Relazione tecnica ascoli pozzo spagnolo 0062.14 PAS

RELAZIONE TECNICA DESCRITTIVA
IMP. EOLICO 60KW ASCOLI S.NO “POZZO SPAGNOLO”
Data emissione: NOV 2014
Committente: ENERGY SYSTEM SERVICES SRL
ENERGY SYSTEM SERVICES Srl
Sede operativa Via Roma 105 - 71025 Castelluccio dei Sauri(FG)
Sede Legale Via Vincenzo Monti 52 – 20122 MILANO
Tel. 0881.96.27.15 – fax 0881.962759
1. PREMESSA
Il presente elaborato tratta la realizzazione di un nuovo impianto per la produzione di energia
mediante lo sfruttamento del vento (impianto eolico) costituito da 1 aerogeneratore di potenza
massima nominale pari a 60 kW, proposto in località “Pozzo Spagnolo ” nel territorio del Comune
di Ascoli S.no(FG).
L’azienda che provvederà alla realizzazione dell’impianto sarà la Energy System Services Srl ,
con sede operativa in Castelluccio dei Sauri, Via Roma 105 , e Sede Legale in Milano alla Via
Vincenzo Monti 52 la quale ha iniziato ad operare nel campo della produzione di energia da fonti
rinnovabili in quanto intende sviluppare e realizzare nella Regione Puglia impianti come quelli in
oggetto, al fine di contribuire al soddisfacimento delle esigenze di energia pulita e sviluppo
sostenibile sancite dal Protocollo Internazionale di Kyoto.
La promozione di energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili, tra cui quella eolica,
figura tra le priorità dell'Unione Europea per motivi di sicurezza e di diversificazione
dell'approvvigionamento energetico, per motivi di protezione ambientale e per motivi legati alla
coesione economica e sociale.
In siffatto contesto di politica ambientale ed energetica si colloca la realizzazione dell’impianto
minieolico da 60 kW, la cui produzione di energia sarà immessa interamente in rete, contribuendo
nel suo piccolo al raggiungimento degli obiettivi perseguiti dall’Unione.
Per l’impianto minieolico da realizzare verrà richiesta l’ammissione al meccanismo di
incentivazione statale della cosiddetta “tariffa omnicomprensiva” prevista per gli impianti eolici di
potenza da 20 a 200 kW, consistente nel riconoscimento, per un periodo di 20 anni, di 0,268 € per
ogni KWh di elettricità netta prodotto dall'impianto eolico e immesso nella rete elettrica.
2. DESCRIZIONE DEL SITO
2.1 Inquadramento storico geografico
L’impianto eolico in oggetto è ubicato nel comune di Ascoli S.no (FG) , un comune con 5.759
abitanti, distante circa 30 km nord-est dal suo capoluogo di provincia, Foggia.
Figura 1. Inquadramento geografico dell’area di Ascoli S.no (FG)
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2.2 Localizzazione dell’impianto
Il presente progetto è finalizzato alla costruzione di un impianto eolico per la produzione di energia
elettrica mediante l’installazione di 1 aerogeneratore in località "Pozzo Spagnolo" in agro di Ascoli
S.no (FG) e la realizzazione di un cavidotto interrato che porterà l’energia prodotta al punto di
connessione sulla rete BT individuato da Enel .
Data la sua specificità, l’opera è da intendersi di interesse pubblico, indifferibile ed urgente ai sensi
di quanto affermato dall’art. 1 comma 4 della legge 10/91 e ribadito dall’art. 12 comma 1 del
Decreto Legislativo 387/2003, e quindi urbanisticamente compatibile con la destinazione agricola
dei suoli come sancito dal comma 7 dello stesso articolo del decreto legislativo. La torre eolica
sarà installata sulle seguenti unità catastali del Comune di Ascoli S.no:
ID
FOGLIO
PARTICELLE
1
02
73
Individuazione dell’area di impianto su Catastale 1:4000
le opere connesse interesseranno la citata p.lla 73 con punto di accesso dalla provinciale n.110
“Ponte Bovino-Staz. Ordona” confinante a sud.
Il sito di intervento, caratterizzato da giacitura moderatamente acclive sull’asse Nord-Sud,
altitudine intorno a 195 m s.l.m., uso del terreno agricolo con destinazione a seminativo,
Sul terreno interessato, classificato come “zona agricola” negli strumenti urbanistici dei comuni
interessati, non si rileva la presenza di vegetazione arborea ed arbustiva o di altri elementi fisici di
ostacolo alla realizzazione degli interventi progettuali.
L’intervento non interessa aree S.I.C e/o Z.P.S. e aree protette di cui alla L.. n. 394. del 6/12/1991.
La particella 73, foglio 02, sulla quale ricadono le opere di connessione alla rete e la turbina da
60kw è caratterizzata dal passaggio di n.1 linea elettrica aerea a 20kV in palificazione sull’asse
Est-Ovest e da una linea BT a 400V in palificazione sull’asse Nord-Sud lungo il confine sinistro
della stessa.
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Inquadramento geografico dell’area di Pozzo Spagnolo – ASCOLI S.no (FG)
Data la sua specificità, l’opera è da intendersi di interesse pubblico, indifferibile ed urgente ai sensi
di quanto affermato dall’art. 1 comma 4 della legge 10/91 e ribadito dall’art. 12 comma 1 del
Decreto Legislativo 387/2003, e quindi urbanisticamente compatibile con la destinazione agricola
dei suoli come sancito dal comma 7 dello stesso articolo del decreto legislativo.
2.3 Inquadramento geologico, geomorfologico e ambiente idrico
L’area in studio ricade nel Foglio 421 “Ascoli S.no” scala 1:50000 della Carta Geologica d’Italia.
Le caratteristiche geologiche, strutturali e idrogeologiche del territorio di Ascoli S.no e delle aree
immediatamente limitrofe rispecchiano il contesto stratigrafico e strutturale del settore del
subappennino dauno.
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Inquadramento geo-morfologico dell’area foglio n. 421 – ASCOLI S.no
Il sito di installazione dell’ aerogeneratore insiste su aree a pericolosità geomorfologica del Piano
di Assetto Idrogeologico Regionale le cui direttive di tutela sono enunciate all’art. 15 delle NTA del
PAI ed ha una pendenza non superiore al 20% (PG1) così come indicato dalle curve di livello della
Carta Tecnica Regionale. Dalla lettura della cartografia disponibile si rileva che le aree oggetto
dell’intervento di costruzione dell’impianto non risultano essere soggette né ad inondazione, né a
rischio idraulico.
2.4 Inquadramento paesaggistico-ambientale-storico
Il territorio di Ascoli S.no, così come quello dei comuni limitrofi, è prevalentemente coltivato a
seminativo e . Solo alcune zone sono adibite a uliveto o per lo più risultano essere terreni
abbandonati.
Il paesaggio è quello caratteristico delle aree appenniniche a morfologia prevalentemente collinare,
caratterizzato da una serie di rilievi arrotondati e ondulati, allineati in direzione nord/ovest –
sud/est, degradanti verso la piana e incisi da un sistema di corsi d'acqua che confluisce verso il
Tavoliere. Il paesaggio si presenta alto collinare, con versanti a pendenza media-alta, coltivati
soprattutto a grano e inframmezzati da piccoli lembi di bosco a prevalenza di Roverella, con ampi
spazi lasciati ad incolti e a maggese.
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Dal punto di vista paesaggistico il territorio non offre punti di vista panoramici ed è quasi del tutto
privo di vincoli di qualsiasi natura: ambientali e paesaggistici, idrogeomorfologici e
storicoarcheologici.
Il sito risulta distante dai SIC, ZPS, aree protette, zone archeologiche, parchi regionali e nazionali
che rispettano le Linee Guida del 2010.
3. DESCRIZIONE DELL’OPERA E DELLE SCELTE PROGETTUALI
3.1 Layout d’impianto
Il layout della centrale eolica (con l’ubicazione dell’ aerogeneratore, il percorso del cavidotto e il
posizionamento dell’area fino al punto di connessione), come riportato nelle tavole grafiche
allegate, è stato realizzato subordinatamente alle seguenti prescrizioni:
• scelta di aerogeneratore;
• utilizzo di torri tubolari;
• ottimizzazione del percorso del cavidotto utente, posizionato a tal fine lungo la viabilità
esistente;
• distanza minima da centri abitati pari a 1 km;
• distanza minima dai caseggiati a uso abitativo pari a 300 metri;
• distanza minima da siti archeologici pari a 200 metri;
• distanza minima da strade primarie, elettrodotti e acquedotti pari a 150 metri;
• distanza minima da aree sensibili pari a 200 metri;
• torri, navicelle e pali da realizzare con colori che si inseriscano armonicamente
nell’ambiente
circostante, fatte salve altre tonalità derivanti dalle disposizioni di
sicurezza regolate dallo Stato Maggiore Difesa (Stamadifesa) sui cromatismi e i segnali
d’ingombro.
