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ENERGIA EOLICA Il vento, la tecnologia e il mercato

Foto: Irpinia, centrale eolica da 70 MW con macchine Vestas da 2 MW.

A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO http://sites.google.com/site/dottmagingcad Rev. 01/10/2011


ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 INDICE

Premessa __________________________________________________________ 1 Chiave di lettura ________________________________________________________ 2

1 - Le fonti rinnovabili di energia _______________________________________ 4 1.1 - Cenni introduttivi ___________________________________________________ 4 1.2 - La scelta __________________________________________________________ 4 TEP (approfondimento)________________________________________________________ 6

1.3 - Origini storiche dell’eolico ____________________________________________ 6

2 - L'energia del vento ________________________________________________ 8 2.1 - Come si forma il vento _______________________________________________ 8 Basi di Meteorologia (approfondimento) _________________________________________ 10 Il vento geostrofico ________________________________________________________ 10 Convergenza, divergenza e vorticità___________________________________________ 11

2.2 - Campagna anemologica _____________________________________________ 13 2.3 - Un fattore determinante: la rugosità __________________________________ 14 2.4 - Calcolo della potenza _______________________________________________ 16 Teoria di Betz ______________________________________________________________ 17

3 - La tecnologia eolica ______________________________________________ 20 3.1 - Gli impianti eolici __________________________________________________ 20 Classificazione degli impianti in base alle loro applicazioni ___________________________ 20

3.2 - I componenti _____________________________________________________ 21 Il rotore: pale e mozzo _______________________________________________________ 24 Moltiplicatore di giri _________________________________________________________ 26 Freni _____________________________________________________________________ 27 Generatore elettrico _________________________________________________________ 28 Generatore asincrono______________________________________________________ 28 Generatore sincrono_______________________________________________________ 29 Trasformatore ______________________________________________________________ 29 Sistema d’imbardata _________________________________________________________ 30 Torre _____________________________________________________________________ 30 Sistemi di controllo e di protezione/sezionamento _________________________________ 31 Dispositivi ausiliari___________________________________________________________ 32

3.3 - Tipologie delle macchine eoliche ______________________________________ 32

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 INDICE 3.4 - Tecnologie _______________________________________________________ 34 Cenni di teoria palare ________________________________________________________ 35 Forze generate dal vento ___________________________________________________ 35 Analisi aerodinamica della pala ______________________________________________ 36

3.5 - Sistemi di regolazione ______________________________________________ 41 Modello meccanico della turbina _______________________________________________ 41 Controllo della coppia aerodinamica ____________________________________________ 41 Strategie di controllo_________________________________________________________ 42 Turbine a velocità di rotazione fissa _____________________________________________ 44 Regolazione passiva dello stallo ______________________________________________ 45 Regolazione passiva dello stallo a due velocità __________________________________ 45 Regolazione dell’angolo di Pitch ______________________________________________ 46 Turbine a velocità di rotazione variabile __________________________________________ 46 Regolazione passiva dello stallo ______________________________________________ 47 Regolazione dell’angolo di Pitch ______________________________________________ 47 Turbine a velocità limitatamente variabile ______________________________________ 49

3.6 - Macchine di media e grande taglia ____________________________________ 50 3.7 - Macchine di piccola taglia ___________________________________________ 50 3.8 - Un esempio: l’aerogeneratore della LEITNER ____________________________ 52 Modalità di funzionamento ___________________________________________________ 53 Sistema di controllo e di sicurezza ______________________________________________ 53 DAS (Data Analysis System) ___________________________________________________ 54 Struttura modulare del LEITWIND ______________________________________________ 54 Gruppo generatore __________________________________________________________ 54 Gruppo telaio di raccordo _____________________________________________________ 55

3.9 - Tecnologia eolica d’alta quota ________________________________________ 55 3.10 - Alimentazione di utenze isolate _____________________________________ 55 3.11 - Sistemi ibridi in isola ______________________________________________ 57 3.12 - Generazione distribuita e connessione alla rete elettrica _________________ 58

4 - Progettazione di centrali eoliche ____________________________________ 60 4.1 - Centrali eoliche e sistemi elettrici di potenza ____________________________ 60 Effetti sulla rete delle turbine eoliche____________________________________________ 62 Qualità della potenza ________________________________________________________ 64

