LE FASI DI SVILUPPO E LA REALIZZAZIONE DI UN...

Ing. Luigi Imperato – Studio Rinnovabili

LE FASI DI SVILUPPO E LA REALIZZAZIONE DI UN PROGETTO MINI-EOLICO Corso di formazione ANEV di secondo livello 1/2012 Roma, 15-16 marzo 2012

INDICE GENERALE

Valutazione ed interpretazione delle caratteristiche anemometriche del sito

Tecnologia e scelta dell’aerogeneratore

Implicazioni sostanziali nella scelta della torre di sostegno

Dimensionamento delle opere civili

Progettazione dell’impianto elettrico

Manutenzione e gestione

INDICE – 1a Parte

Valutazione ed interpretazione delle caratteristiche anemometriche del sito

Premessa - Il mercato del mini eolico Caratteristiche e previsione del vento Banche dati vento misura del vento, scelta della posizione di misura e

conflitto con gli ostacoli modelli di previsione aerodinamica Metodi di correlazione

MINI EOLICO: IL MERCATO

Privati per uso domestico: Case in ambiente extra urbano Utenze isolate Piccole e medie imprese:

stazioni di servizio in aree extra urbane villaggi turistici aziende agricole ed agriturismi

Impianti industriali: Impianti connessi alla rete e finalizzati alla produzione e cessione dell’energia

0.5 – 3 kW

3 – 50 kW

50 – 200 kW

IL MERCATO DEL MINI EOLICO

MINI EOLICO: UNA RISORSA?

Le tipiche domande che si pone l’investitore del mini eolico:

… IL PIÙ DELLE VOLTE L’APPROCCIO È …

Disponibilità di un terreno o di uno spazio “ritenuti” idonei

Contatti con fornitori di turbine DIA presso il comune Richiesta di allaccio alla rete Acquisto Installazione della turbina Allaccio alla rete..

… MA L’APPROCCIO CORRETTO DOVREBBE ESSERE …

Studio dell’area e verifiche tecnico ambientali Caratterizzazione anemologica Sviluppo del progetto Richiesta ed ottenimento dei permessi necessari Costruzione dell’impianto Gestione e manutenzione dell’impianto

DA COSA DIPENDE LA POTENZA ESTRAIBILE

La potenza meccanica disponibile è funzione della velocità del vento ed è proporzionale all’area spazzata alla densità (e perciò alla temperatura e umidità) alla velocità del vento al cubo

P in Watt A in m2

ρ in Kg/m3

V in m/s

BETZ ED ALTRI

Con una superficie intercettante si può estrarre solo il 59,3% dell’energia del vento (legge di Betz).

Oltre a ciò bisogna aggiungere l’efficienza aerodinamica della turbina. Da questo si può calcolare la potenza meccanica estraibile

FUNZIONAMENTO DELLA PALA DELLA TURBINA

Il funzionamento della turbina dipende dalla forza di portanza che il vento esercita sulle pale del rotore

Il flusso incidente con angolo di attacco α sul profilo aerodinamico comporta una variazione di pressione sulle due facce, che si traduce in una forza di portanza (Lift)

Una componente (minoritaria) della portanza Ft produce lavoro, mettendo in rotazione la pala

MAPPE EOLICHE

Per avere una idea iniziale della possibile ventosità di un sito si ricorre a mappe calcolate a partire di dati disponibili a tutti. Wind Atlas (1990), CESI (2004/06)

MAPPA DEL CESI

È stata ricavata usando una griglia di 1 km di lunghezza. Per questo motivo formazioni di dimensioni più piccole rispetto alla griglia potrebbero essere considerate erroneamente.

La mappa non sostituisce alcuna misurazione in loco. La linea verde indica la nuova superficie orografica.

1 km

MAPPA DEL CESI - DETTAGLIO

Per avere una idea iniziale della possibile ventosità di un sito si ricorre a mappe calcolate a partire di dati disponibili a tutti.