Dal punto di vista tecnico, la scelta dell’ubicazione della macchina nasce dalla consultazione
delle “mappe del vento”, risultanti dai dati anemometrici raccolti in un opportuno arco temporale. A
partire da uno studio attento di queste mappe, l’ubicazione dell’ aerogeneratore è stata scelta in
modo da minimizzare gli impatti sul territorio. Il layout finale d’impianto, con il posizionamento
puntuale della turbina, infatti, è stato sviluppato sulla base della situazione anemologica dell’area,
facendo comunque particolare attenzione al territorio. L’ubicazione della turbina è stata scelta in
accordo con il parere dei proprietari dei terreni, con cui si è trascritto un diritto di superficie.
L’impianto sarà esercito in parallelo con la rete BT del distributore locale e usufruirà delle tariffe
incentivanti ai sensi del D.M. Sviluppo Economico del 18 dicembre 2008 e s.m.i..
La taglia e la disposizione planimetrica dell’ aerogeneratore sul sito sono risultati anche da
considerazioni basate sul rispetto dei vincoli, intesi a contenere al minimo gli effetti modificativi del
suolo e a consentire la coesistenza dell’impianto nel rispetto dell'ambiente e delle attività umane in
atto nell'area.
La fattibilità economica dell’iniziativa è stata valutata in modo diretto utilizzando i dati
anemometrici raccolti nel corso della campagna di misura e tradotti in ore equivalenti/anno per l’
aerogeneratore in previsione di installazione. Di seguito si riporta la tabella riepilogativa, dove
ricade l’ aerogeneratore con le relative coordinate (espresse nel sistema di riferimento WGS84
Geografiche).
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ID WTG
EST
NORD
ALTITUDINE m s.l.m.
1
15,528259 41,311982
195m
Coordinate nei sistemi italiano (WGS84 Geografiche) della turbina
3.2 Caratteristiche generali del campo eolico
L’ impianto eolico di Ascoli – pozzo spagnolo (FG), oggetto del presente progetto, prevede una
potenza installata di 60 kW equivalenti alla installazione di n° 1 aerogeneratore.
L’impianto eolico avrà le seguenti caratteristiche generali:
n° 1 aerogeneratori di potenza unitaria nominale pari a 60 kW,
potenza complessivamente richiesta per la connessione in immissione: 60 kw;
potenza nominale dell'impianto di produzione: 60 kW;
tipologia del sistema elettrico: TRIFASE;
contributo dell'impianto alla corrente di corto circuito: 300 A;
potenza istantanea di 5,5 kW per una durata di 30 secondi;
prelievi, per una potenza complessiva di 5 kW, effettuati sul punto di
connessione:
N. 1 impianto di consegna presso il punto di Trasformazione da realizzare nella stessa particella
dell’aerogeneratore;
rete elettrica interrata in Bassa Tensione a 400 V dall’aerogeneratore al punto di trasformazione;
rete telematica di monitoraggio in fibra ottica per il controllo dell’impianto eolico mediante
trasmissione dati.
3.3 Accessibilità
Le problematiche connesse ai trasporti rappresentano un aspetto poco importante nell’ambito
della realizzazione di un impianto eolico e pertanto la spedizione in sito di parte delle componenti
di un aerogeneratore (conci di torre e pali), viste le dimensioni in gioco, avviene utilizzando mezzi
di trasporto normali. Inoltre, si deve considerare il transito dei mezzi di supporto, come le gru, per
lo scarico dei materiali e per l’installazione degli aerogeneratori.
Il sito di Ascoli è facilmente accessibile attraverso le strade presenti sul territorio e le turbine
potranno essere trasportate sul sito senza grossi sconvolgimenti della viabilità esistente.
All’interno dell’area sono presenti ulteriori strade interpoderali e comunali da riadattare per
consentire il passaggio dei mezzi.
3.4 Vincoli e disposizioni legislative
•
Lo studio del layout di impianto è stato realizzato attraverso una sovrapposizione di tutte le
informazioni raccolte nei seguenti documenti:
REGOLAMENTO REGIONALE 30 dicembre 2010, n. 24: Regolamento attuativo del Decreto del
Ministero per lo Sviluppo Economico del 10 settembre 2010, “Linee Guida per l’autorizzazione
degli impianti alimentati da fonti rinnovabili”, recante la individuazione di aree e siti non idonei alla
installazione di specifiche tipologie di impianti alimentati da fonti rinnovabili nel territorio della
Regione Puglia”.
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•
DELIBERAZIONE DELLA GIUNTA REGIONALE 28 dicembre 2010, n. 1079 Approvazione della
Disciplina del procedimento unico di autorizzazione alla realizzazione ed all’esercizio di impianti di
produzione di energia elettrica.
In base a questi documenti ed alle informazioni possedute dalla proponente, è stato possibile
estrapolare le “aree idonee” all’installazione di impianti eolici sul territorio.
3.5 Collegamento alla rete
•
•
Ai sensi della deliberazione ARG/elt 99/08 - Versione integrata e modificata dalle deliberazioni
ARG/elt 179/08, 205/08, 130/09 e 125/10 Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche
per la connessione alle rete con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (Testo
Integrato delle Connessioni Attive - TICA) Articolo 2, comma 2-4. Il livello di tensione a cui è
erogato il servizio di connessione alla rete elettrica è determinato sulla base delle condizioni
seguenti:
Per potenze in immissione richieste fino a 100 kW, il servizio di connessione è erogato in bassa
tensione;
Per potenze in immissione richieste fino a 6.000 kW, il servizio di connessione è erogato in media
tensione.
L’impianto sarà esercito in parallelo con la rete BT del distributore locale e usufruirà delle tariffe
incentivanti ai sensi del D.M. Sviluppo Economico del 18 dicembre 2008 e s.m.i..
4. DESCRIZIONE AEROGENERATORI E DELLE OPERE CONNESSE
4.1 Prinicipi di funzionamento delle turbine
La turbina eolica è una macchina fluidodinamica che converte l’energia cinetica di un flusso d’aria
(il vento) in energia meccanica all’asse di rotazione che, mediante l’impiego di un generatore,
viene a sua volta trasformata in energia elettrica.
Sono attualmente in commercio diversi modelli di aerogeneratori che si classificano in funzione
della tipologia di uso finale dell’energia prodotta, della posizione dell’asse di rotazione, della taglia
di potenza, del numero di pale, del tipo di regolazione della potenza e della tipologia di traliccio
(per maggiori dettagli si rimanda allo schema di Figura 5).
Un aerogeneratore non viene fatto lavorare a tutti i regimi di vento, ma solo nell’intervallo tra la
velocità di avviamento vc (cut-in speed), solitamente pari a 3 m/s, e la velocità di arresto vf (cut-out
o cut-off speed), generalmente pari a 25 m/s. La prima corrisponde alla velocità del vento al di
sotto della quale la potenza disponibile non è sufficiente a vincere le resistenze aerodinamiche,
meccaniche ed elettriche del sistema, mentre la seconda corrisponde alla velocità del vento oltre la
quale, mediante uno dei sistemi che vedremo a breve, la macchina viene arrestata. La velocità del
vento nominale vn (nominal o rated speed) è, invece, quella in corrispondenza della quale si
raggiunge la potenza nominale Pn (nominal o rated power), cioè quella utile “di targa” della
macchina.
La potenza P, estraibile da una massa d’aria che si muove con velocità V attraverso un’area A
posta ortogonalmente alla direzione della velocità, è proporzionale all’area stessa e al cubo della
velocità
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Ne consegue che maggiori sono la velocità del vento e la lunghezza
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delle pale, maggiori saranno la potenza captabile e, quindi, l’energia che una macchina eolica può
produrre.
L’energia annua disponibile in funzione della velocità può essere espressa come:
E p (V )= ΣPe (V)H (V),
dove Pe(V) corrisponde alla potenza erogata alla velocità V e H(V) al numero di ore annue
caratterizzate da quello specifico valore di velocità.
