Problematiche e dati di emissione di rumore sulle...

Problematiche e dati di emissione di rumore sulle attuali turbine eoliche

G.A. Zanetta

Area: Produzione e Fonti Energetiche

Giugno 2008

08002929 Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 1/42

CESI RICERCA S.p.A.

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comma 2 del D.M. 23 marzo 2006 per le attività di ricerca e sviluppo di interesse generale per il sistema elettrico. Piano Annuale di realizzazione 2008

Oggetto Problematiche e dati di emissione di rumore sulle attuali turbine eoliche

Area Progetto Deliverable

PRODUZIONE E FONTI ENERGETICHE Produzione di energia da fonte eolica con particolare riferimento ai sistemi off-shore 6.2

Note

La parziale riproduzione di questo documento è permessa solo con l'autorizzazione scritta del CESI RICERCA.

N. pagine 42 N. pagine fuori testo

Data 30/06/2008

Elaborato SSG – Gian Antonio Zanetta

Verificato SSG – Gabriele Botta

Approvato SSG – Luigi Mazzocchi

Elaborato Zanetta Gian Antonio (SSG)08002929 436732 AUT

Verificato Botta Gabriele (SSG)08002929 436407 VER

Approvato Mazzocchi Luigi (SSG)08002929 436596 APP

Elaborato Zanetta Gian Antonio (SSG)08002929 436732 AUT

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Indice

SOMMARIO............................................................................................................................................. 3

1 INTRODUZIONE ............................................................................................................................ 4

2 MECCANISMI DI EMISSIONE DI RUMORE NELLE TURBINE EOLICHE ...................... 6

3 PROBLEMATICHE CONNESSE ALLA IMMISSIONE DI RUMORE PRODOTTO DALLE TURBINE EOLICHE DI MEDIA O GRANDE POTENZA....................................... 14

4 NORMATIVA, LEGISLAZIONE E TECNICHE DI MISURA................................................ 17

5 RACCOLTA DI DATI DI EMISSIONE DI RUMORE DALLE TURBINE EOLICHE........ 25

6 ELABORAZIONE DEI DATI DI EMISSIONE DI RUMORE................................................. 29

6.1 Livelli di potenza sonora................................................................................................... 29 6.2 Spettri di potenza sonora................................................................................................... 33

7 CONCLUSIONI.............................................................................................................................. 36

RIFERIMENTI ...................................................................................................................................... 37

APPENDICE 1........................................................................................................................................ 39

APPENDICE 2........................................................................................................................................ 40

APPENDICE 3........................................................................................................................................ 41


STORIA DELLE REVISIONI Numero revisione

Data Protocollo Lista delle modifiche e/o dei paragrafi modificati

0 30/06/2008 08002929 Prima emissione SOMMARIO

Il presente rapporto documenta un’attività di ricerca svolta nel primo semestre 2008 nell’ambito del progetto “Produzione di energia da fonte eolica con particolare riferimento ai sistemi off-shore” dell’Area “PRODUZIONE E FONTI ENERGETICHE”, una delle quattro Aree di ricerca definite nell’accordo di programma triennale tra il Ministero per lo Sviluppo Economico e CESI RICERCA S.p.A. stipulato il 21 giugno 2007. La ricerca svolta ha avuto lo scopo di tracciare un quadro aggiornato e sufficientemente esauriente delle problematiche associate alla emissione di rumore da parte degli aerogeneratori, con una panoramica sui diversi aspetti, quali le sorgenti di rumore in una turbina eolica, i progressi tecnologici ottenuti nella riduzione del rumore emesso, la percezione degli effetti del rumore nelle aree limitrofe agli impianti, il quadro legislativo e normativo di settore. Sono stati quindi raccolti ed elaborati dati di emissione di rumore per turbine di media e grande potenza, sulla base dei quali si sono calcolati valori di validità generale dei livelli di emissione a velocità del vento tipiche del calcolo previsionale per classi di potenza delle macchine, ovvero in funzione del diametro di rotore delle turbine o della velocità del vento; è stato anche esaminato l’effetto sul livello di rumore emesso dell’altezza del mozzo della turbina. E’ stata definita l’incidenza percentuale sul parco macchine del rumore tonale, che può comportare penalizzazioni in fase di autorizzazione. E’ stato poi ottenuta una distribuzione spettrale in frequenza tipica delle turbine eoliche di validità generale. Questi risultati mettono a disposizione informazioni sufficientemente affidabili in sede di calcolo acustico previsionale, almeno per un primo progetto di fattibilità.


1 INTRODUZIONE

Le politiche di sviluppo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili hanno trovato ulteriore impulso a livello planetario con la ratifica del Protocollo di Kyoto. Gli obiettivi di incremento di produzione di energia elettrica da sorgenti rinnovabili conseguentemente fissati per l’Italia dalla Direttiva Europea 2001/77/EC sono stati inseriti nel Decreto Legge 387 del 29 Dicembre 2003. In particolare, per l’energia eolica la quota obiettivo di energia prodotta per il periodo 2008÷2012 è pari a 5 TWh/anno, ciò che corrisponde all’incirca ad una potenza installata di 2500 MW. In realtà, già nel 2006 si era arrivati a 2123 MW installati [1] e la quota obiettivo di potenza installata è stata raggiunta e superata nel 2007, mentre si può stimare sulla base dei piani regionali e di richieste di autorizzazioni di nuovi impianti che la totale potenza installata entro il 2010 sarà prossima a 5000 MW, ovvero al doppio degli obiettivi fissati. Pur essendo l’energia totale prodotta dagli impianti eolici circa pari solo all’1% dell’energia globalmente prodotta in Italia (a dati consolidati 2006), l’incremento percentuale di potenza installata nel 2007 rispetto all’anno precedente è stato pari al 28%, con la potenza totale installata arrivata a 2726 MW, grazie ad un aumento nell’anno di 603 MW, associato all’installazione di 368 nuove unità. I nuovi parchi eolici includono macchine di potenza compresa tra gli 800 kW ed i 3.0 MW, con prevalenza di turbine da 850 kW (132 unità) e da 2.0 MW (115 Unità) e con potenza media prossima a 1650 kW. Tra le nuove installazioni vi sono anche 36 unità da 3.0 MW, anche se un freno all’installazione delle macchine di maggior taglia è spesso costituito da problemi di accesso ai siti nelle aree montane. Sul territorio nazionale sulla terraferma, la producibilità media equivalente alla massima potenza di un impianto eolico si può fare pari a 2000 ore/anno, ovvero a 2000 MWh/MW installato; per impianti off-shore si sono stimati valori superiori, anche fino a 3000÷3500 MWh/MW. Il costo medio di investimento di impianti eolici nel 2007 in Italia può essere valutato in una fascia di costo di 1.6÷1.8 M/MW installato, di cui mediamente il 75% è a carico dell’aerogeneratore ed il restante 25% è dovuto a fondazioni, infrastrutture elettriche e civili, manodopera, ecc.. Tale costo risulta essere notevolmente aumentato rispetto a quello del 2006, quando fu assunto dell’ordine di 1.2 M/MW [1]. Il costo di manutenzione annuale medio sulla vita dell’impianto viene di solito fatto pari al 2÷3 % del costo di installazione dell’impianto, ciò che si traduce in un costo O&M di circa 20 /MWh, tenuto conto del numero di ore/anno di funzionamento equivalenti alla massima potenza. Sempre nel 2007, il prezzo medio dell’energia sul mercato è stato circa pari a 71 /MWh, mentre è risultato pari a circa 120 /MWh (IVA esclusa) il prezzo in borsa dei certificati verdi, che sono riconosciuti fino a 15 anni dall’ingresso in esercizio commerciale dell’impianto, per gli impianti entrati in servizio a partire dal 2008; per gli impianti già in funzione al 31.12.2007 i certificati verdi erano riconosciuti per i primi 12 anni. Ipotizzando un costo del capitale dell’ 8% su una quota del 75% a debito e del 14% sul restante 25% di equity, si ha un costo medio ponderato del capitale pari al 9.5 % annuo. Se si assume un ritardo di due anni nell’entrata in esercizio commerciale rispetto alla disponibilità del capitale da investire e la restituzione anno per anno dell’utile realizzato, a valori 2007 il costo dell’investimento verrebbe recuperato entro il decimo anno di esercizio alla fine del quale si comincia ad accumulare un utile netto. Si tenga conto che la vita utile di un impianto eolico è di almeno 20 anni. Il quadro legislativo ed economico appena delineato giustifica l’attenzione della collettività ed il forte interesse degli investitori per la risorsa vento nella produzione di energia elettrica. Nonostante i rilevanti incrementi percentuali annui di potenza installata, la diffusione di nuovi impianti è talvolta ancora frenata da alcune indeterminatezze normative, che lasciano spazio alla riluttanza delle comunità locali che temono l’impatto ambientale degli impianti eolici. I timori sono dovuti soprattutto all’impatto visivo sul paesaggio, ma anche all’immissione di rumore nell’ambiente circostante. Si devono considerare anche altri fattori di contrarietà quali il passaggio dell’ombra delle pale (“flicker”), le possibili interferenze elettromagnetiche e l’impatto sulla fauna, soprattutto sui volatili per le installazioni a terra e sulla fauna marina per le installazioni off-shore, a causa del rumore a bassa frequenza. Ovviamente gli aspetti psicologici giocano un ruolo rilevante nel determinare il livello di accettazione di nuovi impianti di generazione eolica. La rumorosità dei parchi eolici era un fattore critico fino ad alcuni anni orsono. Grazie anche ai contributi di numerosi progetti europei espressamente dedicati alla problematica del rumore (vedasi


Appendice 1), il problema è stato affrontato efficacemente e nelle turbine di ultima generazione è stata ottenuta una significativa mitigazione del rumore emesso. Benché i moderni parchi eolici non siano particolarmente rumorosi in termini assoluti e lo siano in generale meno di molti altri insediamenti industriali, tuttavia il più delle volte essi sono siti in ambiente rurale, dove il rumore di fondo è molto basso, soprattutto in periodo notturno, quando si hanno condizioni di propagazione del rumore a terra meno favorevoli e l’effetto di mascheramento del rumore di fondo provocato dal vento stesso risulta conseguentemente attenuato. Pertanto il calcolo progettuale e la verifica in sito dei livelli assoluti e differenziali del rumore immesso nell’ambiente circostante sono adempimenti ineludibili per la progettazione, realizzazione e messa in esercizio di nuove installazioni. Risulta perciò utile richiamare brevemente i meccanismi di generazione del rumore nelle turbine eoliche, illustrare gli elementi legislativi e normativi che presiedono alla verifica della immissione di rumore e alla misura delle emissioni di una turbina eolica e fornire informazioni quantitative sulle sorgenti di rumore, che possano essere utilizzate almeno per un primo studio di fattibilità e per la conseguente stesura delle specifiche di fornitura di una nuova installazione su un sito prescelto. In particolare, nel rapporto vengono quindi documentati i valori numerici tipici di potenza sonora delle turbine eoliche, sia come valori globali sia come spettri in frequenza. I dati sono stati elaborati per quanto possibile con riferimento a fasce di potenza delle macchine e a caratteristiche costruttive e di esercizio. L’attenzione è stata focalizzata sulle turbine di media e grande potenza che sono quelle di preponderante interesse nelle installazioni recenti ed in quelle future.


2 MECCANISMI DI EMISSIONE DI RUMORE NELLE TURBINE EOLICHE

La potenza acustica emessa da una turbina eolica si compone in prima analisi di due diversi contributi: il rumore meccanico ed il rumore aerodinamico. Il rumore meccanico trae origine dai diversi componenti della macchina, quali il generatore elettrico e gli ingranaggi. Il rumore aerodinamico è generato dagli effetti di turbolenza dovuti dalla interazione dell’aria con le palette. Il rumore aerodinamico è la componente prevalente ed è quella che ha posto le maggiori difficoltà di controllo a livello progettuale. Un buon compendio dei meccanismi di emissione di rumore e delle problematiche connesse al rumore delle turbine eoliche in genere è contenuto in [2], da cui sono tratte buona parte delle note seguenti; gli autori del libro di testo [2] hanno preso parte a numerosi progetti europei in argomento. In Fig. 2.01 è riportato uno schema complessivo che rende conto in prima approssimazione dei diversi contributi alla potenza totale emessa dalla turbina. Lo schema ed i valori riprodotti da [2] sono riferiti a misure condotte nel 1992 su una turbina da 2 MW [3]. Nella figura, la dicitura “a/b” indica rumore trasmesso direttamente per via aerea (“air borne”), mentre “s/b” identifica il rumore che viene prima trasmesso dal particolare componente per via strutturale (“structure borne”). I valori assoluti di emissione indicati in Fig. 2.01 sono ovviamente da prendere con beneficio di inventario.

Fig. 2.01 - Sorgenti di rumore in una turbina eolica

Diversi componenti della turbina eolica contribuiscono al rumore meccanico. Le sorgenti principali sono gli ingranaggi del moltiplicatore, il generatore, i ventilatori del circuito di raffreddamento e gli ausiliari, tra cui i comandi idraulici del passo delle palette. Inoltre l’insieme strutturale di navicella, rotore e torre di sostegno possono emettere rumore a causa delle loro vibrazioni. Il rumore degli ingranaggi, prevalente tra quelli di origine meccanica, è trasmesso per via strutturale e può essere caratterizzato da componenti tonali, soggette a penalizzazione. Nelle turbine di recente costruzione, gli ingranaggi sono stati realizzati con denti elicoidali (che riducono il rumore di circa 1 dB per 1° di angolo dell’elica) e con speciali tecniche di realizzazione che assicurano una maggiore elasticità del nucleo ed una maggiore durezza superficiale, così da ridurne l’usura; inoltre sono stati significativamente ridotti gli effetti delle risonanze strutturali nella navicella. Questi interventi alla sorgente, hanno reso di minor peso l’effetto delle sospensioni elastiche tra la scatola degli ingranaggi e la navicella e tra la navicella ed il pilone, comunque presenti, e nell’insieme hanno ridotto significativamente il rumore meccanico degli ingranaggi. Un costruttore inoltre offre modelli di turbina eolica privi del moltiplicatore e come tali quindi privi del relativo rumore.

