità ma sfasate nel tempo (nel caso generale di terna di correnti simmetrica ed equilibrata, la somma vettoriale delle correnti è nulla in ogni istante). Poiché il campo magnetico in ogni punto dello spazio

73

circostante è dato dalla composizione vettoriale dei contributi delle singole correnti alternate, ne deriva un effetto di mutua compensazione di tali contributi tanto maggiore quanto più vicine tra loro sono le sorgenti, fino ad avere una compensazione totale se le tre correnti fossero concentriche. Per le linee aeree, la distanza minima tra i conduttori è limitata alla necessaria distanza di isolamento tra le fasi (dell’ordine di alcuni metri) e dipende dalla tensione di esercizio, mentre per le linee in cavo (con isolante solido) tale distanza può essere dell’ordine di 20‐30 cm, con un abbattimento sostanziale del campo magnetico già a pochi metri di distanza (vedi risultati matlab). Anche l’effetto mitigatorio conseguente alla suddivisione delle fasi (tra cui può rientrare la classica configurazione a doppia terna) e all’uso – per ora solo sperimentale – di circuiti di compensazione, è dovuto alla presenza di più sorgenti sfasate tra loro i cui contributi quindi possono compensarsi. Per questo motivo è estremamente importante controllare la disposizione relativa delle fasi, disposizione che è possibile ottimizzare nota la posizione dei conduttori e la zona in cui si desidera minimizzare il campo.

4.5 Esempio studio elettrodotto “ caratteristiche del modello di calcolo teorico”

La validazione dei calcoli teorici è stata eseguita mediante il confronto tra valori numerici calcolati e quelli misurati, di campo elettrico e magnetico prodotto da elettrodotti aerei. Con riferimento all’elettrodotto in esame (vedi capitolo 5) la distribuzione dei campi elettrici e magnetici generati è stata elaborata utilizzando uno specifico software sviluppato per lo studio del campo elettrico e magnetico prodotto da linee di trasmissione aeree ed in cavo. Esso si basa su metodi analitici classici ed in particolare per il campo elettrico è stato adottato il metodo dei coefficienti di potenziale accoppiato al metodo delle immagini, nell’ipotesi di poter schematizzare la linea, in ogni generica sezione perpendicolare alla linea stessa, come un insieme di conduttori disposti parallelamente al terreno, (supposto perfettamente conduttore); il campo elettrico in ogni punto viene calcolato come somma vettoriale del campo prodotto dalle cariche lineari dei vari conduttori e dalle loro immagini. Per il campo magnetico il modello si basa sulla risoluzione delle legge fisica di Biot‐Savart, dove i vari elementi percorsi da corrente vengono rappresentati come segmenti rettilinei in cui si considera costante la corrente elettrica. Applicando il principio di sovrapposizione degli effetti, l’induzione magnetica in ogni punto viene calcolata come somma vettoriale delle induzioni dovute alle correnti dei vari segmenti rettilinei. I calcoli sono stati effettuati, nelle ipotesi di cui sopra, in piani perpendicolari all’asse della linea (sezioni) in cui l’esatta posizione dei conduttori energizzati ed eventuali funi di guardia è determinata sulla base di un preventivo calcolo meccanico dello sviluppo delle rispettive catenarie nelle condizioni di posa prescelte e all’effettivo profilo altimetrico del terreno. In tal modo è possibile tenere debitamente in conto di :

campate a dislivello; reali altezze dei conduttori rispetto al suolo; effettiva distanza relativa tra i conduttori (e fune/i di guardia); effettiva geometria delle teste palo di estremità.

Confronto tra valori misurati e calcolati La validazione dei calcoli teorici è stata eseguita mediante confronto tra valori di campo elettrico e magnetico calcolati e misurati in corrispondenza ad una campata tipo.

74 Capitolo 4

Durante le misure sono stati registrati i parametri di esercizio effettivi della linea ( temperatura ambiente, tensione di esercizio e corrente in linea in un intervallo di tempo). Confronto a metà e inizio campata del campo elettrico In figura sono riportati i valori misurati e calcolati di campo elettrico a inizio e metà campata, ad altezza di 1,5 m da terra lungo la direttrice perpendicolare all’asse della linea. I risultati ottenuti sono riportati in figura 5 per il quale vale la seguente legenda:

= valore calcolato = valore misurato

figura 4.5 : confronto a metà campata (l = 175.5 m)

Il confronto tra le misure e i risultati delle simulazioni si è dimostrato più che lusinghiero, confermando la validità dell’approccio teorico e degli algoritmi di calcolo adottati. In figura 6 sono invece riportati i risultati a inizio campata :

altez z a 1,5 m

Campo Elettr ic o E - V alidaz ione Campo Ele ttr ic o (123,5 kV ; 100 A )

X [m]

4035302520151050-5-10-15-20-25-30-35-40

E [KV /m]

1

0

1 ,0 2

0 ,9 5

0 ,8 3

0 ,6 7

0 ,5 2

0 ,3 8

0 ,3

0 ,2

0 ,1 4

0 ,0 8

0 ,0 3

altezza 1,5 m

Campo Elettr ico E - V alidaz ione Campo Elettr ico (123,5 kV ; 100 A )

X [m]

4035302520151050-5-10-15-20-25-30-35-40

E [KV /m]

0,4

0,38

0,36

0,34

0,32

0,3

0,28

0,26

0,24

0,22

0,2

0,18

0,16

0,14

0,12

0,1

0,08

0,06

0,04

0,020 0

0,11

0,13

0,17

0,140,13

0,12

0,1 0,10,09

0,070,06

0,040,03


75

figura 4.6 : confronto a inizio campata

Questo confronto è stato effettuato per mettere in evidenza l’effetto distorcente del traliccio, di cui non si tiene conto nel modello di calcolo utilizzato. Come ci si aspettava, la presenza del traliccio (struttura metallica connessa a terra), determina un innalzamento del campo elettrico nelle sue immediate vicinanze, mentre ha un effetto schermante per distanze superiori a 5 ‐ 6 metri dall’asse linea ove peraltro è in generale prevedibile la presenza della popolazione. Il fatto pertanto di non tenere conto del sostegno nelle simulazioni di calcolo risulta essere un’ipotesi conservativa che porta a stimare, per sezioni in prossimità dei sostegni, livelli di campo elettrico maggiori di quelli reali. campo magnetico In figura 4.7 sono riportati i valori misurati e calcolati di campo magnetico , nella sezione di misura, avente progressiva l = 246.41 m, ad altezza di 1,5 m da terra lungo la direttrice perpendicolare all’asse della linea.


figura 4.7 : campo magnetico

Il confronto tra le misure e i risultati delle simulazioni si è dimostrato più che lusinghiero, confermando la validità dell’approccio teorico e degli algoritmi di calcolo adottati, a conferma che il campo magnetico non è praticamente influenzato dalla presenza di oggetti o ostacoli esterni. Per l’analisi della distribuzione di campo elettrico e magnetico del presente caso trattato (vedi capitolo 5) vengono riportati gli andamenti di campo elettrico e magnetico a seconda delle tipologie di sostegno.

altezza 1,5 m

Induz ione Magnetica B - V alidaz ione Campo Magnetico (220 kV ; 180 A )

X [m]

4035302520151050-5-10-15-20-25-30-35-40

B [mic roT]

0,75

0,7

0,65

0,6

0,55

0,5

0,45

0,4

0,35

0,3

0,25

0,2

0,15

0,1

0,05

0,730,71

0,68

0,650,63

0,6

0,54

0,50,48

0,44

0,39

0,350,34

0,31

0,27

0,230,220,2

0,18

Capitolo 5

Esempio di dichiarazione di compatibilità ambientale di un elettrodotto

5.1 Ruolo dell’opera

Il presente studio è stato incentrato in particolare sul nuovo elettrodotto, costituito da due brevi raccordi aerei a 220 kV, che interessa il territorio del Parco del Mincio. Tutti i gruppi di generazione dell'esistente centrale termoelettrica a ciclo combinato, sono attualmente collegati alla Rete elettrica di Trasmissione Nazionale (RTN) tramite l’esistente stazione elettrica di smistamento a 132 kV. In relazione all’esigenza di garantire la necessaria sicurezza di esercizio delle RTN, il Gestore della rete (GRTN), ora TERNA Rete Elettrica Nazionale, nella programmazione degli interventi di sviluppo, ha previsto che si debba procedere alla modifica della connessione in alta tensione alla RTN dell'esistente centrale termoelettrica. Si prevede che i lavori per la realizzazione delle opere e le operazioni per gli eventuali asservimenti coattivi od espropriazioni avranno inizio entro 24 mesi dalla data della delibera di Autorizzazione e saranno ultimati entro 60 mesi dalla stessa. Come illustrato nella corografia seguente, le opere necessarie alla modifica della connessione elettrica dell'esistente centrale consistono:

• nell’ampliamento della stazione elettrica RTN esistente, a 132 kV, mediante la realizzazione della nuova sezione a 220 kV, di competenza della RTN, che sarà costruita all’interno del perimetro di centrale su un’area avente già una destinazione d’uso di tipo tecnologico;

• nel collegamento, della nuova sezione a 220 kV, in “entra – esce” sull'esistente elettrodotto aereo a 220 kV che collega due località (di proprietà di Terna S.p.A.), per il tramite di un nuovo elettrodotto, costituito da due brevi raccordi aerei a 220 kV su unica palificazione, che interesserà esclusivamente il territorio all’interno di un unico Comune per un tracciato complessivo inferiore a 1.3 km (figura 5.1).