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 INDICE 4.2 - Fasi della progettazione _____________________________________________ 66 Principali software impiegati nel settore eolico (approfondimento) ____________________ 67

4.3 - Sitologia _________________________________________________________ 68 Identificazione delle aree d'interesse ____________________________________________ 68 Idoneità "eolica" del sito ______________________________________________________ 69

4.4 - Fasi preliminari e di progetto_________________________________________ 70 Valutazione dettagliata del sito e sviluppo del layout della centrale eolica _______________ 70 Progettazione esecutiva della centrale ___________________________________________ 71

4.5 - Scelta degli aerogeneratori __________________________________________ 71 Normativa IEC 61400-1 per aerogeneratori di media e grande taglia ___________________ 71

4.6 - La compatibilità ambientale _________________________________________ 72 Impatto visivo e territoriale ___________________________________________________ 73 GIS (approfondimento)_____________________________________________________ 77 Impatto acustico ____________________________________________________________ 80 Disturbi elettromagnetici _____________________________________________________ 82 Interazione con l'avifauna _____________________________________________________ 82 Le interferenze positive ______________________________________________________ 83

5 - Realizzazione della centrale eolica __________________________________ 85 5.1 - La valutazione delle infrastrutture ____________________________________ 85 5.2 - Organizzazione del cantiere __________________________________________ 86 Modalità di trasporto di macchine e apparecchiature _______________________________ 86 Struttura stradale ___________________________________________________________ 86 Trasporto dei conci di fondazione_______________________________________________ 89 Trasporto dei conci di torre ___________________________________________________ 89 Trasporto delle pale _________________________________________________________ 89 Trasporto della navicella ______________________________________________________ 90

5.3 - Materiali utilizzati ed attività di montaggio _____________________________ 90 1) Trasporto e scarico dei materiali _____________________________________________ 90 2) Montaggio delle pale sul mozzo ______________________________________________ 90 3) Montaggio torre __________________________________________________________ 91 4) Sollevamento della navicella e relativo posizionamento ___________________________ 91 5) Sollevamento del rotore e relativo posizionamento ______________________________ 91 6) Collegamento del cavo di potenza e dei cavi ausiliari______________________________ 92

5.4 - L'entrata in servizio della centrale _____________________________________ 92

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 INDICE 5.5 - Sicurezza del lavoro nella realizzazione di impianti eolici __________________ 92 Prescrizioni di carattere generale _______________________________________________ 92 Norme di progettazione e sicurezza degli impianti__________________________________ 98 Requisiti di sicurezza _________________________________________________________ 98 Norme di sicurezza nella gestione ______________________________________________ 99 La segnaletica di sicurezza ____________________________________________________ 99 Tipologia della segnaletica di sicurezza _______________________________________ 100 Indicazioni tecniche sulla movimentazione manuale dei carichi ______________________ 106 Mezzi di protezione collettiva e personale _______________________________________ 107 Conclusioni in materia di sicurezza _____________________________________________ 109

6 - La sfida della tecnologia offshore __________________________________ 111 6.1 - La tecnologia dell'offshore __________________________________________ 111 6.2 - Criteri di progettazione per impianti eolici offshore______________________ 112 6.3 - La fondazione ____________________________________________________ 113 A gravità _________________________________________________________________ 114 A fissaggio ________________________________________________________________ 115 In situ____________________________________________________________________ 116

6.4 - Impatto ambientale _______________________________________________ 117 6.5 - Piattaforme offshore preesistenti ____________________________________ 118 6.6 - Strutture galleggianti e semi-sommerse _______________________________ 119 6.7 - Soluzioni alternative ______________________________________________ 120 6.8 - Un esempio d’indagine da satellite per l'offshore _______________________ 122

7 - L'economia dell'eolico ___________________________________________ 123 7.1 - Costi d'investimento ______________________________________________ 123 7.2 - Specificità e variabilità del costo d'investimento ________________________ 124 Sviluppo dell'iniziativa_______________________________________________________ 124 Installazione delle macchine eoliche ___________________________________________ 124 Opere accessorie e infrastrutture ______________________________________________ 125

7.3 - Esercizio, manutenzione e dismissione ________________________________ 126 Dismissione dell'impianto ____________________________________________________ 126