CESI (2004/06) (www.cesiricerca.it) 50metri

http://www.cesiricerca.it/�

CAMPAGNA DI MISURA – INDAGINE NECESSARIA

RAGIONI CHE RENDONO FONDAMENTALE L’ESECUZIONE DI UNA CAMPAGNA ANEMOMETRICA Opportunità di conoscere le reali condizioni di vento esistenti nel sito di

installazione

Forte influenza di orografia e rugosità a bassa quota

La scelta della tecnologia e della turbina eolica più idonea dipende dalle condizioni di vento esistenti in sito

Ottimizzazione del posizionamento della turbina e dell’altezza del mozzo della navicella

Minimizzazione del rischio imprenditoriale di realizzare un impianto poco produttivo

Possibilità di fornire dati anemologici certi ed in sito ai fini di analisi di producibilità per eventuali forme di finanziamento del progetto

CAMPAGNA DI MISURA – STRUMENTAZIONE

Strumentazione necessaria alla campagna anemometrica:

Uno o più sensori di misura della velocità del vento

(anemometri) Uno o più sensori di misura della direzione del

vento (banderuole)

Centralina di acquisizione e memorizzazione dei dati (data logger)

Sistema di alimentazione (batterie,

pannello solare)

CAMPAGNA DI MISURA - STRUMENTAZIONE

Supporto del sensori di misurazione del vento

Strutture di supporto esistenti Attenzione alle deformazioni del flusso + economico Adatto per impianti di micro eolico – 0.5 – 5 kW

Palo da antenna (poche centinaia di Euro) (fino a 10 m, max 12m)

- difficile reperire tutti i pezzi + economico Adatto per impianti da 5-10 kW

Pali tubolari in alluminio o ferro zincato (dedicati)

+ maggiore solidità e rispetto delle norme internazionali sulle misurazioni di vento

Possibilità di misurare facilmente a 20, 30 o 40 m di altezza - costo maggiore - richiedono personale specializzato per il montaggio Adatto per impianti da 20 – 200 kW

CAMPAGNA DI MISURA - PROBLEMATICHE

Errori comuni sul misuratore Disturbo sul flusso dato dalla vicinanza del palo

(minimo 12-15 diametri dal palo)

Turbolenze del parafulmine o della direzione

Turbolenze esterne

Anemometri non calibrati

Posizione del braccio inclinata

Installazione non corretta del sensore

TURBOLENZE (E OMBRE) DEL PALO

Errori comuni sul misuratore Turbolenze del palo (15 diametri dal palo)

Turbolenze del parafulmine o della direzione

esempi:

Posizionamento non corretto dei sensori rispetto al palo

Ghiaccio

TURBOLENZE DOVUTE AD OSTACOLI

TURBOLENZE DOVUTE AD OSTACOLI

Caso della turbina vicino alla casa

15-20 H o più

H

turbolento

20 H 2 H

Casa di due piani H = 8m 2 H = 16 m 20 H = 160 m

FLUSSO SU CAMBI DI RUGOSITÀ

Nel caso di flusso su cambi di rugosità , la turbolenza associata si propaga fino a distanze di 100 volte l’ingombro che causa la turbolenza

Es. foresta con alberi alti 20 m H = 20 m 100 H = 2000 m

OSTACOLI – 2

Evitare le turbolenze in altezza Bergey Excel Potenza: 7 kW Diametro:7 m Altezza:25 m Palo strallato ! rumore

OSTACOLI – 3

Micro turbine, meno sensibili alle turbolenze

Ampair; LVM Potenza: 0,1 kW; 0,05 kW Diametro:1 m ! Rumore/ Vibr.

CAMPAGNA DI MISURA – TIPICHE DIFFICOLTÀ

DIFFICOLTÀ PRINCIPALI NELLE MISURE Costo della misura in confronto con il costo del progetto Livello di conoscenze di chi controlla la campagna anemometrica

e lo stato della manutenzione Tempo necessario per le misure

DIFFICOLTÀ DI INTERPRETAZIONE DEI DATI

Modello dello spazio aereo circostante la misura Modello degli ostacoli Costo della modellazione

“Siting”

SITOLOGIA

Per avere una idea della direzione prevalente e anche della possibile ventosità di un sito si può utilizzare lo schema di Griggs Putnam delle modificazioni delle conifere.

Valutazione degli accessi Riferimento alle “trasportation guidelines”

del costruttore.

Valutazione della connessione Richieste formali a Terna o a enel

distribuzione.