Il rumore aerodinamico provocato dal moto relativo tra aria e pala della turbina è causato da diversi meccanismi di generazione. Lo schema del flusso di aria incidente sul profilo della pala ed i fenomeni fluidodinamica che ne conseguono sono illustrati in Fig. 2.02.


Fig. 2.02 - Fenomeni fluidodinamici nell’impatto del vento sulla pala di una turbina eolica

Nell’aria che raggiunge il profilo della pala sul suo bordo di ingresso (leading edge) è presente una turbolenza naturale (inflow turbulence). Lo strato limite dell’aria che scorre a contatto con la superficie della pala può essere di tipo laminare o turbolento; la transizione tra i due regimi di flusso avviene per valori del numero di Reynolds compresi tra 1.E6 e 5.E6. Nella superficie superiore della pala il flusso viene fortemente accelerato appena a valle del bordo di ingresso, provocando un picco di depressione; un po’ più a valle il flusso rallenta nuovamente provocando un gradiente positivo di pressione, cui si accompagna un aumento di spessore dello strato limite ed eventualmente il distacco di vena dalla superficie, che può riattaccarsi alla superficie ancora più oltre, anche in funzione della turbolenza insita nel vento, della pressione atmosferica, della rugosità della superficie e dell’interazione dinamica con la struttura della pala. A valle della pala gli strati limite della superficie superiore in depressione (“suction side”) e di quella inferiore in pressione (“pressure o lifting side”) si combinano per dare luogo alla scia vorticosa dell’aria che abbandona la pala. Alla estremità esterna della pala (“blade tip”) la differenza di pressione sulle superfici inferiore e superiore della pala tende a compensarsi, causando un flusso trasversale che genera vortici di estremità.

Fenomeni di perturbazione del flusso di minore entità sono dovuti al passaggio delle pale davanti alla torre. Il passaggio delle pale davanti alla torre provoca rumore a bassa frequenza legata al numero e velocità di rotazione delle pale, solitamente quindi al di sotto dell’udibile. Casomai queste frequenze possono essere di disturbo per l’interazione con risonanze strutturali di edifici, provocare disagi fisiologici alle persone o essere di disturbo per la fauna, in particolare marina. Tali effetti sono ovviamente molto più marcati nelle turbine in cui il rotore è sottovento rispetto alla torre (“downwind turbines”), ciò che non è più il caso nelle moderne turbine di media e grande potenza (“upwind turbines”), per le quali si possono piuttosto avere effetti secondari di scia da altre turbine.

L’effetto della turbolenza insita nel vento all’ingresso della superficie della pala (“inflow turbulence”) genera rumore a larga banda in un range di frequenza fino a 1 kHz ed è percepito come un fischio o un sibilo. La frequenza del rumore generato è funzione delle dimensioni dei vortici portati dal vento. La frequenza del suono generato aumenta al diminuire delle dimensioni dei vortici, entrando nel campo dell’effettivo disturbo sonoro (f 100 Hz) quando questi ultimi hanno dimensioni minori o uguali della corda della pala. L’intensità del rumore generato è allora proporzionale U

5, dove U la velocità relativa del vento rispetto al profilo della pala nella generica sezione della pala. Forma del profilo della pala e raggio di curvatura del profilo d’ingresso della pala hanno significativa importanza sulla generazione di questo rumore aerodinamico, la cui entità tuttavia è ritenuta essere minore rispetto alla sorgente di rumore provocata dal flusso sul bordo d’uscita della pala. Sono stati sviluppati diversi modelli semiempirici per la stima di frequenza ed intensità del rumore emesso al bordo d’ingresso della pala. Le


formulazioni originali sono state proposte da Amiet [4] e Lowson [5] e sono riprodotte in [2] e adottate da diversi codici di calcolo [6].

Il rumore che si genera sul bordo posteriore della pala (“trailing edge noise”) è provocato dall’interazione con il profilo di uscita della pala dei vortici turbolenti che si creano sulla superficie della pala all’interno dello strato limite, dove la turbolenza induce un campo di pressione fluttuante (Fig. 2.03).

Fig. 2.03 - Meccanismi di generazione del rumore sul bordo di uscita della pala

Il rumore aerodinamico per turbolenza sul bordo di uscita è percepibile come un sibilo, ovvero un rumore a larga banda con un picco solitamente compreso tra 500 e 1500 Hz. L’intensità di questa tipologia di rumore immesso ad una distanza r dalla sorgente ha la seguente proporzionalità:

( )θαρ 32

25300 cos

rsl

McI ∝ (2.01)

dove M è il numero di Mach U/c0, con c0 velocità del suono, U velocità di trasporto dei vortici, che è minore della velocità della vena libera; è un fattore di turbolenza, s la lunghezza della sezione della pala, l la dimensione dei vortici turbolenti, θ è l’angolo formato dalla direzione media del vento incidente con la normale al profilo della pala. L’intensità del rumore emesso dipende inoltre dall’efficienza di radiazione del profilo del bordo di uscita. A questo riguardo sono stati proposti accorgimenti di diversa natura ([2], §8.3), quali bordi arrotondati (“beveling”, Fig. 2.04a), con seghettature (“serrated trailing edge”, Fig. 2.04b) o porosi, sulla cui effettiva efficacia non vi erano tuttavia conclusioni univoche.

a

b Fig. 2.04 - Riduzione del rumore con interventi sul profilo delle pale

Quando l’angolo di incidenza del vento rispetto al profilo della pala aumenta oltre un valore limite si possono verificare le condizioni di stallo, con un considerevole flusso instabile sul dorso della pala. Alcuni autori hanno valutato che il rumore emesso può aumentare di 10 dB rispetto a quello normalmente prodotto dalle turbolenze sul bordo di uscita. Ovviamente le condizioni di stallo devono essere evitate. Una possibile contromisura è quella di aggiungere delle piccole alette (Fig. 2.05), di altezza non superiore ad 1 cm ed inclinate tra di loro, sul dorso della pala che creano dei vortici in grado di prevenire le condizioni di stallo1.

1 Vedasi sito web : http://www.windpower.org/en/tour/rd/index.htm


Fig. 2.05 - Alette per contrastare le condizioni di stallo

Il rumore dovuto ai flussi d’aria alla estremità della pala ha anch’esso una natura analoga a quello del bordo di uscita della pala, al quale comunque si somma e dipende dalla quinta potenza della velocità del flusso. Questo rumore presenta uno spettro a larga banda. Nel corso dei progetti europei del programma Joule II sono stati studiati e sperimentati, sia in laboratorio sia in campo, diversi profili di estremità di pala, a volte con risultati controversi [2]. Prove in campo su turbine commerciali hanno indicato che il miglior profilo dal punto di vista della emissione di rumore era quello “a coltello” indicato come LM 14.4 in Fig. 2.06a. Lo stesso tipo di profilo di estremità della pala è adottato per esempio nelle turbine di grande potenza della Mitsubishi2 (Fig. 2.06b).

a

b Fig. 2.06 - Profili di estremità delle pale per la riduzione del rumore

Pareri discordi esistevano anche circa l’importanza relativa del contributo alla potenza sonora emessa da parte della estremità della pala. E’ oggi opinione condivisa tra diversi autori che il rumore aerodinamico al bordo di uscita della pala costituisca il maggior contributo alla totale potenza sonora emessa dalla turbina eolica. Nel corso del progetto europeo SIROCCO è stato mappato in campo il contributo del rumore emesso dalle diverse aree del piano del rotore della turbina [7]. Le misure sono state effettuate su una turbina GAMESA da 850 kW e su una turbina GE da 2.3 MW, entrambe con tre pale. E’ stato osservato, come da Fig. 2.07, che l’area di maggiore emissione percepita da un osservatore a terra di fronte alla turbina si verifica sulla pala durante la rotazione verso il basso. L’emissione non risultava massima alla estremità della pala, bensì a distanze dal mozzo comprese tra il 75% ed il 95% della lunghezza della pala.

2 Sito web : http://www.mhi.co.jp/power/e_power/topics/2004/jan_05.html


Turbina Gamesa 850 kW

Turbina GE 2 MW

Fig. 2.07 - Localizzazione delle sorgenti di rumore prevalenti in esercizio

Per pale che dovessero lavorare con bassi numeri di Reynolds (105 < Re < 106) e quindi con flusso laminare nello strato limite, si possono verificare instabilità con distacco di vena che si propagano sul profilo della pala e che possono provocare un forte rumore tonale. Questo problema, che si affronta cercando di spezzare la continuità dello strato laminare, può affliggere turbine di piccola o media taglia, mentre nelle turbine di media grande potenza che operano con numeri di Reynolds in generale > 3E6 fenomeni di instabilità per distacco di vena nel flusso laminare sono praticamente assenti.

Un ulteriore meccanismo di generazione del rumore aerodinamico è causato dagli smussi sul bordo di uscita. In date condizioni di flusso e di spessore del bordo può crearsi una scia di vortici di Von Karman che provocano un rumore tonale. Geometrie sfavorevoli del bordo di uscita possono portare anche a triplicare le vibrazioni della pala. Tuttavia questo problema può essere efficacemente eliminato adottando bordi di uscita ragionevolmente raccordati e sottili. Da ultimo, rumore aerodinamico può essere generato imperfezioni, sporcamento o danneggiamenti della superficie della pala. La Fig. 2.08 illustra possibili evenienze di generazione del rumore per effetto di imperfezioni superficiali.

Fig. 2.08 - Rumore dovuto a imperfezioni sulle superfici delle pale


Per la predizione del rumore complessivo emesso da una turbina eolica o anche per il rumore associato a singoli meccanismi di generazione discussi in precedenza sono state proposte diverse formulazioni e modelli, per lo più di tipo semi-empirico. Nel capitolo 5 di [2] vengono esaminati diversi approcci proposti in letteratura, tra i quali si individuano tre classi di differente complessità e dettaglio, in relazione alle procedure di calcolo e ai parametri di input richiesti. Vengono anche illustrati alcuni risultati ottenuti dal confronto tra valori calcolati e dati ottenuti da misure sperimentali. Le formulazioni riportate sono suscettibili di implementazione in semplici codici di calcolo, salvo le incertezze insite nella definizione di taluni parametri di input. Nel testo vengono anche indicati due codici di calcolo ([8], [9]) che incorporano le formulazioni proposte da vari autori per le diverse sorgenti di generazione del rumore aerodinamico. Riferimenti più aggiornati sono costituti, ad esempio, dal codice FAST del National Renewable Energy Laboratory (NREL) americano [6] e dal codice SILANT [7]. I modelli di base sono comunque sostanzialmente gli stessi. Un approfondimento sui modelli predittivi del rumore emesso dalle turbine eoliche è al di fuori degli scopi di questo rapporto. Di seguito si richiamano solo alcune semplici formulazioni tratte da [2], risalenti ai primi anni 1990, che dovrebbero consentire una stima di prima approssimazione della potenza sonora complessiva emessa di una turbina eolica sulla base di parametri fondamentali. La prima formula, originariamente proposta da Lowson [5], è basata sulla potenza nominale PwT della macchina espressa in [W]:

50log10 10 += WTWA PL [dBA] (2.02)

Una seconda formula, dovuta a Hau [10], lega la potenza sonora al diametro D del rotore:

72log22 10 += DLWA [dBA] (2.03)

Una terza formula elementare, dettata da Hagg [11], introduce la velocità VTipdella estremità della pala:

4log10log50 1010 −+= DVL TipWA [dBA] (2.04)

Le tre formule si possono applicare a titolo di esempio ad una turbina commerciale Vestas V90 da 2 MW (altezza del mozzo 115 m), il cui rotore ha un diametro di 90 m ed una velocità di rotazione alla massima potenza di 14.9 R.p.M.; per questa turbina il costruttore pubblica un dato di potenza sonora calcolato di 104.2 dBA, cui associa un’accuratezza di ±2 dBA. Si ottengono i risultati di Tab. 2.01.

Tab. 2.01–Stima dei livelli di rumore emesso con diverse formule elemntari Stima della potenza sonora di una turbina Vestas V90 da 2 MW

Vestas (calcolato) Lowson Hau Hagg 104.2 113.0 115.0 107.9

La formula (2.04) di Hagg fornisce un valore sensibilmente più basso rispetto alle altre due. Le altre due formule danno valori più prossimi tra di loro, ma comunque poco utili a chi dovesse effettuare valutazioni di impatto acustico in un nuovo sito. Bisogna considerare che, proprio per il fatto di essere abbastanza datate, è lecito supporre che le formule proposte siano state elaborate in realtà su turbine ben più rumorose di quelle più recenti. Considerazioni non molto diverse sono comunque riportate in [2], dove gli istogrammi riprodotti in Fig. 2.09 mettono a confronto le tre stime con valori misurati per 4 diverse turbine di taglia differente.


Fig. 2.09 - Stime del rumore emesso per diverse turbine eoliche

Anche in questo caso la formula di Hagg dava valori sottostimati rispetto alle altre due per le tre turbine di grossa taglia, ma non per questo più coerenti con i valori misurati.

