6.2 Generazione elettrica dal vento - treccani.it · del rotore si definisce ‘angolo di pitch...

L’energia eolica ha sempre fornito la forza propulsivaalle navi a vela ed è stata usata per almeno tremila anniper azionare i mulini a vento. L’utilizzo di questo tipo dienergia è caduto successivamente in disuso con la dif-fusione dell’energia elettrica e con l’estesa disponibilitàa basso costo di motori alimentati da combustibili fos-sili. Sebbene il rapido aumento del prezzo del petrolionel 1973 abbia stimolato, in molti paesi, un gran nume-ro di programmi di ricerca sull’energia eolica, questisforzi si sono successivamente ridotti, nel 1986, in con-comitanza con la discesa del prezzo del petrolio. Tutta-via, le conoscenze acquisite in quel periodo sono statesufficienti ad avviare lo sviluppo delle grandi turbineeoliche; inoltre, la recente attenzione rivolta ai cambia-menti climatici, l’esigenza di incrementare la quota dienergie rinnovabili e i timori di una diminuzione futuradella produzione di petrolio hanno promosso un rinno-vato interesse per la produzione di energia eolica. Que-sto tipo di energia, in confronto ad altre energie rinno-vabili, richiede investimenti molto inferiori e utilizza unarisorsa generalmente disponibile ovunque e particolar-mente fruibile nelle zone temperate, dove si trova la mag-gior parte delle nazioni industrialmente sviluppate.

Durante l’ultimo decennio del 20° secolo sono staticostruiti e testati diversi modelli di turbine eoliche: conrotori ad asse orizzontale e verticale, con numero varia-bile di pale, con il rotore posizionato sopravvento o sot-tovento alla torre, ecc. La turbina ad asse orizzontale conrotore a tre pale sopravvento si è dimostrata la tipologiapiù idonea e ha avuto di conseguenza un notevole svi-luppo, segnato sia da una rapida crescita in dimensionee potenza, sia da un’ampia diffusione.

6.2.1 Il vento come risorsa

Il vento è un movimento dell’aria determinato dall’a-zione dell’energia solare; il riscaldamento superficiale

in punti diversi del pianeta produce effetti differenti, chedanno luogo a movimenti nell’atmosfera. Su larga scalasi può osservare alle diverse latitudini una circolazionedi masse d’aria che viene influenzata ciclicamente dallestagioni; su scala più piccola, si ha un riscaldamentodiverso tra la terraferma e le masse d’acqua, con con-seguente formazione delle brezze quotidiane di terra edi mare. Anche il profilo e le irregolarità della superfi-cie della terraferma o dell’acqua influenzano profon-damente il vento e le sue caratteristiche locali (DNV,2002). Il vento soffia con maggiore velocità su super-fici grandi e piatte come il mare, e questo rappresental’elemento principale di interesse per gli impianti eoli-ci costieri o marini. Si rafforza sulla sommità delle altu-re o nelle valli orientate parallelamente alla direzionedel vento dominante, mentre rallenta su superfici irre-golari, come città o foreste, e la sua velocità rispettoall’altezza o al wind shear è influenzata dalle condizionidi stabilità atmosferica.

Per poter sfruttare l’energia eolica, è molto impor-tante tenere conto delle forti variazioni di velocità tralocalità diverse: siti distanti tra loro pochi chilometri pos-sono essere soggetti a condizioni di vento nettamentedifferenti e rivestire un interesse sostanzialmente diver-so ai fini dell’installazione di turbine eoliche.

Il regime di vento in un determinato sito può esserecaratterizzato statisticamente mediante la distribuzionedi Weibull. La funzione di densità di probabilità (il cuiintegrale su un qualsiasi intervallo di velocità forniscela probabilità che il vento abbia una velocità compresain tale intervallo) è data dalla formula:

f(V )�k (Vk�1�Ck) e�(V�C)k

in cui V è la velocità del vento, C è il parametro di scalae k il parametro di forma.

La fig. 1 illustra un confronto tra i dati registrati inun sito (Manwell et al., 2001) e una funzione di distribu-zione di Weibull, calcolata con un parametro di scala C

561VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ

6.2

Generazione elettrica dal vento

uguale a 7,9 m/s e un parametro di forma k uguale a 2.Si usa caratterizzare le condizioni locali di vento median-te il valore della sua velocità media Vmedia. Di regola, sipuò considerare la velocità media del vento come il para-metro di scala della distribuzione di Weibull moltiplica-to per 0,89 (Burton et al., 2001). La forza del vento cam-bia su una scala di giorni o di ore, a seconda delle con-dizioni meteorologiche; le brezze, per esempio, sonoresponsabili di una componente quotidiana del vento.Infine, fa parte dell’esperienza comune il fatto che ladirezione e l’intensità del vento fluttuano rapidamenteintorno al valore medio: si tratta della turbolenza, checostituisce una caratteristica importante del vento, poi-ché determina fluttuazioni nella forza esercitata sullepale delle turbine, aumentandone così l’usura e ridu-cendone la vita media. L’intensità della turbolenza vienedeterminata, in modo statistico, come la deviazione stan-dard della velocità del vento su brevi scale di tempo. Suun terreno complesso il livello di turbolenza può variaretra il 15% e il 20%, mentre in mare aperto questo valo-re può essere compreso tra il 10% e il 14% (Manwell etal., 2001). In un impianto eolico, la scia sottovento a unaturbina può influenzare altre turbine (Barthelemie et al.,2004). Una turbina eolica deve poter sopportare la peg-giore tempesta che possa aver luogo nel sito di installa-zione, durante l’intera vita del progetto. Se la turbina

rimane installata per 20 anni, la raffica estrema che siconsidera è quella che si ripresenta in media ogni 50 anni.Sono stati stabiliti degli standard che forniscono i valo-ri indicativi da considerare. La tab. 1 riproduce le diver-se classi prese in considerazione dalla Commissione elet-trotecnica internazionale (IEC, 1999); la velocità delvento di riferimento è definita come la media, calcolatasu 10 minuti, di un vento estremo che si presenti in mediaogni 50 anni; vengono anche indicate raffiche che si pos-sono presentare con periodicità compresa tra 1 e 50 anni.

