PROGETTO DEFINITIVO - · PDF filel'energia cinetica del vento in energia meccanica, ed infine...

data Rev. Descrizione Elaborato Approvato

Feb.2013 0 REL.TECNICA ing. M. Mura ing. A. Corona

ing. R.Bassi

PROGETTO DEFINITIVO

IMPRESA INDIVIDUALE MANCA DANIELE

Loc. Funtana Elighe – 07010 - NULE

C.F. MNCDNL83S29G203P

P.I. 02385490905

IMPIANTO DI PRODUZIONE DI ENERGIA DA

FONTE RINNOVABILE EOLICA IN AMBITO

AGRICOLO – Art. 12 L.R. 15 del 2010

REGIONE AUTONOMA SARDEGNA

PROVINCIA DI SASSARI

Comune di Nule

RESPONSABILE DEL PROGETTO:

Ing. Andrea Corona

GRUPPO DI LAVORO:

Ing. Riccardo Bassi

Ing. Antonella Caimi

Ing. Marco Mura

Geom. Veronica Vinci

Ing. Mauro Candido

Geol. Carmine Bonvino

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IMPRESA INDIVIDUALE

MANCA DANIELE

IMPIANTO EOLICO

IN AMBITO AGRICOLO RELAZIONE TECNICA

Sommario

PREMESSA ......................................................................................................................................... 1

BREVE CRONISTORIA DELL’ITER AUTORIZZATIVO .......................................................... 3

L’ENERGIA DA FONTE RINNOVABILE EOLICA .................................................................... 5

POTENZIALE EOLICO IN ITALIA .............................................................................................. 8

1 LOCALIZZAZIONE E INQUADRAMENTO DELL’IMPIANTO ......................................... 10

1.1. LOCALIZZAZIONE GEOGRAFICA DELL’IMPIANTO ................................................ 10

1.2. CARATTERISTICHE SOCIO ECONOMICHE DEL TERRITORIO .............................. 12

1.3. USO DEL SUOLO .............................................................................................................. 13

2 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO ......................................................................................... 16

2.1 CARATTERISTICHE DELL’AEROGENERATORE ADOTTATO ................................ 16

2.2 COSTRUZIONE DELLE FONDAZIONI .......................................................................... 19

2.3 CARATTERISTICHE INFRASTRUTTURALI ................................................................ 19

2.4 GESTIONE DELLA TERRA DI SCAVO ......................................................................... 23

2.5 GESTIONE DELL’IMPIANTO ......................................................................................... 24

2.6 DISMISSIONE DELL’IMPIANTO ................................................................................... 25

3 CARATTERISTICHE ANEMOLOGICHE E STIMA PRODUCIBILITA’ ............................ 29

3.1 ATLANTE EOLICO D’ITALIA – ERSE ........................................................................... 30

3.2 ATLANTE EOLICO INTERATTIVO 3TIER ................................................................... 30

3.3 CAMPAGNA DI MISURA DI DATI ANEMOMETRICI IN SITO ................................. 32

3.4 DESCRIZIONE DELL’ANEMOMETRO INSTALLATO IN SITO................................. 32

3.5 STIMA DELLA PRODUCIBILITÀ ANNUA DI ENERGIA (AEP) ............................... 38

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PREMESSA Il presente elaborato rappresenta la Relazione Tecnica del Progetto Definitivo di realizzazione di

una turbina eolica della potenza nominale di 200 kW in comune di Nule su terreni di proprietà

dell’Az. Agricola Manca Daniele e intende descrivere il contesto paesaggistico circostante il sito di

installazione e analizzare gli impatti determinati dalla realizzazione dell’intervento.

Il progetto, nel suo insieme, è costituito da 13 elaborati:

PROGETTO DEFINITIVO: contenente una descrizione dettagliata delle opere proposte

nonché dello stato dei luoghi e dell’ambiente dell’area interessata dalle opere.

STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE (SIA): contenente quadro introduttivo, quadro

normativo e programmatico, quadro progettuale, quadro ambientale e stima degli impatti.

RELAZIONE PAESAGGISTICA: intende analizzare l’impatto connesso alla realizzazione

dell’opera in progetto sul paesaggio.

SINTESI NON TECNICA PER IL PUBBLICO.

RELAZIONE GEOLOGICA: contenente l’inquadramento geologico, geomorfologico e

idrogeologico, nonché la classificazione sismica dell’area.

RELAZIONE D’IMPATTO ACUSTICO: contenente la valutazione del clima acustico.

ELENCO PARERI ACQUISITI.

ELABORATI GRAFICI:

o MAN001 - PLANIMETRIA GENERALE

o MAN002 - PLANIMETRIA CATASTALE

o MAN003 - AEROGENERATORE E CABINA ELETTRICA

o MAN004 - ALLACCIAMENTO ELETTRICO LINEA MT

o MAN008 -FOTOINSERIMENTI E MAPPA DI INTERVISIBILITA’

o MAN009 -DEFINIZIONE DEGLI ECOSISTEMI

Il progetto nasce dalla volontà del proponente di usufruire delle procedure autorizzative previste

dalla L.R.15/2010 della Sardegna, che prevedono l’autorizzazione tramite Dichiarazione di Inizio

Attività di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili di potenza fino a 200

kW.

Il progetto prevede l’installazione di 1 singolo aerogeneratore posizionato alla quota di circa 732 m

s.l.m. nelle prospicienze delle strutture produttive dell’azienda agricola.

L’area interessata dall’impianto proposto si trova nel comune di Nule a circa 5,5 km a nord est del

centro abitato, in località Funtana Elighe, sui terreni di proprietà dell’azienda agricola proponente.

L’impianto, grazie alle particolari condizioni di vento dell’area prescelta, sarà in grado di garantire

una produzione energetica pulita, sicura ed abbondante a servizio dell’azienda agricola di circa 570

MWh/anno per un totale di circa 2849 ore equivalenti, come si è dedotto dagli studi anemologici

preliminari condotti.

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L’impianto può essere considerato opera di miglioramento fondiario, in quanto favorirà in primo

luogo l’impresa agricola che potrà godere dei benefici diretti provenienti dal profitto economico

legato all’energia prodotta dall’impianto e dei benefici indiretti legati all’aumento di valore

commerciale dell’azienda che avrà un ritorno di immagine positivo in materia di sostenibilità

ambientale e sviluppo energetico sostenibile.

Considerando inoltre le caratteristiche anemologiche dell’area in cui è ubicato l’impianto e tenendo

presente le caratteristiche della fonte energetica eolica (analizzate più nel dettaglio nei paragrafi

successivi), la realizzazione del presente progetto nell’ambito dell’azienda agricola proponente

riveste senza dubbio il ruolo di un investimento sicuro e sostenibile con benefici diretti per

l’azienda stessa in coerenza anche con gli intenti di sviluppo rurale stabiliti dalla Regione stessa.

Infatti, in un’ottica generale, la realizzazione dell’impianto a FER all’interno dell’azienda agricola

collabora all’attuazione delle misure di intervento del PSR (Piano di Sviluppo Rurale) predisposto

dalla Regione per il periodo 2007-2013.

In sintesi: secondo il PSR, lo sviluppo della produzione e l’utilizzazione nelle aziende agricole di

energia rinnovabile risulta uno dei principali fabbisogni di intervento nell’ambito rurale e agricolo

regionale, contribuendo in maniera positiva:

al miglioramento della competitività dei settori agricolo e forestale (ASSE I)

al miglioramento dell’ambiente e dello spazio rurale (ASSE II)

alla Qualità della vita nelle zone rurali e diversificazione dell’economia rurale (ASSE III)

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BREVE CRONISTORIA DELL’ITER AUTORIZZATIVO

Prima di proseguire con la descrizione progettuale appare opportuno evidenziare che tale progetto è

stato già oggetto del seguente iter amministrativo:

- In data 26 Marzo 2012, coerentemente a quanto disposto dalla LR 15/2010, è stata

presentata istanza di DUAAP presso lo sportello unico delle attività produttive (SUAP) del

comune di Nule. (Dati relativi alla pratica: Codice univoco SUAP: 23 - Codice univoco

nazionale: MNCDNL83S29G203P-26032012-0000.SUAP - Numero protocollo: 1045 del

27/03/2012)

L’iter del procedimento si è svolto in Conferenza dei Servizi e sono stati invitati ad

esprimere un parere i seguenti enti:

Ufficio tecnico Comunale – Nule;

Provincia SS – Servizio II – Tutela dell’Aria e delle Acque/SS;

Enel Ufficio Enel/Progettazione e Lavori SS+OT;

Ministero dello Sviluppo Economico/Ispettorato Territoriale della Sardegna;

Provincia SS Ufficio provinciale trasporti e viabilità/SS;

Ufficio logistico, infrastrutture e servitù militari – sez. servitù militari e

poligoni;

Regione Autonoma Sardegna – Ass. Industria – Servizio Energia;

ARPA Sardegna – Servizio valutazione e analisi ambientale SS/OT;

ENAC;

ENAV;

Comando Militare Marittimo Autonomo in Sardegna;

C.I.G.A.;

Aeronautica Militare.