Le formule (2.02) di Lowson e (2.04) di Hagg, appena sopra citate, suggeriscono peraltro come possa essere contenuto in maniera relativamente semplice il rumore emesso da una turbina eolica. Esse infatti indicano che la riduzione della potenza sonora emessa può essere ottenuta da una riduzione della potenza generata ovvero da una riduzione della velocità alla estremità delle pale, che comunque comporta una corrispondente riduzione della potenza elettrica generata, a parità di altri fattori. La riduzione della potenza dell’aerogeneratore può essere stimata ove siano note la curva adimensionale del coefficiente di potenza cP in funzione del rapporto di velocità alla estremità della pala (“Tip Speed Ratio”), calcolato come:

wVD 2Ω=λ (2.05)

dove e D sono la velocità di rotazione ed il diametro del rotore, mentre Vw è la velocità del vento. A titolo di esempio, nella Fig. 2.10 (tratta da [2]) sono riportati in grafico i valori stimati di riduzione della potenza sonora emessa ( a sinistra) e della potenza generata (a destra) in funzione della riduzione percentuale del parametro per una turbina da 2 MW, caratterizzata da un valore di progetto di = 7.3. Si osserva che una riduzione del 10% della velocità di rotazione comporta un contenimento della potenza sonora maggiore di 2 dBA, a fronte di una riduzione della potenza generata inferiore al 2%. Per contro la riduzione del diametro inficia pesantemente la quantità di potenza generata e non può essere preso in considerazione ai fini del controllo della emissione di rumore.

Fig. 2.10 - Effetti della variazione di velocità su rumore e potenza generata

Un’altra possibilità di intervento con turbina in esercizio per la mitigazione del rumore emesso è legata alla regolazione dell’angolo di passo delle pale (“pitch angle”). Lo schema di Fig. 2.11 chiarisce graficamente il significato dell’angolo di passo delle pale () e dell’angolo di attacco (), che dipende dalla velocità relativa del vento rispetto al profilo delle pale e dallo stesso angolo di passo; la misura di


questi angoli viene riferita per convenzione ad una sezione ad una distanza dalla estremità della pala pari al 30% della lunghezza della pala stessa, indicata a sua volta come valore del raggio di riferimento (Rref).

Fig. 2.11 - Schema di principio delle azioni del vento sulla pala

Come riportato in [2], nel corso del progetto europeo DEWI (vedasi Appendice 1) valutazioni a calcolo e misure sperimentali su turbine commerciali avevano portato a concludere che una riduzione di 1° dell’angolo di passo comporta una riduzione della potenza sonora emessa pari a circa 1 dBA. Anche questo provvedimento tuttavia comporta una riduzione della potenza generata, come dimostrano le curve della potenza generata alle diverse velocità del vento per tre diversi valori dell’angolo di passo (il valore 0° è quello di progetto) e dell’energia annua producibile, valutate per una turbina da 600 kW (Fig. 2.11) sempre nell’ambito del progetto DEWI.

Fig. 2.12 - Effetti della variazione dell’angolo di passo su potenza generata e producibilità annua

Poichè queste misure per la mitigazione del rumore emesso comportano una riduzione della potenza generata, esse possono essere prese in considerazione soprattutto nei casi di eventuale criticità per il funzionamento in ore notturne, quando i limiti di immissione di rumore sono più severi. Al contrario potrebbe essere valutato di poter agire sui parametri di velocità di rotazione ed angolo di passo per ottimizzare il rendimento della turbina anche a discapito della emissione di rumore, laddove quest’ultima non dovesse costituire un vincolo significativo, come forse potrebbe essere nel caso di installazioni off-shore.


3 PROBLEMATICHE CONNESSE ALLA IMMISSIONE DI RUMORE PRODOTTO DALLE TURBINE EOLICHE DI MEDIA O GRANDE POTENZA

Nell’introduzione si è fatto cenno alle attuali problematiche concernenti l’immissione di rumore nelle aree circostanti i parchi eolici. E’ interessante verificare ciò che a riguardo viene pubblicato in letteratura. Si sottolineano due posizioni alquanto differenti, che rispecchiano peraltro i rispettivi ruoli.

La prima è la posizione espressa dalle organizzazioni industriali della generazione eolica. Sul sito della associazione danese3 si legge che il rumore “non è un problema rilevante” atteso che venga rispettata una distanza dai ricettori sensibili più prossimi non inferiore a 7 volte il diametro del rotore o un minimo di 300 m. A distanza di 7 diametri si avrebbe in generale un rumore inferiore a 45 dBA. Ancora si afferma che la ricerca su palettature più silenziose continua, non tanto per il rumore emesso in sè, in quanto il rumore è “un problema minore”, quanto per il fatto di poter incrementare la potenza delle turbine aumentando la velocità di rotazione, evidentemente a parità di rumore emesso. Non diversamente sul sito4 di AWEA (American Wind Energy Association) si legge che “il rumore era una preoccupazione nei primi progetti di turbine eoliche, ma esso è stato ampiamente eliminato come problema per mezzo di un miglior progetto e con un adeguato allontanamento da insediamenti residenziali”. Anche in questo caso una distanza di 300 m da una turbina eolica viene indicata come sufficiente ad evitare qualsiasi significativo disturbo. Sul sito5 della britannica BWEA (British Wind Energy Association) si conclude che il rumore prodotto da tipici parchi eolici è così basso da non risultare percepibile nella maggior parte delle aree residenziali in Gran Bretagna. Sono comunque significativi gli sforzi per minimizzare qualsiasi impatto da rumore, ma i livelli sono così bassi, laddove si prendano le necessarie precauzioni, da venire sovrastati dal rumore del vento nella vegetazione. Viene menzionato un rapporto stilato nel 19996 sulla elettricità da fonti rinnovabili, in cui la Camera dei Lords concluse che “grazie ai miglioramenti tecnologici....il rumore non è più il problema che fu in passato”.

Non mancano tuttavia numerose voci di segno contrario; se ne citano di seguito solo alcune a titolo di esempio. Una nutrita raccolta di articoli di giornali, pubblicazioni, studi medici od altro si trova sul sito di WINDACTION, una organizzazione cui contribuiscono associazioni ambientaliste, esperti di energia e privati cittadini7 e che si propone di raccogliere e diffondere informazioni non orientate sulle problematiche della energia eolica. In particolare, sul sito si trova una sezione dedicata ai problemi del rumore generato dalle turbine eoliche, che alla data di accesso raccoglieva 45 documenti in materia. Alcuni degli articoli ivi raccolti si trovano anche su un sito ambientalista inglese8 (che riporta anche un nutrito elenco di pubblicazioni sugli effetti sulla salute del rumore in generale, ivi inclusi anche articoli relativi al rumore da turbine eoliche) e su uno americano9.

Tra gli altri contributi, un recente rapporto medico inglese [12] relativo agli effetti sulla salute dal rumore emesso dalle turbine eoliche, citato anche in numerosi altri siti, enfatizza i disturbi alla salute nei residenti in prossimità di parchi eolici provocati soprattutto da rumore a bassa frequenza, anche al di sotto dei 20 Hz, e da effetti di battimento del rumore, legati alla combinazione del rumore emesso dalle diverse turbine del parco. Nella appendice il rapporto documenta numerose testimonianze di persone più o meno pesantemente disturbate dal rumore. Nel rapporto si conclude che la distanza minima da una turbina eolica per un insediamento residenziale dovrebbe essere non inferiore a 1.0÷1.5 miglia (1600÷2400 m).

Un secondo rapporto redatto da due medici inglesi [13], dichiaratamente dedicato a problematiche legate ad impianti con turbine eoliche di altezza non inferiore a 50 m e con potenza nominale compresa tra 3 Sito web : http://www.windpower.org/en/tour/env/sound.htm 4 Sito web : http://www.awea.org/faq/wwt_environment.html#Noise 5 Sito web : http://www.bwea.com/ref/noise.html 6 House of Lords Select Committee on the European Communities, 12th Report, Session 1998-99, Electricity from

Renewables HL Paper 78 7 Sito web . http://www.windaction.org/ 8 Sito web : http://www.windturbinenoisehealthhumanrights.com/ 9 Sito web : http://www.savewesternny.org/health.html


0.75 e 2.0 MW, documenta un consistente numero di casi in cui sono stati lamentati problemi di disturbi alla salute ai residenti derivanti da rumore emesso dai parchi eolici ed elenca una ricca bibliografia di casi analoghi. Anche in questo caso, si tratta in prevalenza di effetti legati al rumore a frequenza infrasonora o comunque al di sotto dei 200 Hz, ovvero a rumore caratterizzato da fluttuazioni lente. Il rapporto conclude che la problematica è spesso sottovalutata a livello governativo e regolatorio e che spesso le indicazioni fornite dalla Organizzazione Mondiale della Sanità (VHO, World Health Organisation) sono sostanzialmente disattese [14]. Si suggerisce infine, in attesa di più consolidate evidenze, di imporre una distanza minima per l’installazione di parchi eolici di 2 km rispetto ai residenti.

Un rapporto prodotto dalla Noise Association10 inglese [15] affronta il problema degli effetti del rumore dovuto alle turbine installate a terra (on-shore) e rileva la discordanza di pareri sull’impatto del rumore da parte di diversi esperti di acustica. Uno degli aspetti discordanti riguarda la misura del valore efficace del vento, per cui la misura a 10 m non sarebbe sufficientemente rappresentativa ed i valori efficaci di vento sarebbero in realtà considerevolmente più elevati con conseguente maggior rumore effettivo, soprattutto nel periodo notturno. Il rapporto, dopo aver citato alcune indagini che mettono in luce la percezione del rumore da parte dei residenti nelle aree circostanti gli impianti eolici ed aver commentato gli effetti nocivi sulla salute, conclude che andrebbe preservata una distanza non inferiore a 1÷1.5 miglia tra insediamenti residenziali e parchi eolici. Per la valutazione dell’impatto acustico delle turbine eoliche, suggerisce inoltre l’adozione della pesatura “C”.

Una rassegna abbastanza recente delle problematiche del disturbo da rumore delle turbine eoliche è stata prodotta per la Swedish Environmental Protection Agency [16]. Lo studio conclude che indagini statistiche effettuate tra residenti in prossimità dei parchi eolici dimostrano che il rumore aerodinamico è il più disturbante e che esiste una correlazione tra i livelli di rumore ed il disturbo percepito, che peraltro è acuito dalla concomitanza da fattori quali l’impatto visivo sul paesaggio ed il ripetersi del passaggio delle ombre delle pale. Il grafico di Fig. 3.01 indica la percentuale di persone che hanno dichiarato di essere disturbati all’aumentare del rumore immesso dal parco eolico. Il rapporto asserisce che alla data di stesura non vi era evidenza scientifica di problemi alla salute dovuti al rumore, diversi dal disturbo da esso provocato.

Fig. 3.01 - Statistiche del disturbo da rumore sulla popolazione residente presso parchi eolici

Si cita ancora un rapporto prodotto da un gruppo di lavoro promosso dall’Accademia Nazionale Francese di medicina [17] sulle ripercussioni dell’esercizio di parchi eolici sulla salute dell’uomo. A differenza di altri studi, il rapporto esclude la possibilità di danni da disturbo infrasonoro ed indica nelle

10 sito web : http://www.ukna.org.uk/index_files/page0015.htm


immissioni sonore la sorgente potenzialmente più rilevante di danno alla salute per la popolazione che viva a ridosso di un impianto eolico. Individua inoltre carenze nella normativa nazionale francese circa l’impatto acustico delle turbine eoliche e raccomanda che, al di sopra di una certa potenza, esse vengano riconosciute come installazioni industriali, delle quali preoccupa la natura irregolare delle emissioni sonore. Ancora una volta, il rapporto individua il fattore critico nella distanza del parco eolico dagli insediamenti civili o lavorativi più vicini che, in difetto di più sistematici monitoraggi di medio-lungo periodo e di accurate e documentate indagini epidemiologiche , dovrebbe cautelativamente essere fissata in non meno di 1500 m, con turbine di potenza uguale o superiore a 2.5 MW.

La breve indagine condotta sulle problematiche causate dal rumore delle turbine eoliche sugli insediamenti circostanti, pur non essendo certamente esaustiva di tutti i contributi in materia, ha fatto tuttavia emergere che il rumore viene comunque ancora percepito come un fattore importante di disturbo e di eventuale danno alla salute e che la distanza minima da rispettare tra le abitazioni e gli impianti eolici è materia controversa. Su questo punto si registrano posizioni assai differenti tra le associazioni industriali dei costruttori e produttori di energia, che ritengono sufficiente una distanza di 300÷700 m, e quelle di associazioni ambientaliste o di qualificate istituzioni pubbliche di medicina, che invece suggeriscono distanze non inferiori a 1500 m. Queste discrepanze non sono certo irrilevanti ai fini della localizzazione dei siti.