Esistono anche variazioni su scale di tempo più lun-ghe, e le condizioni del vento non sono le stesse da unanno all’altro. L’effetto potenziale del riscaldamento glo-bale sulle condizioni future del vento rimane, inoltre, unproblema aperto.

La variabilità rappresenta uno degli svantaggi mag-giori dell’energia eolica. Finché la quota di potenza pro-dotta dall’impianto eolico è piccola rispetto alla capa-cità di trasporto della rete elettrica locale, si trasferisceenergia alla rete solo quando soffia il vento, e la produ-zione corrispondente viene considerata come una dimi-nuzione di domanda per i generatori convenzionali. Inalcuni paesi si stanno prendendo in considerazioneimpianti eolici di grandi dimensioni, prevalentementegruppi di turbine in alto mare. Tali parchi eolici avran-no una potenza di diverse centinaia di MW, equivalentea quella di impianti convenzionali, e dovranno poter pre-vedere la loro produzione di energia con 24 ore di anti-cipo. Questa è una conseguenza della liberalizzazionedel mercato dell’energia elettrica nelle nazioni occiden-tali, per cui diverse compagnie possono competere sullastessa rete elettrica. Il gestore della rete deve poter cono-scere in anticipo la domanda prevedibile rispetto alleofferte dei diversi produttori (Makarov e Hawkins, 2003).La predicibilità della produzione rappresenta un valoreaggiunto dell’energia (Nielsen et al., 2003): la mancataerogazione implica delle penali e sono allo studio meto-di per disporre di una previsione utile con un anticipo dialmeno 24 ore (Giebel et al., 2003).

Quando si prende in considerazione un sito per l’in-stallazione di una turbina eolica, è fondamentale valu-tare l’entità reale della risorsa eolica. Si installa quindi

562 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI

dens

ità

di p

roba

bili

tà

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10 dati del luogo

distribuzionedi Weibull

0,12

velocità del vento (m/s)0 5 10 15 20 25

fig. 1. Confronto tra la velocità del vento misurata e la distribuzione di Weibull.

tab. 1. Parametri della velocità del vento per le classi di turbine eoliche (IEC, 1999)

Parametri Classe I Classe II Classe III Classe IV

Velocità del vento di riferimento Vref (m/s) 50 42,5 37,5 30

Velocità del vento media annuale Vmedia (m/s) 10 8,5 7,5 6

Velocità media (calcolata su 10 minuti) di una raffica con periodicità di 1 anno (m/s)

52,5 44,6 39,4 31,5

Velocità media (calcolata su 10 minuti) di una raffica con periodicità di 50 anni (m/s)

70 59,5 52,5 42

nel sito una stazione meteorologica per diversi mesi, inmodo da monitorare la velocità e la direzione del ventoe i livelli di turbolenza a quote diverse. I dati registraticonsentono la valutazione sia della produzione futura dienergia, sia della fattibilità economica del progetto.

6.2.2 Teoria delle turbine eoliche

Nella fig. 2 è illustrato schematicamente il flusso d’aria.Il rotore fronteggia il vento, e la figura mostra la formadel tubo di flusso tangente all’estremità delle pale. Poi-ché al vento viene sottratta una certa quantità di energiacinetica, la velocità sottovento al rotore risulta inferiorea quella sopravvento. Di conseguenza il diametro deltubo di flusso è maggiore alle spalle del rotore rispettoal davanti. In assenza del rotore l’aria attraverserebbe lasezione Sr con velocità V0. La potenza associata al flus-so sarebbe:

1E �23rSrV3

02

dove r è la densità dell’aria. La porzione di tubo davan-ti al rotore è in effetti minore di Sr e la potenza effettivaP è solo una frazione della potenza incidente. Possiamoquindi definire un coefficiente CP di potenza tale che:

P�CPE

Si può dimostrare che la velocità dell’aria sul pianodel rotore è (Betz e Prandtl, 1919):

1Vr�23 (V0�Vw)

2

in cui Vw è la velocità dell’aria nella scia sottovento alrotore.

Si può calcolare il valore del coefficiente di potenzacome funzione del rapporto tra la velocità della scia sot-tovento al rotore e quella sopravvento: il valore ottimaledi CP si ha quando questo rapporto vale 1/3. In questo casoCP max�16/27�0,593; il rapporto 16/27 deriva dalla teo-ria del momento assiale, assumendo valide alcune appros-simazioni, ed è noto come limite di Betz (Betz e Prandtl,1919). Non è possibile progettare una turbina con un mag-gior valore del coefficiente di potenza; le turbine odiernehanno dei coefficienti di potenza pari a circa il 70-80%del limite teorico. La teoria prevede che la potenza sia pro-porzionale al cubo della velocità del vento, il che giusti-fica l’interesse verso siti molto ventosi per l’installazionedelle turbine eoliche. La potenza è anche proporzionalealla densità dell’aria e le turbine devono essere declassa-te quando operano in climi caldi o sulle montagne.

