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Sviluppo dell’energia eolica

1.1 SVILUPPO EOLICO NEL MONDO

Oggi sono installati nel mondo impianti per oltre 47.000 MW di potenza , di cui circa 34.000 MW in Europa, di questi oltre 16000 in Germania, 8000 in Spagna, 3000 in Danimarca, circa 1100 in Olanda, 1200 MW in Italia e poco meno in Gran Bretagna, Grecia, Portogallo e Francia. Gli impianti installati solo nel 2003, per avere una idea del tasso di crescita del settore, sono risultati 2300 MW in Germania, 1000 MW in Spagna, 240 in Danimarca, 150 circa in Olanda ed in Italia.

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Fig. 1.1        dati: IEA

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   Fig. 1.2     fonte: AWEA Confronto Potenze installate Europa e USA

L’eolico si sviluppa in Europa più rapidamente che nel resto del mondo (v. Fig.1.2) , mentre fino a qualche anno addietro lo sviluppo maggiore si riscontrava negli USA (California).

Oggi la Germania ed in parte la Spagna, oltre alla Danimarca, dimostrano di credere nella tecnologia eolica in maniera decisa. E’ utile rilevare come i 34.000 MW in funzione in Europa, pari ai tre quarti del totale mondiale, sufficiente a soddisfare il fabbisogno elettrico di circa 50 milioni di persone (calcolato in base ai consumi medi europei), rappresentino una crescita esponenziale realizzata in pochi anni.

La potenza eolica installata nel periodo 1995-2000 è stata pari al 24% di tutta la potenza delle nuove centrali elettriche costruite in Europa.

Come si può notare dalla Figura 1.3 lo sviluppo dell’eolico in Italia avviene essenzialmente nelle aree del Mezzogiorno, in particolare nel triangolo Foggia-Avellino-Benevento (Maleventum dei latini) al confine tra Puglia e Campania. Appaiono comunque in ritardo Regioni quali la Calabria e la Sicilia essenzialmente per motivi organizzativi, territoriali, Regioni nelle quali comunque sono in corso di sviluppo numerosi progetti. Le Regioni del Centro Italia appaiono meno interessanti per ventosità, mentre le Regioni del Nord non presentano grandi prospettive eoliche se non al di sopra dei 1200 metri, altezza alla quale i problemi di gelo possono appesantire le realizzazioni. Resta comunque da notare che a fronte dei circa 800 MW realizzati esistono presso il GRTN domande, in corso di valutazione, per oltre 6000 MW di installazioni, localizzate essenzialmente nelle aree del Mezzogiorno.

Come si nota dalla Fig. 1.1, relativa al tasso di crescita dell’eolico nel mondo e dal grafigo in Fig.1.3 riguarante l’Italia, il ricorso all’energia eolica appare sempre più consistente con una crescita di tipo esponenziale. Tale crescita è accompagnata dalla riduzione del costo delle macchine e dalla crescita della disponibiltà ed affidabilità delle stesse nonché dai miglioramenti tecnologici che consentono di sfruttare siti con ventosità anche medio-basse. Il tutto si traduce in pratica nella riduzione dei costi del kWh.

I costi di produzione dell’ energia eolica sono diminuiti considerevolmente negli ultimi anni, grazie alla riduzione dei prezzi degli elementi di impianto (turbine), e quindi dei costi di investimento. Alcune fonti stimano un costo pari a 70-150 lire/kWh (prodotti con una turbina da 1 MW), simile quindi al costo relativo all’energia prodotta con il nucleare e con la combustione di carbone, ma più alto rispetto al costo del kWh prodotto da gas (59-75 lire).

L’Unione Europea ha fissato come obiettivo da raggiungere un costo dell’energia da fonte eolica di circa 77 lire/kWh, un costo già ottenibile in alcuni casi ottimali con le macchine di nuova generazione. Infatti la taglia dell’impianto condiziona il costo dell’energia (analogamente al costo dell’investimento): in Danimarca si è passati dalle 183 lire/kWh per le macchine da 100 kW alle 70 lire per quelle da 600 kW, a parità di altre condizioni.

Il costo dell’energia eolica dipende anche dalle condizioni anemologiche: ad esempio in base a quanto riportato nel corso del 3° NFFO (Non Fossil Fuel Obligation), in Inghilterra, Galles e Scozia l’energia è stata pagata a costi variabili tra le 90 e le 142 lire/kWh, mentre nel 4° NFFO tali costi sono risultati compresi tra le 84 e le 123 lire/kWh.

Per una stima globale dei costi bisognerebbe però considerare anche i “costi evitati” in particolare per quanto riguarda il combustibile non utilizzato, e le emissioni evitate.

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Fig. 1.3 Potenza eolica installata in Italia, per regione, a fine 2002 e a fine 2004

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Fig. 1.3 Potenza eolica installata in Italia a fine 2004

Per quanto riguarda il primo punto, in base alle previsioni del Libro Bianco dell’ Energia, la valorizzazione energetica delle Fonti rinnovabili, la produzione di energia elettrica tramite impianti eolici permetterà di evitare costi del combustibile per 10 miliardi di Euro per il periodo 1997-2000.

Per quanto riguarda il secondo punto, i “costi ambientali” derivanti dalla produzione energetica da fonti diverse dall’eolico, sono sinteticamente indicati, a titolo di esempio, in Tabella 2.3 alcuni risultati di uno dei numerosi studi attualmente in corso su queste problematiche piuttosto complesse, studio che ha preso in considerazione solo l’immissione in atmosfera dei composti azotati.

