Diapositiva 1

LE FASI DI SVILUPPO E LA
REALIZZAZIONE DI UN
PROGETTO MINI-EOLICO
Corso di formazione ANEV di secondo livello 1/2012
Roma, 15-16 marzo 2012
Ing. Luigi Imperato – Studio Rinnovabili
INDICE GENERALE

Valutazione ed interpretazione delle caratteristiche
anemometriche del sito

Tecnologia e scelta dell’aerogeneratore

Implicazioni sostanziali nella scelta della torre di sostegno

Dimensionamento delle opere civili

Progettazione dell’impianto elettrico

Manutenzione e gestione
INDICE – 1a Parte

Valutazione ed interpretazione delle
caratteristiche anemometriche del sito






Premessa - Il mercato del mini eolico
Caratteristiche e previsione del vento
Banche dati vento
misura del vento, scelta della posizione di misura e
conflitto con gli ostacoli
modelli di previsione aerodinamica
Metodi di correlazione
MINI EOLICO: IL MERCATO
IL MERCATO DEL MINI EOLICO
50 – 200 kW
0.5 – 3 kW
Privati per uso domestico:
 Case in ambiente extra urbano
 Utenze isolate
3 – 50 kW
Piccole e medie imprese:
 stazioni di servizio in aree
extra urbane
 villaggi turistici
 aziende agricole ed agriturismi
Impianti industriali:
 Impianti connessi alla rete e
finalizzati alla produzione e
cessione dell’energia
MINI EOLICO: UNA RISORSA?
Le tipiche domande che si pone l’investitore del mini eolico:
… IL PIÙ DELLE VOLTE L’APPROCCIO È …







Disponibilità di un terreno o di uno spazio
“ritenuti” idonei
Contatti con fornitori di turbine
DIA presso il comune
Richiesta di allaccio alla rete
Acquisto
Installazione della turbina
Allaccio alla rete..
… MA L’APPROCCIO CORRETTO DOVREBBE ESSERE …






Studio dell’area e verifiche tecnico ambientali
Caratterizzazione anemologica
Sviluppo del progetto
Richiesta ed ottenimento dei permessi necessari
Costruzione dell’impianto
Gestione e manutenzione dell’impianto
DA COSA DIPENDE LA POTENZA ESTRAIBILE

La potenza meccanica disponibile è funzione della
velocità del vento ed è proporzionale
all’area spazzata
 alla densità (e perciò alla temperatura e umidità)
 alla velocità del vento al cubo





P in Watt
A in m2
ρ in Kg/m3
V in m/s
BETZ ED ALTRI
Con una superficie intercettante si può estrarre solo il 59,3% dell’energia del vento
(legge di Betz).
 Oltre a ciò bisogna aggiungere l’efficienza aerodinamica della turbina. Da questo si
può calcolare la potenza meccanica estraibile

FUNZIONAMENTO DELLA PALA DELLA TURBINA
Il funzionamento della turbina
dipende dalla forza di portanza
che il vento esercita sulle pale del
rotore

Il flusso incidente con angolo di attacco
α sul profilo aerodinamico comporta
una variazione di pressione sulle due
facce, che si traduce in una forza di
portanza (Lift)

Una componente (minoritaria) della
portanza Ft produce lavoro, mettendo
in rotazione la pala
MAPPE EOLICHE

Per avere una idea iniziale della possibile ventosità di un sito si ricorre a
mappe calcolate a partire di dati disponibili a tutti.

Wind Atlas (1990),

CESI (2004/06)
MAPPA DEL CESI

È stata ricavata usando una griglia di 1 km di lunghezza. Per questo
motivo formazioni di dimensioni più piccole rispetto alla griglia
potrebbero essere considerate erroneamente.

La mappa non sostituisce alcuna misurazione in loco.

La linea verde indica la nuova superficie orografica.
1 km
MAPPA DEL CESI - DETTAGLIO


Per avere una idea iniziale della possibile ventosità di un sito si
ricorre a mappe calcolate a partire di dati disponibili a tutti.
CESI (2004/06) (www.cesiricerca.it) 50metri
CAMPAGNA DI MISURA – INDAGINE NECESSARIA