Valutazione dei vincoli Siti regione, SITAP, Piani di bacino,

Zonizzazione acustica comunale, PRG.

SITING - LEGGI DEL WIND-SHEAR

Su un terreno pressoché pianeggiante, il profilo verticale del vento ha un andamento che può essere descritto da una legge logaritmica e dipende dalla rugosità z0 del terreno

SITING - LEGGI DEL WIND-SHEAR

Effetto collina, restringimento del tubo di flusso compresso tra superficie terrestre e pressione della stratificazione atmosferica

Conseguente aumento della velocità di passaggio dell’aria per effetto della conservazione della quantità di moto

A1 A2

SITING - FLUSSO SU PERCORSI COMPLESSI

Nel caso di flusso su pendii ripidi ci possono essere casi di distacco del flusso e di formazione di bolle di separazione, ossia di turbolenze

SITING – TURBOLENZA DEL VENTO

wind speed

mean value

turbulent fluctuation

Turbolenza: fluttuazioni stocastiche della velocità del vento

In uno strato limite, la turbolenza è dovuta alla viscosità del fluido, ed alla sua interazione con il terreno

La turbolenza dipende dal wind shear, quindi dall’orografia, vegetazione e presenza di ostacoli (i.e. friction velocity)

Intensità Turbolenta : ( )

u

uN

uI

N

ii

u∑=== 1

2'1σ

SITING – SPETTRO DI FREQUENZA DEL VENTO

Curva di Van der Hoven, illustra con quali frequenze avvengono i cambiamenti meteo. Nella finestra 1 ora – 10 minuti non avvengono statisticamente importanti cambiamenti, e perciò questa frequenza di campionamento dei dati vento è indicata per avere medie stabili

Densità di potenza 4 giorni

12 ore

1 anno

Frequenza

Tipico intervallo di tempo tra record misurati dall’anemometro: 10 minuti

SITING – SOFTWARE ANEMOLOGICI

Per descrivere al meglio la complessità dei fenomeni aerodinamici che caratterizzano la ventosità di un sito (wind shear, turbolenza ecc.) è possibile utilizzare software che risolvono il campo aerodinamico:

WAsP Wind Pro Wind Farmer Wind Farm ……

WindSim Meteodyn

Anni ‘80 Anni ‘90 Anni ‘00

Algoritmi di calcolo lineari Algoritmi non-lineari

Calcolo risorsa eolica, energia Calcolo risorsa eolica, energia Vari impatti ambientali

Calcolo risorsa eolica basato sulla CFD, energia,

DATI DEL VENTO PRELIMINARI

Aeronautica Aeroporti

Autostrade Enti locali ARPA Centri Meteo (es. Meteo Italia)

DATI VENTO AUTOSTRADE

Rete autostradale italiana Dettagli stazioni meteo

DATI VENTO AUTOSTRADE – PROBLEMI TIPICI

Ma spesso …

.. La qualità dei dati disponibili non è ottimale!!

MCP – MEASURE CORRELATE PREDICT

Cosa è il metodo MCP È un metodo che consente di ricalcolare i parametri di ventosità di un

sito in cui si ha una base dati scarsa, usando i dati di una altra stazione non sul sito con una base dati di lunga durata

Risultati Velocità media a lungo termine Rosa dei venti corretta


Dati di input Anemometro sul sito

1 anno di dati (ma si può fare una analisi provvisoria con meno dati)

Anemometro meteo 5-10 anni di dati Sovrapposizione temporale dei dati sul sito ai dati dell’anemometro meteo Esposizione allo stesso regime di venti Analisi della situazione dell’anemometro storico negli anni (vegetazione,

ostacoli) Fonti: Aeronautica, Autostrade, Enti pubblici (parchi, servizio antiincendio,

Agenzie di protezione ambiente), Altri sviluppatori, Stazioni meteo private


1) Correlazione delle direzioni di vento

ANALISI DELLA CORRELAZIONE : PROCEDIMENTO

U = mV + q

V

U

Coefficienti correlazione:

2) Correlazione delle velocità per ogni settore di direzione (es. regressione lineare)


Previsione Dai parametri di correlazione tra le due serie di dati si può

sintetizzare una rosa dei venti di lungo periodo, che rappresenta la ventosità nel sito includendo il contenuto informativo del periodo temporale esteso