7.4 - Costo di produzione del kWh elettrico ________________________________ 127

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 INDICE 7.5 - Costi esterni _____________________________________________________ 128 7.6 - Ricavi dall'energia generata: il caso dell'Italia __________________________ 128 Cessione dell'elettricità alla rete_______________________________________________ 129 Certificati Verdi ____________________________________________________________ 130

7.7 - Il "Project Financing": strumento per finanziare le iniziative_______________ 131 7.8 - Eolico su scala ridotta______________________________________________ 133 7.9 - Analisi di redditività di un mini-impinanto (approfondimento) _____________ 134 Calcolo di Eyear _____________________________________________________________ 134 Calcolo del PB e NPV ________________________________________________________ 137 Calcolo dell’IRR ____________________________________________________________ 137 Considerazioni _____________________________________________________________ 137

8 - Il mercato internazionale ieri e oggi ________________________________ 139 8.1 - Mercato: situazione internazionale___________________________________ 139 Principali benefici __________________________________________________________ 139

8.2 - Gli incentivi a livello internazionale __________________________________ 140 8.3 - Barriere allo sviluppo del mercato ___________________________________ 141 Costi ____________________________________________________________________ 141 Politiche governative e stabilità di mercato ______________________________________ 142 Pianificazione di nuovi impianti _______________________________________________ 142 Limiti imposti dalla rete _____________________________________________________ 142 Risorse___________________________________________________________________ 142 Impatto ambientale ________________________________________________________ 142

8.4 - Tecnologia_______________________________________________________ 143 8.5 - Casi di successo __________________________________________________ 143 Germania_________________________________________________________________ 144 Danimarca ________________________________________________________________ 145 Spagna___________________________________________________________________ 146

9 - Prospettive future di mercato _____________________________________ 148 9.1 - Politiche nazionali ________________________________________________ 148 9.2 - Obiettivi a medio termine: offshore __________________________________ 151 9.3 - Il fabbisogno energetico e la risposta dell'energia eolica __________________ 152

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 INDICE

10 - Mercato ed economia dell'eolico in Italia ___________________________ 155 10.1 - La situazione nel nostro Paese______________________________________ 155 10.2 - Impianti in Italia _________________________________________________ 156 10.3 - Meccanismi di supporto in Italia ____________________________________ 158 10.4 - Sviluppo regionale e delle aree depresse _____________________________ 159 10.5 - Prospettive di sviluppo ___________________________________________ 160

11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia _______________________ 162 11.1 - La legislazione___________________________________________________ 162 11.2 - La legislazione regionale __________________________________________ 164 11.3 - Barriere e limitazioni _____________________________________________ 167 11.4 - Valutazione di impatto ambientale (V.I.A.) ___________________________ 169 Fasi della V.I.A. ____________________________________________________________ 170 Procedura di verifica di assoggettabilità (screening) _____________________________ 171 Procedura di delimitazione del campo d'indagine (scoping) _______________________ 171 Svolgimento di consultazioni _______________________________________________ 172 Procedura di valutazione dello S.I.A. e degli esiti delle consultazioni ________________ 172 Decisione e informazione sulla decisione ______________________________________ 174 Monitoraggio ambientale __________________________________________________ 174 Novità introdotte dal D.Lgs. 4/2008 ____________________________________________ 175 Novità introdotte dal D.Lgs. 128/2010 __________________________________________ 175

11.5 - Autorizzazioni per impianti onshore e offshore ________________________ 175