Tutti i suddetti enti hanno espresso PARERE POSITIVO come dimostrato nel verbale

della seduta della Conferenza dei Servizi dell’11 Settembre 2012, prot. 3309 (v. elaborato

“Elenco pareri acquisiti”). In particolare, è stato “Considerato positivo il parere dell'ARPAS

- Servizio Valutazione e Analisi Ambientale/SS+OT in, merito ad una valutazione di

eventuale impatto ambientale in quanto soggetto assente seppur invitato”. Nella stessa

seduta è stato quindi deliberato all’unanimità dei componenti PARERE FAVOREVOLE

all’accoglimento dell’istanza.

- In data 10 luglio 2012 ENEL DISTRIBUZIONE spa ha approvato il progetto definitivo

delle opere di connessione alla rete elettrica di distribuzione (v. elaborato “Elenco pareri

acquisiti”).

- In data 25 Settembre 2012, con protocollo 3491 è stato rilasciato il Provvedimento finale

unico autorizzativo dallo SUAP del comune di Nule (v. elaborato “Elenco pareri

acquisiti”). Come indicato nel documento stesso “Esso è da intendersi quale determinazione

conclusiva del procedimento ai sensi dell’art.14/ter, comma 6/bis della Legge 241/1990 e

s.m.i., e pertanto sostituisce a tutti gli effetti, ogni autorizzazione, concessione, nulla osta o

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atto di assenso comunque denominato di competenza delle amministrazioni partecipanti, o

comunque invitate a partecipare ma risultate assenti, alla predetta conferenza.”

- In data 29 Ottobre 2012, il proponente, sicuro della validità del provvedimento rilasciato dal

SUAP di Nule, ha provveduto all’acquisto della turbina eolica 200 kW.

- In data 12 Novembre 2012 è stato dato l’inizio lavori da parte del proponente tramite

sportello telematico SardegnaSuap (v. elaborato “Elenco pareri acquisiti”).

- In data 13 Novembre 2012, lo SUAP del Comune di Nule ha trasmesso, con protocollo n.

4290 del 13/11/2012, richiesta di integrazione/sostituzione documentale per dar corso

all’inizio lavori senza rilevare alcuna inesattezza nel provvedimento autorizzativo rilasciato

il 25/09/2012.

- In data 6 Dicembre 2012, lo SUAP del Comune di Nule, con protocollo n. 4613 del 6/12/12,

ha emanato un Provvedimento di Sospensione del Provvedimento finale Unico rilasciato in

data 25 Settembre 2012 prot. 3491 sino all’acquisizione da parte del proponente dei pareri di

cui all’art.6, comma 9 del D.Lgs. 152/06 e s.m.i. (v. elaborato “Elenco pareri acquisiti”).

La documentazione elaborata per questa istanza di Valutazione d’Impatto Ambientale risponde

integralmente alle richieste esposte nel provvedimento di sospensione dello SUAP del comune di

Nule (v. elaborato “Elenco pareri acquisiti”), ovvero alla necessità di sottoporre il progetto a

Valutazione di Impatto Ambientale(VIA) come comunicato dal servizio S.A.V.I dell’Assessorato

della difesa dell’ambiente della Regione Autonoma della Sardegna con nota del 12 Dicembre 2012

prot. n. 0029288 (v. elaborato “Elenco pareri acquisiti”).

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L’ENERGIA DA FONTE RINNOVABILE EOLICA

L’aumento delle emissioni di anidride carbonica e di altre sostanze inquinanti legato allo

sfruttamento delle fonti energetiche tradizionali costituite da combustibili fossili, assieme alla loro

limitata disponibilità, ha creato una crescente attenzione per lo sfruttamento delle fonti rinnovabili

per la produzione di energia elettrica.

La problematica dell’emissione in atmosfera di Gas serra è stata dibattuta a lungo durante la

Conferenza di Kyoto sui cambiamenti climatici nel 1997, a seguito della quale l’Italia si assunse la

responsabilità di tagliare la produzione di gas serra tra il 2008 e il 2012 del 6,5% rispetto al 1990. A

causa del mancato raggiungimento degli obiettivi posti nei termini previsti da parte di tutti gli stati

aderenti al protocollo, questi si sono nuovamente impegnati a ridurre sensibilmente le emissioni di

gas climalteranti tra il 2013 e il 2015 e il protocollo è stato esteso per ulteriori 8 anni. Gli stati

membri dell’Unione Europea devono ridurre collettivamente le loro emissioni di gas ad effetto serra

dell’8%.

Da allora è stata fatta molta strada, l’International Panel on Climate Change (IPCC) ha redatto 4

valutazioni dello stato della terra e ad oggi esiste un’elevata confidenza della responsabilità umana

nell’aumento della temperatura del pianeta, ovvero 9 possibilità su 10 che questo sia vero.

L’Italia, insieme con l’Unione Europea si è assunta impegni ancora più vincolanti di quelli previsti

dal Protocollo di Kyoto con l’adozione della direttiva 2009/28/CE detta anche “20-20-20” che, tra

gli altri obiettivi, ha imposto agli Stati membri il 20% di incidenza dell’energia rinnovabile sui

consumi finali al 2020.

La Strategia Energetica Nazionale (SEN) aggiornata in bozza al Settembre 2012 mette quindi tra le

priorità di azione uno sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili per poter assolvere all’impegno

vincolante di riduzione del 21% delle emissioni di CO2 nel settore Emission Trading System (ETS),

di cui la produzione di energia elettrica fa parte.

La volontà politica di puntare sulle Fonti d’Energia Rinnovabili (FER) è stata espressa anche dai

recenti decreti governativi che hanno prolungato le incentivazioni adeguando gli incentivi ai prezzi

di mercato rendendoli meno gravosi per la collettività.

In relazione al SEN, la produzione di energia elettrica da FER, oltre che contribuire al

raggiungimento degli obiettivi ambientali, partecipa al raggiungimento degli obiettivi di crescita

dell’economia sostenibile nazionale e di miglioramento della sicurezza e indipendenza energetica

dell’Italia.

Il vento è una risorsa sicura, pulita e abbondante; al contrario dei combustibili fossili, è una risorsa

potenzialmente disponibile in ogni parte del mondo e a costo zero. Le turbine eoliche convertono

l'energia cinetica del vento in energia meccanica, ed infine in energia elettrica. A decorrere dagli

anni settanta, le dimensioni degli aerogeneratori e la loro potenza ed affidabilità hanno avuto una

crescita continua, mentre la loro diffusione è aumentata con un andamento pressoché esponenziale.

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Al termine del 2011 in Europa sono stati installati oltre 96 GW di potenza eolica (Tabella a).

L’Italia si colloca al quarto posto per potenza installata dietro alla Germania che rimane la regina

del vento europeo con 29 GW, alla Spagna 21,7 GW e alla Francia 6,8 GW.

Tabella a - Distribuzione della potenza eolica installata a fine 2011 in Europa (EWEA).

In Italia la distribuzione attuale degli impianti vede nel meridione e nelle isole la maggiore

concentrazione di potenza (Figura a).

Grazie ad un incremento di più del 27%, da fine 2010 a guidare lo sviluppo è la Sicilia che raccoglie

1.422,6 MW – circa un quarto dell’intera potenza eolica italiana – superando così la Puglia,

comunque salita a quota 1.317,1 MW. Ogni regione ha conosciuto negli ultimi anni una propria

velocità di diffusione dell’energia eolica (Figura b) non solo in funzione della ventosità, ma anche

delle discipline variamente adottate in materia di autorizzazione degli impianti.