Distribuzione in frequenza di lungo periodo in sito

STUDIO DELLA PRODUZIONE PER MINI-EOLICO

Fase 1: 0.5 mesi Fase 2: 6 mesi Fase 3: 0.5 mesi Fase 4: 0.5 mesi VERIFICA

PRELIMINARE CAMPAGNA DI

MISURE CORRELAZIONE CON

ALTRI DATI STUDIO DI RISORSA EOLICA E PRODUZIONE ENERGETICA

Analisi atlante eolico italiano

Installazione anemometro (secondo specifiche esigenze)

Identificazione dei dati anemometrici di lungo periodo da utilizzare

Modello digitale del terreno, che tenga conto di orografia e rugosità

Verifica in sito per analisi esposizione al vento, presenza ostacoli, orografia e rugosità locale, ecc.

Misurazione e registrazione dati per circa 6 mesi

Eventuale verifica di correlazione con dati di vento di provenienza satellitare

Analisi aerodinamica con software di calcolo opportuno, implementazione della climatologia sperimentale

Scelta del sito per misure ed installazione del mini eolico

Elaborazione preliminare dei dati, filtraggio dati non validi

Correlazione e determinazione di una climatologia di medio-lungo periodo

Determinazione risorsa eolica e stima di produzione energetica per la turbina di progetto

Valutazione produttività e del progetto in un tempo complessivo di circa 7-8 mesi ed a costi sufficientemente contenuti

INDICE – 2a Parte

Tecnologia - Scelta dell’aerogeneratore

Fasi di sviluppo di un progetto Inserimento degli impianti eolici nella rete

infrastrutturale Tecnologia disponibile Scelta della tecnologia più idonea in relazione al

progetto in sviluppo

ANALISI Campagna di misure

anemometriche Installazione

delle stazioni di misura

Recupero e filtraggio dei dati

Analisi preliminare dei dati

Studio anemologico Correlazione con

dati storici Stima potenziale

eolico

PRE-FATTIBILITÀ Verifica preliminare di:

Caratteristiche del sito

Ostacoli Possibilità di

connessione Studio preliminare

risorsa eolica Ricerca dati

storici Consultazione

atlante eolico Valutazione

esposizione ai venti

Esclusione di vincoli

PROGETTAZIONE Stima

producibilità Scelta della

tipologia di aerogeneratore

Valutazione di produzione dell’impianto

Calcolo delle perdite

LE FASI DI SVILUPPO DI UN PROGETTO MINIEOLICO

FASI DI SVILUPPO DI UN PROGETTO

Ricerca del sito e prefattibilità Contatto con le amministrazioni e i proprietari Progetto e autorizzazione Finanziamento Costruzione Gestione

Scelta del sito- Posizionamento anemometro

Progetto e autorizzazioni

Finanziamento Verifiche di produzione

Costruzione Trattative con enti locali

Tempo/anni

FASI DI UN PROGETTO - ASPETTI COINVOLTI

Esempio

REALIZZAZIONE DELL’IMPIANTO

Progetto / scelta della

turbina

Autorizzazione / DIA Normativa

e contratti

Finanziamento

Costruzione

FASI DI UN PROGETTO - ASPETTI COINVOLTI

Influenze reciproche

Progetto / scelta della

turbina

Autorizzazione / DIA

Normativa e contratti

Finanziamento

Un progetto scadente rende impossibile il finanziamento

Il finanziamento non può prescindere dalle condizioni contrattuali e dal progetto

Il progetto necessita di contratti coerenti

Le clausole contrattuali devono permettere il progetto

Eventuali prescrizioni devono avere un senso tecnico

Il progetto deve rispettare i vincoli di legge

DESCRIZIONE DELLA TECNOLOGIA

Le macchine eoliche sono sistemi preposti alla conversione dell’energia cinetica del vento in energia elettrica o meccanica

Aeropompe e Aerogeneratori

CLASSIFICAZION PER POTENZA DEGLI AEROGENERATORI

Si parla di classi di potenza degli aerogeneratori micro

mini Multi MW

SISTEMI EOLICI ISOLATI, CONNESSI A RETE, IBRIDI

Sistemi eolici Isolati (off grid) Le turbine eoliche sono utilizzate ai fini dell’accumulo di energia elettrica

principalmente per:

Alimentazione di utenze isolate (minieolico)

Ricarica batterie (micro-eolico per diporto nautico, stazioni meteo, ripetitori)

E’ comunque necessario un sistema di accumulo dell’energia (meccanico, idraulico o elettrochimico)

Sistemi eolici Connessi a rete (on grid)

E’ la rete stessa a fare da “sistema di accumulo”, utilizzando l’energia prodotta in modo discontinuo dalla turbina

Beneficiano dei sistemi di incentivazione


Sistemi eolici Ibridi

wind PV

diesel

inverter

Ideali per alimentazione di comunità isolate non servite dalla rete, ad esempio le isole

Possono essere in serie, a commutazione o in parallelo

La diffusione è ostacolata dal fatto che spesso le comunità isolate possono acquistare gasolio a prezzo inferiore a quello di mercato


TECNOLOGIE DISPONIBILI

Asse orizzontale (sopravvento, sottovento)

Asse verticale

+ potenza

+ efficienza

- rumore

- robustezza

+ robustezza

+ silenziosità

- efficienza

- costo

TECNOLOGIA

SCELTA DELLA TECNOLOGIA Turbine ad asse verticale o ad asse orizzontale

vantaggi svantaggi

No navicella in quota (torre snella) Venti modesti in prossimita’ del suolo

Effetto panemone (autorientante) Rendimento inferiore a HAWT

Efficace per siti su pendii Turbina non auto avviante

Minore rumorosità No controllo passo (controllo complesso per velocità di rotazione costante) Manutenzione complessa

Maggiore area occupata

• VAWT vs HAWT

SCLETA DELLA TECNOLOGIA Rotore sopravvento o sottovento

Rotore sopravento Rotore sottovento

No interferenza torre Effetti interazione torre-rotore

Rotore non auto-allineante Rotore auto-allineante Fatica ridotta sulla struttura

Opportunita’ rotore flessibile

Nelle turbine ad asse orizzontale, il rotore può essere sopravento o sottovento rispetto alla navicella

SCELTA DELLA TECNOLOGIA Numero delle pale

Numero di pale da 1 a … molte Dal numero di pale dipende: • Il coefficiente di potenza e la velocità di rotazione • Peso navicella • Sollecitazioni della struttura • Costi

Monopala Bipala

Multipala

SCELTA DELLA TECNOLOGIA Numero delle pale

Bipala vs Tripala

2 pale 3 pale Minor costo del rotore (peso rotore minore) Maggiore bilanciamento delle forze

aerodinamiche Maggiore rumorosità (velocità periferica maggiore)

Maggiore stabilità meccanica (forze giroscopiche bilanciate)

Maggiore complessità di progettazione (necessita di un mozzo oscillante)

Coppia motrice più uniforme

Erezione più semplice (assemblaggio rotore a terra)

Visivamente è meno impattante Maggiormente commercializzato

SCELTA DELLA TECNOLOGIA Tipo di accoppiamento elettromeccanico

Indiretto (rotore-riduttore-generatore elettrico)

Generatore ad alta velocità e poche coppie polari

Generalmente asincrono (induzione) Con una/due velocità di rotazione o un

campo limitato di variabilità (opti-slip®)

Diretto (rotore-generatore elettrico) Generatore a bassa velocità e molte

coppie polari Velocità variabile (20-40 rpm) Generalmente sincrono

Misto (Multibrid®)

SCELTA DELLA TECNOLOGIA Tipo di accoppiamento elettromeccanico

Velocità fissa Velocità variabile

Semplificazione della strategia di controllo

Possibilità di mantenere l’ottimo cinematico con conseguenti vantaggi in

termini di efficienza aerodinamica e

ottimizzazione strutturale delle pale

Possibile connessione diretta con la rete (inverter

non necessario)

Limitati problemi di risonanza

Capacità di “assorbire” le raffiche

Dipendentemente dalla soluzione di accoppiamento, il rotore può essere a velocità fissa o velocità variabile