Tab. 1.3 Costi ambientali produzione energia elettrica

 

Costi ambientali produzione energia elettrica (dati 1997)
da olio combustibile    65-106 lire/kWh
da gas naturale     28-51 lire/kWh
da idraulica      6,5 lire/kWh
da combustine di biomasse 30 lire/kWh                                                                    (calcolato solo sull’immissione in atmosfera di   ossidi di azoto)

Per quanto invece concerne le emissioni evitate viene riportata in Tabella 1.4 una stima basata sulla mancata produzione da fonti fossili tradizionali, nell’ipotesi di una producibilità eolica annuale di 2500 MWh per MW installato.

Tab. 1.4 Emissioni evitate con impianto eolico

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1.2 VALUTAZIONE DEI SITI EOLICI

La individuazione di un sito eolico di interesse per la installazione di una centrale eolica, richiede la caratterizzazione del sito sotto vari aspetti: in particolare la ventosità media annua del sito, l’orografia e la disponibilità di aree adeguate, l’accessibilità per il trasporto delle grosse pale e dei grandi componenti degli aerogeneratori, la valutazione dell’eventuale presenza di vincoli normativi o di tipo territoriale. L’attività di individuazione del sito eolico può richiedere da uno a più anni della cosiddetta ‘fase di sviluppo’ di una iniziativa progettuale.

Qui di seguito prenderemo in considerazione i principali aspetti connessi alla caratterizzazione eolica di un sito, con particolare attenzione all’applicabilità della macchina di grande taglia.

1.2.1 ANEMOMETRIA

Allo scopo di valutare il potenziale eolico di un particolare sito si considera la ventosità derivante da una esposizione favorevole ai venti predominanti della zona. Delle prime indicazioni di massima si possono ricavare dall’European Wind Atlas, una mappa delle condizioni di ventosità di tutto il territorio europeo, di cui viene riportato uno stralcio in Fig. 2.4. La ventosità è crescente passando dalla zona azzurra, a quella verde ed a quella gialla. Come si vede per esempio il Lazio prende la parte azzurra, cui corrisponde, per le zone collinari, una velocità media del vento di circa 6,5 m/s, ossia una ventosità discreta.

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Fig. 2.4 European Wind Atlas

Le informazioni indicative sulla ventosità servono solo a dare un’idea della potenzialità del sito. Per conoscere, però, in modo molto più preciso tale potenzialità, così da determinare la capacità produttiva dell’impianto, è indispensabile una accurata misurazione locale sia della velocità del vento, sia della sua direzione. A tal fine viene installata in prossimità del punto ritenuto più ventoso una stazione anemometrica, costituita da un palo, alcuni sensori ed una centralina. Il palo, alto da 10 a 40 metri, è poggiato sul terreno e sostenuto lungo quattro direzioni da dei tiranti in acciaio, ancorati al suolo tramite picchetti. In cima al palo sono fissati un anemometro e una banderuola, mentre per i pali più alti è buona norma avere una seconda coppia anemometro e banderuola a 10 m di altezza (per valutare gli effetti della rugosità del terreno) ed eventalmente una terza coppia anemometro e banderuola ad altezza intermedia tra i due. Come mostrato in Fig. 2.5 l’anemometro è costituito da tre coppette coniche in materiale plastico, la cui velocità di rotazione intorno all’asse è direttamente proporzionale alla velocità del vento. La banderuola, anch’essa in materiale plastico, si orienta secondo la direzione del vento. Dai sensori si dipartono i cavi di collegamento che giungono alla centralina, vedi Fig. 2.7, agganciata alla parte bassa del palo. La centralina, energeticamente autonoma, acquisisce ed elabora i dati provenienti dai sensori, per poi memorizzarli in un apposito datachip. Essa rileva la velocità e la direzione di provenienza istantanee del vento ogni due secondi e calcola i valori medi delle due grandezze per intervalli di dieci minuti. I dati immagazzinati nel datachip devono, infine, essere trasferiti, tramite apposito lettore, ad un computer, sul quale vengono visualizzati nel seguente modo: in corrispondenza alla data e all’orario, ogni dieci minuti e relativamente a questo intervallo, vengono fornite la velocità media, in metri al secondo, e la direzione media, in gradi. I dati possono adesso essere elaborati statisticamente, per ricavarne informazioni significative ed utili per il dimensionamento dell’impianto.

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Fig. 1.5 Parte terminale della torre anemometrica

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In Fig. 1.6 sono riportate delle immagini relative alla fase di installazione della torre anemometrica.

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Fig. 1.6 a. Installazione torre Fig. 1.6 b. Schema di installazione

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Fig. 1.7 Logger

funzioni del logger: 1.1: Wind Speed (metri al secondo). Istantanea, di picco, media

2.1: Direction (gradi). Istantanea, di picco, media (ogni 2 secondi)

3.1: Time, Month/Day/Year

4.1: Site number

5.1: Volts Battery and Days Remaining

L’andamento delle velocità del vento nel tempo, rappresentato nella Fig. 1.8 con in ascissa il tempo delle rilevazioni in mese/giorno/anno, mostra la fortissima variabilità dell’intensità del vento in tempi brevi. La lettura istantanea sarebbe poco significativa, dovendosi fare riferimento alle velocità medie, per poter fare una stima della potenzialità del sito. La frequenza delle velocità nel periodo preso in esame fornisce il diagramma (teoricamente la curva di Weibull) da cui si possono ricavare il valore modale (ossia il più frequente), quello medio, quello massimo e la deviazione standard (un indice della dispersione intorno al valor medio), ovviamente riferiti alla altezza di misura (10, 20, 30, 40 m).