In termini di tasso di crescita relativa rispetto al 2009, il Molise ha più che raddoppiato la potenza

installata e la Calabria ha visto un incremento del 47,5%. Da segnalare anche la buona crescita della

Basilicata, pari a quasi il 23%. Scarso invece il risultato della Campania che nell’arco del 2010 ha

visto entrare in esercizio solo 5 MW. Sono invece rimaste ferme regioni centrali e settentrionali

quali il Lazio, la Toscana, l’Emilia Romagna, l’Umbria, il Veneto ed il Piemonte.

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Figura a) - Distribuzione regionale della potenza eolica (APER)

Figura b) - Crescita regionale della potenza eolica (APER)

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Per concludere, i 5.797 MW installati al 31 dicembre 2010 hanno consentito, grazie alla produzione

di un quantitativo di energia pulita pari a circa 8 TWh, di evitare l’immissione in atmosfera di un

notevole quantitativo di inquinanti ed un consumo di petrolio pari al volume del Colosseo.

POTENZIALE EOLICO IN ITALIA

L’ERSE (ENEA per la Ricerca sul Sistema Elettrico), ex CESI (Centro Elettrotecnico Sperimentale

Italiano) ha implementato, in collaborazione con il Dipartimento di Fisica dell’Università degli

Studi di Genova, l’Atlante eolico d’Italia (Figure c-d-e) nell’ambito della Ricerca di Sistema

(http://atlanteeolico.erse-web.it/viewer.htm), che consiste in una serie di mappe di velocità del

vento: le mappe di velocità del vento sono state redatte su tre serie di 27 tavole, con scala a nove

colori. Ciascun colore identifica una classe di velocità i cui estremi, in m/s, sono indicati in calce

alla tavola stessa. Ad esempio il colore giallo indica aree con valori stimati di velocità del vento

comprese tra 5 e 6 m/s; l’assenza di colore indica velocità medie inferiori a 3 m/s.

Secondo quanto emerge dallo studio dell’ERSE, l’Italia risulta una nazione con buone potenzialità

in termini di risorsa per lo sviluppo dell’eolico. La risorsa eolica in Italia è prevalentemente

concentrata nel Centro-Sud e nelle isole maggiori. In particolar modo risulta evidente l’elevato

potenziale eolico che caratterizza la Sardegna.

Figura c) - Atlante Eolico d’Italia – Fonte: ERSE-Web

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Il passo successivo per lo sfruttamento dell’energia eolica richiede l’approfondimento e la verifica

delle potenzialità della specifica area individuata, per stabilire se le condizioni sono tali da

giustificare lo sfruttamento di questa risorsa.

La zona compresa tra i comuni di Benetutti, Nule e Osidda dove è ubicato l’impianto (Figura d)

presenta una discreta ventosità anche a quote non elevate, registrando velocità medie annue

comprese tra 5 e 7 m/s (valori rilevati a 50 m di altezza), con un potenziale eolico tra 2000 e 2500

ore equivalenti (Figura e), sicuramente sopra la soglia di sostenibilità dell’investimento per la

realizzazione dell’impianto.

Questi dati, individuati in via del tutto preliminare sfruttando l’Atlante eolico, necessitano

comunque di un maggiore approfondimento attraverso un’analisi anemologica in sito. In seguito si

riporteranno le analisi effettuate sulla base di rilevazioni anemologiche effettuate da alcuni

anemometri nella zona di interesse.

Figura d) - Atlante Eolico d’Italia, Zona Nule/Osidda– Fonte: ERSE-Web.

Figura e) - Atlante Eolico d’Italia, Zona Nule/Osidda– Fonte: ERSE-Web.

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1 LOCALIZZAZIONE E INQUADRAMENTO DELL’IMPIANTO

1.1. LOCALIZZAZIONE GEOGRAFICA DELL’IMPIANTO

Il parco eolico in progetto è ubicato nel territorio del Comune di Nule, in località Funtana Elighe,

circa 5,5 km a nord est del centro abitato di Nule.

Il territorio del comune di Nule è quello tipico di tutta la Sardegna centro-settentrionale, e presenta

una alternanza di colline, altipiani e valli incise dai torrenti. Il sito oggetto del presente progetto si

trova in particolare al margine occidentale dell’altipiano “Su Campu” che si estende verso est fino a

Bitti. L’economia di questa zona è tipicamente agro-pastorale.

Figura 1.1- Sito di installazione

Il progetto prevede l’installazione di 1 aerogeneratore di potenza complessiva pari a 200 kW,

posizionato in un’area prospiciente alle strutture dell’azienda agricola Daniele Manca.

La figura 1.2, ricavata dall’applicazione Google EarthTM

, identifica l’ubicazione dell’installazione

rispetto alle strutture dell’azienda agricola.

NULE

N

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Figura 1.2 - Localizzazione dell’aerogeneratore sulla proprietà dell’azienda agricola, nel comune di Nule

Azienda agricola Aerogeneratore

200 kW

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In Figura 1.3 si riporta la localizzazione dell’impianto sulla CTR 10000 della Regione Sardegna.

Figura 1.3 - Localizzazione dell’impianto eolico su CTR

Nella tabella 1.1 si riportano le coordinate planimetriche UTM e geografiche WGS84

dell’aerogeneratore.

SISTEMA DI RIFERIMENTO Long/E Lat/N

UTM 520927.58 m 4482204.85

WGS84 9° 14’ 39’’ 40° 29’ 25’’

Tabella 1.1 - Coordinate planimetriche (UTM – fuso 32) e geografiche (WGS84) degli aerogeneratori in progetto.

1.2. CARATTERISTICHE SOCIO ECONOMICHE DEL TERRITORIO

Nule è un comune di 1443 abitanti, facente parte della Provincia di Sassari. Ha una superficie di

51,80 kmq e confina con i Comuni di Benetutti e Pattada della provincia di Sassari, e con i comuni

di Orune, Bitti e Osidda della provincia di Nuoro.

http://it.wikipedia.org/wiki/Comuni_d%27Italia

http://it.wikipedia.org/wiki/Comuni_italiani_per_popolazione

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L'economia del paese è incentrata sulle attività di artigianato legato alle tradizioni locali e in ampia

parte sulle attività agro-pastorali del settore primario dell’economia.

Nule è infatti oggi famosa per l'artigianato del tappeto, che rappresenta una voce notevole, e

notevolmente attiva, nella bilancia d'una comunità che ha nella pastorizia la sua risorsa principale.

Oggi questo comparto primario della Sardegna è seriamente a rischio d'estinzione e solo con la

multifunzionalità è possibile salvare un mondo la cui vocazione ha tradizioni millenarie (Andrea

Prato, 2009)” che la Sardegna intende difendere attraverso la diversificazione economica nelle

aziende agricole, come emerge chiaramente dal PSR della Regione.

In particolare, le misure di intervento a favore della diversificazione economica del comparto rurale

sardo contemplano attività imprenditoriali integrative rispetto a quella primaria tra cui appunto la

produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili nell’ambito dell’azienda, investimento sicuro e

vantaggioso ad integrazione del reddito primario dell’azienda stessa.

1.3. USO DEL SUOLO

Il territorio di Nule è caratterizzato da un insieme di colline, valli e altipiani; in particolare il sito

oggetto del presente progetto si colloca in un contesto geomorfologico di collina, caratterizzato

dalla presenza di un altopiano, che si estende fino a Bitti, cosparso di incisioni torrentizie e piccoli

rilievi tondeggianti.

L’area di studio risulta caratterizzata da terreni coltivati, praterie e piccole macchie di arbusti, la

roccia è spesso affiorante.

Dal punto di vista geologico il substrato roccioso dell’area in esame è costituito da rocce

appartenenti al Complesso Granitoide del Goceano-Bittese (Carbonifero Sup.-Permiano). Si

rimanda alla Relazione Geologica per un maggior dettaglio in merito.

Per quanto riguarda l’aspetto idrogeologico, i fattori che condizionano la circolazione delle acque

nel sottosuolo sono essenzialmente legati alle caratteristiche di permeabilità delle coltri (poco

potenti nell’area di studio) e delle rocce ed ai rapporti stratigrafici e tettonici esistenti tra complessi

a diversa permeabilità relativa. Nell’area in esame si può ipotizzare una permeabilità medio alta

nelle coltri e una permeabilità da bassa a nulla nelle rocce di substrato.