PRODUZIONE ENERGETICA

GLI AEROGENERATORI HANNO UNA RESA ENERGETICA IN FUNZIONE DELLA VELOCITA’ DEL VENTO E DEI SEGUENTI PARAMETRI: Una velocità di cut-in compresa tra i 2 ed i 4 m/s Una velocità nominale pari a circa 12-14 m/s Una velocità di cut-off compresa tra 20 e 25 m/s

CONOSCERE LA FREQUENZA DI VENTO ALL’INTERNO DELLA FASCIA DI

FUNZIONAMENTO DELL’AEROGENERATORE DIVENTA FONDAMENTALE PER LA STIMA DELLA PRODUZIONE ENERGETICA:

CALCOLO DI PRODUZIONE ENERGETICA LORDA

Produzione Energetica annua AEP [kWh/year]

wind

)(87601∑=

⋅=N

iii PfAEP

Vref: si riferisce alle condizioni di vento estremo, ed esprime il valore di velocità massima (mediato su 10 minuti) che ha più elevata probabilità di occorrenza in un dato periodo di riferimento, tipicamente 50 anni. Vref deve essere calcolata in corrispondenza dell’hub di ciascun aerogeneratore.

Iref: Intensità della turbolenza (σ/V) a 15 m/s calcolato in corrispondenza dell’hub di ciascun aerogeneratore

NB: Per entrambi i parametri, il calcolo viene effettuato nella posizione dell’anemometro attraverso i dati da esso misurati, e quindi scalando presso le turbine attraverso analisi di micrositing

Da: CEI/IEC 61400-2, “Wind turbines – Part 2: Design requirements for small wind turbines”, 2006

CLASSIFICAZIONE ANEMOMETRICA IEC

CALCOLO DI PRODUZIONE SEMPLIFICATO

Per confrontare turbine diverse, si fa spesso riferimento alle

ore equivalenti alla max potenza come parametro di efficienza: hequiv (h)=Produz(kWh)\Pot.nomin.(kW)

Potenza nominale turbina: 1 kW

SENSIBILITA’ DELLA PRODUZIONE ALLA VENTOSITA’

+ 36% + 25%

diam: 13 m

SCELTA DELLA TECNOLOGIA

l’utilizzo di turbine con maggior diametro è più idoneo alla massimizzazione della produzione energetica In generale la curva di potenza delle turbine presenti sul mercato non è certificata

INDICE – 3a / 4a Parte

Implicazioni sostanziali nella scelta della torre di sostegno Tipologie di torri di sostegno esistenti

Dimensionamento delle opere civili Tipologie di fondazioni utilizzabili Dimensionamento delle fondazioni

Progettazione dell’impianto elettrico

Dimensionamento dei cavi Criterio termico e criterio elettrico Sezioni cavidotti e pozzetti

TIPOLOGIE DI TORRE DI SOSTEGNO

TIPOLOGIE DI TORRE DI SOSTEGNO

Traliccio

Base in cemento con flangia affogata

In alternativa: palo strallato su fondazione

TIPOLOGIE DI FONDAZIONI

OPERE CIVILI – PREPARAZIONE FONDAZIONE

DIMENSIONAMENTO FONDAZIONI

NORME TECNICHE

Il calcolo strutturale è inquadrato delle Norme IEC: 61400-1 Turbine eoliche con A≥200 m2 D ≥ 16m 61400-2 Turbine Eoliche con A<200 m2

Le Norme stabiliscono: a) le condizioni a contorno con cui eseguire i calcoli dei carichi b) le metodologie con cui eseguire i calcoli dei carichi (modelli aeroelastici, misure, mod. semplificati ove possibile ecc.) c) gli intervalli di valori e la filosofia con cui scegliere il coefficienti di sicurezza d) la filosofia con cui elaborare i carichi per ottenere gli sforzi (quali componenti trascurare, come stimare il carico equivalente per la vita a fatica ecc.) d) le metodologie per estrapolare i dati statistici sui carichi e) NON sono un manuale di progetto!

Le Norme richiedono il calcolo dei carichi e quindi degli sforzi e dei coefficienti di sicurezza per una serie di casi di carico. Il concetto di caso di carico contiene di per se la probabilità che un certo evento avvenga in concomitanza con altri.