Una pala è essenzialmente un’ala. La fig. 3 mostra lediverse forze che agiscono su un segmento di pala. Se chia-miamo W la velocità angolare del rotore, la velocità tan-genziale di un segmento di pala a distanza r dall’asse èuguale a Wr. La velocità tangenziale dell’aria Vt ha prati-camente lo stesso modulo. Il vettore di velocità risultanteforma un angolo f con il piano del rotore, determinato da:

Vr Vrtan f �1�21Vt Wr

L’angolo b‚ tra il piano del segmento di pala e il pianodel rotore si definisce ‘angolo di pitch’, e l’angolo a trail vettore del flusso incidente e il piano del segmento dipala si chiama angolo d’attacco. Abbiamo quindi:

f �a �b

La forza aerodinamica su un segmento di pala diarea A si può scomporre in una forza di portanza (lift)FL (perpendicolare alla direzione del vento apparente W


GENERAZIONE ELETTRICA DAL VENTO

fig. 2. Schema di flussointorno a una turbina eolicaad asse orizzontale.

sull’elemento di pala) e una forza a essa perpendicola-re di resistenza (drag) FD:

1FL�23CLArW 2

2

in cui CL è il coefficiente di portanza e

1FD�23CDArW 2

2

dove CD è il coefficiente di resistenza.Come si vede dalla fig. 3, la composizione di queste

forze genera una forza propulsiva FM nel piano del roto-re, e una forza assiale FT perpendicolare alla prima. Unprofilo dato della pala è caratterizzato dalla relazione traa, CL e CD. La fig. 4 mostra, per esempio, i valori deicoefficienti di portanza e di resistenza per il profilo alareDU-91-W2-250. Come si può vedere, il coefficiente diportanza è quasi proporzionale all’angolo di attacco pervalori di a minori di 10°. Per valori maggiori dell’ango-lo di attacco la portanza crolla e la resistenza aumentadrasticamente. Per piccoli angoli, in condizioni di flussolaminare, l’aria avanza con regolarità intorno al profilo;per angoli grandi, il flusso va in stallo e si forma una sciaturbolenta. Il rapporto tra la velocità tangenziale all’e-stremità della pala e la velocità del vento si indica con l:

WRl �123

V0

dove R è il raggio del rotore.

Il coefficiente di rendimento (performance) Cp si puòstimare in funzione di l e della ‘solidità’, definita comeil rapporto tra l’area totale delle pale e l’area spazzatadal rotore. La solidità si può variare cambiando il nume-ro di pale e il valore della ‘corda’ (larghezza delle pale).All’aumentare del numero di pale (o della solidità) lavelocità ottimale l diminuisce.

6.2.3 Sistemi di regolazione per le turbine eoliche

Regolazione passiva di stallo con velocità di rotazione fissa

Consideriamo una turbina eolica che ruota a velo-cità costante. Al crescere della velocità del vento l’an-golo di attacco sulle pale aumenta. Al di sopra di unacerta velocità il flusso d’aria inizia a distaccarsi dallasuperficie esterna delle pale. Questo fenomeno di stal-lo si presenta all’inizio in prossimità del mozzo, e siestende verso l’estremità della pala all’aumentare dellavelocità del vento. Lo stallo progressivo fornisce unmeccanismo automatico di regolazione della potenza.La regolazione passiva di stallo era utilizzata diffusa-mente nelle prime turbine commerciali con potenzenominali di poche centinaia di kW, dotate di generato-ri asincroni (le cosiddette turbine eoliche danesi). Que-sto tipo di regolazione pone dei problemi associati alfenomeno stesso dello stallo: vibrazioni, instabilità, dif-ficoltà nella previsione sia dell’entrata in stallo, sia delritorno al flusso laminare. Le vibrazioni inoltre causa-no nel tempo un’usura supplementare delle pale. Se ilrotore può ruotare a diverse velocità è possibile in qual-che misura regolare l’entrata in stallo; molte turbinedegli anni Novanta erano dotate di generatori asincronia due velocità: a seconda delle condizioni di vento ilrotore girava alla velocità superiore o a quella inferiore.



FM

FTV0

Vt

Vr

W

FLFD

Wr

/

ba

fig. 3. Le forze agenti su un segmento di pala.

coef

fici

enti

di p

orta

nza

e di

res

iste

nza

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6CL (coefficiente

di portanza)

CD�10(coefficientedi resistenza)

angolo di attacco (°)�4 0 4 8 12 16

fig. 4. Forma e caratteristiche del profilo di palaDU-91-W2-250 (Jeppe, 1999).

La fig. 5 rappresenta le curve di potenza di una tipicaturbina da 400 kW con regolazione passiva di stallo edi una turbina da 660 kW, dotata di sistemi attivi di rego-lazione. Relativamente alla turbina da 400 kW, la poten-za raggiunge un valore massimo in corrispondenza dellavelocità nominale del vento, al di sopra del quale si hauna perdita di potenza. Quando la velocità del ventosupera il massimo valore accettabile, in condizioni meteo-rologiche avverse, la turbina viene bloccata, utilizzan-do freni ad aria collocati all’estremità delle pale.

Regolazione di pitchDalla fig. 3 si può vedere che se si aumenta l’ango-

lo di pitch b e si riduce l’angolo di attacco a, la por-tanza diminuisce e la pala è definita ‘messa in bandie-ra’. Tutte le grandi turbine moderne sono dotate di mec-canismi per la regolazione del pitch delle pale. Quandola velocità del vento diventa eccessiva, il rotore vienefermato, ruotando le pale nella posizione in cui il bordod’attacco è rivolto al vento. Il carico aerodinamico sullepale viene così ridotto al minimo. Al crescere della velo-cità del vento, invece di aumentare l’angolo di pitchdelle pale per metterle in bandiera si può anche ridur-lo, allo scopo di provocare intenzionalmente lo stallo.Con questo metodo l’ampiezza della rotazione delle palenecessaria per regolare la potenza è inferiore a quellaper metterle in bandiera, cosicché in teoria la regola-zione è più rapida.