Un aerogeneratore commerciale è caratterizzato principalmente dalla curva di potenza che
esprime la potenza elettrica che la macchina rende disponibile al variare della velocità del vento
(come esempio si riporta in Figura 4 la curva di potenza di una Northern Power da 60 kW).
Figura 4. Curva di potenza di una Northern Power da 60 kW
I sistemi più usati per controllare e limitare la potenza sono il controllo dello stallo (stall control) e
quello del passo (pitch control). Il primo, usato su macchine a velocità fissa, è di tipo passivo e
prevede che, oltrepassata una certa velocità del vento, il rotore a pale fisse vada in stallo: le pale
sono disegnate in modo che al crescere del numero di giri entrino progressivamente in stallo dalla
punta verso la base. In tal modo, una parte sempre più estesa della pala diventa inefficiente e non
contribuisce alla produzione di potenza. Il secondo sistema è di tipo attivo e prevede dei dispositivi
meccanici ed elettronici per far ruotare le pale attorno al proprio asse principale, modificando gli
angoli d’incidenza e, quindi, la superficie esposta al vento. In qualche macchina è usato anche il
sistema di imbardata (yaw control): in questo caso la potenza viene controllata scegliendo l’angolo
di allineamento rotore-vento, che può variare da zero a novanta gradi. Quando l’asse del rotore è
orientato con la direzione del vento (angolo pari a 0°) si ottiene la massima potenza, mentre
quando l’asse è perpendicolare alla direzione del vento (angolo pari a 90°) si annulla totalmente la
portanza e, di conseguenza, la potenza erogata. L’effetto che si ottiene sulla curva di potenza con
ognuno di questi sistemi è rappresentato in Figura 5.
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Figura 5. Effetto dei sistemi di controllo sulle curve di potenza
Per calcolare l’energia prodotta in un anno da un aerogeneratore occorre mettere insieme la curva
di distribuzione delle velocità del vento (caratteristica del sito) e la curva di potenza (caratteristica
dell’aerogeneratore), dedurre la curva dell’energia prodotta alle diverse velocità e integrarla.
Occorre anche tenere conto di un fattore di disponibilità della macchina, dato dal rapporto tra il
numero di ore di operatività effettiva e il numero di ore di operatività teorica (oggi vicino al 98%).
Altri importanti parametri utilizzati in campo eolico sono le ore equivalenti di funzionamento heq e il
coefficiente di utilizzazione u.
Le ore equivalenti di funzionamento sono definite dal rapporto tra l’energia prodotta annua e la
potenza nominale e rappresentano il numero di ore di lavoro alla massima potenza che la
macchina necessita per generare l’energia prodotta in un anno. In genere, un sito eolico dovrebbe
avere almeno 1600 ore equivalenti per garantire un ritorno economico dell’investimento.
Il coefficiente di utilizzazione u è definito dal rapporto tra l’energia prodotta annua e l’energia
annua che verrebbe prodotta lavorando sempre alla potenza massima. Si tratta di una diversa
formulazione del concetto prima esposto per le ore equivalenti.
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A seguito di tutti gli studi effettuati sull’area in esame (analisi orografiche, anemologiche e della
rete elettrica) e in base all’ipotesi di rendimento economico, si ritiene che per l’impianto in oggetto
possano essere convenientemente utilizzati aerogeneratori di grossa taglia. Tutte le turbine scelte
da Edison sono sempre certificate a livello internazionale, generalmente dalla Germanischer Lloyd,
DNV o da altro organismo equivalente. Questa certificazione è essenziale per garantire la
bancabilità del progetto e la sicurezza al paese che le turbine produrranno l’energia annunciata
(poiché la curva di potenza, P = f(vvento), è certificata).
La turbina utilizzata per lo studio progettuale è caratterizzata da una potenza nominale unitaria pari
a 60 kW, un rotore del diametro uguale a 23 metri ed un’altezza del mozzo uguale a 37 m. Il
modello di turbina scelto è il più performante sul mercato per il sito eolico in esame, tuttavia la
Energy System Services Srl si riserva nel futuro di avere la possibilità di optare su altri modelli con
caratteristiche simili. Un eventuale cambiamento sarà fatto solo se ritenuto in grado di migliorare le
considerazioni fatte ad oggi.
Le macchine scelte si compongono di tre pale, connesse ad un supporto imbullonato al mozzo
centrale e munite di regolazione del passo, velocità variabile ed imbardata attiva. La potenza
dell’albero lento è trasmessa ad un moltiplicatore di giri composto da una trasmissione
differenziale planetaria a tre stadi ed uno stadio elicoidale, la cui potenza meccanica è trasferita,
attraverso un albero di trasmissione, ad un generatore elettrico sincrono a magneti permanenti
ubicato nella navicella. La connessione elettrica tra il generatore e il trasformatore (anch’esso
posizionato nella navicella) avviene attraverso il convertitore. I cavi di collegamento, posati in
cavidotti interrati alla profondità di 1,2 m, permettono il successivo collegamento al punto di
Connessione per l’immissione in rete.
Tutte le funzioni dell’aerogeneratore sono monitorate e controllate in tempo reale da un’unità di
controllo. La regolazione della potenza viene fatta in funzione della velocità del vento attraverso un
sistema detto “regolazione di passo”. Tale sistema, come già visto nel precedente paragrafo,
consente la rotazione delle singole pale attorno al proprio asse provocando, di conseguenza, una
variazione della superficie della pala esposta al flusso del vento. A velocità di vento basse, il
sistema di passo è in grado di massimizzare l’energia prodotta scegliendo l’angolo di incidenza
ottimale. A velocità alte, invece, il sistema di passo mantiene la potenza pari a quella nominale,
indipendentemente dalla temperatura e dalla densità dell’aria. La variazione del passo delle pale è
realizzata da un sistema idraulico, con gestione indipendente di ogni singola pala.
Per massimizzare l’energia captata occorre che l’aerogeneratore si disponga ortogonalmente
rispetto alla direzione istantanea del vento. La rotazione della navicella attorno all’asse
dell’aerogeneratore per il suddetto scopo prende il nome di “imbardata” che, nel caso della turbina
scelta, è eseguita da motoriduttori elettrici che consentono la rotazione della navicella su un
apposito sistema di supporto costituito da un cuscinetto a strisciamento con attrito incorporato.
Una copertura in fibra di vetro rinforzata protegge tutti i componenti posti all’interno della navicella,
il cui accesso è reso possibile tramite un’apertura centrale indipendente dall’orientamento della
stessa rispetto alla torre.
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Ecco, in estrema sintesi, una descrizione delle principali componenti di un aerogeneratore.
La torre dell’aerogeneratore rappresenta la principale struttura di supporto. La torre è di tipo
tubolare in acciaio e ha un’altezza di 37 m. Nella parte inferiore la torre è solidale con il sistema di
fondazioni, mentre nella parte superiore supporta la navicella consentendone, tuttavia, la rotazione
attorno all’asse della torre. L’anello di imbardata, su cui sono posti i blocchi di strisciamento, è
montato sulla sommità della torre.
Le pale sono in fibra di vetro rinforzata con resina epossidica e fibra di carbonio. Esse sono
realizzate con due gusci ancorati ad una trave portante e sono collegate al mozzo per mezzo di
cuscinetti che consentono la rotazione della pala attorno al proprio asse (pitch system). I cuscinetti
sono sferici a 4 punte e vengono collegati al mozzo tramite bulloni.
La navicella ospita al proprio interno la catena cinematica che trasmette il moto dalle pale al
generatore elettrico. Una copertura in fibra di vetro protegge i componenti della macchina dagli
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agenti atmosferici e riduce il rumore prodotto a livelli accettabili. Sul retro della navicella è posta
una porta attraverso la quale, mediante l’utilizzo di un palanco, possono essere rimossi
attrezzature e componenti della navicella. L’accesso al tetto avviene attraverso un lucernario. La
navicella, inoltre, è provvista di illuminazione.
Bisogna precisare che la navicella è fornita in un blocco unico (non viene cioè assemblata sul
posto) ed è il pezzo più critico per la gru principale, dal momento che ha un peso elevato e deve
essere sollevata fino all’estremità della torre.
Nella Figura 6 si vedono le apparecchiature principali contenute all’interno della navicella, ossia
trasformatore, moltiplicatore di giri, generatore elettrico, albero di trasmissione e sistema di
orientamento della navicella per mantenere le pale perpendicolarmente rispetto alla direzione del
vento.
