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ProgettodefinitivodiunParcoEoliconelComunediBanzi:RELAZIONETECNICADELL’IMPIANTOEOLICO

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Via Piave n. 29- 83100 Avellino Tel. 0825 289063 -0825 679058 - fax 0825 679058 Partita IVA: 02579430642

COMUNE DI BANZI

PROGETTO DEFINITIVO

DI UN CAMPO EOLICO

RELAZIONE TECNICA

DELL’IMPIANTO EOLICO

Sommario

PREMESSA ......................................................... ERRORE. IL SEGNALIBRO NON È DEFINITO.

OBIETTIVI DEL PROGETTO ............................................................................................................ 4

A.9.A.DESCRIZIONE DEI DIVERSI ELEMENTI PROGETTUALI CON LA RELATIVA

ILLUSTRAZIONE ANCHE SOTTO IL PROFILO ARCHITETTONICO ............................................ 7

DESCRIZIONE DEL SITO ............................................................................................................ 7

VINCOLI AL POSIZIONAMENTO DEGLI AEROGENERATORI .............................................. 9

DISTANZA DALLE ABITAZIONI ............................................................................................... 10

DISTANZA DALLE STRADE E DALLE LINEE FERROVIARIE ............................................... 11

DISTANZA ED INTERFERENZE CON I SOTTOSERVIZI PRESENTI

(ACQUEDOTTO E GASDOTTO) .................................................................................................. 11

ULTERIORI CRITERI PER LA SCELTA DELLA POSIZIONE DEFINITIVA ............................. 11

SUPERFICI DI OCCUPAZIONE E DISPOSIZIONE DEGLI AEREO GENERATORI .............. 11


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A.9.B. DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO ............................................................................ 15

VIABILITÀ .................................................................................................................................... 15

PIAZZOLA DI MONTAGGIO E FONDAZIONI DELLE TORRI EOLICHE .............................. 15

PARTE ELETTRICA ..................................................................................................................... 16

CENTRO DI TRASFORMAZIONE DEGLI AEROGENERATORI ............................................... 17

PROGETTAZIONE DEL CAVIDOTTO DI MT ............................................................................ 17

PROGETTAZIONE DEL CAVIDOTTO DI AT .............................................................................. 23

PRESCRIZIONI PARTICOLARI .................................................................................................... 30

CABINE DI SEZIONAMENTO ...................................................................................................... 34

IMPIANTO DI CONSEGNA ........................................................................................................... 35

RECINZIONI .................................................................................................................................. 35

EDIFICI ED OPERE CIVILI ......................................................................................................... 35

LOCALI TECNICI .......................................................................................................................... 36

SERVIZI AUSILIARI E SALA QUADRI (SA/SQ) ........................................................................... 36

EDIFICIO LOCALI DI CONSEGNA PER L’IMPRESA DISTRIBUTRICE LOCALE,

CHIOSCHI PER APPARECCHIATURE ELETTRICHE. ................................................................. 38

TRASPORTO ED INSTALLAZIONE .............................................................................................. 38

MODALITÀ DI TRASPORTO ........................................................................................................ 38

PISTE DI ACCESSO ...................................................................................................................... 40

INSTALLAZIONE ........................................................................................................................... 41

TIPOLOGIA E NUMERO DEGLI AEROGENERATORI .............................................................. 43

DISTANZE TRA GLI AEROGENERATORI ...................................................................................... 44

TIPO DI MACCHINA E GEOMETRIA .......................................................................................... 44

CRITERI DI PROGETTAZIONE DELLE STRUTTURE E DEGLI IMPIANTI

(SICUREZZA E FUNZIONALITÀ) .................................................................................................... 46

CERTIFICAZIONI INTERNAZIONALI ........................................................................................ 46

CLASSE DELLA TURBINA EOLICA ............................................................................................ 46

CARATTERISTICHE DI VENTOSITA' DEL SITO ....................................................................... 47

A.9.C. CRITERI DI SCELTA DELLE SOLUZIONI IMPIANTISTICHE DI

PROTEZIONE CONTRO I FULMINI, CON L’INDIVIDUAZIONE DEL VOLUME DA

PROTEGGERE .................................................................................................................................. 48


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PROTEZIONE CONTRO LE SCARICHE ATMOSFERICHE ...................................................... 48

IMPIANTO DI TERRA .................................................................................................................. 48

SISTEMI DI PROTEZIONE COMANDO E CONTROLLO .......................................................... 49

SALA CONTROLLO LOCALE ...................................................................................................... 50

CONCLUSIONI ............................................................................................................................. 50

PREMESSA

Il progetto per la realizzazione del Parco eolico in questione sito nel in Comune di

Banzi, si pone nella logica della produzione di energia elettrica ad emissione nulla di

gas climalteranti da fonti in grado di sostituire i combustibili fossili per la conversione

di energia. Si ricorda che il sito in oggetto è stato scelto nell’ambito di un processo di

Valutazione di Impatto Ambientale dopo una analisi di un più vasto territorio e di altre

possibili alternative, sia in termini di localizzazione che di dimensionamento

dell’impianto, e si pone tra quelli che soddisfano i requisiti in termini di:

• Sufficiente ventosità.

• Appartenenza ad un Comune che ha tra i suoi indirizzi programmatici quello dello

sfruttamento delle fonti rinnovabili.

• Disponibilità di infrastrutture nei suoi dintorni, strade e linee elettriche adeguate,

evitando quindi la necessità di realizzazione di grandi opere ex-novo.

• Contenimento degli interventi sul territorio in relazione al giusto dimensionamento

dell’impianto.

Il progetto, da realizzare a cura della Società CROSSENERGY s.r.l., con sede legale

in Napoli alla Via Santa Lucia n°107, prevede un impianto eolico costituito da 22

aerogeneratori da 3 MW (Vestas V90) per complessivi 66,00 MW.

L’impianto in termini di manufatti percepibili sarà costituito dai 22 aerogeneratori con

cabine elettrica annesse, comprensivi della loro fondazione e della loro piazzola, e da

una cabina elettrica di interfaccia con la rete elettrica di AT. E’ prevista la realizzazione

della viabilità interna e l’adeguamento della viabilità di accesso al sito nonché la

realizzazione dei cavidotti interrati per il collegamento degli aerogeneratori tra loro e

con la Rete elettrica nazionale.


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Detta relazione tecnica contiene in particolare i criteri utilizzati per le scelte progettuali,

le caratteristiche prestazionali e tecniche dei componenti utilizzati per la progettazione

delle strutture e degli impianti anche per quanto attinente la sicurezza e la funzionalità

complessiva del parco eolico in oggetto.

Sono state evidenziate le problematiche connesse alla progettazione dell’impianto

eolico e le scelte progettuali effettuate al fine di superarle.

La progettazione ha seguito in ogni sua fase quanto suggerito dal “Piano di Indirizzo

Energetico Ambientale Regionale”, pubblicato sul Bollettino Ufficiale della

Regione Basilicata n.2 del 19/01/2010 e del relativo disciplinare pubblicato il 31

dicembre del 2010.

I possibili impatti connessi all’installazione dell’impianto ed alle scelte progettuali

sono stati evidenziati, oltre che nelle relazioni specialistiche in allegato, anche

all’interno dello Studio di Impatto Ambientale (SIA), al quale si rimanda per le

conclusioni.

E’ importante sottolineare che la possibilità di sviluppo dell’eolico dipende molto dagli

investimenti sulle infrastrutture dedicate al trasporto dell’energia. Di recente l’AEEG

(l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas) attraverso la deliberazione ARG/elt 5/10 ha

previsto degli indennizzi per i produttori eolici per l’obbligo di fermo degli impianti per

esigenze di rete. Infatti l’introduzione di generazione eolica di grossa taglia su una rete,

come quella italiana, ancora in evoluzione e spesso con interconnessioni deboli, mette in

crisi la stabilità, potendo potenzialmente mettere fuori servizio tratti di rete e causando

di conseguenza dei black-out locali.

OBIETTIVI DEL PROGETTO

Per capire l’importanza del progetto di un parco eolico bisogna ricordare che il vento è

una risorsa globalmente diffusa sul nostro pianeta: si calcola che il 9% dell’energia

solare si trasforma in eolica. Nei cinque continenti della Terra soffiano venti il cui

potenziale energetico è stimato a 53.000 TWh. La risorsa eolica mondiale disponibile e

tecnicamente sfruttabile è quattro volte l’energia elettrica consumata dal pianeta, e

permetterebbe di evitare di bruciare 3.000 milioni di tonnellate di combustibile fossile e


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conseguentemente di espellere nell’atmosfera 13.000 milioni di tonnellate di CO2 ed

altri gas responsabili dell’effetto serra.

L’industria eolica mondiale alimenta un mercato di 3.000 milioni di dollari ed ha

generato 100.000 nuovi posti di lavoro. La potenza attualmente istallata nel mondo è

circa 40.000 MW con circa 40.000 aerogeneratori in funzione, e si auspica che nel 2012

il 10% del fabbisogno di energia elettrica del pianeta sarà fornito dal vento.

La preoccupazione crescente per il problema ambientale, così come per il preservarsi

della biodiversità e la salute pubblica, ha contribuito ad una presa di coscienza del

problema energetico da parte dei governi di numerosi paesi ed ha portato alla stipula di

un concordato per affrontarne le conseguenze. La terza conferenza mondiale sul tema

tenutasi a Kyoto nel Dicembre del 1997 ha posto un limite all’incremento dei gas serra.

Il raggiungimento di questo obiettivo assieme allo stabilizzarsi di una situazione

ambientale sostenibile che consenta il miglioramento del livello attuale di benessere,

esige una profonda modifica del modello attuale di produzione di energia, cosa che non

può che avvenire attraverso una progressiva sostituzione di tutte le fonti fossili con fonti

pulite e rinnovabili.

I vari sistemi di sfruttamento delle diverse fonti rinnovabili hanno raggiunto attualmente

un differente grado di maturazione tecnologica. Per alcune fonti lo sfruttamento non è al

momento percorribile economicamente. Tuttavia in qualche caso si è raggiunto un

livello di maturazione tecnologica tale da rendere possibile il realizzarsi di un grado di

utilizzo compatibile con gli obiettivi fissati. E’ il caso dell’energia eolica che per le sue

caratteristiche tecniche, ambientali e socio economiche, risponde alle esigenze di

diversificazione energetica e di riduzione del livello di contaminazione atmosferica che

lo stato attuale impone.