78

Capitolo 5

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79Esempio di dichiarazione di compatibilità ambientale di un elettrodotto

5.2 Criteri di scelta del tracciato

Relativamente all’elettrodotto aereo in progetto, i punti obbligati di natura tecnico progettuale sono i seguenti:

• nuova sezione a 220 kV, di competenza della RTN, che sarà costruita in adiacenza all’esistente stazione elettrica della RTN a 132 kV, all’interno del perimetro della centrale termoelettrica;

• elettrodotto aereo, a 220 kV; Nel caso dell'elettrodotto considerato il Proponente ha provveduto ad individuare il tracciato di progetto anche attraverso lo studio di altre ipotesi alternative, diverse per tracciato e quindi anche per soluzione progettuale adottata. Lo studio è stato condotto attraverso l’analisi accurata del territorio che è stata effettuata tramite sopralluoghi e verifiche sul sito e nell'area vasta. Il tracciato di progetto e le soluzioni alternative sono così riassumibili:

Ipotesi 1: Tracciato di progetto

Il collegamento alla RTN, a 220 kV, si attua mediante un nuovo elettrodotto aereo, costituito da due raccordi aerei su unica palificazione, che realizza la connessione in “entra ‐ esce” sull'esistente linea aerea Doppia Terna a 220 kV, ubicata circa a 1.3 km dalla centrale termoelettrica. L’inserimento avviene in prossimità di un attuale sostegno a traliccio che verrà demolito e sostituito con un nuovo sostegno a traliccio di derivazione.

Ipotesi 2: Tracciato alternativo

Il collegamento alla RTN, a 220 kV, si attua mediante un nuovo elettrodotto aereo, costituito da due raccordi aerei su unica palificazione, che realizza la connessione in “entra ‐ esce” sull'esistente linea aerea Doppia Terna a 220 kV, ubicata circa a 1.3 km dalla centrale termoelettrica. L’inserimento avviene più a nord rispetto alla soluzione di progetto ed in prossimità di un altro attuale sostegno a traliccio che verrà demolito e sostituito con un nuovo sostegno a traliccio di derivazione. Il tracciato si caratterizza per un andamento in direzione sud‐est, leggermente di forma arcuata, prima di arrivare sulla stazione di centrale.


Il collegamento alla RTN, a 220 kV, si attua mediante un nuovo elettrodotto aereo, costituito da due raccordi aerei su unica palificazione, che realizza la connessione in “entra ‐ esce” sull'esistente linea aerea Doppia Terna a 220 kV, ubicata circa a 1.3 km dalla centrale termoelettrica. Anche qui l’inserimento avviene più a nord rispetto alla soluzione di progetto ed in prossimità di un attuale sostegno a traliccio che verrà demolito e sostituito con un nuovo sostegno a traliccio di derivazione. Rispetto all’Ipotesi 2, il tracciato presenta un andamento più articolato che, secondo una direzione sud‐est, si sviluppa verso la stazione di centrale.


Il collegamento alla RTN, a 220 kV, si attua mediante un nuovo elettrodotto aereo, costituito da due raccordi aerei su unica palificazione, che realizza la connessione in “entra ‐ esce” sull'esistente linea aerea Doppia Terna a 220 kV, ubicata circa a 1.3 km dalla centrale termoelettrica. L’inserimento in tal caso avviene più a sud rispetto alla soluzione di progetto e si rende necessario inserire un’ulteriore sostegno a traliccio di derivazione a metà della campata in corrispondenza della quale dovrebbe essere effettuato il collegamento.

80

Capitolo 5

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Interferenza con il territorio ed il paesaggio

Il tracciato di progetto insiste su un area caratterizzata da una prevalente economia agricola e presenta uno sviluppo pressoché rettilineo. Tale peculiarità ha permesso l’adozione di soluzioni progettuali che consentono di utilizzare il territorio in maniera analoga a quanto avviene attualmente, senza particolari limitazioni. Le scelte progettuali infatti, che sono state sviluppate e che riguardano in particolare l’utilizzo di sostegni tubolari a mensole isolanti e la loro accurata localizzazione in sito, consentono di avere:

• un impegno ridotto di suolo occupato dalle basi dei sostegni;

• una facile accessibilità dei picchetti;

• un ridotto impegno in pianta dell'ingombro dei conduttori con conseguente riduzione della striscia di servitù di elettrodotto;

• nessuna limitazione all’utilizzo dell'irrigazione a pioggia dei terreni, come avviene attualmente; si osserva infatti che la palificazione dell'elettrodotto è stata studiata con un franco sul terreno tale da consentire l’esercizio in sicurezza dell'elettrodotto pur in presenza di irrigazione a pioggia dei suoli. Non si limita dunque, in alcun modo, l’utilizzo attuale del territorio.

Con riferimento a quest’ultimo punto si osserva che pur avendo franchi elevati sul terreno, l’adozione di un sostegno con design a geometria compatta dei conduttori consente di limitare l’altezza massima complessiva del sostegno, con conseguente possibilità di evitare la pitturazione segnaletica bianco arancione/rossa dei sostegni e le sfere di segnalazione bianco‐arancioni/rosse sulle funi di guardia, per la segnalazione dell'elettrodotto alla navigazione aerea. Si ottiene dunque un miglioramento sensibile dell'interferenza paesaggistica.

Compatibilità con gli strumenti urbanistici

La destinazione d’uso dei suoli è agricola ed inoltre il territorio è soggetto alle prescrizioni del PTC che pone la giusta attenzione in relazione alla realizzazione di nuove strutture edilizie. E da ritenersi dunque che l’elettrodotto aereo sia perfettamente compatibile con gli strumenti urbanistici vigenti.

Interferenza con le attività antropiche di trasporto

Considerando la peculiarità dell'elettrodotto aereo e le natura del territorio attraversato, si osserva che questo non determina alcuna limitazione alla viabilità locale.

Rispetto dei vincoli ambientali paesaggistici e idrogeologici

Essendo situato all’interno di un parco naturale e su un territorio sottoposto al vincolo paesistico di bellezza d’insieme il tracciato di progetto dell'elettrodotto è stato studiato e analizzato in maniera tale da evitare il più possibile condizionamenti ambientali e paesaggistici. Il tracciato non interessa zone a verde o filari erborati se non molto marginalmente e con influenze trascurabili, in corrispondenza di due soli punti. L’esposizione del territorio ai campi elettrici e magnetici, in riferimento all’attenta scelta di tracciato e grazie all’adozione di soluzioni strutturali a geometria compatta dei conduttori, aventi come noto un’azione mitigatrice del campo elettromagnetico, presenta valori di campo sensibilmente inferiori rispetto ai limiti di legge in vigore. Lo stato geologico e geotecnico del territorio, interessato in particolare dal tracciato dell'elettrodotto, è stato oggetto di uno studio approfondito che ha evidenziato in buona sostanza la piena fattibilità

82 Capitolo 5

dell'elettrodotto in relazione alla buona qualità dei terreni, all’assenza di fenomeni di frana o di dissesto idrogeologico del territorio e soprattutto nel rispetto del suolo e sottosuolo e dell'ambiente idrico.