Velocità variabileNelle grandi turbine eoliche la velocità del rotore può

variare intorno al valore nominale (tipicamente del 30%in eccesso o in difetto). Questo è reso possibile da unallestimento specifico del generatore, che incorpora del-l’elettronica di potenza accoppiata con il sistema di rego-lazione del pitch delle pale, il quale assicura un’erogazio-ne costante di potenza, malgrado le fluttuazioni rapidedel vento. Quando la forza del vento aumenta improv-visamente, il rotore è lasciato libero di accelerare per

alcuni secondi e l’incremento di velocità di rotazioneaccumula energia cinetica nel rotore stesso. Se il ventoresta forte, si varia l’angolo di pitch delle pale per dimi-nuire l’accumulo di potenza e mantenere la velocità delrotore entro i valori accettabili. Durante un successivocalo di vento l’energia immagazzinata nel rotore vienerilasciata nel rallentamento del rotore stesso. Se neces-sario, si cambia di nuovo l’angolo di pitch, in modo dafar recuperare velocità al rotore. La fig. 5 mostra la curvadi potenza di una turbina da 660 kW, dotata di questisistemi attivi di regolazione. La produzione di energiaha luogo a partire da una velocità minima del vento di3-4 m/s. La curva di potenza segue, più o meno, la curvacubica teorica, finché la velocità del vento si mantieneal di sotto di quella nominale (14-16 m/s). Al di sopra diquesta velocità la potenza rimane praticamente costan-te. Per motivi di sicurezza la turbina viene fermata conventi che superano una velocità massima di circa 25 m/s.

Produzione di energiaA seconda delle condizioni locali prevalenti di vento,

si possono scegliere i parametri della curva di potenza(velocità del vento minima, nominale e massima) perottimizzare la progettazione della turbina. La fig. 6 mostracome esempio l’energia prodotta nell’arco di un anno dauna turbina da 2.000 kW, caratterizzata da una distribu-zione di Weibull con parametro di scala di 9 m/s e para-metro di forma pari a 2. I risultati in figura sono espres-si come numero totale di ore/anno in cui la potenza èsuperiore a un certo valore. L’erogazione annuale di ener-gia è data dall’area sottesa alla curva. Come si può vede-re, la turbina funziona per 7.500 ore in un anno, dellequali soltanto 700 circa alla potenza nominale, mentrela maggior parte dell’energia viene prodotta a velocitàdi vento intermedie. L’efficienza nell’utilizzo di una tur-bina in un sito specifico viene valutata spesso in termi-ni di rapporto tra l’energia totale annuale prodotta (inkWh) e la potenza nominale della turbina (in kW). Ilrisultato è espresso in numero equivalente di ore/anno;



pote

nza

(kW

)

0

100

200

300

400

500

600

700

regolazione di stallo

regolazione di velocitàvariabile e di pitch

velocità del vento (m/s)0 5 1510 20 25 30

fig. 5. Curve di potenza tipiche per turbine con diversi sistemi di regolazione.

pote

nza

(kW

)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

numero totale di ore/anno0 2.0001.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

fig. 6. Produzione annuale di energia ottenuta con una turbina da 2.000 kW.

nell’esempio di fig. 6 sono 3.150. Dividendo questonumero per le ore di un anno, si ottiene il fattore equi-valente di utilizzo, in questo caso, pari al 36%. Un pro-getto di impianto eolico viene considerato economica-mente fattibile se il numero equivalente di ore/anno supe-ra le 2.000. Località ventose sono caratterizzate da valoritipici di 2.500 ore/anno, mentre gli impianti in mare aper-to possono superare le 3.000 ore/anno. Il numero diore/anno si può ottimizzare scegliendo accuratamente iltipo di turbina eolica. I costruttori di turbine ne offronodiverse versioni per ogni determinato tipo a seconda dellerisorse locali: per esempio, rotori più ampi per le areemeno ventose.

6.2.4 Elementi delle turbine

PaleLe pale sono gli elementi che interagiscono con il

vento e la loro forma è progettata in modo da ottenereuna buona efficienza aerodinamica. La fig. 7 mostra ilprofilo di una tipica pala di turbina, in diverse sezionilungo il suo sviluppo longitudinale. In prossimità delmozzo la pala ha una sezione circolare (Rooij, 2004).Un supporto alloggiato nel mozzo consente il movimentodi rotazione della pala per la regolazione del pitch. Unelemento di raccordo collega la base alla parte aerodi-namica della pala. Al crescere della distanza dall’assedel mozzo (raggio) lo spessore della pala diminuisce cosìcome la corda. La velocità tangenziale di un segmentodella pala cresce con il raggio. Secondo la fig. 3, si devediminuire l’angolo di pitch per poter mantenere un buonangolo di attacco. La pala si avvolge di un angolo com-plessivo di circa 25° tra l’inizio e l’estremità della sezio-ne aerodinamica. Le forze aerodinamiche variano con ilquadrato della velocità relativa locale e crescono rapi-damente con il raggio. È quindi importante progettare laporzione della pala vicina all’estremità in modo da avereuna buona portanza e una bassa resistenza. Le pale sono

flessibili e possono subire quindi una deflessione sottol’azione del vento. Per evitare che esse possano sbatte-re contro la torre, l’asse del rotore è spesso inclinato diun piccolo angolo.

La sezione della pala di una turbina eolica è piutto-sto spessa, allo scopo di ottenere l’elevata rigidità neces-saria per resistere ai carichi meccanici variabili che agi-scono su di essa nel corso del funzionamento. La forzacentrifuga dovuta alla rotazione è tipicamente da sei asette volte maggiore del peso della pala nella sezione allabase. Il peso della pala stessa crea un momento fletten-te sulla base, in modo alternato a ogni rotazione. Il ventoesercita una forza non costante, sia per le fluttuazionidovute alla turbolenza sia per la maggiore velocità cau-sata dall’altitudine. Una pala collocata in posizione ele-vata è sottoposta a un vento più intenso rispetto a unaposizionata più in basso; anche le corrispondenti flut-tuazioni di carico si ripetono a ogni rotazione. Tutti que-sti carichi variabili determinano usura, e ciò costituiscela maggiore difficoltà tecnica nella progettazione dellepale. È necessario effettuare un’analisi accurata per eli-minare il rischio di risonanza tra i diversi oscillatori mec-canici (pale, torre, organi di trasmissione, ecc.).

