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POLITECNICO DI MILANO Scuola di Ingegneria Industriale e dell’Informazione Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Elettrica ALIMENTAZIONE DIRETTA DA FONTI RINNOVABILI DEI SISTEMI FERROVIARI 3 kVcc Relatore: Prof. Morris Brenna Tesi di Laurea Magistrale di: Gaetano Belluccio Matr. 822967 Anno Accademico 2014-2015 Ringraziamenti Desidero ringraziare il Prof. Morris Brenna, relatore di questa tesi, per la grande disponibilità dimostratami e per tutti i preziosi consigli che mi ha fornito nel corso del lavoro di ricerca che ha portato alla stesura di questo elaborato. In particolar modo, desidero ringraziare i miei genitori, per avermi concesso la bellissima opportunità di intraprendere la carriera universitaria in una città lontana da casa e per il loro fondamentale sostegno, sempre presente. Ringrazio mia sorella che si è sempre preoccupata di starmi vicino e di assicurarmi dei momenti di svago tra le numerose ore di studio. Desidero ringraziare Margherita Tancredi, la sua costante vicinanza ed il suo indispensabile sostegno mi hanno permesso di raggiungere questo traguardo. Ringrazio inoltre tutti i parenti sempre presenti nel garantirmi un supporto morale durante il percorso universitario. Esprimo infine la mia sincera gratitudine agli amici e compagni di studio per essermi stati vicini nei momenti difficili e soprattutto in quelli felici. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 1 INDICE INTRODUZIONE ........................................................................................................................................... 5 CAPITOLO 1: STORIA DEL TRASPORTO FERROVIARIO ................................................................. 6 1.1 SISTEMA DI ALIMENTAZIONE FERROVIARIO ITALIANO..................................................................................11 1.1.1 LE LINEE PRIMARIE .............................................................................................................................................. 12 1.1.2 LE SOTTOSTAZIONI ELETTRICHE DI CONVERSIONE ............................................................................................. 13 1.1.3 LE LINEE DI CONTATTO ........................................................................................................................................ 47 1.1.4 IL CIRCUITO DI RITORNO .................................................................................................................................... 60 1.2 SISTEMA DI ELETTRIFICAZIONE A 25 kV IN CORRENTE ...................................................................................66 CAPITOLO 2: IL CARICO FERROVIARIO ........................................................................................... 72 2.1 CONSUMI ENERGETICI NEL TRASPORTO FERROVIARIO ITALIANO ........................................................................74 2.2 EMISSIONI DI GAS SERRA NEL TRASPORTO FERROVIARIO ...................................................................................77 CAPITOLO 3: LE FONTI RINNOVABILI DI ENERGIA ...................................................................... 79 3.1 ENERGIA IDROELETTRICA .....................................................................................................................................81 3.1.1 COSTO IMPIANTO IDROELETTRICO ..................................................................................................................... 86 3.1.2 IMPATTO AMBIENTALE IDROELETTRICO ............................................................................................................. 87 3.1.3 MERCATO MONDIALE IDROELETTRICO ............................................................................................................... 89 3.2 ENERGIA EOLICA ..................................................................................................................................................91 3.2.1 COSTI IMPIANTO EOLICO .................................................................................................................................... 99 3.2.2 IMPATTO AMBIENTALE EOLICO ........................................................................................................................ 101 3.2.3 MERCATO MONDIALE EOLICO .......................................................................................................................... 103 3.3 ENERGIA GEOTERMICA ......................................................................................................................................105 3.3.1 COSTI IMPIANTO GEOTERMICO ....................................................................................................................... 109 3.3.2 IMPATTO AMBIENTALE GEOTERMICO ............................................................................................................. 110 3.3.3 MERCATO MONDIALE GEOTERMICO ............................................................................................................... 112 3.4 ENERGIA DA BIOMASSE .....................................................................................................................................113 3.4.1 COSTI IMPIANTO A BIOMASSE ......................................................................................................................... 115 3.4.2 IMPATTO AMBIENTALE BIOMASSE................................................................................................................... 116 3.4.3 MERCATO MONDIALE BIOMASSE ..................................................................................................................... 117 3.5 ENERGIA SOLARE FOTOVOLTAICA .....................................................................................................................118 3.5.1 COSTI IMPIANTO FOTOVOLTAICO .................................................................................................................... 128 3.5.2 IMPATTO AMBIENTALE FOTOVOLTAICO .......................................................................................................... 130 3.5.3 MERCATO MONDIALE FOTOVOLTAICO ............................................................................................................ 131 3.6 ALIMENTAZIONE RETE FERROVIARIA DA FONTI RINNOVABILI ...........................................................................134 Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 2 CAPITOLO 4: DESCRIZIONE DEL PROGETTO IN ESAME ............................................................ 140 4.1 POSSIBILE SITO DI INSTALLAZIONE DELL’ IMPIANTO FOTOVOLTAICO ...............................................................140 4.2 DATI RELATIVI ALLA RADIAZIONE SOLARE DEL SITO ..........................................................................................142 4.3 CARATTERISTICHE TECNICHE IMPIANTO ...........................................................................................................144 4.4 LAYOUT CENTRALE FOTOVOLTAICA ..................................................................................................................154 4.5 CONVERTITORI DC-DC BOOST ............................................................................................................................159 4.6 SISTEMI DI PROTEZIONE ....................................................................................................................................171 4.7 SISTEMI DI MANOVRA O SEZIONAMENTO .........................................................................................................173 4.8 SISTEMI DI MISURA E MONITORAGGIO .............................................................................................................174 4.9 SCHEMA DI CONNESSIONE DELLA CENTRALE FOTOVOLTAICA ............................................................................174 4.10 STUDIO DI FATTIBILITA’ TECNICO-ECONOMICO...............................................................................................176 CONCLUSIONI .......................................................................................................................................... 181 BIBLIOGRAFIA......................................................................................................................................... 184 Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 3 ABSTRACT I cambiamenti climatici, l’aumento del prezzo del petrolio e le elevate emissioni di CO2 hanno riacceso, negli ultimi anni, l’interesse per le fonti energetiche rinnovabili applicate soprattutto al settore dei trasporti: allo stato attuale è pertanto necessario ridurre il consumo dei combustibili fossili. Le energie rinnovabili, in quanto tali, rinnovano la loro disponibilità in tempi brevi e producono un inquinamento ambientale trascurabile. L’energia fotovoltaica, nonostante i suoi costi in rapida diminuzione, stenta ad affermarsi a causa degli elevati costi iniziali d’investimento. L’argomento trattato è stato diviso in tre sezioni principali: la prima riguarda un’introduzione e descrizione dei sistemi di alimentazione ferroviaria focalizzando l’attenzione sullo schema italiano 3 kV corrente continua. La seconda si occupa di illustrare le fonti rinnovabili maggiormente utilizzate ed analizzare costi, impatto ambientale e mercato mondiale. La terza parte, invece, riguarda il dimensionamento di un impianto fotovoltaico da connettere alla tratta ferroviaria 3 kV corrente continua e della successiva valutazione tecnico-economica dell’investimento. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 4 INTRODUZIONE I sistemi elettrici dedicati ai trasporti sono da sempre in forte evoluzione, al fine di sopperire a esigenze sempre più importanti per quanto riguarda l’aumento della potenzialità delle linee e il raggiungimento di standard sempre più elevati in termini di sicurezza e affidabilità della circolazione ferroviaria. Dato che il sistema italiano a 3 kV in corrente continua sembrava aver raggiunto il massimo delle proprie potenzialità, si è sentita la necessità di introdurre un impianto completamente nuovo: “Il sistema Alta Velocità”. Questa nuova soluzione ha consentito sia collegamenti più frequenti, veloci e confortevoli tra i grandi centri urbani dove si concentra oltre il 65% della domanda di mobilità, sia di migliorare il traffico regionale e metropolitano cui sarà interamente dedicata la rete convenzionale. Contrariamente a quanto appena espresso, però, presenta lo svantaggio sia per quanto riguarda i costi, sia per quanto riguarda lo sfruttamento delle infrastrutture già esistenti. Con questo lavoro si vuole affrontare la sfida di aumentare le potenzialità e l’efficienza energetica delle linee in corrente continua esistenti, sfruttando le Energie Rinnovabili. Il sistema proposto è basato sulla connessione di un impianto fotovoltaico direttamente in corrente continua alla linea di contatto 3 kV alimentata dalla sottostazione elettrica di conversione (SSE) di Milano-Bovisa, esteso nella zona limitrofa. Oggetto di questo lavoro è quindi quello di trovare una soluzione alternativa, che sia in grado di competere con il nuovo sistema attualmente in costruzione. Per comprendere bene però le peculiarità del sistema ferroviario italiano e le scelte che hanno portato alle attuali caratteristiche tecniche è opportuno richiamarne brevemente la storia. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 5 CAPITOLO 1: STORIA DEL TRASPORTO FERROVIARIO I primi sistemi, impiegati in genere per lo spostamento delle merci ma anche per le persone nelle antiche tranvie cittadine, sono stati quelli a trazione animale (generalmente con cavalli ma a volte anche con buoi). Grazie alla rivoluzione industriale del Diciottesimo secolo, era giunta alla ribalta la grande forza che il vapore era in grado di sprigionare. Si pensò quindi di applicarla a un veicolo, per rendere i trasporti di persone e di merci più veloci e meno difficoltosi. I primi tentativi portarono, nel 1804, grazie all'inventore inglese Richard Trevithick, alla nascita della prima locomotiva a vapore (Figura 1), operante nella miniera di Pennydarren, nel Galles. Figura 1 : Modello di prima locomotiva a vapore La trazione a vapore fece presto emergere le proprie difficoltà legate non solo alle prestazioni e rendimento delle locomotive ma soprattutto all’inquinamento ambientale provocato dai fumi e polveri combuste. Da allora innumerevoli furono le migliorie apportate, giungendo nel 1869 al primo veicolo mosso da motore elettrico con alimentazione da linea di contatto, entrato in servizio sulla tranvia del Gramme, in Usa (Figura 2). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 6 Figura 2 : Prima locomotiva elettrica con alimentazione da linea di contatto. Dopo le prime applicazioni della trazione elettrica, ci si rese conto della possibilità di utilizzare la trazione termica con motori a benzina, a nafta o a gas. Le due soluzioni, elettrica e termica, si svilupparono poi in modo parallelo, tanto che ancora oggi, a parte in qualche zona dell’Africa e dell’Asia, dove vengono utilizzate locomotive a vapore, la trazione ferroviaria è quasi esclusivamente o Diesel o elettrica. In Italia i primi tram elettrici in corrente continua fecero la loro comparsa solo nel 1890 nelle città di Roma e di Firenze. Nel 1899 venne inaugurata la tranvia Milano - Monza e, successivamente, ne venne installata una tra Bologna e San Felice. Alla fine del secolo si sviluppò, oltre che il sistema a corrente continua, quello a corrente alternata trifase a bassa frequenza, che utilizzava per l’alimentazione 2 fili di contatto e le rotaie come terza fase. I veicoli utilizzati nei due sistemi elettrici erano ovviamente diversi. Il sistema trifase a bassa frequenza alimentava mezzi di trazione dotati solitamente di due motori asincroni a rotore avvolto, mentre quello in corrente continua alimentava locomotive dotate di motori a collettore con eccitazione serie. Il sistema in corrente continua e il sistema trifase a frequenza ferroviaria subirono, fino agli anni ‘30, uno sviluppo parallelo, non riuscendo nessuno dei due a prevalere sull’altro dal punto di vista tecnico - economico. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 7 Solo dopo l’esperimento, tenutosi nel 1928, della linea Benevento – Foggia, alimentata a 3000 V in corrente continua (Figura 3), fu chiara la superiorità di questa tipologia di alimentazione rispetto al sistema trifase a frequenza ferroviaria, che venne da allora abbandonato. Figura 3 : Locomotiva alimentata a 3000 V in corrente continua della linea Benevento-Foggia. La strada del sistema trifase a frequenza ferroviaria era stata originariamente imboccata per due ragioni principali: la robustezza dei motori asincroni e la facilità con la quale poteva essere effettuato il recupero dell’energia in frenata a velocità leggermente superiori a quella di sincronismo. I limiti del sistema trifase risultarono però ben presto molto evidenti. Vi era una grande difficoltà nella regolazione della velocità, dato che questa è strettamente legata al numero di giri del motore. La scelta di una frequenza inferiore a quella industriale (resa necessaria dalle caratteristiche del motore asincrono trifase) richiedeva la realizzazione di appositi impianti di produzione e di trasporto dell’energia, comportando quindi un grande investimento economico iniziale. La doppia linea di contatto creava poi forti inconvenienti meccanici al raggiungimento di velocità superiori a 100 km/h e inoltre la sua manutenzione era abbastanza problematica. Questi motivi fecero optare per l’abbandono del sistema trifase. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 8 Del sistema in corrente continua molto apprezzata era la facilità di regolazione della velocità, dovuta intrinsecamente alla caratteristica meccanica del motore a collettore, ma realizzabile anche attraverso semplici apparecchiature elettromeccaniche (reostato). Non vi era poi la necessità di creare un sistema apposito per la produzione e il trasporto dell’energia, dato che era possibile utilizzare quello industriale attraverso sottostazioni di conversione corrente alternata / corrente continua. L’inconveniente principale risiedeva però nel valore di tensione abbastanza contenuto che era possibile utilizzare con la tecnologia a disposizione, che si traduceva in elevate correnti, elevate sezioni dei conduttori e forti cadute di tensioni in linea. Ciò nonostante il sistema risultò alla fine più conveniente dal punto di vista tecnico ed economico rispetto a quello trifase, tanto da essere definitivamente adottato. L’avvio al passaggio definitivo al sistema in corrente continua si ebbe in occasione della ricostruzione degli impianti distrutti nella seconda guerra mondiale. Solo nel esistenti e soltanto nel 1976 il processo si poté ritenere concluso. Da allora numerose sono state le migliorie apportate al sistema ferroviario italiano a corrente continua, mosse da esigenze sempre più impellenti per quanto riguarda la sicurezza, la velocità di percorrenza e l’affidabilità del trasporto. A tal proposito basti pensare alle migliorie subite dai gruppi di conversione, un tempo dotati di valvole ai vapori di mercurio e oggi invece formati da diodi al silicio, dei sistemi di rilevazione ed eliminazione dei guasti, dei sistemi di gestione delle sottostazioni elettriche, oggi completamente comandate in telecontrollo da un posto centrale e l’introduzione degli azionamenti elettronici che hanno permesso di disaccoppiare le caratteristiche elettriche dell’impianto da quelle dei motori, permettendo un’ottimizzazione delle prestazioni degli apparati di trazione. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 9 Dato che i limiti tecnici in termini di potenzialità delle linee e di velocità di percorrenza del sistema in corrente continua sembravano ormai quasi insormontabili, si è sentita la necessità di rivoluzionare il panorama del trasporto ferroviario, andando a sviluppare il sistema Alta Velocità / Alta Capacità (Figura 4). Figura 4 : Linea Alta Velocità del sistema ferroviario Italiano. In linea generale, questo prevede la costruzione di un’infrastruttura ferroviaria completamente nuova, in quanto l’alimentazione dei convogli, le cui velocità risultano essere superiore ai 300 km/h, viene effettuata in corrente alternata monofase a 50 Hz col noto sistema 2 × 25 kV. Le sue caratteristiche consentono una riduzione notevole delle correnti di linea, con benefiche conseguenze sulle cadute di tensione e sui sistemi di protezione, permettendo anche un aumento importante della potenzialità delle linee. Oggi la rete italiana consta di 22.933 km di binari elettrificati in corrente continua e 1.350 km dedicati al sistema Alta Velocità, sviluppando un volume di traffico pari a 316 milioni di treni per km/anno. Questi numeri sono in continua crescita, giustificando sia la continua introduzione di migliorie tecniche più o meno evidenti, ma tutte fondamentali per un esercizio sempre più sicuro e affidabile, sia la ricerca di nuovi sistemi che permettano un aumento della potenzialità delle linee esistenti. Conclusa questa breve parentesi storica, si vuole descrivere in dettaglio il sistema elettrico ferroviario italiano in corrente continua, cominciando dall’alimentazione in alta tensione fino ad arrivare alla linea di contatto. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 10 1.1 SISTEMA DI ALIMENTAZIONE FERROVIARIO ITALIANO Come tutti i sistemi elettrici dedicati ai trasporti, il sistema ferroviario italiano si compone di una rete di alimentazione, di posti di conversione e di circuiti di alimentazione dei convogli (Figura 5). Le principali componenti del sistema elettrico ferroviario italiano sono: 1) Le Linee Primarie (LP); 2) Le Sottostazioni Elettriche di Conversione (SSE); 3) La Linea di Contatto (LdC); 4) Il Circuito di ritorno (CdR). Figura 5 : Schema rappresentativo di un sistema elettrico ferroviario Italiano. Le linee primarie sono collegate alla rete di distribuzione nazionale e hanno lo scopo di fornire energia ad alta tensione alle SSE, rendendo conveniente la trasmissione su lunghe distanze. Nelle SSE la tensione subisce una doppia trasformazione: in primo luogo un abbassamento attraverso trasformatori e in seguito un raddrizzamento mediante ponti di Graetz trifasi. Quindi mediante gli alimentatori, viene fornita energia alla linea di contatto, dalla quale i mezzi di trazione captano corrente, che rientra nella SSE attraverso il circuito di ritorno. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 11 1.1.1 LE LINEE PRIMARIE Per linee primarie si intendono le linee elettriche a tensione superiore a 1 kV a corrente alternata a frequenza industriale di 50 Hz. La Ferrovia dello Stato (FS) le classifica in 3 livelli a seconda del valore di tensione nominale della linea: LIVELLO TENSIONE NOMINALE (kV) IMPIEGO 1° 1 < Vn ≤ 30 Alimentazione SSE in MT 2° 30 < Vn ≤ 120 Alimentazione SSE in AT 3° 120 < Vn ≤ 220 Le LP di primo livello vengono alimentate dalle SSE, e forniscono energia agli impianti ausiliari del sistema ferroviario (illuminazione, officine, ecc.). Quelle di secondo e terzo livello collegano invece la rete di trasmissione nazionale alle SSE. Sia per le linee in AT che per quelle in MT sono utilizzate normalmente linee aeree come mostrato in Figura 6 e l’utilizzo di cavi è limitato a rari casi [1] e [2]. Figura 6 : Linee primarie di alimentazione delle SSE. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 12 1.1.2 LE SOTTOSTAZIONI ELETTRICHE DI CONVERSIONE Le Sottostazioni Elettriche (SSE) sono gli impianti dediti alla conversione dei parametri dell’energia proveniente da una o più linee primarie, al fine di alimentare opportunamente le linee di contatto e, conseguentemente, i mezzi di locomozione. Una generica SSE può essere suddivisa in 3 grandi zone (Figura 7): 1) Zona Alta Tensione (in corrente alternata); 2) Zona a 3 kV in corrente continua al chiuso; 3) Zona a 3 kV in corrente continua all’aperto. Figura 7 : Esempio di SSE di RFI per alimentare le linee ferroviarie FS a 3kVcc. Questi impianti hanno subito nel corso degli anni notevoli cambiamenti, dovuti sia a un’evoluzione tecnologica sempre più spinta, sia a requisiti sempre più rilevanti in termini di affidabilità di esercizio e sicurezza. In passato era molto diffusa l’alimentazione della SSE a 66 kV, anche se ora risulta essere quasi del tutto scomparsa, rimpiazzata dalle linee primarie a 132 kV o 150 kV. Frequente era anche il caso in cui sia il reparto AT che quello a 3 kV fossero sistemati all’interno di un edificio. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 13 La SSE era in tal caso definita di tipo chiuso. Oggi invece solitamente il reparto AT è collocato all’aperto e la SSE viene per questo motivo denominata di tipo misto. Inoltre, un sempre più largo utilizzo di sistemi di telecontrollo, rende non più necessaria la presenza di personale all’interno delle SSE, che risultano quindi impresenziate. Questo processo è in fase di ulteriore sviluppo con l’adozione del Dirigente Operativo Trazione Elettrica (DOTE), un posto centrale di controllo in grado non solo di sorvegliare e gestire le SSE e le cabine TE, ma anche le linee primarie e le linee di contatto in parti di rete sempre più ampie. La presenza delle sale gru per il sollevamento dei trasformatori non è più necessaria, dato che questi non vengono più ispezionati e riparati sul posto. Dagli anni ‘70 anche lo schema di potenza delle SSE ha subito una notevole semplificazione, adottando raddrizzatori con diodi al silicio al posto delle valvole al mercurio. Notevoli migliorie hanno subito le condizioni di sicurezza per il personale, grazie a una diversa disposizione delle apparecchiature nei locali e l’adozione di sistemi di blocco elettrici e di segnalazione. Negli ultimi anni si sta anche affrontando il tema dell’impatto ambientale che una SSE può recare e i possibili danni alle persone dovuti all’inquinamento elettromagnetico. In questo senso si sta sviluppando sempre più l’impiego di scomparti modulari per le apparecchiature delle SSE, che utilizzano non più collegamenti mediante linee aeree o sbarre, ma linee in cavo. COLLEGAMENTO DELLE SSE ALLE LINEE PRIMARIE Gli schemi di collegamento delle SSE alle linee primarie hanno seguito una graduale evoluzione, diventando man mano più complessi e consentendo sempre più una flessibilità di esercizio dell’impianto. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 14 Una prima fondamentale suddivisione è data dalla differenza tra collegamento in serie e collegamento in derivazione: Figura 8 : Tipologie di collegamento di una SSE a) in SERIE, b) in parallelo. Con la prima configurazione la SSE può essere alimentata da una delle due linee primarie o da entrambe (figura 8a), garantendo quindi la continuità di esercizio in caso di guasto su una delle due tratte. La seconda prevede l’alimentazione della SSE da un’unica linea primaria (figura 8b), prediligendo la semplicità di impianto rispetto alla continuità di esercizio. Le principali configurazioni per il collegamento serie sono rappresentate nelle successive figure: Figura 9 : Schema di collegamento di una SSE in serie con singola sbarra. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 15 Questo primo schema prevede la presenza di due linee primarie, che insistono su una singola sbarra (Figura 9). Risulta abbastanza semplice, data la presenza di una sola sbarra, ma viene meno la flessibilità di esercizio della SSE, in quanto non è possibile alimentare ogni gruppo con una linea differente. Altra configurazione simile può presentarsi nel seguente modo: Figura 10 : Schema di collegamento di una SSE in serie con doppia sbarra. Il secondo schema prevede sempre la presenza di due linee primarie distinte, che insistono però su una doppia sbarra, consentendo di collegare la linea primaria in entrata con quella in uscita e contemporaneamente di alimentare la SSE con una o entrambe le linee (Figura 10). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 16 Negli schemi unifilari sono rappresentati anche gli organi di protezione della linea, il cui significato è spiegato nella seguente tabella: SIMBOLO TIPO DI PROTEZIONE DESCRIZIONE S1 Sezionatore Sezionatore di linea in entrata e in uscita Ssb Sezionatore Sezionatore della sbarra lato A o lato B St Sezionatore Sezionatore di sicurezza di terra Sg Sezionatore Sezionatore di gruppo I1 Interruttore Interruttore di linea Ig Interruttore Interruttore di gruppo Tabella 1: Organi di protezione della linea primaria. Uno schema generale per il collegamento in derivazione si presenta invece nel modo seguente: Figura 11 : Schema di collegamento di una SSE in derivazione. Si nota in questo caso la necessità di avere un posto di sezionamento nella linea primaria, dal quale parte un’antenna che va ad alimentare la SSE. Il posto di sezionamento comprende 5 sezionatori: 2 per la linea primaria in entrata (uno è di sicurezza con lame di terra), 2 per la linea in uscita e 1 per l’antenna. Lo schema risulta poi analogo al precedente. Esistono poi molte altre configurazioni, che si adattano alle esigenze e alle varie tipologie di SSE esistenti [3] e [5]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 17 DISTANZIAMENTO DELLE SSE Per una corretta alimentazione della linea di contatto risulta fondamentale una corretta disposizione delle SSE lungo la linea ferroviaria. Il parametro fondamentale da considerare per un corretto dimensionamento è la potenza complessiva assorbita dai convogli nella tratta considerata, che dipende ovviamente dal numero di treni, dalla potenza assorbita dal singolo carico e dalla configurazione del tracciato. A titolo di esempio si riportano alcuni dati riguardanti la potenza assorbita da varie tipologie di mezzi di trazione a determinate velocità (Tabella 2): TIPOLOGIA CONVOGLIO Elettrotreno per linea AV Elettrotreno AV per servizio Treno Intercity Elettrotreno Trenord (Coradia Meridian) Treno Interregionale Treno Merci TIPOLOGIA LOCOMOTORE ETR 1000 ETR 500 VELOCITA’ (Km/h) 360 300 POTENZA ASSORBITA (MW) 9.8 8.8 ETR 600 250 5.5 E 402B 200 6.0 ETR 425 160 2,1 E 464 E 633 160 120 3.5 2.35 Tabella 2: Potenza assorbita (MW) da alcuni mezzi di trazione ferroviaria. La potenza installata in SSE dovrà essere superiore alla totale potenza assorbita dai carichi, per sopperire a eventuali sovraccarichi e per costituire una certa riserva. Con l’aumentare del traffico e della potenza assorbita dal singolo convoglio, si è reso necessario un adeguamento della potenza e del distanziamento delle SSE, accompagnato da un aumento della sezione dei conduttori della linea di contatto. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 18 La Tabella 3 riporta, invece, l’evoluzione degli standard adottati per le SSE da parte di FS, che rispecchiano quanto detto in precedenza: POTENZA (kW) VELOCITA’ MASSIMA DEI TRENI (Km/h) SEZIONE DEL RAME DELLA CATENARIA (mm2) 3600 160 440 5400 250 610 GRUPPI DI CONVERSIONE DISTANZIAMENTO SSE (Km) N° 20 2o3 12 3o4 TIPO A diodi al silicio A diodi al silicio Tabella 3: Standard adottati per le SSE da parte di FS. Dunque, per poter distanziare correttamente le SSE, è fondamentale conoscere la potenza complessiva assorbita dai convogli nella tratta ferroviaria considerata che dipende dalla densità di traffico e dal tipo di sistema di alimentazione ferroviario. ZONA ALTA TENSIONE Seguendo il flusso dell’energia, il reparto AT è il primo che si incontra provenendo dalle linee primarie. In esso avviene l’adeguamento del valore della tensione di alimentazione dei gruppi di conversione a livelli adatti alla trazione elettrica. Il confine di entrata del reparto è dato dalle strutture ad amarro sulle quali insistono le linee primarie, mentre quello di uscita è formato dagli isolatori passamuro che portano alla zona a 3 kV in corrente continua al chiuso. Il layout del reparto deve rispettare i vincoli dovuti al numero di linee primarie presenti, all’orografia del terreno, allo spazio a disposizione e alla sistemazione dei fabbricati. In ogni caso devono essere rispettate le distanze di sicurezza tra i vari componenti. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 19 Le principali apparecchiature presenti in questo reparto sono: Trasformatori di misura (TA e TV); Sezionatori (S); Interruttori (I); Scaricatori per AT (SC); Trasformatore di potenza (TP); Trasformatore dei servizi ausiliari (TSA). I vari componenti della zona AT possono essere illustrati nel seguente schema unifilare (Figura 12): Figura 12: Esempio di schema unifilare di un reparto AT. Al fine di una descrizione più semplice, si può considerare il reparto composto da due unità: la prima comprende tutte le apparecchiature comprese tra la linea primaria e le sbarre AT, mentre nella seconda ricadono tutti i dispositivi compresi tra quest’ultime e la parete d’ingresso del fabbricato contenente il reparto 3kVcc della SSE. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 20 Seguendo il flusso di potenza, si incontrano quindi nella prima unità il trasformatore di tensione TV, il sezionatore di linea Sl, il trasformatore di corrente TA, l’interruttore di linea Il (Figura 13), il sezionatore di sbarra Sb, e le sbarre AT . Figura 13: Rappresentazione di TV, sezionatori, TA e interruttori del reparto alta tensione. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 21 Nella seconda unità si incontrano invece il sezionatore del trasformatore AT/MT Sg, l’interruttore di macchina Ig, lo scaricatore SC, il trasformatore di potenza TP e il trasformatore dei servizi ausiliari TSA (Figura 14). Figura 14: Rappresentazione dello scaricatore, trasformatore di potenza e servizi ausiliari. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 22 I trasformatori di misura hanno il compito di rilevare le grandezze in ingresso alla SSE (tensione e corrente) e di mettere a disposizione una grandezza proporzionale che possa essere misurata. Essi sono montati su cavalletti metallici di altezza adeguata per evitare pericoli di tensioni di contatto. I sezionatori sono degli organi elettromeccanici che permettono di isolare in aria alcune parti del circuito, per potervi accedere senza pericolo. Le norme antinfortunistiche prevedono che, nel caso in cui si debbano eseguire lavori fuori tensione, il sezionamento del circuito sia ben visibile. Dunque il sezionatore deve dare un’indicazione visiva evidente e non deve prevedere il comando da dispositivi automatici, per evitare chiusure intempestive. La differenza principale rispetto agli interruttori si evidenzia nel fatto che i sezionatori non possono essere manovrati sotto carico, ma solo a circuito aperto. Nei reparti AT all’aperto, i sezionatori si presentano solitamente come tre colonnine di isolatori alettati per ogni fase. La colonna centrale, in grado di ruotare attorno al proprio asse, è solidale con la lama che porta il contatto mobile mentre le altre due sono sede dei contatti fissi. Questo tipo di sezionatore è detto trifase rotativo. A seconda delle esigenze di spazio, è possibile adottare due distinte configurazioni: la prima prevede che, a contatti chiusi, le lame delle tre fasi risultino parallele. Il sezionatore di dice in questo caso a lame affiancate (Figura 15). Figura 15: Sezionatore a lame affiancate del reparto alta tensione. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 23 Nella seconda configurazione le lame, a contatti chiusi, risultano invece allineate e il sezionatore viene detto a poli in fila indiana (Figura 16). Figura 16: Sezionatore a poli in fila indiana del reparto alta tensione. Il sezionatore di linea è dotato, oltre alle tre lame di sezionamento, di tre lame di terra, che muovendosi in modo simultaneo rispetto alle prime, cortocircuitano la linea di alimentazione a terra. Questo accorgimento è necessario in quanto, nel caso di debbano eseguire lavori sulla linea, le norme prescrivono la messa a terra della stessa per la sicurezza del personale. La manovra dei due tipi di lame è interbloccata meccanicamente, permettendo quindi il collegamento a terra se e solo se il sezionatore è aperto. Gli interruttori del reparto AT (Figura 17) hanno lo scopo di interrompere o dare continuità al circuito elettrico nel quale sono inseriti. Figura 17: Vista frontale e laterale di un interruttore del reparto alta tensione. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 24 A differenza dei sezionatori, sono destinati a intervenire anche sotto carico, essendo in grado di provocare l’interruzione delle correnti presenti. Per questo motivo sono utilizzati per proteggere l’impianto dalle sovracorrenti che si possono verificare a seguito di guasti o fulminazioni, limitandone gli effetti. Sono costituiti da tre poli, posti in serie al circuito da proteggere, contenenti un fluido isolante in grado di eliminare l’arco elettrico che si origina al momento dell’apertura dell’interruttore. Ciascun polo poggia su un cavalletto metallico, per distanziare da massa le parti sotto tensione, ed è formato da due isolatori cilindrici alettati, al cui interno sono posti i contatti e il fluido isolante. Nell’isolatore superiore è installato il dispositivo di interruzione, mentre in quello inferiore il dispositivo di movimentazione dei contatti e quello di rilevazione della corrente o della tensione. In passato, come fluido isolante, sono stati utilizzati aria compressa o olio, mentre oggi viene utilizzato quasi esclusivamente il gas SF6. L’azionamento contemporaneo dei tre poli può essere realizzato a comando o in modo automatico qualora il dispositivo rilevi qualche anomalia. Si riportano di seguito alcune specifiche tecniche relative agli interruttori utilizzati nei reparti AT delle SSE: PARAMETRO VALORI NOMINALI Tensione nominale (kV) 66 – 132 - 150 Corrente nominale (A) 600 – 650 Potere di interruzione (A) 7000 – 30000 Sovraccarico nominale per 1 secondo (A) 8000 – 22000 Interruttore di linea 800 – 200/5 Rapporto del riduttore di corrente K Interruttore di gruppo 40/5 Tempo di apertura (s) 0,08 – 0,12 Tempo di chiusura (s) 0,30 – 0,23 Durata dell’arco (s) <0,01 Tabella 4: Caratteristiche tecniche relative agli interruttori utilizzati nei reparti AT. Lo scopo degli scaricatori è di proteggere le apparecchiature del reparto AT da eventuali sovratensioni condotte dalle linee primarie. La loro ubicazione è fondamentale agli effetti delle apparecchiature da proteggere. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 25 Nelle nuove installazioni, viene in tal senso posto subito a monte del trasformatore di potenza, dato che questa è l’apparecchiatura più costosa e sensibile del reparto. I tipi di scaricatori in uso nelle SSE sono molteplici. Tra questi i più utilizzati risultano però essere gli scaricatori all’ossido di zinco e gli scaricatori TIBB (Figura 18). Figura 18: Scaricatore di sovratensione. I trasformatori di potenza utilizzati nelle SSE sono a tre avvolgimenti con primario (avvolgimento di alta tensione) collegato a stella, secondario (avvolgimento di bassa tensione) a stella e il terzo avvolgimento a triangolo Yyd11. Come si nota dalla sigla, non è previsto il collegamento del centro stella degli avvolgimenti a massa. Questa configurazione consente inoltre di ottenere sui due avvolgimenti secondari tensioni sfasate di 30° elettrici, rendendo possibile quindi l’utilizzo di un ponte a dodici impulsi nella fase di raddrizzamento della tensione. Figura 19: Sezione laterale di un trasformatore di potenza. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 26 Costruttivamente presenta un nucleo a 3 colonne con le bobine degli avvolgimenti di bassa tensione interne rispetto a quelle di alta tensione, dato che quest’ultimo è dotato di varie prese intermedie collegate al variatore sotto carico. Generalmente sono con isolamento in carta a bagno d’olio con raffreddamento naturale e dotati di numerosi dispositivi di protezione atti a rilevare eventuali anomalie di esercizio. Uno dei più importanti al fine della rilevazione dei guasti interni è il relè Buchholz (Figura 20), posizionato nel tubo di collegamento tra il cassone e il recipiente di espansione dell’olio. Figura 20: Rappresentazione schematica del Relè di Buchholz. Il principio di funzionamento si basa sul fatto che, in presenza di guasti interni, si verifica la formazione di bollicine di gas all’interno dell’olio, dovuto alla decomposizione dello stesso a causa delle elevate temperature raggiunte. Questi vanno a raccogliersi nella parte più elevata del relè, spostando un galleggiante; si hanno due soglie di intervento a seconda dell’entità del gas sviluppato, legato a sua volta alla gravità del guasto. La prima soglia genera semplicemente un allarme, mentre nei casi più gravi, viene comandata automaticamente l’apertura dell’interruttore di gruppo. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 27 Allo scopo di regolare la tensione di uscita dei gruppi di conversione, i trasformatori sono dotati di variatore automatico di rapporto sotto carico(Figura 21). Figura 21: Schema di variatore di rapporto sotto carico a funzionamento automatico. Questi dispositivi consentono di inserire o escludere un certo numero di spire, ottenendo una variazione del rapporto del numero di spire dell’avvolgimento primario e degli avvolgimenti secondari con conseguente regolazione del valore della tensione al secondario. Fissato il valore di riferimento della tensione al secondario (solitamente sono disponibili 3 soglie: 3300, 3575 e 3850), il regolatore valuta lo scostamento tra questa e la tensione effettivamente presente. Se la differenza risulta essere superiore rispetto alla soglia prevista (normalmente ± 75 V), il relè comanda lo scatto del variatore, riportando la tensione entro il limite prefissato. È presente anche un dispositivo ritardatore di tempo, il quale impedisce manovre intempestive causate da fluttuazioni repentine della tensione al secondario. Con questo accorgimento si riesce a mantenere la tensione al secondario entro i limiti citati, anche con variazioni della corrente erogata da 75 A a 3000 A e variazioni della tensione al primario comprese tra i 115 kV e 135 kV. Una particolarità dei trasformatori di potenza utilizzati riguarda la tensione di cortocircuito, che i Capitolati Tecnici impongono essere compresa tra il 5% e il 12%. Questi valori sono molto superiori a quelli che si incontrano nei normali trasformatori di distribuzione. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 28 Il motivo di questa scelta risiede nel fatto che questi trasformatori sono soggetti molto più frequentemente dei secondi a cortocircuiti. Devono quindi sopportare più efficacemente gli effetti delle sovracorrenti e cercare di ridurre l’entità delle stesse, il che equivale ad aumentare le reattanze di dispersione del trasformatore. È necessario trovare però un compromesso in quanto, impedenze di cortocircuito troppo elevate andrebbero ad aumentare le cadute di tensione e le perdite del trasformatore, con conseguenze negative sull’alimentazione della linea di contatto. Per questo motivo solitamente vengono scelti trasformatori con tensioni di corto circuito intorno al 10%. Si riportano di seguito in tabella alcune specifiche che i trasformatori di potenza utilizzati nelle SSE devono soddisfare: PARAMETRO TAGLIA TRASFORMATORE Tensione (kV) 66 132 150 Sigla Yy0 – Yd11 Yyd11 Yyd11 Tensione nominale primaria (kV) 63 ± 5,6% 125 ± 8% 150 ± 8% Rapporto di trasformazione 63000/2710 125000/2710 150000/2710 Gradino di regolazione 1,902 % 1,67 % 1,67 % Campo di regolazione ± 22,82 ± 20 % ± 20 % Potenza nominale (kVA) 3880 5750 5750 Potenza del gruppo (kW) 3600 5400 5400 Peso complessivo (Kg) 18760 28000 28000 Peso dell’olio (Kg) 5500 8500 8500 Tensione di corto circuito < 13,5 % 200 % per 2 ore e 5 minuti Sovraccarico 300 % per 5 minuti Tabella 5: Vincoli dei trasformatori di potenza utilizzati nelle SSE. Il trasformatore dei servizi ausiliari ha lo scopo di alimentare tutti i circuiti accessori della SSE in corrente alternata. Viene alimentato da una delle due uscite del trasformatore di gruppo ed è posizionato tra questo e il fabbricato contenente il reparto a 3 kV in corrente continua. È a raffreddamento naturale con isolamento in carta a bagno d’olio. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 29 Si riportano di seguito in Tabella 6 alcune caratteristiche tecniche del trasformatore dei servizi ausiliari del trafo considerato: PARAMETRO VALORI NOMINALI Tensione nominale (V) 2750 Rapporto di trasformazione 2710 – 380 Potenza nominale (kVA) 100 Tabella 6: Caratteristiche tecniche del trasformatore servizi ausiliari. ZONA A 3 kV IN CORRENTE CONTINUA AL CHIUSO Questo reparto segue immediatamente quello appena descritto. I suoi confini sono definiti da un lato dai passamuro installati sul fabbricato che ospita le apparecchiature del reparto, e dall’altro dalle celle contenenti gli interruttori extrarapidi. Figura 22: Schema elettrico del reparto 3 kV in corrente continua al chiuso. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 30 La funzione di questa porzione di impianto è di compiere il raddrizzamento della tensione al fine di alimentare le linee di contatto connesse alle SSE in corrente continua. Le principali strutture e apparecchiature presenti in questo reparto sono: Fabbricato; Passamuro e sezionatore esafase; Gruppi raddrizzatori; Sistema di filtraggio; Sbarre omnibus e sezionatori bipolari; Cella misure; Interruttori extrarapidi; Servizi ausiliari (SA); Sala quadri. I fabbricati contenenti le apparecchiature del reparto erano edificati su due piani, in quanto dovevano ospitare anche il reparto AT. Oggi invece vengono costruiti solo a un piano, con strutture in muratura o cemento armato. Le dimensioni dipendono ovviamente dalla potenza e dal numero di gruppi convertitori, mentre la disposizione delle varie apparecchiature è tale da minimizzare il più possibile la lunghezza dei collegamenti. Data la tendenza attuale a gestire il sistema in telecontrollo, nelle nuove installazioni, lo spazio dedicato al personale risulta essere molto ridotto e sono installati sistemi di blocco negli accessi e di segnalazione per evitare situazioni di possibile pericolo. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 31 Gli isolatori passamuro hanno lo scopo di collegare i secondari dei trasformatori posti all’esterno ai sezionatori esapolari posti all’interno dell’edificio (Figura 23). Il collegamento è effettuato con tubi rigidi di rame dal diametro di 30 mm. Figura 23: Isolatori passamuro di un reparto 3 kVcc. Il sezionatore esapolare è posto subito a monte del gruppo raddrizzatore e consente, assieme al sezionatore bipolare, di isolarlo elettricamente dal resto dell’impianto. È dotato di un blocco elettromagnetico, che ne impedisce l’apertura se non è aperto l’interruttore di gruppo e di una segnalazione luminosa; la luce verde indica che sia il sezionatore esapolare che quello bipolare sono aperti, mentre quella rossa indica che almeno uno dei due è chiuso e il gruppo raddrizzatore è in servizio. Il raddrizzatore è l’apparecchiatura principe di questo reparto. Nel corso degli anni ha subito notevoli cambiamenti, dovuti essenzialmente all’adozione di componenti con caratteristiche elettriche sempre più spinte. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 32 Tralasciando i convertitori a valvole di mercurio ormai del tutto scomparsi, si sono potuti realizzare raddrizzatori a ponte di Graetz trifase (Figura 24) con un numero sempre minore di diodi per ogni ramo. Figura 24: Schema del ponte raddrizzatore a) passato, b) attuale. Si può osservare la differenza tra la configurazione con la quale veniva realizzato il ponte raddrizzatore in passato e quella utilizzata nelle moderne SSE, infatti, si è passati da una configurazione a 216 diodi a una realizzata con soli 30 diodi. L’utilizzo di diodi in parallelo era necessario per aumentare l’intensità di corrente transitante nel ramo. I diodi utilizzati, infatti, avevano caratteristiche di corrente e di tensione inversa abbastanza modeste, come si osserva dalla seguente tabella: CARATTERISTICA DIODO VECCHIO TIPO DIODO NUOVO TIPO Tensione ripetitiva (V) 400 3000 Corrente media diretta in un periodo (A) 300 2700 Corrente di sovraccarico accidentale (A) 5500 27000 Tensione inversa di picco ripetitiva (V) 1700 3000 Corrente inversa di picco ripetitiva (mA) 20 75 Tabella 7: Caratteristiche tecniche dei diodi utilizzati per i ponti raddrizzatori nelle SSE. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 33 Il collegamento in parallelo (Figura 25a) aveva però l’inconveniente di richiedere diodi con curve caratteristiche pressoché uguali, per avere una distribuzione delle correnti uniforme sui due elementi. Una soluzione adottata per ridurre gli squilibri delle correnti è stata l’inserzione di resistenze in serie ai componenti, con però un’inevitabile dissipazione di energia. Il collegamento in serie (Figura 25b) è invece tuttora effettuato per far fronte a tensioni inverse abbastanza elevate. Anche in questo caso le caratteristiche dei due componenti devono risultare simili, al fine di evitare che un diodo vada in interdizione prima degli altri, andando quindi a sopportare da solo l’intera tensione inversa con possibili danneggiamenti. Per rimediare a tale inconveniente vengono poste delle resistenze di valore elevato (circa 2000 Ω) in parallelo ai diodi, capaci di ripartire in modo più uniforme le tensioni inverse sul ramo. Per proteggersi poi da tensioni inverse dovute a fenomeni molto rapidi, sono installati anche dei condensatori in parallelo al diodo, in serie ai quali vengono poste delle resistenze, per rendere più smorzato il transitorio di applicazione della tensione inversa. I condensatori utilizzati hanno una capacità di 0.5 μF e le resistenze un valore di circa 10 Ω. A valle del ponte raddrizzatore viene posto anche un gruppo composto da due resistenze e una capacità (RCR), che ha la funzione di attenuare le sovratensioni di origine esterna o interna sia lato corrente continua che corrente alternata. Il condensatore è isolato in olio e presenta una capacità di circa 10 μF, mentre ciascuna resistenza ha un valore di circa 12 Ω. Altro sistema di protezione del gruppo raddrizzatore è il dispositivo di rilevamento guasto diodi, in grado di segnalare tempestivamente la rottura di uno dei componenti del ramo, evitando il danneggiamento successivo di tutto il filare e dell’intero convertitore. Dato che il trasformatore fornisce ai secondari due tensioni sfasate di 30° elettrici, i due ponti raddrizzatori possono essere collegati in serie o in parallelo, ottenendo in entrambi i casi un convertitore dodecafase. La differenza principale tra i due diversi collegamenti è costituita dalle tensioni secondarie del trasformatore, che a parità di tensione raddrizzata devono essere di valore diverso. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 34 Nel caso di collegamento serie, per ottenere una tensione raddrizzata a vuoto di 3600 V, le tensioni nominali al secondario devono essere di 1355 V, mentre nel caso di collegamento in parallelo i valori devono essere pari a 2710 V. Il collegamento in parallelo richiederebbe poi l’inserzione di una bobina interfasica per una corretta suddivisione del carico tra i due ponti, ma questa viene di solito omessa, dato che gli avvolgimenti del trasformatore realizzano la stessa funzione. Figura 25: Collegamento di due ponti trifase a) in parallelo, b) in serie. A partire dagli anni ’60 le SSE sono state costruite dando per scontato un successivo innalzamento della tensione da 3000 a 6000 V. Per questo motivo venivano installati trasformatori con secondari di eguali caratteristiche, collegati in parallelo, in previsione di un loro successivo collegamento serie. Dato che le tensioni ai secondari del trasformatore risultavano identiche e in fase tra loro, si otteneva un convertitore esafase. Il passaggio al convertitore dodecafase è stato dettato dal fatto che presenta, a differenza del primo, armoniche di tensione a frequenza più elevata (la fondamentale è a 600 Hz rispetto ai 300 Hz del ponte esafase), che determinano un ripple più ridotto e comunque più facilmente filtrabile. Bisogna poi prestare particolare attenzione ai problemi di raffreddamento dei diodi, disponendo i convertitori in locali ben ventilati e dotando l’intelaiatura del convertitore di opportuni radiatori. Il sistema di filtraggio ha lo scopo di bloccare le armoniche generate dal gruppo raddrizzatore, per evitare disturbi nelle linee di telecomunicazione e negli impianti di sicurezza. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 35 Viene installato tra l’intelaiatura del gruppo raddrizzatore e il sezionatore bipolare (Figura 26). In passato era utilizzato un solo filtro aperiodico comune a tutti i gruppi, con reattore in serie alla sbarra catodica e condensatore derivato fra sbarra anodica e catodica. La tendenza attuale è invece quella di installare un filtro per ciascun gruppo e disporre il reattore in serie alla sbarra anodica. Figura 26: Schema elettrico di collegamento delle tre celle dei condensatori del filtro. Il reattore è costituito da un avvolgimento in aria ad asse verticale che presenta un valore di induttanza di circa 6-13 mH (Figura 27). La batteria di condensatori è suddivisa in tre sezioni, ognuna formata da quattro condensatori, isolati in olio, con una capacità di 30 μF. La totale capacità installata risulta quindi essere pari a 360 μF. Figura 27: Induttanza di filtro di assorbimento delle armoniche. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 36 Ogni sezione è collegata alle sbarre da un sezionatore bipolare, il quale, a batteria disinserita, collega tra loro i terminali della stessa, cortocircuitandola a terra. Il collegamento del filtro di ciascun gruppo alle sbarre anodica e catodica (sbarre omnibus), si realizza attraverso un sezionatore bipolare, molto simile a quello esapolare posto a monte del gruppo raddrizzatore. Anche questo presenta, infatti, un dispositivo di blocco, che ne consente l’apertura solo se è aperto anche l’interruttore di gruppo. Le sbarre omnibus sono installate su appositi isolatori (Figura 28), poggiati su mensole che corrono lungo le pareti dell’edificio, andando ad alimentare prima la cella misure e successivamente le celle contenenti gli interruttori extrarapidi. Solitamente la sbarra anodica è contraddistinta da vernice rossa mentre quella catodica da vernice azzurra. Figura 28: Sistema di isolamento e fissaggio delle sbarre omnibus. Come già detto, il primo locale incontrato dalle sbarre omnibus è la cella misure, contenente: Strumenti per la verifica dei valori di uscita delle grandezze lato corrente continua e la misurazione dell’energia erogata dalla SSE; Il collegamento della sbarra catodica al circuito di ritorno del sistema di alimentazione; La valvola di tensione detta “Valvola Soulè”; Eventuale sezionatore bipolare per il collegamento alla SSE mobile. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 37 La strumentazione di misura è collegata alla sbarra anodica attraverso un sezionatore unipolare (Su), un fusibile di protezione (Fu), un partitore di tensione da 6000/100 Vcc (RVT) e un trasduttore di isolamento (TV). Lo shunt per la misura di corrente è posto invece sul collegamento alla sbarra catodica e alimenta la strumentazione attraverso un altro trasduttore di isolamento (TA). Anche la valvola Soulè è collegata alla sbarra catodica (Figura 29), e ha lo scopo di connettere l’impianto di terra della SSE con il circuito di ritorno in caso si manifestino differenze di tensione superiori a 100 V. Nel regolare esercizio, infatti, i due impianti devono risultare separati, per evitare l’insorgere di corrosioni della rete di terra della SSE. Figura 29: Esempio di schema elettrico dei collegamenti nella cella misure. Le sbarre omnibus alimentano quindi le celle contenenti gli interruttori extrarapidi (Figura 30), i dispositivi atti a rilevare e interrompere gli eventuali cortocircuiti che si possono verificare lato alimentazione ferroviaria. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 38 Figura 30: Interruttore extrarapido del reparto 3 kVcc al chiuso. Le celle, di numero pari alle linee alimentate dalla SSE, sono collocate davanti ai passamuro che delimitano il reparto 3 kV in corrente continua al chiuso. Le celle sono accessibili solo frontalmente e sono dotate di numerosi dispositivi di sicurezza, che comprendono anche segnalazioni luminose per l’indicazione della posizione del sezionatore bipolare attraverso il quale è collegato l’interruttore extrarapido. L’utilizzo di un interruttore in grado di limitare le correnti di corto circuito in pochi millisecondi (da qui l’appellativo extrarapido) risulta fondamentale per evitare un’eccessiva sollecitazione di tutti i componenti dell’impianto, dato che l’entità delle correnti di guasto è molto importante. Il fatto poi che la corrente da interrompere sia continua e non alternata, rende il tutto molto più complesso, non potendo l’interruttore sfruttare i naturali passaggi per lo zero della grandezza sulla quale deve intervenire. Il principio di funzionamento di questo interruttore è basato quindi sull’allungamento dell’arco elettrico, creato dall’apertura dei contatti del dispositivo, e un suo successivo frazionamento, permettendone l’estinzione. Per ottenere questo risultato viene utilizzato un “Soffio Elettromagnetico”, creato dalla stessa corrente di guasto percorrendo delle spire con asse perpendicolare all’arco elettrico (Figura 31). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 39 Per la nota legge di Lorentz, si crea una forza sulla corrente che spinge l’arco fra due corna che si affacciano sui contatti che si sono aperti. Le corna conducono poi l’arco in un caminetto nel quale avviene la sua suddivisione in sezioni meno energetiche e quindi più facili da estinguere. Figura 31: Principio di funzionamento del "Soffio Elettromagnetico". Il comando di apertura può essere dato o dal dispositivo elettromagnetico di apertura o da uno shunt magnetico. Il primo è in grado di rilevare l’entità delle sovracorrenti, mentre il secondo è sensibile al gradiente di corrente, permettendo quindi un intervento più rapido nel caso di corto circuito vicino alla SSE. Dato che la frequenza dell’insorgere di guasti è abbastanza elevata, fondamentale risulta la presenza del dispositivo di prova terra, che consente la richiusura automatica dell’interruttore se è stata verificata l’assenza di un guasto permanente sulla linea. L’entità della corrente di guasto dipende dalla distanza alla quale si verifica la perdita di isolamento rispetto alla SSE; tanto più il guasto è vicino alla SSE, tanto più la corrente è elevata. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 40 Dato che le linee di contatto sono di norma alimentate un modo bidirezionale da due SSE attigue, risulta evidente che gli interruttori extrarapidi di entrambe devono poter rilevare un guasto che si verifica in qualsiasi punto della linea. La condizione più sfavorevole si ha con guasto vicino a una delle due alimentazioni, in quanto la corrente vista dall’altra SSE non è molto elevata. Le tarature degli interruttori devono in questo caso essere mantenute basse, con rischi di scatti intempestivi, dovuti a normali correnti di carico. Per ovviare a questo problema è stato introdotto un sistema di asservimento, che assicura la protezione della linea anche quando le tarature degli interruttori sono tenute più alte rispetto alla corrente di corto circuito che si verifica nel caso più sfavorevole (in prossimità di una delle due SSE). Questo accorgimento fa aprire entrambi gli interruttori quando almeno uno dei due ha rilevato una corrente di guasto. Ogni interruttore deve proteggere quindi solo metà tratta, con conseguente possibilità di aumento dei valori di taratura e riduzione degli scatti intempestivi. I servizi ausiliari hanno lo scopo di alimentare in bassa tensione tutti gli impianti di manovra, protezione, allarme e di servizio della SSE. Funzionano in parte in corrente alternata (con valori nominali di 380 V per i servizi trifasi e 220 V per quelli monofasi) e in parte in corrente continua (con valore unificato di alimentazione di 130 V). Le apparecchiature in corrente alternata vengono alimentate normalmente dal trasformatore dei servizi ausiliari, posto nel reparto AT della SSE. È prevista però un’alimentazione di riserva, per garantire la continuità di funzionamento, solitamente costituita da un allacciamento alla rete di distribuzione nazionale. I servizi ausiliari in cc sono invece normalmente supportati da un alimentatore stabilizzato, collegato al circuito di alimentazione dei servizi ausiliari in corrente alternata e che esegue la conversione 380 V c.a. / 130 V c.c.. Questo alimenta anche in carica tampone una batteria di accumulatori al piombo, che costituisce la riserva di alimentazione per i servizi ausiliari in cc. Tutte le apparecchiature del reparto devono essere facilmente controllabili dalla sala quadri, dalla quale il personale preposto gestisce il funzionamento della SSE. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 41 Questa sala è presente anche nelle SSE gestite in telecontrollo dal DOTE (dirigente operativo trazione elettrica), in quanto è essenziale in caso di manutenzione o di funzionamento a regime ridotto (Figura 32). Ospita gran parte delle attrezzature dedite ai servizi ausiliari, ma l’elemento fondamentale della sala è il quadro sinottico, uno schema dell’intera SSE realizzato con una serie di barre e strisce colorate, che riporta lo stato di tutti i componenti, facilitando l’individuazione di eventuali situazioni di anormalità. Figura 32: Sala di comando e controllo circolazione ferroviaria. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 42 ZONA A 3 kV IN CORRENTE CONTINUA ALL’APERTO Lo scopo di quest’ultimo reparto è andare ad alimentare tutte le linee di contatto afferenti alla SSE. I suoi confini sono determinati da un lato dagli isolatori passamuro posti a valle degli interruttori extrarapidi e dall’altro dai terminali dei sezionatori aerei ai quali sono collegati i conduttori che portano alla linea di contatto (Figura 33). Figura 33: Schema del reparto alimentatori di una SSE con linea a doppio binario. I componenti principali di questa parte dell’impianto sono: I passamuro e gli scaricatori; I sezionatori; Le linee di alimentazione; Il collegamento al negativo della SSE. Seguendo sempre il flusso dell’energia, dagli isolatori passamuro si incontrano gli scaricatori e i sezionatori di prima fila. A valle di questi sono montati i sezionatori di seconda fila e infine le linee di alimentazione collegano la SSE alle linee di contatto. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 43 Gli isolatori passamuro sono del tutto analoghi a quelli utilizzati a valle dei trasformatori di potenza. Sono però dotati in questo caso di scaricatori, aventi la funzione di condurre a terra le eventuali sovratensioni provenienti dalla linea di contatto (Figura 34), evitando sollecitazioni agli interruttori extrarapidi. Figura 34: Esempio rappresentativo di uno scaricatore e isolatore passamuro. Viene solitamente fissato alla struttura muraria dell’edificio ed è costituito da uno spinterometro, un condensatore da 4 μF, al quale viene posta una resistenza in parallelo da 100 kΩ. Con queste caratteristiche, lo scaricatore presenta una tensione di innesco di circa 7 kV. I sezionatori utilizzati in questo reparto sono unipolari del tipo a corna come mostrato in Figura 35. Vengono di solito posti su palificazioni, in numero pari alle linee di contatto alimentate dalla SSE. Figura 35: Schema di un sezionatore utilizzato nel reparto a 3 kVcc all'aperto. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 44 Oltre a questi, detti di prima fila, ne sono installati altri, detti di seconda fila, che consentono il collegamento alternativo delle linee di contatto in caso di avaria della SSE considerata. Solitamente quindi i sezionatori di prima fila sono chiusi, mentre quelli di seconda fila sono aperti. La particolarità di questa tipologia di sezionatori è la capacità, grazie alle corna, di aprire il circuito anche in presenza di correnti di intensità limitata, riuscendo ad allungare l’arco elettrico fino a spegnerlo. Le linee di alimentazione collegano i vari sezionatori fra loro e rendono possibile l’alimentazione della linea di contatto. Sono costituite da uno o più conduttori in rame, con le caratteristiche riportate nella tabella di seguito: TIPO 1 corda 2 corde SEZIONE CONDUTTORI (mm2) 103 2 x 103 SEZIONE COMPLESSIVA RESISTENZA (mm2) (Ω/Km) 103 0,182 206 0,091 Tabella 8: Caratteristiche dei conduttori utilizzati per le linee di alimentazione. Il numero di corde da utilizzare dipende ovviamente dall’intensità del traffico previsto nella linea alimentata. Il collegamento del circuito di ritorno alla sbarra catodica della SSE viene invece realizzato mediante appositi cavi, collegati al centro della connessione induttiva più vicina alla SSE stessa. Fondamentale per la sicurezza della SSE risulta l’impianto di terra (Figura 36), al quale devono essere collegate tutte le masse che, in caso di guasto, possono andare in tensione. Figura 36: Rappresentazione schematica degli impianti di terra di una SSE. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 45 Le linee primarie, le SSE e il circuito di alimentazione ferroviaria devono essere dotati di un proprio impianto di terra, indipendente l’uno dall’altro nel normale esercizio. Solo in caso di possibili pericoli dovuti a gradienti di tensione troppo elevate in prossimità della SSE, è previsto il collegamento dell’impianto della SSE con quello del circuito di ritorno, abbassando conseguentemente l’impedenza del sistema dispersore e quindi riducendo il rischio di raggiungere tensioni di passo o di contatto troppo elevate. Sempre per motivi di sicurezza, i collegamenti delle masse verso terra sono raggruppati in settori, ognuno dei quali insiste su un relè (relè di massa), in grado di individuare quando vi è la presenza di una corrente di guasto e di far scattare l’interruttore generale di SSE. Solitamente l’impianto di terra è costituito da una maglia di corde di rame nudo, più larghe verso il centro della SSE, interrate a una profondità superiore a un metro, coronata da picchetti dispersori posti in pozzetti ispezionabili. Nella sua realizzazione, non deve presentare una resistenza superiore a 1 Ω [2],[3] e [5]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 46 1.1.3 LE LINEE DI CONTATTO Le linee di contatto sono quella parte dell’impianto che permette l’alimentazione dei veicoli ferroviari (Figura 37). Per questa ragione deve risultare isolata dalle strutture di sostegno e deve assicurare il passaggio delle correnti di linea senza causare interruzioni, surriscaldamenti o perdite eccessive. Viene quindi realizzata con corde e fili di rame di idonea sezione, ben tesi rispetto al piano delle rotaie e con andamento a zig zag rispetto all’asse del binario per evitare pericolosi danneggiamenti dell’organo strisciante. Assieme al circuito di ritorno, costituisce un impianto abbastanza particolare in quanto i carichi non sono fissi, ma mobili e i contatti sono assicurati da organi striscianti (pantografo con archetto) lato LdC e dalle ruote lato binario. Figura 37: Linea di contatto aerea ferroviaria. Le parti fondamentali costituenti questa porzione di impianto sono di seguito elencate: 1) L’infrastruttura; 2) I sostegni; 3) I conduttori; 4) L’impianto di terra. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 47 L’INFRASTRUTTURA Data l’estensione delle tratte ferroviarie alimentate in corrente continua e le sollecitazioni elettriche e meccaniche cui le linee di contatto sono sottoposte, l’infrastruttura di sostegno di questa parte dell’impianto deve essere molto solida. Importantissimo risulta il profilo plano-altimetrico della tratta considerata, in quanto a seconda del tipo di tracciato (rettilineo, in galleria, in curva ecc.), sono diverse le soluzioni tecniche da adottare per ottenere un impianto di alimentazione sicuro ed efficiente. Ad esempio, nelle curve, la rotaia esterna viene posta in sopraelevazione rispetto all’altra, al fine di cercare di equilibrare la forza centrifuga a cui è soggetto il treno. Per quanto riguarda il tracciato, esistono poi dei vincoli di natura tecnica che impongono un raggio di curvatura minimo di 150 metri, per non avere limitazioni sulla tipologia di treni che interessano la tratta, e una pendenza massima del 4%, per evitare perdite di aderenza delle ruote con conseguenti slittamenti. Anche le soluzioni per la realizzazione del corpo stradale sono diverse a seconda dell’orografia del terreno. In generale è composto da una piattaforma, ben livellata e pendente in senso trasversale per favorire il deflusso delle acque, sopra alla quale viene posto uno strato di materiale bituminoso (sub ballast) dallo spessore di 5 cm e successivamente del pietrisco (ballast), il quale ospita le rotaie (Figura 38). Figura 38: Sezione del corpo stradale su cui poggiano le rotaie (misure in mm). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 48 Le dimensioni della piattaforma variano secondo il numero di binari in parallelo e della distanza tra questi, dipendente a sua volta dalla velocità dei treni. Lo strato di ballast ha lo scopo di meglio distribuire i carichi al passaggio dei treni e il suo spessore è fissato in 35 cm nel caso di linee non molto trafficate, mentre in 50 cm per le linee della rete fondamentale. Le caratteristiche dell’armamento verranno descritte in dettaglio nel prossimo paragrafo. I SOSTEGNI I sostegni utilizzati per la sospensione della linea di contatto devono essere progettati per avere idonee caratteristiche meccaniche, dipendenti dal numero e dalla tipologia di binari considerati. Come per il resto dell’impianto, numerose sono state le migliorie tecniche impiegate, che hanno portato allo sviluppo di un gran numero di tipologie di sostegni, ognuno caratterizzato da propri aspetti peculiari. Le caratteristiche meccaniche principali che la linea di contatto richiede sono inerenti all’altezza, all’elasticità e all’insensibilità rispetto alle variazioni di temperatura e alle condizioni climatiche (presenza di vento, ghiaccio, ecc.). Le normative prescrivono che l’altezza della linea di contatto debba rimanere la più possibile costante e a un valore di 5 metri rispetto al piano del binario. Variazioni importanti porterebbero, infatti, a un continuo distacco degli striscianti, con conseguenti archi elettrici e consumo degli archetti. Per cedevolezza si intende il rapporto tra il sollevamento della linea di contatto e la spinta esercitata dal pantografo. Questo valore deve rimanere il più possibile costante, ossia la linea non deve presentare zone a rigidità diversa, che potrebbero portare a fenomeni di risonanza in relazione alle oscillazioni dei conduttori. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 49 Per rispettare questo vincolo, vengono adottati vari accorgimenti, come l’utilizzo di una freccia leggermente positiva a metà campata o l’utilizzo di una corda a Y in corrispondenza della sospensione (Figura 39). Figura 39: Catenaria semplice con sospensione longitudinale a Y. Le variazioni di temperatura portano invece ad allungamenti e accorciamenti dei conduttori, con un’alterazione conseguente nei tiri e nelle frecce. È stata introdotta per questo motivo la regolazione automatica del tiro dei conduttori (Figura 40); un sistema di pulegge e contrappesi montato su alcuni sostegni in grado di far fronte agli allungamenti o accorciamenti dei conduttori, con benefiche conseguenze sulla qualità dell’alimentazione dei veicoli. Figura 40: Sistema di regolazione automatica del tiro dei conduttori. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 50 Per rispettare i vincoli sopra esposti, la linea di contatto viene sostenuta o da pali infissi lateralmente al binario o da portali sovrastanti la tratta. Per quanto riguarda il primo tipo di sostegno abbiamo tre principali tipologie di pali utilizzati: pali tipo Mannesmann, pali tipo LS (Figura 41) e i pali di fortuna. I primi sono dotati di una struttura tubolare rastremata verso l’alto e reggono molto bene i carichi orientati in qualunque direzione. Rappresentano il 75% del totale dei sostegni utilizzati. I pali di tipo LS sono invece costituiti da due profilati a C, collegati fra loro da tondini di ferro a forma di zig zag. Rispetto ai pali tipo Mannesmann hanno un costo unitario inferiore del 50%, ma presentano un momento resistente in senso longitudinale alla linea ridotto. I pali di fortuna sono invece utilizzati in caso di ripristino provvisorio della linea, a seguito di eventi eccezionali quali incidenti ferroviari o spostamento temporaneo dei binari, in quanto non richiedono blocchi di fondazione. Sono di tipo tubolare e dotati di un’appendice sulla quale sono montate due piastre da fissare sotto le rotaie. Figura 41: Principali tipologie di pali utilizzati come tipo Mannesmann e tipo LS (misure in mm). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 51 I portali invece hanno una struttura composta da una travata orizzontale, fissata a due montanti verticali (Figura 42). Le travate sono a traliccio, solitamente di tipo rettangolare, mentre i montati possono essere dei semplici pali tipo Mannesmann oppure apposite tralicciature a sezione rettangolare. Figura 42: Esempio di portale per ormeggio binari a travata rettangolare. Sono largamente utilizzati nei posti di sezionamento elettrico a spazio d’aria e nelle stazioni, in quanto consentono un efficace distanziamento dei conduttori e richiedono spazi tra i vari binari ridotti. Qualunque tipo di sostegno venga utilizzato, fondamentale risulta il corretto dimensionamento dei blocchi di fondazione, le cui dimensioni variano a seconda del tipo di sostegno e dall’entità delle sollecitazioni applicate allo stesso. Devono essere costituiti da conglomerato cementizio con forma parallelepipeda. La superficie superiore deve essere sagomata a quattro spioventi, allo scopo di favorire lo scolo delle acque piovane. Per aumentare la stabilità dei sostegni, possono essere utilizzati dei tiranti, costituiti da tondi in acciaio, collegati ad appositi blocchi di calcestruzzo. Per quanto riguarda lo spazio da porre tra sostegno e binario, le normative attuali prescrivono, per tratte in piena linea, una distanza di 2.25 m dalla rotaia più vicina. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 52 La lunghezza delle campate dipende invece dal tracciato della linea e in particolare dal raggio delle curve. La lunghezza massima ammessa è di 60 m; lunghezza adottata normalmente in rettifilo e per curve con raggio maggiore di 1400 m. Per curve più importanti, la lunghezza della campata deve essere ovviamente ridotta. Ai sostegni sono fissate le mensole (Figura 43), strutture caricate a sbalzo che hanno la funzione di posizionare le sospensioni per la linea di contatto. Sono sostenute da tiranti, costituiti da aste o corde metalliche, anch’essi assicurati ai sostegni. Le più diffuse hanno forma tubolare, dal diametro esterno di 76 mm e interno di 66 mm. In stazione la lunghezza può essere molto variabile, dipendente dal numero di binari presenti, mentre in piena linea le lunghezze sono ampiamente standardizzate. Figura 43: Mensola ferroviaria per linea di contatto. Le sospensioni sono quel complesso di elementi che hanno lo scopo di sostenere, isolare e poligonare la linea di contatto. In generale sono composte da due isolatori; il primo è avvitato in un perno infilato in una staffa fissata direttamente alla mensola, il secondo invece è sostenuto dal braccio di poligonazione, anch’esso collegato alla mensola attraverso un apposito attacco. Il secondo isolatore non è dotato di cappa in bronzo come il primo, ma di un attacco che ospita il tirantino di poligonazione in grado di sopportare spostamenti in orizzontale e verticale, mantenendo però la poligonazione entro i limiti di ±20 cm. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 53 Più recentemente sono state introdotte sospensioni tipo MEC (Figura 44) in cui tutto l’isolamento è garantito in corrispondenza del sostegno; la sospensione risulta quindi normalmente tutta sotto tensione. È composta da un tirante orizzontale e da una mensola inclinata, alla quale è collegata un’asta di registrazione, mantenuta orizzontale da un apposito pendino, che ospita l’attacco per la corda portante. All’asta è poi collegato il tirantino di poligonazione [3] e [5]. Figura 44: Sospensione tipo MEC della linea. I CONDUTTORI Prima di dare una descrizione dettagliata di tutti i conduttori che costituiscono la linea di contatto, si richiamano alcuni concetti per una migliore comprensione delle scelte dimensionali dei vari componenti. Il dimensionamento dei conduttori che compongono la linea di contatto consiste nel determinare la sezione utile di rame rispetto alle condizioni di carico (Tabella 9). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 54 La scelta di una sezione troppo grande comporterebbe, infatti, oneri economici troppo elevati e problemi di captazione, mentre una sezione troppo esigua sarebbe causa di cadute di tensione elevate, maggiori perdite e di surriscaldamento dei conduttori. Per un corretto dimensionamento, bisogna quindi considerare i seguenti parametri elettrici inerenti alla linea: la resistenza ohmica, la densità di corrente nel rame e le cadute di tensione ammesse. Per valutare la resistenza chilometrica dei conduttori di rame viene solitamente utilizzata la seguente formula: dove S è la sezione espressa in mm2. Si riportano di seguito le varie configurazioni possibili utilizzate nelle linee di contatto indicando la resistenza ohmica: COMPOSIZIONE 1 filo sagomato + 1 corda portante 2 fili sagomati + 1 corda portante 2 fili sagomati + 2 corde portanti 2 fili sagomati + 1 corda portante 2 fili sagomati + 2 corde portanti 2 fili sagomati + 2 corde portanti 2 fili sagomati + 2 corde portanti SEZIONE DEI CONDUTTORI (mm2) 1 x 100 1 x 63 2 x 100 1 x 117 2 x 100 2 x 117 2 x 150 1 x 160 2 x 100 2 x 155 2 x 120 2 x 150 2 x 150 2 x 155 SEZIONE COMPLESSIVA (mm2) RESISTENZA (Ω/Km) 163 0,115 317 0,059 434 0,043 460 0,041 510 0,037 540 0,035 610 0,031 Tabella 9:Caratteristiche delle possibili configurazioni di conduttori utilizzati per le linee di contatto. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 55 La densità di corrente ammissibile dipende invece dalla sovratemperatura sopportabile dai conduttori, senza che questi subiscano allungamenti o deformazioni troppo importanti. Le norme prescrivono una densità di corrente massima di 4 A/mm2, che corrisponde a una sovratemperatura dei conduttori di 45 °C rispetto a quella ambiente. I limiti previsti invece per le cadute di tensione impongono che per il sistema a 3000 V in corrente continua la tensione di linea sia sempre compresa tra -33% e +20% della tensione nominale (quindi compresa tra 2000 V e 3600 V). Se la tensione scende al di sotto del limite previsto viene prescritta la sospensione del traffico per alcuni mezzi pesanti (ad esempio dei treni merci), in attesa di apportare migliorie al sistema di alimentazione. La classificazione delle linee di contatto prevista dalla normativa prevede cinque possibili configurazioni, come riportato nella seguente tabella: TIPO SEZIONE DELLA CORDA PORTANTE (mm2) SEZIONE DEI FILI DI CONTATTO (mm2) SEZIONE COMPLESSIVA (mm2) VELOCITA’ MASSIMA AMMESSA (Km/h) A 1 X 120 fissa 2 x 100 regolati 320 140 B 1 x 120 regolata 2 x 100 regolati 320 180 C 2 x 117 regolate 2 x 100 regolati 434 180 D 1 x 160 regolata 2 x 150 regolati 460 200 E 2 x 120 regolate 2 x 150 regolati 540 250 Tabella 10: Classificazione della tipologia della linea di contatto secondo FS. La catalogazione non è però rigorosa e, dove necessario, può essere aumentata la sezione della linea di contatto per ridurre le cadute di tensione. I conduttori utilizzati nel sistema di alimentazione sono solitamente di rame e, solo in casi particolari, vengono utilizzati altri materiali. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 56 Tre sono i tipi utilizzati: il filo sagomato, a contatto con gli organi striscianti dei mezzi di trazione, il filo tondo, usato nella costruzione dei pendini, e le corde e i trefoli, usati per sostenere i fili di contatto, per i collegamenti equipotenziali e per le linee di alimentazione. Il filo sagomato a una sezione di 100 mm2 o 150 mm2 e presenta due scanalature per consentire l’attacco delle ganasce dei pendini, costituiti da un filo tondo dal diametro di 5 mm. Le corde e i trefoli hanno varie sezioni e funzioni, come riportato nella seguente tabella: IMPIEGO MATERIALE DIAMETRO STRUTTURA Corda portante binario principale Corda per cavallotti continuità Corda per cavallotti di scorrimento Corda per binario secondario Corda di terra Circuito di terra SEZIONE MASSA (mm2) (Kg/m) Rame 14 19 x 2,8 117 1,07 Rame 11,9 37 x 1,7 107 0,78 Rame 10,5 19 x 2,1 65 0,603 Rame 10,2 7 x 3,4 63 0,570 Alluminio 14,5 19 x 2,9 125 0,350 Rame 7 7 x 0,8 24,5 0,194 Tabella 11: Caratteristiche di varie corde utilizzate nel circuito di alimentazione ferroviaria. Data la grande estensione degli impianti di alimentazione, risulta necessario l’impiego di morsetti, dispositivi di collegamento a pressione di due conduttori metallici, che rivestono sia una funzione elettrica che meccanica. La distanza tra filo di contatto è corda portante in corrispondenza di ciascuna sospensione è di circa 1.4 m, mentre l’altezza del filo di contatto rispetto al piano del ferro è di 5.2 m. Il collegamento dei fili di contatto con la corda portante è dato da appositi sostegni, detti pendini. Questi sono di varia lunghezza, per tenere conto della diversa posizione che devono assumere nella campata compresa tra due sostegni. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 57 Nelle tratte in cui le corde non prevedono la regolazione automatica, i pendini devono essere liberi di spostarsi, trascinati dai movimenti del filo di contatto a causa delle variazioni di temperatura. Per questo motivo solitamente vengono utilizzati solo nella parte centrale della campata, dato che in vicinanza della sospensione vengono utilizzati cavallotti di scorrimento, in grado di creare brevi tratti orizzontali nella corda portante e di ridurre l’attrito in corrispondenza dell’accavallamento tra questa e il cavallotto. I pendini non sono sufficienti a garantire un buon collegamento elettrico tra fili di contatto e corda portante per cui si utilizzano dei cavallotti di continuità [3] e [5]. L’IMPIANTO DI TERRA Fondamentale ai fini della sicurezza elettrica risulta il circuito di terra di protezione dell’impianto di alimentazione ferroviaria. Bisogna subito sottolineare come questo debba essere normalmente mantenuto separato dal circuito di ritorno della corrente di linea, al fine di ridurre il rischio di corrosioni elettrolitiche e conseguente indebolimento delle strutture. Solo al verificarsi di differenze di potenziale troppo elevate (maggiori di 200 V) tra i due circuiti, è prescritta la messa in parallelo degli stessi attraverso le valvole di tensione. Nel complesso, il circuito di terra viene ottenuto connettendo i singoli sostegni a paletti dispersori e collegandoli poi tra loro attraverso corde di alluminio dalle seguenti caratteristiche espresse in tabella: MATERIALE DIAMETRO STRUTTURA SEZIONE (mm2) MASSA (Kg/m) Alluminio 14,5 19 x 2,9 125 0,350 Tabella 12: Caratteristiche delle corde utilizzate per il collegamento di terra dei sostegni. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 58 Come detto, il collegamento al circuito di ritorno è affidato a valvole di tensione, disposte a intervalli di circa 3000 m in apposite cassette fissate ai sostegni (Figura 45). Figura 45: Separazione del circuito di ritorno da quello di terra dei sostegni. L’impianto deve essere tale da presentare, in corrispondenza di ogni sostegno, una resistenza di messa a terra inferiore ai 2 Ω. In caso contrario devono essere realizzati alcuni accorgimenti (l’utilizzo di dispersori profondi, l’aggiunta di una corda di terra, ecc.) tali da riportarsi entro il limite previsto. Nelle linee a semplice binario è previsto l’utilizzo di due corde di terra, mentre in quelli a doppio binario è prevista l’installazione di una sola corda se la sezione della linea è inferiore a 320 mm2. La corda si trova all’esterno del sostegno e viene posizionata generalmente a una quota di 20 cm più bassa dei fili di contatto. Ogni 1500 metri è previsto, nel caso di linee a doppio binario, un collegamento equipotenziale tra le corde di terra dei due binari. Al fine della protezione dalle fulminazioni è prevista, in modo analogo a quanto viene fatto per le linee di primarie, la presenza di trefoli di guardia, disposti sulla sommità dei sostegni e realizzati con funi di acciaio zincato da 60 mm2 o di bronzo da 35 mm2. La tendenza attuale è però quella di limitare l’installazione di tali conduttori e di posizionare una delle due corde di terra in posizione più elevata delle sospensioni, affidandole quindi anche una funzione di protezione unica. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 59 1.1.4 IL CIRCUITO DI RITORNO L’importanza del circuito di ritorno e delle sue caratteristiche è pari a quella che riveste la linea di contatto al fine di garantire un regolare esercizio ferroviario. È costituito da una o entrambe le rotaie del binario, anche se bisogna subito sottolineare che parte della corrente può disperdersi nel terreno prima di ritornare nella SSE, dato che non è previsto l’isolamento totale dei binari rispetto alla terra. In ogni caso deve essere sempre verificata la continuità elettrica del circuito, assicurando un collegamento permanente tra i vari spezzoni di rotaia. Nel fissare le rotaie alle traverse, vengono utilizzati espedienti affinché assumano una leggera inclinazione verso l’asse del binario, per aumentare la stabilità dei convogli in transito. Ogni rotaia risulta composta di 3 elementi: il fungo, il gambo e la suola (Figura 46). La parte superiore del fungo risulta arrotondata per meglio adeguarsi alla forma dei cerchioni delle ruote mentre la suola offre un’ampia base di appoggio che favorisce la stabilità del binario durante il transito dei treni. Il gambo distanzia le due parti sopra citate e presenta una zona centrale in grado di sopportare eventuali forature senza subire indebolimento della struttura del binario. Figura 46: Rappresentazione schematica di una rotaia. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 60 Le varie tipologie di rotaie si contraddistinguono per il loro peso per metro, misurato in kg/m. Si riportano di seguito le caratteristiche di 3 tipi di rotaie, con indicate le misure principali: TIPO FS 46 50 UNI 60 UNI PESO PER METRO (Kg/m) 46,30 49,86 60,36 A (mm) B (mm) C (mm) D (mm) a (mm) S (mm) SEZIONE (cm2) 65,00 70,00 74,30 36,87 38,80 37,50 135 135 150 145 148 172 8,12 10,00 11,50 14,00 14,00 16,50 55,50 63,50 76,86 Tabella 13: Dimensioni principali di 3 tipi di rotaie. Data la lunghezza delle tratte ferroviarie, nella costruzione dei binari risulta necessario l’unione di più sezioni elementari successive. In passato molto utilizzate erano le giunzioni meccaniche, sostituite adesso da saldature. Questa evoluzione ha portato a una maggiore stabilità nella struttura della rotaia, in quanto non è più necessaria la foratura del gambo che può portare a corrosioni, e una riduzione della resistenza del circuito di ritorno. A tal proposito, con le giunzioni meccaniche, la formula pratica da utilizzare per la determinazione della resistenza chilometrica longitudinale è la seguente: dove m è il numero di rotaie in parallelo (solitamente 2 per ogni binario), p è la massa per metro lineare di rotaia e l è la lunghezza in metri di ogni tratto continuo di rotaia. Con la tecnica rotaia saldata, la resistenza chilometrica viene valutata con la formula seguente: Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 61 La Tabella 14 riporta i valori di resistenza chilometrica per 3 configurazioni di rotaie: TECNICA ADOTTATA TIPO DI ARMAMENTO Giunzione Giunzione Saldatura FS 46 FS 46 60 UNI P l r m (kg/m) (m) (Ω/Km) 46,30 2 12 0,0223 46,30 2 18 0,0195 60,36 2 36 0,0082 Tabella 14: Caratteristiche tecniche di 3 configurazioni diverse di rotaie (“p” indica la massa per metro, “m” il numero di rotaie in parallelo ed “l” la lunghezza tratto continuo di rotaia). Si nota la convenienza dell’utilizzo della tecnica a rotaia saldata, che comporta una diminuzione sensibile della resistenza del circuito di ritorno e quindi anche dell’intero circuito di alimentazione ferroviaria. Nelle rotaie, per il funzionamento dei circuiti di binario, devono essere inseriti dei giunti isolanti, con lo scopo di interrompere la continuità elettrica del circuito di ritorno. Per ristabilirla vengono usate apposite connessioni longitudinali del tipo a treccia, la cui resistenza deve risultare inferiore a quella corrispondente a 3 metri di rotaia. Molto importante dal punto di vista elettrico risulta la conduttanza di dispersione verso terra delle rotaie. Queste, infatti, non sono perfettamente isolate dal terreno, permettendo a parte della corrente di ritorno di fluire a terra. Questo accorgimento evita che il binario si porti a tensioni pericolosamente alte quando percorso dalla corrente di alimentazione, ma è causa di possibili corrosioni su strutture adiacenti alla linea. La conduttanza di dispersione non è legata alla natura dei binari, ma alle condizioni della massicciata, allo stato di conservazione delle traverse e alle condizioni ambientali, risultando quindi molto variabile. Il suo valore condiziona il funzionamento dei circuiti di binario, per cui viene prescritto che la resistenza di isolamento tra le due rotaie non debba essere inferiore a 2 Ω∙km (quindi in termini di conduttanza non superiore a 0,5 S/km) per le tratte di piena linea, mentre 1,4 Ω∙km (quindi una conduttanza inferiore a 0,71 S/km) per i binari nell’ambito delle stazioni. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 62 La normativa distingue tre tipi di circuito di ritorno, suddivisi in base alla funzione che le rotaie rivestono nel circuito (Figura 47). La prima tipologia prevede entrambe le rotaie isolate, separate da giunti isolanti, dove la continuità del circuito viene data da apposite connessioni induttive, necessarie per il funzionamento del circuito di binario. Il secondo è costituito da una sola rotaia isolata, anche se in entrambe le sezioni delle rotaie sono separate da giunti isolanti. La continuità del circuito di ritorno è data da opportuni collegamenti. Il terzo tipo prevede invece entrambe le rotaie non isolate e assicuranti la continuità del circuito di ritorno attraverso opportuni collegamenti longitudinali. Figura 47: Casi dei circuiti di ritorno previsti dalla normativa. I collegamenti trasversali fra rotaie sono sempre possibili solo per il circuito di tipo 3 e vengono solitamente poste ogni 180 m. Nel caso di circuito di tipo 2 sono possibili solo nel caso di linee a doppio binario, collegando fra loro le rotaie non isolate dei due binari sempre a intervalli di 180 m. Per il circuito di tipo 1, le connessioni trasversali non possono essere applicate in nessun caso. Uno degli aspetti fondamentali nell’esercizio ferroviario risulta la sicurezza. Tanti sono stati gli sforzi compiuti in questo senso, che hanno reso il treno uno dei mezzi più sicuri per il trasporto di persone e di merci. Uno dei problemi principali era legato alla verifica dell’occupazione o meno di una tratta ferroviaria, al fine di evitare disastrosi incidenti. A tale scopo, grazie all’introduzione dei circuiti di binario (Figura 48), venne sviluppato un sistema a blocco elettrico manuale tipo FS. Questo impianto di protezione consentiva l’identificazione dell’occupazione o meno di una tratta di binario, suddividendola in sezioni di blocco. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 63 Le porzioni di linea erano delimitate dai posti di distanziamento (detti anche posti di blocco), che dovevano risultare sempre presenziati. Il sistema richiedeva l’installazione in ogni posto di blocco di appositi apparecchi chiamati strumenti di blocco il cui funzionamento è semiautomatico. Figura 48: Schema elettrico del circuito di binario. La funzione principale di questi è il rilascio del consenso all’occupazione di una sezione di blocco previa richiesta dal posto di blocco dal quale il treno deve partire. In caso positivo, veniva dato un segnale di partenza in forma luminosa e il treno poteva occupare la tratta successiva. La verifica della liberazione della tratta era affidata ai circuiti di binario, mentre compito dell’operatore presente nel posto di blocco era il controllo della completezza del treno. I margini di errore umano vennero poi completamente eliminati con l’introduzione del blocco automatico, ancora oggi utilizzato per la sua grande affidabilità e sicurezza. Il circuito di binario utilizzato nelle tratte dotate di sistema a blocco automatico, funziona in corrente alternata a 50 Hz. In serie all’alimentazione, data da un trasformatore abbassatore da 50 VA che fornisce una tensione di 150 V, viene inserita una resistenza zavorra che ha lo scopo di limitare la corrente quando gli assi del treno cortocircuitano le rotaie. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 64 Il relè di ricezione del circuito di binario è posto all’estremo opposto della sezione di blocco (Figura 49) e viene alimentato da un trasformatore elevatore, in grado di portare la tensione a valori consoni al funzionamento del relè stesso. Figura 49: Schema elettrico del collegamento alla valvola di tensione. Quando la tratta interessata non è percorsa da treni, la corrente del circuito di binario si richiude attraverso il secondo trasformatore e il relè non scatta. In presenza invece di un convoglio, le ruote cortocircuitano le rotaie, diseccitando il relè che segnala quindi la presenza del treno sulla sezione considerata. Se le sezioni di blocco non sono troppo lunghe, è sufficiente utilizzare un circuito di ritorno del secondo tipo, utilizzando delle connessioni in treccia di rame tra le due rotaie non isolate appartenenti a sezioni contigue. Quando i circuiti di binario sono di notevole lunghezza (compresa tra 700 m e 2000 m) si adotta invece il circuito di ritorno di tipologia a, con entrambe le rotaie che partecipano alla conduzione della corrente di ritorno[3], [5] e [6]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 65 1.2 SISTEMA DI ELETTRIFICAZIONE A 25 kV IN CORRENTE ALTERNATA Finora si è parlato principalmente del sistema di alimentazione ferroviaria a 3 kV corrente continua descrivendone tutti gli elementi che lo costituiscono. Come già accennato nell’introduzione, si è sentita la necessità di rivoluzionare il panorama del trasporto ferroviario, andando a sviluppare il sistema Alta Velocità / Alta Capacità. Sulle nuove linee veloci AV/AC è adottato il sistema di elettrificazione monofase a 25kV corrente alternata 50Hz, innovativo rispetto al sistema a 3kV corrente continua con il quale è elettrificata l'intera rete ferroviaria italiana. Sulle interconnessioni con le linee esistenti e sui nodi urbani la tensione di alimentazione è a 3kVcc. Questo sistema di alimentazione a 25kV è il più utilizzato in Europa per linee veloci ad elevata capacità di traffico visto che consente di disporre della potenza necessaria a far viaggiare convogli frequenti e veloci in modo economicamente più vantaggioso rispetto ai 3kV. Contemporaneamente evita l’impiego all’interno delle Sottostazioni Elettriche Ferroviarie di apparecchiature di conversione da corrente alternata a continua, riduce il numero di SSE lungo la linea, riduce le cadute di tensione lungo la linea e permette potenziamenti futuri della capacità della linea senza ulteriori interventi sugli impianti. Il sistema elettrificato a 25 kV è allacciato direttamente alla rete elettrica nazionale (RTN) a 380-220 kV ed è in grado di assorbire carichi monofase con squilibri ridotti rispetto alla rete a 132 kV, senza arrecare disturbi alla distribuzione urbana di energia elettrica. Gli allacciamenti sono realizzati attraverso un insieme di apparecchiature dedicate sulla sbarra ad altissima tensione (AAT) tramite un autotrasformatore di elevata potenza (250 MVA) con il secondario alla tensione di 150 o 132 kV su di una sbarra dedicata dalla quale è derivato l’elettrodotto di proprietà RFI. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 66 Tale elettrodotto che alimenta direttamente una sottostazione elettrica (SSE) alla medesima tensione primaria di 150 o 132 kV (come mostrato nella seguente Figura 50). Figura 50: Schema tipo di alimentazione primaria delle tratte AV 2 x 25 kV c.a.. Tali sottostazioni prelevano energia dagli elettrodotti solamente su due fasi e trasformano l'energia prelevata tramite due trasformatori di potenza nominale 60 MVA (di cui uno riserva dell'altro) con il primario a 150 o 132 kV e il secondario collegato da un capo a +25 kV dall'altro a -25 kV da cui nasce la denominazione 2 x 25 kV. L'inserzione bifase viene effettuata sul sistema di linea e quindi senza possibilità di funzionamento in parallelo. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 67 Figura 51: Tipico schema di una SSE a 25 kV c.a.. E’ da notare inoltre che le SSE si comportano come utenze elettriche reversibili. Infatti qualora un treno circolante restituisca in linea energia di recupero dovuta alla frenata e questa non venga contestualmente assorbita sulla linea stessa da un altro carico mobile, tale energia può essere restituita sulla linea primaria alimentante. Per l’architettura del sistema di alimentazione 25 kV delle nuove linee veloci è stato adottato il cosiddetto “sistema ad anello” ritenuto in grado di garantire allo stesso tempo sia maggiore efficacia che sicurezza. Tale struttura prevede che le SSE siano collegate fra di loro ad una distanza di circa 50 Km l’una dall’altra mediante linee dedicate a 132 kV in “entra - esci” e che la prima e l’ultima sottostazione sia connessa a due centrali rete elettrica nazionale. In alternativa si è valutata la possibilità di utilizzare il sistema a bastone, in cui ogni sottostazione è collegata ad una centrale della rete elettrica nazionale. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 68 La scelta ricade però sulla struttura ad anello per i seguenti vantaggi: garantisce una riserva di linea in caso di guasto di una sottostazione ferroviaria; economicità rispetto al sistema a bastone che utilizza un numero doppio di trasformatori dedicati; minore impatto ambientale sul territorio in quanto può seguire il tracciato della linea ad Alta Velocità; non richiede la costruzione di altre stazioni Enel comportando un risparmio oltre che economico anche in termini di occupazione del suolo. La tipologia costruttiva adottata per gli elettrodotti a 132kV è del tipo aereo con sostegni a traliccio a basso impatto ambientale. In ambito urbano, in limitati tratti particolarmente complessi dal punto di vista urbanistico o ambientale, è stata utilizzata la tipologia interrata. Il sistema di trazione elettrica (TE) scelto per le linee a Alta Velocità/Alta Capacità è del tipo 2 x 25 kV -50 Hz dove la catenaria presenta una tensione alternata di +25 kV ed il feeder, parallelo ad essa, una tensione alternata di -25 kV (Figura 52). Figura 52: Principio di funzionamento della trazione elettrica 2x25 kV-50 Hz. Dunque l’energia elettrica viene consegnata al treno per mezzo della linea di contatto (LdC) alimentata alla tensione di + 25 kV ed è costituita da una fune portante da 120 mm 2 e da un filo di contatto da 150 mm2 posto a 5,30 m sul piano del ferro. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 69 Il feeder, alimentato a - 25 kV ed in contrapposizione di fase rispetto alla LdC, è sostenuto dagli stessi pali della TE, così come la fune di terra che collega tutti i sostegni tra di loro (Figura 53). Figura 53: Conduttori aerei della linea di contatto. Il nuovo sistema di trazione 2 x 25 kV c.a. è infine caratterizzato da due singolari posti di alimentazione elettrica: i Posto di Cambio Fase (PCF) e i Posti di Confine elettrico(POC). Il Posto di Cambio Fase (PCF) è costituito da un apposito tratto neutro (Figura 54) ubicato in maniera simmetrica tra due SSE. Il PCF è un posto tecnologico di tipo “funzionale” ed è pertanto possibile spostarlo in altro luogo lungo linea in funzione delle necessità di esercizio. I PCF, che sono appositamente segnalati lungo linea e presso l’RBC, devono essere percorsi dai treni con pantografo alzato e carico disinserito. Il distacco del carico è comandato automaticamente a bordo treno, tramite il sistema di comando-controllo della circolazione. Figura 54: Giunto isolante catenaria e binario del PCF. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 70 I posti di Confine elettrico (POC) tra sistema a 3 kV c.c. e 25 kV c.a. sono ubicati in corrispondenza degli imbocchi e delle interconnessioni tra le tratte AV/AC e la rete storica (Figura 55). Essi sono realizzati con due tratti neutri con messa a terra centrale e vanno percorsi dai treni con pantografi abbassati. Per ovviare a problemi di compatibilità elettromagnetica (cioè correnti condotte e interferenze con i circuiti di binario) i POC sono stati attrezzati con speciali filtri soppressori di armoniche nella sezione a 3 kV e con particolari trasformatori di separazione nella sezione a 25 kV. Figura 55: Schema di un posto di confine elettrico (POC). Anche i POC sono segnalati lungo linea e presso l’RBC e devono essere percorsi dai treni con pantografi abbassati. Di fatto prima del POC viene abbassato il pantografo in presa e dopo il POC viene sollevato il pantografo utile per il sistema di trazione incontrato [4], [5] e [7]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 71 CAPITOLO 2: Il CARICO FERROVIARIO Come precedentemente accennato, per il dimensionamento di una Sottostazione Elettrica Ferroviaria, risulta di primaria importanza la valutazione della potenza assorbita nella tratta alimentata dalla SSE stessa. I parametri che definiscono il carico utile alla linea di contatto per soddisfare la richiesta di energia da parte dei convogli che la percorrono sono: Densità del traffico ferroviario; Potenza assorbita dal singolo treno; Configurazione del tracciato. Densità del traffico ferroviario Data una tratta ferroviaria alimentata dalla sottostazione ad essa associata, la potenza totale richiesta per soddisfare le esigenze dei convogli è caratterizzata dalla densità di traffico cioè dal numero di treni che contemporaneamente attraversa la tratta considerata. Per questa ragione vengono suddivise, in ambito ferroviario, le ore di un’intera giornata in: Ore di morbida; Ore di punta. Questa suddivisione è data dal fatto che il carico ferroviario è molto variabile a seconda della fascia oraria osservata ed è per questa ragione che vi è una classificazione delle ore. Per ore di morbida si intende quelle ore dove il traffico ferroviario è molto variabile ma in range molto bassi di potenza assorbita dai convogli attraversanti la tratta in oggetto. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 72 Le ore di morbida ricoprono generalmente le fasce orarie dove il numero di treni passanti su una tratta ferroviaria è basso (ad esempio le ore notturne). Invece, le ore di punta definiscono quella parte del giorno dove il traffico ferroviario è sia variabile che intenso causando picchi di potenza assorbita molto elevati (ad esempio le fasce orarie 6:00-9:00 oppure 17:00-20:00). I flussi di traffico ferroviario variano significativamente nel tempo: durante la giornata (ore di punta, ore di morbida); durante la settimana (traffico festivo e traffico feriale); durante l’anno (mesi estivi e mesi invernali). La variazione più significativa è quella giornaliera, infatti, la quantità di domanda nell’ora di punta è la base per il dimensionamento delle infrastrutture e dei servizi di trasporti. Potenza assorbita dal singolo treno Il carico assorbito dai convogli dipende principalmente dalla potenza del locomotore che varia in funzione della velocità assunta e dalla tipologia di locomotore passante nella tratta in oggetto. Per osservare i diversi carichi in gioco richiesti dai convogli, si può osservare la Tabella 2 riportata nel primo capitolo che, esprime le potenze assorbite in MW di alcuni mezzi di trazione ferroviaria in funzione della velocità e tipologia del locomotore. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 73 2.1 CONSUMI ENERGETICI NEL TRASPORTO FERROVIARIO ITALIANO Il settore dei trasporti è responsabile di oltre un terzo dei consumi energetici nazionali. A differenza del settore industriale che registra una leggera ma costante diminuzione dei consumi, nell’ambito dei trasporti si verifica un aumento, dettato dalla crescente domanda di mobilità di persone e merci. I consumi energetici dei trasporti in Italia sono originati dalle diverse modalità di spostamento (auto, aereo, treno, etc) in misura molto differenziata. Ripartizione dei consumi energetici fra le diverse modalità di trasporto Marittimo Ferroviario 11% Auto Aereo 13% 2% 74% Figura 56: Ripartizione dei consumi energetici dei trasporti in Italia. Le ragioni di questa grande disparità sono da ricercarsi sia nelle diverse quantità di persone e merci trasportate, sia nella maggiore efficienza energetica del treno rispetto all’auto e all'aereo [8]. Il Gruppo Ferrovie dello Stato Italiane è uno dei principali consumatori nazionali di energia e, come tale, è impegnato nella continua ricerca della massima efficienza energetica in tutte le sue attività. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 74 I consumi totali di energia primaria del Gruppo sono diminuiti del 4,3%, nonostante l’allargamento del perimetro di rendicontazione (i dati 2014 includono Ataf Gestioni e Umbria Mobilità Esercizio, controllate di Busitalia - Sita Nord, oltreché Bluferries controllata da RFI). A parità di perimetro la riduzione complessiva dei consumi, rispetto al 2013, si attesta al 7%. L’andamento dei consumi è favorevole, in diversa misura, per tutte le voci di destinazione. I consumi per trazione ferroviaria, che rappresentano l’80% dei consumi di energia primaria del Gruppo, diminuiscono del 4,5% nonostante l’offerta complessiva di trasporto si sia ridotta in misura inferiore (-1,2% di treni-km sulla rete ferroviaria italiana rispetto al 2013) e risulta positivo il bilancio anche rispetto al 2012 (-1,4% di energia impiegata rispetto a un incremento del +1,3% di treni-km). I dati pertanto confermano l’efficacia delle azioni di razionalizzazione delle attività e di risparmio energetico collegati all’esercizio ferroviario [8]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 75 Tuttavia, il miglioramento del trend può essere anche ricondotto a un progressivo decremento dei treni-km effettuati con trazione diesel oltre che, relativamente al 2014, a un fattore climatico favorevole che ha consentito di ridurre i consumi legati ai servizi di climatizzazione, estiva e invernale, a bordo treno [8]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 76 2.2 EMISSIONI DI GAS SERRA NEL TRASPORTO FERROVIARIO ITALIANO Nel corso del 2014 le emissioni totali di gas serra del Gruppo Ferrovie dello Stato Italiane sono diminuite del 7,2%, nonostante l’ampliamento del perimetro di rendicontazione, per effetto della riduzione dei consumi complessivi del Gruppo. A questo fattore va aggiunta una diminuzione significativa delle emissioni specifiche per la produzione di energia elettrica [8]. L’offerta ferroviaria si mantiene pressoché stabile, tuttavia le emissioni specifiche per trasporto passeggeri e merci registrano un importante risultato, da mettere in relazione alla qualità del prodotto elettrico acquistato, ma anche all’introduzione di treni più efficienti, oltreché alla sostituzione di mezzi a trazione diesel con mezzi elettrici. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 77 In particolare, in Trenitalia le emissioni specifiche di CO2 per la trazione ferroviaria del servizio passeggeri e di quelli merci registrano una flessione, rispettivamente del 14,4% e del 22,7% [8]. Nel complesso il trend è in linea con la strategia del settore ferroviario. Oltre a ridurre il proprio impatto sull’ambiente, il Gruppo Ferrovie dello Stato Italiane può fare molto per la realizzazione di un modello di sviluppo sostenibile nel settore dei trasporti. In Italia, infatti, il traffico su gomma contribuisce per oltre l’80% alle emissioni di gas serra, quello aereo e marittimo per il 9% circa ciascuno e la ferrovia solo per il 2% [9]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 78 CAPITOLO 3: LE FONTI RINNOVABILI DI ENERGIA Negli ultimi anni singole nazioni, come pure gli organismi internazionali, si sono mossi per trovare gli strumenti più adeguati per coniugare progresso e salvaguardia dell’ambiente, nella consapevolezza della portata planetaria del problema. Uno degli strumenti disponibili per realizzare quest’obiettivo è l’uso più esteso delle fonti rinnovabili di energia, che sono in grado di garantire un impatto ambientale più contenuto di quello prodotto dalle fonti fossili. Il bisogno di trovare rapidamente fonti di energia alternative ai combustibili fossili nacque in seguito alla crisi economica del 1973, quando i paesi arabi produttori di petrolio aumentarono improvvisamente il suo prezzo; di conseguenza aumentò il prezzo della benzina, del riscaldamento e dell’energia elettrica. Contemporaneamente nel mondo della ricerca crebbe la consapevolezza dell’esauribilità dei combustibili fossili. Fu allora che per la prima volta si diffusero i termini di risorse “alternative” e “rinnovabili”; alternative all’idea che l’energia potesse prodursi solo facendo bruciare qualcosa, e rinnovabili nel senso che, almeno virtualmente, non si potessero mai esaurire. Si definiscono fonti rinnovabili di energia quelle fonti che, a differenza dei combustibili fossili e nucleari, possono essere considerate teoricamente inesauribili, perché il loro ciclo di produzione, o riproduzione, ha tempi caratteristici comparabili con quelli del loro consumo da parte degli utenti. Le fonti rinnovabili comprendono l’energia solare che investe il nostro pianeta e quelle che da essa derivano: idraulica, eolica, delle biomasse, delle onde e delle correnti marine. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 79 E’ inoltre considerata rinnovabile l’energia geotermica, presente in quantità più o meno rilevanti in molti sistemi profondi nella crosta terrestre. Dunque l’energia solare è la sorgente primaria da cui hanno origine quasi tutte le fonti energetiche, sia convenzionali che rinnovabili; solo la geotermica, la gravitazionale e la nucleare sono da questa indipendenti. Molte delle tecnologie per la produzione di energia da fonti rinnovabili hanno ormai superato la fase di ricerca ed hanno raggiunto la fase di commercializzazione e diffusione su larga scala. Alcune di queste tecnologie sono già competitive rispetto a quelle tradizionali o lo saranno a breve termine. Nonostante tali premesse, l’ostacolo alla diffusione delle fonti rinnovabili deriva dalla sovrapposizione di più tipi di barriere distinte tra loro: barriere tecniche quali la maturità tecnologica, il rapporto costi/prestazioni, l’affidabilità, la disponibilità e la durata del servizio; barriere economiche e di mercato quali i costi di investimento e di gestione, il valore del servizio offerto, l’incontro fra domanda e offerta, e l’accesso ai crediti; barriere ambientali quali gli impatti, le scelte dei siti, la sicurezza degli impianti ed i rischi a questi connessi. Infine è importante notare che non tutte le energie rinnovabili sono equivalenti tra di loro. Perciò è necessario suddividerle in due categorie ben definite: 1) le energie rinnovabili tradizionali, il cui rappresentante per eccellenza è la forza idroelettrica, ormai ampiamente sfruttata in gran parte del mondo; 2) le nuove energie rinnovabili: di questo gruppo fanno parte l’energia eolica, la geotermica, le biomasse, l’energia solare fotovoltaica, l’energia solare termica, l’energia delle maree e i micro-impianti idroelettrici. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 80 Nei paragrafi che seguono si tratterà principalmente della seconda categoria ed in particolare dell’energia solare fotovoltaica; tuttavia si trascurerà l’energia delle maree e i micro-impianti idroelettrici perché attualmente essi vivono la loro fase di sperimentazione e quindi rappresentano una quota del tutto insignificante nel mercato energetico globale. 3.1 ENERGIA IDROELETTRICA L’energia idroelettrica, chiamata anche energia idraulica o energia idrica, è quel tipo di energia che si origina sfruttando il movimento di grandi masse di acqua in caduta. La massa di acqua, cadendo, produce energia cinetica che, grazie a una turbina e a un alternatore, viene poi trasformata in energia elettrica. I primi nella storia ad utilizzare la potenza dell'acqua e l'energia cinetica derivante prodotta dal liquido al fine di azionare mulini ad acqua per macinare il grano furono i greci e i romani. Nel basso Medioevo quindi, e soprattutto grazie alle scoperte degli Arabi del Nord Africa, iniziò ad essere sempre più utilizzata la ruota idraulica, un mulino senza pale capace di ruotare su un punto fisso grazie forza esercitata dall'acqua, che veniva utilizzato per l'irrigazione dei campi e per la bonifica delle zone paludose. In Europa, all'inizio della Seconda Rivoluzione Industriale, alla fine del 1800, l'evoluzione della ruota idraulica in una turbina motrice composta da una ruota a pale con perno su un asse, portò a un progresso tecnico di vaste proporzioni che incrementò nella prima metà del 1900, con la realizzazione di una turbina motrice maggiormente perfetta e funzionale. Nel tardo XIX secolo, l’energia idroelettrica divenne una fonte per generare elettricità. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 81 La prima centrale idroelettrica di elevata potenza fu realizzata da Thomas Alva Edison, nel 1895, nei pressi delle cascate del Niagara. In Italia, sul finire dell’800, intorno al «carbone bianco» (come fu ribattezzata la nuova fonte di energia) si registrò l’entusiasmo degli ambienti economici, convinti che il paese potesse affrancarsi dalle importazioni di carbon fossile. Con la centrale idroelettrica di Paderno sull’Adda (Figura 57), realizzata nel 1898 e destinata alla fornitura di energia della città di Milano, dove vi giungeva attraverso una linea lunga 32 km, fu inaugurata la nuova fase del trasporto dell’energia a grande distanza, grazie al quale l’elettricità prodotta nei grandi bacini idrici diveniva utilizzabile anche per i consumi urbani o per quelli degli stabilimenti industriali più lontani. Figura 57: Esterno della centrale idroelettrica della Edison di Paderno d'Adda. L’energia idroelettrica sfrutta la trasformazione in energia cinetica dell’energia potenziale gravitazionale posseduta da masse d’acqua in quota. La trasformazione avviene grazie al superamento di un dislivello o di un salto. Dal salto si ottiene la trasformazione dell’energia potenziale in cinetica e, successivamente, l’energia cinetica viene trasformata, grazie ad un alternatore accoppiato ad una turbina, in energia elettrica. Nelle centrali idroelettriche l’energia cinetica delle masse d’acqua in movimento (salto o pendenza) fa ruotare le turbine. Queste trasmettono la loro energia meccanica all’alternatore per produrre energia elettrica. L’acqua utilizzata viene interamente restituita all’ambiente. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 82 La classificazione delle principali tipologie di centrali idroelettriche è la seguente: Impianti a deflusso regolato o a bacino: utilizzano il salto dell’acqua accumulata in bacini naturali o artificiali ottenuti grazie a dighe o opere di sbarramento. Impianti a pompaggio: sono caratterizzati da un bacino di svaso (per accumulo superiore) e da uno di invaso per l’accumulo inferiore. In caso di richiesta di poca energia e quindi di basso consumo, l’acqua viene ripompata nel bacino in quota per essere riutilizzata quando la domanda energetica aumenta. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 83 Impianti ad acqua fluente: sono posizionati sui corsi d’acqua. Non possono essere regolati o programmati e l’energia elettrica viene prodotta in base alla quantità d’acqua disponibile. La progettazione e il dimensionamento di un impianto idroelettrico si basa sulle caratteristiche del sito in cui si realizza l’opera e del corso d’acqua, naturale o artificiale, che si va a sfruttare. La specifica tipologia di turbina da installare dipende dalla portata del corso d’acqua e dal salto idraulico presente ed è pertanto necessario effettuare una preliminare valutazione di questi parametri. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 84 Le turbine e le rispettive caratteristiche sono elencate nella tabella seguente: SALTO DELL’ACQUA (m) TIPO DI TURBINA CARATTERISTICHE PECULIARI Possibilità di impiego con portate limitate (1-1000 l/s). L’acqua abbandona le pale della turbina a velocità molto bassa e quindi la cassa che contiene la ruota può essere molto leggera. Impiego con portate comprese tra 1 l/s e 2 m3/s. Permette di ottenere velocità angolari elevate che consentono un accoppiamento diretto con il generatore senza moltiplicatore di giri, con conseguente riduzione dei costi e incremento dell’affidabilità. Sono consigliate in presenza di acque torbide. Possibilità di impiego con portate limitate (20-2000 l/s). Ha un rendimento massimo inferiore rispetto ad altre tipologie di turbina ma è meno influenzato dalle variazioni della portata rispetto al valore nominale Impiego con portate comprese tra 5 l/s e 2 m3/s. Utilizzate prevalentemente negli impianti di media grandezza (sopra i 100 kW). Pelton 50-1300 Turgo 15-300 Flusso incrociato (Banki) 5-200 Francis 10-350 Kaplan 5-90 Impiego con portate elevate. Elica a pale fisse 2-20 Utilizzate quando il salto e la portata sono praticamente costanti. Tabella 15: Principali turbine idrauliche e rispettive specifiche tecniche. Generalmente le turbine ad azione sono maggiormente indicate per situazioni in cui si ha un salto elevato ed una bassa portata, mentre le turbine a reazione si adattano meglio a salti più bassi e portate più elevate di quelli richiesti dalle turbine ad azione. La scelta del tipo di generatore da installare varia a seconda della specifica applicazione dell’impianto idroelettrico: nel caso di impianti connessi con la rete centrale di distribuzione dell’elettricità vengono utilizzati dalla centrale idroelettrica alternatori asincroni ad induzione; nel caso di applicazioni per utenze isolate o che alimentano reti remote si ricorre a alternatori sincroni. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 85 La vita di un impianto idroelettrico aumenta all’aumentare della taglia dell’impianto stesso e le varie componenti hanno durata diversa: le opere civili sono le componenti più durature con un tempo di vita anche superiore a 50 anni [9], [10] e [11]. 3.1.1 COSTO IMPIANTO IDROELETTRICO Tra tutte le rinnovabili, la fonte idroelettrica è una di quelle che presenta le maggiori difficoltà nel momento in cui si tenta di ipotizzare un costo di investimento medio per kW installato. Infatti i costi di investimento per la realizzazione di impianti idroelettrici sono molto variabili in funzione delle specificità del sito di installazione da cui dipendono le scelte realizzative delle varie componenti dell’impianto e, della taglia. In particolare il costo finale dell’impianto è particolarmente influenzato dalle opere civili realizzate per lo sbarramento e l’adduzione dell’acqua. Le singole voci di costo che vanno ad influire sul totale del costo di produzione: Suddivisione dei costi di realizzazione impianto idroelettrico 10% assicurazioni e diritti 10% opere fisse in muratura 30% 40% 10% opere di adduzione e scarico opere elettriche e di regolazione macchina idraulica Figura 58: Suddivisione percentuale dei costi di realizzazione impianto idroelettrico. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 86 In Italia il costo di un impianto idroelettrico di taglia ridotta (inferiore a 100 kW) può variare tra 1.500 e 3.000 euro al kW di potenza installata. In linea generale, i costi specifici (cioè per kW installato) degli impianti diminuiscono all'aumentare della taglia. I costi operativi sono solitamente compresi tra il 2 e il 3% dell’investimento iniziale per una durata di produzione di 3700 ore circa. I costi di gestione possono essere ridotti nel caso di impianti automatizzati con sistemi di controllo da remoto che non richiedono una presenza fissa di personale presso la centrale. La parte più elevata di costo, dunque, deriva dalla realizzazione delle opere murarie. Generalmente il tempo necessario per rientrare della spesa e ammortizzare i costi di produzione di un impianto per l’energia idroelettrica si aggira intorno ai 10 anni: tenendo conto che il tempo di funzionamento è superiore ai 30 anni medi, si possono ottenere almeno 20 anni di ritorni economici, senza dimenticare che questa soglia è destinata ad alzarsi. Non mancano gli impianti costruiti un secolo fa tuttora attivi, a maggior ragione con le tecnologie attuali dovrebbero poter resistere adeguatamente allo scorrere del tempo per diversi decenni [10] e [11]. 3.1.2 IMPATTO AMBIENTALE IDROELETTRICO La fonte energetica sfruttata dalle centrali idroelettriche, grandi o piccole che siano, è una fonte rinnovabile dato che nel meccanismo di produzione dell’elettricità proprio di questi impianti non si genera un consumo o una modifica di composizione della risorsa idrica utilizzata. Dal punto di vista dell’inquinamento atmosferico gli impianti idroelettrici, non realizzando alcun processo di combustione, contribuiscono alla riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra associate alla produzione di energia elettrica. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 87 La produzione di elettricità da impianti idroelettrici, in alternativa al funzionamento di centrali termoelettriche a carbone, comporta una riduzione di 670 g di CO2 per ogni kWh di elettricità prodotto, nonché di 668 g/kWh di diossido di azoto, 2 g/kWh di ossidi di azoto e 282 mg/kWh di particolato vario. I piccoli impianti realizzati nei territori montani inducono miglioramenti, grazie alle opere di sistemazione idraulica effettuate per la creazione delle centrali, in termini di difesa del suolo. La presenza delle centrali in territori non abitati soggetti a possibili fenomeni di dissesto idrogeologico comporta un presidio degli stessi che si traduce anche in un presidio del territorio circostante. Oltre all’insieme di impatti ambientali positivi legati alla realizzazione di centrali idroelettriche, vanno tenuti presente anche elementi di attenzione che, se non adeguatamente affrontati, possono portare a ricadute ambientali negative in termini di impatto visivo, alterazione degli ecosistemi, rumore. Più grandi sono gli impianti e più rilevanti sono tali possibili impatti ambientali. Le diverse opere civili che compongono un impianto idroelettrico possono essere fonte di impatto visivo sull’ambiente in cui si vanno a collocare; è possibile mitigare tale effetto mascherando alcuni elementi con la vegetazione oppure colorare le opere con tonalità che consentano un loro miglior inserimento nell’ambiente naturale. Può essere poi presa in considerazione l’ipotesi di interrare una parte degli impianti (ad esempio la centrale). L’ecosistema può essere influenzato dalla presenza di impianti idroelettrici a causa della riduzione della portata del corso d’acqua che si ha tra il punto di presa e il punto di restituzione; questo problema va affrontato progettando volumi di prelievo tali da garantire il mantenimento del deflusso minimo vitale nel tratto del corso d’acqua ove si induce una riduzione di portata. La presenza delle opere di sbarramento può rendere difficoltosa, se non impedire, la risalita di alcuni pesci, nelle fasi migratorie della riproduzione, verso i punti idonei alla deposizione delle uova. In questo caso diverse tecnologie che aiutano i pesci a superare l’ostacolo (scala di monta, ascensori, ecc.) rispondono al problema. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 88 Alcune situazioni di moria di pesci si possono infine avere nel caso in cui gli esemplari siano trascinati nella condotta di adduzione dell’acqua alla centrale e finiscano quindi schiacciati nella turbina. L’installazione di apposite griglie di protezione sulle opere di presa previene tali incidenti. Il funzionamento dei macchinari con cui si produce l’energia elettrica comporta una certa emissione sonora che però può essere contenuto fino a 70 dB all’interno della centrale ed essere praticamente impercettibile all’esterno [9], [10] e [11]. 3.1.3 MERCATO MONDIALE IDROELETTRICO L’energia idroelettrica, fonte antica e preziosissima, rappresenta il 90% della produzione mondiale di energia elettrica da fonti rinnovabili e contribuisce per una quota rilevante alla domanda mondiale di energia primaria. Figura 59: Scenario mondiale della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 89 Ancora oggi vaste aree del Pianeta, per soddisfare i propri fabbisogni di energia, dipendono fortemente dall’acqua: nel Sud America, per esempio, quasi il 58% dell’elettricità prodotta è di origine idrica. Ma anche in numerose nazioni a forte sviluppo (Austria, Canada, Islanda, Norvegia, Nuova Zelanda, Svezia, Svizzera) la principale fonte di energia elettrica resta quella idrica, che è una risorsa rinnovabile e senza emissioni. Figura 60: Principali Paesi per capacità installata di energia idroelettrica. Anche in Italia l’energia idroelettrica ha rappresentato il motore dell’industrializzazione. In tutto il mondo l’Italia, dopo il Giappone, è il Paese che ha utilizzato di più il suo potenziale idroelettrico anche se con impianti dislocati con densità diversa da nord a sud. In Italia si producono circa i 30-40 mila GWh annui di energia idroelettrica e tale quantità mediamente copre il 10-15 % del fabbisogno energetico italiano. I dati e le percentuali possono variare di anno in anno poiché dipendono da diverse fattori quali ad esempio la maggiore o minore siccità della stagione. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 90 58.067 51.450 41.875 45.823 51.117 49.137 41.623 32.815 36.994 42.338 36.067 40.000 36.670 50.000 39.519 60.000 44.199 70.000 46.810 Evoluzione della produzione idroelettrica in Italia 30.000 20.000 10.000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Figura 61: Andamento della produzione idroelettrica in Italia dal 2000-2014. In Italia comunque le fonti idroelettriche sono già state ampiamente utilizzate e pertanto è poco probabile che si abbia un ulteriore significativo aumento di energia idroelettrica prodotta [12] e [15]. 3.2 ENERGIA EOLICA L’energia eolica è l’energia ricavabile dal vento; infatti l’energia cinetica posseduta dalle particelle di aria in movimento può essere convertita in energia meccanica, che può essere sfruttata direttamente o per generare elettricità. La forza del vento è stata largamente utilizzata sin dall’antichità in svariate applicazioni quali la navigazione a vela, la ventilazione dei cereali e l’essiccazione dei prodotti dell’agricoltura e della pesca. L’uso della vela per lo spostamento delle imbarcazioni apparve in Egitto già nel 2500 a.C. e costituisce il primo esempio di utilizzazione delle energie naturali come forza motrice. I primi mulini a vento per macinare il grano furono usati dai Persiani intorno all’800 d.C.. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 91 In Europa i mulini a vento apparvero in ritardo, nel Medioevo al tempo delle Crociate (1100-1200): essi poi furono impiegati per i più svariati usi, come la macinazione dei cereali , la spremitura delle olive, il pompaggio dell’acqua, l’azionamento di segherie. L’invenzione della dinamo, da parte del belga Gramme, alla metà del 1800, aprì nuove orizzonti allo sfruttamento dell’energia eolica. Nel 1891 il meteorologo danese Poul La Cour costruì la prima turbina a vento per la produzione elettrica (Figura 62). Nello stesso periodo, a Cleveland (Ohio) l’americano Charles F. Brush costruì la prima centrale elettrica eolica. Figura 62: Prima turbina a vento per la produzione elettrica. La risorsa naturale su cui si basa questa forma di energia è il vento: esso è il movimento di masse d’aria che si spostano da aree ad alta pressione atmosferica verso aree adiacenti di bassa pressione, con velocità proporzionale al gradiente di pressione. Ai fini dello sfruttamento dell’energia eolica mediante sistemi di conversione elettrica o meccanica è importante conoscere i seguenti dati: le variazioni diurne, notturne e stagionali; la variazione della velocità del vento con l’altezza sopra il suolo; l’entità delle raffiche nel breve periodo e valori massimi desunti da serie storiche almeno ventennali. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 92 La forza del vento può essere indicata o con la misura della sua velocità, e cioè in nodi che corrispondono alle miglia orarie (1 nodo = 1 miglio orario = 1.85 chilometri orari), o attraverso delle scale dedicate. Generalmente il metodo più immediato per quantizzare un vento consiste nel misurarne la velocità. A tale scopo sono stati costruiti degli strumenti chiamati anemometri (Figura 63). Fra i più usati, il più semplice è il cosiddetto anemometro a coppe con contagiri: il vento, soffiando sulle coppe, le pone in rotazione attorno ad un asse verticale; un contatore, elettrico o meccanico, misura il numero di giri che esse eseguono in un certo intervallo di tempo. Figura 63: Anemometro per la misurazione del vento. Mediante opportune tabelle di taratura è possibile risalire alla velocità del vento. Infine bisogna tener presente che la conformazione del terreno influenza la velocità del vento. Infatti il suo valore dipende, oltre che dai parametri atmosferici, anche dalle caratteristiche del suolo. Più un terreno è rugoso, cioè presenta variazioni brusche di pendenza, boschi, edifici e montagne, più il vento incontrerà ostacoli che ridurranno la sua velocità. La captazione dell’energia del vento si attua mediante macchine in cui delle superfici mobili vengono azionate dal vento e poste in movimento, in genere, rotatorio. Questo movimento si trasferisce ad un asse che rende disponibile una coppia ad una certa velocità di rotazione. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 93 Dunque le macchine eoliche vengono impiegate per trasformare l’energia eolica in energia meccanica di rotazione, utilizzabile sia per l’azionamento diretto di macchine operatrici che per la produzione di energia elettrica; in quest’ultimo caso il sistema di conversione viene denominato aerogeneratore. In base alla loro disposizione rispetto alla direzione del vento le macchine eoliche possono essere classificate in tre grandi categorie (Figura 64): macchine ad asse orizzontale, parallelo alla direzione del vento; macchine ad asse verticale, nelle quali l’asse del rotore è perpendicolare al terreno e alla direzione del vento (Savonius o Darrieus). Figura 64: Macchine eoliche ad asse verticale (Darrieus e Savonius) ed asse orizzontale. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 94 Un aerogeneratore di una macchina ad asse orizzontale è costituito dai seguenti componenti principali: Figura 65: Sezione di un aereogeneratore ad asse orizzontale. Il rotore: Esso è formato da un mozzo su cui sono state fissate un certo numero di pale; è uno dei componenti critici delle macchine eoliche. Tra le diverse alternative di progetto è fondamentale la scelta del numero di pale. I rotori degli attuali aerogeneratori hanno due o tre pale: i primi sono meno costosi e girano a velocità più elevate, mentre i secondi presentano migliori proprietà dinamiche, poiché forniscono una coppia motrice più uniforme e hanno una resa energetica leggermente superiore. Sono stati realizzati anche rotori con una sola pala, equilibrata da un contrappeso. A parità di condizioni, questi rotori sono ancora più veloci dei bipala, ma le loro prestazioni sono inferiori. Le soluzioni costruttive ideate per le pale variano a seconda della taglia delle macchine: in particolare, per quelle di media e grossa taglia, la struttura della pala è simile a quella delle ali degli aerei. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 95 La navicella e il sistema di imbardata: La navicella è una cabina in cui sono ubicati tutti i componenti di un aerogeneratore, ad eccezione, del rotore e del mozzo. Essa è posizionata sulla cima della torre e può girare di 180° sul proprio asse. Per assicurare sempre il massimo rendimento dell’aerogeneratore è importante mantenere un allineamento più continuo possibile tra l’asse del rotore e la direzione del vento. Negli aerogeneratori di media e grossa taglia, l’allineamento è garantito da un servomeccanismo, detto sistema di imbardata, mentre nei piccoli aerogeneratori è sufficiente l’impiego di una pinna direzionale. Nel sistema di imbardata un sensore indica lo scostamento dell’asse dalla direzione del vento e aziona un motore che allinea la navicella. Il sistema frenante: E’ costituito da due sistemi indipendenti di arresto delle pale: un sistema di frenaggio aerodinamico e uno meccanico. Il primo viene utilizzato per controllare la potenza dell’aerogeneratore, come freno di emergenza in caso di velocità eccessiva del vento e per arrestare il rotore. Il secondo viene utilizzato per completare l’arresto del rotore e come freno di stazionamento. Il moltiplicatore di giri: Serve per trasformare la rotazione lenta delle pale in una rotazione più veloce in grado di far funzionare il generatore di elettricità. Il generatore: Trasforma l’energia meccanica in energia elettrica. Il sistema di controllo: Il funzionamento di un aerogeneratore è gestito da un sistema di controllo che svolge due diverse funzioni. Gestisce automaticamente le varie operazioni di lavoro e aziona il dispositivo di sicurezza che blocca il funzionamento dell’aerogeneratore in caso di malfunzionamento e di sovraccarico dovuto ad un’eccessiva velocità del vento. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 96 La torre e le fondamenta: La torre sostiene la navicella e il rotore; può essere a forma tubolare o a traliccio. In genere è costruita in legno, in cemento armato, in acciaio o con fibre sintetiche. La struttura dell’aerogeneratore per poter resistere alle oscillazioni e alle vibrazioni del vento deve essere ancorata al terreno mediante fondamenta. Esse sono molto spesso completamente interrate e costruite con cemento armato [9], [10] e [11]. Dal punto di vista delle dimensioni, le macchine eoliche si suddividono in: TAGLIA piccola media grande POTENZA DIAMETRO ROTORE ALTEZZA MOZZO (kW) (m) (m) 5 - 100 3 – 20 10 – 20 100 - 800 25 – 50 25 – 50 800 - 2500 55 - 70 60 - 80 La potenza in uscita da un aerogeneratore è proporzionale al cubo della velocità del vento e all’area spazzata dalle pale del rotore. Questi due fattori, uno legato al sito di installazione e l’altro alle specifiche di progetto, sono determinanti per le prestazioni di un impianto eolico. Dunque un piccolo aumento della velocità del vento determina un grande incremento dell’energia elettrica prodotta: quest’ultima cresce di otto volte per ogni raddoppio della velocità del vento. Tuttavia è dimostrato che solo una parte (al massimo il 59%) della potenza posseduta dal vento può essere teoricamente assorbita dal rotore. Infatti, per cedere tutta la sua energia, il vento dovrebbe ridurre a zero la sua velocità immediatamente alle spalle del rotore, con l’assurdo di una massa in movimento prima e di una massa d’aria perfettamente immobile immediatamente dopo. In realtà il vento, passando attraverso il rotore subisce un rallentamento e cede parte della sua energia cinetica; questo rallentamento avviene in parte prima e in parte dopo il rotore. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 97 Il vento è sfruttabile per la produzione di energia elettrica quando la sua velocità è compresa tra un minimo di 5.5 m/s e un massimo di 20 m/s , al di sopra del quale la macchina viene posta fuori servizio per tutelarne l’integrità. All’interno del suddetto intervallo la produzione a potenza di progetto avviene soltanto a velocità del vento superiori a quella di vento nominale (attorno a 10 – 12 m/s). In ogni modo l’energia eolica presenta una bassa densità energetica per unità di area di superficie di territorio occupato. Questo comporta la necessità di procedere all’installazione di più macchine per lo sfruttamento della risorsa disponibile. L’esempio più tipico di un impianto eolico è rappresentato dal “wind-farm” (fattoria del vento): un gruppo di più aerogeneratori disposti variamente sul territorio, ma collegati ad un’unica linea che li raccorda alla rete locale o nazionale come una vera e propria centrale elettrica. Nelle wind-farm la distanza tra gli aerogeneratori non è casuale, ma viene calcolata per evitare interferenze reciproche che potrebbero causare cadute di produzione. Di regola gli aerogeneratori vengono situati ad una distanza di almeno cinque – dieci volte il diametro delle pale. La qualificazione di un sito eolico per l’installazione degli impianti prevede varie fasi di sviluppo: individuazione delle aree idonee; caratterizzazione dei siti individuati; studio anemometrico di dettaglio; stesura del progetto; valutazioni economico-finanziarie. Un’analisi sistematica del territorio consente di evidenziare le macro-aree potenzialmente più ventose, all’interno delle quali vengono individuati, mediante campagne sul territorio, i siti idonei ad ospitare impianti eolici. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 98 I dati raccolti sono elaborati per ottenere valutazioni di producibilità energetica. Infine anche l’esistenza di strade adeguate e la vicinanza a linee elettriche devono essere tenute presenti, poiché hanno notevoli implicazioni dirette sulla redditività del progetto. Prescindendo dalla specifica soluzione progettuale, un aerogeneratore competitivo deve produrre energia elettrica a bassi costi e con elevata affidabilità su un arco di vita tecnica attesa di circa 20 anni [10] e [11]. 3.2.1 COSTI IMPIANTO EOLICO La redditività di un impianto eolico si rispecchia in un unico valore: i costi di generazione dell’elettricità. Per questo motivo, bisogna innanzitutto considerare il rapporto fra i costi annui (costi del capitale più le spese di esercizio e di manutenzione) e la produzione annua di elettricità. I costi del capitale comprendono il costo della turbina eolica (60%), l’allacciamento alla rete elettrica (20%), le opere di genio civile, ossia le fondamenta della turbina, la costruzione di strade ecc. (10%), come pure l’engineering e il montaggio (10%). Il costo medio delle installazioni eoliche oggi si aggira intorno a 1800 – 2000 €/kW (onshore) e 2800 – 3000 €/kW (offshore). E’ evidente che questo livello può essere raggiunto solo con un progetto realizzato in modo assolutamente professionale, con un’infrastruttura in larga misura già esistente e con un montaggio efficiente. Le spese d’esercizio e di manutenzione sono composte prevalentemente dai costi del contratto di manutenzione con il costruttore della turbina, dai costi di riparazione dei piccoli guasti da parte della centrale eolica, dai costi assicurativi e dall’indennizzo al proprietario del terreno. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 99 Per i grandi impianti eolici spesso i costi di esercizio e di manutenzione rappresentano il 2% circa dei costi di investimento. La produzione annua di elettricità dipende ovviamente dalla velocità del vento nel punto in cui è ubicato l’impianto. Tuttavia la velocità esatta del vento è molto difficile da prevedere con i modelli teorici a causa dell’influsso al tempo stesso forte e complesso della topografia locale, dell’irregolarità del suolo e di vari ostacoli. Gli inevitabili errori di previsione, inoltre, sono addirittura amplificati dalla relazione esponenziale tra la velocità del vento e la potenza delle turbine, di modo che quando si valuta una nuova ubicazione, i venti locali devono essere necessariamente misurati con precisione per almeno un anno, se si vuole essere abbastanza al sicuro da spiacevoli sorprese. Infine gli impianti eolici possono classificarsi in base alla loro dislocazione sul territorio: impianti sulla terraferma (onshore) ed impianti offshore. Questi ultimi vengono costruiti e posizionati sul mare ad una distanza di 2 km dalla costa. I vantaggi sono evidenti: il vento è molto più uniforme e non risente dell’attrito terrestre. Dunque essi rappresentano un’utile soluzione per quei paesi densamente popolati e con forte impegno del territorio che si trovano vicino al mare. Tuttavia questa tecnologia eolica è ancora condizionata negativamente dagli elevati costi delle fondazioni, degli impianti, della manutenzione e da maggiori difficoltà di collegamento alla rete elettrica [10] e [11]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 100 3.2.2 IMPATTO AMBIENTALE EOLICO L’energia eolica è una fonte rinnovabile pulita ma presenta alcuni possibili effetti indesiderati come: Occupazione del territorio: Gli aerogeneratori e le opere a supporto (cabine elettriche, strade) occupano solamente il 2 – 3% del territorio necessario per la costruzione di un impianto. E’ importante notare che nelle wind-farm, a differenza delle centrali elettriche convenzionali, la parte del territorio non occupata dalle macchine può essere impiegata per l’agricoltura e la pastorizia. Variazione del paesaggio: Gli aerogeneratori per la loro configurazione e per la loro collocazione sono visibili in ogni contesto ove vengono inseriti. Infatti le wind-farm, per funzionare bene, devono sorgere in posizioni esposte: su altipiani, sulle coste o comunque su terreni aperti così da rendere massima la resa elettrica. Ciò non toglie che il fattore estetico debba far parte delle precauzioni da osservare al momento di costruire un impianto, soprattutto per quanto riguarda il terreno su cui va costruito e le sue caratteristiche, il numero e il formato degli aerogeneratori, il design e i colori dei componenti (per evitare che le parti metalliche riflettano i raggi solari), la disposizione e l’allineamento, il profilo del paesaggio in cui l’impianto deve inserirsi. Oggi si preferiscono macchine disposte su una sola fila e colori neutri (come il bianco) per le turbine. Inquinamento acustico: Il rumore che emette un aerogeneratore viene causato dall’attrito delle pale con l’aria e dai componenti meccanici all’interno della navicella. Questo rumore può essere smorzato migliorando l’inclinazione delle pale e la loro conformazione, e l’isolamento acustico della navicella. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 101 Pertanto quest’aspetto è in primo piano nei progetti di nuove macchine e appare molto meno problematico se lo confrontiamo, non con l’assoluto silenzio della campagna, ma con altri rumori assai più insistenti con cui conviviamo ogni giorno. Il rumore proveniente da un aerogeneratore deve essere inferiore ai 45 decibel in prossimità delle vicine abitazioni. Le moderne turbine soddisfano questo requisito a partire da distanze di 150 – 180 metri. Effetti su flora e fauna: I soli effetti riscontrati riguardano il possibile impatto degli uccelli con il rotore delle macchine. Del resto questi animali, spesso dotati di ottima vista, non hanno problemi nell’individuare in volo queste grosse macchine. Tuttavia si raccomanda ad ogni buon costruttore di impianto eolico di tenere in considerazione le rotte degli uccelli migratori. Interferenze elettromagnetiche: Gli aerogeneratori possono essere fonte di interferenza elettromagnetica a causa della riflessione e della diffusione delle onde radio che investono la struttura. Pertanto per evitare possibili interferenze sulle telecomunicazioni, basta stabilire e mantenere la distanza minima fra l’aerogeneratore e stazioni terminali di ponte radio, apparati di assistenza alla navigazione aerea e televisori. Dunque rispettando tutte queste accortezze si può ben dire che, tra tutte le industrie produttrici di energia, quella eolica è certamente tra le più pulite e sicure, non solo durante il funzionamento, ma anche dopo lo smantellamento. Infatti tutto può ritornare come prima, poiché essa non lascia tracce né danni all’ambiente e alle persone. Del resto gli effetti collaterali appena esposti diventano irrilevanti se confrontati con l’entità delle emissioni di sostanze inquinanti e di gas serra prodotte dalle centrali termoelettriche, che l’energia eolica consente di evitare [10] e [11]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 102 3.2.3 MERCATO MONDIALE EOLICO L’energia eolica è senza dubbio la più matura e commercialmente competitiva delle nuove fonti rinnovabili e rappresenta il segmento di mercato con il più elevato tasso di crescita dell’intero settore energetico. Il report di Settembre 2015 della World Wind Energy Association (WWEA) fotografa lo sviluppo dell'eolico nel mondo e mostra un trend di crescita costante che, a Giugno 2015, ha portato l'installato globale a circa 393 GW. Figura 66: Andamento della potenza eolica mondiale installata 2011-2015 (in MW). Di questi 392 GW circa la metà sono concentrati in due soli paesi: Cina (quasi 125 GW a metà 2015) e Stati Uniti (68 GW). Segue la Germania, con 42 GW e, prima fuori podio, la Spagna con 23 GW. L'Italia, a fine giugno, aveva 8,7 GW di eolico installato. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 103 POSIZIONE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 NAZIONE Cina Stati Uniti Germania India Spagna Regno Unito Canada Francia Italia Brasile Svezia Danimarca Portogallo Turchia Polonia Australia Resto del Mondo TOTALE TOTALE CAPACITA’ GIUGNO 2015 (MW) 124.710 67.870 42.367 23.762 22.987 13.313 10.204 9.819 8.787 6.800 5.582 4.959 4.953 4.193 4.117 4.006 34.600 392.927 NUOVA CAPACITA’ 2015 (MW) 10.101 1.994 1.991 1.297 0 872 510 523 124 838 157 76 0 431 283 200 2400 21.678 TOTALE CAPACITA’ FINE 2014 (MW) 114.763 65.754 40.468 22.465 22.987 12.440 9.694 9.296 8.663 5.962 5.425 4.883 4.953 3.763 3.834 3.806 32.219 371.374 NUOVA CAPACITA’ 2014 (MW) 7.175 835 1.830 1.112 0 649 723 338 30 1.301 354 83 105 466 337 699 1.576 17.613 TOTALE CAPACITA’ FINE 2013 (MW) 91.413 61.108 34.658 20.150 22.959 10.531 7.698 8.254 8.551 3.399 4.470 4.772 4.724 2.958 3.390 3.049 26.493 318.577 TOTALE CAPACITA’ GIUGNO 2013 (MW) 80.827 59.884 32.458 19.564 22.918 9.776 6.578 7.697 8.417 2.788 4.271 4.578 4.547 2.619 2.798 3.059 23.802 296.581 Tabella 16: Capacità installata alla fine di Giugno 2015 dei principali Nazioni sopra i 4GW. La Cina, quindi, è ormai nettamente la regina mondiale dell'eolico. E non solo per quantità totale installata e per potenza, ma anche per il trend di crescita: il 47% circa della nuova potenza 2015 è su suolo cinese. Bene anche la Germania (9%), l'India (6%) e il Regno Unito (4% del totale delle nuove installazioni). L'Italia conta per appena il 0,5% delle installazioni globali di eolico nel 2015. Il nostro paese ha installato appena 124 MW nuova potenza contro i 10,1 GW della Cina, gli 1,99 GW degli USA, gli 1,99 GW della Germania, gli 1,29 GW dell’India e gli 872 MW del Regno Unito. Entro il 2020, il nuovo scenario dell'IEA (Agenzia Internazionale dell’energia) indica che la potenza totale raggiungerà 587 GW, fornendo circa il 6% dell'energia elettrica mondiale [13]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 104 3.3 ENERGIA GEOTERMICA Per energia geotermica si intende l’energia contenuta, sotto forma di calore, nell’interno della Terra. E’ una delle fonti energetiche più antiche: fin dall’alba della civiltà l’acqua geotermica è stata usata dalle popolazioni. L’uso più antico e diffuso è stato, ovviamente, quello termale. Greci, Etruschi e Romani impiegavano le acque calde che sgorgavano naturalmente alla superficie per la balneoterapia e per il riscaldamento degli ambienti. Solo agli inizi del XX secolo è iniziato lo sfruttamento dell’energia geotermica per la generazione di elettricità per la prima volta al mondo proprio in Italia. Nel 1904 a Larderello (frazione del comune di Pomarance, in provincia di Pisa), il principe Piero Ginori Conti accese cinque lampadine mediante una dinamo trascinata da un motore alternativo utilizzante vapore geotermico. L’anno seguente fu costruita la prima centrale sperimentale da 20 kW. La prima vera centrale geotermoelettrica di Larderello (Figura 67), entrò in servizio nel 1913 con un gruppo a turbina da 250 kW. Nel 1944 la potenza raggiunse i 127 MW, ma gli eventi bellici distrussero gran parte degli impianti. Figura 67: Immagine storica della centrale geotermica di Lardello. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 105 I primi pozzi geotermici furono scavati in Giappone nel 1919 e negli U.S.A. nel 1921. Tuttavia solo dopo la Seconda Guerra Mondiale molte nazioni furono attratte dall’energia geotermica, considerandola economicamente competitiva rispetto alle altre forme di energia. Nel 1958 una piccola centrale geotermoelettrica entrò in funzione in Nuova Zelanda; un’altra in Messico nel 1959. Il primo impianto geotermico negli Stati Uniti fu inaugurato nel 1960 in California, presso la località denominata “The Geysers”; la sua capacità era di 11 MW. Oggi risorse geotermiche sono state individuate in più di 80 paesi e ci sono numerosi testimonianze dell’utilizzo dell’energia geotermica in tutto il mondo: gran parte di questo sviluppo è avvenuto negli ultimi trent’anni. Lo sfruttamento dell’energia geotermica comporta l’individuazione di un serbatoio geotermico ed una serie di complesse attività articolate su diverse fasi, a partire dall’esplorazione di superficie di una data area. Tecniche geologiche, idrogeologiche, geofisiche, e geochimiche vengono impiegate per identificare e quantificare la risorsa geotermica. L’esplorazione consiste nel censimento preliminare di manifestazioni quali geyser, getti di vapore, fumarole, presenti nell’area. Successivamente segue la perforazione di pozzetti esplorativi di piccola profondità (circa 100 m): essi consentono di effettuare misure accurate del gradiente geotermico e dei flussi di calore terrestre. Si procede quindi alla perforazione di pozzi profondi qualche km, che accertino l’effettiva esistenza e consistenza di fluidi. Se la ricerca ha dato esito positivo, la fase finale è quella di sviluppo del campo geotermico individuato con la perforazione di un numero di pozzi sufficiente a portare in superficie quantità di fluido adeguate al suo sfruttamento industriale e possibilmente alla generazione di energia elettrica. Le centrali geotermoelettriche producono elettricità con l’energia del fluido geotermico proveniente dal sottosuolo. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 106 Come principio di funzionamento sono simili alle centrali termoelettriche: il vapore o l’acqua calda forniscono la forza necessaria a muovere le turbine collegate agli alternatori (Figura 68). Tuttavia in questo caso non è presente la caldaia (generatore di vapore), che è costituita dalle viscere della Terra. Figura 68: Schema di funzionamento di una centrale geotermica. L’acqua di scarico delle centrali geotermiche viene poi reiniettata in profondità, attraverso appositi pozzi di reiniezione, mantenendo così la pressione del serbatoio e evitando l’inquinamento di falde o corsi d’acqua in superficie. Gli impianti geotermici sono quelli che, tra le varie forme di tecnologie rinnovabili, permettono le più alte potenze installate e di conseguenza le più consistenti energie prodotte. Ciò è dovuto alla regolarità di funzionamento: l’energia geotermica consente, infatti, di disporre di elettricità 24 ore su 24 e 365 giorni all’anno. Per quanto riguarda l’energia producibile, la temperatura del fluido geotermico è di fondamentale importanza: più essa è alta, maggiore è l’efficienza. L’intervallo di temperatura utile per poter utilizzare i fluidi geotermici in un impianto è quello tra i 100°C e i 300°C. Il rendimento globale delle centrali geotermoelettriche è intorno al 10 – 17%, circa tre volte minore di quello delle centrali termoelettriche (il 35 – 40%), a causa della bassa temperatura del vapore geotermico (in genere inferiore a 250°C). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 107 Quest’ultimo ha una composizione chimica che differisce dal vapore acqueo puro; in esso sono contenuti gas, la cui presenza determina una perdita di energia. La tipologia degli impianti varia in funzione del tipo di sistema idrotermale disponibile: vapore dominante, acqua dominante ad alta temperatura, acqua dominante a bassa temperatura. Pertanto le centrali geotermiche si possono distinguere nelle seguenti categorie: Centrali a “vapore secco”: Nei campi a vapore dominante, esso può essere inviato direttamente alla turbina dell’impianto, attraverso dei vapordotti; Centrali a “singolo o a doppio flash”: I serbatoi ad acqua dominante con temperatura superiore a 170°C sono impiegati per alimentare centrali a singolo o doppio flash; Centrali a ciclo binario: Per serbatoi ad acqua dominante, che producono fluidi a temperature moderate (tra i 120 e i 180°C), la tecnologia del ciclo binario è la più redditizia; Centrali ibride: Per serbatoi ad acqua dominante con temperature particolarmente basse, si può usare il fluido geotermico per pre-riscaldare, attraverso uno scambiatore di calore, un altro fluido (solitamente acqua) che viene poi vaporizzato mediante il calore fornito da un combustibile fossile o proveniente da biomasse. Il vapore che si ottiene aziona successivamente una turbina; Centrali a ciclo combinato: E’ una tipologia di impianto geotermico in cui vengono accoppiati un ciclo binario ed uno a singolo flash. Oltre che generare elettricità, il calore geotermico è impiegato in applicazioni dirette, che assicurano un risparmio di energia sfruttando acqua a temperature comprese tra i 20 e i 150°C. A seconda della temperatura del fluido geotermico, sono possibili svariati impieghi come: itticoltura, serricoltura, teleriscaldamento, usi industriali [10]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 108 3.3.1 COSTI IMPIANTO GEOTERMICO I fattori più importanti che influiscono sui costi dell’energia elettrica di origine geotermica sono: la profondità e la temperatura della risorsa, la produttività del pozzo, le infrastrutture e le modalità di finanziamento del progetto. I costi di capitale per una centrale geotermoelettrica si aggirano intorno ai 2500 € per ogni kW installato. La vita di esercizio di un impianto è tipicamente di 30 – 40 anni. Pertanto si pianifica di recuperare i costi dell’investimento entro i primi 15 anni di funzionamento; successivamente i costi dell’impianto diminuiscono del 50 – 70 %, dovendo coprire solo i costi di esercizio e di manutenzione. L’energia geotermica è caratterizzata da un notevole investimento per la costruzione dell’impianto; infatti bisogna affrontare le seguenti attività: esplorazione superficiale (6% dell’investimento totale), perforazione (53%), costruzione della centrale (36%), vapordotti (5%). Dunque la voce di costo preponderante è quella dovuta alla perforazione dei pozzi di produzione e di reiniezione. Infatti, a causa dell’alta temperatura e della natura corrosiva dei fluidi, la trivellazione geotermica è molto più difficile e onerosa rispetto a quella convenzionale dei pozzi petroliferi. Ogni pozzo geotermico può costare vari milioni di euro; ogni impianto ne può contenere da 10 a 100. Normalmente essi sono profondi 200 – 1500 metri per sistemi a basse e medie temperature, e 700 – 3000 metri per quelli ad alta temperatura. D’altra parte anche se i costi di installazione di un impianto geotermico sono alti, bisogna tener presente che la sua utilizzazione annua è altrettanto intensa: 8200/8300 ore (più del 90% del tempo disponibile). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 109 3.3.2 IMPATTO AMBIENTALE GEOTERMICO Non esiste alcun modo per produrre o trasformare energia in una forma che possa essere utilizzata dall’uomo senza generare qualche impatto diretto o indiretto sull’ambiente. Pertanto anche l’energia geotermica presenta i suoi effetti collaterali, anche se bisogna sottolineare che essa è una delle fonti energetiche meno inquinanti. Tali effetti sono: Emissioni di gas incondensabili: All’interno del fluido geotermico sono solitamente disciolti dei gas incondensabili. Questi non condensano alla temperatura e pressione ambientali e quindi, dopo l’utilizzazione dei fluidi, vengono estratti dal condensatore, per non pregiudicarne l’efficienza, e rilasciati nell’atmosfera. La quantità e la composizione di tali gas possono essere molto variabili, ma normalmente sono formati per buona parte da anidride carbonica, idrogeno solforato, metano, idrogeno e tracce di radon. Si tratta di sostanze già presenti nell’atmosfera, e l’unica accortezza è quella di far sì che vengano diluiti nell’ambiente in modo che non si presentino a livello del suolo con concentrazioni potenzialmente nocive, per evitare effetti dannosi locali. Reflui liquidi: Il fluido geotermico, dopo essere stato utilizzato per la produzione di energia elettrica, deve essere portato fuori dalla centrale e fatto ritornare nell’ambiente esterno. Esso può contenere una varietà di sostanze naturali alcune delle quali (come il boro, l’arsenico, il mercurio, il piombo e lo zolfo) potenzialmente dannose per l’uomo e l’ambiente, se presenti in elevate concentrazioni e se vengono liberate in superficie. Solitamente i reflui liquidi di produzione delle centrali sono reiniettati nel sottosuolo, sia ai fini del loro smaltimento che per una parziale ricarica del campo. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 110 Rumore: Le emissioni sonore di un impianto geotermico sono ridotte e limitate ad un ben preciso periodo di tempo: la fase di perforazione dei pozzi, quando si possono raggiungere valori molto elevati di intensità sonora. Successivamente, durante l’esercizio dell’impianto, i rumori prodotti dipendono soprattutto dalle aperture delle valvole di sfioro, le quali però sono dotate di sistemi silenziatori. Impatto estetico: I vecchi stabilimenti geotermici assomigliavano a tanti complessi industriali presenti sul territorio, ma con l’aspetto positivo di occupare molta superficie in meno. Di un certo impatto erano le torri di refrigerazione dei fluidi, che assumevano anche dimensioni importanti (altezze dell’ordine di 15 – 20 m ). Oggi invece vengono costruite secondo una filosofia diversa e il loro impatto è pari a quello di un normale edificio. Nelle nuove realizzazioni e nei progetti di riqualifica di quelli esistenti si riescono a trovare soluzioni esteticamente convincenti e che differenziano notevolmente tali impianti dal resto delle installazioni industriali. Dopo quest’elencazione degli effetti collaterali dell’energia geotermica, è doveroso enunciare i suoi pregi, di gran lunga più importanti. La generazione di energia elettrica per via geotermica presenta il vantaggio di evitare il ricorso all’utilizzo dei combustibili fossili. Ciò comporta l’annullamento delle immissioni di sostanze inquinanti nell’atmosfera; infatti le emissioni di anidride carbonica sono in larga misura quelle già presenti allo stato naturale nell’aria. Inoltre le centrali geotermiche sono modulari, cioè possono crescere con l’aumentare delle esigenze, flessibili nel loro utilizzo, funzionanti 24 ore al giorno e dalla lunga vita utile. Gli impianti possono essere simultaneamente usati sia per produrre energia elettrica che per applicazioni dirette del fluido geotermico, se la sua temperatura è sufficientemente alta. Infine c’è da considerare che i bacini geotermici sono praticamente inesauribili o comunque hanno una lunghissima durata [10]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 111 3.3.3 MERCATO MONDIALE GEOTERMICO Il rapporto realizzato dalla Geothermal Energy Association (GEA) evidenzia una crescita considerevole nel periodo 2005-2015 nel mercato del settore geotermico. Oggi, vi è una capacità di generazione elettrica pari ad una potenza installata di 12.635 MW, una cifra che è cresciuta del 16% durante gli ultimi 5 anni. Si prevede un mantenimento di tale trend, con una capacità stimata al 2020 pari a circa 21.400 MW. Figura 69: Andamento della potenza geotermoelettrica mondiale 2005-2015 report GEA (in MW). La regione principale per lo sviluppo dell'energia geotermoelettrica è rappresentata dai paesi asiatici che si affacciano sull'Oceano Pacifico, con l'Indonesia, le Filippine e la Nuova Zelanda in prima linea. Ma ci sono ottime prospettive anche in Nord America. I paesi che hanno registrato un maggior tasso di crescita, in termini di potenza installata aggiunta, negli ultimi anni sono stati il Kenya (+400 MW), la Turchia (+306 MW) e la Nuova Zelanda (+234 MW). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 112 4.000 3.500 3.525 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 1.915 1.380 1.005 970 940 660 600 540 410 500 0 210 205 110 95 55 45 30 25 25 Figura 70: Capacità geotermoelettrica installata alla fine di Giugno 2015 delle principali Nazioni (report GEA). L’Europa è tra le aree del pianeta, dopo gli USA, dove la geotermia ha trovato un maggiore sviluppo. L’Italia rimane leader con una produzione che oggi copre circa il 50% del totale di tutti i paesi Ue [14]. 3.4 ENERGIA DA BIOMASSE Il termine biomassa si riferisce a materia organica, prevalentemente vegetale, sia spontanea che coltivata dall’uomo, terrestre e marina, prodotta per effetto del processo di fotosintesi clorofilliana con l’apporto dell’energia dalla radiazione del sole, di acqua e di svariate sostanze nutritive. Grazie a tale processo la materia vegetale costituisce la forma più sofisticata in natura per l’accumulo dell’energia. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 113 Sono quindi biomasse tutti i prodotti delle coltivazioni agricole e della forestazione, i residui delle lavorazioni agricole, gli scarti dell’industria alimentare, le alghe, e, in via indiretta, tutti i prodotti organici derivanti dall’attività biologica degli animali e dell’uomo, come quelli contenuti nei rifiuti urbani. Sul finire del XX secolo, l’umanità ha incominciato a fronteggiare il problema dell’inquinamento atmosferico dovuto all’uso massiccio dei combustibili fossili. Da allora l’attenzione dei ricercatori si è rivolta alle fonti rinnovabili come una possibile soluzione al problema ambientale e alla sicurezza dell’approvvigionamento energetico. In quest’ambito le biomasse occupano un ruolo interessante sia per la varietà delle risorse utilizzabili sia per i numerosi processi di conversione energetica oggi disponibili oltre la tradizionale combustione. Dalle biomasse si può produrre energia elettrica con impianti che utilizzano varie tecnologie. La più diffusa, per taglie di qualche MW e fino ad alcune decine di MW e, si basa sulla combustione in caldaie a griglia o a letto fluido. Figura 71: Schema impianto a biomassa per la produzione di energia elettrica. Le biomasse vengono bruciate in una camera di combustione, producendo il calore necessario a trasformare, nella caldaia l'acqua in vapore che viene inviato sotto pressione alla turbina (Figura 71). Il vapore mette in rotazione la turbina che a sua volta fa ruotare il rotore di un alternatore che produce corrente elettrica alternata. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 114 La corrente così prodotta viene inviata ad un trasformatore che la eleva di tensione prima che venga immessa nella linea di trasmissione. All'uscita della turbina, il vapore viene nuovamente trasformato in acqua grazie ad un condensatore nel quale circola acqua fredda. L'acqua viene, da quest'ultimo, reimmessa nella caldaia. Tali cicli a vapore sono caratterizzati da rendimenti piuttosto limitati: ad esempio impianti con ciclo a vapore da 10 MW e progettati con criteri moderni hanno rendimenti elettrici dell’ordine del 25–30%. Il calore non convertito in energia elettrica viene disperso nell’ambiente, oppure può essere recuperato negli impianti di tipo cogenerativo che producono anche calore impiegato per processi industriali e per il riscaldamento residenziale. Il vantaggio della produzione combinata di elettricità e calore consiste nell’alto rendimento complessivo del sistema rispetto alla sola generazione elettrica. La biomassa può essere convertita in elettricità anche in centrali tradizionali alimentate con combustibile fossile (carbone), sostituendo una frazione di questo con biomassa (“co-combustione”). La co-combustione presenta numerosi vantaggi: può essere attuata in centrali già esistenti, il costo di investimento è inferiore rispetto alle centrali dedicate alle sole biomasse, l’efficienza di conversione è elevata (35–40%). Tuttavia per piccoli impianti, di potenza inferiore al MW e, il rendimento del ciclo a vapore diminuisce drasticamente fino a diventare antieconomico [11]. 3.4.1 COSTI IMPIANTO A BIOMASSE I costi degli impianti alimentati a biomassa variano a seconda della tecnologia impiegata e della tipologia di utilizzo dell’energia prodotta. In generale, il costo di investimento previsto per la realizzazione di una centrale tradizionale a biomassa di dimensioni medio-grandi si aggira intorno ai 2.000-3.000 euro/kW. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 115 Tale costo risulta più elevato rispetto a quello previsto per gli impianti tradizionali a combustione fossile a causa della presenza di strutture ausiliarie al funzionamento della caldaia. Il minor prezzo del combustibile utilizzato, tuttavia, consente di ottenere un valore del costo del kWh prodotto analogo a quello degli impianti a combustibili fossili. I costi del combustibile dipendono dalla tipologia e dalla disponibilità sul territorio: per la legna da ardere il costo può raggiungere anche gli 11 euro/quintale; per il cippato il prezzo può variare tra i 3 e i 6 euro/quintale. L’alimentazione standard è costituita da liquame e letame bovino di costo nullo, insilato di mais con costo di circa 40-50 euro/tonnellata, insilato d’erba con costo di circa 30 euro/tonnellata. Il principale vantaggio legato all’utilizzo delle biomasse ai fini energetici riguarda la possibilità di trasformare in risorsa economica scarti produttivi che altrimenti dovrebbero essere smaltiti con alti costi di esercizio. 3.4.2 IMPATTO AMBIENTALE BIOMASSE La combustione delle biomasse concorre all'inquinamento dell'aria con i fumi della loro combustione. Notevole il cattivo odore prodotto dai rifiuti e da considerare anche il loro stoccaggio. Inoltre non trascurabili sono i danni all'ecosistema del corpo idrico utilizzato per gli scarichi termici dell'acqua. L'impianto, come tutte le altre centrali del resto, occupando una certa superficie, normalmente recintata, allontana dalla zona la fauna e i vari edifici, connessi al suo funzionamento, comportano sempre un certo impatto sull'ambiente dal punto di vista paesaggistico. Nella sala macchine sia le turbine, sia i generatori di corrente producono un rumore costante di parecchi decibel. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 116 Dopo quest’elencazione degli effetti collaterali dell’energia prodotta da biomasse, è doveroso enunciare i suoi benefici, di gran lunga più importanti: Benefici ambientali: Le biomasse sono neutre per quanto riguarda l’effetto serra poiché l’anidride carbonica rilasciata durante la combustione viene riassorbita dalle piante stesse mediante il processo di fotosintesi. Inoltre il basso contenuto di zolfo e di altri inquinanti fa sì che, quando utilizzate in sostituzione di carbone e petrolio, le biomasse contribuiscano ad alleviare il fenomeno delle piogge acide. Benefici occupazionali: Essi derivano dal fatto che le diverse fasi del ciclo produttivo del combustibile da biomassa di origine agricola o forestale creano posti di lavoro e favoriscono la rivitalizzazione di questo settore. Benefici per la politica energetica: L’energia dalle biomasse vegetali contribuisce a ridurre la dipendenza dalle importazioni di combustibili fossili e a diversificare le fonti di approvvigionamento energetico [11]. 3.4.3 MERCATO MONDIALE BIOMASSE Data la varietà dei prodotti energetici ricavabili dalle biomasse, è impossibile parlare di un mercato ben definito per questa fonte rinnovabile. Il suo utilizzo mostra un forte grado di disomogeneità fra le diverse nazioni. I paesi in via di sviluppo, nel complesso, ricavano mediamente il 38% della loro energia dalle biomasse , ma in molti di essi tale risorsa soddisfa fino al 90% del fabbisogno energetico totale, mediante la combustione di legno, paglia, e rifiuti animali. Nei paesi industrializzati, invece, le biomasse contribuiscono appena per il 3% agli usi energetici primari. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 117 In particolare gli U.S.A. ricavano il 3,2% della propria energia dalle biomasse e l’Europa, complessivamente, il 3,5%, con punte del 18% in Finlandia, 17% in Svezia, e 13% in Austria. L’impiego delle biomasse in Europa soddisfa, dunque, una quota piuttosto marginale dei consumi di energia primaria, ma il reale potenziale energetico di tale fonte non è ancora pienamente sfruttato. In Italia la potenza degli impianti a biomasse è di circa 5 GW nel 2015: esse rappresentano la principale fonte rinnovabile non tradizionale. Pertanto lo sfruttamento a fini energetici delle biomasse costituisce un importante giacimento potenziale, che potrebbe permettere di ridurre la vulnerabilità degli approvvigionamenti e di limitare l’importazione di energia elettrica. In Italia il problema più serio per un impiego esteso delle biomasse da residui agroindustriali è costituito dagli alti costi della raccolta delle materie prime, che viene effettuata su aree molto vaste [12]. 3.5 ENERGIA SOLARE FOTOVOLTAICA La tecnologia fotovoltaica (FV) consente di trasformare direttamente l’energia associata alla radiazione solare in elettricità. Essa sfrutta il cosiddetto effetto fotovoltaico che è basato sulle proprietà di alcuni materiali semiconduttori i quali, opportunamente trattati ed interfacciati, sono in grado di generare elettricità se colpiti dalla radiazione solare, senza bisogno di parti in movimento e senza l’uso di alcun combustibile. La scoperta dell’effetto fotovoltaico risale al 1839 ad opera del fisico francese Edmond Becquerel durante alcuni esperimenti con celle elettrolitiche: egli osservò il formarsi di una differenza di potenziale tra due elettrodi identici di platino, uno illuminato e l’altro al buio. Tuttavia si deve aspettare il 1876 (Smith, Adams e Day) per avere una simile esperienza ripetuta con dispositivi allo stato solido (selenio). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 118 L’idea di sfruttare l’effetto fotovoltaico quale fonte energetica non ebbe modo di svilupparsi finché non si poté operare con materiali che avessero un miglior rendimento. Solo nel 1954 si ebbe la prima cella solare commerciale in silicio (Pearson, Fuller e Chapin) realizzata all’interno dei laboratori Bell. Figura 72: Prima cella fotovoltaica realizzata nel 1954. I costi iniziali di questa nuova tecnologia erano ingenti e ne restrinsero il campo d’azione a casi particolari, come l’alimentazione di satelliti artificiali. Le sperimentazioni vennero quindi portate avanti per tale scopo e solo verso la metà degli anni settanta si iniziò a rivolgere l’attenzione verso utilizzi terrestri. Le applicazioni concrete non sono mancate ed oggi esistono numerosi impianti fotovoltaici. Attualmente la ricerca è volta soprattutto all’abbassamento dei costi di produzione e al miglioramento dei rendimenti dei sistemi fotovoltaici. La cella fotovoltaica è l’elemento base del processo di trasformazione della radiazione solare in energia elettrica. Fino ad oggi il materiale maggiormente utilizzato per la sua costruzione è stato il silicio cristallino. I suoi atomi, costituiti da 14 elettroni, ne possiedono 4 di valenza, cioè disponibili per legarsi in coppia con elettroni di valenza di altri atomi. Per esempio, in un cristallo di silicio puro ciascun atomo è legato in modo covalente con altri quattro atomi: ogni elettrone di valenza si lega con uno simile di un altro atomo. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 119 Questo legame può essere spezzato con un’opportuna quantità di energia trasmessa all’elettrone che, saltando così al livello energetico superiore, chiamato banda di conduzione, diviene libero di muoversi nel semiconduttore e in grado di contribuire, in presenza di un campo elettrico, al flusso di elettricità. Nel passare alla banda di conduzione l’elettrone si lascia dietro una buca, chiamata lacuna, che facilmente può venire occupata da qualche altro elettrone vicino. A sua volta questo, spostandosi, crea una nuova lacuna nel posto lasciato libero. Il movimento degli elettroni determina così, nella struttura atomica, anche il movimento delle lacune. Il flusso di elettroni e lacune è ordinato e orientato da un campo elettrico creato all’interno della cella, con la sovrapposizione di due strati di silicio, in ognuno dei quali si introduce un altro particolare elemento chimico (operazione di drogaggio), per esempio fosforo (silicio di tipo N) e boro (silicio di tipo P), in rapporto di un atomo per ogni milione di atomi di silicio. Figura 73: Silicio drogato con un atomo di fosforo(a sinistra) e di boro(a destra). Una cella fotovoltaica non è altro che un diodo a semiconduttore, essa converte l’energia dei fotoni in energia elettrica. Si ottiene un diodo quando c’è una transizione da un semiconduttore drogato di tipo p e un semiconduttore di tipo n. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 120 Il movimento degli elettroni liberi e delle buche dà luogo ad una densità di carica netta nella regione di giunzione (Figura 74). Figura 74: Rappresentazione della giunzione p-n. Infatti la cella fotovoltaica (Figura 75) è fatta da un wafer di silicio, generalmente di forma quadrata, con circa 10 cm di lato e dello spessore di circa mezzo millimetro. La cella fotovoltaica è in grado di produrre circa 1.5 W di potenza in condizioni standard, vale a dire quando essa si trova ad una temperatura di 25°C ed è sottoposta ad una potenza della radiazione pari a 1000 W/m2. Figura 75: Funzionamento di una cella fotovoltaica. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 121 La potenza in uscita da un dispositivo FV quando esso lavora in condizioni standard prende il nome di potenza di picco (Wp) ed è un valore che viene usato come riferimento. L’output reale in esercizio è in realtà minore del valore di picco a causa delle temperature più elevate e dei valori più bassi della radiazione. Il silicio, materiale maggiormente utilizzato dalle industrie per la fabbricazione delle celle fotovoltaiche, è l’elemento più diffuso in natura dopo l’ossigeno. Per essere opportunamente sfruttato deve presentare un’adeguata struttura molecolare (monocristallina, policristallina o amorfa) ed un elevato grado di purezza, caratteristiche non riscontrabili nei minerali in cui si trova allo stato naturale. Figura 76: Esempio di celle monocristalline, policristalline e amorfe. Nella struttura monocristallina gli atomi sono orientati nello stesso verso e legati gli uni agli altri nello stesso modo; in quella policristallina gli atomi sono aggregati in piccoli grani monocristallini orientati in modo casuale; in quella amorfa sono orientati in modo casuale, come in un liquido, pur conservando le caratteristiche dei corpi solidi. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 122 Si distinguono diversi tipi di silicio in dipendenza del grado di purezza: silicio di grado elettronico: le impurezze sono circa di una parte su 100 milioni; silicio di grado solare: le impurezze sono di una parte su 10.000; silicio metallurgico: le impurezze sono di una parte su 100. In particolare il silicio di grado elettronico, impiegato nella costruzione di componenti elettronici (circuiti integrati, transistor, ecc.) deve essere estremamente puro e con struttura monocristallina. Le tecnologie sviluppate permettono di ottenerlo partendo dal silicio metallurgico. Il silicio di grado elettronico è molto costoso; fortunatamente per le celle solari è sufficiente un grado inferiore di purezza e perciò vengono spesso usati scarti dell’industria elettronica. Anche tra il silicio di grado solare esistono notevoli differenze di costi: quello monocristallino, a fronte di un’alta efficienza energetica, ha dei costi di produzione maggiori e dei consumi energetici per la sua produzione molto più elevati rispetto al silicio amorfo. D’altra parte di tutta l’energia solare che investe una cella solare sotto forma di radiazione luminosa, solo una parte viene convertita in energia elettrica (energia utile). L’efficienza di conversione di celle commerciali al silicio monocristallino è in genere compresa tra il 10% e il 14%, mentre realizzazioni speciali hanno raggiunto valori del 23%. Se la massima efficienza raggiungibile dal silicio monocristallino è intorno al 20%, per altri tipi di celle questo valore si abbassa ulteriormente: al 17% per il silicio policristallino ed intorno al 10% per il silicio amorfo. Più celle assemblate e collegate tra di loro in un’unica struttura formano il modulo fotovoltaico. Esso è il componente elementare dei sistemi fotovoltaici ed è ottenuto dalla connessione elettrica di più celle. I moduli FV più comuni sono costituiti da 36 celle connesse in serie, assemblate fra uno strato superiore di vetro ed uno strato inferiore di materiale plastico (Tedlar) e racchiuse da una cornice di alluminio. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 123 Il modulo fotovoltaico ha una dimensione di circa mezzo metro quadro e produce 40 – 50 Watt di potenza. Inoltre esso è una struttura robusta in grado di garantire molti anni di funzionamento. A seconda della tensione necessaria all’alimentazione delle utenze elettriche, più moduli possono poi essere collegati in serie in una stringa. Un gruppo di moduli montati su una stessa struttura di sostegno si definisce pannello. Figura 77: Schematizzazione di una stringa fotovoltaica. La potenza elettrica richiesta determina poi il numero di stringhe da collegare in parallelo per realizzare finalmente un generatore fotovoltaico. Il trasferimento dell’energia dal sistema fotovoltaico all’utenza avviene attraverso ulteriori dispositivi, necessari per trasformare ed adattare la corrente continua prodotta dai moduli alle esigenze del carico finale. Il complesso di tali dispositivi prende il nome di BOS (Balance of System). Un componente essenziale del BOS, se le utenze devono essere alimentate in corrente alternata, è l’inverter, dispositivo che converte la corrente continua in uscita dal generatore FV in corrente alternata. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 124 Data la loro modularità, i sistemi fotovoltaici presentano un’estrema flessibilità di impiego; essi possono essere suddivisi in due categorie principali: 1) Sistemi isolati (“stand-alone”): Essi vengono normalmente utilizzati per elettrificare le utenze difficilmente collegabili alla rete perché ubicate in aree poco accessibili e per quelle con bassissimi consumi di energia che non rendono conveniente il costo dell’allacciamento. Tale tipo di sistema è caratterizzato dalla necessità di coprire la totalità della domanda energetica dell’utenza. Gli elementi che costituiscono un sistema fotovoltaico isolato sono i moduli FV, il sistema di accumulo (batterie) ed il regolatore di carica. Se il carico prevede l’utilizzo di apparecchiature che richiedono corrente alternata, diventa necessario anche l’inserimento di un convertitore c.c./a.c. (inverter). Le batterie accumulano l’energia elettrica prodotta dai moduli FV e consentono di differire nel tempo l’erogazione di corrente al carico. In sostanza garantiscono la fornitura di energia elettrica anche nelle ore di minore illuminazione o di buio. Il regolatore di carica è l’elemento che regola i passaggi di corrente tra moduli e batterie e tra batterie e carico. La sua funzione principale è quella di proteggere le batterie da fenomeni di carica e scarica profonde. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 125 2) Sistemi connessi alla rete elettrica (“grid connected”) : Essi possono scambiare energia elettrica con la rete locale o nazionale. Il principio della connessione alla rete è quello dello scambio in due direzioni dell’elettricità: se la produzione del campo FV eccede per un certo periodo il consumo, l’eccedenza viene inviata alla rete. Nelle ore in cui il generatore non fornisce energia elettrica sufficiente per soddisfare il carico, l’elettricità è acquistata dalla rete. Questo meccanismo è reso possibile dalla presenza di due contatori che contabilizzano l’energia scambiata nelle due direzioni. I sistemi connessi alla rete elettrica si dividono a loro volta in: a) Centrali fotovoltaiche: Esse sono tipicamente costituite da centinaia o migliaia di moduli fotovoltaici di grandi dimensioni connessi in serie/parallelo, installati a terra su strutture in cemento armato e acciaio. Con gli attuali valori dell’efficienza di trasformazione dell’energia solare in elettrica, una centrale da 1 MW, capace di fornire energia ad un migliaio di utenti, si estenderebbe su un’area grande come quattro campi di calcio. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 126 Figura 78: Centrale fotovoltaica di Caltagirone in Sicilia da 11 MW. L’impegno del territorio è dovuto per metà alle aree effettivamente occupate dai moduli fotovoltaici, e per l’altra metà dalle aree necessarie per evitare l’ombreggiamento reciproco delle file di moduli. Pertanto le centrali fotovoltaiche sono molto costose e tutti gli impianti realizzati sinora sono sperimentali, costruiti da enti pubblici con incentivazioni statali. b) Sistemi integrati negli edifici: I sistemi fotovoltaici godono dal punto di vista architettonico di una serie di prerogative che li rendono unici per il loro utilizzo in ambiente urbano. Negli ultimi tempi, architetti ed ingegneri hanno realizzato progetti che integrano, con ottimo impatto visivo, i sistemi FV nelle strutture esterne degli edifici (terrazze, tetti, facciate, ecc.) dimostrando che il fotovoltaico è una tecnologia perfettamente integrabile in ogni tipologia edilizia. Figura 79: Esempio di sistema fotovoltaico integrato negli edifici. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 127 In generale la quantità di energia elettrica prodotta da un sistema fotovoltaico dipende da numerosi fattori: superficie dell’impianto, posizione dei moduli FV nello spazio (angolo di inclinazione rispetto all’orizzontale ed angolo di orientamento rispetto al sud), valori della radiazione solare incidente nel sito di installazione, efficienza dei moduli FV, efficienza del BOS, altri parametri (per esempio temperatura di funzionamento). Per quanto riguarda l’orientamento dei moduli FV, si hanno sistemi ad inclinazione fissa, in genere pari all’angolo corrispondente alla latitudine del luogo, oppure ad inseguimento (“solar trackers”), in modo da realizzare l’inseguimento continuo del sole durante il giorno e i diversi mesi dell’anno [10] e [11]. 3.5.1 COSTI IMPIANTO FOTOVOLTAICO Le voci che costituiscono il costo di un sistema fotovoltaico sono: costi di investimento, costi di esercizio (manutenzione e personale) e altri costi (assicurazioni e tasse). Il costo di investimento è in prima approssimazione diviso al 50% circa tra i moduli e il resto del sistema: 3 kWp 20 kWp 100 kWp 1000 kWp Moduli 35 % 47 % 48 % 49 % Inverter 8% 11 % 12 % 10 % Strutture di supporto 8% 12 % 12 % 12 % Cavi e Quadri 16 % 7% 9% 11 % Progettazione e Installazione 33 % 23 % 19 % 18 % TOTALE 100 % 100 % 100 % 100 % In generale la distribuzione delle varie voci di costo dipende dalla potenza dell’impianto: più è piccolo e maggiore sarà il peso dei servizi (installazione e progettazione) e minore quello dei moduli, più è grande e maggiore sarà invece il peso dei moduli. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 128 La voce di costo più rilevante nel preventivo per la realizzazione di un impianto solare è certamente costituita dal costo di acquisto dei moduli fotovoltaici che incidono sul totale per il 40-60% (a seconda della potenza). Da evidenziare il fatto che i moduli fotovoltaici sono la componente più longeva di un impianto, in quanto progettati e realizzati in modo da produrre energia elettrica per circa 30-40 anni. La progettazione e l’installazione, insieme, vanno dal 30% per gli impianti più piccoli al 15% circa per gli impianti di grande potenza. Ricordiamo che queste voci sono molto rilevanti ai fini di un buon rendimento dell’impianto e della sua durata nel tempo: un impianto dimensionato e realizzato correttamente permette infatti di produrre una quantità maggiore di energia e, quindi, porta ad una riduzione dei tempi di ritorno dell’investimento sostenuto, nonché a un aumento del tasso interno di rendimento dell’investimento stesso. Le rimanenti voci di costo sono quasi sempre sotto il 10%. In particolare, l’inverter vale al massimo il 10% del costo totale dell’impianto per potenze comprese tra i 20 e i 100 kWp, per scendere gradualmente fino a un 7% nel caso di impianti da 3 kWp. Le strutture di supporto dei moduli variano invece dal 5% all’8% per strutture tradizionali seconda della taglia del sistema. Numeri analoghi si registrano per cavi e quadri. I costi dell’inverter, dei supporti e dei cavi restano voci minori. Tuttavia nel corso degli ultimi due decenni il prezzo dei pannelli solari è notevolmente diminuito al crescere del mercato. Oggi, il costo medio complessivo di un sistema FV oscilla mediamente tra i 2.000 e i 3.500 euro/ kWp (kilowatt di picco) ed il costo per sistemi collegati alla rete elettrica del kWh prodotto oscilla tra 0.2 e 0.6 euro. Dunque anche tenendo conto dei costi sociali dell’inquinamento e del depauperamento delle risorse del pianeta, attribuibili alle fonti fossili, si è ancora lontani dalla competitività. Affinché il fotovoltaico possa essere utilizzato per la produzione di energia elettrica su larga scala, occorre ridurre i costi di un buon 70%. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 129 Poiché l’alto costo dell’elettricità fotovoltaica è determinato sostanzialmente dai costi necessari per la produzione della cella, la riduzione delle spese richieste dovrà interessare soprattutto i processi di lavorazione del silicio. Con nuovi sviluppi scientifici e tecnologici, e l’aumento dei volumi di produzione si potrebbe avere una significativa riduzione del kWh fotovoltaico, tale da assicurare maggiore competitività con il costo dell’elettricità tradizionale raggiungendo la cosiddetta “Grid Parity”. La GP si intende raggiunta quando c’è equivalenza tra il costo dell’energia prodotta da un impianto fotovoltaico ed il costo di acquisto dell’energia elettrica dalla rete, ovvero il prezzo del kWh che si paga in bolletta [10] e [18]. 3.5.2 IMPATTO AMBIENTALE FOTOVOLTAICO L’energia elettrica prodotta con il fotovoltaico, oltre ad avere un costo nullo per il combustibile visto che per ogni kWh prodotto si risparmiano circa 250 grammi di petrolio, evita l’emissione di circa 700 grammi di CO2 nonché di altri gas responsabili dell’effetto serra con un sicuro vantaggio ambientale per la collettività. Inoltre i sistemi FV, specialmente se integrati negli edifici, non hanno praticamente impatto ambientale (se non per i processi industriali di produzione delle celle) e sono oggi particolarmente ben accetti da tutta l’opinione pubblica. L’impatto visivo delle centrali fotovoltaiche è sicuramente minore di quello delle centrali termoelettriche o di qualsiasi grosso impianto industriale; in particolare le installazioni hanno altezze basse. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 130 In definitiva i vantaggi principali dei sistemi fotovoltaici sono: la modularità della tecnologia; l’esigenza di manutenzione ridotta, dovuta all’assenza di parti in movimento; l’assenza di rumore e di cattivi odori; la semplicità d’utilizzo: un piccolo sistema FV isolato ha il vantaggio di produrre energia elettrica dove serve e nella quantità prossima all’effettiva domanda; un impatto visivo ridotto, anzi i moduli FV si prestano molto bene per l’integrazione architettonica e per la valorizzazione estetica di case, edifici, e altri elementi; un impatto ambientale praticamente nullo: l’energia solare fotovoltaica non contribuisce all’effetto serra, alle patologie respiratorie e alle piogge acide. 3.5.3 MERCATO MONDIALE FOTOVOLTAICO Il mercato fotovoltaico mondiale ha conosciuto negli ultimi anni un notevole sviluppo dando un contributo più rilevante al fabbisogno elettrico mondiale. Il trend di crescita del mercato verificatosi negli ultimi 30 anni ha consentito all’industria FV di decuplicare la produzione mondiale ogni 10 anni. Questo grande risultato è stato possibile in virtù del parallelo sviluppo di due tecnologie di applicazioni: gli impianti isolati, e quelli installati sugli edifici e integrati alla rete elettrica. Gli incrementi più elevati nella potenza installata sono stati senza dubbio quelli della Cina, del Giappone, degli Stati Uniti e della Germania, soprattutto grazie ai programmi di incentivazione da parte dello stato. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 131 Infatti, non solo ha fornito sussidi per l’installazione di impianti, ma in alcuni casi ha comprato l’elettricità in eccesso e l’ha riversata in rete ad un prezzo molto maggiore di quella tradizionale, come a voler premiare le caratteristiche ecologicamente compatibili di tale energia. L’ultimo report IEA (International Energy Agency) riporta che la potenza cumulativa installata di fotovoltaico nel mondo è arrivata a oltre 177 GW. Figura 80: Capacità globale fotovoltaica installata nel 2000-2014 (report IEA). Il 60% della nuova potenza nel 2014 è stato installato in Asia. I mercati più importanti sono Cina, Giappone e Stati Uniti, ma tantissimi i Paesi emergenti come mostrato nella classifica mondiale di nuova e totale capacità fotovoltaica installata: PRIMI 10 PAESI PER NUOVA CAPACITA’ INSTALLATA NEL 2014 1 st 2st 3st 4st 5st 6st 7st 8st 9st 10st Cina Giappone USA Regno Unito Germania Francia Australia Korea Sud Africa India 10,6 GW 9,7 GW 6,2 GW 2,3 GW 1,9 GW 0,9 GW 0,9 GW 0,9 GW 0,8 GW 0,6 GW PRIMI 10 PAESI PER TOTALE CAPACITA’ INSTALLATA NEL 2014 Germania Cina Giappone Italia USA Francia Spagna Regno Unito Australia Belgio 38,2 GW 28,1 GW 23,3 GW 18,5 GW 18,3 GW 5,7 GW 5,4 GW 5,1 GW 4,1 GW 3,1 GW Tabella 17: Classifica mondiale di nuova e totale capacità fotovoltaica (report IEA). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 132 Cina, Giappone e Stati Uniti, come si vede nell'immagine, sono nell'ordine i mercati più importanti con, rispettivamente, 10.6, 9.7 e 6.2 GW di nuova potenza connessa in rete nel 2014. Ma, come si vede dai dati, sono ormai molti, e presenti in diverse aree, i mercati che stanno diventando rilevanti. Sono nove i paesi che nel 2014 hanno installato quasi 1 GW e oltre. L'Europa, come sappiamo, registra un declino, con 7 GW installati, meno di un terzo rispetto all'anno record 2011 (in Italia furono 9 GW). Ma ci sono nuovi mercati che sono andati molto bene, come il Regno Unito, con quasi 2,3 GW di nuova potenza, o la Francia con 1 GW, mentre la Germania nonostante un calo importante continua ad avere un buon volume di installazioni, con 1,9 GW. Figura 81: Evoluzione fotovoltaica Europea 2000-2014 (report IEA). Per quanto riguarda l’Italia, il mercato ha vissuto una battuta d’arresto delle nuove installazioni, passando da oltre 1 GW nel 2013 a circa 385 MW nel 2014, ben al di sotto delle stime di inizio 2014. Questa contrazione del mercato è dovuta principalmente a tre cause: in primo luogo, è stato il primo anno in cui non è stato possibile accedere al Conto Energia fornito dal GSE (Gestore Servizi Energetici) per l’incentivazione di nuovi impianti; in secondo luogo, la definizione dello Spalma Incentivi, con la conseguente revisione della tariffa e della durata dell’incentivo, ha generato una percezione di instabilità normativa che ha scoraggiato gli investimenti nel settore. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 133 Infine la delibera sui SEU (Sistemi efficienti d'utenza) , arrivata solo ad agosto 2014 e di fatto ha congelato fino a quel momento la possibilità di implementare queste soluzioni. Analizzando la ripartizione della potenza installata in Italia, è possibile osservare come la fascia fino ai 20 kW ha coperto il 59% circa del mercato (valore inferiore solo al 66% registrato nel 2006) mentre gli impianti compresi tra i 20 ed i 200 kW hanno assorbito il 25% delle installazioni complessive. La restante quota invece può essere suddivisa tra gli impianti fino a 1 MW (pari al 12%) e gli impianti superiori al MW (per il 4%). Questa forte spinta del settore residenziale è stata dovuta alla possibilità di accesso alla detrazione fiscale al 50%, soluzione utilizzata praticamente dalla totalità degli impianti fino ai 20 kW. Per i grandi impianti invece, a causa dell’impossibilità di accedere al C.E., si è potuto assistere ad un crollo delle installazioni complessive passando in un solo anno dai circa 200 MW del 2013 ai circa 15 nel 2014 [12] e [15]. 3.6 ALIMENTAZIONE RETE FERROVIARIA DA FONTI RINNOVABILI Un primo passo per coniugare il crescente fabbisogno energetico con le sempre più pressanti istanze ambientali consiste nella riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra razionalizzando i consumi energetici ed adottando sistemi di produzione di energia da fonti rinnovabili. In tutto il mondo si sa bene che il treno oggigiorno è una delle principali alternative ai mezzi più inquinanti, ma ci sono dei paesi come l’Olanda in cui si cerca di puntare sempre di più sulle tecnologie rinnovabili per diminuire in modo ancora più marcato l’impatto sull’ambiente circostante, in questo caso usando l’energia eolica per soddisfare il fabbisogno energetico della propria rete ferroviaria. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 134 L’idea arriva proprio dall’Olanda, che ha in mente di trasformare le proprie ferrovie grazie all’energia eolica: un progetto che è nato anche grazie alle forte spinta popolare, visto che qualche mese fa più di ottocento cittadini olandesi hanno portato in Tribunale nientemeno che il governo stesso, in modo tale che potesse dare il via a delle politiche contro la diffusione di CO2 nell’ambiente. Una vera e propria causa legale che ha visto trionfare i cittadini ed un tribunale dell’Aja ha obbligato il governo a trovare un sistema per ridurre le emissioni inquinanti di almeno il 25% nel corso del prossimo quinquennio. Quindi, la novità legata alle ferrovie olandesi rientra proprio nell’ottica di uniformarsi a tale provvedimento: la joint venture VIVENS e la società Eneco ha previsto di riuscire, entro tre anni, a coprire l’intero fabbisogno elettrico delle ferrovie olandesi grazie all’energia eolica. Si tratta, ovviamente, di un progetto che ha già basi solide, dal momento che attualmente l’energia eolica copre la metà del fabbisogno energetico delle ferrovie olandesi. Infatti la scelta della fonte rinnovabile da utilizzare per alimentare la rete ferroviaria elettrica in modo sostenibile è ricaduta sull’eolico per via della presenza di numerosi parchi eolici nel Paese. Per non mettere eccessivamente sotto pressione il parco eolico esistente e mantenere i costi bassi, Eneco utilizzerà per l’alimentazione delle ferrovie l’energia prodotta da impianti eolici destinati allo scopo. Ad ogni modo, stando a quanto riportato dal principale manager di Eneco, sembra proprio che tale progetto abbia tutte le carte in regola non solo per raggiungere l’obiettivo prefissato, ma anche per cambiare e migliorare la maniera in cui l’energia prodotta da fonti rinnovabili viene acquistata e poi sfruttata, non solo nel campo ferroviario, ma estendendo il discorso anche in altri ambiti industriali. Il progetto olandese prevede anche di aumentare l’efficienza dei treni e dei loro servizi, puntando a risparmiare sempre più energia di anno in anno. Attualmente l’energia eolica copre il fabbisogno di elettricità di metà della rete ferroviaria olandese, circa 2.890 chilometri. Il flusso di passeggeri sui treni in Olanda è molto alto: 1,2 milioni di persone al giorno usufruiscono dei servizi di trasporto su rotaia. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 135 Utilizzare esclusivamente energia pulita permetterebbe di ridurre notevolmente l’impatto degli spostamenti in treno. La completa alimentazione da fonti rinnovabili della rete ferroviaria sarà garantita entro il 2018, stando a quanto affermato dall’azienda elettrica Eneco e dalla joint venture VIVENS. Secondo quanto previsto dai i termini dell’accordo, la metà dei treni elettrici viaggerà energia eolica già nel 2015. Nel 2016, i mezzi alimentati con energia sostenibile saliranno al 70%, per arrivare poi al 95% nel 2017 e al 100% entro il 2018. La società Eneco metterà a disposizione delle ferrovie, entro il 2018, l’energia necessaria di 1,4 TWh ottenendola dai parchi eolici che a breve verranno attivati, dispersi nei Paesi Bassi, ma anche in Scandinavia ed in Belgio [16]. Anche la Germania è uno dei paesi che più si è distinto in questi anni per le scelte in materia di sostenibilità in ambito ferroviario. La compagnia ferroviaria tedesca, la Deutsche Bahn, si è posta l’obiettivo di aumentare il consumo di energie rinnovabili dal 30 % circa di oggi fino a un 100 % nel 2050. L’impatto di questo cambiamento sarebbe notevole: Deutsche Bahn attualmente utilizza il 2% dell’energia elettrica dell’intero paese e il funzionamento dei treni comporta una certa quantità di emissioni di CO2 che in questo modo verrebbero ridotte. Un’ultima interessante realizzazione è il tunnel fotovoltaico tra Parigi ed Amsterdam, sulla tratta dell’alta velocità (Figura 82): è un tunnel ferroviario lungo circa 3 km in grado di produrre energia fotovoltaica direttamente dal sole. Il tunnel, che non è una galleria sotterranea ma in superficie, era stato pensato inizialmente per proteggere il bosco circostante la tratta di Anversa. In seguito si è pensato di ricoprirlo di ben 16 mila pannelli fotovoltaici. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 136 Il tunnel ha così acquistato un’ulteriore valenza ecologica accogliendo pannelli solari in grado di produrre circa 3,5 MW di potenza elettrica pulita. Energia ipoteticamente sufficiente per alimentare tutti i treni del Belgio per un giorno intero e per fornire elettricità alla stessa stazione di Anversa. Si tratta in effetti di una vera e propria centrale fotovoltaica, con numeri decisamente rilevanti. Il punto di forza di questa realizzazione è comunque quello di sfruttare una vasta superficie già occupata per produrre elettricità pulita, elettricità che può servire anche al funzionamento del treno stesso [17]. Figura 82: Tunnel fotovoltaico tra Parigi ed Amsterdam, sulla tratta dell’alta velocità. In Italia le società del Gruppo Ferrovie dello Stato Italiane si sono impegnate nel promuovere l’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili (dandone evidenza nei bandi di gara per la fornitura di energia elettrica) acquistando e utilizzando circa il 20% della fornitura da fonti rinnovabili certificate, pari a 11.400 MWh. Infatti, è stato firmato il 7 luglio 2009 un Accordo di programma fra le Ferrovie dello Stato e il Ministero dell’Ambiente con l’obiettivo di contenere dal 2012 le emissioni di CO2 di 600 tonnellate l’anno e l’impegno ad adottare nei propri impianti ed edifici sistemi di produzione energetica alimentati con fonti rinnovabili, con sensibili benefici in termini di impatto ambientale e di riduzione dei consumi e dei costi di gestione. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 137 L’Accordo rientra nel più ampio programma “Patto per l’Ambiente” promosso dalla Presidenza del Consiglio e dal Ministero dell’Ambiente e sottoscritto da altre dieci grandi Aziende italiane, oltre a Ferrovie dello Stato. Gli obiettivi dell’Accordo confermano l’impegno del Gruppo FS nel contenimento dei consumi energetici e nella realizzazione di un piano di investimenti strutturali e di rinnovo del proprio parco mezzi per lo sviluppo di una modalità di trasporto sempre più sicura ed ecosostenibile. Nel corso del 2014 sono stati attivati due impianti fotovoltaici, esattamente a Milano (IMC ETR 500 di Trenitalia) e a Udine (officina di Serfer), e sono state avviate le attività per l’installazione di ulteriori impianti fotovoltaici di Trenitalia per un totale di circa 4.500 kWp. I predetti impianti si vanno ad aggiungere a quelli già produttivi della stazione AV di Torino Porta Susa (Figura 83), che ha garantito una produzione di circa 350 MWh, e nello Scalo San Lorenzo di Roma, che ha generato 570 MWh nel corso dell’anno. Figura 83: Copertura fotovoltaica della stazione AV di Torino Porta Susa. Queste iniziative sono volte, però, al miglioramento dei parametri di efficienza delle stazioni per il riscaldamento, i sistemi di illuminazione e altri servizi elettrici; dunque non per la trazione ferroviaria. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 138 Per quanto riguarda il mix energetico che alimenta il traffico ferroviario globale, la situazione più green si registra nell’Unione Europea. Nel 2010, infatti, circa il 20% dell’energia utilizzata dalle ferrovie europee era stata generata da fonti rinnovabili. Rispetto all’obiettivo fissato dalle direttive europee che hanno indicato per il 2020 un contributo del 10% di energie rinnovabili per il settore dei trasporti, il settore ferroviario ha già fatto, dunque, con largo anticipo la sua parte. Questa direttiva, che modifica e abroga le precedenti direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE, crea un quadro comune per l’utilizzo di energie rinnovabili nell’UE in modo da ridurre le emissioni di gas serra e promuovere trasporti più puliti [7] e [8]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 139 CAPITOLO 4: DESCRIZIONE DEL PROGETTO IN ESAME Il seguente progetto rappresenta una valutazione preliminare dell’ipotesi di installare un impianto fotovoltaico da circa 1000 kWp in un’area limitrofa alla stazione ferroviaria di Milano-Bovisa FNM, provincia di Milano. Per il presente studio sono state utilizzate le sole immagini satellitari delle aree sopra elencate come unico dato utile all’individuazione di superfici adatte all’installazione di pannelli fotovoltaici. La centrale fotovoltaica servirà a fornire la propria energia prodotta alla Sottostazione Elettrica (SSE) di Milano-Bovisa FNM posta nell’immediata vicinanza ed alimentante la tratta ferroviaria a 3 kVcc. Tale energia fotovoltaica prodotta sarà immessa direttamente, mediante opportuna connessione, alla linea di contatto in corrente continua 3 kVcc alimentata dalla SSE. L’obiettivo è quello di ridurre l’assorbimento di potenza della tratta ferroviaria da fonti di produzione tradizionale grazie all’impiego di fonti rinnovabili, in questo caso di energia solare, riducendo così l’emissione di gas serra nell’atmosfera. A seguito di un’approfondita analisi, o meglio valutazione della radiazione solare nel sito in oggetto, si effettuerà lo studio di fattibilità tecnico-economico della centrale fotovoltaica. 4.1 POSSIBILE SITO DI INSTALLAZIONE DELL’ IMPIANTO FOTOVOLTAICO Il possibile sito di installazione della centrale fotovoltaica da 1000 kWp, come mostrato in Figura 84, viene osservato in prossimità della Sottostazione Elettrica di Milano-Bovisa FNM così da rendere più semplice l’interconnessione tra le due e ridurre quindi al minimo le perdite. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 140 Fra le varie aree circostanti alla SSE si evidenziano come possibili soluzioni di installazione il tetto della Stazione Milano-Bovisa che fornisce una superficie utile di circa 6.000 m2 oppure i parcheggi vicini che offrono rispettivamente un’area di 2.500 m2 e di 3.500 m2. Figura 84: Mappa satellitare dei possibili siti di installazione della centrale fotovoltaica. Inoltre vi sono due appezzamenti di terreno di circa 50.000 m2 e 24.000 m2 tipo pianeggiante come mostrato nella precedente mappa satellitare. Si potrebbe utilizzare una parte del sito da 50.000 m2 in modo da riqualificare e valorizzare l’area abbandonata ed inutilizzata da anni. Inoltre, data la vasta area pianeggiante, si eviterebbero ombreggiamenti dei moduli fotovoltaici a causa di edifici o alberi presenti invece nelle altre aree valutate con conseguente perdita di energia. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 141 4.2 DATI RELATIVI ALLA RADIAZIONE SOLARE DEL SITO La disponibilità della fonte solare per i possibili siti di installazione considerati è verificata utilizzando i dati del programma “PVGIS” disponibile sul sito del Joint Research Centre relativi a valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale. I valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale stimati sono pari a quanto scritto nella seguente tabella: PVGIS stime di generazione elettricità solare Luogo: 45°29'56" Nord, 9°9'42" Est,Quota: 133 m.s.l.m., Database di radiazione solare usato: PVGIS-CMSAF Potenza nominale del sistema FV: 1000.0 kW (silicio cristallino) Stime di perdite causata da temperatura e irradianza bassa: 9.3% Stima di perdita causata da effetti di riflessione: 2.7% Altre perdite (cavi, inverter, ecc.): 10.0% Perdite totali del sistema FV: 20.6% Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 142 I valori in tabella esprimono: Ed: Produzione elettrica media giornaliera dal sistema indicata (kWh); Em: Produzione elettrica media mensile dal sistema indicata (kWh); Hd: Media dell'irraggiamento giornaliero al metro quadro ricevuto dai panelli del sistema (kWh/m2); Hm: Media dell'irraggiamento al metro quadro ricevuto dai panelli del sistema (kWh/m2). Figura 85: Andamento della produzione di energia (sinistra) e irraggiamento (destra) mensile. L'impianto fotovoltaico previsto da 1000 kWp permetterà una produzione di 1.320.000 kWh/anno. Con tale energia prodotta, conoscendo ad esempio che un elettrotreno della linea suburbana S13 assorbe mediamente 15 kWh/Km e dunque per la tratta MilanoBovisa – Pavia lunga 32 Km assorbirebbe 523 kWh (andata e ritorno 1046 kWh), si potrebbe soddisfare con il solo impianto fotovoltaico la potenza necessaria a far percorrere al treno tale tratta (andata e ritorno) per 1262 volte. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 143 4.3 CARATTERISTICHE TECNICHE IMPIANTO La potenza dell’impianto sarà pari a 1000 kW e la produzione stimata di 1.320.000 kWh di energia annua fornita da 3.920 moduli occupanti una superficie di circa 15.700 m2. A seguito delle misure rilevate nella Sottostazione di Milano-Bovisa [20], si nota che l’andamento giornaliero della corrente erogata alla linea di contatto 3 kV in corrente continua e della tensione alle sbarre della SSE è il seguente: Figura 86: Andamento giornaliero della corrente erogata e della tensione alle sbarre della SSE di Milano-Bovisa (giorno lavorativo). Figura 87: Andamento giornaliero della corrente erogata e della tensione alle sbarre della SSE di Milano-Bovisa (giorno festivo). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 144 Osservando l’andamento della corrente Icc erogata nell’arco della giornata si nota subito come la richiesta di energia sia concentrata nella fascia oraria 6:00-10:00 e 17:00-21:00 con picco massimo di 1800 A e picco minimo di 400 A. L’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico vede la sua produzione massima proprio nella fascia centrale del giorno 10:00 – 16:00 dove l’irraggiamento solare è elevato. Per cedere tutta l’energia fotovoltaica prodotta dalla centrale solare alla linea di contatto 3 kV in corrente continua si deve scegliere dunque una taglia dell’impianto che sia al di sotto della potenza minima assorbita dalla SSE in quella fascia oraria (P<V*I=1,4 MW). In questo modo tutta la potenza prodotta viene utilizzata senza aver alcuna perdita di energia essendo un impianto senza accumulo e non cedere alla rete industriale. Per tali ragioni l’impianto fotovoltaico sarà dimensionato con una potenza massima di circa 1000 kW. SCELTA DEI MODULI FOTOVOLTAICI I moduli fotovoltaici scelti per lo studio di fattibilità sono della casa produttrice Suntech Power in silicio policristallino, modello STP-255 ed hanno le seguenti caratteristiche: Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 145 Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 146 Il costo di ogni modulo Suntech Power STP-255 è di 155,00 euro cioè 0,61 €/W diminuito di circa 4 volte rispetto agli anni passati vista la revoca degli incentivi. Infatti, gli incentivi GSE al fotovoltaico nel 2015, così come eravamo abituati a pensarli fino ad un paio di anni fa, non ce ne sono più; restano soltanto dei benefici fiscali per impianti domestici (al servizio dell’abitazione). Per questi si hanno, dunque, ancora le detrazioni fiscali Irpef sul 50% della spesa. Gli impianti aziendali, invece, non godono delle detrazioni fiscali 50%, ma hanno il vantaggio che, autoconsumando nell’immediato gran parte dell’energia prodotta, ottengono maggiori risparmi in bolletta (massimizzano infatti l’autoconsumo). Algoritmi MPPT L’energia prodotta da un modulo fotovoltaico dipende principalmente dall’irraggiamento e dalla temperatura, ma dipende anche dal punto di funzionamento in cui esso si trova ad operare. L’algoritmo MPPT (Maximum Power Point Tracking) viene utilizzato per massimizzare l’energia estratta del modulo al variare delle condizioni atmosferiche. Esso permette di far lavorare il modulo nel punto (MPP) della caratteristica I-V, dove si ha il massimo trasferimento di potenza tra modulo e carico, come indicato nella Figura 88, per le varie condizioni di irraggiamento. Figura 88: Caratteristica I-V del modulo al variare dell’irraggiamento. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 147 Per inseguire il punto di massima potenza, l’MPPT ha bisogno di un circuito di interfaccia tra la sorgente fotovoltaica e il carico. Il compito viene svolto dai convertitori switching, i quali, grazie alla proprietà di comportarsi come dei trasformatori dc-dc con rapporto di conversione che è funzione della variabile di controllo duty-cycle, sono in grado di posizionarsi nel punto MPP variando il duty-cycle, che è imposto dall’algoritmo MPPT. Esistono vari algoritmi, tra i quali: algoritmi Perturbe & Observe (P&O); conduttanza incrementale; metodo della open circuit voltage; VLR MPPT; Ripple correlation control (RCC). In seguito sarà descritto soltanto il metodo P&O essendo il più efficiente tra i vari algoritmi MPPT [21] e [22]. Algoritmi P&O Questa famiglia di algoritmi calcola la potenza in uscita dalla sorgente fotovoltaica, come moltiplicazione tra la corrente e la tensione e varia il duty-cycle del convertitore switching fino ad ottenere la massima potenza. Quindi, come è evidenziato dal nome, questi algoritmi perturbano il duty-cycle e osservano se la potenza in uscita dalla sorgente FV è massima. In pratica, l’algoritmo permette di spostarsi lungo la caratteristica potenzatensione del modulo fino a quando non si incontrerà il punto MPP. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 148 Una volta trovato, l’algoritmo continuerà ad oscillare nell’intorno di questo punto. Possiamo avere tre tipi di algoritmi P&O: controllo diretto sul duty-cycle; controllo di corrente; controllo di tensione. Controllo diretto sul duty-cycle Nella Figura 89 è riportato lo schema per il controllo diretto sul duty-cycle: Figura 89: Schema del controllo diretto sul duty-cycle. L’algoritmo viene implementato con un DSP. Lo scopo è di campionare la corrente e le tensione del modulo, di calcolarne la potenza e di verificare se questa è maggiore della potenza del passo precedente. Se ciò è verificato si varia il duty-cycle con un incremento positivo, viceversa si decrementa. L’algoritmo è riportato in Figura 90. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 149 Figura 90: Algoritmo del controllo diretto sul duty-cycle. Una volta raggiunto l’MPP si continuerà ad oscillare nell’intorno di questo punto e l’oscillazione dipenderà in maniera proporzionale all’ampiezza della perturbazione che si applica al duty-cycle. Quindi tanto più piccola è la perturbazione, tanto minore sarà l’oscillazione a regime della potenza estratta dal modulo, ma ciò comporterà un tempo maggiore per il raggiungimento dell’MPP. Uno svantaggio di questo tipo di algoritmo è dovuto alla mancanza di controllo sulla corrente e sulla tensione d’ingresso [21] e [22]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 150 Controllo di corrente In questo caso l’algoritmo MPPT fornisce il riferimento della corrente (IREF ), che viene confrontata con quella presente all’ingresso del convertitore Boost, secondo lo schema seguente: Figura 91: Schema del controllo di corrente. Dopo il nodo somma-differenza viene posto un regolatore PI e in uscita a questo si ha il modulatore PWM. L’uscita di quest’ultimo sarà un segnale ad onda quadra che comanda l’interruttore del convertitore Boost. Il tutto viene implementato con un DSP. In questo caso, il nuovo algoritmo (Figura 92) consiste nel campionare con due sensori la corrente e la tensione in uscita dal modulo solare, calcolare la potenza come moltiplicazione di queste due grandezze e confrontarla con la potenza campionata al passo precedente. Se essa risulta superiore di quella vecchia e la tensione appena campionata è maggiore di quella precedente, si decrementa il riferimento di corrente della costante C. Questa condizione si riferisce alla situazione di un aumento dell’irraggiamento e con il punto operativo a destra dell’MPP. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 151 Viceversa, se il punto operativo è a sinistra (tensione al passo k minore di quella precedente) si incrementa il riferimento di corrente. La stessa cosa, in maniera opposta, avviene se la potenza al passo k è minore di quella al passo precedente. Anche qui, una volta trovato il punto di massima potenza (MPP), si avrà un’oscillazione nell’intorno di questo. Più piccola è la variazione (C) del riferimento di corrente e minore risulta l’oscillazione. Non si può avere un incremento C piccolissimo, perché si allungherebbero i tempi per raggiungere l’MPP. Figura 92: Algoritmo del controllo di corrente. Questo tipo di algoritmo funziona anche nel caso in cui il convertitore Boost lavori in funzionamento discontinuo (DCM). Per far ciò basterà scegliere una frequenza di campionamento della corrente in uscita dal modulo solare (frequenza di aggiornamento dell’algoritmo fC) tale che, il rapporto tra la frequenza di switching del convertitore (fS) e questa sia un numero intero. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 152 In questo modo verranno prelevati i campioni della corrente nell’induttanza a metà ampiezza, come riportato in Figura 93. Questo comporterà una diminuzione della vera potenza massima che può essere prelevata in uscita dal modulo in tale condizione, perché la corrente campionata è metà di quella massima. Ciò è accettabile, perché il convertitore Boost lavorerà in DCM solo in corrispondenza di piccole potenze in uscita dal modulo fotovoltaico, ed essendo già queste minori, non si avrà una grande perdita. Figura 93: Campionamento corretto della corrente nell’induttanza in funzionamento DCM del convertitore Boost. Nel funzionamento continuo del convertitore (CCM) non ci sono problemi, perché l’ondulazione di corrente nell’induttanze è piccola e quindi la corrente campionata è all’incirca quella massima. Questo accorgimento permette di ottenere valori dell’induttanza L del convertitore Boost non eccessivamente elevati [21] e [22]. Controllo di tensione Questo tipo di controllo è analogo a quello precedentemente riportato, solo che in questo caso l’algoritmo MPPT fornisce il riferimento della tensione d’ingresso e non quello della corrente. Lo schema del circuito è simile a quello di Figura 91, sostituendo il confronto di corrente con quello di tensione. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 153 Il diagramma di flusso dell’algoritmo è invece simile a quello di corrente riportato in Figura 92 solo che in questo caso si va a variare la tensione di riferimento di ingresso e non la corrente. Anche qui una volta raggiunto l’MPP si continuerà ad avere un’oscillazione nell’intorno di questo punto. Si sceglierà, quindi, la costante C come compromesso tra la velocità di raggiungimento di tale punto e della relativa ampiezza di variazione. Questi algoritmi hanno un buon compromesso tra l’efficienza nell’estrarre la massima potenza dal modulo fotovoltaico e la loro facilità di implementazione [21] e [22]. 4.4 LAYOUT CENTRALE FOTOVOLTAICA Nella scelta del posizionamento dei pannelli sul sito della centrale fotovoltaica si è cercato di minimizzare la superficie occupata rispettando i vincoli di distanziamento al fine evitare il mutuo ombreggiamento fra le file e raggiungere l’obbiettivo di potenza fissato. Inoltre si è cercato di minimizzare il percorso dei cavi di collegamento fra i vari moduli. Nella seguente figura è rappresentata l’ombra sistematica prodotta da una superficie di lunghezza X (nel nostro caso 1.640 cm), inclinata rispetto al piano orizzontale di un angolo β (nel nostro caso 36°). La distanza minima per il posizionamento delle file parallele con β ≠ 0° si può ricavare dal triangolo delle ombre: Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 154 In linea di massima si usa posizionare i moduli ad una distanza pari a 3 volte l'altezza H, quindi 2,64 metri: I pannelli saranno installati su struttura metallica, ancorata a basamenti in conglomerato cementizio armato, in grado di resistere alle sollecitazione previste dalle vigenti normative. La superfice fotovoltaica sarà composta da 28 file di 140 moduli in posizione orizzontale per un totale di 3.920 moduli. Ogni fila presenta 20 pannelli connessi in serie costituenti la stringa. La connessione in parallelo di 49 stringhe costituisce poi il sottocampo. Dunque 4 sottocampi realizzano il campo fotovoltaico da circa 1.000 kW. Si riportano di seguito le caratteristiche elettriche delle stringhe, dei sottocampi e dei campi: Stringa TENSIONE DI ESERCIZIO OTTIMALE (V) 616 Sottocampo 616 752 406 249,9 Campo 616 752 1623 999,7 TENSIONE A CIRCUITO APERTO (V) CORRENTE DI ESERCIZIO OTTIMALE (A) POTENZA (kW) 752 8,3 5,1 Si noti che la potenza del campo fotovoltaico è leggermente al di sotto di 1 MW, ciò per rendere più semplice la procedura di autorizzazione per la realizzazione dell’impianto. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 155 Infatti, per quanto riguarda gli impianti fotovoltaici, emerge dalle fonti normative che disciplinano la materia un panorama autorizzativo differente: 20 kW < P < 1 MW permesso di costruire da rilasciare da parte del Comune; 1 MW < P < 50 MW permesso di costruire da rilasciare da parte della Provincia; P > 50 MW permesso di costruire da rilasciare da parte della Regione. Dunque, si nota che all’aumentare della potenza dell’impianto fotovoltaico da realizzare, aumenta la necessità di acquisire altre autorizzazioni. L’area occupata dall’impianto, tenendo conto anche della distanza tra le file per evitare l’ombreggiamento, è di circa 15.700 m2. Dunque per sopperire a tutti gli spazi necessari alla realizzazione della centrale fotovoltaica si stima di utilizzare una superficie di circa 20.000 m2. Figura 94: Esempio di disposizione dei pannelli sul sito della centrale fotovoltaica. Il campo fotovoltaico è suddiviso in più parti (sottocampi) dove viene effettuato il parallelo tra le stringhe di moduli in serie, ognuno servito da due propri quadri. Da quest’ultimo si arriva al quadro di campo, ognuno servito dal proprio convertitore: “impianto multiconvertitore”. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 156 Figura 95: Disposizione schematica dei moduli fotovoltaici sul sito di installazione. In questo modo, l’avaria di un convertitore, comporta la perdita di produzione del relativo sottocampo e non di tutto l’impianto. I collegamenti fra i moduli fino al quadro di campo saranno effettuati con cavo tipo MC (doppio isolamento) idoneo ad applicazioni solari fotovoltaiche con isolamento e guaina elastomerici, non propaganti la fiamma, senza alogeni e resistenti ai raggi UV. Figura 96: Cavi per applicazioni in impianti fotovoltaici. Le condutture elettriche devono essere in grado di resistere a severe condizioni ambientali (elevate T, pioggia, radiazione solare, etc). I cavi in corrente continua devono avere una tensione nominale adeguata a quella del sistema elettrico; in cc la tensione del sistema elettrico non deve superare 1,5 volte la tensione nominale dei cavi [18] e [19]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 157 In particolare i cavi di stringa o solari collegano tra loro i moduli e la stringa al primo quadro, questi devono resistere a T di circa 70°C. I quadri di sottocampo sono installati in delle piccole scatole lungo le stringhe di moduli per effettuarne il parallelo e, contengono protezioni e sezionatori. Figura 97: Quadro di sottocampo per il parallelo delle stringhe. L'unico fabbricato installato a servizio del campo fotovoltaico è costituito da una cabina in calcestruzzo, al cui interno sono installati i convertitori, i sistemi di protezione, di misura, di manovra o sezionamento e il sistema di monitoraggio. Figura 98: Esempio di cabina convertitori. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 158 Dunque non si hanno ne inverter e ne trasformatori come generalmente accade per questi impianti che immettono in rete, in corrente alternata, l’energia fotovoltaica prodotta. 4.5 CONVERTITORI DC-DC BOOST Il convertitore Boost ha il compito di elevare la tensione continua presente all’ingresso al fine di ottenere una tensione continua d’uscita di circa 3600 V . Tale tensione è imposta dalla linea di contatto ferroviaria 3 kVcc che alimenta i treni per la trazione. Per il momento, nell’analisi del convertitore, in uscita viene collegato un carico resistivo. Lo schema di principio del convertitore Boost è riportato in Figura 99; esso è composto da una induttanza all’ingresso, da un interruttore di potenza (IGBT o Mosfet), da un diodo e da un condensatore all’uscita. Questo convertitore può operare in funzionamento continuo (CCM) e in funzionamento discontinuo (DCM). Di seguito verrà trattato il primo caso, perché sarà in questa modalità, che si farà operare il convertitore [21] e [23]. Figura 99: Schema del convertitore Boost. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 159 Nell’analisi del convertitore Boost in funzionamento continuo (CCM) si assumono le seguenti ipotesi: interruttore ideale; diodo ideale; componenti L e C ideali; tensione d’ingresso Vi costante; tensione d’uscita V0 costante; funzionamento a regime (tensioni e correnti sono periodiche di periodo pari a quello di commutazione TS). Possiamo distinguere due stati topologici, che avvengono in un periodo T S: 1. interruttore chiuso; 2. interruttore aperto. Intervallo interruttore chiuso All’istante t = 0, l’interruttore (S) viene chiuso (acceso) e ciò causa l’interdizione del diodo D, perché viene polarizzato inversamente (la tensione V D con il verso in Figura 100 è pari a V0). Si ha flusso di potenza tra la sorgente e l’induttanza e tra il condensatore e il carico, come riportato in Figura 100. In questa fase, quindi, il condensatore fornisce energia al carico. La tensione ai capi dell’induttanza (V L) risulta costante e pari alla tensione d’ingresso Vi. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 160 Figura 100: Convertitore Boost nella fase di chiusura dell’interruttore. Quindi, la corrente iL cresce linearmente partendo da un valore iniziale iLmin: L’intervallo ton è il tempo durante il quale l’interruttore è chiuso e corrisponde a: dove d è il duty-cycle. La tensione sull’interruttore è nulla, mentre la sua corrente è pari a quella dell’induttanza. I vari andamenti di tensione e corrente sono riportati in Figura 102, per l’intervallo di tempo ton [21] e [23]. Intervallo interruttore aperto All’istante t=ton l’interruttore viene aperto e la corrente iL forza il diodo in conduzione. In questa fase è la sorgente e l’induttanza che forniscono energia al condensatore di uscita e al carico (Figura 101). La tensione sull’induttanza risulta costante e pari a Vi – V0, ed essendo V0 maggiore di Vi, risulta una VL negativa. La corrente iL diminuisce linearmente, partendo dal valore iniziale ILmax, raggiunto al termine della fase precedente. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 161 Figura 101: Convertitore Boost nella fase di apertura dell’interruttore. Questo andamento è espresso dalla relazione (dove si è assunto come istante iniziale l’apertura dell’interruttore): La tensione ai capi dell’interruttore risulta pari a V 0, ed essendo aperto, la corrente è nulla. Il diodo è attraversato dalla corrente iL, mentre la tensione ai suoi capi è nulla, perché è in conduzione. Sempre nella Figura 102 sono riportati gli andamenti di tensione e di corrente per i vari componenti, nell’intervallo di tempo toff . Essendo: Al tempo TS poi, si ha la richiusura dell’interruttore S e il ciclo riprende. Figura 102: Andamenti di tensione e corrente dei vari componenti. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 162 Con l’ipotesi di funzionamento a regime si ha che la tensione media ai capi dell’induttanza in un periodo deve essere nulla. Quindi le due aree grigie in Figura 102 devono coincidere: Dalla combinazione delle precedenti espressioni si ricava la relazione statica tra tensione d’uscita e tensione d’ingresso, che assume il nome di rapporto di conversione CCM (MCCM): L’ondulazione di corrente sull’induttanza (∆IL) risulta pari a: La corrente media nell’induttanza (IL), che coincide con la corrente media di ingresso (Ii) risulta pari a: Invece, la corrente massima risulta: La corrente media nell’interruttore è pari a: Infine, la corrente media nel diodo è data dalla relazione: Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 163 Si passa ora alla stima dell’ondulazione di tensione residua ai capi del condensatore di uscita (∆VC). In figura E sono riportati gli andamenti della corrente e della tensione del condensatore. La corrente nel condensatore vale: A regime la corrente media nel condensatore (IC) deve essere nulla, quindi le due aree grigie in Figura 103 devono essere uguali [21] e [23]. Figura 103: Andamenti di corrente e dell’ondulazione di tensione del condensatore. Da ciò si vede anche che la corrente media ID corrisponde alla corrente media di uscita (I0). L’ondulazione di tensione ai capi del condensatore (∆VC) risulta pari al rapporto tra la carica fornita nel tempo ton (area grigia) e la capacità. Limite di funzionamento continuo/discontinuo Si ha funzionamento continuo (CCM) fino a quando la corrente sull’induttanza è sempre maggiore di zero nel periodo TS. Quindi, la corrente media nell’induttanza (IL) deve essere maggiore o uguale a ∆IL/2. Il limite DCM/CCM si ha per: Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 164 Dimensionamento del Boost Il circuito del Boost da realizzare è riportato in Figura 104: Figura 104: Schema del convertitore Boost. All’ingresso è presente un condensatore (Ci), che serve a mantenere costante la tensione di ingresso Vi. All’uscita del convertitore è connessa un’induttanza di filtro L0 e la linea di contatto a 3600 V. La spiegazione dell’inserimento dell’induttanza e del suo dimensionamento verrà fatto alla fine. I dati che si conoscono sono i seguenti: tensione di uscita: V0 = 3600 V ; potenza massima fornita dal sottocampo fotovoltaico: Pmax = 250 kW; frequenza di switching: fs = 5 kHz. Considerando un rendimento unitario, la potenza in uscita è data dalla relazione: 𝑃0 = 𝑃𝑖 Quindi, in uscita si ha una potenza massima pari a: 𝑃0𝑚𝑎𝑥 = 250 𝑘𝑊 Dato che la tensione Vi all’ingresso del convertitore varia, per garantire un certo margine, si sceglie un range della tensione d’ingresso pari a: 600 𝑉 < 𝑉𝑖 < 1000 𝑉 Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 165 La corrente massima in ingresso al convertitore, che corrisponde alla corrente di cortocircuito fornita dal sottocampo fotovoltaico è: 𝐼𝑖𝑚𝑎𝑥 = 429,24 𝐴 Il convertitore funzionerà in funzionamento CCM per una potenza che va da: 98 𝑘𝑊 < 𝑃0 < 250 𝑘𝑊 La potenza uguale a 98 kW si ha con un irraggiamento pari a circa 400 W/m2, che corrisponde ad una situazione di sole appena percettibile. Si è scelto di porre questo limite per non avere valori troppo elevati dell’induttanza L. Quindi, per potenze inferiori a 98 kW il convertitore funzionerà in DCM. Con questi dati, la massima corrente media presente all’uscita (I0) è uguale a: 𝑃0𝑚𝑎𝑥 250000 = = 69,4 𝐴 𝑉0 3600 𝐼0𝑚𝑎𝑥 = Quella minima, alla quale si ha funzionamento CCM è: 𝐼0𝑚𝑖𝑛 = 𝑃0𝑚𝑖𝑛 98000 = = 27,2 𝐴 𝑉0 3600 Quindi: I0max = 69,4 A I0min = 27,2 A Si passa ora al calcolo del valore dell’induttanza L. Sempre in funzionamento continuo, con i dati finora trovati, si determina il range di variazione del duty-cycle d: 1− 𝑉𝑖𝑚𝑎𝑥 𝑉𝑖𝑚𝑖𝑛 <𝑑 <1− 𝑉0 𝑉0 0,72 < d < 0,83 Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 166 Dall’equazione dell’ondulazione di corrente sull’induttanza (∆IL) e del rapporto di conversione CCM (MCCM) si ha: Per garantire funzionamento CCM nell’intervallo di variazione della corrente d’uscita, si pone la condizione limite CCM/DCM con I0 = I0min = 27,2 A. Utilizzando l’equazione della condizione limite (ILlim) e della corrente media nell’induttanza (IL) si ottiene: Eguagliando quest’ultima e l’equazione dell’ondulazione di corrente sull’induttanza (∆I L) si ha: Quindi, l’induttanza è pari a: Si nota che il valore di L dipende da Vi, quindi per cercare quando è massima si esegue la derivata e la si pone uguale a zero: Da qui si ottiene che l’induttanza è massima per un duty-cycle di 0,33 e quindi una tensione d’ingresso pari a: 2 2 𝑉𝑖 = 𝑉0 = × 3600 = 2400 𝑉 3 3 Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 167 Questo valore è esterno all’intervallo della tensione d’ingresso, per cui si sceglie il valore di duty-cycle inferiore, ottenendo una Vi pari a 1000 V . Quindi, il valore dell’induttanza risulta uguale a: 10002 1000 𝐿= (1 − ) = 7,3756 × 10−4 𝐻 2 × 27,2 × 3600 × 5000 3600 Il massimo ripple di corrente nell’induttanza vale: ∆𝐼𝐿 = 1000 × 0,66 = 178,97 𝐴 7,3756 × 10−4 × 5000 Infine, la massima corrente nell’induttanza risulta: 𝐼𝐿𝑚𝑎𝑥 = 𝐼𝑖 + ∆𝐼𝐿 178,97 = 429,24 + = 518,72 𝐴 2 2 A causa dell’induttanza L, la corrente in uscita dal sottocampo fotovoltaico presenta un certo ripple creando delle oscillazioni del punto di lavoro nella caratteristica I-V; quindi la tensione di ingresso cambierà in continuazione, causando una variazione della massima potenza estratta dall’algoritmo MPPT. Per impedire ciò, si inserisce un condensatore (Ci) all’ingresso del convertitore Boost, in modo tale che il ripple di corrente sia assorbito. Per cui, la corrente in uscita dal sottocampo solare (ipv) risulterà costante. In Figura 105 è riportato l’andamento della corrente nel condensatore d’ingresso, che corrisponde al ripple di corrente nell’induttanza. Figura 105: Filtro d’ingresso e ripple di corrente assorbito dal condensatore Ci. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 168 L’area grigia corrisponde alla carica e risulta pari a: L’ondulazione di tensione nel condensatore è uguale a: Imponendo un ripple ∆VCi di 0,1V si ottiene una capacità di: 𝐶𝑖 = ∆𝐼𝐿𝑚𝑎𝑥 178,97 = = 0,04474 𝐹 = 44,74 𝑚𝐹 8𝑓𝑠 ∆𝑉𝐶𝑖 8 × 5000 × 0,1 Come condensatore Ci si considera un valore di 45 mF, in questo modo si avrà un’ondulazione ∆VCi di 0,10 V. Il filtro di uscita è composto dal condensatore C0 e dall’induttanza L0. La corrente nel diodo è impulsiva, quindi ha un elevato contenuto armonico. Per essere sicuri che le componenti ad alta frequenza della corrente nel diodo si richiudano nel condensatore e non entrino nella linea di contatto, si pone un’induttanza in serie a quest’ultima. In questo modo, essendo rispettivamente l’impedenza del condensatore e dell’induttanza (L0) pari a: se alla frequenza fondamentale l’impedenza dell’induttanza risulta maggiore di quella del condensatore, le componenti impulsive della corrente nel diodo passeranno attraverso la capacità. Ponendo |ZL0| ≥ 100 |ZC0| si ottiene la relazione: dove ωS è la pulsazione di commutazione del convertitore pari a 2πfS. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 169 Dalla relazione precedente si ottiene: La pulsazione di risonanza del filtro è pari a: Per evitare che nascano delle oscillazioni nel circuito di filtro deve essere la pulsazione di risonanza inferiore alla pulsazione ωS. Quindi: Sostituendo l’espressione ωSL0 in quella L0C0 e poi inserendola nella ωris si ottiene: Per cui la scelta di porre |ZL0| ≥ 100 |ZC0| impedisce l’instaurarsi di oscillazioni nel circuito di filtro. Dunque, il valore massimo dell’ondulazione di tensione nel condensatore C0, è pari a: Da questa relazione, imponendo una ∆VC0 pari a 0,2 V si ottiene: 𝐶0 = 𝐼0𝑚𝑎𝑥 𝑑𝑚𝑎𝑥 69,4 × 0,83 = = 0,0576 𝐹 = 57,6 𝑚𝐹 𝑓𝑆 ∆𝑉𝐶0 5000 × 0,2 Per ottenere un valore dell’induttanza L0 non molto grande si sceglie un valore di C0 pari a 60 mF. Dalla relazione ωSL0 si ottiene il valore di L0: 𝐿0 = 100 100 = = 1,6904 × 10−6 𝐻 = 1,6904 𝜇𝐻 𝜔𝑆 2 𝐶0 (2𝜋 × 5000)2 × 0,06 Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 170 Nella seguente tabella sono riassunti i valori dei componenti del Boost, precedentemente calcolati: GRANDEZZE VALORI Induttanza (L) 7,3756 × 10−4 𝐻 0,045 𝐹 Condensatore (Ci) 0,060 𝐹 Condensatore (C0) Induttanza (L0) 1,6904 × 10−6 𝐻 Tabella 18: Valori dei componenti del Boost. 4.6 SISTEMI DI PROTEZIONE Il generatore fotovoltaico è costituito da più moduli fotovoltaici collegati in serie a formare una stringa e da più stringhe in parallelo per ottenere la potenza fissata. Le stringhe sono protette contro la circolazione di correnti inverse dai diodi di blocco, ed ai loro terminali, sia sul polo positivo che negativo, dovrebbero essere installati scaricatori di sovratensioni tra poli e terra (Figura 106), per la protezione contro le sovratensioni e fulmini. Spesso sono le scariche atmosferiche e la sovratensione a provocare danni. Figura 106: Esempio di scaricatore di sovratensione del quadro di sottocampo. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 171 Inoltre, per la protezione contro le sovracorrenti si impiegano normalmente fusibili (Figura 107), la cui corrente nominale dovrebbe essere scelta in modo che sia pari a 1,25 volte la corrente circolante nella stringa. Figura 107: Esempio di fusibile e porta fusibile del quadro di sottocampo. Non è consigliabile l'impiego di interruttori automatici, sia per fattori economici che per questioni tecniche; infatti gli interruttori sono facilmente soggetti ad interventi intempestivi in seguito a sovratensioni transitorie (ad esempio di origine atmosferica) che richiederebbero il loro riarmo manuale per il ripristino dell'erogazione di corrente della stringa. Gli interruttori magnetotermici vengono però impiegati nei quadri di campo con tensioni in corrente continua fino a 1000 V in c.c. per la protezione e sezionamento del lato convertitori [19]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 172 4.7 SISTEMI DI MANOVRA O SEZIONAMENTO Gli organi di manovra sono dei dispositivi elettrici che garantiscono l’interruzione dell’impianto fotovoltaico per: SEZIONAMENTO, al fine di eseguire lavori elettrici; INTERRUZIONE, per eseguire lavori non elettrici sulle apparecchiature; INTERRUZIONE DI EMERGENZA, di fronte al rischio di pericolo imminente; COMANDO FUNZIONALE, per aprire o chiudere un circuito. Figura 108: Esempio di sezionatore del quadro di sottocampo. Bisogna ricordare che un impianto fotovoltaico non può essere spento, in quanto in presenza di radiazione solare si ha comunque il sistema sotto tensione; è così molto probabile che si debba operare in condizioni pericolose, quando l’operazione inerisce tutta la parte sotto tensione del generatore. La norma CEI 11-27 riporta tutte le prescrizioni e le procedure da adottare nei lavori sotto tensione [19]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 173 4.8 SISTEMI DI MISURA E MONITORAGGIO Con i dispositivi di misura e monitoraggio dell'energia si può misurare e visualizzare i parametri elettrici degli impianti fotovoltaici. I dati ottenuti sono analizzati con l'obiettivo di ottimizzare l'energia consumata e di instaurare un sistema di gestione dell'energia. Se le risorse devono essere utilizzate in modo efficiente, le caratteristiche elettriche devono essere misurate e monitorate con precisione. I sistemi di monitoraggio attualmente in commercio sono in grado di rilevare e registrare le grandezze meteo ed elettriche nei diversi punti della catena di produzione e conversione/trasformazione dell’energia, permettendo così di mantenere sotto controllo il funzionamento dell’impianto e di rilevare rapidamente eventuali anomalie/malfunzionamenti che possano influire sulla produzione e sulla sicurezza dell’impianto stesso. 4.9 SCHEMA DI CONNESSIONE DELLA CENTRALE FOTOVOLTAICA ALLA RETE FERROVIARIA 3 kVcc Lo schema a blocchi di connessione della centrale fotovoltaica alla linea di contatto 3 kV in corrente continua alimentata dalla Sottostazione Elettrica di Milano-Bovisa è il seguente: Figura 109:Schema a blocchi di connessione dell’impianto fotovoltaico alla linea di contatto 3kVcc. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 174 L’impianto fotovoltaico cede l’energia elettrica prodotta ai convertitori dc-dc che innalzano la tensione prima di alimentare la linea di contatto connessa alla SSE di Milano-Bovisa. Il collegamento del sistema fotovoltaico alla linea di contatto avviene mediante organi elettromeccanici di sezionamento come rappresentato nel successivo schema. Lo schema unifilare di connessione del generatore fotovoltaico alla linea 3 kV in corrente continua è il seguente: Figura 110: Schema unifilare dell’impianto fotovoltaico analizzato. Il precedente schema unifilare, partendo dai generatori elettrici fotovoltaici al punto di connessione 3kVcc, è costituito da: fusibili per la protezione da sovracorrenti, scaricatori per la protezione da sovratensioni, sezionatori per eventuale apertura/chiusura dei circuiti, interruttori magnetotermici per la protezione e sezionamento del lato convertitori [19]. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 175 4.10 STUDIO DI FATTIBILITA’ TECNICO-ECONOMICO Una soluzione progettuale di un impianto deve essere supportata da due analisi di fattibilità: una tecnica ed una economica. Effettuando l’analisi tecnica ci si trova spesso di fronte a varie possibilità come osservato in precedenza; ciò che indirizza verso una soluzione piuttosto che verso un’altra è il risultato della verifica di convenienza economica dell’investimento. La suddetta analisi viene effettuata tramite l’analisi dei costi-benefici che consiste in un confronto tra l’investimento iniziale e l’ammontare del guadagno attualizzato che si presume fluisca in entrata per l’investimento stesso nel corso della vita dell’impianto. Si tratta di determinare il guadagno di un dato investimento che consenta un ricavo a fronte di una serie di costi: U=R–C Nel nostro caso l’analisi di fattibilità è volta alla valutazione: del potenziale energetico disponibile; della produzione annua di energia; dell’investimento iniziale attraverso il mercato odierno, estrapolazioni sulla base di impianti analoghi già realizzati o stime sulla base di appositi diagrammi o tabelle; dei flussi di cassa annui attraverso le assunzioni in merito ai principali parametri economico-finanziari (tasso di sconto, costi del personale, costi di manutenzione, prezzi di vendita dell’energia elettrica, ecc.); della redditività dell’investimento attraverso il calcolo dei principali indicatori di redditività (valore attuale netto, tempo di ritorno, ecc.). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 176 La valutazione economica della redditività dell'investimento e della sostenibilità dei flussi finanziari richiesti, dopo un’approfondita analisi di mercato attuale ed estrapolazioni sulla base di impianti analoghi già realizzati, viene condotta stimando i seguenti costi: Quantità Costo unitario Importo (Euro) Moduli 3.920 155 euro/cadauno 607.600,00 Sostegni 1.000 kW 120 euro/kW 120.000,00 2 2 Recinzione 1.420 m 15 euro/m 21.300,00 Cabina di campo completa 1.000 kW 400 euro/kW 400.000,00 Quadri sottocampi 8 300 euro/cadauno 2.400,00 Cancello motorizzato 2.500,00 Posa in opera 1.000 kW 80 euro/kW 80.000,00 Opere edili e scavi 15.000,00 Cavi elettrici 1.000 kW 100 euro/kW 100.000,00 Impianto di sorveglianza 10.000,00 Pratiche e progetto 1.000 kW 80 euro/kW 80.000,00 TOTALE 1.438.800,00 Tabella 19: Stima dei costi per la realizzazione dell’impianto fotovoltaico. Il totale dell’investimento è stato stimato quindi in 1.438.800,00 Euro così ripartiti : Anno Investimento (Euro) -3 238.800,00 -2 400.000,00 -1 800.000,00 TOTALE 1.438.800,00 Tabella 20: Ripartizione dell’investimento totale stimato. Alla base dei seguenti parametri per la valutazione economica: aliquota ammortamento annuo 4% tasso annuo di sconto 6 % aliquota imposte 10 % ritorno dell’investimento (ROI) 20 anni Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 177 La valutazione circa le possibilità di ritorno dell’investimento viene effettuata adottando la tecnica del Valore Attuale Netto (VAN o NPV) che si basa sul calcolo dei flussi di cassa alla fine di ogni anno solare e sull’attualizzazione di tali flussi all’anno di partenza dell’investimento [10] e [18]. Si può tuttavia ragionare in maniera analoga anche nel caso di investimenti non limitati all’inizio del primo anno: in questa situazione la cifra dell’investimento deve essere attualizzata anno per anno. La formula impiegata risulta dunque essere la seguente: VAN = ∑𝑁 𝑖=1 𝐶𝐹𝑖 (1+𝐾)𝑖 𝐼 𝑖 - ∑𝑖=−2,−1 (1+𝐾) 𝑖 dove N e il numero di anni previsti come periodo utile per il ritorno dell’investimento; CFi e il flusso di cassa al termine dell’anno i-esimo; Ii e l’investimento all’inizio dell’anno i-esimo; k e il tasso di sconto per l’attualizzazione. Questo metodo consente di fare le seguenti considerazioni: se VAN > 0 l’operazione di investimento darà una certa utilità economica; se VAN = 0 l’operazione servirà unicamente a restituire in n anni capitale ed interessi al tasso “i”; se VAN < 0 l’investimento è in perdita. Gli investimenti previsti e la loro rispettiva attualizzazione sono di seguito riportati: Anno Investimento (Euro) Investimento Attualizzato (Euro) -3 238.800,00 284.414,62 -2 400.000,00 449.440,00 -1 800.000,00 848.000,00 TOTALE 1.438.800,00 1.581.854,62 mentre nella seguente tabella vengono mostrati i flussi di cassa, la corrispettiva attualizzazione e il valore attuale netto anno per anno. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 178 Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 179 Rappresentando graficamente l’andamento del Valore Attuale Netto (VAN) si ha: VAN (Valore Attuale Netto) 500.000,00 0,00 -3 -2 -1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 -500.000,00 -1.000.000,00 -1.500.000,00 -2.000.000,00 Come si può notare dalla tabella e dal grafico, il recupero dell’investimento per l’impianto FV è di 16 anni (il VAN si annulla solamente tra il 16° e il 17° anno). Al 25° anno il VAN è pari a 393.990 Euro tale valore indica il guadagno totale dell’azienda in seguito all’investimento. Il principale traguardo ottenuto, oltre al ritorno dell’investimento, riguarda l’integrazione dell’alimentazione ferroviaria da fonti rinnovabili e dunque la conseguente diminuzione di CO2 immessa nell’aria generata da altre fonti tradizionali di produzione dell’energia. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 180 CONCLUSIONI Nella presente tesi è stato analizzato un caso di utilizzo dell’energia prodotta da fonti rinnovabili per alimentare la trazione ferroviaria, più precisamente il sistema ferroviario a 3kV in corrente continua. A tal proposito si è descritto, in una prima parte, lo schema che compone tale sistema illustrando tutti i principali componenti (dalle linee 132 kV alla linea di contatto) che lo costituiscono e ne garantiscono il corretto funzionamento. Nella seconda parte si illustrano, invece, le principali fonti di energia rinnovabile esprimendone i vantaggi e gli svantaggi, i costi e la situazione di collocamento nell’attuale mercato. Detto ciò, la continua crescita della popolazione mondiale e la naturale aspirazione dei Paesi in via di sviluppo a raggiungere standard economici e di qualità della vita vicini a quelli industrializzati sono le principali cause dell’incremento inarrestabile della domanda di energia e del contemporaneo aumento delle emissioni di gas serra. Soddisfare tale domanda, mantenendo questi gas a livelli non pericolosi per l’ambiente e riducendo così il rischio di cambiamenti climatici nel medio termine, rappresenta la sfida tecnologica del XXI secolo. Essa può essere vinta solo con l’aumento dell’efficienza dei sistemi, la riduzione del consumo di idrocarburi, e l’impiego di fonti a basso o nullo impatto ambientale, quali le rinnovabili. Per questa ragione si è pensato di impiegare tale energia rinnovabile per sopperire alla forte richiesta nel settore ferroviario, riducendo così, l’utilizzo di energia prodotta da fonti non rinnovabili e dunque dei gas immessi nell’aria. Prima di sviluppare tale progetto, si è osservato come altri Paesi siano già molto attivi nel campo di alimentazione ferroviaria da fonti rinnovabili e sensibili nel ridurre l’impatto ambientale provocato dai gas serra. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 181 Il caso di studio affrontato in questo elaborato, a fronte di quanto detto in precedenza, prevede l’impiego di energia prodotta da fonte solare ed alimentante in modo diretto il sistema ferroviario 3 kVcc. Si evidenzia in particolar modo l’analisi tecnica per la corretta scelta e funzionamento dei componenti costituenti il campo fotovoltaico a seguito dell’individuazione dei possibili siti di installazione e dell’irraggiamento solare in tale area. A tale analisi tecnica, si aggiunge quella economica effettuata tramite l’analisi dei costi benefici che consiste in un confronto tra l’investimento iniziale e l’ammontare del guadagno attualizzato che si presume fluisca in entrata per l’investimento stesso nel corso della vita dell’impianto. I costi utilizzati per lo studio di fattibiltà della centrale fotovoltaica sono stati stimati in seguito ad un’approfondita analisi di mercato attuale ed estrapolazioni sulla base di impianti analoghi già realizzati. Alla luce dei valori ottenuti dallo studio economico-finanziario, si evince la convenienza realizzativa del campo fotovoltaico alimentante la tratta ferroviaria 3 kVcc dato che il Valore Attuale Netto risulta essere positivo allo scadere della vita utile dell’impianto (393.990 Euro). In effetti il tempo di ritorno di tale investimento (16 anni) è abbastanza lungo rispetto alla media nazionale, ciò principalmente causato dall’assenza di incentivazione per installazioni di questo tipo, appunto terminati nel 2012. Ma il principale vantaggio nel realizzare questo impianto fotovoltaico alimentante in modo diretto la rete ferroviaria 3kV in corrente continua riguarda l’integrazione di energia elettrica pulita per la trazione su rotaia e dunque la conseguente diminuzione di CO2 immessa nell’aria generata da altre fonti tradizionali di produzione dell’energia. Inoltre, è una tecnologia innovativa che sta prendendo molto campo e può rendere l’immagine delle ferrovie italiane all’avanguardia (tant’è che altri Paesi importanti hanno già provveduto all’installazione di impianti da energie rinnovabili atti all’esclusiva alimentazione ferroviaria). Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 182 Oltre a ridurre il proprio impatto sull’ambiente in termini di emissioni, realizzando quindi un modello di sviluppo sostenibile nel settore dei trasporti, tale progetto consentirebbe la riqualificazione e la valorizzazione di un’area dismessa da anni. Infatti, lo scopo di tale lavoro è quello di aver introdotto, almeno dal punto di vista modellistico, un nuovo sistema di alimentazione, in grado di far fronte in modo efficiente alle nuove esigenze di potenzialità delle tratte ferroviarie in corrente continua riducendo di conseguenza l’inquinamento ambientale. Le prospettive future nell’impiegare tale sistema di alimentazione fotovoltaica alla rete 3kVcc vedrebbe maggiori benefici soprattutto in quelle aree dove l’irraggiamento solare è più elevato e costante durante l’intero anno. E’ altresì un investimento sicuro, dati i pochi componenti elettro-meccanici presenti nell’impianto e data la fonte di energia che non dovrebbe esaurirsi prima di 5 miliardi di anni. Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015 183 BIBLIOGRAFIA [1] Impianti elettrici, R. Benato – L. Fellin – Torino - 2011. [2] Trazione elettrica linee primarie e sottostazioni, V. Finzi – Coedit Genova - 2002. [3] Sistemi elettrici per i trasporti, F. Perticaroli - Editore: C.E.A. – 2002. [4] Sistemi Elettrici per l'Alta Velocità Ferroviaria, D. Zaninelli - Editore: Polipress – 2010. [5] Appunti Prof. Morris Brenna: Sistemi elettrici per il trasporto - A.A. 2013/2014. [6] Impianti ferroviari di sicurezza, V. Finzi – Coedit Genova - 2001. [7] www.ferroviedellostato.it . [8] Rapporto di sostenibilità 2014 realizzato dalle Ferrovie dello Stato Italiane. [9] Impianti elettrici: Volume 2 - Produzione dell'energia elettrica - Volta, Ezio - 1954. 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