RAGIONI CHE RENDONO FONDAMENTALE L’ESECUZIONE DI UNA
CAMPAGNA ANEMOMETRICA






Opportunità di conoscere le reali condizioni di vento esistenti nel sito di
installazione
Forte influenza di orografia e rugosità a bassa quota
La scelta della tecnologia e della turbina eolica più idonea dipende dalle
condizioni di vento esistenti in sito
Ottimizzazione del posizionamento della turbina e dell’altezza del mozzo
della navicella
Minimizzazione del rischio imprenditoriale di realizzare un impianto poco
produttivo
Possibilità di fornire dati anemologici certi ed in sito ai fini di analisi di
producibilità per eventuali forme di finanziamento del progetto
CAMPAGNA DI MISURA – STRUMENTAZIONE
Strumentazione necessaria alla campagna anemometrica:

Uno o più sensori di misura della velocità del vento
(anemometri)

Uno o più sensori di misura della direzione del
vento (banderuole)

Centralina di acquisizione e memorizzazione dei
dati (data logger)

Sistema di alimentazione (batterie,
pannello solare)
CAMPAGNA DI MISURA - STRUMENTAZIONE

Supporto del sensori di misurazione del vento



Strutture di supporto esistenti
 Attenzione alle deformazioni del flusso
 + economico
 Adatto per impianti di micro eolico – 0.5 – 5 kW
Palo da antenna (poche centinaia di Euro) (fino a 10 m, max 12m)
 - difficile reperire tutti i pezzi
 + economico
 Adatto per impianti da 5-10 kW
Pali tubolari in alluminio o ferro zincato (dedicati)
 + maggiore solidità e rispetto delle norme internazionali sulle misurazioni di
vento
 Possibilità di misurare facilmente a 20, 30 o 40 m di altezza
 - costo maggiore
 - richiedono personale specializzato per il montaggio
 Adatto per impianti da 20 – 200 kW
CAMPAGNA DI MISURA - PROBLEMATICHE

Errori comuni sul misuratore

Disturbo sul flusso dato dalla vicinanza del palo
(minimo 12-15 diametri dal palo)

Turbolenze del parafulmine o della direzione

Turbolenze esterne

Anemometri non calibrati

Posizione del braccio inclinata

Installazione non corretta del sensore
TURBOLENZE (E OMBRE) DEL PALO

Errori comuni sul misuratore

Turbolenze del palo (15 diametri dal palo)

Turbolenze del parafulmine o della direzione
esempi:
Posizionamento non corretto
dei sensori rispetto al palo
Ghiaccio
TURBOLENZE DOVUTE AD OSTACOLI
TURBOLENZE DOVUTE AD OSTACOLI
Caso della turbina vicino alla casa
Casa di due piani
H = 8m
2 H = 16 m
20 H = 160 m
15-20 H o più
turbolento
H

2H
20 H
FLUSSO SU CAMBI DI RUGOSITÀ

Nel caso di flusso su cambi di rugosità , la turbolenza
associata si propaga fino a distanze di 100 volte l’ingombro
che causa la turbolenza
Es. foresta con alberi alti 20 m
H = 20 m
100 H = 2000 m
OSTACOLI – 2

Evitare le turbolenze in altezza

Bergey Excel

Potenza: 7 kW

Diametro:7 m

Altezza:25 m

Palo strallato

! rumore
OSTACOLI – 3

Micro turbine, meno sensibili alle
turbolenze

Ampair; LVM

Potenza: 0,1 kW; 0,05 kW

Diametro:1 m

! Rumore/ Vibr.
CAMPAGNA DI MISURA – TIPICHE DIFFICOLTÀ

DIFFICOLTÀ PRINCIPALI NELLE MISURE




Costo della misura in confronto con il costo del progetto
Livello di conoscenze di chi controlla la campagna anemometrica
e lo stato della manutenzione
Tempo necessario per le misure
DIFFICOLTÀ DI INTERPRETAZIONE DEI DATI



Modello dello spazio aereo circostante la misura
Modello degli ostacoli
Costo della modellazione
“Siting”
SITOLOGIA


Per avere una idea della direzione
prevalente e anche della possibile
ventosità di un sito si può utilizzare lo
schema di Griggs Putnam delle
modificazioni delle conifere.
Valutazione degli accessi


Valutazione della connessione


Riferimento alle “trasportation guidelines”
del costruttore.
Richieste formali a Terna o a enel
distribuzione.
Valutazione dei vincoli

Siti regione, SITAP, Piani di bacino,
Zonizzazione acustica comunale, PRG.
SITING - LEGGI DEL WIND-SHEAR
Su un terreno pressoché pianeggiante, il
profilo verticale del vento ha un andamento
che può essere descritto da una legge
logaritmica e dipende dalla rugosità z0 del
terreno
SITING - LEGGI DEL WIND-SHEAR