Il sistema frenante, attraverso la “messa in bandiera” delle pale e l’azionamento del freno di
stazionamento dotato di sistema idraulico, permette di arrestare all’occorrenza la rotazione
dell’aerogeneratore. E’ presente anche un sistema di frenata d’emergenza a ganasce che, tramite
attuatori idraulici veloci, ferma le pale in brevissimo tempo. Tale frenata, essendo causa di
importante fatica meccanica per tutta la struttura della torre, avviene solo in caso di avaria grave,
di black-out della rete o di intervento del personale attraverso l’azionamento degli appositi pulsanti
di emergenza.
I cavi all’interno della navicella sono del tipo BT (CEI 20-22), con collegamenti elettrici a norma, e
l’aerogeneratore è provvisto dell’impianto di messa a terra per la protezione dalle scariche
atmosferiche.
Dal trasformatore BT/MT, posto all’interno della navicella, usciranno conduttori MT, di sezione
3x70/70 mm2 e di tensione pari a 24 o 42 kV in funzione della tensione nominale del
trasformatore, che correranno lungo la torre ed arriveranno al quadro posto a base torre.
Navicella tipo di un aerogeneratore
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IMP. EOLICO 60KW ASCOLI S.NO “POZZO SPAGNOLO”
Data emissione: NOV 2014
Committente: ENERGY SYSTEM SERVICES SRL
ENERGY SYSTEM SERVICES Srl
Sede operativa Via Roma 105 - 71025 Castelluccio dei Sauri(FG)
Sede Legale Via Vincenzo Monti 52 – 20122 MILANO
Tel. 0881.96.27.15 – fax 0881.962759
L’unità di controllo della turbina è composta da un’unità di controllo a microprocessore, che
monitorizza e controlla tutte le funzioni dell’aerogeneratore (inclusa la regolazione di passo), in
modo che la prestazione dello stesso sia ottimizzata a qualsiasi velocità del vento.
La suddetta unità svolge le seguenti funzioni principali:
•
monitoraggio e controllo del funzionamento generale;
•
sincronizzazione del generatore alla rete durante la sequenza di connessione;
•
controllo della funzione della turbina a seguito di una situazione di guasto;
•
controllo dell’imbardata della navicella;
•
controllo del passo delle pale;
•
controllo della potenza alle diverse velocità del vento;
•
controllo delle emissioni acustiche;
•
monitoraggio delle condizioni ambientali;
•
monitoraggio della rete;
•
monitoraggio del sistema di rilevazione dei fumi.
Il controllo remoto, infine, prevede che tutti i dati provenienti dall’unità di controllo della turbina
vengano raccolti e monitorati tramite un sistema satellitare SCADA che verrà gestito da una sala di
controllo ubicata nella Sede Operativa della Società Venditrice della Macchina.
Curva di potenza Northern Power da 60 kW
4.1 Piazzole aerogeneratori
In corrispondenza dell’ aerogeneratore è prevista la realizzazione di una piazzola “definitiva”
pressoché pianeggiante delle dimensioni all’incirca pari all’area di fondazione, dove troveranno
collocazione la torre di sostegno dell’aerogeneratore e la relativa fondazione, i dispersori di terra
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ed i necessari cavidotti interrati. La funzione della piazzola è anche quella di accogliere i mezzi di
servizio durante la vita dell’impianto.
In corrispondenza di ogni aerogeneratore si prevede anche la realizzazione di una “piazzola
provvisoria di lavoro” in brecciato (di dimensioni come da elaborati grafici), per il montaggio dello
stesso aerogeneratore, prevista solo per la fase di cantiere e sarà poi dismessa al termine del
montaggio.
Per consentire il montaggio degli aerogeneratori dovrà predisporsi lo scotico superficiale, la
spianatura, il riporto di materiale vagliato e la compattazione di piazzola di lavoro, comprendente
pure la piazzola definitiva.
4.2 Strade di accesso e viabilità di servizio
Nella fase di realizzazione dell’impianto sono previsti adeguamenti della viabilità esistente per il
transito di mezzi pesanti e dei trasporti eccezionali, solo in minima parte, poiché tutti i siti in cui
verranno sistemati gli aerogeneratori sono accessibili dalle strade vicinali già esistenti.
L’adeguamento consisterà nel ripristino del piano viabile esistente mediante la stesa di materiale
brecciato a granulometria variabile per uno spessore di 5 cm.
Dette stradine saranno in futuro utilizzate per la manutenzione degli aerogeneratori e verranno
realizzate seguendo l’andamento topo-orografico esistente del sito, cercando di ridurre al minimo
eventuali movimenti di terra.
Indici di occupazione:
Superficie tot
occupata in
cantiere
Volume tot scavo
Voce
Lunghezza
Larghezza
Profondità rispetto
p.c.
UM
m
m
m
m2
m3
Piazzola
30
20
0,60
600
360
Fondazione
8
8
2,5
-
90
Adeguamento
viabilità esistente
1.000
4.00 (medio)
0.75 (medio)
4.000
3.000
Nuova viabilità
130
4.00
0.55
520
286
Cavidotto
75
0,8 (media)
1,3 (media)
-
78
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in cantiere
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4.6 Cavidotti
L’energia prodotta dall’aerogeneratore in bassa tensione (400 o 690 V) viene trasformata a 20 KV
nella cabina di trasformazione poste all’esterno della torre. Dopo la trasformazione l’energia viene
trasportata fino cabina di consegna Bassa/media tensione per la consegna alla Rete Nazionale. Il
trasporto di energia fino alla cabina di consegna avviene in BT 400V mediante cavi interrati entro
cavidotti corrugati in PVC rinfiancati con sabbia e posti ad una profondità dal piano di campagna
non inferiore a 1,20 ml.
La scelta del livello di tensione è funzionale a mitigare le sezioni dei cavi riducendo di
conseguenza le dimensioni dei cavidotti.
Il cavidotto per i cavi di potenza e per i cavi strumentali è costituito da un minimo di 1 a un
massimo di 3 tubi posti su una o più file alloggiati all’interno di uno scavo a sezione ristretta di
larghezza massima di 0,5 ml e con una profondità variabile da 1.20 ml (passaggio dei cavidotti su
campo) a 1.50 ml (passaggio in banchina). I corrugati saranno allettati su un idoneo letto di sabbia
e con la stessa si procederà al loro rinfianco per almeno 50 cm. Il rinterro verrà realizzato con
idoneo materiale selezionato proveniente dagli scavi e, nelle zone a maggiore traffico o di
attraversamento stradale, si procederà alla realizzazione di un getto di cls magro per almeno 20
cm di altezza. Il tracciato dei cavidotti sarà interrato e dotato di pozzetti di sezionamento e
raccordo realizzati in cls armato con idonei chiusini carrabili.
4.7 Descrizione impianti elettrici
4.7.1 Dati di progetto
Data l’entità della potenza, l’impianto dovrà essere connesso alla rete pubblica in Media Tensione.
Ai fini progettuali si stimano per la rete le seguenti caratteristiche fondamentali :
Tensione di Nominale di Esercizio
20 kV
Frequenza Nominale
50 Hz
Corrente di Cortocircuito Trifase
12,5 kA
Stato del Neutro
Compensato
Corrente di Guasto Monofase a Terra
Tempo di eliminazione del guasto a terra
50 A
>> 10 sec.
A tal fine dovrà essere realizzata una cabina elettrica conforme alla specifica tecnica DK 5600 di
ENEL Distribuzione.
4.4.2 Limiti di fornitura - esclusioni
I limiti di fornitura per il presente progetto sono :
Parte Media Tensione – 20kV
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Punto di consegna dell’energia da parte del distributore entro la cabina (conformemente DK 5600)
Codoli trasformatore MT/BT in derivazione alla linea MT a 20kV FANTINI .
4.4.3 Classificazione dei luoghi
Gli ambienti nei quali sono collocati gli impianti elettrici in oggetto sono costituiti da una cabina
elettrica con apparecchiature di Media e Bassa Tensione.
Tali luoghi sono classificati ai sensi della Norma CEI 64-8 come “Luoghi Ordinari”.
4.4.4 Torre eolica
Sezione bt: descrizione componenti torre eolica
Il campo eolico in progetto è costituito da una turbina eolica, di potenza nominale 60 KVA, in grado
di trasformare l’energia cinetica del vento in energia elettrica.