Bibliografia e fonti d’approfondimento ________________________________ 177

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 Premessa Chiave di lettura

Premessa Il testo si presenta come una panoramica generale, a carattere divulgativo, sulle caratteristiche del vento quale fonte di energia rinnovabile, sulle tecniche di rilevamento e di sfruttamento. L'approfondimento di tematiche riguardanti la progettazione, le nuove tecnologie, il mercato nazionale e internazionale, rendono il testo stesso idoneo alla consultazione da parte di figure che hanno specifici interessi nel campo delle energie rinnovabili. Nello specifico vengono trattati i seguenti argomenti: cenni sulle fonti energetiche rinnovabili; il vento e le sue caratteristiche; tecnologia eolica, macchine e sistemi; progettazione e realizzazione delle centrali eoliche; tecnologia offshore; economia dell'eolico; mercato nazionale e internazionale e prospettive future sviluppo; situazione generale e processi autorizzativi degli impianti in Italia. Il testo è rivolto in modo particolare a: funzionari tecnici e "decision makers", i quali troveranno informazioni sul vento come risorsa e sul mercato mondiale dell'energia eolica; progettisti, che potranno acquisire informazioni circa lo sviluppo di un progetto attraverso l'analisi delle caratteristiche del vento e dei siti di installazione degli impianti eolici; tecnici, che troveranno informazioni sulle tecnologie in generale e sull'attuale tecnologia WGT (Wind Generator Turbine). Il presente lavoro di studio si basa essenzialmente sul materiale didattico/divulgativo liberamente fornito dal Prof. Luciano PIRAZZI (ENEA) e da ABB - Asea Brown Boveri Ltd. Per maggiori informazioni v’invito a leggere la bibliografia riportata in coda. Come valore aggiunto alle mirabili fonti sopra citate, che sentitamente ringrazio, mi sono prodigato ad organizzare tutto il materiale reperito ampliando alcuni contenuti, soprattutto in merito a: compatibilità ambientale (pag. 72), sicurezza del lavoro (pag. 92), analisi di redditività (pag. 134), Valutazione di Impatto Ambientale (pag. 169) ed altri aspetti tecnici. Penso che il risultato raggiunto dia un’ampia visione d’insieme del settore eolico toccando tutti gli aspetti che vi concorrono. Ovviamente si rimanda a testi specifici per opportuni approfondimenti ed eventuali aggiornamenti. Detto ciò mi sembra palese dichiarare che quanto ivi riportato non è stato realizzato a fini di lucro ma solo per pura divulgazione tecnico-scientifica e quindi è severamente vietato ridistribuire tale lavoro, o parte di esso, per fini diversi da quelli prima indicati senza il consenso esplicito dei rispettivi autori e del sottoscritto. “Gratuitamente avete ricevuto, gratuitamente date” (Mt 10,8).

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 Premessa Chiave di lettura

Chiave di lettura A riguardo della “scottante” tematica circa la compatibilità ambientale, ivi giustamente approfondita, mi sembra opportuno concludere questa premessa con alcune riflessioni dell’ arch. Alessio Battistella, tratte liberamente dall’introduzione al suo libro “Trasformare il paesaggio. Energia eolica e nuova estetica del territorio” (© 2010, Edizioni Ambiente), che penso possano essere la giusta chiave di lettura al presente lavoro.

Gli impianti di energia rinnovabile, in particolare le centrali eoliche, sono in grado di costruire nuovi paesaggi con una forte dignità, rappresentativa dei valori della nostra epoca. A fronte delle forti resistenze attualmente in atto nei confronti dello sviluppo del settore eolico proprio per ragioni di incompatibilità ambientale, in particolare paesaggistica, bisogna realizzare che le centrali eoliche non solo sono in grado di integrarsi nel paesaggio, ma sono anche in grado di valorizzarlo, rivalutarlo e farsi portatrici di nuovi contenuti formali, simbolici ed estetici, rappresentativi dei luoghi e del tempo che le ospitano. Quindi, trattandosi di simboli che uniscono alla produzione la rappresentatività di una società, è lecito non cercare una progettazione che miri alla semplice mitigazione ma, al contrario, che dichiari i propri valori attraverso la ricerca formale che trova nell’architettura e nel paesaggismo le discipline di riferimento. In definitiva bisogna mettere in luce una semplice evidenza: un sistema come il territorio, per potersi evolvere, deve necessariamente trasformarsi e adeguarsi così ai nuovi contenuti che il trascorrere del tempo gli sottopone (per causa di forza maggiore). Trasformare è inteso come opportunità di innescare processi portatori di valori condivisi da una comunità. Il punto è come realizzare tali trasformazioni, come agire sul territorio e quale grado di trasformazione può tollerare uno specifico paesaggio. Lo sforzo che viene chiesto a chi progetta tali impianti va nella direzione di definire il come agire, in netta contrapposizione a un approccio che nega in modo aprioristico qualsiasi forma di azione e quindi di evoluzione.

