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.
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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
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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
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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.
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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.
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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).
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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).
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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].
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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).
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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].
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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.
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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).
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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.
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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.
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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).
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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.
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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.
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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).
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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:
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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.
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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.
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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.
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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].
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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].
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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.
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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.
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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.
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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].
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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].
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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.
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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].
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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..
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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].
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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.
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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].
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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.
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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].
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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.
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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.
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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).
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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].
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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).
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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.
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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].
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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.
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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.
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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.
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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.
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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).
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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%.
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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.
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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.
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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).
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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].
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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.
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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.
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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%
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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.
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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).
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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:
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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.
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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.
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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.
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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].
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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.
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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.
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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.
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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:
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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.
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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”.
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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].
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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:
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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:
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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
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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
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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
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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.
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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.
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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
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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.
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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].
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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].
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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.
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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].
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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.).
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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
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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.
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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.
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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.
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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).
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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.
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183
BIBLIOGRAFIA
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[23] Appunti Prof. Roberto Perini: Elettronica di potenza - A.A. 2014/2015.
Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015
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