Le principali apparecchiature elettromeccaniche installate all’interno della singola torre eolica sono
le seguenti:
Generatore asincrono di potenza 60 KVA alla tensione di 400V;
Trasformatore elevatore con potenza nominale 60 kVA, isolamento in olio siliconico, e rapporto di
trasformazione 20/0,40kV;
Quadro elettrico bt per alimentazione servizi ausiliari torre;
Apparecchiature sistema di supervisione e controllo aerogeneratore;
Generatore asincrono
La produzione di energia elettrica avverrà per mezzo di un generatore di tipo sincrono, installato a
bordo della navicella ed avente le seguenti principali caratteristiche tecniche:
Caratteristiche tecniche
Relazione Tecnico Descrittiva
Potenza nominale
60 KVA
Tensione nominale Vn
400 V
Corrente nominale In
300 A
Frequenza f
50 Hz
Fattore di potenza (cosφ)
0,9
Reattanza Subtransitoria X”d
15%
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Il generatore verrà protetto, lato bt, con interruttore magnetotermico tripolare 3x400A che costituirà
quindi l’interruttore di macchina e che verrà installato in un apposito quadro elettrico insieme a tutte
le apparecchiature di controllo e contabilizzazione dell’energia.
Il generatore verrà collegato ai terminali BT del trasformatore con una linea in cavo FG7R/N07V-K
0,6/1kV con formazione 3x(3x1x240)mm2 + 1x95mm2 PE.
Trasformatore elevatore
Il trasformatore elevatore verrà posizionato all’interno di un locale ricavato a base torre al di sotto
del piano dove verranno installate le apparecchiature di protezione e controllo dell’aerogeneratore.
Esso avrà lo scopo di innalzare la tensione dal valore di 660V (produzione) al valore di 20.000
(trasporto).
Le principali caratteristiche tecniche del trasformatore sono riportate nella 0.
Caratteristiche tecniche
Tipo di isolamento
Olio siliconico
Raffreddamento
KNAN
Potenza nominale Sn
200 kVA
Tensione nominale primario V1n
20 kV ± 2x2,5%
Tensione nominale secondario V2n (1.900kVA)
0,40 kV
Corrente nominale primario I1n
7,7 A
Corrente nominale secondario I2n
300 A
Frequenza f
50 Hz
Tensione di cortocircuito vcc%
4.4%
Collegamento e gruppo
Dyn11
Massa olio siliconico
150kg
Massa complessiva
900kg
Caratteristiche tecniche trasformatore elevatore BT/MT TR1
Quadri di bassa tensione
A base torre, affiancato al trasformatore MT/BT, verrà installato il quadro elettrico generale di
bassa tensione che accoglierà il dispositivo di macchina associato al generatore. Esso sarà
predisposto per l’entrata cavi dall’alto ed uscita cavi sia dal basso che dall’alto. Sarà suddiviso in
due sezioni: una semisbarra alla tensione di 400V, sarà quella destinata alle apparecchiature di
protezione e controllo del generatore, l’altra sezione alla tensione di 400V, sarà quella destinata
alle apparecchiature di protezione dei servizi della torre eolica (luce, FM, ecc.) ed all’alimentazione
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del quadro bt denominato “main cabinet” installato al piano superiore destinato ad accogliere le
apparecchiature di supervisione della turbina. Da quest’ultimo quadro partirà la F.O. che riporterà
segnali e comandi al sistema di supervisione e controllo generale.
Il quadri saranno realizzati con montanti in profilati di acciaio e pannelli di chiusura in lamiera
ribordata di spessore non inferiore a 25/10. I quadri dovranno essere chiusi su ogni lato e
posteriormente, i pannelli perimetrali dovranno essere asportabili a mezzo di viti.
Le porte frontali saranno corredate di chiusura a chiave, il rivestimento frontale sarà costituito da
plexiglas.
Tutte le apparecchiature saranno fissate su guide o su pannelli fissati su specifiche traverse di
sostegno.
Sul pannello frontale ogni apparecchiatura sarà contrassegnata da targhette indicatrici che ne
identificano il servizio.
I quadri elettrici saranno completi di tutte le apparecchiature riportate negli schemi di progetto.
4.4.5 Punto di Consegna energia
La consegna dell’energia prodotta verrà tramite la messa in opera di contenitore in vetroresina .
4.4.6 Impianto di messa a terra e protezione contro le scariche atmosferiche
L’impianto di messa a terra dovrà garantire l’equipotenzialità di tutte le strutture metalliche ed in
modo particolare di quegli elementi d’impianto con le quali un individuo può contemporaneamente
venire a contatto.
L’impianto dovrà essere coordinato, per quanto attiene ai contatti indiretti ed alla tensione totale di
terra nel caso di guasto sulla rete MT 20kV, rispettando quanto citato dalle Nome CEI 64-8 e CEI
11-1. Per la progettazione verranno seguite le indicazioni di cui alle norme CEI 11-1 IX edizione1999-fascicolo 5025 (Impianti elettrici con tensione superiore ad 1kV in corrente alternata),
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tenendo conto che l’impianto in oggetto, insiste su un’area caratterizzata da terreno
prevalentemente costituito da argilla, humus e terriccio e si può stimare che la resistività media di
detta composizione sia all’incirca di 150 Ωm, come si può evincere dalla tabella seguente:
Tipo di terreno
Resistività del terreno ρE [Ωm]
Terreno paludoso
5÷40
Terriccio, argilla,humus
20÷200
Sabbia
200÷2.500
Ghiaietto
2.000÷3.000
Pietriccio
<1.000
Arenaria
2.000÷3.000
Granito
Fino a 5.000
Morena
Fino a 30.000
4.4.7 Sistema di supervisione e controllo
Al fine di permettere il funzionamento completamente automatico dell’impianto eolico, nonché il
controllo remoto di tutte le apparecchiature (telegestione), sarà necessario realizzare un sistema di
controllo e supervisione, con un elevato grado di informatizzazione.
Si dovrà scegliere un sistema avente :
•
elevate prestazioni,
•
alta affidabilità,
•
ridotto numero di componenti,
•
rapida e facile individuazione dei problemi,
•
bassi costi di esercizio e manutenzione,
•
ampie possibilità di espansione,
•
protocolli di comunicazione aperti.
In caso di emergenza, per mancanza rete o per qualsiasi anomalia, il sistema di controllo dovrà
essere messo nelle condizioni di portare l'impianto in stato di sicurezza.
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Il corretto funzionamento dell’intero campo eolico, verrà gestito da un’unica postazione di controllo
attraverso un sistema di supervisione e controllo che integrerà in un’unica funzione il sistema di
supervisione delle turbine eoliche e quello dell’impianto elettrico.
Verrà realizzata una postazione di controllo locale all’interno della cabina consegna cui avrà
accesso il personale qualificato. Ulteriori postazioni di controllo remoto potranno essere
predisposte in funzione delle necessità del gestore dell’impianto.
Per la gestione del sistema dovrà essere installata n°1 stazione di supervisione (PC) che
costituiscono sia l'interfaccia operatore con l'impianto, sia il sistema per la storicizzazione delle
variabili e l'archiviazione di eventi ed allarmi.
Essa sarà costituita da PC di mercato con elevati standard qualitativi e basate su sistema
operativo a 32 bit Microsoft Windows 2000 o superiore.
Nella stazione sarà installato il software SCADA (Supervision Control And Data Acquisition),
particolarmente efficace in quanto, oltre a sfruttare le consuete e standardizzate funzionalità del
sistema operativo Windows, non richiede la conoscenza di alcun linguaggio di programmazione
per lo sviluppo e la messa a punto.
La stazione operatore locale sarà un "Server SCADA" destinato alla comunicazione con il PLC o
DCS ed all’archiviazione di tutte le variabili di impianto in un database di tipo real-time.
In tale PC Server ogni variabile dell'impianto (analogica o digitale) dovrà essere associata ad un
nome univoco (Tag) e messa a disposizione di :
•
software Client, per la visualizzazione all'operatore tramite pagine grafiche;
•
software di archiviazione interna per le storicizzazioni;
•
pacchetti software esterni di tipo gestionale/amministrativo.
Il software SCADA dovrà essere fornito con licenza che permetta la gestione di tutte le variabili di
impianto con una scorta del 30% e comunque non meno di 300 variabili.
Dovranno essere inoltre forniti gli opportuni driver (software) per dialogare con le CPU in campo e,
qualora necessario, le relative interfacce hardware ; nell'eventualità siano presenti apparecchiature
speciali fornite da terze parti (inverter, analizzatori di rete, ecc.) questi saranno dotati di protocollo
standard industriale ModBus.
Lo SCADA deve poter gestire fino a 4 Driver diversi contemporaneamente.