Spero sinceramente che le precedenti riflessioni, nonché il presente lavoro, possano guidare tutti gli “addetti ai lavori” a giuste scelte nonché stimolare una piena accettazione sociale dell’eolico già da molti percepito piacevole e rilassante quanto un antico mulino a vento. Inoltre, mi sento di evidenziare alcune realtà ormai dimenticate che, a mio parere, rappresentano dei legittimi termini di paragone. Bisogna comprendere che il territorio

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 Premessa Chiave di lettura

contemporaneo risulta comunque alterato dall’uomo che, nella sua evoluzione socioeconomica, ha implicato nuovi bisogni. Basti pensare alle infrastrutture stradali (necessarie per rendere scorrevole la circolazione dei veicoli), ai punti d’ispezione dei metanodotti (per trasportare in sicurezza il gas naturale nelle nostre case), ai ripetitori di segnali di cella (affinché sia ottimale la ricezione dei nostri cellulari) e, ancor più, ai tralicci dell’alta tensione (che ci permettono di usufruire dell’energia elettrica)! Tutto ciò altera inevitabilmente il territorio originario ma nessuno si sognerebbe mai di voler abbattere queste strutture che ci consentono di condurre, rispetto ai nostri avi, una vita molto più confortevole alla quale siamo ormai troppo affezionati!

Inoltre, in questo periodo storico, il pianeta terra ci ricorda che i suoi “serbatoi” stanno per esaurirsi e la sua “salute” versa ormai in gravi condizioni (come dimostra il celeberrimo buco dell’ozono), quindi ci chiede di inquinare meno almeno nel modo in cui la legge prescrive! Come logica conseguenza a quanto detto siamo costretti ed obbligati moralmente ad accettare, ma con giusta ratio, le energie rinnovabili senza sterili puntualizzazioni! Il futuro é “rinnovabile”, basta volerlo!

Augurando una buona lettura, ricordo che è possibile segnalare eventuali errori/imprecisioni, o addirittura proporre integrazioni, attraverso i contatti riportati sul sito web nonché nel QR code in copertina. Grazie per la collaborazione.

Attilio Domenico Cardillo

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 1 - Le fonti rinnovabili di energia 1.1 - Cenni introduttivi

1 - Le fonti rinnovabili di energia Il presente capitolo contiene un'introduzione sulle fonti rinnovabili in generale e, in particolare, un approfondimento sull'origine storica e le caratteristiche dell’eolico.

1.1 - Cenni introduttivi Si definiscono fonti rinnovabili di energia quelle fonti che, a differenza dei combustibili fossili e nucleari destinati ad esaurirsi in un tempo finito, possono essere considerate virtualmente inesauribili. Esse comprendono tutte quelle forme che traggono origine dall'energia solare che investe la Terra. Queste sono: l'energia solare termica e fotovoltaica, l’energia idroelettrica, del vento e delle biomasse, delle onde e delle correnti marine. Sono inoltre considerate come tali l'energia geotermica presente in modo concentrato in alcuni sistemi profondi della crosta terrestre e l'energia dissipata sulle coste dalle maree, dovuta all'influenza gravitazionale della luna. Infine anche i rifiuti per il loro contenuto in biomassa, vengono considerati fonte di energia rinnovabile. Tutte le fonti di energia sul nostro pianeta hanno un'origine comune: l'irraggiamento solare. I combustibili fossili (carbone, petrolio, gas naturale) derivano dalla trasformazione di materiali organici, che, senza il processo di fotosintesi, che trae energia dall'irraggiamento della nostra Stella, non avrebbero potuto formarsi. L'energia idroelettrica, che sfrutta la caduta delle masse d'acqua, non esisterebbe in assenza del ciclo evaporativo dell'acqua, provocato dall'irraggiamento solare. Senza il Sole, non vi sarebbe il vento e quindi energia eolica. Tutte le fonti di energia sono a rigore rinnovabili, la differenza sta nella velocità con cui esse si riproducono: quelle fossili hanno bisogno di milioni di anni, le altre, che definiamo più propriamente rinnovabili, sono caratterizzate da una velocità e da una capacità di accumulo praticamente infinita.

1.2 - La scelta La crescita dei consumi energetici mondiali, la prospettiva di esaurimento del petrolio e la crisi del clima globale dovuta alle emissioni di gas serra per l’impiego dei combustibili fossili (carbone, petrolio e gas naturale), pongono il problema della ricerca di nuove fonti di energia pulita e abbondante.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 1 - Le fonti rinnovabili di energia 1.2 - La scelta

Il concetto che le fonti rinnovabili possono dare un rilevante contributo nel disegnare un nuovo percorso energetico “ambientalmente” sostenibile ha guadagnato nel corso degli anni molte posizioni, sia nell’opinione pubblica, sia tra gli esperti di problemi energetici. Le principali caratteristiche positive sono le seguenti: • la rinnovabilità cioè la capacità di fornire energia gratuita senza il pericolo di

esaurirsi nel tempo; • un potenziale sovrabbondante rispetto ai bisogni umani, parzialmente fruibile

mediante tecnologie di produzione affidabili; • produzione di energia pulita, praticamente esente da emissioni di gas serra; • modularità e facilità dell'uso.