Le pale sono costruite con materiali leggeri, come leplastiche rinforzate in fibra, con buone proprietà di resi-stenza all’usura. Le fibre sono in genere in vetro, ma perle pale più grandi vengono utilizzate le fibre di carbonionelle parti in cui si presentano i carichi più critici. Talunepale sono costruite interamente in fibra di carbonio, men-tre alcuni fabbricanti utilizzano laminati in legno. Le fibresono incorporate in una matrice di poliestere, resina epos-sidica o a base di vinilestere, e le pale sono costituite dadue gusci uniti insieme. La struttura è inoltre rinforzatada una matrice interna. La superficie esterna della palaviene ricoperta con uno strato levigato di gel colorato, alloscopo di prevenire l’invecchiamento del materiale com-posito causato dalla radiazione ultravioletta.

I fulmini costituiscono una delle principali cause diavaria; viene perciò fornita una protezione attraverso



fig. 7. Tipica forma di una pala e sue sezioni trasverse (ingrandite).

l’installazione di conduttori, sia sulla superficie dellapala sia al suo interno.

A seconda della tecnologia utilizzata dal produttore edalla sua esperienza, le pale possono essere dotate di ele-menti addizionali, come i generatori di vortice per aumen-tare la portanza, i regolatori di stallo (stall strip) per sta-bilizzare il flusso d’aria o alette inserite all’estremità dellapala per ridurre la perdita di portanza e il rumore.

Organi di trasmissioneLe pale sono collegate al mozzo che ospita i mecca-

nismi di regolazione del pitch. Il mozzo è di solito unpezzo di acciaio o di ferro a grafite sferoidale ed è pro-tetto esternamente da un involucro di forma ovale, lospinner. L’albero del rotore è sostenuto da supporti e ruotaa velocità relativamente bassa (10-40 giri al minuto). Ladimensione e il peso dei generatori elettrici sono appros-simativamente proporzionali alla velocità di rotazione.È quindi importante progettare i generatori con una velo-cità di rotazione elevata (per esempio, 1.000 o 1.500 girial minuto) e utilizzare un moltiplicatore di giri interme-dio per trasformare la rotazione lenta dell’albero nellavelocità di rotazione elevata del generatore. La fig. 8 illu-stra lo schema interno di una turbina eolica tipica.

Moltiplicatore di giriIl moltiplicatore di giri è impiegato per incrementa-

re la velocità del rotore fino ai valori richiesti dai gene-ratori convenzionali. In alcune turbine il rapporto delmoltiplicatore può superare 1:100. L’effetto si ottiene in

tre fasi separate. Il primo stadio è di solito un moltipli-catore planetario, mentre gli altri sono moltiplicatoriparalleli o elicoidali. Il moltiplicatore di giri è comun-que una sorgente di rumore, che i produttori si sforzanodi ridurre, per esempio utilizzando moltiplicatori elicoi-dali invece di moltiplicatori ad assi paralleli. Il molti-plicatore viene lubrificato e l’olio viene continuamentefiltrato e raffreddato. Nell’ambito della manutenzionepreventiva, che è pratica standard, si controllano nor-malmente sia la temperatura del moltiplicatore sia le suevibrazioni.

GeneratoreIl generatore è l’unità di trasformazione dell’energia

meccanica in potenza elettrica. Vi sono due tipi princi-pali di generatori: asincroni e sincroni.

Generatori asincroni I generatori asincroni sono essenzialmente motori tri-

fase a induzione. Sono caratterizzati da una velocità sin-crona, determinata dal numero di poli del rotore e dalla fre-quenza di rete. Con una rete a 50 Hz e un generatore fab-bricato con due paia di poli sul rotore, la velocità sincronaè di 1.500 giri al minuto. Se la coppia meccanica agentesull’albero fa aumentare la velocità di rotazione, il gene-ratore trasferisce energia elettrica alla rete. La differenzatra la velocità effettiva di rotazione e la velocità sincro-na è detta slip. Nei generatori asincroni convenzionali do-tati di un rotore a gabbia di scoiattolo, lo slip è circa del-l’1%, cosicché tali generatori sono considerati dispositivi



1

2

6 7 8 9 10 11 12 13 14

15

3

4

5

18 1617

1 pala2 supporto della pala3 attuatore dell’angolo di pitch della pala4 mozzo5 spinner6 supporto principale7 albero principale8 luci di segnalazione aerea9 moltiplicatore di giri

10 albero a velocità elevata e freno11 unità idraulica e dispositivo di raffreddamento12 generatore13 strumentazione elettrica e dispositivi di controllo14 anemometri15 trasformatore16 struttura della gondola17 torre18 organo di trasmissione per l’imbardata

fig. 8. Struttura tipica di una turbina eolica.

a velocità costante. La corrente di magnetizzazione perlo statore è fornita dalla rete stessa. All’avvio, lo statoreè collegato alla rete da un avviatore statico (soft starter)che limita la corrente iniziale. Il generatore consuma unacerta quantità di potenza reattiva, che dev’essere com-pensata da un insieme di capacitori. Quando una rafficadi vento colpisce la turbina, la sua erogazione di energiasubisce una fluttuazione e, se la potenza di corto circuitodella rete locale è bassa, ne possono derivare variazionirapide di potenza sui dispositivi collegati in prossimità,come, per esempio, le lampade elettriche. Queste flut-tuazioni di illuminazione, dette a volte ‘sfarfallii’, sonoparticolarmente spiacevoli e hanno indirizzato la ricercaverso la realizzazione di sistemi a velocità variabile. Unasoluzione consiste nell’utilizzare un rotore a bobina ali-mentato da una corrente alternata indipendente, elabora-ta da un convertitore di frequenza elettronico. La velocitàsincrona è quindi una funzione della differenza tra la fre-quenza di rete e la frequenza della corrente del rotore. Sipuò raggiungere una variazione di velocità inferiore osuperiore al 30%; vale la pena sottolineare che l’energiaelettrica richiesta dal rotore è solo una frazione (circa il10%) dell’energia utile disponibile allo statore.