5.3 Descrizione del progetto

Caratteristiche tecniche della linea

Sono riportate le caratteristiche tecniche della linea (tensione, portata, numero di terne, ecc.), come descritto di seguito. L’elettrodotto considerato, costituito da due raccordi aerei su unica palificazione, per la realizzazione del collegamento in “entra ‐ esce” sulla RTN a 220 kV della nuova stazione elettrica di smistamento, avrà uno sviluppo inferiore a 1.3 km dipartendosi dall’esistente elettrodotto aereo a 220 kV, del tipo DT mazzettata, armata con conduttori Alluminio Acciaio di 26.9 mm di diametro (ACSR 428). I nuovi raccordi aerei avranno le seguenti caratteristiche generali:

• tensione nominale 220 kV;

• conduttore a fascio, di tipo binato, con corde di Alluminio Acciaio Ø=31.5 mm (ACSR 585), per opportunità di unificazione e al fine di garantire al GRTN la continuità nei termini prestazionali di portata amperometrica, del già esistente elettrodotto a 220 kV;

• fune di guardia in alumoweld Ø=11.5 mm;

• unica palificazione;

• il palo di derivazione e capolinea in amarro e tre pali in sospensione.

L’altezza dei conduttori sul terreno è conforme al Decreto Ministeriale 16 gennaio 1991 del Ministero dei Lavori Pubblici Aggiornamento delle norme tecniche per la disciplina della costruzione e dell'esercizio di linee elettriche aeree esterne . In quest’ultimo si afferma in particolare che i conduttori, tenuto conto sia del rischio di scarica, sia dei possibili effetti provocati dall’esposizione ai campi elettrici e magnetici, non devono avere in alcun punto una distanza verticale dal terreno minore di:

per Vn < 300 kV : (5.5 + 0.006*Vn[kV]) [m] = 6.82 m ;

La palificazione della linea aerea dovrà pertanto essere eseguita, in prima approssimazione, con l’obiettivo di tenere sul terreno, un franco superiore al valore minimo di 6.82 m della Norma. Si osserva inoltre, in relazione alle caratteristiche del territorio che presenta una destinazione d’uso di tipo agricolo, la presenza di irrigazione a pioggia per un altezza massima da terra della vena continua del getto liquido dell'ordine dei 7 metri. A tale riguardo la minima distanza di guardia dal conduttore prevista dalla norma CEI 11‐4, si calcola con la formula:

dg = 0.013* Vn[kV] = 2.86 m ;

pertanto, la palificazione della linea aerea dovrà essere eseguita, come riportato anche nel seguito, con l’obiettivo di tenere sul terreno un franco superiore al valore minimo di circa 10 m. Considerando le disposizioni dei seguenti:

‐ Legge 22/02/2001, n.36 Legge quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici ,


‐ DPCM 08/07/2003 Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti ,

si è stabilito come limite di esposizione il valore di 100 μT per l’induzione magnetica e 5 kV/m per il campo elettrico. In questo contesto si osserva altresì, sotto il profilo tecnico, il documento “Regole Tecniche di Connessione”, elaborato dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, che disciplina le condizioni tecniche per l’accesso regolamentato alla Rete di Trasmissione Nazionale (RTN). In esso si stabilisce in particolare:

• in condizioni normali, i valori della tensione sono contenuti nell' intervallo ± 10 % del valore nominale;

• per il livello di tensione nominale di 220 kV, la tensione è contenuta, per la maggior parte del tempo, nell' intervallo ± 5% del valore di 220 kV.

In riferimento a quanto sopra e dunque alla necessità di garantire sempre il rispetto dei 5 kV/m per il campo elettrico, si è proceduto ad analizzare tale valore di campo prodotto dai raccordi aerei ad un altezza di 1.5 m dal suolo. Ai fini del calcolo è stato usato il sostegno di tipo compatto (Tubolare a Mensole Isolanti), armato con conduttori a fascio, del tipo binato, con corda ACSR Ø = 31.5 mm (spanning = 40 cm), cui corrisponde un valore di diametro equivalente pari a 158.7 mm. In relazione alla variabilità del valore di tensione elettrica rispetto al valore nominale, si è anche proceduto ad analizzare la distribuzione di campo elettrico in funzione del franco minimo nell'ipotesi di:

V = Vn + 5% = 231 kV

V = Vn + 10% = 242 kV

Dall’analisi dei valori numerici ottenuti e tenuto conto del limite di esposizione pari a 5 kV/m per il campo elettrico, si può sottolineare la necessità di procedere alla palificazione dei raccordi con un franco minimo superiore a 10.5 metri. In conclusione, alla luce di quanto sopra riportato e sulla base degli ostacoli presenti sul territorio è stato ipotizzato in prima approssimazione una palificazione con un franco minimo dei conduttori sul terreno pari ad almeno 12 metri. Le altezze dei sostegni variano secondo le caratteristiche altimetriche del terreno e della lunghezza della campata e saranno determinate in modo da garantire ampiamente, anche in caso di freccia massima dei conduttori, il franco minimo sopra indicato; l’altezza totale fuori terra sarà comunque inferiore a 61 metri e dunque non richiederà l’apposizione di segnaletica cromatica sugli stessi. Caratteristiche tipologiche dei sostegni

Vengono illustrate altre eventuali caratteristiche dei sostegni previsti dal progetto per le diverse esigenze del tracciato. Viene dunque riportato lo schema geometrico dei sostegni, la lunghezza media delle campate, la disposizione e la distanza reciproca dei conduttori. Nel caso preso in considerazione, al fine di soddisfare al meglio le esplicite richieste degli Enti preposti ad esprimere il giudizio di compatibilità ambientale delle nuove opere, anche alla luce delle peculiarità del territorio interessato, il Proponente ha adottato una progettazione specifica finalizzata ad introdurre nuovi tipi di sostegni, anche diversi dallo standard usuale,

84 Capitolo 5

allo scopo di ottenere un opera che potesse essere il più possibile in sinergia con l’ambiente ed il territorio circostante.

Per il sostegno di sospensione i criteri da soddisfare sono risultati i seguenti:

‐ minimo impatto visivo dell'elettrodotto; ‐ riduzione dell'ingombro dei conduttori con conseguente minore impatto del taglio piante; ‐ mitigazione dei campi elettromagnetici generati e riduzione delle fasce di rispetto dell'elettrodotto; ‐ contenimento dell'altezza totale dei sostegni al fine di evitare la segnalazione per la sicurezza del

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dei sostegni, anche in relazione alla vocazione agricola del territorio. E stato pertanto studiato, in virtù del tipo di tracciato dell'elettrodotto e per le migliori caratteristiche ambientali presentate, un sostegno di sospensione speciale del tipo tubolare a mensole isolanti, raffigurato in figura 5.3.


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86

Capitolo 5

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• contenimento dell'impegno della risorsa suolo, intesa come superficie di terreno occupata dalla base dei sostegni, anche in relazione alla vocazione agricola del territorio.

E’ stato pertanto riprogettato un nuovo sostegno di amarro a traliccio di tipo compatto, rappresentato in figura 5.5:

figura 5.5

Analogamente a quanto fatto prima si può riportare in un unico elaborato il confronto grafico con i sostegni a traliccio tradizionali, che potevano essere utilizzati in relazione alle prestazioni meccaniche richieste:

88 Capitolo 5

Figura 5.6 : confronto tra sostegni a traliccio tradizionali

Si riportano inoltre alcune immagini che permettono con facilità di mettere a confronto la tipologia di sostegno di tipo compatto con quello di tipo tradizionale sia relativamente all’impatto sul paesaggio sia per quanto riguarda l’ingombro alla base.


figura 5.7 : Monostelo di tipo compatto

figura 5.8 : Traliccio di tipo tradizionale

90 Capitolo 5

figura 5.9 : Ingombro alla base del monostelo di tipo compatto

figura 5.10 : Ingombro alla base del traliccio di tipo tradizionale

Per completare la parte relativa alla descrizione del progetto, in seguito vengono riportate gli andamenti del campo elettrico e magnetico a seconda delle tipologie di sostegno:


Campo elettrico

figura 5.11

Campo magnetico

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[ μT ]

[ m ]

DT 220 kV ‐ franco = 12 m ‐ Confronto generale dei sostegniCurva di Campo Magnetico ‐ conduttore binato ‐ Funzionamento Base