Inoltre, la domanda elettrica mondiale cresce stabilmente al ritmo del 3% all’anno determinato dall’aumento della popolazione mondiale e dalle crescenti esigenze dei paesi in via di sviluppo. L’accesso a questo mercato è, e lo sarà sempre più negli anni a venire, determinato dalla competitività della tecnologia utilizzata, dalla sua affidabilità e dalla sua capacità di ridurre le emissioni dei gas inquinanti a parità di servizio reso: le fonti rinnovabili in tal senso sono naturalmente candidate a ricoprire questo ruolo in quanto producono, direttamente o indirettamente, energia elettrica.

Nel 1996 le fonti rinnovabili hanno contribuito per circa il 17% al soddisfacimento del fabbisogno di energia elettrica mondiale; nell’Unione Europea il dato scende a circa il 6%, mentre in Italia se si includono i grandi impianti idroelettrici è di circa il 20%.

Il fabbisogno energetico nazionale è di circa 173 Mtep/anno. Di questo, oltre l’80% viene soddisfatto con fonti fossili importate. Il contributo delle fonti rinnovabili, se si escludono i grandi impianti idroelettrici, è del 7,4%, pari a circa 12,8 Mtep di cui: 9,5 Mtep sono prodotti dai piccoli impianti idroelettrici, 1 Mtep da impianti geotermici e circa 2,15 Mtep dall’uso domestico delle biomasse per la produzione di calore, mentre, rispetto al potenziale sfruttabile e allo stato dell’arte a

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 1 - Le fonti rinnovabili di energia 1.3 - Origini storiche dell’eolico

livello internazionale, è ancora trascurabile il ricorso alle altre fonti rinnovabili (solare, eolico, biocombustibili, rifiuti, ecc.).

TEP (approfondimento) La tonnellata equivalente di petrolio (tep) rappresenta la quantità di energia rilasciata dalla combustione di una tonnellata di petrolio grezzo. Il valore è fissato convenzionalmente, dato che diverse varietà di petrolio posseggono diversi poteri calorifici e le convenzioni attualmente in uso sono più di una.

Questa unità di misura viene usata per rendere più maneggevoli le cifre relative a grandi valori di energia. L'energia liberata dalla combustione di una tonnellata di petrolio è più intuitiva dell'equivalente valore espresso in miliardi di joule.

L'italiana Autorità per l'energia elettrica e il gas, con la Delibera EEN 3/08 del 20/03/2008 (GU n. 100 del 29.4.08 - SO n.107), ha fissato il nuovo valore del fattore di conversione dei kWh in tonnellate equivalenti di petrolio connesso al meccanismo dei titoli di efficienza energetica in 0,187x10-3 tep/kWh, cioè:

1 MWh = 0,187 tep

1 tep = 5,348 MWh = 19,251 GJ

1 Mtep = 5,348 Twh = 19251 TJ 12

(Tera = 10 ) Tale valore viene perciò utilizzato nei calcoli di tep relativi alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (es. fotovoltaico, eolico).

1.3 - Origini storiche dell’eolico La prima forma di sfruttamento dell'energia eolica in energia meccanica si ha sin dall'antichità nella propulsione navale con l'utilizzo nelle vele delle navi sprovviste all'epoca dei moderni e comuni motori a scoppio.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 1 - Le fonti rinnovabili di energia 1.3 - Origini storiche dell’eolico

I primi mulini a vento europei trasportavano invece acqua o muovevano le macine per triturare i cereali; in particolare in Olanda erano utilizzati per pompare l'acqua dei polder (che sono delle parti di terra sotto il livello del mare), migliorando notevolmente il drenaggio dopo la costruzione delle dighe. I mulini olandesi erano i più grandi del tempo, divennero e rimasero il simbolo della nazione. Questi mulini erano formati da telai in legno sui quali era fissata la tela che formava così delle vele spinte in rotazione dal vento.