Per quanto riguarda gli aspetti geotecnici, l’area non è caratterizzata da nessun dissesto né tanto

meno è compresa in aree classificate a rischio idrogeologico o soggette a vincolo. Tale dato è

confermato dall’assenza di tavole del Piano di Assetto Idrogeologico (PAI) che comprendano il

territorio comunale di Nule.

Le opere in progetto, potranno essere fondate sui materiali sciolti o sul substrato roccioso se non

sarà individuato a profondità eccessiva.

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Per un maggior dettaglio in merito agli aspetti geologico - tecnici dell’area di progetto si rimanda

alla Relazione Geologica allegata al progetto.

Per quanto concerne la pericolosità idraulica dell’area in cui si intende realizzare l’impianto, come

già affermato per il rischio idrogeologico, il territorio del Comune di Nule non è ricompreso in

nessuna classe di rischio idraulico per l’evenienza di piene fluviali.

Secondo il Certificato di Destinazione d’Uso (CDU) ottenuto dal proponente, l’area dove si intende

realizzare l’impianto in progetto ricade in zona destinata “E” ad utilizzo agro pastorale (figura 1.4)

Figura 1.4 – Uso del suolo nel comune di Nule

Questo è confermato anche dall’estratto della Carta Uso del Suolo (figura 1.5) ricavato dal

Geoportale della Regione Sardegna, il sito dove si intende realizzare il progetto è un’area

classificata come area a seminativo in aree non irrigue – cod. 2111; mentre solo una piccola parte

dove è ubicata l’azienda agricola è classificata come area a pascolo naturale. Per quanto riguarda la

Capacità d’uso dei suoli, facendo riferimento ad uno studio svolto da CLIMAGRI sulla Land

Capability dei terreni sardi, è possibile affermare che la zona è caratterizzata da una bassa

Categoria m2 km2 % urbanizzato 428008.2193 0.428008 0.82157

agricolo 22096602.41 22.0966 42.41487 naturale 29571751 29.57175 56.76356

totale 52096362 52.09636 100

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vocazionalità dei suoli per l’utilizzo agricolo sia per quanto riguarda le caratteristiche pedologiche,

sia per quanto concerne le caratteristiche climatiche.

Figura 1.5 – Carta dell’uso dei suoli

In queste aree i terreni vengono perciò utilizzati principalmente per il pascolo e per la produzione di

foraggio.

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2 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO Come evidenziato anche nella relazione geologica allegata, la realizzazione dell’opera sarà

preceduta da un sondaggio geognostico nelle immediate prospicienze dell’area di ubicazione

dell’aerogeneratore al fine di:

- determinare le caratteristiche meccaniche del sito

- verificare il profilo litostratigrafico ipotizzato nella relazione geologica preliminare

(allegata)

- individuare la presenza della falda superficiale, se esistente.

2.1 CARATTERISTICHE DELL’AEROGENERATORE ADOTTATO

Il progetto prevede l’installazione di un unico aerogeneratore ad asse orizzontale della potenza

elettrica nominale di 200 kW (figura 2.1).

Figura 2.1 - Aerogeneratore da 200 kW

La scelta dell’aerogeneratore è stata basata su due assunti:

1. utilizzo della migliore tecnologia disponibile;

2. migliore rapporto producibilità-prezzo di installazione e manutenzione.

I principali produttori di turbine eoliche sono oggi concentrati sulla produzione di aerogeneratori

con potenza di targa superiore ad 800 kW, mentre solo pochi piccoli produttori hanno continuato a

produrre macchine da 200 kW utilizzando tecnologie superate.

La soluzione progettuale migliore risulta quindi essere quella di partire da una macchina con

potenza di targa virtualmente superiore che utilizzi le migliori tecnologie disponibili e

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programmarla per produrre non più di 200 kW. Tale soluzione è possibile unicamente tramite

l’utilizzazione di aerogeneratori a velocità variabile e diametro del rotore compreso tra 33 e 50

metri.

I costi sul mercato primario di tali generatori sono insostenibili per l’azienda agricola.

Conseguentemente l’aerogeneratore sarà acquistato sul mercato delle macchine rigenerate. Nei

paesi del nord Europa è infatti in corso un consistente piano di revamping dei parchi esistenti, che

ha portato sul mercato secondario generatori eolici in ottime condizioni e ha permesso lo sviluppo

di società dedicate interamente allo smontaggio, rigenerazione a zero ore e rimontaggio degli

aerogeneratori.

Tale soluzione progettuale permette un investimento iniziale minore rispetto all’acquisto di un

aerogeneratore da 200 kW nuovo, garantendo inoltre una maggiore efficienza, una maggiore

produzione di energia pulita e una maggiore affidabilità, rendendo il presente progetto unico nel suo

genere.

In Figura 2.2 e relativa tabella è riportata la curva di potenza caratteristica delle macchine adeguate

alle esigenze progettuali.

Figura 2.2 - Curva di potenza caratteristica di un aerogeneratore da 200 kW

Gli impianti ad energia eolica rigenerati sono dotati di una apparecchiatura di controllo a

microprocessori di propria produzione. L’unità centrale di elaborazione (MPU – Main Processing

Unit), l’elemento centrale della centralina di comando dell’aerogeneratore, è continuamente in

contatto con gli elementi di controllo periferici, come per esempio lo yaw control ed il sistema

attivo di orientamento delle pale. In questo modo, tramite un cambio individuale di alcuni parametri

Vento [m/s]

Potenza P [kW]

1 0

2 0

3 5

4 25

5 60

6 110

7 180

8 200

9 200

10 200

11 200

12 200

13 200

14 200

15 200

16 200

17 200

18 200

19 200

20 200

21 200

22 200

24 200

26 200

28 200

0

50

100

150

200

250

0 5 10 15 20 25 30velocità [m/s]

curva di potenza

Potenza P [kW]

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dell’impianto, viene garantita l’ottimizzazione della redditività della pala in tutte le condizioni

atmosferiche.

L’intervallo di funzionamento delle turbine eoliche, relativamente alla velocità del vento, è il

seguente: le macchine iniziano a generare potenza elettrica per venti di 2,5 m/s (velocità di cut-in) e

si arrestano quando si raggiungono valori di 28-34 m/s (velocità di cut-out). Più precisamente, il

sistema di controllo interviene a seguito del superamento della velocità di cut-out, se questa

permane mediamente per un intervallo di tempo di almeno 600 secondi.

Le macchine sono poi dotate di sistemi di frenata ed arresto che vengono attivati sia nel caso di

eccessiva intensità del vento che per poter eseguire in totale sicurezza eventuali operazioni di

manutenzione o riparazione. In particolare citiamo la presenza del sistema di frenata aerodinamica,

realizzato tramite la rotazione automatizzata dell’angolo di pitch delle pale del rotore.

Le caratteristiche funzionali e costruttive dell’aerogeneratore adottato sono riportate in Tabella 2.1.

Potenza (kW) 200

Diametro del rotore (m) 33.4

Numero di pale 3

Tipo di turbina

Senza moltiplicatore di giri e con

controllo dell’angolo di pitch su ogni

pala

Area spazzata (m2) 876

Lunghezza delle pale (m) 15.6

Peso totale (t) 18.7

Materiale di costruzione delle pale Fibra di vetro (resina epossidica),

integrate con sistema parafulmine

Direzione di rotazione Oraria

Velocità d’attacco (m/s) 2,5

Velocità d’arresto (m/s) 28-34

Altezza della torre (m) 50

Tensione (V) 400

Velocità nominale rotore (RPM) 18-56

Tabella 2.1 – Caratteristiche funzionali e costruttive dell’aerogeneratore adottato1

1 Le caratteristiche tecniche possono variare in funzione del particolare allestimento scelto per la macchina.

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2.2 COSTRUZIONE DELLE FONDAZIONI

Le fondazioni in calcestruzzo armato scaricano nel terreno il peso proprio e quello del carico di

vento dell’impianto di energia eolica. Le fondazioni sono eseguite principalmente con forma

circolare.