Traliccio Unificato

Tubolare a Mensole Tradizionali

Tubolare a Mensole Isolanti

92 Capitolo 5

5.4 Analisi delle azioni di progetto

Fase di costruzione Nel caso preso in considerazione, il programma dei lavori prevede, in linea di massima, che le attività di costruzione durino circa due mesi. La realizzazione dell'elettrodotto è suddivisibile in tre fasi principali: la prima operazione consiste nell'esecuzione delle fondazioni dei sostegni, si procede quindi al montaggio delle strutture fuori terra ed infine alla messa in opera dei conduttori e delle corde di guardia. Preventivamente vengono installati i servizi di cantiere, costituiti essenzialmente da un deposito di cantiere per il ricevimento e lo smistamento dei materiali ed attrezzature e dagli uffici di direzione e sorveglianza annessi. Il cantiere, localizzato in aree idonee, presumibilmente negli esistenti piazzali adiacenti alla centrale, sarà organizzato per squadre specializzate nelle varie fasi di attività (scavo delle fondazioni, getto dei blocchi di fondazione, montaggio dei tralicci e dei pali tubolari, posa e tesatura dei conduttori), che svolgeranno il loro lavoro in successione sulle piazzole di realizzazione dei sostegni. Se presenti saranno specificate le eventuali zone di approvvigionamento di inerti e le zone di deposito dei terreni di risulta, indicando le modalità di trasporto (mezzi, percorsi, frequenze). Predisposti gli accessi alle piazzole di realizzazione dei sostegni, si procederà alla pulizia del terreno e allo scavo delle fondazioni. Nel complesso, i tempi necessari per la realizzazione di un sostegno non supereranno il mese e mezzo, tenuto conto anche della sosta necessaria alla stagionatura dei getti. Posa e tesatura dei conduttori La posa in opera dei conduttori e della corda di guardia sarà realizzata con il metodo della tesatura frenata che, mantenendo i conduttori sempre sollevati dal terreno, evita la necessità del taglio a raso delle piante per la formazione di un corridoio tra la vegetazione. In virtù delle soluzioni progettuali attuate, la linea verrà suddivisa in un unica tratta. Agli estremi della tratta verranno posti, da una parte, l’argano per la trazione, con le bobine per il recupero delle cordine e delle traenti, e, dall’altra, il freno per la reazione e le bobine delle cordine, delle traenti e dei conduttori. Montati sui sostegni gli armamenti con le carrucole, per ogni fase e per la corda di guardia si stenderanno, partendo dal freno, le cordine. L’uso dell'elicottero in quest’operazione consentirà di preservare sicuramente sotto le cordine tutta la vegetazione di altezza fino a 8‐9 m. Collegando la parte terminale della cordina alla prima traente in acciaio e la parte iniziale all’argano, si procederà quindi al suo recupero e, contemporaneamente, allo stendimento della traente. L’operazione verrà ripetuta per una seconda traente, di diametro maggiore, alla quale sarà attaccato infine il conduttore. La corda di guardia sarà invece collegata direttamente alla prima traente. Ultimata questa fase di stendimento, si procederà alla regolazione dell'altezza dei conduttori sul terreno (franco = 12 m) e sulle opere attraversate, mediante il controllo delle frecce e delle tensioni meccaniche dei conduttori. I dati relativi frecce e tensioni nelle due posizioni di conduttori in carrucola e di conduttori in morsetto sono ricavati con procedimenti di calcolo automatico. Al termine si provvederà alla morsettatura dei conduttori, si eseguiranno gli amarri in corrispondenza dei sostegni a traliccio di estremità e si posizioneranno i distanziatori. Queste ultime operazioni saranno eseguite da personale specializzato con l’ausilio di scale e di piccoli ponteggi.


Fase di esercizio Nel caso considerato su tutta la lunghezza della linea verranno svolti i controlli periodici, a vista, aventi lo scopo di verificare l’integrità dei conduttori, delle funi di guardia, della tralicciatura dei sostegni, degli isolatori, degli armamenti e la compatibilità con la vegetazione. L’intervento più comune è la sostituzione di isolatori danneggiati. L’esperienza manutentiva, in questo tipo di intervento, indica che le sostituzioni di isolatori si attuano, in un anno, nella misura di un elemento ogni 10.000. Per quanto riguarda l’eventuale verniciatura, ove richiesta, ad esempio per segnalazioni alla navigazione aerea, il ciclo di intervento è mediamente di 15 anni, in funzione del livello di inquinamento dell'aria. Fase di fine esercizio La della vita tecnica dell'opera in oggetto, poiché un elettrodotto è sottoposto a una continua ed efficiente manutenzione, risulta essere ben superiore alla sua vita economica, fissata, ai fini dei programmi di ammortamento, attorno ai 40 anni. Nel caso di demolizione dell'opera è opportuno tenere presente che le caratteristiche degli elettrodotti aerei sono tali da non causare praticamente compromissioni irreversibili delle aree impegnate. Le attività prevedibili per la demolizione di un elettrodotto aereo comportano:

• il recupero dei conduttori;

• lo smontaggio dei tralicci;

• la demolizione dei plinti di fondazione.

94 Capitolo 5

5.5 Inquadramento fisico geologico dell'area

Nello studio preso in considerazione il sito coincide con l’area direttamente interessata dal tracciato dell’elettrodotto ed interessa unicamente un territorio rientrante in un unico comune.

L’ area vasta in termini territoriali interessa una zona di alta pianura, in riva orografica destra di un fiume di elevata importanza, all’interno dei confini del parco naturale.

Da un punto di vista paesaggistico, l’area vasta è caratterizzata dall’inserimento nell’ambito delle colline moreniche, oltre che da un importante contesto fluviale e dalla presenza di alcuni corsi d’acqua naturali.

In essa si riconoscono i seguenti ambiti paesistico‐ambientali che caratterizzano il territorio:

• l’ambito dell’ urbanizzato relativo al comune interessato;

• l’ambito agricolo delle colline moreniche che interessa, in questo caso, la maggior parte del territorio e rappresenta la matrice predominante del paesaggio esistente e sul quale sono dislocati insediamenti agricoli sparsi;

• l’ambito idrografico principale che comprende ed è limitato da corsi d’acqua di notevole importanza.

figura 5.13 : carta pedopaesaggistica


5.6 Inquadramento antropico dell'area

In questo caso l’area vasta interessa un territorio, a valenza prettamente agricola, caratterizzato tuttavia da una significativa antropizzazione. Il territorio si presenta come un paesaggio agrario, rappresentato da vasti campi a seminativi con colture a rotazione e impianti di vite; si osserva inoltre la presenza di filari, con una vegetazione significativa, lungo i corsi d acqua naturali e artificiali che percorrono il territorio interessato. A migliore illustrazione di questo aspetto si riporta nel seguito (figura 5.14) la veduta dalla centrale termoelettrica verso nord‐ovest in direzione del centro abitato del comune interessato. Si osservi il fotomontaggio del nuovo elettrodotto, da realizzarsi con nuove tecniche progettuali a basso impatto ambientale, che diparte dalla stazione di centrale e si raccorda con l’esistente elettrodotto aereo a 220 kV. Si notano, in generale, i campi a colture alternate e la significativa antropizzazione del territorio. Si osservano infatti in primo piano varie cascine, mentre, in secondo piano, sulla sinistra, si riscontrano alcuni insediamenti industriali e si intravede sullo sfondo il centro abitato.

figura 5.14

96 Capitolo 5

5.7 Fattori ambientali perturbati dal progetto nelle sue diverse fasi

Atmosfera

Nel caso in esame, considerato che ogni piazzola di costruzione dei sostegni dell’elettrodotto presenta limitate dimensioni, che il tempo necessario alla realizzazione dei singoli sostegni è ridotto e che il traffico di veicoli sulle piste di accesso ad ogni singola piazzola è limitato, le quantità di emissioni di polveri e di gas di scarico risultano poco significative per cui non si richiede una caratterizzazione della situazione attuale di qualità dell’aria attraverso misure ad hoc. In conclusione l’impatto sulla componente Atmosfera è da ritenersi trascurabile nella fase di costruzione e assente nella fase di esercizio. Qualora sia necessario, andrà riportata tra gli allegati una planimetria per l’individuazione dei ricettori sensibili.

Ambiente idrico La fase di costruzione e di esercizio dell’elettrodotto non sono causa di prelievi o scarichi idrici. Il tracciato dell’elettrodotto, oltre a non interessare minimamente alcuna zona lacustre, si localizza sempre esternamente all’alveo di tali corsi d acqua e comunque con posizione dei sostegni esterni ai relativi argini. Non sono così previste interferenze sul normale deflusso delle acque superficiali in quanto la linea scavalca gli alvei dei corsi d acqua senza interferire con il regime, la portata e la qualità delle acque superficiali. Una siffatta localizzazione dei sostegni e delle piazzole consente di ottenere nel complesso un impatto sulla componente Ambiente idrico sostanzialmente nulla sia in fase di costruzione sia di esercizio.