Nel corso del XIX secolo entrarono in funzione migliaia di mulini a vento sia in Europa, sia in America, soprattutto per scopi di irrigazione. In seguito, con l'invenzione delle macchine a vapore, vennero abbandonati per il costo del carbone, allora a buon mercato.

Negli anni settanta l'aumento dei costi energetici ha ridestato l'interesse per le macchine che utilizzano la forza del vento; così, molte nazioni hanno aumentato i fondi per la ricerca e lo sviluppo dell'energia eolica.

Tra il 2000 e il 2006, la capacità mondiale installata è quadruplicata. Nel 2005 la nuova potenza installata è stata di 11.000 MW, nel 2006 di 15.000 e nel 2007 di 20.000 MW. Nonostante la crisi economica, il 2008 è stato un anno record per l'energia eolica, con oltre 27.000 MW di nuova potenza installata in tutto il mondo. Da allora una grande crescita esponenziale ha portato ad avere già alla fine del 2008 una potenza cumulata totale di oltre 120 GW, producendo elettricità pari ad oltre l'1,5% del fabbisogno mondiale di energia, e si prevede che ogni tre anni si possa incrementare di 1 punto percentuale la copertura del fabbisogno mondiale di energia tramite questa fonte di energia.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 2 - L'energia del vento 2.1 - Come si forma il vento

2 - L'energia del vento Il capitolo fornisce una descrizione delle caratteristiche del vento e degli strumenti di analisi finalizzati allo sfruttamento dello stesso come fonte rinnovabile. A conclusione si discute l’espressione della potenza estratta dal vento così come calcolata secondo la teoria di Betz.

2.1 - Come si forma il vento La fonte eolica è dovuta al riscaldamento non uniforme da parte del sole della superficie terrestre. Nella rotazione intorno al sole, a causa dell’inclinazione dell'asse terrestre, esistono vaste zone del pianeta che sono maggiormente irraggiate rispetto ad altre, generando condizioni di differenza di temperatura tali da provocare lo spostamento di grandi masse d’aria. Le zone maggiormente irraggiate agiscono da fonte calda, mentre le zone meno irraggiate operano da fonte fredda, generando una sorta di gigantesco motore meteorologico globale, che dà origine allo spostamento di grandi masse d’aria nell’atmosfera terrestre. Da un punto di vista regionale l’energia inviata dal sole permette ai continenti ed in genere alle terre emerse di riscaldarsi più rapidamente dei mari e degli oceani circostanti e questo perché le terre emerse hanno una minore inerzia termica rispetto ai mari, dovuta essenzialmente al fatto che uno strato minore di terreno viene coinvolto in questo ciclo a differenza dello spessore delle acque degli oceani coinvolti ed al differente coefficiente di scambio termico. La differenza di temperatura che si crea tra l’aria sopra le terre emerse, che si riscalda di giorno più velocemente, e l’aria sopra gli oceani che rimane fredda ed umida, genera una differenza di pressione, la quale è più alta sui mari e più bassa sulle terre emerse. Da questa differenza di pressione nasce il vento. Molti fattori intervengono ad influenzare il movimento delle masse d'aria. Le zone di terra a maggiore insolazione si spostano per via della rotazione dell'asse terrestre che determina le stagioni: ciò rende ciclico l'irraggiamento e il riscaldamento della superficie terrestre. Sulla Terra si alternano superfici a differente capacità termica. Infine esiste un moto di accelerazione (definito accelerazione di Coriolis) a cui sono soggette le masse d'aria in movimento rispetto ad un sistema, la superficie terrestre, a sua volta dotata di movimento rotatorio. A tutto ciò si accompagnano caratteristiche peculiari locali, che possono creare un microclima che differisce non poco dalla situazione generale della regione considerata. È

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 2 - L'energia del vento 2.1 - Come si forma il vento

per questo motivo che è indispensabile che lo studio anemologico dei siti interessanti per l’installazione di centrali eoliche venga eseguito direttamente sul luogo con osservazioni accurate che durano normalmente più di un anno. Il vento può essere misurato in modo empirico con la scala Beaufort che suddivide la forza del vento in 12 gradi e ne stabilisce l’entità osservando i suoi effetti sull’ambiente circostante; un esempio sono l’altezza e la forma delle onde in mare, con le quali i marinai stabiliscono quale forza abbia il vento in quel momento. Il vento può essere misurato in modo meno soggettivo e più specifico, misurandone la velocità attraverso un anemometro.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 La misura della velocità del vento è molto importante, perché l’energia che se ne può estrarre dipende dal cubo della velocità stessa, come meglio spiegato nel paragrafo 2.4 Calcolo della potenza a pag. 16. È evidente, quindi, quanto influisca la minima variazione della velocità del vento sulla quantità di energia che si ottiene.