4 NORMATIVA, LEGISLAZIONE E TECNICHE DI MISURA

Le grandi dimensioni delle turbine eoliche ed il fatto che esse operano in condizioni di vento forte e variabile in intensità e direzione rendono non immediatamente applicabili i criteri generali dettati dalla norma ISO 3740 e dalle sue collegate per la misura della potenza sonora di generiche sorgenti di rumore. Si è reso perciò necessario sviluppare una normativa specializzata che potesse fornire risultati sufficientemente accurati, coerenti e ripetibili mediante procedure di pratica e non equivoca applicazione. Storicamente, tra la fine degli anni 1980 ed i primi anni 1990, furono emanate da parte di un gruppo di studio di esperti della IEA delle linee guida [18] per la misura delle emissioni acustiche delle turbine eoliche, che conobbero tre successive edizioni. Criteri analoghi con alcune varianti furono raccolti in un documento emanato dall’organizzazione Nordtest [19], con sede in Finlandia; i metodi suggeriti erano dichiarati applicabili a turbine con asse orizzontale fino a 5 MW. I criteri contenuti nei documenti sopra citati sono stati successivamente sviluppati e perfezionati nell’ambito del Comitato Tecnico 88 “Wind Turbines” della IEC, che ha prodotto la norma IEC61400-11, che presiede alla misura, caratterizzazione e documentazione delle emissioni acustiche delle turbine eoliche di qualsiasi dimensione, tipo e potenza. La revisione attualmente in vigore è l’edizione 2 del 2002, con l’emendamento1 del 2006 [20]. La norma è universalmente accettata ed utilizzata da costruttori e gestori di turbine e parchi eolici. Le linee guida per la dichiaratoria della potenza sonora apparente e della tonalità misurate su un insieme di turbine eoliche dello stesso costruttore e modello (“batch”) sono invece fornite dalla specifica tecnica IEC TS 61400-14 [21]. Si vuole anche ricordare che è stato istituito un network internazionale denominato MEASNET11 (“Measuring Network of Wind Energy Institutes”) per la qualificazione e l’accreditamento di istituti e laboratori che effettuano misure nel settore dell’energia eolica, al fine di “assicurare una elevata qualità delle misure, un’uniforme interpretazione delle norme e delle linee guida, così come la riproducibilità dei risultati”. Sul sito di MEASNET risultano elencati 8 istituti accreditati per le misure di emissione di rumore. Non vi figura tra i membri o tra gli istituti accreditati alcuna società italiana. L’applicazione delle metodologie prescritte dalla IEC 61400-11 fornisce i valori di potenza sonora globale pesata A, lo spettro della potenza sonora in terzi di ottava e la tonalità del rumore di una turbina eolica per i valori interi di velocità del vento pari a 6, 7, 8, 9 e 10 m/s, riportate ad un’altezza di riferimento di 10 m e ad una rugosità del terreno pari a 0.05 m. La determinazione della direttività è invece opzionale. Ove la norma fosse utilizzata a scopo di verifica è sufficiente la misura per tre valori interi consecutivi di velocità del vento che includano il valore medio annuo di velocità, standardizzato a 10 m di altezza, oltre che per la velocità di 8 m/s. Se la turbina contiene toni udibili ad altre velocità del vento, la misura deve essere estesa anche a queste velocità. Oltre alle necessarie prescrizioni sulla strumentazione, la norma contiene essenzialmente le seguenti prescrizioni di sperimentazione e di elaborazione:

− Individuazione delle postazioni di misura intorno alla turbina e posizionamento dei microfoni − Misura ed elaborazione dei valori di velocità del vento − Determinazione della potenza sonora emessa e del relativo spettro − Determinazione delle eventuali tonalità e relative udibilità − Determinazione della direttività (opzionale) − Documentazione da produrre

Lo schema dei punti di misura da appostare su un cerchio concentrico con la torre della turbina è riprodotto in Fig. 4.01.

11 Sito web : http://www.measnet.com


Fig. 4.01 - Schema delle posizioni di misura prescritte nell’intorno della turbina eolica

Le misure nel punto 1 sono obbligatorie; le misure nei punti 2, 3 e 4 sono opzionali. Sulla direzione del vento rispetto alla congiungente del punto di misura 1 e dell’asse verticale della torre è accettata una tolleranza di ±15°. Sulla distanza R0 , da misurare con accuratezza del ±2%, è ammessa una tolleranza del 20%, così da vere un angolo compreso tra 25° e 40°. L’influenza di riflessioni da edifici o strutture verticali non dovrà incidere per più di 0.2 dB sui valori misurati. Per evitare la rumorosità indotta dal vento, il microfono deve essere appoggiato al centro di una tavola rigida con asse di misura rivolto verso la turbina. La tavola deve essere circolare con diametro non inferiore ad 1 m e sufficientemente rigida dal punto di vista acustico, con prescrizione di spessore non inferiore a 2.5 mm se costruita con materiale metallico o a 12.0 mm se fosse costruita con legno. Il microfono dovrà inoltre essere protetto da un schermo antivento emisferico, eventualmente doppio, di opportune dimensioni (Fig. 4.02).

Fig. 4.02 - Posizionamento a terra del microfono di misura

Nel punto di misura di riferimento (punto 1) devono essere effettuate almeno 30 misure valide su un intervallo di tempo non inferiore ad 1 s, contestualmente con la misura di velocità del vento. Le 30 misure devono coprire il range richiesto delle 5 velocità del vento sopra indicate, per ciascuna delle quali devono essere disponibili almeno 3 misure con valori di velocità del vento all’interno di ±0.5 m/s dal rispettivo valore intero. Altrettante (30) misure devono essere condotte con turbina ferma per la determinazione del rumore di fondo, in modo tale da soddisfare gli stessi criteri appena sopra illustrati. Queste misure sono utilizzate per l’ottenimento del livello di potenza sonora apparente e del corrispondente spettro in terzi di ottava sul campo di frequenza da 50 Hz a 10 kHz inclusi, mediante media energetica delle misure selezionate.


Vengono inoltre richieste delle misure della durata minima di 2 minuti, con turbina in funzione e spenta, degli spettri in banda fine del rumore pesato “A” e per velocità del vento il più possibile prossime ai valori interi di interesse. Nei 3 punti di misura opzionali 2, 3 e 4 è richiesta la eventuale determinazione dei soli valori di rumore riferibili alla sola velocità del vento di 8 m/s. Se le misure sono state prese in contemporanea con misure nel punto 1, allora si impiegano i 5 rilievi che forniscono la velocità media più prossima ad 8 m/s. Se le misure sono state effettuate separatamente si devono effettuare una serie di almeno 10 rilievi. Le misure utilizzabili devono essere rilevate con velocità del vento all’interno di ±2 m/s dagli 8 m/s ed almeno il 25% delle misure utilizzate deve essere stato ottenuto in corrispondenza di velocità del vento sia sopra sia sotto la velocità di 8 m/s. Per la determinazione del rumore di fondo nei tre punti opzionali sono richieste 10 misure della durata di almeno 1 minuto ciascuna.

Come si è visto, le misure di rumore devono essere associate a ben precisi valori di velocità del vento Vs, espressi come valori standardizzati riportati ad un’altezza di riferimento di 10 m. La determinazione del corretto valore di velocità del vento può essere effettuata con due diversi metodi. Il primo metodo, preferito e comunque obbligatorio laddove si tratti di certificare e dichiarare la potenza sonora emessa da una singola turbina eolica o da più turbine di costruttore e modello dati, è basato sulla curva di potenza in funzione della velocità del vento all’altezza del mozzo. Una tale velocità del vento viene ottenuta dalla potenza elettrica prodotta, misura come valore medio nello stesso periodo di misura del rumore. La relazione con la velocità del vento è data dalla curva di potenza certificata mediante la norma IEC 61400-12 [22] per la particolare turbina in esame o, almeno, per turbine dello stesso modello e progetto. La potenza elettrica prodotta nei periodi di campionamento delle misure non deve superare il 95% della potenza nominale. La norma indica formule correttive che si applicano alla potenza elettrica di turbine con il controllo passivo dello stallo (ovvero turbine a velocità di rotazione e passo delle pale costanti e con riduzione controllata della potenza prodotta per effetto del fenomeno di stallo) ed alla velocità del vento al mozzo per turbine con il controllo attivo della potenza. Il valore di velocità all’altezza del mozzo determinato con questo approccio viene convertito al valore di velocità del vento standardizzata con la seguente equazione di validità generale (Equation 7, § 8.1 della norma):

=

00

00

lnln

lnln

zz

zH

zH

z

z

VV

ref

ref

ref

zs (4.01)

dove: z0ref è la lunghezza della rugosità di riferimento, pari a 0.05 m z0 è la lunghezza della rugosità del terreno H è l’altezza del mozzo zref è l’altezza di riferimento, pari a 10 m z è l’altezza cui è stata valutata o misurata la velocità

La rugosità del terreno z0 può essere calcolata ove siano disponibili misure del vento a diverse altezze, oppure si possono adottare i valori tabulati dalla norma per ambienti tipo. Poichè Vz ricavata con il metodo in esame coincide con la velocità all’altezza del mozzo, la velocità standardizzata Vs è indipendente dalla rugosità del terreno. Si è visto che la norma richiede che i dati di potenza sonora emessa siano misurati per valori interi di velocità del vento standardizzata fino a 10 m/s. Per quelle macchine che dovessero raggiungere il 95% della velocità nominale per valori standardizzati di velocità del vento inferiori a 10 m/s, la corrispondenza tra velocità del vento e curva di potenza non è più applicabile a norma. La norma pertanto suggerisce due approcci alternativi per integrare il metodo della curva di potenza al fine di determinare la velocità del vento cui associare il dato di potenza sonora emessa.


Si osserva che molta parte delle prescrizioni legate al non superamento del 95% della potenza della turbina sono state introdotte recentemente con l’Amendment 1:2006 della norma. Alcuni dei rapporti di misura ricevuti dai costruttori non sembrano in realtà rispettare alla lettera le prescrizioni della norma. Il primo approccio consiste nel determinare i parametri di una regressione lineare tra la velocità del vento all’altezza del mozzo ottenuta dalla curva di potenza per potenze elettriche comprese tra il 5% e il 95% e le corrispondenti velocità del vento misurate dall’anemometro posto sulla navicella, di cui è dotata la turbina eolica. Il dato di velocità del vento per potenze superiori al 95% del nominale verrà poi determinato applicando i parametri della regressione lineare così identificati alla velocità misurata sulla navicella. Alternativamente, ma in modo del tutto simile, si può identificare un coefficiente “” di proporzionalità tra la velocità del vento standardizzata calcolata dalla curva di potenza per tutte le potenze elettriche inferiori al 95% della potenza nominale e la velocità del vento misurata da un anemometro aggiuntivo ad una quota “z” inferiore all’altezza del mozzo. La norma suggerisce di utilizzare preferibilmente il metodo legato ala regressione lineare sui dati misurati dall’anemometro sulla navicella.

Il secondo metodo di stima della velocità standardizzata del vento si basa unicamente sulla misura diretta della velocità del vento con un anemometro aggiuntivo che deve essere installato sopravento rispetto alla turbina ad un’altezza compresa tra 10 m e l’altezza del mozzo, a distanze dalla verticale passante per il centro del rotore comprese tra 2 e 4 volte il diametro del rotore ed entro un angolo definito dalla equazione 3, §7.1.2 della norma. Si applica poi l’equazione (4.01) per ottenere la velocità del vento standardizzata. Evidentemente questo secondo metodo, non applicabile a scopi di certificazione e dichiaratoria, è l’unico utilizzabile per la determinazione della velocità del vento da associare ai valori di rumore di fondo. I dati di velocità del vento comunque ottenuti devono essere basati sul valore mediato negli intervalli di campionamento del rumore. Sono state reperite in letteratura alcune pubblicazioni [23] che mettono in discussione il modello di profilo del vento in funzione dell’altezza da terra, dato dalla (4.01), soprattutto a fronte di instabilità atmosferica e nel periodo notturno, quando il vento all’altezza del mozzo risulterebbe ben più elevato di quello stimato.

Altre misure non acustiche accessorie ed obbligatorie sono costituite dalla direzione media del vento durante gli intervalli di misura del rumore e dai valori di pressione e temperatura da registrare durante le prove almeno ogni due ore. Misure raccomandate sono invece la velocità del rotore e l’angolo di passo (“pitch angle”) delle pale, ottenibili dal sistema di controllo della turbina. Il livello di turbolenza del vento, che ha influenza sul rumore emesso, dovrebbe invece essere stimato durante l’effettuazione delle misure acustiche ed espresso come rapporto tra i valori medi della velocità del vento e della sua deviazione standard, dedotti da almeno tre periodi di campionamento di 10 minuti ciascuno con frequenza di campionamento non inferiore a 0.5 Hz.

La correzione del rumore di fondo si effettua con l’usuale formula per ogni componente spettrale fintanto che la differenza tra il livello di pressione sonora misurato con turbina in esercizio e quello del rumore di fondo è superiore a 6 dB. Se la differenza su una particolare banda di terzo di ottava è compresa tra 3 e 6 dB si sottrae un valore fisso di 1.3 dB, ma il dato deve essere contrassegnato con asterisco e non viene utilizzato per il computo della potenza sonora apparente in dBA. Ove la differenza sia inferiore a 3 dB si omette il dato e si segnala che il rumore della turbina è inferiore al rumore di fondo.

L’elaborazione dei dati di pressione sonora complessiva in dBA in corrispondenza dei valori interi di velocità del vento deve essere condotta utilizzando una regressione del 4° ordine se il coefficiente di regressione tra i dati di potenza sonora ed i corrispondenti valori di velocità standardizzata del vento è maggiore o uguale a 0.8. Altrimenti si interpola con una regressione lineare sui dati corrispondenti a velocità del vento contenute in un intervallo di 1 m/s nell’intorno dei 5 valori interi si interesse, con il vincolo che ci sia almeno un punto su entrambi i lati dell’intero. La stessa operazione deve essere condotta per il rumore di fondo. La correzione sopra discussa si effettua quindi sui valori interpolati in corrispondenza dei valori interi di velocità del vento.