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Fig. 1.8 Variazione della velocità del vento nel tempo

I valori possono essere riportati all’altezza del mozzo dell’aerogeneratore, di solito tra 45 e 55 m o più per le macchine di grande taglia, ricorrendo all’espressione del gradiente verticale di velocità :

[1.1]

In essa è l’altezza dal suolo, quella dell’anemometro , la velocità misurata e l’altezza di rugosità.

Avendo la possibilità di effettuare misure a diverse quote, si può dedurre un valore abbastanza preciso di , altrimenti si stima la rugosità del terreno, sulla base di situazioni standard, come indicato in Tab. 1.5 :

Tab. 1.5 Altezza di rugosità del terreno

 

Classe Tipo di suolo Descrizione, casi tipici (H: altezza ostacoli) Valore di Z0 [m]
1 Piatto Spiaggia, ghiaccio, distese nevose 0.005
1 Aperto 1 Erba bassa, aeroporti, terreno non coltivato 0.03
2 Aperto 2 Coltivazioni basse, con ostacoli distanti 20 H 0.1
3 Rugoso Coltivazioni alte, alberi, ostacoli a 15 H 0.25
3 Molto rugoso Foreste, frutteti, ostacoli a 10 H 0.5
4 Chiuso Villaggi, suburbi 1
4 Città Centro città, spazi aperti dentro foreste >2

Vengono anche definite delle classi di rugosità del terreno, spesso variabili anche nello stesso sito in funzione delle direzioni del vento, suddivise in settori, come ad esempio indicato in Tab. 1.6.

Tab. 1.6 Classe di rugosità del terreno

 

Settore Z0 [m] Classe
N 0,06 2
NNE 0,07 2
ENE 0,06 2
E 0,05 1
ESE 0,02 1
SSE 0,03 1
S 0,03 1
SSO 0,03 1
OSO 0,02 1
O 0,02 1
ONO 0,02 1
NNO 0,05 1

Le caratteristiche di rugosità del terreno variano nelle diverse direzioni, a seconda della presenza, vicinanza e altezza di alberi circostanti, case e fabbricati, variazioni altimetriche ecc. In Fig. 1.9 viene riportato un esempio di grafico dell’intensità del vento suddivisa per settore come misurata da un anemometro.

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Fig. 1.9 Velocità media [m/s] per settore

Risulta inoltre possibile, con opportuni codici di calcolo , inserendo i dati relativi alla forma topografica del terreno anche di una vasta zona ed i dati di rugosità , correlare i dati anemometrici ottenuti (intensità della ventosità e direzione) fino ad elaborare una stima delle potenzialità eoliche di zone estese oltre quella di pertinenza specifica dell’anemometro, come rappresentato in Fig. 1.10.

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Fig.2.10 Mappa isovento da elaborazione WAsP

Completata la caratterizzazione anemologica del sito ( occorre almeno un anno di rilevazioni per gli effetti di stagionalità, salvo non si disponga di altri elementi comparativi, per esempio altri anemometri in zona), si può procedere alla definizione degli elementi progettuali dell’impianto per quanto attinente una stima della producibilità annua , fondamentale per poter effettuare una valutazione economica dell’impianto.

1.2.2 SITOLOGIA

Il progetto di un impianto eolico è sviluppato anche in funzione della distanza dalle infrastrutture elettriche più vicine, al fine di ridurre la lunghezza del collegamento dell’impianto in progetto.

Il progetto è sviluppato studiando la disposizione delle macchine sul terreno (layout di impianto) in relazione a numerosi fattori: anemologia, orografia del sito, accessibilità (esistenza o meno di strade, piste, sentieri), rispetto di distanze da fabbricati insediati ed inoltre da considerazioni basate su criteri di massimo rendimento dei singoli aerogeneratori.

Per minimizzare le mutue interazioni tra aerogeneratori (effetto scia, distacco di vortici, ecc.,) ed ottimizzarne il rendimento e la producibilità, gli aerogeneratori devono essere indicativamente disposti ai nodi di una maglia rettangolare con lati di circa 3 D (avendo indicato con D il diametro pala) in direzione perpendicolare al vento prevalente e di circa 5 D in direzione parallela al vento prevalente.

Nella definizione dell’ubicazione degli aerogeneratori e nell’individuazione dei percorsi viari interni all’impianto, sono introdotte modeste variazioni e spostamenti rispetto alla configurazione planimetrica appena descritta (che si riferisce ad una ituazione ideale, con orografia piana, assenza di ostacolo, ecc.) sia per contenere gli interventi di modifica del suolo (sterri, riporti, opere di sostegno, ecc.) – cercando di sfruttare la viabilità esistente – sia per garantire il rispetto dei requisiti di distanza specificati nel seguito.