Le fondazioni superficiali, anche chiamate dirette, applicano una pressione subverticale al terreno su un'area di impronta allargata rispetto agli elementi portanti della sovrastruttura. Il piano di posa della fondazione deve essere posizionato ad una profondità tale da: oltrepassare lo strato superficiale di detriti e riporti o costituito da terreni

vegetali a scarse caratteristiche geotecniche; oltrepassare lo strato di terreno soggetto all'azione del gelo o a variazioni

stagionali del contenuto d'acqua; mettersi al sicuro dalla possibile erosione delle acque superficiali (soprattutto

per le fondazioni delle pile di ponti); essere esterno all'intervallo di oscillazione stagionale della falda; rispettare i vincoli geometrici relativi alla posizione del piano di posa delle

fondazioni vicine.


La pressione del vento è data dall’espressione: p = qref × ce × cp × cd dove:

qref è la pressione cinetica di riferimento

ce è il coefficiente di esposizione

cp è il coefficiente di forma (o coefficiente aerodinamico), funzione della tipologia e della

geometria della costruzione e del suo orientamento rispetto alla direzione del vento. Il suo valore può essere ricavato da dati suffragati da opportuna documentazione o da prove sperimentali in galleria del vento;

cd è il coefficiente dinamico con cui si tiene conto degli effetti riduttivi associati alla non contemporaneità delle massime pressioni locali e degli effetti amplificativi dovuti alle vibrazioni strutturali.


Categorie di esposizione del sito kr z0 (m) zmin (m) I 0,17 0,01 2 II 0,19 0,05 4 III 0,20 0,10 5 IV 0,22 0,30 8 V 0,23 0,70 12

Nelle fasce entro i 40 Km dalla costa delle zone 1, 2, 3, 4, 5 e 6, la categoria di esposizione è indipendente dall’altitudine del sito.

Classi di rugosità del

terreno Descrizione

A Aree urbane in cui almeno il 15% della superficie sia coperto da edifici la cui altezza media superi i 15 m

B Aree urbane (non di classe A), suburbane, industriali e boschive

C Aree con ostacoli diffusi (alberi, case, muri, recinzioni, ...), aree con rugosità non riconducibile alle classi A, B, D

D Aree prive di ostacoli o con al più rari ostacoli isolati (aperta campagna, aeroporti, aree agricole, pascoli, zone paludose o sabbiose, superfici innevate o ghiacciate, mare, laghi, ...)

L’assegnazione della classe di rugosità non dipende dalla conformazione orografica e topografica del terreno. Affinché una costruzione possa dirsi ubicata in classe di rugosità A o B è necessario che la situazione che contraddistingue la classe permanga intorno alla costruzione per non meno di 1 km e comunque non meno di 20 volte l’altezza della costruzione. Laddove sussistano dubbi sulla scelta della classe di rugosità, a meno di analisi rigorose, verrà assegnata la classe più sfavorevole.


VERIFICA DI SOSTENTAMENTO In questa verifica si controlla che il peso espresso dalla torre e dal generatore siano in

linea con quanto sostenuto dal terreno, ossia che : p < p adm dove p è il peso dell’aerogeneratore e

padm è il peso massimo ammissibile dal terreno Si usano normalmente dei fattori di sicurezza rispetto al soddisfacimento della

condizione di cui sopra. VERIFICA DI RIBALTAMENTO

La verifica di ribaltamento consiste nel calcolare con quale momento la struttura della fondazione dell’aerogeneratore si ribalta, e quindi verificare che il momento resistente sia maggiore del momento di ribaltamento massimo, ossia che:

ν = MS/MX = > 1.5 dove MS è il momento delle forze che si oppongono al ribaltamento rispetto al lembo esterno e MX è il momento delle forze che favoriscono il ribaltamento rispetto allo stesso punto

OPERAZIONI DI INSTALLAZIONE

Caso di torre strallata e incernierata

PROGETTAZIONE IMPIANTO ELETTRICO

ELETTRODOTTI MT o BT

Definizione tracciato cavidotti (eseguibilità scavi, sezioni, piano particellare, disciplinare strade esistenti)

Dimensionamento dei cavi in base alla potenza dei singoli generatori e dell’impianto, e delle distanze di progetto.