Ottenuti i valori LAeq,c,k di pressione sonora interpolati nei k valori interi di velocità del vento e corretti per il rumore di fondo, la potenza sonora della turbina si calcola con la seguente formula:

+−=

0

21

,,,

4log106

SR

LL kcAeqkWA

π (4.02)

Il valore R1 è la distanza del punto di misura dal centro del rotore (Fig. 4.01), mentre la costante 6 è dovuta alla riflessione del suono sulla tavola su cui è posto il microfono. La procedura si applica anche a tutti i terzi di ottava.

La norma fornisce poi la metodologia per l’individuazione di toni eventualmente presenti nel rumore emesso dalla turbina. A questo scopo devono essere utilizzate registrazioni di rumore della durata di 2’, sulle quali si effettuano elaborazioni di spettro in banda fine. La procedura è piuttosto laboriosa e si omette una sua illustrazione, in quanto al di fuori degli scopi del lavoro. Quando si fossero identificati frequenza e livello di un tono se ne definisce la “udibilità” (“audibility”) sottraendo al livello calcolato una pesatura dovuta alla sensibilità statistica dell’orecchio umano. Se la differenza è uguale o superiore a –3.0 dB il tono è “udibile” e l’udibilità deve essere documentata, altrimenti non è necessario riportarne il valore.

La definizione della direttività della sorgente sonora è solo opzionale. La direttività viene definita utilizzando le misure opzionali nei punti 2, 3 e 4. In nessuno dei rapporti di prova pervenuti da parte dei costruttori si è mai trovata definita la direttività della turbina.

Infine la norma elenca le informazioni accessorie ed i dati acustici che devono essere riportati sul rapporto di prova, ivi incluse le incertezze associate alle misure, che sono definite nell’Appendice D (Annex D) della norma.

Nella Appendice A della norma vengono brevemente esaminate altre caratteristiche acustiche che possono essere presenti nel rumore emesso da una turbina eolica, quali infrasuoni, rumore a bassa frequenza, rumori impulsivi, modulazioni di ampiezza sul rumore a banda larga. La norma, cui si rimanda integralmente, fornisce indicazioni piuttosto semplici e chiare su come evidenziare e, in qualche caso, quantificare questi aspetti, basandosi essenzialmente sull’utilizzo di ponderazioni dei valori spettrali diverse da caso a caso, come le pesature G, C and F. La documentazione di queste caratteristiche è comunque opzionale.

Nota la potenza sonora emessa da una turbina eolica, la stima del rumore immesso nell’ambiente circostante un parco eolico può essere effettuata con uno dei numerosi codici di calcolo acustico di carattere generale (quali Soundplan, CadnaA, Mithra, IMMI, Concawe, ecc...) o anche con codici specializzati per le turbine eoliche (Windpro-Modulo Decibel12, WindFarmer13, Nord200014). Una valutazione di prima approssimazione può essere ottenuta semplicemente dall’equazione (4.02), trascurando la costante di 6 dB, ovvero con la seguente analoga formula, tratta da [19]:

AWAAeq LS

RLL ∆−

−=

0

24log10

π (4.03)

dove R è la distanza del punto di misura dal mozzo della turbina e LA = A *R è un fattore di correzione dovuto all’assorbimento dell’aria, valutabile con la seguente tabella:

Tab. 4.01– Fattore di correzione di assorbimento dell’aria per distanza unitaria Octave Band [HZ] 125 250 500 1000 2000 4000 8000 A [dB/m] 0 0.001 0.002 0.004 0.007 0.017 0.056

Sulle cautele di utilizzo dei valori di potenza sonora per il calcolo previsionale di immissione di rumore si segnala un recente articolo di Sloth [24], dove si discute anche di come tener conto dell’effetto delle

12 Sito web: http://www.emd.dk/WindPRO/WindPRO%20Modules,%20Decibel 13 Sito web: http://www.garradhassan.com/products/ghwindfarmer/base.php 14 Sito web: http://www.delta.dk/C1256ED60044AA49/0/E031D24731637E7FC1256F100043773A


incertezze nei calcoli previsionali. Un’altra pubblicazione mette in rilievo sostanziali differenze di immissione di rumore calcolata con differenti codici di calcolo [25].

L’impiego della norma IEC 61400-11 è imprescindibile per la certificazione e la verifica della potenza sonora delle turbine eoliche. Per quanto riguarda invece le misure di immissione di rumore proveniente da una turbina eolica o da un parco eolico in corrispondenza dei recettori sono state emanate dalla IEA delle raccomandazioni sulle tecniche di misura [26] che non sono state ancora tradotte in una normativa. L’adozione delle procedure raccomandate in queste linee guida dovrebbe garantire una migliore ripetibilità delle misure ed una migliore valutazione del contributo di rumore immesso dalla sola turbina eolica (o dal parco eolico), la cui stima è resa problematica dal disturbo provocato sul microfono dal vento e dal rumore di fondo dovuto al vento stesso. Questo è tanto più importante quando si dovessero rispettare limiti differenziali di rumore, per i quali peraltro ben difficilmente sono verificate le condizioni di applicazione previste dalla legislazione nazionale, considerati i livelli di rumore dovuti alle turbine eoliche. Si ricorda inoltre che a termini di legge le misurazioni di rumore immesso in esterno non potrebbero essere effettuate con vento superiore a 5 m/s a 1.5 m da terra, equivalente in prima approssimazione ad una velocità normalizzata di 7.8 m/s a 10 m di altezza. Ad oggi in Italia non è stata sviluppata alcuna normativa o legislazione specializzata per le turbine eoliche. I limiti di legge in vigore e le eventuali penalizzazioni sono quelle di validità generale, riassunte in Tab. 4.02.

Tab. 4.02– Quadro legislativo italiano sui limiti ammissibili di rumore Quadro riassuntivo della legislazione vigente

D.P.CM. 14 Novembre 1997 Classi di destinazione d’uso del territorio

Classe I: aree particolarmente protette Classe II: aree prevalentemente residenziali Classe III: aree di tipo misto

Classe IV: aree intensa attività umana Classe V: aree prevalentemente industriali Classe VI: aree esclusivamente industriali

Valori limite di emissione delle sorgenti sonore - Leq. In dB(A) Classe I Classe II Classe III Classe IV Classe V Classe VI

Diurno Notturno Diurno Notturno Diurno Notturno Diurno Notturno Diurno Notturno Diurno Notturno 45 35 50 40 55 45 60 50 65 55 65 65

Valori limite assoluti di immissione - Leq. In dB(A) Classe I Classe II Classe III Classe IV Classe V Classe VI

Diurno Notturno Diurno Notturno Diurno Notturno Diurno Notturno Diurno Notturno Diurno Notturno 50 40 55 45 60 50 65 55 70 60 70 70

Valori limite differenziali di immissione (ove applicabili) - Leq. In dB(A) Diurno Notturno

5 3 Decreto 16 marzo 1998

Fattori correttivi KT, KB, KI del livello di rumore KT (Componenti tonali sopra i 200 Hz) KB (Componenti spettrali sotto i 200 Hz) KI (Componenti impulsive)

Diurno Notturno Diurno Notturno Diurno Notturno 3 3 0 3 3 3

Piuttosto si cita il fatto che sono stati emanati dei regolamenti regionali che impongono distanze prefissate dei parchi eolici da singoli insediamenti abitativi o da centri abitati. La regione Campania in un recente disciplinare sugli impianti eolici [27] stabilisce per i siti eolici una fascia di rispetto di 1000 m (ovvero dieci volte l’altezza della torre) dal perimetro urbanizzato di un comune e di 500 m (ovvero cinque volte l’altezza della torre) da abitazioni residenziali e rurali sparse. Questo vincolo non è peraltro esplicitamente legato alla problematica delle immissioni acustiche degli aerogeneratori. La regione Molise, con delibera del Giugno 2006 [28], ha invece stabilito che una turbina eolica debba avere una distanza minima da singole unità abitative stabilmente abitate di 4 volte l’altezza della torre e comunque non inferiore a 250 m. Per gli insediamenti abitativi stabilmente occupati e con almeno 5


nuclei famigliari, la delibera rimanda invece genericamente al rispetto della legislazione vigente in materia di inquinamento acustico.

In altri paesi sono invece state emesse delle normative specializzate per le immissioni di rumore generato da turbine eoliche. Ad esempio, in Danimarca un’ordinanza del Ministero dell’Ambiente [29], emessa nel 1991, stabilisce che l’impatto del rumore da turbine eoliche non superi i 45 dBA all’aperto in prossimità degli insediamenti residenziali siti nelle proprietà confinanti con il parco eolico e che non si debbano superare i 40 dBA in aree o insediamenti sensibili circostanti l’impianto, quali case di vacanza, parchi o insediamenti ricreativi, istituzioni, ecc... . La misura del rumore va effettuata ad un’altezza di 1.5 m e con vento normalizzato a 10 m di altezza pari a 8 m/s. Quest’ultima clausola ha implicazioni anche sulle prescrizioni per il calcolo previsionale dell’impatto da rumore delle turbine eoliche. In una simile ordinanza, così come nella legislazione italiana, vengono imposti limiti assoluti di rumore. In altri paesi, come in Gran Bretagna, si introducono anche limiti relativi al rumore di fondo preesistente nelle aree sensibili in prossimità del parco eolico nelle diverse condizioni di vento. Un documento molto noto e citato da numerosi autori è il rapporto ETSU-R-97 [30], preparato nel 1996 da un gruppo di lavoro promosso dal DTI (Department of Trade & Industry, attualmente sotto il nome di BERR, Department of Business Enterprise & Regulatory Reform). Sebbene il rapporto abbia solo un valore consultivo e non sostituisca a termini di legge i dettati della normativa BS4142, esso è di fatto molto utilizzato, non solo in Gran Bretagna, ed i criteri in esso contenuti sono stati riconfermati in documenti più recenti [29]. Il rapporto raccomanda appunto che sia comunque tollerabile un rumore incrementale di 5 dB rispetto al rumore di fondo, misurato con il descrittore LA90 su un tempo di 10 minuti; il microfono di misura dovrebbe essere posto ad un’altezza di 1.2÷1.5 m da terra. Tuttavia, in ambienti a basso rumore di fondo (basse velocità del vento), vengono comunque fatti salvi limiti assoluti di rumore, che si raccomandano essere entro i 35÷40 dBA all’aperto durante il giorno ed a 43 dBA nel periodo notturno all’interno di locali con finestre aperte. Penalizzazioni fino a 5 dB sono legate alla udibilità di componenti tonali. I due grafici di Fig. 4.03 riassumono i criteri appena citati.

Fig. 4.03 - Prescrizioni sui limiti di immissione di rumore in uso in Gran Bretagna

Negli USA non esiste una legislazione federale in merito al contenimento del rumore da insediamenti industriali e solo alcuni stati o autorità locali hanno emanato disposizioni in materia [31]. Lo stato dell’Oregon, in particolare, ha emesso regolamenti espressamente dedicati ai parchi eolici. Le prescrizioni sono comunque relativamente meno restrittive di quelle europee. I limiti assoluti, di validità generale per nuovi insediamenti industriali o commerciali, sono riprodotti in Tab. 4.03.

Tab. 4.03–Limiti assoluti di rumore immesso nello Stato dell’Oregon (US) Descrittore Statistico Limite Diurno (h. 07.00÷22.00) Limite Notturno (h. 22.00÷07.00)

L50 55 50 L10 60 55 L1 75 60

Inoltre vi è un criterio di rumore differenziale immesso che non deve superare di 10 dBA rispetto al rumore preesistente, misurato con i descrittori L10 ed L50. Per i parchi eolici, al fine di evitare onerose e problematiche campagne di misura, viene fissato un valore preesistente minimo per L50 di 26 dBA, ciò che conduce a valori di 36 dBA come valore ammissibile di L50. Chi volesse far accettare valori superiori dovrebbe assumersi l’onere di provare che il rumore preesistente è superiore a 26 dBA, al quale scopo si dovrebbero applicare criteri di misura come quelli suggeriti dal rapporto ETSU-R-97 [28]. A scopo di autorizzazione di un nuovo impianto, viene richiesto un calcolo predittivo del rumore


immesso in ambiente con la massima potenza sonora emessa dalle turbine, valutata con i criteri della norma IEC 61400-11. In alcuni stati australiani sono stati elaborati regolamenti per il contenimento del rumore espressamente dedicati ai parchi eolici, dove viene adottato un criterio di limitazione del rumore differenziale del tutto analogo a quello del rapporto inglese ETSU-R-97 ([25], [33]). Il limite del livello incrementale rispetto al rumore di fondo è fatto pari a 5 dBA. Le misure devono essere condotte con il descrittore LA95 misurato su un intervallo di 10 minuti; viene comunque fissato un limite non inferiore a 35 dBA. Per ciò che riguarda le emissioni di potenza sonora delle turbine eoliche, oltre alle tecniche di misura previste dalla normativa, merita almeno un cenno una tecnica di misura specialistica che ha lo scopo di localizzare ed identificare quantitativamente l’area di maggior peso ai fini dell’emissione di rumore, nota anche con il nome di “beamforming” o “acoustic imaging”. La tecnica è essenzialmente basata sull’utilizzo di un array di microfoni opportunamente disposti su una superficie di ricezione, i cui segnali vengono appositamente sfasati in modo tale da poter costruire attraverso la somma dei segnali così elaborati un microfono equivalente fortemente direzionale il cui fuoco può essere spostato su un piano di emissione, in funzione dello sfasamento assegnato ai diversi microfoni, con una risoluzione legata alla frequenza di interesse e alla distribuzione dei microfoni sul piano di ricezione. Si costituisce cioè una sorta di “antenna acustica” molto selettiva che può spazzolare un piano di emissione. Risultati ottenibili dall’applicazione di questa tecnica sono stati illustrati nella Fig. 2.07 e la tecnica è discussa con riferimento all’indagine del rumore prodotto da turbine eoliche ad esempio in [7] e [34]. In [7] si afferma che per le misure sono stati impiegati circa 150 microfoni; in [34] si individua un numero minimo di microfoni compreso tra 96 e 121 per applicazioni su turbine eoliche. Alcuni sviluppi teorici di questa tecnica di misura sono invece contenuti in [35] e [36]. L’applicazione di questa metodologia permette di individuare sul piano del rotore di turbina le aree di maggiore emissione, anche in funzione della componente spettrale del rumore emesso.