Più in dettaglio i criteri generali ed i vincoli principali osservati nella definizione del layout sono i seguenti:

-anemologia;

-distanza da fabbricati abitati preesistenti maggiore di 300m;

-disposizione delle macchine alle mutue distanze innanzi indicate;

-orografia/morfologia del sito;

-minimizzazione degli interventi sul suolo;

-sfruttamento di percorsi e/o sentieri esistenti;

Un aspetto importante del progetto è quello che riguarda l’accessibilità al sito per il trasporto dei componenti di impianto. In particolare è necessario tenere conto dei seguenti vincoli:

· larghezza minima (strada dritta) 4m

· raggio di curvatura minimo (larghezza 6,5m) 20m

· pendenza longitudinale massima 8° (1:7, 20%)

· pendenza laterale massima 2°

In Fig. 1.11 è schematizzato un rimorchio per il trasporto delle pale in condizioni di curvatura limite. Si può notare come esso sia dotato di ruote posteriori girevoli, con controllo manuale, fino ad un angolo di 40°, per agevolare la manovra. Riguardo infine la struttura della strada, il materiale della base deve essere roccia frantumata, che non contenga argilla, ma sabbia o altri materiali non leganti con l’acqua. Lo spessore della base dipende dal suolo sottostante, per cui in sede di progetto esecutivo occorre un’analisi del suolo. In ogni caso tale spessore dovrà avere una capacità di carico di almeno 15 tonnellate per asse. Il materiale dello strato superiore deve essere ghiaia compattabile non sdrucciolevole.

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Fig. 1.11 Rimorchio per il trasporto delle pale in condizioni di curvatura limite (macchina di media taglia).

Occorre inoltre tener conto di eventuali vincoli di tipo ambientale, urbanistico e paesaggistico, della distanza dalle abitazioni (rumore),della distanza dalla rete elettrica, della destinazione d’uso del terreno.

1.2.3 APPLICABILITA’ DELLE MACCHINE DI GRANDE TAGLIA

La possibilità di utilizzare macchine di grande taglia (da 1,5 MW in su) è spesso ritenuta una soluzione da perseguire essenzialmente per motivi di impatto ambientale.

Per uno stesso sito, il ricorso a macchine di grande taglia anziché a macchine di media taglia consente di ridurre significativamente il numero degli aerogeneratori (per esempio 10 macchine a 2 MW anziché 24 macchine da 850 kW per una centrale da 20 MW) senza incidere significativamente sull’impatto visivo in quanto le dimensioni di una macchina di grande taglia (rotore da 80 m invece che da 52 m, altezza 70-80 m invece che circa 60 m) non sono tali da incidere complessivamente sul paesaggio molto più di una macchina di media taglia, mentre è del tutto evidente l’effetto benefico della riduzione del numero di macchine. Per questo motivo le autorità locali richiedono per quanto possibile la installazione di un numero più limitato di macchine.

Inoltre, tenuto conto che la potenzialità di un sito eolico è anche determinata dalla taglia delle macchine installate (a esempio, macchine da 2 MW possono utilizzare una ventosità maggiore all’altezza del mozzo, effetto in parte compensato dal fatto che macchine da 850 kW sono da porre a distanza di circa 250 m l’una dall’altra mentre le macchine da 2 MW vanno distanziate di circa 400 m l’una dall’altra) si intuisce il motivo della continua crescita delle dimensioni delle macchine eoliche commerciali.

L’applicabilità delle macchine di grande taglia risulta comunque limitata fortemente dalla viabilità di accesso al sito; infatti il trasporto di pale lunghe circa 40 m è possibile solo in siti in prossimità di autostrade e di strade di grande comunicazione, in presenza inoltre di siti eolici piuttosto ampi e pianeggianti.

Contrariamente a quanto si può immaginare la ventosità del sito, purchè sufficiente, non è un elemento determinante per la scelta trattandosi di macchine a velocità variabile in grado quindi di utilizzare anche venti più modesti. Tenuto conto dell’alto costo della macchina di grande taglia è comunque importante verificare preliminarmente il ritorno dell’investimento. La macchina di grande taglia risulta inoltre particolarmente indicata nei casi di siti con costi elevati dei basamenti, quali per esempio le centrali off-shore. Da evidenziare inoltre la maggiore complessità dei servizi di manutenzione richiesti dalla macchina di grande taglia rispetto la macchina di media taglia. In conclusione si può sostenere che in siti di buona ventosità il problema del trasporto dei componenti rappresenta l’unico vincolo all’utilizzo della macchina di grande taglia.

A titolo di esempio, nelle Tabelle 2.7, 2.8 e 2.9 e nelle Figure da 2.12 a 2.15 sono illustrate le specifiche e le modalità relative al trasporto di una turbina eolica da 2MW della Vestas:

Tab. 1.7 Requisiti stradali per la fase di trasporto

 

                                                              Fase di trasporto
Altezza minima accesso stradale 5,0 m
Raggio di curvatura minimo stradale Vedi disegno
Pendenza longitudinale massima
Penenza laterale massima 0-2°
Capacità di carico stradale 15 ton/metro

 

Tab. 1.8 Equipaggiamento

            Quantità                                                               Descrizione
1 Rimorchio per il trasporto della navicella completa
1 Rimorchio estendibile per il trasporto delle pale
4 Rimorchi per sezioni di torre
1 Rimorchio con cavi, e controlli
1 Rimorchio per il trasporto del mozzo
1 Rimorchio con Container da 40ft con strumenti per l’erezione

Tab. 1.9 Pesi

                                                                      Navicella
Rimorchio incluso trattore 50.000 kg
Navicella 63.000 kg
Struttura di trasporto per navicella 7.600 kg
Anello aattatore per struttura 500 kg
Coppia elevatori 3.600 kg
Dimensioni totali per equipaggiamento rimorchio 30 x 3,40 x 4,35 m
Pale
Rimorchio e trattore + 1 set (3 pezzi) pale 75.000 kg
Dimensioni totali per equipaggiamento rimorchio 47,00 x 3,10 x 4,20 m

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Fig. 1.12 Rimorchio per il trasporto della navicella completa

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Fig. 1.13 Rimorchio estendibile per il trasporto delle pale

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Fig 1.14 Rimorchio per una sezione di torre

TRASPORTO DELLE PALE

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Fig 1.15 Trasporto delle pale.