Suolo e sottosuolo Gli impatti dell’opera, sia in fase di costruzione sia in fase di esercizio, alla luce delle caratteristiche tecniche dell’elettrodotto aereo e delle limitate opere di escavazione interessano di fatto esclusivamente solo la componente suolo. La superficie occupata dalle piazzole temporanee di cantiere per la costruzione dei sostegni può essere stimata in circa 200 m2 a sostegno e comunque nella risistemazione dei terreni verrà impiegato il suolo fertile proveniente dalla preventiva decorticazione delle aree di cantiere e opportunamente conservato a lato delle stesse. Considerando la presenza di una sola tratta, e dunque la necessità di un solo spazio ad ogni estremo per l’argano ed il freno, l’interferenza per l’occupazione del suolo è da ritenersi estremamente limitata data anche la tipologia e la copertura del territorio esaminato agli estremi del nuovo elettrodotto: si osservi infatti che un estremo si colloca all’interno dei piazzali dell’esistente centrale termoelettrica. L’impatto è temporaneo ed essendo limitato al tempo di realizzazione dell’opera è da riferirsi ad una sola stagione agricola di raccolta. Con riferimento specifico alle limitazioni derivanti dalla presenza dei conduttori aerei, come è stato illustrato in precedenza, l‘elettrodotto attraversa fondamentalmente un paesaggio agrario, caratterizzato fondamentalmente da colture di tipo seminativo e dalla conseguente assenza di alberi posti nelle immediate vicinanze della linea. Pertanto, nelle aree poste al di sotto dei conduttori, non sarà necessaria alcuna tecnica colturale specifica, volta a contenere la crescita di alberi, come prescritto negli obblighi di servitù.

La destinazione d’uso dei suoli, così come risultante dal PRGC (Piano Regolatore Generale Comunale) del comune interessato, è agricola ed inoltre il territorio è soggetto alle prescrizioni del PTC (Piano Territoriale di Coordinamento) dell’Ente che gestisce il parco naturale, che pone la giusta attenzione in relazione alla realizzazione di nuove strutture edilizie. In tale senso si rileva quanto segue:


• la palificazione dell’elettrodotto è stata studiata con attenzione e consentirà agli agricoltori di continuare ad utilizzare le attuali tecniche dell’irrigazione a pioggia dei terreni, pertanto, la fascia di terreno asservita non determina alcuna limitazione all’uso attuale dei terreni;

• il vincolo di non edificabilità trova corrispondenza nei principi del PTC di salvaguardia della naturalità del Parco; in ogni caso si evidenzia che la scelta di un tracciato pressoché rettilineo, ha consentito l’utilizzo di sostegni dotati di mensole isolanti che consentono una compattazione del design della testa dei sostegni ed una riduzione della fascia asservita.

In conclusione, date le caratteristiche degli usi del suolo presenti lungo il tracciato, i vincoli previsti dalle prescrizioni del PTC del parco naturale e la specifica progettazione delle opere, l’impatto sulla componente Suolo e sottosuolo è da ritenersi basso nella fase di costruzione e non significativo nella fase di esercizio. In figura 5.15 è riportata, a titolo di esempio, la carta Uso del Suolo in scala 1:10.000 con la relativa legenda.

figura 5.15

98 Capitolo 5

Vegetazione, flora, fauna ed ecosistemi Nel caso in esame, gli impatti principali su Vegetazione e Flora sono costituiti dai tagli vegetazionali necessari in fase di cantiere e di esercizio per la buona esecuzione delle opere e il mantenimento del franco elettrico di sicurezza. Per quanto riguarda la fase di costruzione si rileva quanto segue:

• la progettazione e la palificazione dell’elettrodotto è stata studiata prevedendo il posizionamento dei sostegni sulla marginalità della partizione dei fondi ed in prossimità della viabilità esistente; è stato così possibile contenere la lunghezza delle piste di accesso alle basi dei sostegni e dunque anche gli usuali tagli vegetazionali nelle aree di cantiere che comunque, nel caso specifico, sono trascurabili alla luce delle caratteristiche del territorio avente sostanzialmente un carattere agrario;

• è stato previsto l’uso dell’elicottero nella fase di stendimento delle cordine; questa operazione consentirà di preservare sicuramente tutta la vegetazione fino all’altezza di 8‐9 metri. Si procederà inoltre all’utilizzo del metodo dello stendimento del conduttore mediante tesatura frenata che consente di mantenere i conduttori sempre sollevati dal terreno evitando così la necessità del taglio a raso delle piante per la formazione di un corridoio di lavoro tra la vegetazione.

Per quanto riguarda la fase di esercizio si rileva quanto segue:

• il tracciato di progetto interseca i filari arborati presenti sul territorio dell’area vasta in corrispondenza di due sole posizioni:

1) una che presenta un franco sul terreno di 27 metri, tale quindi da scongiurare la cimatura dei filari;

2) l’altra in corrispondenza dell’attraversamento di un corso d’acqua, nella posizione in cui la vegetazione risulta essere meno rigogliosa e con un franco di circa 20 metri sul terreno; è da ritenere pertanto molto limitato l’intervento sulla vegetazione;

• Considerando la tipologia di tracciato ed il posizionamento dei sostegni, all’esterno di zone significative sotto il profilo vegetazionale o delle arginature dei fiumi e dei corsi d’acqua, è da ritenere che l’impatto dell’elettrodotto sulla Fauna possa essere determinato eventualmente dalla possibilità di urti tra uccelli in volo e i conduttori della linea.

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99

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100 Capitolo 5

Radiazioni ionizzanti e non ionizzanti Relativamente al caso in esame si riportano nel seguito, in modo semplificato rispetto alla trattazione analitica contenuta solitamente nella Dichiarazione di Compatibilità Ambientale, gli studi di campo elettrico e magnetico la cui mitigazione è stata ottenuta attraverso l’adozione delle soluzioni ingegneristiche utilizzate nella progettazione dell’elettrodotto. I valori numerici ottenuti dai calcoli di campo elettrico sono ampiamente inferiori al limite di esposizione, pari a 5 kV/m, stabilito dall’ art. 3 del DPCM 08/07/2003.

Per quanto riguarda il campo magnetico i valori numerici ottenuti dai calcoli e conseguentemente la fasce di rispetto del nuovo elettrodotto sono state definite per maggior cautela, in relazione alla condizione più gravosa di Manutenzione di una terna. E stato possibile comunque verificare che l’esposizione della popolazione ai campi magnetici, si colloca su livelli ampiamente inferiori rispetto al limite di esposizione, al valore di attenzione e all’obiettivo di qualità stabiliti dalla legislazione vigente agli articoli 3 e 4 del DPCM del 08/07/2003. In relazione infatti alle fasce di rispetto previste ai sensi dell’ art. 6 del DPCM 08/07/2003, si osserva che, in riferimento all’obiettivo di qualità di 3 μT, sono individuabili le seguenti fasce per ogni campata

che sono ampiamente inferiori al corridoio, individuato sul territorio lungo il tracciato di progetto, completamente libero da insediamenti abitativi per una striscia di almeno 100 metri. La Legge‐quadro Nazionale 36/2001 DPCM 8.7.3003 prevede infatti 3 livelli di esposizione: • limite di esposizione 100 μT • valore di attenzione 10 μT • obiettivi di qualità 3 μT In sintesi, si può pertanto concludere che in relazione ai presunti effetti dovuti ai campi elettrici e magnetici, tenendo conto che:

• i valori massimi raggiunti dai campi elettrici e magnetici al suolo assicurano in ogni situazione il rispetto dei limiti previsti dalla normativa vigente,

• le distanze dell’ elettrodotto dagli insediamenti esistenti sono ben superiori rispetto alle fasce di rispetto definite,

è da escludersi qualsiasi forma di impatto sulla popolazione dovuto all’esposizione ai campi elettrici e magnetici. Per l’andamento del campo elettrico e magnetico vedi figure 11 e 12. Rumore e vibrazioni Per quanto riguarda l’elettrodotto in esame è necessario innanzitutto operare una distinzione tra la fase costruttiva e la fase di esercizio. Durante la fase di costruzione il rumore è fondamentalmente determinato dalle macchine operatrici e dai mezzi di trasporto. Per quanto riguarda invece le vibrazioni, queste sono di livello trascurabile già a pochi metri dal sito. Durante la fase di esercizio l’elettrodotto è fonte di emissioni sonore caratterizzate da un basso contenuto di energia a causa di piccole scariche elettriche originate dai conduttori e note con il nome di effetto corona.