I vantaggi delle fondazioni circolari possono essere riassunti come segue:

L’effetto dinamico è uguale per tutte le direzioni di provenienza del vento mentre con

fondazioni quadrate o a croce sono possibili compressioni asimmetriche del terreno;

È dimostrato che la quantità delle armature e di calcestruzzo da impiegare diminuisce

sensibilmente con una forma circolare; la forma circolare comporta superfici più piccole da

ricoprire;

L’utilizzo della terra dello scavo per riempire le fondazioni si inserisce come carico aggiuntivo

nei calcoli di statica; in tal modo serve meno cemento armato per garantire la stabilità delle

fondazioni.

Poiché il terreno, a seconda del sito, è in grado di sopportare solo una limitata pressione di carico

(figura 2.5), le superfici delle fondazioni vanno opportunamente adattate. Su questa semplice

cognizione si basa l’esecuzione delle fondazioni circolari, che di solito vengono realizzate con una

fondazione piana.

Figura 2.5 – Distribuzione delle forze di pressione in una tipica fondazione a plinto diretto.

Sulla base di quanto emerso dall’analisi geologica del sito (v. Relazione Geologica), si può

affermare che una fondazione a plinto diretto sia da preferire per l’installazione dell’aerogeneratore.

2.3 CARATTERISTICHE INFRASTRUTTURALI

La parte più impegnativa nella progettazione e realizzazione di un impianto eolico è rappresentata

dalle infrastrutture necessarie al trasporto e al posizionamento dell’aerogeneratore in sito.

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E’ buona norma, dunque, limitare al minimo gli interventi di adeguamento di tali infrastrutture con

accorgimenti progettuali oculati ed adottare tutte le tecniche disponibili per il ripristino dei luoghi

una volta realizzato l’impianto.

2.3.1. Accessibilità e viabilità

La progettazione delle strade di accesso e delle piazzole di montaggio dell’aerogeneratore assume

un ruolo di primaria importanza anche in relazione alla scelta del sito.

Infatti, molto spesso, ci si trova a dover affrontare problematiche relative all’adeguamento della rete

viaria esistente per il trasporto delle componenti della turbina.

Per il presente progetto non sarà necessario realizzare ex novo una viabilità “interna”, in quanto

l’impianto è costituito da un unico aerogeneratore.

Si accederà inoltre alla piazzola di servizio dell’aerogeneratore direttamente mediante la viabilità

esistente.

Le strade di accesso dovranno consentire la manovra di un mezzo con carico eccezionale. Dalle

specifiche divulgate dai costruttori, per il trasporto di questa categoria di aerogeneratori, valgono in

media le seguenti indicazioni (tabella 2.3):

Trasporto componenti aerogeneratore Unità Valore indicativo

Larghezza utilizzabile della carreggiata m 4

Larghezza strada priva di ostacoli m 5

Raggio di curvatura esterno m 20

Pendenza longitudinale massima Percentuale 8

Pendenza laterale massima Percentuale 2

Carico massimo all’asse t 10

Tabella 2.3 – Indicazioni per trasporto aerogeneratori

2.3.2. Piazzole

In corrispondenza dell’aerogeneratore è prevista la realizzazione di una piazzola di circa 400 m2

dove troveranno collocazione la torre di sostegno dell’aerogeneratore, la fondazione, i dispersori di

terra e le vie cavo interrate. La piazzola verrà realizzata e posizionata in modo da ottenere il

migliore compromesso tra l’esigenza degli spazi occorrenti alle attività agricole e quelli per

l’installazione delle macchine. Si farà attenzione a ricercare il massimo risparmio in termini di

movimento terra, criterio che soddisfa entrambi gli obiettivi di minimo impatto ambientale e di

riduzione dei costi.

La piazzola verrà realizzata attraverso scotico superficiale, livellazione, riporto di materiale inerte,

compattazione ed eventualmente rifinita con masselli autobloccanti per pavimentazione erbosa o

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con pietrisco; il piano di lavoro infatti dovrà avere caratteristiche funzionali (livellamento, portanza,

etc.) tali da consentire la movimentazione dei componenti l’aerogeneratore durante le fasi di

assemblaggio ed innalzamento ad opera di una autogrù di massima portata.

Tutt’intorno alla piazzola è prevista un’area provvisoria di cantiere di circa 1200 m2 (30 x 40 m)

che, terminata la costruzione dell’impianto, potrà essere ripristinata come ante operai

2.3.3. Montaggio dell’aerogeneratore

Il montaggio dell’aerogeneratore avverrà secondo schemi prestabiliti e collaudati da numerose

esperienze nel settore da parte del fornitore stesso della turbina eolica.

In sintesi sarà necessario servirsi di due gru che verranno collocate nelle piazzole riservate

all’assemblaggio.

La torre è costituita da 4 tronchi che vengono innestati con sistema telescopico nella fase di

erezione.

La navicella è composta da un generatore sincrono senza moltiplicatore di giri: la navicella verrà

assemblata completamente in stabilimento e posata direttamente in quota: il massimo peso da

sollevare per l’installazione della navicella è di 13 tonnellate.

Le pale verranno assemblate con il rotore alla base della torre, e quindi l’intero gruppo verrà

sollevato e agganciato alla navicella. Il peso da sollevare in questa operazione è di 5.7 tonnellate.

Le fasi principali possono essere riassunte nei seguenti punti:

1. sollevamento, assemblaggio, posizionamento e fissaggio alla fondazione dei conci inferiori

della torre;

2. sollevamento, posizionamento e fissaggio alla parte inferiore della torre dei conci intermedi;

3. sollevamento, posizionamento e fissaggio alla parte intermedia della torre della parte finale

in acciaio;

4. sollevamento della navicella e fissaggio alla parte sommitale della torre;

5. assemblaggio del rotore e delle pale ai piedi della torre;

6. sollevamento e fissaggio del rotore alla navicella;

7. realizzazione dei collegamenti elettrici e delle fibre ottiche per il funzionamento ed il

controllo delle apparecchiature.

Tutte le fasi di montaggio dei componenti dell’aerogeneratore necessitano di spazi di manovra

orizzontali e, come detto, la presenza in cantiere di due gru di cui una adatta sia alla prima fase di

scarico dei vari componenti dai mezzi di trasporto alla piazzola di assemblaggio sia nella fase di

sollevamento dei tronchi componenti la torre sia in quella di sollevamento del rotore. A queste

operazioni di assemblaggio collabora con una seconda gru definita di “appoggio” per mantenere

stabili i componenti durante il sollevamento evitandone oscillazioni e per impedire danneggiamenti

degli stessi nel primo distacco da terra.

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Le operazioni di trasporto in sito e montaggio verranno svolte direttamente dal fornitore della

turbina eolica, pertanto dotato di elevata esperienza nel settore.

2.3.4. Cavidotto e connessione alla rete

La linea elettrica di MT in progetto costituisce parte integrante dell’impianto eolico di potenza 200

kW, realizzabile nell’ambito dell’azienda agricola Manca Daniele ai sensi della L.R. 15 del

17/11/2010.

Il procedimento per l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’elettrodotto viene svolto in

conformità con quanto stabilito nella L.R. 43/89, contestualmente al procedimento autorizzativo

dell’intero impianto di produzione.

La Soluzione Tecnica Minima Generale proposta da ENEL DISTRIBUZIONE (Codice di

rintracciabilità: T0359214 - accettata il 19.03.2012) per il collegamento elettrico dell’impianto di

potenza 200 kW e la consegna dell’energia prodotta alla rete elettrica nazionale, prevede la

realizzazione di una nuova cabina di consegna (cabina utente) e di una nuova linea MT in cavo

collegato in derivazione rigida a T sulla linea MT esistente denominata “OSIDDA”.

Tale soluzione prevede la realizzazione di:

1. Linea in cavo sotterraneo Al 185 mm2 su terreno naturale: 20 m (collegamenti sotto la

cabina e collegamento cabina – primo sostegno della linea aerea)

2. Linea in cavo aereo Al 35 mm2, su pali di sostegno: 750 m

3. N. 2 dispositivi di sezionamento motorizzato da palo su linea aerea esistente

4. Cabina di consegna in derivazione (cabina utente) : 2.5 x 7 m.

La nuova linea elettrica seguirà il percorso rappresentato nella tavola progettuale MAN004.

La cabina utente verrà realizzata all’interno della proprietà del proponente stesso.

Il primo tratto di linea è costituito da un cavo interrato di circa 20 m di lunghezza che attraversa

terreni di tipo naturale interamente a servizio dell’azienda agricola, e si sviluppa dalla cabina di

consegna fino al primo sostegno.