Generatori sincroni In questo caso il rotore è costituito da un insieme di

elettromagneti o magneti permanenti. La frequenza della

corrente prodotta da questo tipo di generatore è diretta-mente proporzionale alla velocità di rotazione. Un talegeneratore, connesso direttamente alla rete, ruota a velo-cità fissa, senza alcuna variazione. Per permettere unamodalità di funzionamento a velocità variabile, si con-verte la corrente a frequenza variabile del generatore incorrente continua, mediante un raddrizzatore elettroni-co, e si ritrasforma la corrente continua in corrente alter-nata idonea alla distribuzione sulla rete. Tutti i genera-tori a trasmissione diretta funzionano secondo questoprincipio. I generatori di questo tipo sono più costosi diquelli asincroni, ma l’assenza di un moltiplicatore di girielimina una fonte di problemi di manutenzione e riduceil rumore complessivo della turbina. Per poter produrrela potenza elettrica richiesta, questi generatori hanno ungrande diametro. La fig. 9 mostra lo schema di una tur-bina a trasmissione diretta. La gondola è molto più gran-de rispetto alle turbine dotate di moltiplicatore di giri edi generatore a velocità di rotazione elevata, come quel-la mostrata in fig. 8. Alcuni fabbricanti di turbine pro-pongono una soluzione ibrida, con un generatore cheruota a velocità intermedia e un moltiplicatore di giri conun basso rapporto di moltiplicazione.

Trasformatore e cablaggio Il livello di tensione di uscita del generatore è re-

lativamente basso (per esempio, 690 V) e deve essere



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1 pala2 avvolgimento dello statore3 avvolgimento del rotore o magnete permanente4 supporto della pala5 attuatore dell’angolo di pitch della pala6 mozzo7 albero8 supporto del rotore9 rotore

10 statore11 luci di segnalazione aerea12 anemometri13 strumentazione elettrica e dispositivi di controllo14 struttura della gondola15 involucro della gondola16 torre17 organo di trasmissione per l’imbardata

fig. 9. Turbina a trasmissione diretta con generatore sincrono.

aumentato a un livello medio (per esempio, 36 kV) permezzo di un trasformatore, per ridurre le perdite di tra-smissione. Il trasformatore è installato nella gondola, oalla base della torre. I cavi elettrici flessibili, che colle-gano la gondola alla base della torre, formano un anel-lo al di sotto della gondola, per consentirne i movimen-ti di imbardata. Tali movimenti vengono monitorati: sela rotazione è superiore a due giri, la gondola viene imbar-data in direzione opposta durante il periodo successivodi assenza di vento, per sbrogliare i cavi.

Sistema di imbardata L’intera gondola viene fatta ruotare sulla sommità

della torre da un sistema di imbardata, per fare in modoche il rotore fronteggi sempre il vento. La velocità e ladirezione del vento vengono monitorati continuamenteda sensori collocati sul tetto della gondola. In genere ilrotore viene posizionato secondo la direzione media delvento, calcolata sugli ultimi 10 minuti dal calcolatoredella turbina.

Torre L’altezza della torre dipende dal regime di vento loca-

le. Sulla terraferma, la gondola viene collocata in gene-re a un’altezza pari a 1 o 1,2 volte il diametro del rotore.In zone con venti deboli la gondola viene posizionata inalto, in modo da essere esposta a venti più intensi; in

mare essa può essere posizionata più in basso, tipica-mente a un’altezza pari a 0,8 volte il diametro del roto-re. Le torri tubolari sono costruite generalmente in acciaiolaminato, anche se alcune sono in cemento; hanno formaconica, con il diametro della base maggiore di quelloall’altezza della gondola. Le diverse sezioni sono colle-gate da flange imbullonate. Le torri tubolari hanno il van-taggio di proteggere la strumentazione all’interno e gliaccessi alla gondola per la manutenzione sono molto piùsicuri e agevoli rispetto alle torri a traliccio. Si può acce-dere alla gondola mediante una scala all’interno dellatorre e nelle turbine più grandi è disponibile un ascen-sore. Le torri, che hanno sezione cilindrica per motivi disimmetria (poiché il vento può soffiare da ogni direzio-ne), creano una notevole scia sottovento; questo è il moti-vo principale per cui nella maggior parte delle turbine ilrotore è posizionato sopravvento. Si tratta inoltre di strut-ture molto visibili, che non devono mostrare segni di cor-rosione per molti anni; a questo scopo si sceglie un rive-stimento appropriato.

Le prime turbine eoliche erano installate su torri atraliccio. Queste si possono utilizzare anche per granditurbine e vengono tuttora preferite quando le capacitàlocali di realizzazione le rendono l’opzione più razio-nale. Le torri sono fissate nel terreno grazie a fonda-menta costituite in genere da piastre di cemento collo-cate a una certa profondità.