Effetto collina, restringimento del tubo di flusso
compresso tra superficie terrestre e pressione della
stratificazione atmosferica
Conseguente aumento della velocità di passaggio
dell’aria per effetto della conservazione della quantità
di moto
A1
A2
SITING - FLUSSO SU PERCORSI COMPLESSI

Nel caso di flusso su pendii ripidi ci possono essere casi di
distacco del flusso e di formazione di bolle di separazione,
ossia di turbolenze
SITING – TURBOLENZA DEL VENTO
Turbolenza: fluttuazioni stocastiche della velocità del vento
wind
speed
mean
value
turbulent
fluctuatio
n

In uno strato limite, la turbolenza è dovuta alla viscosità del fluido, ed alla sua interazione
con il terreno

La turbolenza dipende dal wind shear, quindi dall’orografia, vegetazione e presenza di
ostacoli (i.e. friction velocity)
Intensità Turbolenta :
I=
σu
u
=
1
N
∑ (u )
N
i =1
u
' 2
i
SITING – SPETTRO DI FREQUENZA DEL VENTO

Curva di Van der Hoven, illustra con quali frequenze avvengono i cambiamenti
meteo. Nella finestra 1 ora – 10 minuti non avvengono statisticamente
importanti cambiamenti, e perciò questa frequenza di campionamento dei
dati vento è indicata per avere medie stabili
Densità di potenza
4 giorni
1 anno
12 ore
Frequenza
Tipico intervallo di tempo tra record misurati
dall’anemometro: 10 minuti
SITING – SOFTWARE ANEMOLOGICI
Per descrivere al meglio la complessità dei fenomeni aerodinamici che caratterizzano la
ventosità di un sito (wind shear, turbolenza ecc.) è possibile utilizzare software che
risolvono il campo aerodinamico:
Algoritmi di calcolo lineari
Calcolo risorsa eolica, energia
WAsP
Anni ‘80
Calcolo risorsa eolica, energia
Vari impatti ambientali
Wind Pro
Wind Farmer
Wind Farm
……
Anni ‘90
Algoritmi non-lineari
Calcolo risorsa eolica basato sulla
CFD, energia,
WindSim
Meteodyn
Anni ‘00
DATI DEL VENTO PRELIMINARI






Aeronautica
Aeroporti
Autostrade
Enti locali
ARPA
Centri Meteo (es. Meteo Italia)
DATI VENTO AUTOSTRADE


Rete autostradale italiana
Dettagli stazioni meteo
DATI VENTO AUTOSTRADE – PROBLEMI TIPICI
Ma spesso …
.. La qualità dei dati disponibili
non
è ottimale!!
MCP – MEASURE CORRELATE PREDICT

Cosa è il metodo MCP
 È un metodo che consente di ricalcolare i parametri di ventosità di un
sito in cui si ha una base dati scarsa, usando i dati di una altra stazione
non sul sito con una base dati di lunga durata
 Risultati
 Velocità media a lungo termine
 Rosa dei venti corretta
MCP – MEASURE CORRELATE PREDICT

Dati di input

Anemometro sul sito


1 anno di dati (ma si può fare una analisi provvisoria con meno dati)
Anemometro meteo





5-10 anni di dati
Sovrapposizione temporale dei dati sul sito ai dati dell’anemometro meteo
Esposizione allo stesso regime di venti
Analisi della situazione dell’anemometro storico negli anni (vegetazione,
ostacoli)
Fonti: Aeronautica, Autostrade, Enti pubblici (parchi, servizio antiincendio,
Agenzie di protezione ambiente), Altri sviluppatori, Stazioni meteo private
MCP – MEASURE CORRELATE PREDICT
ANALISI DELLA CORRELAZIONE : PROCEDIMENTO
2) Correlazione delle velocità per ogni
settore di direzione (es. regressione
lineare)
U
1) Correlazione delle
direzioni di vento
V
Coefficienti correlazione:
U = mV + q
MCP – MEASURE CORRELATE PREDICT