Il secondo tratto di linea è costituito da un cavo aereo di circa 750 m sostenuto da 11 sostegni,

fino alla linea esistente “OSIDDA” in cui si immette mediante 1 dispositivo di sezionamento.

Verrà inserito inoltre un secondo dispositivo di sezionamento motorizzato sulla linea.

Il tracciato definitivo della linea aerea MT è stato progettato in conformità alla STMG descritta,

adattando lo schema preliminare di connessione:

alle esigenze di attraversamento dei fondi di proprietà privata per i quali sono state ottenute

tutte le servitù di elettrodotto mediante bonario accordo;

ai parallelismi e agli attraversamenti della strada vicinale comunale;

all’attraversamento della S.P. n 7.

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2.4 GESTIONE DELLA TERRA DI SCAVO

Il lavoro di installazione della turbina eolica in progetto prevede la realizzazione di una fondazione

in calcestruzzo armato di 10 m di diametro. Tale fondazione sarà caratterizzata dalla sezione

geometrica indicativa riportata in Figura 2.6

Per poterla realizzare sarà pertanto necessario eseguire uno scavo di pianta circolare di circa 12 m di

diametro, con pendenza delle sponde di circa 60° e profondità massima di circa 3 m.

Figura 2.6 – Pianta e sezione della fondazione da realizzare.

Le misure della fondazione e la geometria dello scavo sono da considerarsi indicative al fine di

poter stimare i volumi di produzione di terra di scavo. Potranno infatti verificarsi lievi variazioni

delle misure sia in funzione delle caratteristiche del terreno da scavare, sia in funzione del

dimensionamento statico della fondazione a cura dell’impresa esecutrice.

A partire dalla geometria precedentemente descritta è stato stimato il volume di scavo sia per la

realizzazione della fondazione.

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L’area di scavo si colloca in corrispondenza del basamento della torre eolica.

Come già descritto si tratta di un terreno adibito a coltivazione che allo stato attuale non presenta

caratteristiche di contaminazione né tanto meno ha subito attività potenzialmente inquinanti in

passato.

Lo scavo verrà realizzato con escavatore cingolato con braccio meccanico. Nell’esecuzione non

verranno utilizzate sostante potenzialmente inquinanti e, al fine di evitare potenziali contaminazioni

da parte di sostante rilasciate accidentalmente dai mezzi meccanici, le fasi di scavo verranno

monitorate visivamente con continuità.

Come riportato in Tabella 2.3, si stima una produzione di circa 538 m3 di terra di scavo di questi,

441 m3 verranno riutilizzati per il rinterro mentre i restanti 97 m

3 saranno occupati dalla fondazione

in cemento armato.

descrizione Quantità [m3]

volume di scavo 538

volume di materiale stoccato in area di cantiere 538

volume riutilizzato per rinterro 441

volume riutilizzabile per ripristini aree di cantiere 97

Tabella 2.3 – Stima del volume di terra di scavo per un aerogeneratore e per tutto l’impianto.

Si presume che il tempo necessario alla realizzazione dello scavo della fondazione è di due giornate

lavorative, pertanto la produzione massima giornaliera sarà di circa 270 m3/giorno.

Per la realizzazione della fondazione in calcestruzzo armato si presume di impiegare circa 15 giorni

lavorativi. Il volume di materiale di scavo verrà quindi stoccato temporaneamente in prossimità

dell’area di scavo, nell’area provvisoria di cantiere realizzata per l’installazione dell’aerogeneratore;

il materiale prelevato potrà poi essere interamente riutilizzato all’interno del cantiere senza subire

alcuna trasformazione. Non sarà quindi effettuato trasporto di materiali di scavo all’esterno del

cantiere.

2.5 GESTIONE DELL’IMPIANTO

La manutenzione dell’ aerogeneratore viene assicurata attraverso un apposito contratto da parte del

fornitore stesso della macchina. Tale contratto prevede i seguenti servizi:

Monitoraggio in remoto dei dati dell’ aerogeneratore tramite un sistema RDT (Remote

Monitoring of Data) operante 24 ore al giorno per tutti i giorni dell’anno (comprese le

festività). Il sistema RDT monitora costantemente i segnali di allarme degli impianti ed in

particolare in caso di malfunzionamento del sistema di segnalazione luminosa degli

aerogeneratori permette di avvertire immediatamente le Autorità Aeroportuali competenti.

Supporto Tecnico: il servizio tecnico di assistenza viene mantenuto 24 ore al giorno per tutti

i giorni dell’anno (comprese le festività), attraverso l’attivazione di una linea telefonica di

helpdesk. Il servizio di supporto tecnico agisce direttamente sugli impianti in remoto o

attraverso intervento in sito.

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Manutenzione ordinaria: la manutenzione ordinaria viene svolta con cadenza regolare al fine

di verificare la funzionalità del sistema e di individuare le misure preventive per evitare

danni e malfunzionamenti. Essa prevede l’esecuzione di un programma di manutenzione

standard che coinvolge le macchine, i sistemi di sicurezza ed il sistema antincendio. Per la

manutenzione ordinaria non si rende necessario l’uso di gru.

Servizio di sostituzione e riparazione preventiva: nel caso di minaccia di guasti e

malfunzionamenti è garantito un servizio di riparazione e/o sostituzione preventiva di

componenti degli impianti. In tal caso le operazioni potrebbero richiedere l’uso di gru, per

cui l’accesso all’impianto dovrà essere sempre garantito con una manutenzione continua

della rete viaria.

Reporting mensile dei dati di funzionamento: la registrazione dei dati di funzionamento

dell’impianto eolico, compresi i malfunzionamenti, casi di allarme, le riparazioni e le

sostituzioni, viene riportata in rapporti mensili.

Ispezione dell’impianto: ogni 6 mesi è prevista una ispezione da parte del personale

specializzato del fornitore.

Piano di emergenza: nell’ambito dei servizi di manutenzione di solito il fornitore assicura la

predisposizione di adeguate procedure per fronteggiare emergenze quali: incendio, incidenti

a lavoratori, funzionamento fuori controllo dell’aerogeneratore, caduta di ghiaccio, caduta di

componenti degli aerogeneratori, ingresso di personale non autorizzato all’interno delle

torri.

2.6 DISMISSIONE DELL’IMPIANTO

La vita utile di un aerogeneratore è stimata tra i 25 e i 30 anni, al termine dei quali, nel caso non

ricorrano le condizioni per il revamping, ovvero di aggiornamento tecnologico dell’impianto stesso,

si provvederà alla sua dismissione e al ripristino dei luoghi all’uso odierno.

La dismissione delle turbine è un processo relativamente lineare, che prevede la disinstallazione

dell’unità produttiva e delle opere principali con metodi e mezzi appropriati.

Nel caso in esame il sito sarà restituito alla condizione e agli usi agricoli originari; saranno realizzati

gli interventi necessari per il modellamento del terreno e la stesura di terreno vegetale dove

necessario, per permettere la rimessa a dimora delle colture che saranno valutate economicamente

convenienti.

Al momento della dismissione definitiva dell’impianto, non si opererà una demolizione distruttiva,

ma si opereranno le seguenti attività:

- smantellamento e rimozione dell’aerogeneratore (turbina eolica);

- rimozione dell’elettrodotto e della cabina lato utente;

- ripristino dello stato dei siti, delle piazzole e della viabilità di servizio.

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Smantellamento della turbina

La rimozione delle turbine eoliche avverrà secondo le seguenti modalità:

- sistemazione delle aree interessate dagli interventi di dismissione (viabilità di accesso,

viabilità di servizio, ecc.);

- posizionamento dell’autogru nella piazzola di servizio (qualora per il posizionamento

dell’autogru risultasse necessario l’allargamento della piazzola esistente si provvederà alla

zollatura delle superfici coperte da vegetazione per il successivo reimpianto al termine dei

lavori);

- rimozione di tutti gli olii utilizzati nei circuiti idraulici degli aerogeneratori, nei

trasformatori, ecc. e successivo trasferimento e smaltimento presso aziende autorizzate al

trattamento degli olii esausti;

- scollegamenti cablaggi elettrici;

- smontaggio e posizionamento a terra del rotore e delle pale, separazione a terra delle varie

parti (mozzo, cuscinetti pale, parti ferrose, ecc.) per consentire il carico sugli automezzi;

- taglio delle pale a dimensioni trasportabili con mezzi ordinari;

- smontaggio e posizionamento a terra della navicella, smontaggio cover in vetroresina e

recupero degli olii esausti e dei liquidi ancora presenti nelle varie componenti meccaniche;

- smontaggio dei conci della torre fino all’altezza del plinto di fondazione, posizionamento a

terra degli stessi e taglio a dimensioni trasportabili con mezzi ordinari;

- recupero e smaltimento degli apparati elettrici;

- lavori di movimentazione del terreno della piazzola di servizio e successivamente della

viabilità, in modo da ricostruire il profilo originario del suolo.