In particolare la probabile realizzazione del progetto in essere contribuisce al

miglioramento della qualità ambientale che può venire riassunto nei tre seguenti

aspetti chiave:

a) riduzione delle emissioni di gas serra e di altri inquinanti (CO2, NOx ecc.)

associate alla produzione di energia elettrica.

b) favorire lo sviluppo industriale ed agricolo in modo ecocompatibile

c) avvicinare la popolazione all’uso delle fonti di energia rinnovabile ed


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all’uso intelligente delle risorse naturali.

Il fruitore dell’opera è principalmente la comunità di Banzi per le seguenti ragioni:

- ritorno di immagine per il fatto di produrre energia pulita;

- produzione dell’energia elettrica necessaria alla comunità basata interamente su fonti

rinnovabili;

- presenza sul proprio territorio di un parco eolico, che sarà oggetto della visita di turisti

e visitatori interessati (scuole, università, centri di ricerca, ecc.);

- incremento dell’occupazione locale in fase di realizzazione ed esercizio dell’impianto

dovuto alla necessità di effettuare con ditte del posto alcune opere per la

realizzazione dell’impianto (miglioramento delle strade di accesso, opere civili,

fondazioni, rete elettrica);

- sistemazione dell’area;

- ricadute occupazionali per interventi di manutenzione dell’impianto.

La zona d’ intervento è quella mostrata in figura:


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Individuazione della zona di intervento

A.9.a. DESCRIZIONE DEI DIVERSI ELEMENTI PROGETTUALI CON

RELATIVA ILLUSTRAZIONE ANCHE SOTTO IL PROFILO

ARCHITETTONICO

DESCRIZIONE DEL SITO

Banzi è un comune italiano di 1.456 abitanti in provincia di Potenza nell'area del

Vulture. È uno dei 196 comuni iscritti all'associazione "I borghi più belli d'Italia”.

Esso è situato su di un pianoro a 560 mt. sul livello del mare, a nord est della Basilicata,

con una popolazione distribuita soprattutto nei settori dell’agricoltura.

Della storia di Banzi e non solo, è un'importante testimonianza la cosiddetta Tabula

Bantina Osca, un testo epigrafico su lastra di bronzo, che risulta essere il più lungo e il

più complesso, tra quelli rinvenuti, scritti in lingua osca con caratteri latini. Oggi è

conservata presso il Museo Nazionale di Napoli.

Ci sono poi dei resti che provano che questo sito avesse una certa importanza anche in


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epoca romana. Il "templum auguraculum in terris", tempio unico del suo genere, ne è un

esempio. Poi c'è anche una "domus romana" con annesse terme balneari, i cui tesori

interni costituiti da monete, pregiata ceramica e addobbi ornamentali in ambra o in oro

si possono osservare sparsi in vari musei italiani. Vi sono stati poi altri ritrovamenti

sempre risalenti all'epoca romana o, in alcuni casi, anche alla osco-sannitica, consistenti

in armi e armature, epigrafi onorarie, funebri e politiche; resti di ville e aggregati urbani

con strade, fossati e mura, ecc. Banzi vantava anche una famosa sorgente, della quale

però non siamo certi che non fosse stata solo frutto dell'immaginazione del poeta Orazio

che le immortalò con il suo "Fons Bandusiae".

Il comune di Banzi fa parte della provincia di Potenza nella quale sono compresi le

porzioni sommitali di molti rilievi della fossa bradanica, in una fascia altimetrica

compresa tra 100 e 850 m s.l.m. Caratterizzati da superfici a morfologia ondulata con

pendenze estremamente variabili, questi rilievi presentano un allineamento NW-SE, e

sono costituiti da sedimenti sabbioso-conglomeratici. Le formazioni geologiche

interessate sono la successione dei depositi, per lo più pleistocenici, che ricoprono le

argille plioceniche e, in minor misura, pleistoceniche, della fossa bradanica. Questi

depositi, sabbiosi (sabbie di Monte Marano, sabbie dello Staturo, sabbie di Tursi) o

conglomeratici (conglomerati di Irsina), chiudono il ciclo sedimentario della fossa

bradanica, e sono stati di origine dapprima marina, successivamente continentale. Le

originarie paleo-superfici della chiusura del ciclo sedimentario pleistocenico sono state

successivamente erose e parzialmente smantellate, in seguito alla formazione delle valli

dei corsi d'acqua appartenenti ai bacini dei fiumi Ofanto, Bradano, Basento e Cavone.

Le porzioni più conservate, ed estese, di queste antiche superfici si trovano nella parte

settentrionale della provincia pedologica, presso Lavello, Montemilone, Venosa,

Palazzo San Gervasio. In queste aree sono anche presenti depositi di materiali sabbiosi e

limosi, di probabile origine fluvio-lacustre, a copertura dei conglomerati; tali depositi

hanno spessori modesti, tali comunque da costituire, in molti casi, il materiale di

partenza dei suoli.

La morfologia molto variabile, che alterna superfici sub-pianeggianti o a deboli

pendenze a versanti moderatamente ripidi, ha avuto una notevole influenza

sull'utilizzazione del suolo. L'uso agricolo è nettamente prevalente, anche se non


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mancano estese aree a vegetazione naturale.

Le coltivazioni principali risultano essere i cereali autunno-vernini, con larga diffusione

del grano duro, seguito a notevole distanza da orzo ed avena, legumi e foraggere

annuali. Le colture arboree a maggior diffusione sono rappresentate dall'olivo e dalla

vite. In queste aree si è instaurata una agricoltura intensiva, fortemente specializzata.

Si tratta prevalentemente di colture ortive in pieno campo, quali pomodoro da industria

e barbabietola da zucchero, o di colture intercalari quali cavolfiori, cavoli broccoli,

finocchi e lattughe. E' anche diffusa la coltivazione di mais sia da granella, che per la

produzione di insilati, e la foraggicoltura con l'utilizzo di specie a ciclo poliennale

(graminacee e leguminose); tali prodotti vengono impiegati per l'alimentazione dei

bovini da latte, allevati in quest'area in numerose aziende specializzate in particolare

allevamenti di maiali.

Pertanto il comune di Banzi, sita nel nord-est della Basilicata si sviluppa su un

altopiano compreso tra due valli, è circondata da una rigogliosa vegetazione e da

numerose alture. L'escursione altimetrica del territorio venosino va da 177m slm a 813m

slm. Il clima è di tipo temperato-sublitoraneo con estati calde e secche ed inverni

piuttosto freddi e umidi. Non è raro superare i 40° in estate ed andare al di sotto dello

zero in inverno. La media pluviometrica si aggira intorno ai 600mm annui, con i picchi

precipitativi nei mesi autunnali ed invernali. I mesi estivi, invece, sono quelli più secchi.

La neve fa la sua comparsa ogni inverno con una media di 20cm/anno circa.

L’impianto in progetto consta di 22 aerogeneratori, L’ubicazione del campo eolico si

sviluppa ad NORD-EST del territorio comunale di Banzi e si sviluppa quasi a confine

del comune di Genzano (vedasi Planimetrie allegate).

L’ambito territoriale interessato è caratterizzato da paesaggi prevalentemente nudi con

scarsa antropizzazione, ove prevalgono seminativi e incolti intervallati dalla rigogliosa

vegetazione ripariale di demarcazione dei fossi. Nel raggio di circa 1 km dagli

aerogeneratori non insistono aree vincolate o protette, né emergenze monumentali o

archeologiche.

Particolare attenzione è stata posta nella scelta dei criteri di localizzazione delle

macchine, compatibilmente con le condizioni anemometriche dei luoghi, oggetto di

apposito approfondimento, affinché le stesse producessero interferenze minime con i


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sistemi ambientale e insediativo interessati. Pertanto i pali non risultano ubicati in

prossimità di aree abitate.

Il territorio è percorso da assi viari importanti per l’assetto infrastrutturale, sono tuttavia

presenti anche numerose piste e strade comunali utilizzabili in fase di cantiere e di

esercizio dell’impianto, circostanza che riduce al minimo la necessità di aprire nuove

strade.

VINCOLI AL POSIZIONAMENTO DEGLI AEROGENERATORI

In questa fase progettuale è stato necessario individuare la posizione esatta degli

aerogeneratori. In tal senso sono stati tenuti in conto i vincoli presenti sul

territorio evidenziati all’interno del Regolamento Regionale e la necessità di

minimizzare l’impatto sull’ambiente circostante.

Sono stati considerati i seguenti vincoli:

distanza dalle abitazioni;

distanza dalle strade;

distanza dai sottoservizi.

disposizione degli aerogeneratori per un corretto funzionamento

disposizione degli aerogeneratori rispetto alla direzione del vento

distanza tra gli aerogeneratori (interferenza di scia con perdita d’efficienza);

DISTANZA DALLE ABITAZIONI

Per evitare problemi legati al rumore connesso al funzionamento dell’impianto ed

ai campi magnetici legati al trasporto della corrente elettrica prodotta, la progettazione

dell’impianto è stata effettuata in modo da risultare opportunamente distante

dalle abitazioni e comunque utilizzando una distanza di rispetto dalle case stabilmente

abitate non inferiore a 300 m o a 2,5 volte l'altezza massimo dell'aerogeneratore.

Va sottolineato che per quel che concerne l’impatto acustico, il dato relativo alla

distanza turbina/casa non è significativo se considerato in valore assoluto: quel che

conta è il rispetto delle normative vigenti in merito alla emissione ed immissione di


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rumore, inoltre è da tener conto che per velocità di vento superiori, i rumori di fondo del

vento coprono i rumori dell’aerogeneratore. è stata condotta un’approfondita analisi

acustica con misure dirette ante operam, e l’analisi è stata svolta considerando anche i

livelli di rumore prodotto anche durante i lavori di realizzazione.

Per fissare le idee in tema di rumore ambientale, si possono tenere presente questi

riferimenti:

• 20 dBA e meno - ambiente silenziosissimo: stanze da letto di notte in ambiente

silenzioso con doppi vetri chiusi. Si sentono ronzare le orecchie.

• 30 dBA - ambiente silenzioso: rumore di fondo di una camera tranquilla di giorno a

finestre chiuse.

• 40 dBA - si avvertono rumori ambientali in lontananza: una stanza di giorno a finestre

aperte, in zone tranquille.

• 50 dBA - rumore in esterno di giorno in zone tranquille.

• 60 dBA - rumore in esterno di giorno in zone trafficate.

• 70 dBA e oltre - strada molto trafficata e rumorosa.