Sintesi schema elettrico unifilare con sezioni e tipologie di cavo

Criterio elettrico (o della massima caduta di tensione ammissibile) Criterio termico (o del massimo riscaldamento ammissibile dei conduttori) Criterio economico (o del massimo tornaconto economico)

DIMENSIONAMENTO

DIMENSIONAMENTO IMPIANTO ELETTRICO

DIMENSIONAMENTO DEI CAVI Criterio termico

Si determina la sezione del conduttore in modo tale che la massima densità di corrente (e quindi la massima sovratemperatura rispetto all’ambiente circostante) non superi determinati valori di sicurezza. In base ai valori limiti delle portate di corrente (Iz) stabiliti dai costruttori dei cavi, nelle varie condizioni di posa, esse devono essere superiori alle correnti di impiego (IB)calcolate in ogni tratto che compone il circuito elettrico.

Dissipazione di energia per effetto Joule Aumento della Temperatura in seno al conduttore Riduzione della “vita utile” del conduttore

BZ

Z

IIKKII

>= 210


Note la potenza transitante lungo il conduttore, la tensione nominale dell’impianto, la lunghezza del conduttore, si determina la sezione del conduttore in modo tale che in nessun punto della linea venga superata la c.d.t. massima consentita.

Sr

VVV

VPI

xrLIV

B

B

ρ

ϕ

ϕϕ

=

∆=∆

=

+=∆

100%

cos3

)sincos(3 Caduta di tensione Corrente di impiego Caduta di tensione %

Resistenza cavo

DIMENSIONAMENTO DEI CAVI Criterio elettrico


ELETTRODOTTI MT– OPERE CIVILI RELATIVE

Sezione cavidotti e pozzetti tipici

INDICE – 4a Parte

Manutenzione e gestione

Condizioni generali Manutenzione ordinaria Manutenzione straordinaria Gestione dell’impianto

MANUTENZIONE E GESTIONE: CONSIDERAZIONI GENERALI

I mini generatori eolici sono macchine semplici e robuste, in grado di funzionare autonomamente senza la necessità di particolari interventi esterni.

Di norma si realizzano due interventi all'anno di controllo e manutenzione, ad un costo pari a circa il 2-3% dell'investimento complessivo.

La manutenzione richiesta dipende molto dalla taglia della turbina e dal fatto di avere o meno il moltiplicatore di giri

Normalmente fino a 50-60 kW utilizzando macchine con generatori sincroni a magneti permanenti e ad accoppiamento diretto (senza quindi moltiplicatore di giri) si evitano i cambi d’olio del moltiplicatore

Tanto più la macchina è semplice, tanto meno manutenzione è necessaria. Una macchina a controllo passivo (imbardata passiva, con timone), senza elettronica a bordo, dà pochi problemi di manutenzione

Nelle macchine di taglia superiore aumenta l’incidenza dell’elettronica e quindi è molto importante il sistema di controllo della turbina ed il monitoraggio da remoto di funzionamento dell’impianto

Le attività di manutenzione si distinguono in: Manutenzione ordinaria Manutenzione straordinaria

MANUTENZIONE

Controllo di efficienza e funzionalità del generatore:

Controllo degli organi di trasmissione Verifica di usura dei componenti Controllo del circuito idraulico per l’afflusso di olio lubrificante

Verifica del sistema di controllo della turbina eventi di forte ventosità:

macchine con controllo del passo delle pale macchine a ribaltamento del rotore Controllo per imbardata del rotore

Manutenzione del trasformatore (ove presente, normalmente per P > 100 kW

Controllo del livello e della temperatura dell’olio Pulizia generale del trasformatore Controllo di tenuta delle guarnizioni

Monitoraggio dell’immissione in rete

Controllo di funzionamento del convertitore di frequenza e tensione

GESTIONE DELL’IMPIANTO

Verifica di funzionamento della turbina

Pianificazione delle attività di manutenzione

Controllo da remoto dell’impianto

Rapporti con il GSE (Gestore dei Servizi Elettrici)

Monitoraggio delle condizioni di vento

BIBLIOGRAFIA

Wind Energy Handbook - Tony Burton, David Sharpe, Nick Jenkins, Ervin Bossanyi, 2001, John Wiley & Sons, Ltd.

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