tab. 2. Caratteristiche tipiche di una grande turbina eolica

Potenza nominale 4,5 MW

Numero di pale 3

Diametro del rotore 120 m

Controllo inclinazione della pala e velocità variabile

Lunghezza della pala 58 m

Corda massima della pala 5 m

Massa di una pala 18 t

Massa della gondola con rotore e pala 220 t

Massa della torre (struttura tubolare in acciaio) 220 t

Altezza della torre (in dipendenza dalle condizioni locali del vento) 90-120 m

Diametro della torre alla base 5,5 m

Velocità di rotazione del rotore 9-15 giri/min

Rapporto del moltiplicatore di giri 100:1

Velocità del vento di avviamento della turbina 4 m/s

Velocità del vento nominale 12 m/s

Velocità del vento di arresto della turbina 25 m/s

Dispositivi ausiliariI principali dispositivi ausiliari all’interno della gon-

dola sono: un freno meccanico installato sull’albero dirotazione veloce per bloccare la rotazione in condizionimeteorologiche avverse o per permettere la manuten-zione; un dispositivo idraulico per lubrificare il molti-plicatore di giri o altre parti meccaniche; scambiatori dicalore per il raffreddamento dell’olio e del generatore.Sulla sommità della gondola sono collocati anemometrie banderuole per il controllo della turbina, luci di segna-lazione per la navigazione aerea, una piattaforma di sup-porto agli elicotteri (per l’accesso alle turbine in mare).

La strumentazione viene continuamente perfeziona-ta, per migliorare l’affidabilità e la convenienza econo-mica delle turbine e si utilizzano oggi molti sensori permonitorare lo stato della strumentazione e facilitarne lamanutenzione. Ciò è particolarmente critico per le turbi-ne in mare, alle quali non è facile accedere; queste tur-bine sono dotate di gru per semplificare le operazioni.

6.2.5 Caratteristiche tipiche delle grandi turbine attuali

La tab. 2 riassume i dati più rilevanti relativi alle gran-di turbine. I valori specifici dipendono dalla tecnologiain possesso dei diversi produttori, ma i parametri indi-cati nella tabella si possono considerare tipici di una tur-bina da 4,5 MW.

La fig. 10 mostra la gondola di una turbina da 5 MW:il diametro del rotore è di 126 m e la gondola è colloca-ta a 100 m di altezza. Nella fig. 11 si osserva una turbinada 2 MW a trasmissione diretta, con la gondola di gran-de diametro tipica di questo tipo di apparato, dotato di ungrande generatore e privo di moltiplicatore di giri.

6.2.6 Altri tipi di turbine eoliche

Vi sono altri tipi di turbine eoliche e, anche se il tipoorizzontale a tre pale sopravvento che abbiamo descrit-to è finora il più diffuso, alcuni altri modelli hanno unaloro rilevanza. Nel seguito sono descritti brevemente iprincipali sistemi esistenti.

Turbine ad asse orizzontale a due pale. La fig. 12mostra il tipo di turbina a due pale installato nei PaesiBassi. I rotori a due pale devono ruotare più velocementedi quelli a tre pale e perciò il rumore aerodinamico èmaggiore. Un rotore a due pale è soggetto a gravi squi-libri dovuti alle variazioni di velocità del vento causatedall’altezza e a effetti giroscopici quando la gondolaviene imbardata. Un metodo per ridurre i carichi corri-spondenti consiste nell’utilizzare dei mozzi ‘di traballa-mento’ (teetering hub) con il rotore incernierato all’al-bero principale. Le turbine a una pala, invece, sono stateprevalentemente installate in Italia; sono ormai in disu-so da alcuni anni.

Turbine multi-pala. La velocità di rotazione diminuisceal crescere del numero delle pale, ma la coppia aumenta.



fig. 11. Turbina a trasmissione diretta da 2 MW(per cortesia dell’Autore).

fig. 10. Turbina da 5 MW. Si osserva un’esercitazione di accesso per mezzo di un elicottero alla sua sommità (per cortesia di Repower).

In zone con venti deboli, queste turbine si utilizzano spes-so in agricoltura, per azionare pompe per l’acqua.

Turbine eoliche per zone interessate da cicloni. Que-ste turbine sono installate su torri inclinabili che vengo-no posizionate orizzontalmente e assicurate al terrenoquando si preannuncia un ciclone.

Turbine ad asse verticale. Il vantaggio principale diquesto tipo di turbina consiste nell’assenza di un siste-ma per l’imbardata. Si tratta di un tipo di turbina menoefficiente di quella ad asse orizzontale, ma la semplifi-cazione che la caratterizza riveste un interesse per pic-coli impianti, da utilizzare in zone climaticamente seve-re, come quelle montuose o artiche. Il rotore può posse-dere un’elevata solidità, e quindi una resistenza meccanicaelevata. La fig. 13 mostra un dispositivo da 6 kW usatoper il riscaldamento dell’acqua, in una stazione sciisti-ca in Valle d’Aosta.

6.2.7 Sviluppo della produzione di energia eolica sulla terraferma

L’energia eolica si è sviluppata notevolmente a parti-re dagli anni Novanta. La tab. 3 riassume la potenza

installata in alcuni paesi alla fine del 2005. La potenzatotale è di ca. 53 GW, la maggior parte della quale inEuropa (Tishler e Milborrow, 2005). In Germania e inDanimarca, poiché è diventato difficile allestire nuovisiti, è stata aumentata la potenza di quelli esistenti, sosti-tuendo le vecchie turbine con modelli più moderni e piùgrandi. La potenza installata è molto diversa tra i varipaesi, e questo riflette il sostegno politico e gli incenti-vi finanziari resi disponibili localmente.

Esistono alcuni problemi ambientali connessi all’in-stallazione di una turbina eolica: l’impatto visivo deverisultare accettabile per la popolazione locale; si devo-no studiare il disturbo e l’alterazione degli habitat peruccelli, pipistrelli e altri animali; è necessario valutare ilrumore nei pressi della turbina anche se è stato notevol-mente ridotto nei modelli più recenti e non è più perce-pibile a 500 m di distanza dalla torre.