Non si è invece trovato alcun cenno in letteratura alla misura del rumore emesso con metodi di sostituzione della sorgente, che potrebbero forse essere vantaggiosamente applicati alle turbine eoliche, almeno per ottenere dati confrontabili con quelli ottenuti con il metodo previsto dalla norma IEC 61400-11.


5 RACCOLTA DI DATI DI EMISSIONE DI RUMORE DALLE TURBINE EOLICHE

I valori numerici di emissione di rumore dalle turbine eoliche sono stati reperiti in misura diversa da tre fonti distinte:

− dati forniti da alcuni costruttori di turbine eoliche − dati ricavati da un rapporto BWE [37] − dati estratti dal database del programma WindPro

Sul web è stato possibile reperire solo pochissime informazioni quantitative sul rumore emesso dalle turbine eoliche, relative ad una particolare turbina GAMESA e ad una singola turbina Mitsubishi, per le quali si sono potuti ottenere i valori spettrali di emissione. Solo poche case inoltre, come VESTAS, pubblicano dati di rumore emesso sulle proprie brochures, peraltro limitando l’informazione al dato di potenza sonora equivalente espressa in dBA.

Si intendeva prioritariamente privilegiare la fonte costituita dagli stessi costruttori di turbine eoliche, almeno quelli che avessero fornito o dovessero fornire nel prossimo futuro un significativo numero di macchine ai parchi eolici italiani. L’elenco dei costruttori interpellati, attraverso gli uffici di rappresentanza italiani, è il seguente:

− ECOTECNIA Italia S.r.L. − ENERCON Italia − Gamesa Italia − GE Wind Energy Italia − LEITWIND (LEITNER Technologies) − Moncada Costruzioni S.r.L. − REpower Italia S.r.l. − Vestas Italia

Si è cercato dapprima un contatto telefonico, cui si è fatto seguire un messaggio elettronico con le motivazioni della richiesta dei dati ed i limiti e cautele di utilizzo dei medesimi. Solo tre dei costruttori appena sopra elencati hanno risposto positivamente inviando copia di rapporti di misura a norma con dati spettrali di potenza sonora relativi ad un totale di 5 turbine, di cui tre da 2 MW, una da 1.35 MW ed una da 0.8 MW. Due dei tre costruttori hanno poi aggiunto informazioni su valori garantiti di emissione complessiva in dBA per diversi modelli di macchine. Moncada Costruzioni non ha potuto fornire dati originali, in quanto non ha ancora installato macchine di propria costruzione alla data di stesura del rapporto. Due costruttori hanno condizionato l’invio di informazioni alla sottoscrizione di un accordo di riservatezza, cui peraltro non è stato dato seguito da parte di CESI RICERCA, considerati anche i tempi di svolgimento della presente indagine. Un terzo costruttore ha dichiarato che avrebbe avanzato analoga richiesta di firma di un accordo di riservatezza, senza peraltro dare seguito alla richiesta. Un costruttore infine si è di fatto ripetutamente negato ad ogni tentativo di contatto. In definitiva quindi la raccolta di dati presso i costruttori ha complessivamente prodotto risultati alquanto scarsi, sulla base dei quali non sarebbe comunque stato possibile elaborare alcuna statistica.

Una seconda fonte di informazione è stata individuata in un rapporto [37] della associazione tedesca BWE15, nel quale sono pubblicati i soli livelli di potenza sonora apparente ricavati da 15 rapporti di misura relativi ad altrettante macchine comprese in un range di potenza nominale da 850 kW a 5 MW.

Una terza e ben più consistente fonte di informazione è stata costituita dal database del già citato programma di calcolo WindPro, che si è visto contenere tra gli altri un modulo dedicato al calcolo di immissione di rumore in ambiente. Dal database del programma, sono stati selezionati dati di rumore relativi a turbine eoliche di potenza nominale uguale o superiore a 500 kW. Si sono così potuti raccogliere complessivamente 520 dati di potenza apparente espressa in dBA relativi a turbine di vari

15 Sito web : http://www.wind-energie.de/en/


costruttori, eventualmente al variare dei seguenti parametri: potenza nominale, velocità del vento, altezza del mozzo, diametro del rotore, velocità del rotore. Inoltre nel database sono contenuti i valori spettrali del rumore emesso, espressi in ottave, per 45 diversi casi. Per taluni modelli nel database viene anche segnalata la presenza di componenti tonali nel rumore. I valori spettrali del rumore emesso sono per la quasi totalità derivati da documentati rapporti di prove in campo. Una certa percentuale, valutabile nel 30% circa, dei valori di potenza apparente è invece relativa a valori garantiti dal costruttore; il restante 70% è anch’esso derivato da misure in campo. Valori derivati da calcolo, cui si è visto associato in genere un’incertezza di ±2 dB, sono invece limitati a poche unità. EMD, società proprietaria del codice WindPro, dichiara che i dati di rumore contenuti nel database sono stati forniti dai costruttori e verificati dai medesimi dopo inserimento nel database prima della pubblicazione. E’ stata inoltre verificata la possibilità di utilizzare liberamente i dati contenuti nel database, che sono stati esplicitamente dichiarati come pubblici da EMD16 Nelle note seguenti si riportano più in dettaglio le caratteristiche salienti delle turbine eoliche per le quali sono disponibili dati di rumore nel database di WindPro. I marchi commerciali che compaiono nel database sono elencati in Tab. 5.01. Alcuni di questi marchi in realtà possono commerciare gli stessi modelli di aerogeneratore con nomi diversi. Si sottolinea come tra i costruttori più noti non siano presenti GAMESA e MITSUBISHI.

Tab. 5.01– Marchi commerciali presenti nel database WindPro Marchi commerciali di aerogeneratori associati ai dati acustici del database WindPro

AN BONUS HSW SIEMENS AN WINDENERGY JACOBS SÜDWIND

BONUS LAGERWEY SUZLON BWU MADE TACKE

CLIPPER MARKHAM VENSYS DEWIND MICON VENTIS

ECOTECNIA NEG MICON VESTAS ENRONWIND NEPTUN WINCON

EUROTURBINE NORDEX WINDTEC FUHRLÄNDER NORDIC WINWORLD

GE WIND ENERGY NORDTANK WTN GENESIS REPOWER W2E

GET SEEWIND

Il numero di modelli di turbina associati alle varie taglie di potenza nominale differenti per costruttore o per parametri costruttivi sono riportati in Fig. 5.01. In totale si tratta di 199 turbine.

Fig. 5.01 - Popolazione del database Windpro per potenza nominale delle turbine

16 Comunicazione privata (e-mail del 19.11.2007 h. 11:18)


I valori del diametro del rotore al variare della potenza nominale delle macchine sono illustrati in Fig. 5.02.

Fig. 5.02 - Diametro di rotore in funzione della potenza nominale delle turbine (database Windpro)

In Fig. 5.03 sono invece presentate le altezze minima e massima del mozzo in funzione della potenza nominale delle macchine.

Fig. 5.03 - Altezza del mozzo e potenza nominale delle turbine (database Windpro)

Da ultimo, in Fig. 5.04, sono rappresentati i campi di velocità di rotazione del rotore in funzione della potenza nominale.


Fig. 5.04 - Velocità di rotazione in funzione della potenza nominale delle turbine (database Windpro)

L’insieme delle figure appena sopra illustrate consente di avere un quadro piuttosto esauriente dei principali parametri costruttivi ed operativi del parco delle turbine eoliche considerate e della loro evoluzione con l’aumento della potenza nominale degli aerogeneratori.


6 ELABORAZIONE DEI DATI DI EMISSIONE DI RUMORE

I dati raccolti come discusso al precedente §5 sono stati elaborati in modo da poter fornire valori medi di riferimento dei livelli di potenza sonora emessa al mozzo di turbina per classi diverse di macchine ed eventualmente la loro dipendenza dalla velocità del vento, dal diametro del rotore e dall’altezza del mozzo per macchine di analoga taglia. Successivamente vengono presentati valori tipici della distribuzione spettrale di potenza sonora, espressi in bande di ottava.

6.1 Livelli di potenza sonora La velocità del vento, ridotta ad un’altezza di 10 m dal suolo, per la quale alcune normative nazionali richiedono espressamente che venga effettuato il calcolo previsionale di immissione di rumore è pari a 8 m/s. Conseguentemente anche alcuni codici dedicati alla stima di immissione di rumore da parte dei parchi eolici privilegiano questa velocità del vento come valore di default. Si rileva inoltre che spesso l’esercizio della turbina al 95% della potenza nominale, che è un altro valore di riferimento per il quale è imposto o suggerito di effettuare i calcoli previsionali, è corrispondente a velocità del vento comunque prossime a 8 m/s. Non a caso quindi, nei dati presenti nel database di WindPro, la maggior parte dei valori di livello di potenza sonora apparente è espresso per tale velocità. I dati riportati nel grafico di Fig. 6.1.01 sono stati quindi elaborati in funzione della potenza nominale delle macchine per la sola velocità di 8 m/s su un insieme di 241 dati.

Fig. 6.1.01 - Potenza sonora emessa in funzione della potenza nominale da turbine eoliche

Dal grafico si osserva che a pari potenza nominale della macchina si hanno dispersioni dei livelli di potenza sonora apparente anche superiori a 6 dBA, soprattutto sulle macchine di potenza inferiori a 850 kW. Vi sono maggiori probabilità che tra le macchine di taglia minore siano inclusi modelli relativamente datati e, quindi, con livelli di rumore probabilmente più elevati. In effetti, le informazioni a disposizione non hanno consentito di selezionare le turbine sulla base dell’anno di installazione. A questo riguardo, il grafico di Fig. 6.1.02, reperito in letteratura [38], illustra l’evoluzione dei livelli di rumore emessi in funzione del diametro del rotore per turbine costruite negli anni ’80 e ’90.


Fig. 6.1.02 - Dati storici di livelli di rumore emesso e diametro di rotore delle turbine eoliche

Si osserva inoltre che l’esame del database di WindPro ha evidenziato che i livelli inclusi come valori garantiti dal costruttore sono in generale conservativi e maggiori di circa 1 dBA rispetto a valori risultanti da rapporti di misura sullo stesso modello di turbina. Vi sono poi pochi valori che sembrano essere decisamente superiori a quelli attesi per un dato valore di potenza e che si possono considerare poco rappresentativi (outliers). In Fig. 6.1.01 sono anche riportate due curve interpolanti con il criterio dei minimi quadrati, costituite da due polinomiali di 2° e 3° grado. Le due curve forniscono valori molto prossimi tra loro, in particolare per le potenze fino a 2.5 MW; la curva di 2° ordine sembra farsi preferire alle potenze di turbina più elevate, per le quali tuttavia sarebbe preferibile disporre di un maggior numero di dati. Le due curve possono essere impiegate per valutare un valore di prima approssimazione della potenza sonora apparente di una turbina di potenza compresa tra 500 kW e 5 MW. I risultati ottenuti per le potenze corrispondenti a quelle delle turbine considerate sono riportati in Tab. 6.1.01, dove i livelli risultanti dalle curve di interpolazione sono posti a confronto con i livelli medi dei dati a pari potenza nominale della turbina.

In modo del tutto analogo, lo stesso campione di 241 dati per la sola velocità di 8 m/s è stato elaborato esprimendo i livelli di potenza sonora in funzione del diametro del rotore delle turbine. I risultati sono illustrati in Fig. 6.1.03, dove sono tracciate anche le curve di interpolazione lineare, quadratica e logaritmica.

Fig. 6.1.03 - Potenza sonora emessa in funzione del diametro di rotore


Tab. 6.1.01– Valori medi di potenza sonora emessa Potenza sonora emessa dalle turbine eoliche alla velocità del vento di 8 m/s Potenza

Nominale [kW]

LwA Interp. 2° Ordine

[dBA]

LwA Interp. 3° Ordine

[dBA]

LwA Valori mediati

[dBA]

N° di occorrenze nel database

500 99.5 99.4 99.2 18 550 99.7 99.6 100.2 4 600 99.8 99.8 99.6 42 640 100.0 99.9 101.4 1 660 100.1 100.0 100.4 6 750 100.4 100.3 99.8 19 800 100.5 100.5 101.0 9 850 100.7 100.6 103.0 3 900 100.9 100.8 102.2 7 950 101.0 101.0 104.2 4

1000 101.2 101.1 100.9 16 1050 101.4 101.3 100.7 3 1250 102.0 101.9 104.4 3 1300 102.1 102.0 101.8 10 1500 102.7 102.5 102.4 36 1650 103.1 102.9 102.9 11 1670 103.2 103.0 103.2 1 1750 103.4 103.2 106.2 1 1800 103.5 103.3 102.3 4 2000 104.0 103.7 103.6 19 2100 104.2 103.9 107.0 1 2300 104.7 104.3 104.7 9 2500 105.1 104.6 104.2 7 2750 105.6 105.0 104.1 2 3000 106.0 105.4 109.3 1 3600 106.8 106.0 107.7 2 4500 107.5 106.7 105.0 1 5000 107.6 106.9 107.1 1

Anche in questo caso, a parità di diametro del rotore, le dispersioni dei livelli di potenza sonora sono rilevanti, in qualche caso anche superiori a 6 dBA. Per valori del diametro fino a 90 m le curve interpolanti sono sostanzialmente lineari, mentre non sembrano rappresentare in modo soddisfacente il campo di valori superiori a 90÷95 m, per il quale comunque si rileva ancora una volta la scarsità dei dati utilizzabili. Volendo elaborare un valore atteso di potenza sonora emessa per una generica turbina di potenza nominale e diametro di rotore noti, si potrebbero comunque porre a confronto i livelli risultanti con le curve di interpolazione proposte nelle Figg. 6.1.01 e 6.1.03.