Le turbine eoliche provocano un rumore pari a circa 40-50 dBA e a 200

m di distanza il rumore percettibile è simile a un fruscio di foglie. Tali livelli di rumore

si hanno per impianti di dimensioni considerevoli come il nostro , e la fonte principale

del rumore è l’attrito del vento sulle pale.

La relazione di impatto acustico ed elettromagnetico, parte integrante delle relazioni

specialistiche, illustrano i criteri seguiti per la progettazione in conformità

alle normative di settore.

DISTANZA DALLE STRADE E DALLE LINEE FERROVIARIE

Tutti gli aerogeneratori sono ubicati ad una distanza superiore a 300 m dalla

strada Statale mentre dalle altre stade è maggiore di 200 m. Questa distanza è

comunque superiore rispetto alla gittata massima degli elementi rotanti in caso di

rottura accidentale pari a 134,20 m.

DISTANZA ED INTERFERENZE CON I SOTTOSERVIZI PRESENTI (ACQUEDOTTO

E GASDOTTO)


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Sulla base della cartografia reperita dagli Enti gestori delle principali reti e sottoservizi

esistenti, della modalità stabilita per la connessione alla rete e del punto di

consegna è stato possibile delineare il tracciato della rete elettrica del parco

eolico ed è stato possibile individuare le zone di potenziale intersezione tra questi

ultimi e la soluzione proposta per l’elettrodotto.

Nei punti di intersezione gli attraversamenti saranno realizzati con geometria ortogonale

riducendo per quanto possibile i parallelismi fra le condutture allo scopo di minimizzare

i fenomeni di induzione ed interferenza elettrica. Nei tratti di intersezione, ove

necessario, verranno messi in protezione i sottoservizi interessati, a tal riguardo sono

stati effettuati dei progetti specialistici.

ULTERIORI CRITERI PER LA SCELTA DELLA POSIZIONE DEFINITIVA

La posizione delle turbine è stata scelta anche in funzione del fatto che a seguito

dell’installazione della macchina si prevede di lasciare una zona di rispetto attorno

ad essa pari alla dimensione della platea della fondazione incluse strade di accesso e

quant’altro rispetto alle quali non è possibile eseguiti lavori o costruite opere di

alcun tipo, ecco perche risultano essere aree soggette ad esproprio.

SUPERFICI DI OCCUPAZIONE E DISPOSIZIONE DEGLI AEREO GENERATORI

Il lay-out delle torri, in una wind farm,risulta spesso l’aspetto più problematico in

quanto si dovrà procedere all’acquisto dei terreni o a forme di affitto delle aree. Infatti

sulla base dei vincoli geologici , fisici e sulla base delle mappe isovento o meglio studi

anemometrici, si dovranno acquisire le aree più interessanti per lo sviluppo del progetto.

Si dovranno inoltre acquisire delle aree per la realizzazione della stazione di Alta

Tensione per l’allacciamento alla Rete di Trasmissione Nazionale –RTN.

Analizzati i vincoli fisici e di proprietà si dovranno inserire le pale nelle posizioni che

garantiscano maggior ventosità durante l’anno. L’individuazione del sito deve essere

effettuata seguendo i seguenti punti:

a) Ventosità percepita


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b) Accessibilità

c) Disponibilità dei terreni

d) Vicinanza con centri abitati

e) Vicinanza con linee elettriche di Alta Tensione

f) Posizionamento anemometro

a) Luogo esposto privo di ostacoli

b) Disponibilità del terreno

l’inizio della campagna di misura del vento risulta il passo fondamentale per ogni

tipologia di impianto che determinerà la buona riuscita dell’investimento. La campagna

di misura dovrà essere effettuata previa autorizzazione all’installazione di palo

anemometrico fisso, con almeno 3 anemometri posizionati a quote diversi rispetto alla

torre anemometrica.

Le misure dovranno essere fatte per almeno un arco temporale di 12 mesi prevedendo

eventuali problematiche, come la formazione di ghiaccio, che possano inficiare le

misure.

Le misure per poter essere valide dovranno essere certificate. Questo dato si ricava dal

Micrositing elaborato dalla società Tisol s.r.l. di cui si allegano gli studi anemologici.

I dati validati vanno raccolti e inseriti all’interno di potenti software di calcolo che

elaboreranno i dati raccolti sulla base di:

• Dati metereologici raccolti sul sito

• DTM – Digital Terra Metric – sono mappe 3D digitali per la valutazione dell’orografia

con estensione di almeno 20 km dal punto di misura

• Ortofoto – per la valutazione della rugosità del terreno

• Rilievi di ostacoli di grande dimensione nel sito

Questa elaborazione restituirà:

• la mappa isovento della località interessata

• Le correlazioni dei dati di vento all’altezza desiderata

• la statistica del vento

• La classe del sito (indica l’intensità massima con tempo di ritorno di 50 anni)

Questa fase riassunta nel Micrositing delinea il potenziale energetico del sito.


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I risultati anemologici verranno rappresentati con appositi digrammi che di seguito

verranno riportati delle tipologie. I diagrammi riferiti al nostro sito sono riprodotti nello

studio anemologico allegato. Pertanto la disposizione degli aereo generatori le loro

distanze vengono effettuate grazie allo studio anemologico.

Tale aspetto è una scelta del progettista e dell’investitore. Questo parametro viene

ricavato dalle simulazioni del campo che prevedono l’incrocio dei dati di vento con la

caratteristica del generatore scelto L’efficienza del campo misura la perdita di energia

del generatore eolico inserito in un campo rispetto ad un generatore eolico inserito nello

stesso ambiente ma isolato e quindi senza interferenze. L’efficienza del campo viene

influenzata principalmente dalla vicinanza tra pale, questa determina anche il numero di

generatori installabili sullo stesso territorio. Conseguenza dell’efficienza risultano le ore

equivalenti di funzionamento espresse in kWh/kW che tipicamente possono essere tra le

1800 e 2300 kWh/kW affinché il sito possa essere considerato produttivo, come per il

nostro campo eolico.in base ai reguisiti tecnici del PIEAR e agli studi effettuati

effettuando tutte le considerazioni fin d’ora svolte possiamo affermare che

l’areogeneratore più appropriato risulta essere la Vestas V90 da 105,00 m, bisogna però

precisare che le considerazioni effettuate su queste devono essere di

carattere generale ed applicabil i a qualsiasi aerogeneratore avente simile

potenza e dimensioni.

.


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Il parco ha tenuto conto dello studio anemometrico rispetto al quale

riportiamo i grafici reali.

Anemometro Reale

Per cui la superficie realmente occupata per la installazione dell’intero parco

eolico, strade, aereo generatori, cavidotti, cabine elettriche e sottostazione risulta di

circa 290000 mq. In tale ipotesi progettuale, pertanto, la connotazione e

l’uso dei suoli attualmente esistente non subirà significative trasformazioni.


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Il progetto prevede al termine dei lavori di costruzione, l’inerbimento delle

scarpate e la realizzazione di un sistema di regimazione delle acque meteoriche

cadute sui piazzali. La struttura di fondazione in calcestruzzo deve essere

annegata sotto il profilo del suolo per almeno 1 m. Le macchine previste hanno

rotore ad asse orizzontale, con 3 pale, con regolazione del passo e sistema attivo di

regolazione dell’angolo di imbardata, in modo da poter funzionare a velocità variabile

e ottimizzare costantemente l’angolo di incidenza tra la pala e la direzione del vento.

L’installazione di tali sistemi di controllo consentono non solo di

ottimizzare la produzione di energia elettrica, ma anche di contenere il livello

di rumorosità entro valori decisamente accettabili. Pertanto la potenza totale installata

corrisponde a 66,0 MW.

A.9.c. DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO

VIABILITÀ

Occupandosi anche del trasporto dell’aerogeneratore e, di conseguenza, della

realizzazione o dell’adeguamento di tutta la viabilità, sia di accesso che interna al sito,

costituita dall’insieme dei tracciati stradali necessari al trasporto dell’aerogeneratore

dalle fabbriche al luogo in cui verrà installato, è necessario fare in modo che si

rispettino le specifiche del costruttore in termini di pendenze, raggi di curvatura e

stabilità dei percorsi (attraverso particolari richieste di stratificazioni).Essa si sviluppa

per una lunghezza plano altimetrica di circa 6000,00 m, poiché segue l’andamento del

terreno si ha un volume di scavo di circa 3000,00 mc ed un rinterro di circa 3000,00 mc

pertanto tutta la restante parte del terreno residuo di scavo visto che trattasi di terreno

vegetale superficiale viene riutilizzato per il rimodellamento superficiale, la restante

viabilità risulta essere quella esistente.

PIAZZOLA DI MONTAGGIO E FONDAZIONI DELLE TORRI EOLICHE

La piazzola di stoccaggio e montaggio è posta in prossimità dell’ aerogeneratore e,


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realizzata in piano, deve contenere sia un'area per consentire lo scarico dei vari elementi

dai mezzi di trasporto, sia un'area per il posizionamento della gru.

Anche le piazzole per il montaggio delle turbine eoliche devono attenersi a specifici

requisiti dimensionali fornite dalle aziende del settore eolico, sia per quanto riguarda lo

stoccaggio e il montaggio degli elementi delle turbine stesse, sia per le manovre

necessarie al montaggio e al funzionamento delle gru.

Così come per la viabilità, la taglia e le dimensioni degli aerogeneratori incidono

ampiamente sull'estensione totale di questi spazi. Mediamente sono sufficienti spazi di

manovra che hanno come dimensioni un quadrato di lato di 35m. La torre di sostegno

della turbina eolica è fissata al terreno attraverso una fondazione che viene realizzata

in calcestruzzo armato, le cui dimensioni variano a seconda della taglia della turbina e

del terreno presente. Le aziende costruttrici utilizzano spesso modelli prestabiliti

riveduti puntualmente in funzione delle caratteristiche meccaniche del suolo dell’area di

intervento.

La grande gabbia metallica viene realizzata attorno all'elemento base della torre, detto

concio di fondazione, che ha lo scopo appunto di legare gli elementi della torre con il

basamento. Il tutto poggia su “fondazione profonda”, realizzata con palificata composta

da pali in cemento armato profondi fino a 30m e di diametro e numero variabile, in

funzione del terreno.