Previsione
 Dai parametri di correlazione tra le due serie di dati si può
sintetizzare una rosa dei venti di lungo periodo, che
rappresenta la ventosità nel sito includendo il contenuto
informativo del periodo temporale esteso
Distribuzione in frequenza
di lungo periodo in sito
STUDIO DELLA PRODUZIONE PER MINI-EOLICO
Fase 1: 0.5 mesi
Fase 2: 6 mesi
Fase 3: 0.5 mesi
Fase 4: 0.5 mesi
VERIFICA
PRELIMINARE
CAMPAGNA DI
MISURE
CORRELAZIONE CON
ALTRI DATI
STUDIO DI RISORSA EOLICA
E PRODUZIONE ENERGETICA
Identificazione dei dati
anemometrici di lungo
periodo da utilizzare
Modello digitale del terreno,
che tenga conto di orografia e
rugosità
Verifica in sito per
Misurazione e
analisi esposizione al
registrazione dati per
vento, presenza ostacoli, circa 6 mesi
orografia e rugosità
locale, ecc.
Eventuale verifica di
correlazione con dati di
vento di provenienza
satellitare
Analisi aerodinamica con
software di calcolo opportuno,
implementazione della
climatologia sperimentale
Scelta del sito per
misure ed installazione
del mini eolico
Correlazione e
determinazione di una
climatologia di mediolungo periodo
Determinazione risorsa eolica
e stima di produzione
energetica per la turbina di
progetto
Analisi atlante eolico
italiano
Installazione
anemometro (secondo
specifiche esigenze)
Elaborazione
preliminare dei dati,
filtraggio dati non validi
Valutazione produttività e del progetto in un tempo complessivo di
circa 7-8 mesi ed a costi sufficientemente contenuti
INDICE – 2a Parte

Tecnologia - Scelta dell’aerogeneratore




Fasi di sviluppo di un progetto
Inserimento degli impianti eolici nella rete
infrastrutturale
Tecnologia disponibile
Scelta della tecnologia più idonea in relazione al
progetto in sviluppo
LE FASI DI SVILUPPO DI UN PROGETTO MINIEOLICO
PRE-FATTIBILITÀ

Verifica preliminare di:
 Caratteristiche
del sito
 Ostacoli
 Possibilità di
connessione

Studio preliminare
risorsa eolica
 Ricerca dati
storici
 Consultazione
atlante eolico
 Valutazione
esposizione ai
venti
 Esclusione di vincoli
ANALISI

Campagna di misure
anemometriche
 Installazione
delle stazioni di
misura
 Recupero e
filtraggio dei dati
 Analisi
preliminare dei
dati

Studio anemologico
 Correlazione con
dati storici
 Stima potenziale
eolico
PROGETTAZIONE

Stima
producibilità
 Scelta della
tipologia di
aerogeneratore
 Valutazione di
produzione
dell’impianto
 Calcolo delle
perdite
FASI DI SVILUPPO DI UN PROGETTO

Ricerca del sito e prefattibilità

Contatto con le amministrazioni e i proprietari

Progetto e autorizzazione

Finanziamento

Costruzione

Gestione
Tempo/anni
Scelta del sitoPosizionamento
anemometro
Progetto e Finanziamento
autorizzazioni
Trattative con
enti locali
Verifiche di
produzione
Costruzione
FASI DI UN PROGETTO - ASPETTI COINVOLTI

Esempio
Progetto /
scelta della
turbina
Autorizzazione
/ DIA
REALIZZAZIONE
DELL’IMPIANTO
Costruzione
Finanziamento
Normativa
e contratti
FASI DI UN PROGETTO - ASPETTI COINVOLTI

Influenze reciproche
Progetto /
scelta della
turbina
Eventuali
prescrizioni
devono avere un
senso tecnico
Un progetto scadente rende impossibile il
finanziamento
Il finanziamento non
può prescindere dalle
condizioni contrattuali
e dal progetto
Il progetto deve
rispettare i vincoli
di legge
Autorizzazione
/ DIA
Finanziamento
Il progetto
necessita di
contratti coerenti
Le clausole contrattuali
devono permettere il progetto
Normativa e
contratti
DESCRIZIONE DELLA TECNOLOGIA
Le macchine eoliche sono sistemi preposti alla conversione dell’energia
cinetica del vento in energia elettrica o meccanica
Aeropompe e Aerogeneratori
CLASSIFICAZION PER POTENZA DEGLI
AEROGENERATORI
Si parla di classi di potenza degli aerogeneratori
micro
Multi MW
mini
SISTEMI EOLICI ISOLATI, CONNESSI A RETE,
IBRIDI
Sistemi eolici Isolati (off grid)
Le turbine eoliche sono utilizzate ai fini dell’accumulo di energia elettrica
principalmente per:

Alimentazione di utenze isolate
(minieolico)

Ricarica batterie (micro-eolico per diporto
nautico, stazioni meteo, ripetitori)
E’ comunque necessario un sistema di accumulo dell’energia
(meccanico, idraulico o elettrochimico)
SISTEMI EOLICI ISOLATI, CONNESSI A RETE,
IBRIDI
Sistemi eolici Connessi a rete (on grid)
E’ la rete stessa a fare da “sistema di accumulo”, utilizzando l’energia prodotta in modo
discontinuo dalla turbina
Beneficiano dei sistemi di incentivazione
SISTEMI EOLICI ISOLATI, CONNESSI A RETE,
IBRIDI
Sistemi eolici Ibridi
PV
Ideali per alimentazione di comunità isolate non
servite dalla rete, ad esempio le isole
wind
diesel
inverter