Raggio minimo necessario per il trasporto di un rimorchio estendibile di 47 metri.

Raggio 15 metri.

2.1 LE MACCHINE EOLICHE

Le macchine eoliche sono classificabili a seconda di diversi parametri, sia dimensionali, sia di assetto sia dell’uso specifico della macchina eolica.

In particolare, a seconda dell’utilizzo finale, le macchine eoliche possono essere suddivise in:

-Aeromotori, che movimentano materiali (aeropompe), macinato/frantumato materili (mulini) e azionano macchine operatrici in genere come motori primi eolici una catena puramente cinematica che trasforma l’energia meccanica del vento in energia meccanica dell’asse di rotazione.

-Aerogeneratori, che effettuano la conversione dell’energia meccanica del vento in energia elettrica continua o alternata; gli aerogeneratori sono le macchine eoliche per definizione che possono essere utilizzate anche per alimentare direttamente macchine operatrici azionate da motori elettrici.

In funzione della posizione dell’asse di rotazione, la macchina eolica può classificarsi:

-ad asse orizzontale (HAWT=Horizontal Axis Wind Turbine);

-ad asse verticale (VAWT= Vertical Axis Wind Turbine).

A seconda della taglia di potenza, inoltre, le macchine eoliche possono essere:

-di piccola taglia, rotore di diametro inferiore a 20m e potenza inferiore a 100 kW;

-di media taglia, rotore con diametro tra 20 e 50 m e potenza compresa tra 100 e 800 kW;

-di grande taglia, con rotore di diametro maggiore di 50 m e potenza superiore a 1000 kW

In funzione della velocità assunta dal rotore le macchine eoliche possono essere di tipo lento o di tipo veloce, mentre in funzione del numero di pale di cui il rotore è dotato le macchine eoliche possono essere multipala (ad elevata solidità) o a bassa solidità (da 1-3 pale).

Ultimamente le macchine eoliche sono anche classificate in base al regime di velocità di rotazione (velocità variabile o velocità fissa) ed in funzione del tipo di generatore elettrico (sincrono, con circuito di eccitazione o a magneti permanenti, oppure asincrono).

Altre variabili utili alla classificazione riguardano, per esempio, la tipologia della torre di sostegno (metallica tubolare, a traliccio, in cemento) e – con particolare riferimento alle macchine ad asse orizzontale – al tipo di progetto delle macchine: soft o hard (rigidezza del rotore).

Gli aerogeneratori più diffusi hanno in genere un rotore composto da tre pale che funziona sopra vento con regolazione del passo ed imbardata attiva. Le pale sono realizzate con resine di poliestere ed epossidiche rinforzate con fibra di vetro. Ciascuna pala consiste di due gusci connessi ad un’asta. Un inserto speciale in alluminio connette la pala al suo supporto, il quale a sua volta è imbullonato al mozzo tramite una ralla. L’asse di rotazione del mozzo è connesso direttamente o attraverso un moltiplicatore di giri al generatore elettrico. Il sistema di controllo del passo mantiene la potenza nominale alle alte velocità del vento mentre ottimizza la potenza in uscita alle basse velocità ottimizzando l’angolo in funzione del vento. Tutte le funzioni dell’aerogeneratore sono monitorate e controllate da una unità di controllo a microprocessori. La variazione del passo delle pale è realizzata da un sistema idraulico, lo stesso che eroga pressione al sistema frenante. Il controllo di imbardata viene attuato da due motori elettrici che ingranano una grande ruota dentata montata sulla sommità della torre di sostegno dell’’erogeneratore. Il cuscinetto di imbardata è costituito da un sistema a strisciamento con frizione incorporata. Una copertura in fibra di vetro rinforzata protegge tutti i componenti posti all’interno della navicella. L’accesso alla navicella è possibile tramite una apertura centrale , indipendente dalla posizione rotante della navicella rispetto alla torre.

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Fig. 2.1 Spaccato della navicella

 

Per quanto riguarda le caratteristiche degli aerogeneratori, si riportano nell’Appendice del presente Capitolo i principali dati relativi alle macchine, sia di media che di grande taglia.

                                                            2.2     I PRODUTTORI DI MACCHINE

La Tab. 2.1 elenca i principali produttori di macchine, la maggior parte appartenenti all’Europa ed in particolare alla Danimarca, possono essere evidenziati:

Tab. 2.1 Principali produttori di macchine eoliche

BONUS ENERGY A/S
Borupvej 16
DK-7330 Brande, Denmark
Tel: +45 9942 2222 – Fax: +45 9718 3086
E-mail: bonus@bonus.dk – Web: http://www.bonus.dk/
Turbine sizes: 600 kW, 1000 kW, 1300 kW, 2000 kW
ENERCONENERCON GmbH, International                                ENERCON GmbH
Otto-Lilienthal-Str. 25                                                 Hauptstraße 12
D-28199 Bremen                                                       D-95145 Oberkotzau
Telefon (04 21) 244 1520                                           Telefon (0 92 86) 96 47 70
Fax (04 21) 244 1539                                                Fax (0 92 86) 96 47 712
e-mail: sales.international@enercon.de             http://www.enercon.de/
GENERAL ELECTRICAmerican Sales Headquarters & Wind Turbine Manufacturing Facility13000 Jameson Road
Tehachapi, CA 93561, USA
T. +1 661 823 6700
F. +1 661 822 7880
e-mail: windenergy.usa@ps.ge.com                 www.gepower.com
LAGERWAY Hanzeweg 31
3771 NG Barneveld
The NetherlandsPhone general  +31 (0) 342 402 000Fax general     +31 (0) 342 402 099E-mail                   sales@lagerwey.nl                    http://www.lagerwey.nl/ 

 

 

NEG Micon A/S
Alsvej 21
DK-8900 Randers, Denmark
Tel: +45 8710 5000 – Fax: +45 8710 5001
E-mail: mail@neg-micon.dk – Web: www.neg-micon.dk
Turbine sizes: 600/150, 750/175, 1000/200 kW, 1500 kW, 2000 kW, 2500 kW
Nordex A/S
Svindbaek
DK-7323 Give, Denmark
Tel: +45 7573 4400 – Fax: +45 7573 4147
E-mail: nordex@nordex.dk – Web: www.nordex-online.com
Turbine sizes: 600, 800, 1000, 1300, 2500 kW
  Vestas Wind Systems A/S
Smed Sørensens Vej 5
DK-6950 Ringkøbing, Denmark
Tel: +45 9675 2575 – Fax: +45 9675 2436
E-mail: vestas@vestas.dk – Web: www.vestas.dk
Turbine sizes: 660, 660/200, 1650/300 kW, 850 kW, 1750 kW, 2000 kWIn Italia, a Taranto, opera l’affiliata di Vestas:
IWT – Italian Wind Technology srl
Attività: Vendita, produzione, installazione, e commissioning, manutenzione e service di impianti eolici
Via Ariosto, 12 – 74100 Taranto
tel. 099 4606111 fax 099 4606333
e-mail: vestas@vestas-iwt.it

Le differenze tecniche più importanti tra i principali produttori sono che le macchine ENERCON e le nuove macchine VESTAS hanno il controllo di passo e la velocità variabile, invece NEC Micon, Bonus Nordex e General Electric hanno il controllo per stallo.

La differenza tra Vestas ed Enercon, le più diffuse in Europa, è che la seconda non ha il moltiplicatore di giri e quindi la Enercon risulta teoricamente più semplice meccanicamente, ma più complessa perché deve avere un generatore sincrono multipolare (infatti vel = freq x 60 / n) e un convertitore di frequenza che disaccoppia la macchina dalla rete e quindi robusti cuscinetti che garantiscano il mantenimento della distanza tra rotore e statore (traferro) anche in condizioni di forti sollecitazioni del vento. Le macchine a velocità variabile hanno in genere un generatore sincrono, non possono quindi essere connesse direttamente a rete e necessitano di un convertitore di interconnessione; più raramente hanno un generatore asincrono ma in questo caso necessitano di un convertitore più complesso.

Le macchine a velocità fissa, tipicamente ricorrono al generatore asincrono, quindi con una manovra più semplice effettuano il parallelo alla rete ma necessitano di un banco di condensatori di rifasamento.

La differenza tra macchine con controllo per stallo e quelle con controllo del passo è che le turbine con regolazione per stallo hanno le pale fermamente collegate col rotore e la produzione della massima potenza è controllata dallo stallo delle pale. Ovvero il profilo delle pale è tale che l’incidenza del vento, superata una certa soglia massima, non aumenta più il momento torcente e c’è quindi un limite alla potenza in uscita. Lo stallo come metodo di regolazione di potenza delle turbine è basato sui principi dell’aerodinamica, ben nota dalle prime esperienze aeronautiche. Si tratta quindi di un sistema intrinseco di controllo legato alla geometria aerodinamica della pala.

La regolazione del passo, permette alle pale di ruotare rispetto al loro asse, di regolare quindi l’incidenza con la massa di aria che le investe e di regolare così la potenza del generatore. Inoltre consente di regolare la velocità del rotore in caso di non connessione del generatore. Si tratta quindi di un sistema ‘attivo’ di controllo.

Le curve di potenza di due macchine con questi due tipi di regolazione risultano quindi diverse, come mostrato in Figura 2.8:

eolico30

 

Fig. 2.8 Curve di potenza per macchine con controllo di passo o di stallo

Per la turbina con regolazione del passo, la potenza massima o potenza nominale è la linea orizzontale (mantenuta costante dal pitch system); per quella regolata con stallo invece, dopo aver raggiunto il massimo, con una certa velocità di vento, la linea della potenza massima ha una caduta, dovuta alla natura dello stallo.

Entrambi i tipi di turbina hanno vantaggi e svantaggi.

Il vantaggio più evidente per lo stallo è che si tratta di un controllo intrinseco nella macchina.

La lista che segue propone alcuni vantaggi riscontrabili con la regolazione del pitch:

– fermata del rotore: si ruotano le pale, si portano in posizione di non resistenza col vento (noncritical wind speed) e i freni meccanici fanno degli sforzi minimi.

– controllo attivo: ottimizzazione della potenza intorno al valore nominale regolando l’incidenza delle pale al vento.

– regolazione della velocità del generatore prima della regolazione della produzione di potenza.