Qualora il software SCADA Server sia dotato di blocchi per elaborazioni analogiche e/o digitali,
questi compiti, per garantire all'impianto una maggiore affidabilità e flessibilità, dovranno essere
demandati al sistema di controllo e regolazione (PLC/DCS).
Nel database interno, qualora necessario, ad ogni variabile dovrà essere associata una o più
soglie di allarme per la segnalazione delle anomalie dell'impianto o della fuoriuscita dai limiti di
sicurezza e/o di funzionamento.
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Lo SCADA dovrà quindi archiviare ogni evento e allarme con data, ora e descrizione, sia a video
che su files e stampante.
Nella stazione Server dovranno essere caricate e rese funzionanti le stesse pagine grafiche
predisposte per la Stazione Client, nonchè dovrà essere predisposto nel sistema operativo il
"Server di Accesso Remoto" per utilizzare la telegestione.
Sistema di supervisione e controllo turbina eolica
L’unità produttiva verrà inserita in una rete di supervisione e controllo dedicata che consentirà sia
l’ottimale gestione della torre eolica che la storicizzazione delle produzioni e di tutti i dati delle
grandezze elettriche, meccaniche che si ritiene necessario monitorare.
A base torre vi sarà un quadro di controllo e supervisione compreso di un sistema grafico digitale
in grado di visualizzare tutte le grandezze elettriche e meccaniche del sistema. Tutti i dati verranno
trasferiti, attraverso una fibra ottica multimodale 62,5/125µm posata lungo il tracciato del cavidotto
MT, al sistema generale di supervisione posto all’interno della cabina consegna.
Da quest’ultimo, a mezzo modem, si trasferiranno in remoto i principali dati della supervisione
consentendo il controllo/supervisione dell’impianto da distanza.
Nella figura seguente è rappresentato uno schema a blocchi del sistema di supervisione.
Il sistema di supervisione consentirà di monitorare le seguenti grandezze principali:
Controllo real-time della potenza attiva e reattiva della singola torre nonché dell’intero campo
eolico;
Controllo e monitoraggio delle turbine e degli strumenti a scopo meteorologico;
Disponibilità on-line per ogni turbina di: stato, potenza, velocità del vento, tensione, corrente,
temperature e allarmi;
Riepilogo sia grafico che di testo sullo stato dell’impianto;
Monitoraggio generatore;
Rappresentazione grafica della producibilità;
Accesso sicuro al sistema tramite login con identificazione utente e password protetta;
Controllo remoto di una singola turbina o di un gruppo di turbine
Sistema di supervisione impianto elettrico
Il sistema di supervisione e controllo dell’impianto elettrico consentirà di monitorare e controllare lo
stato degli organi elettrici di protezione e controllo.
Esso consentirà inoltre di monitorare le principali grandezze elettriche dell’impianto in oggetto,
quali tensioni, correnti, potenza attiva e reattiva, ecc.
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L'interfaccia normale con l'operatore avverrà attraverso un PC locale all’interno della cabina
consegna.
Per le sole apparecchiature di protezione installate nella sala quadri, tramite l’interfaccia sarà
possibile accedere alle operazioni di esclusione e/o messa in servizio dell’impianto.
L'operazione sul PC avverrà mediante pagine opportunamente configurate, con la
rappresentazione delle misure e delle segnalazioni più significative, con la possibilità di richiamare
i pulsanti di comando delle principali operazioni secondo quanto sotto specificato.
Sulle pagine dei PC saranno inoltre riportati gli stati di tutti gli organi di manovra e tutti gli allarmi
con sequenza di acquisizione e memorizzazione e in pagine apposite sarà riportata la
registrazione cronologica delle manovre e degli eventi.
L'assunzione del controllo (possibilità di eseguire comandi) dal PC locale avverrà mediante
l'inserimento di una password al fine di garantire che le manovre vengano sempre eseguite in
presenza di personale qualificato.
Il sistema di controllo della sottostazione dovrà consentire i seguenti modi di funzionamento:
manuale;
automatico passo-passo;
automatico;
Nel modo di funzionamento manuale, destinato essenzialmente all'esecuzione di prove, l'operatore
potrà eseguire le manovre di avviamento, sincronizzazione, parallelo, agendo sui comandi in
campo e acquisendo le informazioni di ritorno per procedere, dalla strumentazione e dalle
segnalazioni locali. Nessun automatismo se non le protezioni, interviene in tal caso a gestire il
funzionamento o ad impedire manovre errate.
Nel modo di funzionamento automatico passo-passo, le operazioni possono essere eseguite, sia
dal PC locale, sia da quello remoto, sotto il controllo del PLC, ma il passaggio da ciascuna fase
dell'avviamento o dell'arresto alla successiva avverrà solo su richiesta dell'operatore, sempre che
vi siano le condizioni perché il passo possa essere eseguito.
Nel modo di funzionamento automatico, le operazioni saranno interamente eseguite
dall'automatismo su semplice comando di Avviamento o di Arresto e, ove sussistano le condizioni,
l'automatismo comanderà il riavviamento anche in caso di arresto non accompagnato da Blocco.
5. CRONOPROGRAMMA DEI LAVORI
Nel presente capitolo si riporta il cronoprogramma dei lavori, così come citato nel D.P.R. 554/99 –
Regolamento d’attuazione della legge quadro in materia di lavori pubblici 11 febbraio 1994 N. 109,
e successive modifiche.
Per redigere il cronoprogramma sono state considerate giornate lavorative di 8 ore e ogni mese è
stato ipotizzato essere composto da 22 giorni lavorativi.
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5.1 Descrizione delle fasi e dei tempi di lavoro
In questo cronoprogramma si sono considerate tutte le attività relative alla realizzazione
dell’impianto,
a partire dalla redazione del progetto esecutivo del parco fino ad arrivare all’entrata in esercizio
dello
stesso.
Nel redigere il cronoprogramma si è ritenuto opportuno suddividere le attività in tre grandi fasi:
fase 1: progettazione esecutiva e approvazione;
fase 2: realizzazione (comprendente tutte le attività di cantiere vero e proprio);
fase 3: entrata in esercizio (comprendente tutte le attività di collaudo e messa in funzione del
parco).
Nei prossimi paragrafi si entra maggiormente nel dettaglio di ognuna di queste fasi.
6. DISMISSIONE DELL’IMPIANTO E RIPRISTINO DELLO STATO DEI LUOGHI
La vita media di un impianto eolico, allo stato attuale della ricerca tecnologica, si aggira intorno ai
20-25 anni. A fine vita, si potrà procedere alla dismissione dell’impianto, con relativo ripristino dei
luoghi allo stato ante operam, o ad un “repowering” dello stesso, con la sostituzione dei vecchi
aerogeneratori con altri più moderni e performanti e con l’utilizzo di apparecchiature di nuova
generazione.
Il presente piano di dismissione ha come obiettivo quello di descrivere, dal punto di vista tecnico e
normativo, le modalità di intervento al termine della vita utile dell’impianto in progettazione. Più
precisamente, vengono descritte tutte le fasi che caratterizzano la dismissione dell’impianto, la
gestione dei rifiuti prodotti a seguito della stessa ed il ripristino dello stato dei luoghi.
Il progetto di dismissione dell’impianto in oggetto contiene:
la modalità di rimozione dell’infrastruttura e di tutte le opere principali;
la descrizione e quantificazione delle operazioni di dismissione;
lo smaltimento dei rifiuti e ripristino dei luoghi.
In merito alla gestione e allo smaltimento dei rifiuti, la normativa nazionale di riferimento è il D.lgs.
3 aprile 2006, n. 152 – Parte IV “Norme in materia di gestione dei rifiuti e di bonifica dei siti
inquinati” e s.m.i. (in particolare D.lgs. n. 4 del 2008).
Ove possibile, tanto per contenere i costi di dismissione dell’impianto quanto per rispettare
l’ambiente in cui viviamo, si tenderà al riciclo dei materiali provenienti dallo smantellamento. Tutti i
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rifiuti non riciclabili prodotti dalle opere di dismissione saranno smaltiti secondo le normative
vigenti.
6.1 Definizione delle operazioni di dismissione
La dismissione di un impianto eolico è un’operazione analoga alla costruzione dello stesso perché,
a differenza di quanto avviene per numerose altre opere civili, non è prevista una demolizione
totale dell’impianto, ma solo uno smontaggio dello stesso in componenti elementari da smaltire.