La nostra struttura di fondazione degli aerogeneratori consiste principalmente in una

piastra circolare di cemento armato, del diametro di 18m e con altezza compresa fra

2.2m al bordo e 2.5m al centro, in cui è inghisata la virola in acciaio a cui vengono

imbullonati i trami della torre, come meglio riportato nell’elaborato allegato. Le piastre

di fondazione in considerazione delle caratteristiche geotecniche locali potranno essere

realizzate contro terra o con strutture di fondazioni profonde, composte da pali 600mm

della lunghezza di 18/20 m.I movimenti terra relativi alla realizzazione delle strutture di

fondazione, consistono essenzialmente in operazioni di sterro per la preparazione del

piano di posa, il getto della struttura ed il successivo rinterro della piatra a maturazione

del c.a. avvenuta. I volumi da movimentare sono di seguito stimati:

STERRI [mc] RINTERRI [mc]

25000 11000


19


Pertanto in prima approssimazione considerando il rapporto tra sterri e rinterri per le 23

pale si ha:

STERRI [mc] RINTERRI [mc]

550000 220000

Pertanto si ha un trasporto a rifiuto di 330000 mc di terreno di scavo.

PARTE ELETTRICA

L’impianto eolico in oggetto è composto da 23 aereogeneratori disposti lungo la

direzione che per le caratteristica orografica del terreno e per la direzione del vento

dominante risulta essere quella ottimale. Ogni aerogeneratori fornisce energia elettrica a

1000 V, che viene poi elevata a 30 kV prima del trasporto, il un centro di

trasformazione ubicato all’interno della torre dell’aerogeneratore, così da evitare nuove

volumetrie esterne alla torre stessa. Un cavidotto MT interrato di distribuzione corre

lungo la linea di sviluppo degli aerogeneratori, prosegue sino alla Sottostazione di

Montemilone, dove convergerà ad un quadro MT da qui poi attraverso la

sopraelevazione di tensione l’impianto verrà connesso alla rete AT da 150 kV.

CENTRO DI TRASFORMAZIONE DEGLI AEROGENERATORI

Ciascun aerogeneratore è equipaggiato con un quadro di bassa tensione in cui si

trovano:

- Interruttore automatico generale di protezione.

- Panello di controllo 220 V per i servizi ausiliari (illuminazione della torre,

approvvigionamento di corrente).

- Automatismi per la gestione della macchina.

- Protezioni del generatore.

Al centro di trasformazione si accede attraverso una porta situata alla base della torre.


20


PROGETTAZIONE DEL CAVIDOTTO DI MT

Oggetto della presente relazione è la progettazione di un parco di generazione da fonte

rinnovabile costituito da 22 aerogeneratori, ciascuno della potenza nominale di 3 MW,

ubicato nel comune di Banzi , provincia di Potenza. Gli aerogeneratori sono distribuiti

nella zona agricola situata a Nord -Est del comune al confine con il comune di Genzano

della Lucania(PZ), catastalmente assegnate ai fogli 6-7-11-12-13-18-19, raggruppati in

sottocampi e connessi tra di loro da una rete di distribuzione in cavo interrato in MT

tensione a 30kV. Il tracciato del cavidotto è stato scelto in modo da essere il più breve

possibile così da avere un basso impatto ambientale e allo stesso tempo minimizzare le

possibili interferenze presenti lungo il percorso.

I tratti in cui è suddiviso il cavidotto sono i seguenti:

A1-CS1, A2-A3-A4-CS1, A5-A6-CS1,

A7-A8-CS1, CS1-CC,

A9-CS2, A11-A10CS2, A12-A13-A14-CS2,A15-CS2, A16-CS2,

A17-A18-A19-CC, A20-A21-CC, A22-CC

Gli aerogeneratori da A1 ad A8 ,appartenenti allo stesso sotto-campo, convogliano la

potenza in una CS1 (Cabina di Smistamento), posta sulla SP79. Gli Aerogeneratori da

A9 ad A16, convogliano la potenza in una CS2 (Cabina di Smistamento), posta

anch’essa sulla SP79. Gli aerogeneratori da A17 ad A22 sono collegati di rettamente

alla CC. All’interno dei sottocampi ci sono de grupi di due o tre aerogeneratori collegati

con schema entra-esce.

La totalità del cavidotto si sviluppa lungo le strade di nuova realizzazione oppure già

esistenti e i cavi saranno interrati a non meno di 1m di profondità rispetto al piano di

campagna (vedesi particolari) . La dorsale principale del cavidotto MT, sulla quale

passano tutti i cavi e dove sono poste anche le CS e la CC, si sviluppa in corrispondenza

della SP 79 che collega i comuni di Banzi e Genzano e di conseguenza anche il parco

eolico in progetto, localizzato nel territorio di Banzi, con la sottostazione MT/AT di

progetto, per la consegna in AT, situata a Genzano di Lucania:

Per la soluzione tecnica di posa in opera in questi tratti vedesi particolari.


21


In uscita dalla CC la potenza verrà convogliata, tramite cinque terne di cavi di sezione

400mmq, alla SS e il percorso si svolgerà lungo viabilità già esistente, principalmente

lungo la SP79 e lungo tale strada fino alla SS evitando di attraversare centri abitati.

Il dimensionamento dei cavi è stato fatto tenendo conto sia delle massime perdite di

potenza ammissibili in linea che del limite termico. Infatti in base alle condizioni di

posa adottate, la corrente di impiego “Ib” deve essere inferiore della portata effettiva del

cavo “Iz” e le massime perdite di potenza in linea devono essere inferiori del 3%.

Le ipotesi fatte per il calcolo della portata dei cavi nel dimensionamento di essi sono:

La resistenza termica del terreno 1 K m/W e temperatura terreno pari a 20°C (CEI 20/21

A.3);

Fattore di correzione dovuto alla temperatura diversa da quella di riferimento (K1);

Fattore di correzione dovuto al tipo di posa e alla presenza di altri cavi installati sullo

stesso piano (K2).

Inoltre si è tenuto conto, per le lunghe distanze di un abbattimento di portata del cavo

del 15% a causa delle perdite di linea (effetto pelle) che si possono avere.

Per il dimensionamento della sezione dei cavi da utilizzare è stato verificato, come

prima cosa, il limite termico.

Dicesi tratto, la parte di cavo che collega un aerogeneratore alla cabina di smistamento

(CS), la parte di cavo che collega la CS alla cabina di consegna (CC) o la parte di cavo

che collega la cabina CC alla sottostazione 30/150KV (SS).

Considerando che gli aerogeneratori sono collegati tra di loro mediante una cabina di

smistamento (CS) è stato calcolato per ogni singolo tratto la corrente di impiego Ib e

confrontata con la portata effettiva del cavo Iz (tenendo conto delle opportune ipotesi di

calcolo fatte precedentemente).

Il calcolo della corrente d’impiego è data dalla seguente relazione:

ove:

‐ P è la potenza nominale dell’aerogeneratore che il tratto sopporta;

‐ V è la tensione nominale di linea pari a 30 KV;

‐ è il fattore di potenza pari ad 1.


22


Tale valore di corrente deve essere inferiore alla portata del cavo utilizzato, come

evidenziato dalle seguenti formule:

dove:

Scelta l’opportuna sezione del cavo, si passa alla valutazione delle perdite per ogni

singolo tratto.

In base alla sezione di cavo scelta si vede in tabella il valore di resistenza R del

conduttore a 90°C espressa Ω/Km. Considerando la resistenza R per l’intera lunghezza

del tratto di cavo da utilizzare, si possono calcolare le perdite di potenza e le

perdite di potenza percentuali per singolo tratto con le seguenti relazioni:

ove P è la potenza sopportata dal singolo tratto.

Sapere quali sono le perdite di potenza in ogni tratto ci permette di arrivare a valutare le

perdite totali di tutto l’impianto che non devono superare il 3%. Infatti, facendo la

somma delle singole perdite ottenute per ogni tratto, e rapportandolo alla potenza totale

dell’impianto (84 MW), otteniamo le perdite totali che si hanno in tutto l’impianto:

Nell’allegato A sono riportate le caratteristiche tecniche ed i valori specifici relativi ai

cavi

NEXANS XLPE 18/30 kV IEC 502 in base ai quali sono stati effettuati i calcoli.

In base ai calcoli preliminari fatti, abbiamo raggruppato (vedi “Layout di impianto”) gli

aerogeneratori nel seguente modo:


23


‐ Gli aerogeneratori A2-A3-A4 sono collegati con schema entra-esce con una

terna di cavi di sezione diversa in base alla portata della potenza, che aumenta

dopo ogni uscita da ogni aerogeneratore, fino alla CS1 dove è direttamente

collegato anche l’ aerogeneratore A1 e le coppie di aerogeneratori A7-A8 ed A5-

A6. Nella CS1 le quattro terne di cavi ( in uscita dall’ A1, in uscita dall’A8, in

uscita dall’A7 e dalla A4), di sezione diversa, dimensionate in base alla potenza

e per avere la minore perdita di tensione, vengono sezionate e messe in parallelo,

da qui partono due terne da 300 mmq verso la CC.



dopo ogni uscita da ogni aerogeneratore, fino alla CS2 dove sono singolarmente

collegati anche gli aerogeneratori A16 A15 d A9 e la coppia di aerogeneratori

A10-A11. Nella CS2 le cinque terne di cavi ( in uscita dall’ A9, in uscita

dall’A10, in uscita dall’A14, dall’ A16 e dall’ A15), di sezione diversa,

dimensionate in base alla potenza e per avere la minore perdita di tensione,

vengono sezionate e messe in parallelo, da qui partono due terne da 300 mmq

verso la CC.



dopo ogni uscita da un aerogeneratore, fino alla CC dove è collegata la coppia

A20-A21.

‐ L’aerogeneratore A22 è collegato con una terna di cavi direttamente alla CC.

‐ Dalla cabina di consegna (CC) partono cinque terne di cavi di sezione 400

che vanno alla stazione elettrica (SS) di trasformazione 30/150 KV.

La stazione elettrica di trasformazione 30/150 KV verrà costruita nei pressi della

stazione elettrica primaria 150/380 KV.

La cabina di consegna (CC) serve per raccogliere la corrente proveniente dalle cabine

CS di smistamento e da gli altri aerogeneratori collegati in schema entra-esce e portarla

alla stazione elettrica 30/150 KV.

Come si può vedere dalla tabella in “allegato b”, alla piena potenza nominale (100%),

per tratti che sopportano un solo aerogeneratore (di potenza nominale 3 MW) la


24


corrente d’impiego =57.6 A; la sezione suggerita è di 120 (per fase) avente

portata pari a circa (compreso di abbattimento del 15%) =161 A.