Il Proponente ha effettuato specifici studi ed analisi, tramite modelli matematici e misure in campo diurne e notturne, osservando quanto segue:

• FASE DI CANTIERE: Il valore massimo risultante di rumorosità sulla cinta delle proprietà private, nella situazione più critica, è risultato inferiore al valore limite di Immissione di 60 dB per il periodo diurno.

• FASE DI ESERCIZIO: Il livello sonoro della sorgente è pari a 39 dB, a 5 m dal conduttore; è da ritenersi rispettato dunque il limite di Emissione. I livelli equivalenti di rumorosità ambientale diurna e notturna post‐operam, stimati in corrispondenza della cinta dei recettori sensibili, sono risultati tutti inferiori a 60 dB diurni e 50 dB notturni e dunque inferiori al livello normativo di Immissione.

In considerazione di quanto sopra si può concludere che la realizzazione dell’elettrodotto aereo di collegamento dell’esistente centrale termoelettrica con la RTN, a 220 kV, nel contesto ambientale in esame non altera significativamente la situazione attuale di rumorosità ambientale né tantomeno produce disturbo rilevante verso le abitazioni limitrofe sia in fase di realizzazione che di esercizio. Salute pubblica Il confronto tra i valori stimati e i limiti imposti dalla normativa vigente ha evidenziato un impatto sicuramente trascurabile sulla salute pubblica come conseguenza delle emissioni sonore conseguenti alla realizzazione dell’ intervento proposto. In riferimento all’ area interessata dal nuovo elettrodotto sono stati esaminati nella D.C.A. i campi elettrici e magnetici prodotti dallo stesso, unitamente alle tecniche di mitigazione utilizzate. Prendendo in considerazione tutti i valori numerici ottenuti dai calcoli e le fasce di rispetto del nuovo elettrodotto è possibile verificare che l’esposizione della popolazione a campi elettrici e magnetici è a livelli ampiamente inferiori rispetto ai limiti di esposizione, valori di attenzione e obiettivo di qualità stabiliti dalla legislazione vigente agli articoli 3 e 4 del DPCM del 08/07/2003. Tale condizione è stata perseguita attraverso:

• lo studio di specifiche soluzioni di ingegneria, attinenti la progettazione della palificazione dell’elettrodotto, che consentono la mitigazione dei campi elettrici e magnetici prodotti;

• un’analisi attenta del territorio e dei relativi insediamenti urbanistici, così da ottimizzare la scelta del tracciato dell’elettrodotto in funzione, oltre che degli aspetti naturalistici, anche della minima esposizione della popolazione ai campi elettrici e magnetici prodotti dal nuovo elettrodotto.

I risultati delle analisi sopra citate consentono di concludere che l impatto sulla Salute Pubblica, a seguito dell’intervento proposto per la connessione alla RTN a 220 kV, può essere ritenuto trascurabile. Paesaggio

A titolo dimostrativo si riporta un esempio di foto simulazione di una porzione di tracciato interessato dalla costruzione dell’elettrodotto:

102 Capitolo 5

figura 5.17

figura 5.18

Con riferimento dunque alle Foto 5.17/5.18 di caratterizzazione della componente Paesaggio, ove queste siano ritenute sufficienti ad esprimere l’impatto della nuova opera e alle Fotosimulazioni eseguite, è stata elaborata la tabella seguente normalizzando in scala qualitativa i valori individuati dall’osservatore per ogni singola posizione di punto di vista notevole:


Posizione di punto di vista notevole

Percezione visiva Grado di frequentazione

del luogo

Fruizione visiva Livello di impatto

paesaggistico

Posizione 1 ALTA BASSO MEDIA MEDIO

Posizione 2 BASSA MEDIO BASSA BASSO

Posizione 3 ALTA NULLO NULLA BASSO

Posizione 4 MEDIA ALTO ALTA NULLO

Complessivamente, dal confronto tra l’analisi della potenzialità della Fruizione Visiva ed il Livello di Impatto Paesaggistico, risulta che nei punti di maggiore fruizione visiva l’impatto paesaggistico è sostanzialmente nullo o di bassa entità anche per il fatto che, nella stesura del progetto, si sono tenute in grande considerazione le qualità formali, i caratteri dimensionali e cromatici dell’opera stessa al fine di minimizzarne il più possibile l’impatto con il paesaggio circostante. L’opera, quindi, nel complesso, non determinerà impatti significativi sulla componente Paesaggio.

104 Capitolo 5

5.8 Sintesi non tecnica

Si riporta nel seguito in modo riassuntivo il contenuto della sintesi non tecnica relativa all’elettrodotto aereo che stiamo esaminando. In relazione all’esigenza di garantire la necessaria sicurezza di esercizio della RTN, il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN), nella programmazione degli interventi di sviluppo (Piano di Sviluppo della Rete elettrica di Trasmissione Nazionale), ha previsto che si debba procedere alla modifica della connessione alla RTN, dell’esistente centrale termoelettrica, per il tramite delle seguenti opere:

• una nuova sezione elettrica a 220 kV da realizzarsi in adiacenza all’esistente stazione elettrica RTN a 132 kV, all’interno del sito di centrale;

• un nuovo elettrodotto, costituito da due raccordi aerei a 220 kV su unica palificazione, di lunghezza inferiore a 1.3 km, che consentiranno la connessione in entra‐esce all’esistente elettrodotto 220 kV.

Le caratteristiche progettuali e l’impatto ambientale di tali opere sono state ampiamente discusse ed approfondite nell’elaborato, che sarà costituito da:

• la Dichiarazione di Compatibilità Ambientale; • il documento tecnico‐ambientale per l’ottenimento dell’autorizzazione paesaggistica di

competenza della Regione, in riferimento alla presenza del vincolo paesaggistico, ai sensi del D.Lgs. 42/2004 e della Legge Regionale 12/2005;

al fine di individuare le migliori caratteristiche del progetto e il tracciato ottimale sotto il profilo ambientale e di pianificazione del territorio, in grado di realizzare la connessione a 220 kV con la RTN. Sulla base pertanto delle analisi dettagliate effettuate si possono esprimere le seguenti considerazioni conclusive:

• il tracciato di progetto è ottimale; • sono state adottate delle soluzioni progettuali innovative ai fini della migliore mitigazione delle

opere nel contesto ambientale in cui sono inserite; • sono state individuate delle soluzioni tecniche operative di mitigazione che saranno poste in atto al

momento dell’esecuzione delle opere; • l’impatto con le previsioni urbanistiche e con i vincoli territoriali risulta complessivamente basso; • per le componenti ambientali esaminate nel presente studio: Atmosfera, Ambiente idrico, Suolo e

sottosuolo, Vegetazione, flora, fauna ed Ecosistemi, Salute pubblica, Rumore e vibrazioni, Radiazioni ionizzanti e non ionizzanti, Paesaggio, l’impatto, lungo tutto il tracciato della linea, è da ritenersi di livello contenuto.

Sarà dunque possibile la realizzazione delle opere nelle condizioni di minimo impatto complessivo.