Le opere programmate per lo smantellamento del parco in progetto, ordinate in sequenza
temporale,
sono individuabili come segue:
1) identificazione dell’area di cantiere, con realizzazione di recinzione ed apposizione di opportuna
segnaletica, così come disposto dalle normative vigenti in materia di sicurezza (D.Lgs. 81/2008 Titolo V - art. 161-166 e s.m.i.);
2) realizzazione di tutti gli adeguamenti ed allargamenti stradali necessari alla circolazione dei
mezzi di trasporto eccezionali utilizzati per lo spostamento delle pale e dei conci di torre;
3) rimozione dalle macchine (navicelle e torri) di tutti gli oli utilizzati nei circuiti idraulici e nei
moltiplicatori di giri e loro smaltimento a mezzo di ditte specializzate ed autorizzate allo
smaltimento dei rifiuti;
4) smontaggio dei componenti principali delle turbine attraverso gru di opportuna portata;
5) stoccaggio temporaneo dei componenti principali a piè d’opera (sulla stessa piazzola utilizzata
per il montaggio). Ogni singola turbina sarà smontata ricostruendo i diversi componenti elementari
così come si presentavano in fase di costruzione e montaggio (pale, rotore, navicella, conci di torre
e quadri elettrici);
6) trasporto di tutti i componenti elementari. Solo gli elementi più ingombranti, quali pale e conci di
torre, saranno trasportati, utilizzando gli stessi mezzi speciali previsti per la fase di costruzione e
montaggio, in area logistica attrezzata, ove saranno predisposte, a cura di aziende specializzate,
tutte le operazioni di separazione dei componenti in elementi riutilizzabili, elementi con un valore
commerciale nel mercato del riciclaggio (materiali ferrosi, rame, ecc.) ed elementi da
rottamare/smaltire in opportune discariche a seconda del tipo di materiale;
7) rimozione delle fondazioni delle turbine. In primo luogo, verrà realizzata su tutta l’area della
piazzola la rimozione completa dello strato superficiale di materiale inerte e del cassonetto di
stabilizzato utilizzato per adeguare le caratteristiche di portanza del terreno. In seguito, si passerà
alla demolizione della parte di fondazione eccedente una quota superiore ad 1 m dal piano
campagna finita con l’ausilio di un escavatore meccanico e, se la tecnologia verrà ritenuta
applicabile, getto d’acqua ad alta pressione (in tale fase verranno demolite anche le parti terminali
dei cavidotti).
8) Il materiale di risulta verrà poi smaltito attraverso il conferimento in discariche autorizzate ed
idonee al tipo di rifiuto prodotto;
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9) rimozione dei cavidotti. Si valuterà al momento, di concerto con la comunità locale, se
presenza di linee elettriche interrate potrà costituire elemento di facilitazione di programmi
elettrificazione rurale. Nel caso tale opportunità non sia giudicata di interesse per la comunità,
procederà all’apertura degli scavi, alla rimozione del tegolo segnalatore, dei cavi e della treccia
rame e, infine, alla richiusura degli scavi con opportuno materiale;
la
di
si
di
6.2 Descrizione e quantificazione delle operazioni di dismissione
Di seguito si procede ad una descrizione più dettagliata delle operazioni di dismissione definite nel
precedente paragrafo, suddividendo le stesse nelle seguenti opere di smantellamento:
•
aerogeneratori;
•
piazzole aerogeneratori;
•
viabilità interna;
•
cavidotti e cavi di segnale;
•
sottostazione AT/MT.
6.2.1 Aerogeneratori
Lo smontaggio degli aerogeneratori sarà un’operazione molto semplice e lineare che avverrà in
maniera inversa rispetto al montaggio degli stessi.
Prima di procedere allo smontaggio della turbina si avrà cura di rimuovere tutti gli oli utilizzati nei
circuiti idraulici e nei moltiplicatori di giri e di smaltirli in conformità alle prescrizioni di legge a
mezzo di ditte specializzate ed autorizzate al trattamento di questo tipo di rifiuto. Nonostante ciò, si
presterà particolare attenzione alla movimentazione delle apparecchiature che potrebbero, seppur
in quantità molto ridotta, dar luogo a perdite di olii, come ad esempio la pompa del moltiplicatore di
giri. In ogni caso lo smontaggio delle componentistiche non verrà effettuato in sito, ma in aree
appositamente adibite allo smaltimento di detti materiali.
Sarà necessaria una gru a traliccio da 800 t (al massimo) per lo smontaggio delle pale, della
navicella e dei conci di torre e una gru ausiliaria di taglia molto inferiore da utilizzare per il
montaggio della gru a traliccio, per gli spostamenti più piccoli e, infine, per fare da assistenza alla
gru principale nello spostamento delle componenti più grandi della turbina.
Lo smontaggio degli aerogeneratori, in definitiva, avverrà nel seguente modo:
montaggio della gru principale;
smontaggio delle pale;
smontaggio della navicella;
smontaggio dei conci di torre;
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trasporto di pale, navicella e conci di torre, con l’ausilio di trailer di adeguate dimensioni, a sito
idoneo per la separazione delle componenti.
Si precisa che gli elementi che compongono un aerogeneratore sono per la maggior parte
riciclabili: si tratta, infatti, principalmente di apparecchiature elettriche/elettroniche, acciaio e
vetroresina. La vendita di questo materiale di riciclaggio servirà a ridurre i costi di smaltimento,
oltreché a garantire notevoli vantaggi in termini ambientali.
6.2.2 Piazzole aerogeneratori
Durante i lavori di dismissione le piazzole degli aerogeneratori si presenteranno come delle aree
pianeggianti di dimensioni medie 25 x 25 m.
La tecnica costruttiva delle piazzole è la medesima di quella delle strade, con la sola differenza
dell’interposizione di una geogriglia tra lo strato di misto stabilizzato e lo strato di drenaggio a
granulometria superiore. Di conseguenza, la tecnica di smantellamento delle piazzole è analoga a
quella della viabilità che verrà esposta nel paragrafo “Viabilità interna” riportato in basso.
Lo smantellamento del plinto di fondazione, previsto di dimensioni medie 6 x 6 m e di spessore
pari a circa 1,5 m, verrà realizzato prima dello smantellamento di strade e piazzole, per favorire il
trasporto del materiale di risulta presso discariche autorizzate al di fuori dell’area di impianto.
L’operazione di smantellamento consisterà nella demolizione completa dell’opera, costituita da un
blocco in cemento armato al cui interno è annegato il concio di fondazione.
I mezzi che verranno utilizzati sono una gru dotata di martello demolitore e una serie di camion per
il trasposto del materiale risultante. Non si esclude l’uso di esplosivi.
Analizzando la LCA (Life Cycle Assessment) dell’impianto, l’intervento risulta molto discutibile in
quanto gli impatti (oltre che i costi) prodotti da una dismissione di questo tipo potrebbe risultare
notevolmente superiori ai benefici. Una valida alternativa sarebbe allora quella di rimuovere tutta la
parte di fondazione eccedente il piano campagna e di annegare la struttura con uno strato di
terreno di spessore maggiore ad un metro. In questo caso si garantirebbe la stabilità del
terreno/versante e, al contempo, si darebbe la possibilità di riutilizzare il terreno sovrastante a
scopi agricoli.
6.2.3 Cavidotti e cavi di segnale
I cavi, come descritto nella Relazione Tecnica, sono dislocati all’interno di trincee di profondità
media di 1,2 m.
Ogni 500 m circa verranno realizzati dei pozzetti in calcestruzzo vibro compresso da utilizzarsi per
il tiraggio dei cavi e per la successiva giunzione dei tratti. Tali pozzetti (tutti ispezionabili) verranno
coperti con chiusino in ghisa.
Le operazioni di dismissione consisteranno in:
sfilaggio dei cavi BT;
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rimozione dei chiusini e demolizione dei pozzetti in CA;
trasporto a smaltimento del materiale.
I cavi e i chiusini potranno essere riciclati, mentre il materiale risultante dalla demolizione dovrà
essere trasportato presso discarica autorizzata.
6.2.5 Viabilità interna
La viabilità di accesso al sito, come ampiamente documentato nella relazione tecnica descrittiva,
non verrà interessata da interventi invasivi di nessun genere. Tutte le modifiche temporanee
apportate alle strade esistenti al fine di permettere il trasporto delle turbine verranno prontamente
eliminate prima della chiusura del cantiere.
La viabilità interna al sito, a servizio delle piazzole degli aerogeneratori, così come previsto nel
progetto, andrà costruita quasi completamente ex-novo. Tale viabilità è stata studiata nel dettaglio
per minimizzare gli impatti. L’obiettivo è stato raggiunto cercando di sfruttare al massimo la viabilità
esistente e di seguire le acclività naturali del terreno, evitando così eccessivi movimenti di terra.