Rimozione dell’elettrodotto interrato e della Cabina lato utente

La rimozione dell’elettrodotto interrato avverrà mediante smantellamento del cavidotto con

recupero di cavi interrati, pozzetti e cavi di segnalazione telematica.

Il rame degli avvolgimenti e dei cavi elettrici e le parti metalliche verranno inviati ad aziende

specializzate nel loro recupero e riciclaggio.

I pozzetti elettrici verranno rimossi tramite scavo a sezione obbligata che verrà poi nuovamente

riempito con il materiale di risulta. I manufatti estratti verranno trattati come rifiuti ed inviati in

discarica in accordo alle vigenti disposizioni normative. Per quanto attiene alla struttura

prefabbricata alloggiante la cabina elettrica si procederà alla demolizione ed allo smaltimento dei

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materiali presso impianti di recupero e riciclaggio inerti da demolizione (rifiuti speciali non

pericolosi).

Ripristino dei siti, delle piazzole e della viabilità di servizio. Al termine delle operazioni di

smontaggio, messa a terra, sezionatura dei componenti e carico negli automezzi per il loro

allontanamento, verranno eseguiti gli interventi di ripristino del sito, della piazzola e della viabilità

di servizio. Gli interventi saranno:

- trasporto di terreno adatto alla coltivazione necessario per i riporti;

- modellazione del terreno per ripristinare la morfologia originaria dei siti;

- ricostruzione dello strato superficiale di terreno vegetale idoneo alle implementazioni delle

pratiche colturali desiderate;

Le fondazioni degli aerogeneratori, per la parte al disotto del piano di campagna della piazzola, non

verranno rimosse, conformemente alle Linee Guida Regionali di buona progettazione, in quanto, lo

strato di terreno soprastante le fondazioni ha comunque uno spessore non inferiore a 1,50 m e

quindi sufficiente a garantire le pratiche agricole di lavorazione del terreno.

Recupero dei materiali

I lavori di dismissione dell’impianto eolico verranno eseguiti da ditte specializzate, organizzate con

squadre ed attrezzature idonee per le tipologie di lavorazione previste. I componenti degli

aerogeneratori e dei cavidotti, una volta smontati verranno selezionati per tipo di materiale, quindi

saranno destinati ai trattamenti di recupero e successivo riciclaggio presso aziende autorizzate

operanti nel settore del recupero dei materiali (tabella 2.4).

Tabella 2.4 - Percentuale di materiale riciclabile per componente

Costi di dismissione

I costi vivi per la dismissione dell’impianto possono essere quantificabili in Euro 10.000 (Vie del

vento 2010 – edizioni GEM s.r.l.). I costi di dismissione comprendono anche i costi dovuti alla

cantierizzazione, al conferimento in discarica dei rifiuti. Ai costi totali sono stati detratti i ricavi

componente percentuale di recupero destinazione

olii, grassi, basi lubrificanti 80% rigenerazione, combustione

controllata

materie plastiche (rivestimento

navicella, pale, ecc.)

90% manufatti arredo urbano, parchi

giochi

acciaio (torre, ecc.) 95% industrie siderurgiche

alluminio, altri metalli

(componenti meccaniche e

strutturali)

95% industrie metallurgiche

rame (impianti elettrici, cavidotti) 95% industrie metallurgiche

materie plastiche (impianti

elettrici, cavidotti)

80% riciclo plastica, smaltimento

inerti

legno, carta, plastica (imballaggi) 80% imballaggi

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derivati dalla vendita dei materiali ferrosi e non, quantificabili in circa 2000 euro per il solo acciaio

costituente la torre. Le Amministrazioni Pubbliche richiedono l’apertura di una DIA, o pratica

equivalente, quale strumento per effettuare la dismissione di impianti produttivi: per tanto nei costi

si dovranno prevedere delle spese tecniche per la preparazione del progetto e degli elaborati

autorizzativi e il piano di demolizione. Le spese da sostenere per il coinvolgimento di tecnici sono

quantificabili in Euro 1.000,00. Le spese per l’organizzazione del cantiere, la Direzione lavori, il

coordinatore per la sicurezza, si stimano in Euro 2.000,00.

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3 CARATTERISTICHE ANEMOLOGICHE E STIMA PRODUCIBILITA’

Lo studio della ventosità del sito rappresenta l’aspetto più delicato e importante di tutto il progetto

di un impianto eolico in quanto tale studio influenza la scelta dell’aerogeneratore, la sua ubicazione

e fornisce importanti indicazioni in merito alla producibilità dell’impianto e pertanto alla redditività

e alla sostenibilità dell’investimento.

L’elaborazione di dati rilevati è necessaria per la determinazione dell’AEP (Annual Energy

Production), per l’ottimizzazione dell’impianto per determinare gli indicatori sintetici delle

caratteristiche anemologiche quali la velocità media, il parametro di forma k della distribuzione

Weibull delle velocità del vento e il parametro di rugosità α che descrive come varia la velocità del

vento al variare della quota dal suolo.

Nello specifico caso sono state analizzate diverse fonti, che, conducendo tutte alle medesime

conclusioni in merito alla risorsa di vento che caratterizza l’area di progetto sono state considerate

attendibili.

Sarà ad ogni modo necessario integrare la stima che qui presentiamo in via preliminare della

producibilità annua dell’impianto, una volta disponibili i dati di misura provenienti

dall’anemometro installato lo scorso ottobre in sito.

Nel paragrafo 3.4 presentiamo una analisi preliminare dei dati ad oggi disponibili per l’anemometro

installato sui terreni dell’azienda agricola.

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3.1 ATLANTE EOLICO D’ITALIA – ERSE

Come già riportato nel capitolo introduttivo (figure d ed e), dalla cartografia dell’atlante eolico

redatto dall’ERSE, la velocità media annua del vento a 50 m s.l.t. nell’area in cui è ubicato

l’impianto è compresa tra 6 e 7 m/s, e da un potenziale eolico espresso in ore equivalenti tra 2000 e

2500 ore equivalenti.

3.2 ATLANTE EOLICO INTERATTIVO 3TIER

A conferma di quanto riportato dall’Atlante Eolico – ERSE, si è deciso di valutare la risorsa eolica

disponibile anche attraverso la consultazione dell’Atlante Eolico interattivo 3TIER.

La società 3TIER S.p.A. mette a disposizione una serie di informazioni a scala globale riguardanti

le risorse energetiche rinnovabili, per consentire di effettuare scelte progettuali o di pianificazione

preliminare in modo ottimale.

Per quanto riguarda la risorsa eolica, tramite l’applicazione Wind Prospecting Tool (WPT), 3TIER

consente di esplorare il potenziale eolico in qualsiasi punto di interesse del mondo a diverse quote

di altitudine sul suolo.

Il dato di base dell’applicazione è costituito dalle osservazioni provenienti da torri anemometriche e

sonde di misura di dati meteorologici sparse in tutto il mondo, raccolte in un unico database ed

elaborate con i più moderni strumenti di previsione meteorologica. Per ogni punto di interesse

vengono quindi forniti:

velocità media annua del vento m/s;

distribuzione percentuale delle direzioni del vento;

grafico delle velocità medie mensili;

parametri della curva di frequenza delle velocità del vento secondo la statistica Weibull.

Nelle figure 3.1 e 3.2 riportiamo le elaborazioni 3TIER della risorsa eolica per un punto

abbastanza vicino al sito in esame.

Come è possibile constatare, le previsioni fornite dall’Atlante Eolico interattivo – 3TIER sono

leggermente più basse rispetto a quelle indicate per la stessa altezza sul suolo dall’atlante ERSE, ma

tuttavia in accordo tra loro. Esse pertanto forniscono informazioni decisamente positive in merito

alla risorsa eolica disponibile nel sito in cui si intende ubicare l’impianto in progetto.