Si è visto nel §2 che il livello di rumore emesso è evidentemente funzione della velocità e della turbolenza del vento. Nel database di WindPro per un certo numero di modelli di macchina vengono forniti valori indicativi di variazione di rumore emesso espressi in dBA/ms-1, in genere con l’avvertenza di utilizzarli solo nel caso in cui non dovessero essere disponibili dati misurati a diverse velocità. I valori assegnati, per lo più fatti pari a 1 dBA/ms-1, sono comunque compresi tra 0.4 dBA/ms-1 e 2 dBA/ms-1. Dallo stesso database e dai dati ottenuti dal rapporto BWE, trascurando il parametro di turbolenza (rispetto al quale non risulta alcuna informazione nei dati disponibili), è stato comunque possibile indagare la variazione dei livelli di potenza sonora in funzione della velocità del vento su 52 casi diversi, prescindendo dalla potenza e da altri parametri costruttivi degli aerogeneratori. Per ciascuno dei casi considerati, la variazione di potenza sonora è stata evidenziata sottraendo il livello di potenza sonora emessa alla velocità del vento di 8 m/s. I risultati sono riassunti in Fig. 6.1.04, dove è anche disegnata una curva di interpolazione delle variazioni di livello, costituita da una polinomiale di 2° grado.


Fig. 6.1.04 - Potenza sonora emessa in funzione della velocità del vento

Si osserva che, a parità di incremento della velocità del vento, l’aumento di rumore emesso si riduce a valori superiori di velocità. Nell’intorno di 8 m/s la variazione di livello potenza sonora per una variazione unitaria di velocità del vento può effettivamente essere fatta pari a 1 dBA/ms-1, mentre a velocità superiori a 10 m/s si ha quasi una saturazione dell’aumento di livello, come conferma l’analisi di alcuni dati relativi a particolari modelli di turbina.

Un altro parametro costruttivo che incide sulla potenza sonora emessa da un aerogeneratore è l’altezza del mozzo. A parità di altri parametri costruttivi e di condizioni di vento infatti, ad una maggiore altezza del mozzo corrisponde una più elevata velocità del vento cui è sottoposto il rotore della turbina. A questo riguardo, la norma IEC 61400-14 [21] a titolo informativo nello “Annex A” espone un procedimento per convertire ad una diversa altezza del mozzo il valore di potenza sonora di una turbina. L’elaborazione dei dati disponibili, relativi a 22 diversi modelli di aerogeneratori, al fine di determinare l’influenza dell’altezza del mozzo ha prodotto i risultati riassunti dalla Fig. 6.1.05. L’influenza dell’altezza del mozzo è comunque modesta e si confonde talvolta all’interno delle incertezze di misura. Un possibile valore incrementale della potenza sonora emessa per aumento unitario dell’altezza del mozzo può essere assegnato all’interno del campo di valori 0.033÷0.005 dBA/m, peraltro abbastanza ampio.

Fig. 6.1.05 - Variazione di potenza sonora emessa con l’altezza del mozzo


Merita un cenno la problematica delle componenti tonali del rumore emesso dagli aerogeneratori. A questo proposito si sottolinea che nei dati ricevuti dai costruttori non era segnalata alcuna componente tonale. Nel database di WindPro è prevista l’indicazione di eventuali presenze di toni udibili nel rumore, per la rilevanza che questo elemento può avere nel determinare le penalizzazioni sui livelli ammissibili del rumore immesso. L’emissione di componenti tonali risulta segnalata per sole 18 macchine su 237, con indici di udibilità La,k compresi tra valori di 1 e 4 dB. Nella quasi totalità dei 18 casi presenti, viene inoltre specificato che i toni sono udibili solo fino ad una distanza 300 m. Si rileva inoltre che in prevalenza i toni udibili sono emessi da turbine di potenza inferiore a 1500 kW ed installate negli anni ‘90.

Per quanto riguarda la possibilità di riduzione del rumore emesso mediante riduzione della velocità di rotazione delle pale o variazione dell’angolo di passo, non si sono trovati dati sperimentali che leghino la potenza sonora emessa da una turbina eolica con i due parametri di esercizio appena citati. Per contro, nel database di Windpro si sono trovati per 4 diverse turbine i valori di potenza sonora emessa in funzione della energia annua producibile dalla macchina sia in condizioni standard, sia con curve di potenza corretta per tener conto di un diverso assetto di esercizio adottato per ridurre il rumore emesso. I dati sono illustrati in Fig. 6.1.06, dove in ascissa sono riportati i valori percentuali della energia annua producibile rispetto a quella in condizioni standard ed in ordinata i valori di potenza sonora emessi. Questi dati indicano che la perdita di produzione per modifiche di assetto di esercizio ai fini della riduzione del rumore emesso può essere anche molto rilevante.

Fig. 6.1.06 - Potenza sonora emessa e producibilità annua di alcune turbine eoliche

6.2 Spettri di potenza sonora L’effettuazione di un calcolo previsionale di immissione di rumore nell’ambiente circostante da parte di un parco eolico, così come da ogni altro insediamento industriale o da qualsiasi sorgente di rumore, richiede per una accurata valutazione la conoscenza dello spettro in frequenza del rumore emesso, espresso in bande di ottava o di terzi di ottava. L’insieme dei dati raccolti, di cui si è discusso al precedente §5, ha incluso un totale di 59 spettri in frequenza. Di questi, 44 sono stati ottenuti dal database di WindPro, dove gli spettri erano espressi in bande di ottava. Altri 15 spettri sono invece stati ottenuti dai rapporti di prova trasmessi dai costruttori; questi ultimi erano invece originalmente riportati in bande di terzi di ottava e, per uniformità, sono stati anch’essi convertiti in bande di ottava. Gli spettri sono relativi a turbine da 500 kW a 3.6 kW e sono riferiti a velocità del vento da 5 m/s a 10 m/s. Sia nel database di WindPro, sia nei dati ricevuti dai costruttori, le componenti spettrali erano espresse con valori corretti con le rispettive ponderazioni A . Non risulta che vi siano prescrizioni normative nelle IEC 61400-11 e IEC 61400-14 ([20], [21]) che impogano o suggeriscano in sede di dichiarazione dei risultati di prova di esprimere i dati spettrali già corretti da qualsiasi particolare ponderazione.


Evidentemente deve trattarsi di una prassi consolidata nel settore, forse in congiunzione con gli input di calcolo di immissione di rumore previsti dai codici specializzati per le turbine eoliche. Per chiarezza e per una maggiore generalità di utilizzo dei dati con un generico codice di calcolo di immissione acustica, si sottolinea che le componenti degli spettri in frequenza documentati nel seguito NON sono corrette con le rispettive ponderazioni A.

Risulta problematico individuare alcuna elaborazione delle distribuzioni spettrali tale da consentire un’efficace sintesi senza perdita di informazione rispetto all’insieme dei dati originali. Pertanto nella Appendice 3 è riportata la tabella che elenca tutti i 59 spettri in frequenza disponibili, insieme con le informazioni relative a potenza, velocità del vento, diametro del rotore, numero di giri alla potenza nominale ed altezza del mozzo, che nell’insieme consentono di caratterizzare la macchina cui ogni singolo spettro afferisce dal punto di vista costruttivo e di esercizio. Nel rispetto dello spirito della Ricerca di Sistema si è invece eliminato qualsiasi riferimento al costruttore ed al modello di macchina, in modo da preservare rigorosamente l’anonimato dei dati.

Tuttavia, per tentare un’analisi della qualità delle informazioni disponibili sugli spettri in frequenza del rumore emesso, gli spettri stessi sono stati poi normalizzati in modo che in tutti i casi la potenza apparente LwA fosse pari a 100 dBA. In questo modo diventa più immediato verificare eventuali similitudini e deviazioni rispetto a valori medi. Sulla base dei valori così normalizzati, sono stati calcolati per ciascuna componente spettrale i valori medi, minimo, massimo e la deviazione standard sull’insieme dei 59 casi disponibili. I risultati sono riportati in Tab. 6.2.01 ed in Fig. 6.2.01.

Tab. 6.2.01– Componenti spettrali del rumore emesso da turbine eoliche

62.5Hz [dB]

125Hz [dB]

250Hz [dB]

500Hz [dB]

1kHz [dB]

2kHz [dB]

4kHz [dB]

8kHz [dB]

LwA [dBA]

Valor Medio 107.5 104.9 101.2 97.3 93.6 89.5 84.5 77.9 99.6 Dev.STd 3.4 2.9 1.5 1.4 1.7 1.8 3.8 4.5 / Min 90.1 93.9 97.5 94.0 90.0 84.6 75.1 65.8 / Max 114.0 110.4 103.6 99.9 96.2 93.7 93.1 86.2 /

- Tab. 6.2.01 -

Fig. 6.2.01 - Spettri in frequenza del rumore emesso da turbine eoliche

Nonostante la disomogeneità dei modelli di turbina e dei valori di velocità del vento, i risultati appena sopra esposti indicano che la distribuzione spettrale è piuttosto uniforme, soprattutto sulle bande di frequenza da 250 Hz a 2 kHz, che sono quelle di maggior peso sulla potenza apparente, tenuto conto delle ampiezze sulle singole componenti spettrali e delle rispettive ponderazioni. Un ulteriore controllo qualitativo può essere realizzato calcolando il coefficiente di correlazione tra le componenti di ogni singolo spettro e quelle dello spettro medio. I risultati sono riportati in colonna 1 della tabella in Appendice 3. La correlazione è sempre molto elevata, con valori del coefficiente comunque superiori a 0.92, tranne che in un singolo caso dove esso scende a 0.67 per effetto dello scostamento delle prime due componenti a 62.5 Hz e 125 Hz. Queste analisi consentono quindi di assumere come distribuzione spettrale media delle turbine eoliche quella espressa dai valori medi delle componenti in bande di ottava di Tab. 6.2.01, indipendentemente dalla potenza della turbina e dalla velocità del vento. La potenza sonora apparente dello spettro medio


normalizzato risulta pari 99.6 dBA. Ciò significa che volendo utilizzare questa distribuzione spettrale per una qualsivoglia turbina di cui si conosca la potenza sonora complessiva, basterà sommare a tutte le componenti spettrali di Tab. 6.2.01 la differenza tra la potenza sonora apparente della particolare turbina e i 99.6 dBA risultanti dallo spettro mediato.

La specializzazione delle analisi sopra indicate ai soli spettri riferiti alla velocità del vento di 8 m/s (34 casi) non ha fornito risultati apprezzabilmente diversi, confermando indirettamente la affidabilità dello spettro medio elaborato sulla totalità dei dati disponibili. Non si avevano invece dati sufficientemente numerosi per specializzare l’indagine a singole classi di potenza nominale delle turbine in esame.