L’esigenza di tale dimensionamento viene giustificata da una attenta valutazione

termica, elettrica ed economica, tenendo conto delle distanze dei singoli tratti e delle

quantità di cavo necessarie per la realizzazione dell’impianto.

Per i tratti che supportano una potenza nominale di 6MW, la sezione sarà di 120

(per fase) poiché la corrente di impiego è =115,6 A < =161 A;

per i tratti che supportano 9MW ( in uscita da una serie di tre aerogeneratori) avremo

=173,4 A quindi è consigliata una sezione da 150 poiché la sua =183,8 A

per i tratti che supportano 24MW (dalle CS alla CC)

avremo =462,4 A quindi, essendo =286,9 A di un cavo di sezione 300 sempre

per i criteri espressi in precedenza adotteremo due terne di cavi ;

Ai fini del cavidotto di collegamento della cabina di consegna (CC) alla sottostazione

(SS) la corrente di impiego è =1271,6 A, verranno quindi utilizzate cinque terne di

cavi di sezione suggerita pari a 400 , avente portata totale superiore alla .

Si ricorre alla scelta progettuale di utilizzare più terne di cavi in parallelo da 400

in quanto risulta, nello specifico, essere soddisfatta la verifica termica dei cavi.

Nella tabella in “allegato b” possono leggersi le perdite di potenza e le perdite di

potenza percentuali per ogni tratto.

In base a queste sezioni adottate, per l’intero parco eolico si ha che le perdite totali di

potenza nel tratto più lungo del cavidotto, cioè dalla CS1 alla CC, sono circa a =

465 kW, ove in percentuale sono pari a %=1,94%. Tale valore è inferiore a

quello preventivato (3%) in fase di dimensionamento del cavidotto. Le cadute di

tensione per i singoli tratti sono anche esse molto contenute entro i criteri di

ottimizzazione, la caduta maggiore si ha sempre nel tratto CS1-CC che è 1,94% ,

sempre inferiore ai limiti richiesti

In base allo stesso criterio, sono state valutate le correnti d’impiego dei cavi, le perdite

dei tratti e dell’intero parco, anche per potenze dell’80%-60%-40%-20% rispetto a

quella nominale (allegato c-d-e-f) in modo da poter valutare il funzionamento

dell’intero parco per diversi valori di potenza generata a varie velocità del vento.


25


Al diminuire della potenza, le correnti d’impiego nei conduttori diminuiscono e quindi

anche le perdite di potenza nei vari tratti e di conseguenza anche nell’intero parco

diminuiscono.

Tutti i cavi sono stati dimensionati valutando la piena potenza nominale

dell’aerogeneratore (carico=100%), anche se accade raramente che l’aerogeneratore

funzioni a potenza nominale. Tale criterio è stato adottato come motivo precauzionale;

infatti in caso si dovesse verificare tale situazione, non si hanno problemi di

sovraccarico sui conduttori, e quindi diminuzione della vita utile del cavo.

PROGETTAZIONE DEL CAVIDOTTO DI AT

La presente relazione tecnica ha lo scopo di fornire anche i criteri seguiti per la

progettazione e l’esecuzione del cavidotto interrato a 150kV necessario al

collegamento della cabina primaria 30/150kV a cui afferisce la nostra centrale

eolica, situata nel territorio del Comune di Montemilone.

L’impiego di un cavidotto interrato a 150kV nasce dall’esigenza di far fronte a

problematiche di tipo esterno quali la minimizzazione dell’impatto ambientale e le

comprovate esigenze di abbattimento di fonti inquinanti da un punto di vista

elettromagnetico.

La presente relazione tecnica fa riferimento alla seguente normativa per quanto

applicabile:

CEI 11 – 17 Impianti di produzione, trasmissione e distribuzione di energia

elettrica – Linee in cavo.

CEI 20 – 11 Caratteristiche tecniche e requisiti di prova delle mescole per

isolanti e guaine dei cavi per energia.

CEI 20 – 29 Conduttori per cavi isolati

Il cavo A.T. adottato per la progettazione del cavidotto interrato a 150kV appartiene alla

categoria dei cavi per alta tensione ad isolamento XLPE (cross-linked polyethylene)

della Nexans. Questi cavi sono composti da un conduttore di alluminio o rame con un

sistema di isolamento. Le linee di estrusione sono equipaggiate con teste multiple che

consentono l'applicazione simultanea dell'isolamento e dei due strati semi-conduttivi.


26


Sulle linee, la materia prima viene immagazzinata e trasportata in circuiti con alto livello

di pulizia e il trattamento viene sempre fatto sotto processo a secco. Dopo la

reticolazione, cura particolare viene effettuata nella fase di degassamento. Il cavo viene

quindi protetto con uno schermo metallico e con una guaina esterna. I cavi XLPE

vengono principalmente impiegati in sistemi di rete interrati in quanto presentano

parecchi vantaggi:

Flessibilità, leggerezza e resistenza;

Nessuna esigenza di ausiliari sistemi di pressione-fluido;

Bassa manutenzione;

Semplici accessori.

Nello specifico si ricorre all’uso del cavo Nexans d’alluminio 150 kV 400R (piombo). Il

cavo in considerazione è di tipo unipolare a corda rotonda compatta di alluminio

rispondente alla norma CEI 20 – 29. Di seguito viene mostrata una sezione tipo del cavo

adoperato e un assieme del suddetto cavo:


27


Le caratteristiche costruttive del cavo Nexans d’alluminio 150 kV 400R (piombo)

utilizzato, risultano dalla seguente tabella:

5) Caratteristiche elettriche dei cavi

Il presente cavo Nexans di alluminio 150 kV 400R (piombo) ha le seguenti tensioni di

Sezione

[mmq]

Diametro

del

conduttore

[mm]

Spessore

del

semicon-

duttore

interno

[mm]

Spessore

medio

dell’isolante

[mm]

Spessore

del

semicon-

duttore

esterno

[mm]

Spessore

guaina

metallica

[mm]

Diametro

esterno max

[mm]

Sezione

schermo

[mmq]

Peso

[kg/km]

400

23,3

1,5

20,7

1,3

3,4

87,3

810

14,89


28


riferimento, espresse in kV:

U

(Tensione nominale di riferimento per l’isolamento,

a frequenza di esercizio, in kV efficaci, tra due fasi)

Um

(Tensione massima concatenata di impiego del

cavo, in kV efficaci)

150

170

Le caratteristiche elettriche principali sono riportate nella tabella seguente:

Max resistenza in cc a 20°C del

conduttore (Ω/km)

Max resistenza in ca a 90°C del

conduttore (Ω/km)

Capacità nominale

(µF/km)

Corrente ammissibile di cto-

cto

(kA)

0,078

0.101

0,15

20

I valori massimi di portata, espressi in Ampere [A], alla temperatura massima consentita

dei conduttori, per i due tipi di posa, sono riportati nella seguente tabella:

Portata di corrente, cavi

interrati a 30°C, posa a

trifoglio [A]

Portata di corrente, cavi

interrati a 30°C, posa in

piano [A]

455 485

Le portate valgono per il sistema trifase, profondità di posa 1,3m (caso interrato) e

resistività termica del terreno pari a 1 °C m/W, temperatura di riferimento del terreno di

20°C.

Il dimensionamento del cavidotto in alta tensione è stato effettuato tenendo conto di due

criteri fondamentali quali: il criterio termico e quello del rendimento di trasmissione.

Per le linee in cavo il dimensionamento termico consiste nell'adottare sezioni tali da

garantire che in nessun punto la temperatura raggiunga valori pericolosi per l'isolamento,

scegliendo il tipo di cavo in funzione del numero di conduttori, del livello di isolamento

e del tipo di posa.


29


A tal proposito per la determinazione della opportuna sezione del conduttore di fase, si è

proceduti alla determinazione della corrente d’impiego della conduttura in relazione alla

potenza complessiva del campo eolico, al fattore di potenza assunto e alla tensione di

esercizio del cavo, con la seguente relazione:

ove:

P è la potenza della centrale eolica che il tratto deve sopportare, pari a 84 MW;

V è la tensione nominale della linea AT, pari a 150 kV;

cosφ è il fattore di potenza pari a 1.

Nello specifico il valore della corrente d’impiego è uguale a:

Una volta nota la corrente di impiego Ib scelto il tipo di cavo (Nexans d’alluminio 150

kV 400R (piombo)) e la condizione di posa (direttamente interrato), si è scelta la sezione

del cavo in modo che la sua portata Iz sia almeno uguale alla corrente di impiego Ib del

circuito.

Ai fini del calcolo della portata effettiva del cavidotto, si è stimato un fattore correttivo k

che porti in conto una serie di fattori quali la temperatura del terreno diversa da quella di

riferimento di 20°C, la resistività termica del terreno diversa dal valore preso come

riferimento pari ad 1°C m/W, la profondità di interramento diversa dal valore assunto

come riferimento pari a 1.3 m. Questo coefficiente correttivo, moltiplicato per il

valore di portata del cavo (fornita dal costruttore del cavo) assunto, fornisce il valore di

portata effettiva della conduttura; questo ultimo valore va poi confrontato con la portata

Ib.

La sezione del conduttore che garantisce il soddisfacimento del criterio termico è quella

assunta di 400 mmq.

L’altro vincolo che è stato imposto è quello sulle perdite di linea, cercando di ridurle al

massimo in modo da ottenere un adeguato e soddisfacente rendimento di trasmissione.

Per la valutazione delle perdite di linea abbiamo individuato, in relazione alla sezione di


30


cavo scelta, il valore di resistenza R del conduttore a 90 °C espressa in Ω/km, pari a

0.101 Ω/km.

Considerando la resistenza R per l’intera lunghezza del tratto di cavo da utilizzare, si

possono calcolare le perdite di potenza e le perdite di potenza percentuali

associate al tratto di linea AT con le seguenti relazioni:

Ove:

P è la potenza sopportata dal tratto di linea AT;

R è il valore di resistenza del conduttore a 90°C espressa in Ω/Km, pari a 0.101

Ω/Km.

L è la lunghezza del cavidotto AT pari a circa 0,40 km.

Ib è la corrente di impiego.