105

%campo magnetico generato da linee elettriche in AT e AA

clc clear close all hidden %Scelta configurazione da analizzare mediante interfaccia grafica var=maschera; FileDati=var.filedati; NomeImm=var.imm; Catenaria=var.cat; eval(FileDati) %Figura 1: Distribuzione di B lungo linee orizzontali normali all'asse % della linea elettrica (vista frontale del traliccio - sez verticale) Py=[0 1.5 3.0]; %Altezze Px=-50:1:50; %Discretizzazione asse x Beff=Bfield(Px,Py,C); %Calcola B a varie altezze figure plotBcurve(Px,Py,Beff,TITOLO1) %Visualizza il grafico name=[NomeImm '_1']; print('-dbmp', '-r80', name); %Figura 2: Curve equicampo su sezione verticale (vista frontale del % traliccio) Py=0:1:60; %Discretizzazione asse y Px=-50:1:50; %Discretizzazione asse x livB=[.1 .2 .5 1 2 5 10]; %Livelli equicampo visualizzati livBc=[0.1 0.2 0.5 1 2 5 10]; %Etichette su curve equicampo Beff=Bfield(Px,Py,C); %Calcola B a varie altezze figure plotBcontour(Px,Py,Beff,C,TITOLO2,livB,livBc) %Visualizza equicampo name=[NomeImm '_2']; print('-dbmp', '-r80', name); %Figura 3: Rappresentazione della configurazione a catenaria assunta dai % conduttori di una campata e calcolo delle equicampo su sezioni % orizzontali (viste in pianta) if Catenaria==1 %solo nel caso di linee aeree plotCatenaria(a,l,C,TITOLO3); name=[NomeImm '_3']; print('-dbmp', '-r80', name);

end %Figura 4: Curve equicampo su sezione orizzontale sotto un'intera campata Py=[0 1 2 3]; %Discretizzazione asse y Px=-50:1:50; %Discretizzazione asse x Pz=-l/2:1:l/2; %Discretizzazione asse z livB=[.1 .2 .5 1 2 5 10]; %Livelli equicampo visualizzati livBc=[0.1 0.2 0.5 1 2 5 10]; %Etichette su curve equicampo plotPiantacontour(a,l,h,Px,Py,Pz,C,TITOLO4,Catenaria,livB,livBc) name=[NomeImm '_4']; print('-dbmp', '-r80', name);

function BtEff=Bfield(Px,Py,C) Frel=C(:,4)*pi/180; %vettore fasi in radianti I=[C(:,3).*(cos(Frel)+j*sin(Frel))]; %vettore fasori delle correnti %Note: il coefficiento 0.2 è dato da % mu * 10^6 % ----------- % 2 * pi % %dove mu=4*pi*10^-7 %Così B risulta espresso in [uT] %quando I è espressa in [A] MaxPx=size(Px,2); MaxPy=size(Py,2); for ix=1:MaxPx for iy=1:MaxPy %Vettore delle componenti lungo x Bpx=0.2*I.*((Py(iy)-C(:,2))./((Px(ix)-C(:,1)).^2+(Py(iy)-C(:,2)).^2)); %Vettore delle componenti lungo y Bpy=0.2*I.*((-Px(ix)+C(:,1))./((Px(ix)-C(:,1)).^2+(Py(iy)-C(:,2)).^2)); %Scalare, valore di Beff nel punto (ix,iy) Beff=sqrt(abs(sum(Bpx))^2+abs(sum(Bpy))^2); %Salvataggio di Beff nella matrice BtEff BtEff(ix,iy)=Beff; end end

Bfield.m

mainB.m

106 Appendice

function plotBcurve(Px,Py,Bt,TITOLO) plot(Px,Bt) %OldAx=axis; ylabel('Induzione magnetica [uT]') xlabel('Distanza da asse linea [m]') title(TITOLO) legend('h=0','h=1.5','h=3.0'); grid

function plotBcontour(Px,Py,Bt,C,TITOLO,livB,livBc) hold on contour(Px,Py,Bt',livB) plot(C(:,1),C(:,2),'.'); CS=contour(Px,Py,Bt',livBc);hold off clabel(CS) ylabel('Altezza da terra [m]') xlabel('Distanza da asse linea [m]') title(TITOLO) grid

function plotCatenaria(a,l,C,TITOLO) z=-l/2:1:l/2; %discretizzazione della lunghezza della campata, ponendo la %origine degli assi a metà campata %per ogni conduttore calcolo la disposizione a "catenaria a livello" for i=1:size(C,1) y(i,:)=C(i,2)+a*(cosh(z/a)-cosh((l/2)/a)); end figure plot(z,y) ymax=1.1*max(C(:,2)); grid ylim([0 ymax]) ylabel('Altezza da terra [m]') xlabel('Distanza dal centro della campata [m]') title(TITOLO)

function plotPiantacontour(a,l,h,Px,Py,Pz,C,TITOLO,Catenaria,livB,livBc) MaxPy=size(Py,2); MaxPz=size(Pz,2); figure for iy=1:MaxPy %calcolo per diverse altezze for iz=1:MaxPz; if Catenaria==1 %linea aerea y=h+a*(cosh(Pz(iz)/a)-cosh((l/2)/a)); D=C; D(:,2)=C(:,2)-h+y; Beff=Bfield(Px,Py(iy),D); elseif Catenaria==0 %linea in cavo, non si dispone a catenaria!!! y=h; Beff=Bfield(Px,Py(iy),C); end BtEff(:,iz)=Beff; end subplot(2,2,iy), contour(Pz,Px,BtEff,livB) hold on CS=contour(Pz,Px,BtEff,livBc); hold off clabel(CS) ylabel('Distanza dall''asse della linea [m]') xlabel('Distanza dal centro della campata [m]') TIT=[TITOLO ' - altezza da terra ' num2str(Py(iy)) '[m]']; title(TIT) end

%dati1 %Singola terna a 132kV TITOLO1='Linea singola terna 132 kV (h=0;1.5;3.0)'; TITOLO2='Linea singola terna 132 kV (equicampo - sez. verticale)'; TITOLO3='Linea singola terna 132 kV - Campata'; TITOLO4='Equicampo - vista in pianta'; h=13.4; % x[m] y[m] Ieff[A] faseI[°] C= [-2.95 h+0 100 120 2.95 h+2 100 240 -2.95 h+4 100 360]; a=1000; %parametro di posa a=T/q [m] l=80; %lunghezza campata [m]

dati1.m

plotPiantacontour.m

plotCatenaria.m

plotBcontour.m

plotBcurve.m

107

%dati4 %Cavo interrato TITOLO1='Cavo interrato (h=0;1.5;3.0)'; TITOLO2='Cavo interrato (equicampo - sez. verticale)'; TITOLO4='Equicampo - vista in pianta'; h=-1.5; % x[m] y[m] Ieff[A] faseI[°] C= [-0.25 h+0 100 120 0 h+0 100 240 0.25 h+0 100 360]; l=80; %lunghezza tratta analizzata (vista in pianta) a=0; %non va definito

%dati3 %Doppia terna con sequenza fasi antisimmetrica TITOLO1='Doppia terna config. antisimmetrica (h=0;1.5;3.0)'; TITOLO2='Doppia terna config. antisimmetrica (equicampo - sez. verticale)'; TITOLO3='Doppia terna config. antisimmetrica - Campata'; TITOLO4='Equicampo - vista in pianta'; h=13.4; % x[m] y[m] Ieff[A] faseI[°] C= [2.5 h+0 100 120 2.5 h+2 100 240 2.5 h+4 100 360 -2.5 h+0 100 360 -2.5 h+2 100 240 -2.5 h+4 100 120]; a=1000; %parametro di posa a=T/q [m] l=80; %lunghezza campata [m]

%dati4 %Cavo interrato TITOLO1='Cavo interrato (h=0;1.5;3.0)'; TITOLO2='Cavo interrato (equicampo - sez. verticale)'; TITOLO4='Equicampo - vista in pianta'; h=-1.5;

% x[m] y[m] Ieff[A] faseI[°] C= [-0.25 h+0 100 120 0 h+0 100 240 0.25 h+0 100 360]; l=80; %lunghezza tratta analizzata (vista in pianta) a=0; %non va definito