7 CONCLUSIONI

Il rumore emesso dai parchi eolici è determinato principalmente da diversi meccanismi di interazione aerodinamica del vento incidente sulle pale, con prevalenza del rumore che si genera sul bordo di uscita delle pale. Il rumore meccanico dovuto principalmente agli ingranaggi del riduttore costituisce in genere un fattore secondario. Sono state reperite in letteratura e documentate nel rapporto alcune formule parametriche che consentono di ottenere valori di prima approssimazione dei livelli di rumore generato da una turbina eolica. E’ stato tracciato un quadro normativo e legislativo, a livello nazionale ed internazionale, con cui confrontare i livelli di immissione di rumore dei parchi eolici. Per la misura e la certificazione del rumore emesso dalle turbine eoliche è stata sviluppata e consolidata in anni recenti un’apposita normativa in ambito IEC, universalmente accettata e praticata. Nel rapporto sono stati riassunti e chiariti alcuni aspetti di applicazione della norma. Si è inoltre fatto cenno ad una tecnica di misura originale che consente di meglio localizzare e quantificare con misure specialistiche sul campo i contributi dominanti del rumore emesso. Grazie anche a rilevanti contributi della ricerca finanziata nell’ambito di numerosi progetti europei, i livelli di rumore emesso dalle turbine eoliche sono stati significativamente ridotti rispetto a quelli emessi dagli aerogeneratori installati fino ai primi anni ’90. I risultati ottenuti nella mitigazione del rumore spingono le associazioni di categoria ad affermare che il rumore non costituisce più una seria preoccupazione rispetto all’impatto ambientale dei parchi eolici. Conseguentemente, viene suggerita una distanza minima di 300 m o di 7 volte il diametro del rotore come quella sufficiente ad evitare apprezzabili disturbi da rumore. Di ben diverso avviso risultano essere, a livello internazionale, numerose associazioni ambientaliste, mediche e comitati di comunità residenti in prossimità di parchi eolici, che al contrario enfatizzano i diversi problemi alla salute ed al riposo dei residenti nei dintorni di impianti eolici dovuti al rumore. Ciò si traduce nella indicazione di una distanza minima ammissibile non inferiore a 1500÷2500 m. La diversità di posizioni non è evidentemente irrilevante ai fini della localizzazione di siti idonei. Si deve quindi concludere che la problematica del rumore resta comunque un fattore non trascurabile nella valutazione di impatto ambientale di nuovi impianti o di rifacimento di impianti preesistenti e, non a caso, l’effettuazione di calcoli predittivi di immissione nelle aree circostanti il parco è un adempimento che rientra nella prassi comune degli iter autorizzativi, quand’anche non tassativamente richiesto da legislazioni o clausole per la concessione del sito. Pertanto, si è raccolto ed analizzato un consistente numero di dati di provata attendibilità relativi ai livelli di potenza sonora emessa e agli spettri di rumore di turbine di media e grande potenza. L’elaborazione dei dati disponibili ha consentito di calcolare valori tipici dei livelli di emissione alla velocità di riferimento del vento di 8 m/s per classi di potenza delle macchine e di identificare una curva di interpolazione. Analogamente sono state ricavate curve interpolanti dei livelli di emissione in funzione del diametro di rotore delle turbine e delle variazioni di livello di potenza sonora in funzione della velocità del vento. E’ stato anche esaminato l’effetto sul livello di rumore emesso dell’altezza del mozzo della turbina, che è risultato essere piuttosto contenuto. L’esame dei dati ha poi evidenziato che la percentuale di macchine che emettono un rumore tonale è comunque inferiore al 10% e risulta prevalentemente legata a macchine di potenza inferiore a 1500 kW ed installate negli anni ‘90. Si è documentata la possibilità di riduzione del rumore emesso mediante modifiche di assetto di esercizio, quali la riduzione della velocità di rotazione del rotore ed il settaggio dell’angolo di passo delle pale, le quali tuttavia penalizzano la quota di energia producibile in misura anche rilevante. Infine, è stata definita quantitativamente una distribuzione spettrale tipica delle turbine eoliche, che si è dimostrato essere di validità generale per tutte le turbine di qualunque taglia uguale o superiore a 500 kW e per velocità del vento comprese tra 5 e 10 m/s. Questi risultati forniscono un quadro generale aggiornato ed esauriente della problematica del rumore emesso dai parchi eolici e permetto inoltre di disporre di dati sufficientemente affidabili in sede di calcolo acustico previsionale, almeno per un primo progetto di fattibilità.


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APPENDICE 1

Progetti Europei sulla tematica del rumore da impianti eolici

Titolo Programma N° Contratto Acronimo Inizio Fine

Aerodynamic noise from wind turbine rotors

JOULE 1 JOUR0107 01.03.91 31.05.93

Investigation of blade tip modification for acoustic noise reduction and rotor performance improvement

JOULE 1 JOUR0111 01.01.91 01.11.92

Aerodynamic noise from wind turbines and rotor blade modification

JOULE 2 JOU20233 DEWI 01.11.92 31.10.95

Noise from wind turbines JOULE 2 JOU20124 01.12.92 31.03.95 Investigation of blade tip modifications for acoustic noise reduction and rotor performance improvement

JOULE 2 JOU20205 01.06.92 30.09.95

Noise immission from wind turbines NNE-JOULE C

JOR3950065 01.01.96 31.12.97

Development of a wind farm noise propagation prediction model

NNE-JOULE C

JOR3950051 01.01.96 31.12.97

Development of design tools for reduced aerodynamic noise wind turbines

NNE-JOULE C

JOR3950083 DRAW 01.01.96 31.12.97

Aerodynamic noise reduction for variable speed HAWTs

NNE-JOULE C

JOR3950045 01.01.96 30.04.98

Investigation of serrated trailing edge noise

NNE-JOULE C

JOR3950073 STENO 01.01.96 30.04.98

Investigation of noise emissions from wind parks and their impact to the design of parks

NNE-JOULE C

JOR3960098 01.08.96 31.10.98

Declaration of Sound Power level and Tonality for wind turbine generator systems

NNE-JOULE C

JOR3980314 01.09.98 29.02.00

Design and testing of acoustically optimized airfoils for wind turbines

NNE-JOULE C

JOR3980248 DATA 01.10.98 30.09.00

Silent rotors by acoustic optimisation EESD ENK5-CT-2002-00702

SIROCCO 01.01.03 31.12.05

Visual and acoustical impact of wind farms on residents

FP6-SOCIETY 44628 WINDFARMPERCEPTION 01.01.07 30.06.08


APPENDICE 2

WHO- Guidelines for Community Noise – April 1999

- Tab. A2.01 -


APPENDICE 3

Spettri in frequenza del rumore emesso da turbine eoliche Coeff. Correl. Spettro Medio

62.5Hz

[dB]

125Hz

[dB]

250Hz

[dB]

500Hz

[dB]

1kHz

[dB]

2kHz

[dB]

4kHz

[dB]

8kHz

[dB]

LwA

[dBA]

Power

[MW]

Wind speed [m/s]

Diam.

[m]

RpM Rated

Hub h

[m]

0.973 100.5 98.3 96.5 97.4 90.7 87.2 86.3 78.0 97.7 500 8.0 37 30.0 All 0.986 105.4 101.7 98.1 96.3 95.7 90.1 84.7 76.8 99.5 500 8.0 40.3 38.0 65.0 0.986 108.6 104.0 100.5 98.5 96.9 88.6 84.6 73.7 100.8 500 10.0 40.3 38.0 65.0 0.986 103.9 100.1 98.8 97.8 95.1 89.4 84.9 80.0 99.6 600 8.0 44 34.5 78.0 0.993 109.2 104.6 101.6 100.1 95.0 88.1 82.9 74.0 100.8 600 95.0 44 34.5 65.0 0.990 107.2 102.6 100.4 98.8 94.0 87.1 81.9 73.0 99.6 600 8.0 44 34.5 65.0 0.980 108.1 105.2 100.1 96.5 93.2 92.2 90.5 82.6 100.1 600 8.0 46 25.0 All 0.960 111.4 108.0 101.9 98.2 96.9 96.6 94.6 86.2 103.4 600 9.5 46 25.0 All 0.951 99.5 102.7 101.9 99.2 90.1 86.9 83.1 79.2 99.3 600 8.0 42 28.2 All 0.921 108.1 107.9 103.7 96.7 92.7 95.3 95.8 85.3 102.7 600 8.0 48 23.0 All 0.965 99.6 101.9 100.0 96.2 87.6 85.5 83.2 78.4 97.1 755 8.0 48 22.5 All 0.963 108.6 103.1 99.0 94.3 90.9 89.0 88.3 83.0 98.0 755 8.0 48 22.5 All 0.980 101.1 96.7 96.2 91.5 85.9 80.9 77.3 75.7 93.1 800 5.0 48 29.5 56.0 0.978 104.8 98.8 98.2 95.1 91.7 85.3 81.7 80.4 96.9 800 6.0 48 29.5 56.0 0.968 107.3 101.9 101.9 98.4 93.6 87.3 84.6 84.2 99.8 800 7.0 48 29.5 56.0 0.957 105.6 101.9 103.5 100.1 95.3 87.7 84.6 84.5 101.2 800 8.0 48 29.5 56.0 0.941 105.8 103.2 104.5 100.5 94.9 88.6 87.6 88.0 101.8 800 9.0 48 29.5 56.0 0.961 104.8 100.5 101.9 100.0 97.9 91.5 86.6 85.7 102.1 800 10.0 48 29.5 56.0 0.996 109.6 105.3 99.6 97.4 94.0 88.8 81.2 74.4 99.4 1000 8.0 58 24.0 67.0 0.998 108.6 105.3 100.6 97.4 95.0 89.6 83.5 76.4 100.0 1000 8.0 58 24.0 70.5 0.966 111.0 105.2 99.4 96.5 94.9 93.5 91.0 82.5 100.9 1000 10.0 60 18.0 70.0 0.671 92.5 96.3 99.9 97.8 97.7 96.1 91.1 79.0 102.4 1050 8.0 57 22.9 All 0.988 112.3 108.8 104.2 97.9 94.6 93.7 88.6 82.2 102.0 1300 8.0 62 19.0 All 0.962 110.5 114.4 107.2 98.8 94.2 93.1 90.7 83.8 104.0 1500 10.0 70 19.0 65.0 0.991 108.8 105.0 101.6 98.8 95.6 89.1 80.4 76.6 100.6 1500 8.0 66 22.0 67.0 0.996 113.3 109.5 105.9 100.7 98.5 93.3 88.2 77.9 103.9 1500 10.0 70.5 20.0 65.0 0.993 112.4 107.7 104.7 100.5 98.3 92.7 87.3 76.6 103.3 1500 8.0 70.5 20.0 65.0 0.985 109.0 111.9 105.8 101.1 97.5 92.8 89.0 77.2 103.9 1500 8.0 77 18.0 100.0 0.962 110.5 114.4 107.2 98.8 94.2 93.1 90.7 83.8 104.0 1500 10.0 70 19.0 65.0 0.996 113.3 109.5 105.9 100.7 98.5 93.3 88.2 77.9 103.9 1500 9.0 70.5 20.0 All 0.993 112.4 107.7 104.7 100.5 98.3 92.7 87.3 76.6 103.3 1500 8.0 70.5 20.0 65.0 0.995 111.5 111.5 106.3 101.3 97.5 92.8 87.0 82.4 104.0 1500 8.0 77 18.0 All 0.996 112.0 111.7 106.3 101.2 97.3 93.0 87.5 82.6 104.0 1500 8.4 77 18.0 All 0.962 110.5 114.4 107.2 98.8 94.2 93.1 90.7 83.8 104.0 1500 10.0 70 19.0 65.0 0.985 109.4 106.8 100.8 97.0 96.1 93.7 88.4 78.1 101.3 1500 8.0 64 17.3 80.0 0.954 113.1 109.4 103.6 98.2 93.8 92.1 90.8 87.5 101.9 1500 8.0 72 17.3 64.0 0.982 114.8 110.1 105.8 102.1 98.3 96.8 92.5 78.9 105.0 1500 7.7 82 14.4 93.6 0.996 111.3 106.6 104.3 99.0 95.8 92.2 88.5 81.6 102.0 1500 8.3 70 19.0 114.0 0.977 117.0 111.5 102.3 99.1 97.2 93.4 88.1 82.4 103.0 1500 10.0 70 19.0 All 0.994 109.5 106.4 103.5 98.2 95.9 91.7 90.0 82.6 101.7 1650 8.0 82 14.4 93.6 0.972 106.6 108.0 100.8 97.4 95.9 89.6 82.6 66.3 100.5 1800 8.0 70 22.0 65.0 0.996 112.5 109.3 102.8 97.9 95.4 91.6 82.6 73.8 101.4 1800 8.0 70 22.0 86.0 0.993 113.8 108.1 101.8 98.6 96.8 91.1 84.1 75.8 101.6 1800 8.0 70 22.0 98.0 0.985 105.2 102.8 101.1 97.4 88.4 82.3 72.8 69.0 97.7 2000 6.0 71 20.0 64.0 0.980 111.9 107.1 100.5 98.0 96.2 91.1 80.1 1.1 100.9 2000 8.0 71 20.0 64.0 0.979 112.7 110.4 101.0 98.0 97.2 92.0 82.1 1.1 101.9 2000 9.0 71 20.0 64.0 0.978 112.5 110.8 101.5 98.4 97.5 92.9 82.9 1.1 102.3 2000 10.0 71 20.0 64.0 0.970 107.8 103.2 102.2 98.5 94.7 87.2 76.4 77.8 100.0 2000 6.0 82 19.0 85.0


0.978 110.1 105.9 104.4 101.1 98.1 90.9 79.8 78.4 102.9 2000 7.0 82 19.0 85.0 0.980 110.3 107.6 103.0 100.9 99.4 92.9 81.5 78.6 103.4 2000 8.0 82 19.0 85.0 0.992 110.5 108.3 107.8 102.7 96.4 92.6 88.3 80.9 104.3 2000 7.0 82 17.1 80.0 0.983 110.4 107.8 106.0 101.7 96.5 89.7 83.3 82.3 103.1 2000 7.6 92.5 15.0 80.0 0.945 116.7 113.6 106.1 102.6 99.4 99.4 98.0 92.6 107.0 2300 8.0 82.4 17.0 All 0.990 112.4 110.5 105.7 99.8 95.3 94.8 89.6 78.8 103.3 2300 8.0 90 16.9 100.0 0.998 115.6 114.2 108.8 103.7 97.9 94.8 89.2 80.8 106.1 2300 8.0 82.4 18.0 All 0.981 112.5 111.4 110.6 105.8 99.0 93.8 89.2 86.5 107.0 2300 8.0 92.6 16.0 All 0.986 111.1 108.0 102.9 101.0 97.0 91.9 81.9 70.4 102.5 2750 8.0 80 17.5 70.0 0.993 112.5 111.1 107.4 103.8 98.0 96.1 93.1 84.0 105.7 2750 8.0 92 14.2 70.0 0.988 116.5 112.3 110.0 105.5 99.8 97.4 93.0 79.5 107.4 3600 8.0 104 15.3 All

Ponderazioni “A” 62.5Hz

[dB] 125Hz [dB]

250Hz [dB]

500Hz [dB]

1kHz [dB]

2kHz [dB]

4kHz [dB]

8kHz [dB]

-26.2 -16.1 -8.6 -3.2 0 1.2 1 -1.1

Problematiche e dati di emissione di rumore sulle...

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