Sulla base delle sezioni adottate, si ha che le perdite totali di potenza associate al tratto

di cavidotto in AT sono pari a:

Il suddetto cavo è stato dimensionato valutando la piena potenza nominale dell’intero

campo eolico, pari a 84MW (carico=100%), anche se accade solo raramente che tutti gli

aerogeneratori funzionino a potenza nominale. Tale criterio è stato adottato come motivo

precauzionale; infatti in caso si dovesse verificare tale situazione, non si hanno problemi

di sovraccarico sui conduttori, e quindi diminuzione della vita utile del cavo.

Come è noto, quando si è in presenza di cavi unipolari occorre tener conto che si

producono delle tensioni sui mantelli metallici di protezione esterni. Tale tensione

aumenta con la corrente nel conduttore, la lunghezza dei cavi e la loro distanza


31


interassiale. Il fenomeno risulta più rilevante per cavi a posa piana orizzontale mentre

risulta ridotto nella formazione di cavi a trifoglio chiuso. A limitazione di tale fenomeno,

dunque, per i cavi A.T. risulta da preferirsi la posa normalmente nella configurazione a

trifoglio chiuso (dritto), e si procede alla messa a terra degli schermi di protezione per

abbattere tali tensioni che possono divenire pericolose.

Le possibili configurazioni più ricorrenti di posa dei cavi A.T., sono le seguenti:

Cavi a posa direttamente interrata;

Cavi posati in tubi interrati (per attraversamenti).

Nello specifico si ricorre alla posa direttamente interrata del cavo AT. Di seguito

viene fornita

la sezione dello scavo corrispondente:

In corrispondenza dei giunti non vengono previsti pozzetti o opere equivalenti. Gli stessi

saranno invece da prevedersi in corrispondenza di eventuali attraversamenti e nel caso di

tubazioni ogni 30m.

Tali pozzetti saranno coperti con chiusino di ghisa carrabile e chiusura a chiave.

La sabbia di posa dei cavi deve avere caratteristiche termiche opportune e deve essere

certificata da un idoneo laboratorio o dalla ditta installatrice.


32


PRESCRIZIONI PARTICOLARI

Nella posa occorrono prestazioni particolari per non assoggettare i cavi a notevoli sforzi

di trazione (che vanno fatti comunque sopportare al conduttore interno e non al mantello

di protezione) e per non imprimere curvature troppo pronunciate.

Il raggio di curvatura deve essere almeno pari a 15 volte il diametro esterno del cavo per

posa piana o 24 volte il diametro esterno del cavo unipolare componente per

configurazione trifase a trifoglio. Le modalità da seguire durante le operazioni di posa

dei cavi sono riportate nelle norme CEI 11 – 17. In particolare durante la

manipolazione dei cavi gli stessi non devono essere a temperatura inferiore a 0°C.

Nel caso in cui i cavi fossero stati precedentemente esposti a basse temperature, occorre

che essi vengono posti per un certo tempo in ambienti a temperatura sensibilmente

superiore e posati dopo che la guaina esterna dei cavi abbia assunto una temperatura

sensibilmente superiore allo zero.

Prima della messa in servizio del cavo dovrà essere effettuato il controllo di impianto,

teso ad assicurare che il montaggio degli accessori sia stato eseguito a regola d’arte e

che i cavi non abbiano subito deterioramenti durante la posa, e la prova di tensione. Tale

prova dovrà essere fatta in corrente continua alla tensione pari a 3U0 in accordo con il

punto 6.4.01 della norma CEI 11 – 17 a cura della ditta Appaltatrice, che ne rilascerà

idonea certificazione.

Per gli interruttori si fa riferimento alla SPECIFICA TECNICA TERNA Rev. 01

Tabella 3:


33


Sono previsti tutti i sezionatori indicati dalla SPECIFICA TECNICA TERNA, ed in

particolare:

Sezionatori terra-sbarre a tensione nominale 132-150kV;

Sezionateri orizzontali a tensione nominale 132-150kV senza lame di messa a

terra;

Sezionatori orizzontalia tensione nominale 132-150kV con lame di messa a

terra;

SPECIFICA TECNICA TERNA Rev. 01 Tabella 15, 16, 13,


34


Per gli isolatori passanti si fa riferimento alla SPECIFICA TECNICA TERNA Rev. 01

Tabella 35:


35


Per gli trasformatori di corrente (TA) si fa riferimento alla SPECIFICA TECNICA

TERNA Rev. 01 Tabella 19:

Per gli trasformatori di tensione (TV) si fa riferimento alla SPECIFICA TECNICA

TERNA Rev. 01 Tabella 27:


36


CABINE DI SEZIONAMENTO

L’impianto prevede la realizzazione di sei cabine di sezionamento inserite sulla linea

MT.

Ogni cabina è costituita da una struttura prefabbricata in cls vibrato, trasportata in sede e

posata su un basamento in cls anch’esso prefabbricato. Si renderà pertanto necessario

solo uno sbancamento del terreno delle dimensioni di mt 3,50 x 5,50 x 0,60 per

l’alloggio del basamento. Il materiale risultante dallo scavo servirà per il rinterro del

basamento stesso.

I fabbricati avranno le dimensioni di mt 2,44 x 4,90 e di altezza circa 3 mt, disposti a

circa 2 km l’una dall’altra lungo tutto il percorso della suddetta linea MT. In ogni cabina

si predispongono degli interruttori di manovra-sezionatore (IMS), disposti sulla linea in

entra-esci; ciò permette l’inserimento della strumentazione per ricercare eventuali guasti

o l’inserimento futuro di una seconda linea MT.

IMPIANTO DI CONSEGNA

Di seguito si riportano le principali opere che costituiscono l’impianto di consegna

MT/AT; l’impianto viene realizzato nel comune di Genzano di Lucania (prov. di

Potenza) con accesso lungo la strada provinciale n. 79.


37


RECINZIONI

Si fa presente che essendo la sottostazione soggetta a regolamentazione ed approvazione

da parte di TERNA, la stessa ha vincolato le modalità di realizzazione dei recinti interni

ed esterni, che dovranno essere costituiti da un muro di base in calcestruzzo con

soprastante elemento in csl. vibrato, il tutto come da STD 1077.

L’impianto da realizzarsi sarà protetto e delimitato da una recinzione esterna, costituita

da muro di base in cemento armato di altezza variabile (max. 1.50 mt) e di elementi

traforati prefabbricati nella parte superiore fino ad ottenere un’altezza complessiva di

3.00 mt.

L’area disporrà di un cancello metallico carrabile ed un cancello pedonale, a cui si

accede tramite cancello metallico.

EDIFICI ED OPERE CIVILI

Le opere civili per la realizzazione dell’impianto in saranno eseguite conformemente a

quanto prescritto dalle Norme di riferimento vigenti, nel pieno rispetto di tutta la

Normativa in materia antinfortunistica vigente, e comprendono indicativamente:

fondazioni per sostegni di apparecchiature, portali di linee ecc.;

fondazioni per chioschi periferici;

fondazioni per edificio servizi ausiliari (SA) e sala quadri (SQ);

fondazioni per edificio arrivo linee MT;

edifici di stazione;

cunicoli completi di coperture e tubazioni per cavi di collegamenti dagli edifici

SA/SQ al campo;

vasche raccolta olio (se previste);

strade di circolazione e piazzali;

recinzione esterna della stazione;

altre opere varie.


38


LOCALI TECNICI

Si realizzeranno n. 2 manufatti destinati a locali tecnici di servizio dell’utente e di

TERNA.

Entrambi i manufatti saranno realizzati in aderenza alla recinzione esterna all’area.

I manufatti saranno del tipo in prefabbricato autoportante (rigorosamente non metallici),

poggiati direttamente su basamento in cemento armato, avranno forme e dimensioni

secondo quanto stabilite dalle normative TERNA e saranno destinati esclusivamente al

contenimento delle apparecchiature tecniche.

In particolare, il locale misura sarà posizionato nell’area utente e sarà accessibile da

TERNA direttamente dal locale della sua area.

SERVIZI AUSILIARI E SALA QUADRI (SA/SQ)

Gli edifici ospiteranno i servizi ausiliari e la sala quadri (SA/SQ), potranno essere riuniti

in un unico edificio comprendente indicativamente:

1. sala quadri per il comando e controllo dell’impianto;

2. locale retroquadro per la collocazione degli armadi dei sistemi di protezione,

comando e controllo;

3. locali teletrasmissioni (batteria t.t. e apparati t.t.);

4. locale quadri MT;

5. locale quadri BT in c.a. e c.c. e batterie di tipo ermetico;

6. locali vari (servizi igienici, ecc..).

Per quanto riguarda le dimensioni dei locali si rimanda agli allegati grafici. Diverse

soluzioni possono essere comunque concordate con TERNA.

La suddivisione della superficie destinata all’edificio SA/SQ negli ambienti sopra

indicati, tiene conto delle diverse esigenze d’impianto, fermo restando la necessità

primaria di destinare gli spazi principali agli armadi dei sistemi di protezione, comando

e controllo e alle postazioni di comando e controllo: è anche

possibile la soluzione con un locale separato dall’edificio principale per il gruppo

elettrogeno.


39


Nel considerare la cubatura e la suddivisione in locali, si dovrà comunque tenere conto

dell’ampliabilità dei servizi ausiliari e dei sistemi di protezione, comando e controllo

(quando richiesto).

Di norma, il locale retroquadro e la sala comando e controllo sono ambienti attigui ma

separati. Per questi ambienti è previsto il pavimento modulare sopraelevato.

Nei locali quadri elettrici M.T. e b.t., tutti i quadri e componenti ridondanti

(raddrizzatori, batterie.) saranno opportunamente separati tra loro da pareti e/o

diaframmi resistenti al fuoco.

Tutti i locali sopra indicati prevedono un opportuno ingresso dall’esterno, dotato di

serraglio antisfondamento; i locali principali saranno dotati di almeno due ingressi sulle

pareti opposte.

L’edificio sarà realizzato completo degli impianti tecnologici necessari (quali ad

esempio, l’impianto di riscaldamento e/o condizionamento, l’impianto rilevazione

incendio, l’impianto anti-intrusione).

Gli impianti tecnologici dovranno essere realizzati conformemente a quanto prescritto

dalle Norme UNI, CEI e CEI EN di riferimento.

Nella realizzazione dell’edificio si terrà particolarmente conto dell’isolamento termico,

utilizzando idonei materiali isolanti, nel rispetto dei massimi e minimi coefficienti di

dispersione termica indicati dalle Leggi di riferimento vigenti.

La copertura dell’edificio SA/SQ sarà a tetto piano.