– uno start-up anche con velocità del vento modesta: diversamente da quelle per stallo le cui pale sono disegnate per ottimizzare l’impatto con un vento con velocità più alta.

– la potenza può essere limitata: permanentemente o temporaneamente per motivi strategici.

– la potenza può essere nominale (massima) per un grande intervallo della scala della velocità del vento.

E’ anche da considerare che le turbine quando escono dalla fabbrica devono poter essere installate, con le minor modifiche rispetto lo standard, a livello del mare o in quota, con diverse rugosità del terreno, o con diverse situazioni metereologiche, è quindi importante avere una macchina versatile e la regolazione del passo permette molte più scelte rispetto lo stallo.

Considerando la tipologia dei siti italiani, di orografia particolarmente complessa, le macchine con la tipologia per stallo risultano meno performanti.

Con riferimento alle nuove macchine di grande taglia può essere opportuno mettere in evidenza che in Italia sono state installate (vedi Fig. 3.9) ad oggi solo sette macchine da 1750 kW (di tipo Vestas V66) in Sardegna, località Altanurra (NU), da Enel-Green Power, ed ancora nessuna installazione è avvenuta per macchine di taglia più grande (installate invece in Germania e in Danimarca).

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Fig. 2.9a Macchine di grande taglia installate in Sardegna

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Fig. 2.9b

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Fig. 2.9c

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Fig. 2.9d Macchine di grande taglia installate in Sardegna

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Fig. 2.9e Installazione rotore in Sardegna

 

3.  APPENDICE

                                   CARATTERISTICHE DI MACCHINE EOLICHE DI MEDIA E GRANDE TAGLIA

LE MACCHINE DI MEDIA TAGLIA

 

LA MACCHINA DA 660 kW:

 

Vestas V47 – 660 kW  eolico16eolico17 
                               Rotore  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Diametro: 47 m
Area spazzata: 1.735 mq
Velocità di rotaz: 28,5 rpm
Numero di pale: 3
Regolazione di potenza: Pitch/OptiSpeed
Freni aerodinamici: Three separate pitch cylinders
                Torre
Altezza:               40 – 45 – 50 – 55 m
         Dati operativi
Cut-in wind speed: 3,5 m/s
Nominal wind speed (2.000 kW): 15 m/s
Stop wind speed: 25 m/s
                   Generatore
           Tipo: Asincrono, con OptiSlip
        Potenza nominale: 660 kW
          Dati operativi:      50 Hz690 V1.515 – 1.650 rpm
                     Controllo
Tipo: controllo con microprocessore di tutte le funzioni della turbina con opzione di monitoraggio. Regolazione di potenza con   Opti Speed e regolazione passo con OptiTip.
                         Pesi
Navicella completaRotore V47 20400 kg7200 kg

Tab. 3.1 Specifiche Vestas V47 – 660 kW

 

LA MACCHINA DA 850 kW:

Vestas V52 – 850 kW  eolico18 

 

 

eolico19

 

Diametro: 52 m
Area spazzata: 2.124 mq
Velocità di rotaz: 26 rpm
Vel.rotaz.rotore a funzionamento intervallato: 14 – 31 rpm(variabile)
Numero di pale: 3
Regolazione di potenza: Pitch/OptiSpeed
Freni aerodinamici: Three separate pitch cylinders
                Torre
Altezza: 40- 49 – 55 – 60 –65 –74 –86m
         Dati operativi
Cut-in wind speed: 4 m/s
Nominal wind speed (2.000 kW): 15 m/s
Stop wind speed: 25 m/s
                   Generatore
           Tipo: Asincrono, con rotore avvolto
        Potenza nominale: 850 kW
          Dati operativi: 50 – 60 Hz690 V1.650 – 1944 rpm
                     Controllo
Tipo: controllo con microprocessore di tutte le funzioni della turbina con opzione di monitoraggio. Regolazione e ottimizzazione via Opti Speed e OptiTip.
                         Pesi
Torre: (40m)         (55m)           (65m)   (86m)36t             45t                 75t             107t
Navicella: 22t               22t                 22t               22t
Rotore: 10t               10t                 10t               10t
Totale:    68t             77t               107t             139t

Tab. 3.2 Specifiche Vestas V52 – 850 kW

 

LA MACCHINA DA 1000 kW:

 

BONUS – 1.0 MW  eolico34 

Conbistall è la combinazione di due sistemi di regolazione di potenza: regolazione del pitch (tra pale e rotore) e regolazione per stallo delle pale con forte vento.

 

 

                               Rotore  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tipo: 3-pale, asse orizzontale
Posizione: sopravento
Diametro: 54.2 m
Area spazzata: 2300 mq
Velocità di sincronismo: 22 / 15 rpm
Regolazione di potenza: Stallo
Angolazione:
                       Torre
Altezza: 45 – 50 – 60 – 70 m
              Dati operativi
Cut-in wind speed: 3 m/s
Nominal wind speed (2.000 kW): 15 m/s
Stop wind speed: 25 m/s
                   Generatore
           Tipo: Asincrono
        Potenza nominale: 1000 / 200 kW
          Dati operativi:     50 Hz690 V1.500 – 1.000 rpm
              Controllo
Tipo: controllo con microprocessore di tutte le funzioni della turbina. Completo con regolatori di potenza, protezioni e display per assistenza durante il funzionamento.
                         Pesi
Torre: (45m)         (50m)           (60m)   (70m)38t               44t               60t               93t
Navicella: 42t               42t                 42t             42t
Rotore: 27t               27t                 27t             27t
Totale:  107t     113t             129t             162t