Possono essere in serie, a commutazione o in parallelo
La diffusione è ostacolata dal fatto che spesso le comunità isolate possono acquistare
gasolio a prezzo inferiore a quello di mercato
TECNOLOGIE DISPONIBILI


Asse orizzontale
(sopravvento, sottovento)
+ potenza
+ efficienza
- rumore
- robustezza
Asse verticale
+ robustezza
+ silenziosità
- efficienza
- costo
TECNOLOGIA
SCELTA DELLA TECNOLOGIA
Turbine ad asse verticale o ad asse orizzontale
• VAWT vs HAWT
vantaggi
svantaggi
No navicella in quota (torre snella)
Venti modesti in prossimita’ del suolo
Effetto panemone (autorientante)
Rendimento inferiore a HAWT
Efficace per siti su pendii
Turbina non auto avviante
Minore rumorosità
No controllo passo (controllo complesso per
velocità di rotazione costante)
Manutenzione complessa
Maggiore area occupata
SCLETA DELLA TECNOLOGIA
Rotore sopravvento o sottovento
Nelle turbine ad asse orizzontale, il rotore può essere sopravento o
sottovento rispetto alla navicella
Rotore sopravento
Rotore sottovento
No interferenza torre
Effetti interazione torre-rotore
Rotore non auto-allineante
Rotore auto-allineante
Fatica ridotta sulla
struttura
Opportunita’ rotore flessibile
SCELTA DELLA TECNOLOGIA
Numero delle pale
Numero di pale  da 1 a … molte
Dal numero di pale dipende:
• Il coefficiente di potenza e la velocità di rotazione
• Peso navicella
• Sollecitazioni della struttura
• Costi
Bipala
Monopala
Multipala
SCELTA DELLA TECNOLOGIA
Numero delle pale
Bipala vs Tripala
2 pale
3 pale
Minor costo del rotore (peso rotore minore)
Maggiore bilanciamento delle forze
aerodinamiche
Maggiore rumorosità (velocità periferica
maggiore)
Maggiore stabilità meccanica (forze
giroscopiche bilanciate)
Maggiore complessità di progettazione
(necessita di un mozzo oscillante)
Coppia motrice più uniforme
Erezione più semplice (assemblaggio rotore
a terra)
Visivamente è meno impattante
Maggiormente commercializzato
SCELTA DELLA TECNOLOGIA
Tipo di accoppiamento elettromeccanico
 Indiretto (rotore-riduttore-generatore elettrico)
 Generatore ad alta velocità e poche
coppie polari
 Generalmente asincrono (induzione)
 Con una/due velocità di rotazione o un
campo limitato di variabilità (opti-slip®)
 Diretto (rotore-generatore elettrico)
 Generatore a bassa velocità e molte
coppie polari
 Velocità variabile (20-40 rpm)
 Generalmente sincrono
 Misto (Multibrid®)
SCELTA DELLA TECNOLOGIA
Tipo di accoppiamento elettromeccanico
Dipendentemente dalla soluzione di accoppiamento, il rotore può essere a
velocità fissa o velocità variabile
Velocità fissa
Velocità variabile
Semplificazione della
strategia di controllo
Possibilità di mantenere
l’ottimo cinematico con
conseguenti vantaggi in
termini di efficienza
aerodinamica
e
ottimizzazione strutturale
delle pale
Possibile connessione
diretta con la rete (inverter
non necessario)
Limitati problemi di
risonanza
Capacità di “assorbire” le
raffiche
PRODUZIONE ENERGETICA