EDIFICIO LOCALI DI CONSEGNA PER L’IMPRESA DISTRIBUTRICE LOCALE,

CHIOSCHI PER APPARECCHIATURE ELETTRICHE.

L’edificio, del tipo in muratura (o prefabbricato in muratura), è destinato ad ospitare

l’arrivo delle linee MT e l’alimentazione dei S.A., alcune apparecchiature ed interfacce

per le Teletrasmissioni; il locale è quindi adeguatamente dimensionato per contenere tali

apparecchiature, in conformità rispettivamente alle prescrizioni dell’Impresa

Distributrice territorialmente competente di energia elettrica e della TERNA.

L’edificio avrà dimensioni 11 x 40 mt e altezza circa 3mt. I chioschi devono ospitare i

quadri di protezione, comando e controllo periferici; essi saranno di dimensioni non


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inferiori a 2,40X4,80X3,10(h) mt. e potranno essere sia di tipo prefabbricato metallico

(soluzione questa da preferire) che di tipo in muratura.

TRASPORTO ED INSTALLAZIONE

In merito al trasporto ed all’installazione di macchine di tali dimensioni e peso sono

già stati forniti dalla Vestas le linee guida da rispettare per una corretta procedura di

installazione.

Trattandosi di zona collinare ed agricolo la viabilità quando non esistente è di

semplice realizzazione, e le infrastrutture presenti non dovrebbero necessitare di

lavori di adeguamento. Nel caso in cui, come accennato al paragrafo precedente, la

viabilità in progetto non fosse realizzata, in tutto o in parte, al momento

dell’installazione delle apparecchiature, il soggetto promotore provvederà a

realizzare la viabilità di accesso ai siti delle installazioni; tali piste avranno il corpo

stradale con caratteristiche (spessori e tipologia materiali) previste dai progetti.

MODALITÀ DI TRASPORTO

La velocità di trasporto dei principali componenti delle turbine eoliche (sezioni della

torre, navicella, pale, etc.) è di 5-10 km/h. Il peso totale al momento del

trasporto del componente più pesante sarà di circa 145 t (consegna della

navicella) mentre la capacità di carico per asse non sarà superiore a 15 tonnellate

per asse. Dovrà esser garantito il passaggio ad autoarticolati di lunghezza fino a 40-50

m (trasporto delle pale e dell’ultima sezione della torre).

Dimensioni autoarticolato


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Inoltre tutte le strade d’accesso dovranno prevedere una larghezza minima di 5,5 m ;

sarà necessario verificare che la stessa misura venga rispettata in direzione

ortogonale al percorso in modo da salvaguardare la presenza di rami, linee elettriche e

telefoniche. Facendo riferimento alla figura sottostante si ha W = > 5 m ed H > 6 m.

Larghezza minima da rispettare in direzione ortogonale al percorso

Per quel che riguarda il raggio di curvatura longitudinale della strada questo dovrà avere

un valore minimo di 500 m sia nel caso concavo che convesso. Il raggio di curvatura

trasversale minimo previsto è di 25 metri circa. Il gradiente longitudinale massimo

raccomandato dalla Enercon è pari al 6%: questo valore può essere aumentato al 10-

12% nel caso vengano utilizzate motrici trainanti di maggiore potenza di quelle

fornite per il trasporto. Infine il valore del gradiente trasversale è pari ad un massimo

del 2%.


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Gradiente longitudinale

PISTE D’ACCESSO

Le pendenze trasversali delle piste di accesso ai singoli aerogeneratori

unitamente alla realizzazione di fossi di guardia e opere idrauliche di

incanalamento ed allontanamento delle acque meteoriche permetteranno il drenaggio

dalla sede stradale scongiurando il pericolo di ristagni sulla stessa e sui terreni

limitrofi. La struttura del corpo stradale sarà costituita da uno strato di fondazione

realizzato mediante sabbia e ghiaia di diversa granulometria proveniente da

frantumazione di spessore 30 cm uno strato di finitura della pista con

spessore minimo 30 cm anch'esso realizzato mediante ghiaia di diversa

granulometria proveniente da frantumazione di rocce opportunamente

compattate.

Le fasi di realizzazione delle piste saranno:

rimozione dello strato di terreno vegetale

predisposizione delle trincee e delle tubazioni necessario al passaggio

dei cavi a MT, dei cavi per la protezione di terra e delle fibre ottiche per il

controllo degli aerogeneratori

riempimento delle trincee

realizzazione dello strato di fondazione

realizzazione dei fossi di guardia e predisposizione delle opere idrauliche per il

drenaggio della strada e dei terreni circostanti

realizzazione dello strato di finitura.

Il progetto prevede la formazione di piazzole per l’assemblaggio delle torri

realizzate livellando il terreno mediante piccoli scavi e riporti più o meno accentuati a

seconda dell'orografia del terreno e compattando la superficie interessata in

modo tale da renderla idonea alle lavorazioni.

INSTALLAZIONE

La turbina prescelta richiede una serie di spazi per il montaggio, manutenzione e


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smantellamento dell’impianto; tali aree, per le cui misure si rimanda agli

specifici allegati, non sono di rispetto assoluto, nel senso che per esse è solo

richiesto che siano liberabili all’occorrenza e quindi che non ospitino costruzioni

permanenti. Nelle figure sottostanti vengono mostrati gli spazi caratteristici

necessari all’installazione degli aerogeneratori. Il montaggio degli

aerogeneratori avverrà secondo schemi prestabiliti e collaudati da numerose

esperienze analoghe servendosi di due gru che vengono collocate nelle piazzole

riservate all’assemblaggio. Alcuni esempi della disposizione delle gru rispetto

alle fondamenta ed all’autoarticolato adibito al trasporto dei componenti sono

mostrati nella figura seguente:

Disposizione delle gru rispetto alle fondamenta e al deposito dei


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componenti

Le fasi principali possono essere riassunte nei seguenti punti:

sollevamento, posizionamento e fissaggio alla fondazione della parte inferiore

della torre;

sollevamento, posizionamento e fissaggio alla parte inferiore della torre dei

tronconi intermedi;

sollevamento, posizionamento e fissaggio alla parte intermedia della torre del

troncone di sommità;

sollevamento della navicella e fissaggio alla parte sommitale della torre;

sollevamento e fissaggio delle pale al rotore alla navicella;

realizzazione dei collegamenti elettrici e delle fibre ottiche per funzionamento ed

il controllo delle apparecchiature.

Tutte le fasi di montaggio dei componenti gli aerogeneratori necessitano di spazi

di manovra orizzontali e la presenza in cantiere di due gru. La prima di

dimensioni contenute si rende necessaria sia nella prima fase di scarico dei vari

componenti dai mezzi di trasporto alle piazzole di assemblaggio sia nella fase di

sollevamento dei tre tronchi componenti la torre sia in quella di sollevamento

del rotore.

Per queste operazioni infatti collabora con una seconda gru per mantenere stabili i

componenti durante il sollevamento evitandone oscillazioni e per impedire

danneggiamenti degli stessi nel primo distacco da terra.

Infine, tutte le operazioni di trasporto e montaggio degli aerogeneratori sono

state congegnate in modo tale da far sovrapporre l’ultima fase di montaggio di

una torre

con la prima del trasporto della successiva, ottimizzando così i tempi per la

realizzazione dell’intero impianto.

TIPOLOGIA E NUMERO DEGLI AEROGENERATORI

Sulla base dei criteri adottati per la scelta del sito, il posizionamento degli


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aerogeneratori ricade su di un’area collinare, che interessa la zona a est del territorio

comunale. L’elevazione dal suolo permette infatti di avere accesso ad intensità di

velocità sempre maggiori perchè le correnti risentono sempre meno dell’effetto

d’attrito generato dal suolo. All’interno della gamma di turbine eoliche, con torri di

altezza pari o superiore a 105 m dal suolo, ritenute idonee per assolvere a questo

obiettivo progettuale sono state selezionate quelle rispondenti ad alcune specifiche

fondamentali:

progettazione rispondente alle caratteristiche del sito ovvero macchine adatte

ad operare in località con media intensità dei venti;

sicurezza ed affidabilità riscontrabili tramite certificazioni internazionalmente

riconosciute;

case di produzione degli aerogeneratori con esperienza consolidata nel

settore;

massima conformità allo stato dell’arte attualmente presente nel campo della

generazione elettrica da fonte eolica;

buon rapporto prezzo-produzione.

La scelta è stata quindi circoscritta a macchine aventi caratteristiche similari a quelle

della Vestas V90 da 3,0 MW e altezza del mozzo di 105 m, che, in questa fase

progettuale, sono state considerate ed utilizzate per la determinazione dei principali

parametri di funzionamento e per il calcolo preliminare delle fondazioni

DISTANZE TRA GLI AEROGENERATORI

Il posizionamento definitivo delle turbine eoliche tiene intrinsecamente in

conto le direzioni di provenienza del vento con frequenza più elevata. E’ infatti

sulla base di questo dato, ottenuto dall’analisi dei dati del vento, che gli

aerogeneratori vengono dislocati nel territorio, mantenendo tra di essi delle distanze

minime per evitare effetti di disturbo reciproco. Le interferenze aerodinamiche tra le

turbine sono l’effetto di schiera e l’effetto di scia.

Per attenuare le inefficienze prodotte da tali disturbi è prassi ricorrere ad una

distanza di 3-5 volte (3 volte – PIEAR) il diametro del rotore per gli


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aerogeneratori ubicati su di una linea perpendicolare alla direzione principale

del vento; ed una distanza di 5-7 volte (6 volte – PIEAR)il diametro del rotore se

ubicati su di una linea parallela alla direzione principale del vento, comunque si è fatto

riferimento nella progettazione alle indicazioni dettate dal PIEAR.

TIPO DI MACCHINA E GEOMETRIA

Le caratteristiche tecniche della tipologia di aerogeneratore previsto sono

riportate nella specifica tecnica allegata.

Le turbine sono costituite da:

1. un corpo centrale detto navicella costituito da una struttura portante in

acciaio r ives t i t a da un gusc io in mate r i a l e compos i to , vincolata alla

testa della torre tramite un cuscinetto a strisciamento che le consente di

ruotare sul suo asse di imbardata. La navicella, contiene all’interno l’albero

lento, unito direttamente al mozzo, che trasmette la potenza captata dalle pale al

generatore; il generatore è di tipo asincrono a 4 poli, con rotore avvolto,

tensione ai morsetti pari a 400 V, frequenza di 50 Hz e potenza nominale

di 3000 kW. L’accesso alla navicella avviene tramite una scala metallica

installata nella torre e un passo d’uomo posto in prossimità del cuscinetto di

strisciamento. Un mozzo cui sono collegate tre pale di lunghezza circa 41 m, in

materiale composito, formato da fibre di vetro in matrice epossidica, costituite da

due gusci collegati ad una trave portante e con inserti in acciaio che uniscono la

pala al cuscinetto e quindi al mozzo, il tutto a costituire il rotore.