La viabilità, nel corso della vita dell’impianto, verrà costantemente sottoposta ad operazioni di
manutenzione, facendo particolare attenzione ai fenomeni di ruscellamento ed erosione naturale,
per i quali sono stati previsti tombini e pozzetti di raccolta.
Tutte queste strade di nuova costruzione, a meno di specifica volontà dei proprietari terrieri
interessati al loro utilizzo, in fase di dismissione dell’impianto verranno completamente smantellate.
Le operazioni consisteranno in:
smantellamento dello strato superficiale costituito da misto stabilizzato e, in successione
stratigrafica, materiale a granulometria superiore;
asportazione della geogriglia (ove presente);
asportazione del materiale di dreno;
spianamento e apporto di suolo;
risistemazione del terreno affiorante riportandolo ai suoi usi originari (nel caso si trattasse di
coltivazione) o effettuando una serie di interventi di semina di specie arboree autoctone.
Tali operazioni verranno realizzate con l’utilizzo di un escavatore di idonee dimensioni e di camion
per il relativo allontanamento del materiale di risulta presso discarica autorizzata.
I lavori di smantellamento della viabilità dell’impianto verranno realizzati al termine di tutte le altre
operazioni di dismissione in maniera tale da rendere possibile l’utilizzo di questa viabilità durante
tutta la fase di cantiere.
6.3 Dettagli riguardanti il ripristino dello stato dei luoghi
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La proponente del progetto si impegna, a fine vita dell’impianto eolico, a demolire il parco, a
smaltirne
tutte le sue componenti secondo la normativa vigente in materia e ad assicurare il ripristino dello
stato
preesistente dei luoghi.
Le operazioni di ripristino ambientale prevedono essenzialmente:
la rimozione totale di tutte le opere interrate (o parziale nel caso in cui l’impatto dovesse
essere minore con l’interramento);
il rimodellamento del terreno allo stato originario;
il ripristino della vegetazione.
Subito dopo lo smontaggio e il trasporto a smaltimento degli aerogeneratori si passerà alla
rimozione delle opere interrate, che avverrà attraverso l’uso di escavatori meccanici (cingolati o
gommati), pale gommate, martelli demolitori e diversi camion (autocarri doppia trazione a 4 assi)
per il trasporto del materiale in discariche autorizzate. Considerando una squadra lavorativa di 5
persone, il tempo necessario a smaltire ogni plinto di fondazione può essere stimato intorno ai 3
giorni lavorativi durante i quali avverrà anche il trasporto del materiale a discarica.
Una volta liberata l’area da ogni elemento costruttivo si passerà al rimodellamento del terreno con
apporto di materiale. L’andamento del terreno (pendenze e quote), una volta terminata
l’operazione di ripristino, sarà mantenuto, per quanto possibile, uguale a quello attuale (a valle
della costruzione del parco).
Si cercherà infine di ripristinare in toto il tipo di vegetazione che era presente nell’area prima della
costruzione dell’opera: le aree utilizzate a scopi agricoli verranno restituite ai rispettivi proprietari
perché venga ripristinata la loro destinazione originale, ma, se i proprietari di detti terreni non
dovessero essere interessati a tale possibilità, si procederà alla rinaturalizzazione dell’area con la
piantagione di specie autoctone; là dove, prima della costruzione del parco, erano presenti zone
boschive, si procederà invece al rimboschimento.
6.3.1 Tecniche di rinaturalizzazione
Le tecniche di ripristino che verranno utilizzate hanno come obiettivo quello di favorire
l’insediamento e lo sviluppo di una copertura vegetazionale naturale o semi-naturale, stabile e
autoportante, al fine di permettere una rinaturazione completa dell’area.
Gli scopi principali delle tecniche di ripristino sono due: da un lato, ricostruire delle unità in grado di
autosostenersi mediante processi naturali, in armonia con la destinazione funzionale delle zone e
le loro caratteristiche paesaggistiche e culturali; dall’altro, di ricreare un ambito naturale stabile in
grado di assicurare una copertura del suolo permanente.
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Il recupero delle aree dismesse sarà realizzato eseguendo una prima fase di rimodellamento del
terreno con eventuale riporto di inerte qualora risultasse necessario. Verrà quindi realizzato un
nuovo soprassuolo utilizzando le specie arboree autoctone dell’area di intervento.
Quando si procederà alla piantagione di alberi o arbusti si opererà tenendo presenti alcune
operazioni di seguito descritte.
PREPARAZIONE DEL TERRENO
La preparazione della buca, che dovrà essere pari al doppio del volume delle radici o della zolla da
inserirvi, verrà eseguita preferibilmente qualche giorno prima del trapianto così da consentire al
terreno di sminuzzarsi. Successivamente, per il riempimento delle fosse di piantagione, si terrà
conto delle esigenze della pianta scelta per il recupero dell’area.
In generale, le operazioni di scavo della buca saranno effettuate con terreno asciutto evitandone la
compattazione in modo da mantenere una normale circolazione di acqua e aria. Per un regolare
sgrondo delle acque e al fine di evitare la formazione di marciume alle radici, sul fondo della fossa
verrà sistemato del materiale inerte, come ghiaia o argilla espansa, mentre per il riempimento vero
e proprio sarà preparato un terreno idoneo, mescolandolo con concimi organici naturali o
eventualmente con concimi di sintesi.
PERIODO E MODALITÀ DI TRAPIANTO
Il trapianto sarà effettuato all’inizio dell’autunno o nella tarda primavera, in base alle esigenze delle
specie che verranno utilizzate.
Il trapianto verrà eseguito assicurandosi che il colletto (base del fusto dove cominciano a
svilupparsi le radici) rimanga leggermente alzato rispetto alla buca per far sì che l’eventuale
assesto del terreno non lo porti troppo in basso. Si procederà quindi al livellamento della buca
evitando un’eccessiva compattazione del terreno.
ANCORAGGIO E PROTEZIONI ACCESSORIE
Qualora risultasse necessario, verranno utilizzati dei sistemi di ancoraggio per le piante trapiantate
per aumentarne le capacità di tenuta al suolo e per evitare danneggiamenti causati da urti o dal
vento. Il metodo più utilizzato prevede il ricorso a pali tutori (ad es. in legno di conifera impregnato)
in numero variabile in base alle dimensioni delle piante. I pali sono fissati al tronco con legacci in
iuta, gomma o altro materiale plastico per preservare una certa elasticità e libertà di crescita; i
legacci vanno controllati almeno una volta all’anno, rifacendo la legatura in altra posizione.
PACCIAMATURA
Dopo la messa a dimora delle piante sarà valutata la necessità di procedere alla pacciamatura del
terreno circostante: il terreno verrà eventualmente ricoperto con materiali di varia natura (organica,
inorganica, materiali plastici) per fornire alcuni vantaggi come il miglior mantenimento dell’umidità,
l’attenuazione degli sbalzi termici e protezione dal gelo, il contenimento dell‘erosione del terreno e
per produrre anche un effetto concimante se fatta con materiale vegetale.
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IRRIGAZIONE
Un adeguato approvvigionamento di acqua è condizione fondamentale per la buona riuscita
dell’attecchimento e dello sviluppo della pianta, soprattutto nei primi anni di vita. Data l’estensione
dell’area oggetto dell’intervento, l’irrigazione delle specie trapiantate sarà affidata all’andamento
climatico e pluviometrico del territorio.
6.3.2 Tecniche di rimboschimento
Per quanto riguarda il rimboschimento, non è possibile prevedere con certezza gli interventi che
dovranno essere eseguiti.
In generale, si può stimare che durante il primo anno di installazione delle specie saranno eseguite
una o più irrigazioni di soccorso, qualora l’andamento climatico e pluviometrico dovessero essere
sfavorevoli e insufficienti per un adeguato annaffiamento delle piantagioni.
Dopo un anno dall’intervento potrebbe poi risultare necessario procedere con un rinfoltimento delle
piante messe a dimora, preferendo l’utilizzo delle specie che hanno dato i migliori risultati
nell’attecchimento. Per le piante introdotte con il rinfoltimento sarà prevista una nuova
pacciamatura e sarà valutata e programmata un’irrigazione di soccorso qualora risultasse
necessaria.
Operazioni simili di rinfoltimento saranno previste anche nell’anno successivo, mentre dal quarto
anno in poi, si valuterà la necessità di intervenire con la lavorazione localizzata del terreno e il
taglio della vegetazione erbacea.
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