GLI AEROGENERATORI HANNO UNA RESA ENERGETICA IN FUNZIONE DELLA
VELOCITA’ DEL VENTO E DEI SEGUENTI PARAMETRI:
 Una velocità di cut-in compresa tra i 2 ed i 4 m/s
 Una velocità nominale pari a circa 12-14 m/s
 Una velocità di cut-off compresa tra 20 e 25 m/s
CONOSCERE LA FREQUENZA DI VENTO ALL’INTERNO DELLA FASCIA DI
FUNZIONAMENTO DELL’AEROGENERATORE DIVENTA FONDAMENTALE PER LA
STIMA DELLA PRODUZIONE ENERGETICA:
CALCOLO DI PRODUZIONE ENERGETICA LORDA
wind
Produzione Energetica
annua AEP
[kWh/year]
N
AEP = 8760∑ ( f i ⋅ Pi )
i =1
CLASSIFICAZIONE ANEMOMETRICA IEC
Da: CEI/IEC 61400-2, “Wind turbines – Part 2: Design requirements for small wind turbines”, 2006
Vref:
si riferisce alle condizioni di vento estremo, ed esprime il valore di velocità massima
(mediato su 10 minuti) che ha più elevata probabilità di occorrenza in un dato periodo di
riferimento, tipicamente 50 anni. Vref deve essere calcolata in corrispondenza dell’hub di
ciascun aerogeneratore.
Iref: Intensità della turbolenza (σ/V) a 15 m/s calcolato in corrispondenza dell’hub di ciascun
aerogeneratore
NB: Per entrambi i parametri, il calcolo viene effettuato nella posizione dell’anemometro
attraverso i dati da esso misurati, e quindi scalando presso le turbine attraverso analisi di
micrositing
CALCOLO DI PRODUZIONE SEMPLIFICATO
Potenza nominale turbina: 1 kW
Per confrontare turbine diverse, si fa spesso riferimento alle
ore equivalenti alla max potenza come parametro di efficienza:
hequiv (h)=Produz(kWh)\Pot.nomin.(kW)
SENSIBILITA’ DELLA PRODUZIONE ALLA VENTOSITA’
diam: 13 m
+ 36%
+ 25%
SCELTA DELLA TECNOLOGIA


l’utilizzo di turbine con maggior diametro è più idoneo alla massimizzazione della produzione energetica
In generale la curva di potenza delle turbine presenti sul mercato non è certificata
INDICE – 3a / 4a Parte

Implicazioni sostanziali nella scelta della torre di
sostegno


Dimensionamento delle opere civili



Tipologie di torri di sostegno esistenti
Tipologie di fondazioni utilizzabili
Dimensionamento delle fondazioni
Progettazione dell’impianto elettrico



Dimensionamento dei cavi
Criterio termico e criterio elettrico
Sezioni cavidotti e pozzetti
TIPOLOGIE DI TORRE DI SOSTEGNO
TIPOLOGIE DI TORRE DI SOSTEGNO
Traliccio
TIPOLOGIE DI FONDAZIONI


Base in cemento con flangia affogata
In alternativa: palo strallato su
fondazione
OPERE CIVILI – PREPARAZIONE FONDAZIONE
DIMENSIONAMENTO FONDAZIONI
NORME TECNICHE
 Il calcolo strutturale è inquadrato delle Norme IEC:
61400-1  Turbine eoliche con A≥200 m2 D ≥ 16m
61400-2  Turbine Eoliche con A<200 m2
 Le Norme stabiliscono:
a) le condizioni a contorno con cui eseguire i calcoli dei carichi
b) le metodologie con cui eseguire i calcoli dei carichi (modelli aeroelastici,
misure, mod. semplificati ove possibile ecc.)
c) gli intervalli di valori e la filosofia con cui scegliere il coefficienti di
sicurezza
d) la filosofia con cui elaborare i carichi per ottenere gli sforzi (quali
componenti trascurare, come stimare il carico equivalente per la vita a fatica
ecc.)
d) le metodologie per estrapolare i dati statistici sui carichi
e) NON sono un manuale di progetto!
 Le Norme richiedono il calcolo dei carichi e quindi degli sforzi e dei coefficienti di
sicurezza per una serie di casi di carico. Il concetto di caso di carico contiene di per
se la probabilità che un certo evento avvenga in concomitanza con altri.
DIMENSIONAMENTO FONDAZIONI
 Le fondazioni superficiali, anche chiamate dirette, applicano una pressione
subverticale al terreno su un'area di impronta allargata rispetto agli
elementi portanti della sovrastruttura. Il piano di posa della fondazione
deve essere posizionato ad una profondità tale da:
 oltrepassare lo strato superficiale di detriti e riporti o costituito da terreni
vegetali a scarse caratteristiche geotecniche;
 oltrepassare lo strato di terreno soggetto all'azione del gelo o a variazioni
stagionali del contenuto d'acqua;
 mettersi al sicuro dalla possibile erosione delle acque superficiali (soprattutto
per le fondazioni delle pile di ponti);
 essere esterno all'intervallo di oscillazione stagionale della falda;
 rispettare i vincoli geometrici relativi alla posizione del piano di posa delle
fondazioni vicine.
DIMENSIONAMENTO FONDAZIONI
 La pressione del vento è data dall’espressione:
p = qref × ce × cp × cd
dove:

qref è la pressione cinetica di riferimento

ce è il coefficiente di esposizione

cp è il coefficiente di forma (o coefficiente aerodinamico), funzione della tipologia e della
geometria della costruzione e del suo orientamento rispetto alla direzione del vento. Il
suo valore può essere ricavato da dati suffragati da opportuna documentazione o da
prove sperimentali in galleria del vento;

cd è il coefficiente dinamico con cui si tiene conto degli effetti riduttivi associati alla non
contemporaneità delle massime pressioni locali e degli effetti amplificativi dovuti alle
vibrazioni strutturali.
DIMENSIONAMENTO FONDAZIONI
DIMENSIONAMENTO FONDAZIONI
Categorie di esposizione del sito
I
II
III
IV
V
kr
z0 (m)
zmin (m)
0,17
0,19
0,20
0,22
0,23
0,01
0,05
0,10
0,30
0,70
2
4
5
8
12
Nelle fasce entro i 40 Km dalla costa delle zone 1, 2, 3, 4, 5 e 6, la categoria di
esposizione è indipendente dall’altitudine del sito.
Classi di
rugosità del
terreno
A
B
C
D
Descrizione
Aree urbane in cui almeno il 15% della superficie sia coperto da edifici la cui altezza
media superi i 15 m
Aree urbane (non di classe A), suburbane, industriali e boschive
Aree con ostacoli diffusi (alberi, case, muri, recinzioni, ...), aree con rugosità non
riconducibile alle classi A, B, D
Aree prive di ostacoli o con al più rari ostacoli isolati (aperta campagna, aeroporti, aree
agricole, pascoli, zone paludose o sabbiose, superfici innevate o ghiacciate, mare, laghi,
...)
L’assegnazione della classe di rugosità non dipende dalla conformazione orografica e topografica del terreno.
Affinché una costruzione possa dirsi ubicata in classe di rugosità A o B è necessario che la situazione che
contraddistingue la classe permanga intorno alla costruzione per non meno di 1 km e comunque non meno di 20
volte l’altezza della costruzione. Laddove sussistano dubbi sulla scelta della classe di rugosità, a meno di analisi
rigorose, verrà assegnata la classe più sfavorevole.
DIMENSIONAMENTO FONDAZIONI

VERIFICA DI SOSTENTAMENTO

In questa verifica si controlla che il peso espresso dalla torre e dal generatore siano in
linea con quanto sostenuto dal terreno, ossia che :
p < p adm
dove p è il peso dell’aerogeneratore e
padm è il peso massimo ammissibile dal
terreno


Si usano normalmente dei fattori di sicurezza rispetto al soddisfacimento della
condizione di cui sopra.
VERIFICA DI RIBALTAMENTO

La verifica di ribaltamento consiste nel calcolare con quale momento la struttura della
fondazione dell’aerogeneratore si ribalta, e quindi verificare che il momento resistente
sia maggiore del momento di ribaltamento massimo, ossia che:
dove MS è il momento delle forze che si
ν = MS/MX = > 1.5
oppongono al ribaltamento rispetto al
lembo esterno e MX è il momento delle
forze che favoriscono il ribaltamento
rispetto allo stesso punto
OPERAZIONI DI INSTALLAZIONE

Caso di torre strallata e incernierata
PROGETTAZIONE IMPIANTO ELETTRICO
 ELETTRODOTTI MT o BT



Definizione tracciato cavidotti (eseguibilità scavi, sezioni, piano particellare,
disciplinare strade esistenti)
Dimensionamento dei cavi in base alla potenza dei singoli generatori e
dell’impianto, e delle distanze di progetto.
Sintesi schema elettrico unifilare con sezioni e tipologie di cavo
 DIMENSIONAMENTO
 Criterio elettrico (o della massima caduta di tensione ammissibile)
 Criterio termico (o del massimo riscaldamento ammissibile dei conduttori)
 Criterio economico (o del massimo tornaconto economico)
DIMENSIONAMENTO IMPIANTO ELETTRICO
 DIMENSIONAMENTO DEI CAVI
Criterio termico
 Dissipazione di energia per effetto Joule
 Aumento della Temperatura in seno al conduttore
 Riduzione della “vita utile” del conduttore
Si determina la sezione del conduttore in modo tale che la massima densità di corrente (e
quindi la massima sovratemperatura rispetto all’ambiente circostante) non superi
determinati valori di sicurezza.
In base ai valori limiti delle portate di corrente (Iz) stabiliti dai costruttori dei cavi, nelle
varie condizioni di posa, esse devono essere superiori alle correnti di impiego (IB)calcolate
in ogni tratto che compone il circuito elettrico.
I Z = I 0 K1 K 2
IZ > IB
DIMENSIONAMENTO IMPIANTO ELETTRICO
 DIMENSIONAMENTO DEI CAVI
Criterio elettrico
Note la potenza transitante lungo il conduttore, la tensione nominale dell’impianto, la
lunghezza del conduttore, si determina la sezione del conduttore in modo tale che in nessun
punto della linea venga superata la c.d.t. massima consentita.
∆V = 3LI B (r cos ϕ + x sin ϕ ) Caduta di tensione
P
3V cos ϕ
∆V
100
∆V % =
V
IB =
r=
ρ
S
Corrente di impiego
Caduta di tensione %
Resistenza cavo
DIMENSIONAMENTO IMPIANTO ELETTRICO
 ELETTRODOTTI MT– OPERE CIVILI RELATIVE