Gli investimenti necessari per un impianto sulla ter-raferma dipendono da diversi fattori: a) la potenza dellaturbina; b) il numero di turbine del parco eolico; c) ladistanza e le caratteristiche dei collegamenti alla rete;d ) le difficoltà connesse alla costruzione della turbina.In genere si considera un costo complessivo compresotra 900 e 1.100 €/kW (anno di riferimento 2006). Il costodella turbina ammonta a circa 800 €/kW; tale costo è di-minuito di circa il 50% negli ultimi 15 anni (Morthorste Chandler, 2004) e il costo dell’energia è già, in alcu-ne circostanze, minore di quello della produzione elet-trica da gas (Milborrow, 2005).

6.2.8 Sviluppo della produzione di energia eolica in mare

Il vento sulla superficie del mare aperto è più intenso estabile che sulla terraferma e costituisce pertanto unasorgente di energia molto allettante, che può rappre-sentare in effetti una risorsa del 30-40% più grande diquanto non sia sulla terraferma. La tecnologia che si



fig. 12. Turbine a due pale nei Paesi Bassi(per cortesia dell’Autore).

tab. 3. Potenza installata (GW) in alcuni paesialla fine del 2005

Germania 18,1 Paesi Bassi 1,2

Spagna 9,8 Portogallo 1,0

Stati Uniti 8,9 Giappone 0,9

India 4,2 Francia 0,8

Danimarca 3,1 Austria 0,7

Italia 1,7 Cina 0,7

Regno Unito 1,3 Svezia 0,5

impiega attualmente per imbrigliare il vento al largo èmolto simile a quella disponibile sulla terraferma, alme-no per ciò che riguarda la parte aerea della turbina. Sitratta di impianti a tre pale e ad asse orizzontale, salda-mente ancorati al fondale.

Le turbine eoliche marine devono affrontare alcuniproblemi specifici:• il momento dei carichi sul rotore esercitato sul fondo

è aumentato dalla lunghezza aggiuntiva della torreal di sotto della superficie dell’acqua;

• le onde provocano carico e usura aggiuntivi sullastruttura, che possono superare di molto quelli dovu-ti al vento;

• le caratteristiche meccaniche del terreno che costi-tuisce il fondale spesso non sono buone e le fonda-menta devono perciò essere di maggiori dimensioni;

• la valutazione di impatto ambientale deve prenderein considerazione una grande varietà di forme di vitamarine e l’ecosistema nel suo complesso non è anco-ra compreso appieno;

• in mare hanno luogo diverse attività e i cavi elettricisottomarini rappresentano spesso un pericolo.Le strutture di supporto per le turbine marine posso-

no essere di diversi tipi (fig. 14). In acque basse le turbi-ne possono appoggiarsi su piastre di cemento, ovvero su

cosiddette strutture gravity base, posizionate sul fondo.Se la profondità dell’acqua è inferiore a 20 m, la strut-tura è un tubo d’acciaio (monopile), conficcato nel fon-dale da un martello idraulico fino a una profondità suf-ficiente a trasferire i carichi al terreno. Se questo è trop-po duro per consentire la penetrazione del pilone, siprocede alla perforazione del fondale e alla successivacementazione del pilone stesso. Sebbene questo sia il tipopiù economico di fondamenta, il suo utilizzo è limitato



fig. 13. Turbine di piccole dimensioni ad asse verticale in Valle d’Aosta (per cortesia di Ropatec).

fig. 14. Schemi di strutture di supporto per turbine eolico-marine.

dal rischio di avere le frequenze di risonanza della strut-tura all’interno dell’intervallo di frequenze eccitate dalleonde, dalla rotazione del rotore o dalla frequenza di pas-saggio delle pale. La frequenza di risonanza diminuiscecon la lunghezza della struttura e aumenta con il suo dia-metro; in acque profonde, il diametro del pilone diventainaccettabile. Si costruiscono quindi delle strutture a trep-piedi, costituite da elementi saldati insieme, ancorate alfondale con pali a ogni angolo, con una gravity base odelle ancore a ventosa (bucket suction anchor), secondole caratteristiche del fondale. Questa struttura più com-plessa rende le fondamenta più costose.

L’installazione di turbine in mare aperto richiede l’im-piego di navi speciali, equipaggiate con grandi gru, e dipuntelli che si appoggiano sul fondale per immobilizzarela piattaforma durante le operazioni di sollevamento(fig. 15).

Le turbine devono essere molto affidabili, dato chele operazioni di manutenzione necessitano dell’acces-so alla turbina e le cattive condizioni meteorologichepossono rendere impossibile, per motivi di sicurezza,l’avvicinamento con navi. Si giustifica quindi una ridon-danza per alcuni componenti dell’apparato e si adottadi routine il monitoraggio tramite sensori collocati nelleparti più critiche.

Le turbine per l’impiego in mare sono progettatein modo da resistere all’ambiente marino: le strutture

sottomarine sono protette dalla corrosione mediante pro-tezione catodica, le parti in aria sono adeguatamente ver-niciate, l’isolamento delle parti elettriche viene rinforza-to, e l’aria all’interno della gondola e della torre viene con-dizionata in modo da evitare la formazione di condensa.

La potenza installata alla fine del 2004 era di 600 MW,con molti progetti di grandi dimensioni in corso di svi-luppo. Gli impianti eolici in mare sono particolarmenteinteressanti quando si ha un mare a bassi fondali in pros-simità di zone densamente popolate come, per esempio,intorno al Mare del Nord, lungo la costa orientale degliStati Uniti, in Cina, ecc. Gli investimenti richiesti per gliimpianti eolici in mare dipendono in gran parte dallecondizioni locali, dalla profondità dell’acqua, dai regi-mi ondosi, dalle caratteristiche del fondale, dalla distan-za dalla costa e dai punti di collegamento alla rete. Ilcosto varia tra 1.500 e 2.500 €/kW o più (anno di rife-rimento 2006) ma è destinato a diminuire in futuro, conl’aumentare della potenza installata.

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Jacques RuerSaipem/Bouygues

St. Quentin en Yvelines, Francia



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