Inoltre, lo studio dell’Atlante Eolico 3Tier, ci fornisce una prima indicazione anche sulla direzione

prevalente del vento, nello specifico W-NW.

31

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Figura 3.1 – Estratto Atlante Eolico 3 TIER – Velocità media del vento e ubicazione rilevazione; rosa dei venti annuale.

Figura 3.2 – Estratto Atlante Eolico 3 TIER - Distribuzione delle velocità medie mensili, distribuzione di Weibull della risorsa

eolica annuale a 50 m s.l.t.

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3.3 CAMPAGNA DI MISURA DI DATI ANEMOMETRICI IN SITO

Come anticipato, per l’ottimizzazione in fase esecutiva del progetto dell’impianto e per il

monitoraggio della produzione in fase di esercizio, è stato installato un anemometro in sito nell’area

di progettazione.

La struttura su cui sono montati gli strumenti di misura è una torre a traliccio strallato di 42 m di

altezza su cui sono montati i sensori di misura di velocità media e direzione a diverse quote.

In vista del progetto che il proponente intendeva presentare, l’anemometro risulta installato ed

operativo dal mese di ottobre 2011. Di seguito si fornisce una descrizione dello stesso e una

sintetica analisi delle misure ad oggi disponibili.

3.4 DESCRIZIONE DELL’ANEMOMETRO INSTALLATO IN SITO

L’anemometro (mostrato in figura 3.3) è ubicato nella proprietà dell’azienda agricola a circa 100 m

dal sito di installazione dell’impianto come indicato nell’immagine satellitare (figura 3.4).

Figura 3.3 – Immagine dell’anemometro presa nel sito di installazione

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Figura 3.4 – Immagine satellitare della posizione dell’anemometro.

La stazione è dotata dunque di una torre tralicciata avente le caratteristiche mostrate in tabella 3.1:

Tabella 3.1 – Caratteristiche strutturali dell’anemometro.

altezza torre 42,8 m

altezza parafulmine 3 m

numero tratti 14

lunghezza dei singoli tratti intermedi 3 m

disposizione tiranti di ancoraggio 4 livelli

numero tiranti per livello di ancoraggio 3

diametro tiranti 8 mm

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Figura 3.5 - Torre anemometrica tralicciata da 42 m.

La configurazione finale della stazione è quella mostrata in figura 3.5; la struttura è dotata di quattro

ordini di tiranti e su di essa sono stati installati i seguenti componenti:

- 1 sensore di velocità all’altezza di 42 m;

- 1 sensore di direzione all’altezza di 42 m;

- 1 lampada SOV per la segnalazione volo notturno all’altezza di 42 m;

- 1 sensore di velocità all’altezza di 30 m (fig. 3.6);

- 1 sensore di velocità all’altezza di 15 m (fig. 3.6);

- 1 sensore di direzione all’altezza di 15 m;

- 1 sensore di temperatura all’altezza di 10 m;

- 1 unità di acquisizione dati alla base della struttura;

- 1 sistema di trasmissione dei dati memorizzati via modem GSM (telefono cellulare).

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Figura 3.6 - Il sensore di velocità (a) ed il sensore di direzione (b) che verranno installati.

La torre è stata messa in opera senza la necessità di realizzare alcun tipo di fondazione in

calcestruzzo, ma solo ancorando al suolo una piastra di appoggio con dei picchetti, come

evidenziato nella figura 3.7.

Figura 3.7 - Piastra di appoggio.

La struttura tralicciata della torre è stata assemblata tramite falcone automontante senza l’ausilio di

alcuna gru (fig.3.8).

a) b)

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Figura 3.8 - Assemblaggio della struttura tralicciata.

La torre è fissata ai tre tiranti che sono ancorati al terreno per mezzo di picchetti di ferro collegati ad

una piastra interrata un metro sotto il terreno (figura 3.9).

Figura 3.9 - Picchetti e piastra di ancoraggio della struttura tralicciata.

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I tiranti sono posti a 120° tra di loro e sono fissati al terreno ad una distanza pari a 20 m dal traliccio

(figura 3.10); le torri da 42 m sono dotate di quattro ordini di tiranti rispettivamente alle quote di 12,

21, 30 e 39 m.

Figura 3.10 - Disposizione dei tiranti.

La stazione è in grado di funzionare automaticamente senza l’intervento di un operatore anche per

lunghi periodi, essendo dotata di opportune batterie che vengono automaticamente ricaricate

mediante pannello fotovoltaico, nel massimo rispetto dell’ambiente.

I valori rilevati dai sensori vengono immagazzinati in opportune schede di memoria presenti nella

centralina di acquisizione dati; tali dati vengono periodicamente trasmessi dalla centralina, via

modem GSM (telefono cellulare), ad una stazione remota dove avviene l’elaborazione e la

certificazione del rilievo.

L’anemometro per la misura della risorsa eolica in sito per la realizzazione dell’impianto in progetto

è stato installato nel mese di ottobre 2011. Ad oggi sono disponibili al proponente i dati di misura

relativi ai mesi da Novembre 2011a Luglio 2012.

Una analisi delle medie di questi 9 mesi di dati (tabella 3.2) permette di affermare che le previsioni

effettuate sembrano trovare conferma nei dati misurati, fornendo la velocità media del vento di 5.60

m/s a fronte della velocità di 6 m/s indicata dall’atlante eolico 3tier utilizzata per la stima della

AEP.

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MESE V30 V42 V50

NOV 4.71 5.02 5.27

DIC 6.65 7.11 7.44

GEN 5.49 5.84 6.14

FEB 4.44 4.78 4.97

MAR 4.98 5.49 5.57

APR 5.87 6.32 6.57

MAG 4.65 5.01 5.20

GIU 4.30 4.63 4.81

LUG 3.94 4.24 4.41

MEDIA TOT 5.00 5.38 5.60

Tabella 3.2 - Dati misurati in sito ed elaborazione dall'anemometro installato nei pressi dell'azienda agricola

3.5 STIMA DELLA PRODUCIBILITÀ ANNUA DI ENERGIA (AEP)

Mediante il foglio di calcolo Simulwind Pro 1.0, è stata stimata la producibilità energetica annua,

utilizzando come dati di input quelli forniti dall’atlante eolico interattivo 3TIER, che essendo più

contenuti ci consentono di fare una stima conservativa per difetto.

L’A.E.P. stimata al netto delle perdite (tabella 3.3) risulta di 569745.84 kWh/anno di energia pulita

e rinnovabile per un totale di 2849 ore equivalenti, come riportato nelle tabelle seguenti.

Quest’ultimo indice che fornisce le ore di pieno funzionamento alla potenza nominale di 200 kW

dell’impianto, si rileva molto importante e positivo per la valutazione della sostenibilità

dell’impianto.

Tabella 3.3 - Stima AEP impianto eolico con Simulwind Pro 1.0

Tale produzione di energia pulita e rinnovabile produrrà anche un impatto ambientale positivo

costituito dalla mancata emissione di agenti atmosferici inquinanti che proverrebbero dalla

produzione della stessa quantità di energia mediante le tradizionali fonti combustibili fossili.

Producibilità attesa sistema eolico al netto delle perditeOre equivalenti nette

[kWh/anno] 569,745.84 [kWh/kWe] 2,848.73 Fattore di capacità netto 32.52%

3,159.28 Fattore di capacità 36.06%Producibilità attesa sistema eolico [kWh/anno]

631,856.83 Ore equivalenti [kWh/kWe]

Producibilità attesa sistema eolico al netto delle perditeOre equivalenti nette

[kWh/anno] 569,745.84 [kWh/kWe] 2,848.73 Fattore di capacità netto 32.52%

3,159.28 Fattore di capacità 36.06%Producibilità attesa sistema eolico [kWh/anno]

631,856.83 Ore equivalenti [kWh/kWe]

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La stima delle mancate emissioni è riportata nella tabella 3.4:

Tabella 3.4 - Stima delle mancate emissioni di inquinanti atmosferici

Rimboschimento equivalente [Ha/anno]

Emissioni Evitate CO2

[Kg/anno]

TEP/annoEmissioni Evitate NOx

131.0 854.6 69.3

[Kg/anno]

384,578.4 797.6

Emissioni Evitate SO 2

[Kg/anno]

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