Tab.3.3 Specifiche Bonus 1 MW

 

 

LE MACCHINE DI GRANDE TAGLIA

 

LA MACCHINA DA 1500 kW:

 

   NEG Micon NM64C – 1.5 MW  eolico35eolico36

eolico37

 

 

 

 

 

 

                   Rotore
Diametro: 64 m
Area spazzata: 3.217 mq
Velocità di rotaz: 17.3 rpm
Numero di pale: 3
Freno meccanico: Autoregistrante, a disinserimento idraulico
                       Torre
Altezza:               42 – 60 –68 – 80 m
         Dati operativi
Cut-in wind speed: 4 m/s
Nominal wind speed (2.000 kW): 15 m/s
Stop wind speed: 25 m/s
                   Generatore
           Tipo: a 2 velocità, raffredd. Ad acqua
        Potenza nominale: 1500 kW
          Dati operativi:       50 Hz3 x 690 V1000 – 1500 rpm
              Controllo
Tipo: controllo con microprocessore di tutte le funzioni della turbina con opzione di monitoraggio. Regolazione e ottimizzazione via Opti Speed e OptiTip.
                         Pesi
Torre: (42m)         (60m)           (68m)   (80m)59t             90t               110t             143t
Navicella: 43t             43t                 43t               43t
Rotore: 32t             32t                 32t               32t
Totale:  134t     165t               185t             218t

Tab.3.4 Specifiche NEG Micon NM64C – 1.5 MW

 

LA MACCHINA DA 1750 kW:

 

Vestas V66 – 1.75 MW  eolico38eolico39

 

 

 

                               Rotore  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Diametro: 66 m
Area spazzata: 3.421 mq
Velocità di rotaz: 21.3 rpm
Vel.rotaz.rotore a funzionamento intervallato: 10.5 – 24.4 rpm(variabile)
Numero di pale: 3
Regolazione di potenza: Pitch/OptiSpeed
Freni aerodinamici: Three separate pitch cylinders
                Torre
Altezza: 60 –67 –78 m
         Dati operativi
Cut-in wind speed: 4 m/s
Nominal wind speed (2.000 kW): 15 m/s
Stop wind speed: 25 m/s
                   Generatore
           Tipo: Asincrono, con rotore avvolto
        Potenza nominale: 1750 kW
          Dati operativi: 50 – 60 Hz690 V1.680 – 2016 rpm
                     Controllo
Tipo: controllo con microprocessore di tutte le funzioni della turbina con opzione di monitoraggio. Regolazione e ottimizzazione via Opti Speed e OptiTip.
                         Pesi
Torre: (60m)   (67m)   (78m)100t     120t             190t
Navicella: 57t               57t                 57t
Rotore: 23t               23t                 23t
Totale: 180t     200t               270t

Tab.3.5 Specifiche Vestas V66 – 1.75 MW

 

LA MACCHINA DA 1800 kW:

 

     ENERCON E66 – 1.8 MW  eolico40
                               Rotore  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tipo: 3-pale, asse orizzontale
Posizione: sopravento
Diametro: 70 m
Area spazzata: 3.848 mq
Velocità di rotazione: 10 / 22 rpmvariabile
Regolazione di potenza: Controllo del passo
                       Torre
Altezza: 65 – 85 – 98 – 114 m
         Dati operativi
Cut-in wind speed: 2,5 m/s
Nominal wind speed    15 m/s
Stop wind speed: 28 – 34 m/s
Livello di rumore:        103 dB (predefinito)
                   Generatore
                 Tipo: Sincrono
        Potenza nominale: 1800 kW
          Cuscinetti: Affusolati e cilindrici rotanti
                     Controllo
Tipo: controllo con microprocessore di tutte le funzioni della turbina Regolazione attiva del passo.
                         Pesi
Torre: (65m)         (85m)           (98m)         (114m)
Navicella:
Rotore:
Totale:

Tab.3.6 Specifiche Enercon E66 – 1.8 MW

 

LA MACCHINA DA 2000 kW:

 

Vestas V80 – 2.0 MW  eolico41eolico42

 

 

 

 

 

 

 

 

                               Rotore  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Diametro: 80 m
Area spazzata: 5.027 mq
Velocità di rotaz: 16.7 rpm
Vel.rotaz.rotore a funzionamento intervallato: 9-19 rpm(variabile)
Numero di pale: 3
Regolazione di potenza: Pitch/OptiSpeed
Freni aerodinamici: Three separate pitch cylinders
                Torre
Altezza:               60 –67 –78 – 100 m
         Dati operativi
Cut-in wind speed: 4 m/s
Nominal wind speed (2.000 kW): 15 m/s
Stop wind speed: 25 m/s
                   Generatore
           Tipo: Asincrono, con rotore avvolto
        Potenza nominale: 2000 kW
          Dati operativi: 50 – 60 Hz690 V1.915 – 2300 rpm
                     Controllo
Tipo: controllo con microprocessore di tutte le funzioni della turbina con opzione di monitoraggio. Regolazione e ottimizzazione via Opti Speed e OptiTip.
                         Pesi
Torre: (60m)         (67m)           (78m)         (100m)110t             130t             170t             220t
Navicella: 61t               61t                 61t               61t
Rotore: 34t               34t                 34t               34t
Totale:  205t     225t               265t             315t

Tab.3.7 Specifiche Vestas V80 – 2 MW

 
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