%dati5 %380kV - trinato - traliccio a delta TITOLO1='Traliccio a delta, conduttori trinati, 380kV (h=0;1.5;3.0)'; TITOLO2='Traliccio a delta, conduttori trinati, 380kV (equicampo - sez. verticale)'; TITOLO3='Traliccio a delta, conduttori trinati, 380kV - Campata'; TITOLO4='Equicampo - vista in pianta'; h=21; r=0.4; %raggio della circonferenza su cui sono posti i 3 conduttori di ogni fase % x[m] y[m] Ieff[A] faseI[°] C= [-7.4-r/2 h+r*sqrt(3)/6 500 120 -7.4+r/2 h+r*sqrt(3)/6 500 120 -7.4 h-r/sqrt(3) 500 120 0-r/2 h+0.95+r*sqrt(3)/6 500 240 0+r/2 h+0.95+r*sqrt(3)/6 500 240 0 h+0.95-r/sqrt(3) 500 240 7.4-r/2 h+r*sqrt(3)/6 500 360 7.4+r/2 h+r*sqrt(3)/6 500 360 7.4 h-r/sqrt(3) 500 360]; a=1000; %parametro di posa a=T/q [m] l=100; %lunghezza campata [m]

dati5.m

dati4.m

dati3.m

dati2.m

108 Appendice

Files .m per l’interfaccia grafica

function varargout = maschera(varargin) % Begin initialization code - DO NOT EDIT gui_Singleton = 1; gui_State = struct('gui_Name', mfilename, ... 'gui_Singleton', gui_Singleton, ... 'gui_OpeningFcn', @maschera_OpeningFcn, ... 'gui_OutputFcn', @maschera_OutputFcn, ... 'gui_LayoutFcn', [] , ... 'gui_Callback', []); if nargin && ischar(varargin{1}) gui_State.gui_Callback = str2func(varargin{1}); end if nargout [varargout{1:nargout}] = gui_mainfcn(gui_State, varargin{:}); else gui_mainfcn(gui_State, varargin{:}); end % End initialization code - DO NOT EDIT % --- Executes just before maschera is made visible. function maschera_OpeningFcn(hObject, eventdata, handles, varargin) % This function has no output args, see OutputFcn. % hObject handle to figure % eventdata reserved - to be defined in a future version of MATLAB % handles structure with handles and user data (see GUIDATA) % varargin command line arguments to maschera (see VARARGIN) handles.var.filedati='dati1'; handles.var.imm='singola_terna'; handles.var.cat=1; % Save the handles structure. guidata(hObject,handles) % Choose default command line output for maschera handles.output = hObject; % Update handles structure guidata(hObject, handles); % UIWAIT makes maschera wait for user response (see UIRESUME) uiwait(handles.figure1); % --- Outputs from this function are returned to the command line. function varargout = maschera_OutputFcn(hObject, eventdata, handles) varargout{1} = handles.output; delete(handles.figure1);

function buttongroup_SelectionChangeFcn(hObject, eventdata, handles) switch get(hObject,'Tag') % Get Tag of selected object case 'radiobutton_1' %when radiobutton_1 is selected handles.var.filedati='dati1'; handles.var.imm='singola_terna'; handles.var.cat=1; case 'radiobutton_2' %when radiobutton_2 is selected handles.var.filedati='dati2'; handles.var.imm='doppia_terna_simm'; handles.var.cat=1; case 'radiobutton_3' %when radiobutton_3 is selected handles.var.filedati='dati3'; handles.var.imm='doppia_terna_asimm'; handles.var.cat=1; case 'radiobutton_4' %when radiobutton_4 is selected handles.var.filedati='dati4'; handles.var.imm='cavo'; handles.var.cat=0; end % Save the handles structure. guidata(hObject,handles) % --- Executes on button press in pushbutton_ok. function pushbutton_ok_Callback(hObject, eventdata, handles) handles.output=handles.var; uiresume(handles.figure1); guidata(hObject, handles);

maschera.m

109

Densità economica

Quando si parla di densità economica si fa un’analisi economica del sistema centrale elettrica, linea di distribuzione, carico. Cioè si fa riferimento a tutte le voci di costo che vanno ad essere sommate nella determinazione del costo finale di un singolo watt‐ora. Le voci che si considerano sono il costo di costruzione della centrale riferito ad ogni watt‐ora installato in centrale, il costo di costruzione della linea, il costo dovuto alle perdite sulla linea ed infine il costo del combustibile, tutti riferiti al singolo watt‐ora. Supponiamo di dover trasportare una potenza PM, lungo una linea di lunghezza l, dalla centrale fino al carico. Se p rappresenta la perdita lungo il tragitto, per ottenere lo scopo prefisso, dovremo produrre la potenza: PM+p in centrale. Ogni watt installato in centrale ha un certo costo, che va ammortizzato in un certo numero di anni. Indicando con C1 l’onere annuale per watt installato, con C2 il costo di combustibile per un watt‐ora, con h il numero delle ore di funzionamento annuo della linea, la perdita della potenza p lungo la linea costa in un anno pC1 + phC2. Altro onere è la costruzione della linea. Se con B indichiamo l’onere annuo di 1 mm2 di conduttore per km di lunghezza e con A l’onere annuo del resto della linea per un km (spese generali, morsetteria, isolatori, sostegni, fondazioni, tesature, esproprio di terreni, ecc.), l’onere annuo di l km di linea è di l(A+BS), essendo S la sezione dei conduttori (complessiva di tutti e tre i conduttori). In definitiva, l’onere annuo C per le perdite e per l’impianto è:

C = p C1 + phC2 + l(A+BS)

La condizione economica migliore è quella per cui risulta minimo C. dipendendo C da S la condizione di minimo si ricava annullando la derivata dC/dS:

3

La condizione:

30

È soddisfatta per:

3

La densità economica è quindi:

3

Come si vede la condizione di massima economia si ha quando l’onere dovuto ai conduttori eguaglia l’onere dovuto alle perdite. Se la linea non è alimentata direttamente dalla centrale (ad esempio da una cabina di distribuzione) gli oneri dovuti alle perdite p in linea dipendono anche da tutto l’impianto a monte (centrali termiche e idroelettriche, linee di trasporto, trasformatori, ecc.). Si può allora, in prima approssimazione, tener conto di tutto fissando un costo medio dell’energia fornita all’ingresso della linea in questione. Detto C2’ il costo (così valutato) per Wh, l’onere complessivo annuale per le perdite e per l’impianto della linea è:

110 Appendice

C = phC2’ + l (A+BS)

Da cui si ottiene:

3 "

Si ricorda che i coefficienti C1, C2, C2’ sono funzione di numerosi parametri, variabili da situazione a situazione, e non sempre agevolmente valutabili. Fin qui si è considerato una linea che funzioni un certo numero h di ore all’anno sempre alla potenza PM, quindi con perdite p costanti. In realtà i molti casi il carico varia entro ampi limiti con fluttuazioni giornaliere o stagionali più o meno regolari. Per caratterizzare tali andamenti è molto utili l’introduzione di due coefficienti chiamati fattore di carico fc e fattore di perdita fp. Il fattore di carico fc è il rapporto fra la potenza media pm in un anno (T=8640 ore) e la potenza PM massima che si ha in linea cioè:

1 1

Il fattore di perdita è il rapporto fra la potenza perduta media pm e la potenza perduta pM in corrispondenza della PM; tenendo conto che le perdite sono proporzionali a P

2, secondo un coefficiente di proporzionalità K, si ha:

1 1

Ponendo a(t) = P/PM e indicandone con am e ae il valore medio e il valore efficace, si ha:

Osservando che a(t)≤1 si ha fc ≥ fp; notando infine che la a(t) può essere considerata periodica di periodo T e scomponibile in serie di Fourier, si ha:

Da cui si ottiene fp ≥ fc2 , in definita è:

fc ≥ fp ≥ fc2 fc ≤ 1 fc ≤ 1

il fattore di perdita fp dipende dall’andamento del carico: due diagrammi che presentano lo stesso fattore di carico difficilmente daranno luogo allo stesso fattore di perdita. Tuttavia si usa adottare una espressione di fp in funzione di fc sufficientemente approssimata per i diagrammi di carico che usualmente si hanno negli impianti di distribuzione:

fp=0,7 fc2 + 0,3 fc

L’energia perduta in un anno può essere quindi calcolata con:

pm T = pM fp T

111

L’energia utilizzata in un anno è:

Pm T = PM fc T = PM hu

Il prodotto fc T = hu indica le ore di utilizzazione della Potenza; per analogia si usa dire che il prodotto fp T = hp indica le ore di utilizzazione delle perdite

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Bibliografia

• Norma CEI 11‐4: Esecuzione delle linee elettriche aeree.

• Guida CEI 307‐1: Linee guida per la stesura di studi di impatto ambientale per le linee elettriche aeree esterne.

• Norma CEI 11‐60: Portata al limite termico delle linee elettriche esterne con tensione maggiore di 100 kV.

• Norma CEI 11‐75: Riqualificazione delle linee elettriche esistenti.

• Norma CEI 211‐4: Guida ai metodi di calcolo dei campi elettrici e magnetici generati da linee elettriche.

• Documento tecnico di dichiarazione di compatibilità ambientale per la modifica della connessione alla rete di trasmissione nazionale della centrale termoelettrica a ciclo combinato del Mincio, RETRASM S.r.l.

• Calcolo previsionale dei campi elettromagnetici generati da elettrodotti, Roberto Turri, Maurizio Albano.

• Calcolo campo di induzione magnetica generato da elettrodotti, Alessandro Sacco.

Elettrodotti. Progettazione e impatto ambientale

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