Sezione cavidotti e pozzetti tipici
INDICE – 4a Parte

Manutenzione e gestione




Condizioni generali
Manutenzione ordinaria
Manutenzione straordinaria
Gestione dell’impianto
MANUTENZIONE E GESTIONE:
CONSIDERAZIONI GENERALI
 I mini generatori eolici sono macchine semplici e robuste, in grado di funzionare
autonomamente senza la necessità di particolari interventi esterni.
 Di norma si realizzano due interventi all'anno di controllo e manutenzione, ad un
costo pari a circa il 2-3% dell'investimento complessivo.
 La manutenzione richiesta dipende molto dalla taglia della turbina e dal fatto di avere
o meno il moltiplicatore di giri
 Normalmente fino a 50-60 kW utilizzando macchine con generatori sincroni a magneti
permanenti e ad accoppiamento diretto (senza quindi moltiplicatore di giri) si evitano
i cambi d’olio del moltiplicatore
 Tanto più la macchina è semplice, tanto meno manutenzione è necessaria. Una
macchina a controllo passivo (imbardata passiva, con timone), senza elettronica a
bordo, dà pochi problemi di manutenzione
 Nelle macchine di taglia superiore aumenta l’incidenza dell’elettronica e quindi è
molto importante il sistema di controllo della turbina ed il monitoraggio da remoto di
funzionamento dell’impianto
 Le attività di manutenzione si distinguono in:
 Manutenzione ordinaria
 Manutenzione straordinaria
MANUTENZIONE
 Controllo di efficienza e funzionalità del generatore:
 Controllo degli organi di trasmissione
 Verifica di usura dei componenti
 Controllo del circuito idraulico per l’afflusso di olio lubrificante
 Verifica del sistema di controllo della turbina eventi di forte ventosità:
 macchine con controllo del passo delle pale
 macchine a ribaltamento del rotore
 Controllo per imbardata del rotore
 Manutenzione del trasformatore (ove presente, normalmente per P > 100 kW
 Controllo del livello e della temperatura dell’olio
 Pulizia generale del trasformatore
 Controllo di tenuta delle guarnizioni
 Monitoraggio dell’immissione in rete
 Controllo di funzionamento del convertitore di frequenza e tensione
GESTIONE DELL’IMPIANTO
 Verifica di funzionamento della turbina
 Pianificazione delle attività di manutenzione
 Controllo da remoto dell’impianto
 Rapporti con il GSE (Gestore dei Servizi Elettrici)
 Monitoraggio delle condizioni di vento
BIBLIOGRAFIA
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
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



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
Wind Energy Handbook - Tony Burton, David Sharpe, Nick Jenkins, Ervin Bossanyi,
2001, John Wiley & Sons, Ltd.
European best practice guidelines for wind energy development - EWEA, 2001
Wind Energy – The Facts - European Commission, Directorate-General for Energy
European Wind Atlas - Riso National Laboratoty, Denmark
International Standard – IEC 61400-12
International Standard – IEC 61400-2, Small Wind Turbine Safety
Le Energie Rinnovabili - Andrea Bartolazzi, 2006, Hoepli
Corso Wind Farm Design - Garrad Hassan & Partners, Ltd.
Wind Modeling in Mountains: Intercomparison and Validation of Models - Beat
Schaffner (METEOTEST), Arne Reidar Gravdahl (VECTOR AS)
Wind Flow over Complex Terrain: Application of Linear and CFD Models - Pep Moreno
& Manel Romero (ECOTÈCNIA) Arne R. Gravdahl, (VECTOR AS)
Elettricità dal vento - Paul Gipe, Muzzio
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