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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 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 CONTATTI Studio Rinnovabili S.r.l. Via G. L. Lagrange, 1 - 00197 Roma Tel. 06 8079555 Fax. 06 80693106 www.studiorinnovabili.it [email protected]