2. Un sostegno costituito da una torre di altezza pari a 105 m, realizzato da

una struttura metallica tubolare di forma circolare (vedere scheda tecnica riportato

nel piano di manutenzione e gestione dell’impianto).

3. Il sistema di controllo dell’aerogeneratore per frenare la macchina mette le pale in

bandiera (posizione ad incidenza aerodinamica nulla); è previsto comunque

un sistema di frenata di emergenza. Tale impianto di emergenza, così come il

meccanismo di regolazione del passo delle pale, è attivato da un sistema

oleodinamico. Tutte le funzioni della macchina sono gestite e monitorate da


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unità di controllo computerizzate, poste all’interno della navicella e

trasmesse al PLC ubicato al piede della torre, nella cabina elettrica. I

segnali di ogni torre possono essere raccolti e trasmessi ad una stazione remota di

telecontrollo tramite linee telefoniche o segnali via etere. Nell’elaborato

“Tipologia Aerogeneratore” è riportata la curva di potenza della

macchina considerata, in funzione della velocità del vento e della

soglia massima di rumore prodotto (questo può essere regolato in caso di

specifiche richieste di bassa rumorosità agendo sul numero di giri delle pale).

CRITERI DI PROGETTAZIONE DELLE STRUTTURE E DEGLI IMPIANTI

(SICUREZZA E FUNZIONALITÀ)

Di seguito vengono elencate le specifiche di sicurezza rispettate dalle turbine eoliche

prese in esame e considerate per la redazione del progetto.

CERTIFICAZIONI INTERNAZIONALI

Gli aerogeneratori del tipo Vestas V90 da 3,0 MW, sono stati progettati e costruiti

secondo riconosciute regole ingegneristiche in modo da garantire sicurezza e salute agli

operatori durante l’esercizio (se condotto nel rispetto delle istruzioni fornite dal

costruttore). I prodotti Vestas sono inoltre conformi alle certificazioni richieste

in termini di generazione elettrica, affidabilità strutturale ed alle specifiche di

sicurezza relative all’installazione e messa in opera. La casa costruttrice fornisce

un programma di manutenzione che permette l’esercizio del parco eolico in completa

sicurezza per l’intero ciclo di vita. La progettazione ed il disegno degli

aerogeneratori utilizzati nel parco eolico, si basano sulle linee guida

internazionalmente riconosciute nel settore tecnologico dell’energia eolica: IEC

61400-1 “Wind turbine generator systems”.

Va precisato che la Normativa Italiana ha recepito nel marzo 2005, attraverso il

Comitato Tecnico 88 del CEI, la Seconda Edizione (1999) del documento IEC

61400-1; alla fine dell’anno 2005 è uscita la Terza Edizione dello IEC 61400-1.


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CLASSE DELLA TURBINA EOLICA

La componentistica meccanica nonché strutturale di ciascuna turbina viene disegnata e

dimensionata per operare durante un tempo di vita di oltre venti anni in

particolari condizioni ambientali. Per comprendere a quale tipo di evento la macchina

è in grado di resistere senza riportare danni la IEC 61400-1 (Tabella 5) fa riferimento

alla classe della turbina: questa mostra una serie di livelli di resistenza

strutturale dell’intero aerogeneratore definiti sulla base di alcuni parametri

di velocità del vento e di turbolenza. Sulla base della documentazione tecnica

ricevuta dalla casa produttrice risulta che le turbine Vestas V90 ha ottenuto la

certificazione IEC IIA.

Standards Design Criteria Classe I Classe II Classe

III

Classe IV

IEC (Ed. 2) Vref [m/s] 50 42,5 37,5 30

Vave [m/s] 10 8,5 7,5 6

I15 A 18%

B 16%

Parametri che definiscono la classe delle turbine in base alla Seconda Edizione

della IEC 614001.

I parametri presenti nelle classificazioni sono tutti riferiti alla quota del mozzo e

vengono di seguito presentati:

Vref: valore indicante il vento medio estremo, con tempo di ricorrenza di 50

anni, registrato in un intervallo di tempo pari a 10 minuti;

Vave: valore che si riferisce alla velocità media del vento nei punti in cui

saranno posizionate le turbine;

I15: valore della turbolenza caratteristica nell’intorno dei 15 m/s di

velocità del vento.


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La turbina ed il relativo sistema di fondazioni offrono garanzie di sicurezza

sufficienti se si confrontano i parametri sulla base dei quali sono state

progettate con le caratteristiche di vento del sito di interesse estrapolate

dal rapporto specialistico di analisi dei dati del vento e dalle indicazioni della

normativa italiana sui venti estremi nel nostro paese (NTC gennaio 2008).

CARATTERISTICHE DI VENTOSITA' DEL SITO

Le caratteristiche anemologiche del sito sono state ottenute grazie ad una campagna

anemometrica iniziata nel gennaio 2008 ed è tuttora in corso.

Dai risultati di questa campagna si desume che il sito risulta essere adeguato ad ospitare

un impianto eolico garantendo, con la tipologia di aerogeneratore utilizzata, una

producibilità media di circa 2317 ore.

Proprio per ridurre al minimo queste perdite gli aerogeneratori sono stati posizionati ad

una distanza di almeno 3D in direzione ortogonale a quella prevalente del vento e di

almeno 6D in direzione parallela. Per lo studio anemometrico si rimanda alla relazione

specialistica.

A.9.c. CRITERI DI SCELTA DELLE SOLUZIONI IMPIANTISTICHE DI PROTEZIONE CONTRO I FULMINI, CON L’INDIVIDUAZIONE DEL VOLUME DA PROTEGGERE

PROTEZIONE CONTRO LE SCARICHE ATMOSFERICHE

E’ costituito da sistema di protezione integrato sulla gondola, mediante profilo

metallico,

e recettori sulla parte superiore cosi come sulle pale; protezione contro le scariche sulla

torre e protezione contro le scariche indirette attraverso la rete.

IMPIANTO DI TERRA

La funzione dell’impianto di terra è duplice. Da un lato ridurre il potenziale elettrico

delle superfici metalliche strutturali a valori ammissibili, evitando il pericolo di


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folgorazione per le persone per sovratensioni indesiderate sulle apparecchiature, e

dall’altro avere un riferimento di tensione unico per tutto il parco eolico.

In accordo con il criterio di sicurezza del personale oltre che a quanto previsto nel

MIERAT-13 del RCE, verranno collegate alla terra tutte le parti metalliche non soggette

normalmente a tensione e che possono esserlo a causa di avarie, incidenti, sovratensioni

per scariche atmosferiche o tensioni indotte. L’impianto di terra deve conforme alle

prescrizioni del Cap. 9 della Norma CEI 11-1 ed alle prescrizioni della Guida CEI 11-

37: di seguito vengono illustrati alcuni aspetti generici.

La maglia di terra delle stazioni elettriche esistenti della RTN è di norma realizzata con

conduttori di rame nudi di adeguata sezione, dimensionati termicamente, interrati ad una

profondità di almeno 0,70 metri.

Nei punti sottoposti ad un maggiore gradiente di potenziale (portali, TA, TV,

scaricatori) le dimensioni della maglia di terra sarà opportunamente diminuite.

Precauzioni particolari saranno prese la dove i conduttori in rame possano venire a

contatto con strutture d’acciaio.

Con riferimento alla Guida CEI 11-37, le funi di guardia di tutte le linee facenti capo

alla stazione saranno collegate alla rete di terra; progettualmente è pertanto possibile

considerare il contributo delle stesse, allo smaltimento delle correnti di guasto, fermo

restando le verifiche delle tensioni di passo e contatto, che dovranno essere estese anche

nel terreno limitrofo ai tralicci di arrivo delle linee in stazione elettrica.

Qualora, per la realizzazione della stazione elettrica siano previste opere di riempimento

con terreno (per esempio per operare livellamenti), sarà opportuno che la misura della

resistività del terreno stesso avvenisse dopo le suddette opere di riempimento; qualora

ciò non fosse possibile, si terrà comunque sempre conto, in sede di calcolo, del fatto che

la resistività del terreno di riempimento può essere diversa da quella locale, misurata

preliminarmente.

Nel progetto dell’impianto di terra si tiene infine tenere conto del fatto che dovrà essere

realizzata la maglia di terra anche nelle aree destinate alle espansioni future d’impianto,

qualora richieste.

SISTEMI DI PROTEZIONE COMANDO E CONTROLLO


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L’impianto sarà dotato di una sala quadri locale e di un adeguato automatismo, tali da

poter governare l’impianto stesso sia “in locale” che “in remoto”.

La conduzione locale sarà sia manuale che automatizzata e inoltre, è predisposta la

manovrabilità degli organi sul campo.

Per sistema di protezione comando e controllo si intende il complesso degli apparati e

circuiti predisposti a fini di comando degli organi di protezione, di registrazione locale,

di misura, di rilevazione di segnali di stato, di anomalia, di perturbazione, di sintesi

degli stessi, di segnalazione sui quadri locali di comando. Il sistema di protezione

comando e controllo è fornito in tecnologia digitale.

SALA CONTROLLO LOCALE

La sala di controllo locale consentirà di operare in autonomia per la messa in sicurezza

dell’impianto, e sarà possibile attuare manovre opportune in situazioni di emergenza,

nonché di completare le azioni delle protezioni.

La parte del sistema di controllo riguardante le protezioni sarà conforme al

documento di riferimento DRRPX04042 “Criteri generali di protezione delle reti a

tensione uguale o superiore a 120 kV” del GRTN, ora GSE.

CONCLUSIONI

Ai fini dell’ elaborazione del progetto sono stati tenuti di conto tutti gli aspetti

descritti all’interno delle “Regolamento per la realizzazione di impianti eolici nella

Regione Basilicata”. Le scelte progettuali effettuate rispondono perfettamente a quanto

suggerito dalle linee guida e rispettano pienamente la normativa vigente in materia.

Relazione tecnica impianto eolicovalutazioneambientale.regione.basilicata.it/... · Progetto...

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