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Basi di Meteorologia (approfondimento) Il vento geostrofico Se consideriamo il moto rettilineo dell'aria nella libera atmosfera, cioè lontano dagli effetti di attrito con il suolo, allora le forze in gioco sono due: la forza del gradiente di pressione e la forza di Coriolis. La prima è dovuta alle variazioni di pressione. Se intuitivamente pensiamo ad un'alta pressione come ad una montagna e ad una bassa pressione come ad una buca, allora una pallina (la massa d'aria atmosferica) tenderà ovviamente a muoversi dall'alta pressione verso la bassa pressione. La forza di Coriolis è invece una forza, cosiddetta apparente, legata alla rotazione terrestre. E' proporzionale alla velocità del corpo in moto e agisce deviandolo, senza modificarne la velocità. Nell'emisfero nord la forza di Coriolis, massima ai poli, nulla all'equatore, devia un corpo verso destra, nell'emisfero sud a sinistra. Una massa d'aria che inizia a muoversi, sotto la spinta della forza di gradiente, da una zona di alta pressione, verso la bassa pressione, viene deviata verso destra. Le due forze in gioco si equilibreranno solo quando la massa d'aria arriverà a scorrere lungo le linee di uguale pressione, lasciando i valori alti di pressione alla sua destra. Siamo così in presenza del vento geostrofico (vedi figura). Analizzando una carta meteorologica in quota, si nota subito che le isobare sono per lo più curve, anziché rettilinee, quindi nella realtà entra in gioco anche una terza forza, la forza centrifuga. L'equilibrio che si raggiunge produce il vento di gradiente.

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Consideriamo il moto attorno ad un centro di bassa

pressione

che

avviene

in

senso

antiorario (ciclonico) in quanto la condizione di equilibrio vede la forza di gradiente diretta verso l'interno (va sempre dall'alta verso la bassa pressione), la forza di Coriolis, alla destra del moto, diretta verso l'esterno così come la forza centrifuga. Attorno ad un centro di alta pressione, il moto avverrà in senso orario

(anticiclonico)

a

seguito

del

bilanciamento della forza di gradiente e della forza centrifuga dirette verso l'esterno e della forza di Coriolis diretta verso l'interno. Se confrontiamo il vento geostrofico con il vento di gradiente, nel caso di circolazione ciclonica la forza centrifuga aiuta la forza di Coriolis nel bilanciare la forza del gradiente di pressione. Quindi rispetto al caso di isobare rettilinee (vento geostrofico), a parità di gradiente di pressione, è sufficiente una forza di Coriolis più debole. Essendo tale forza proporzionale alla velocità si conclude che attorno a un minimo la velocità del vento è inferiore al vento geostrofico (sub-geostrofica). Al contrario, nel caso di circolazione anticiclonica, la forza di Coriolis deve bilanciare da sola le altre due forze. Ne consegue che il moto avviene ad una velocità superiore a quella geostrofica (super-geostrofica). Quest'ultimo concetto è fondamentale nella ciclogenesi. Infatti, se si considerano una saccatura ed un promontorio in quota, per quanto detto sopra le correnti saranno più lente, dove la curvatura è ciclonica, più veloci in prossimità della curvatura anticiclonica. Quindi tra la saccatura e il promontorio c'e' un'accelerazione del vento dovuta al passaggio da velocità sub-geostrofica a velocità super-geostrofica, la quale produce divergenza. Tale divergenza richiama aria dagli strati sottostanti e si genera così un minimo al suolo dove si attiva una circolazione ciclonica. Convergenza, divergenza e vorticità Il flusso dell'aria in atmosfera non è costante, ma subisce continue accelerazioni e decelerazioni e non è neppure rettilineo. Se in un determinato volume di atmosfera giunge più aria di quanta non se ne vada, allora si avrà, all'interno di tale volume, un accumulo. In altre parole è in atto una convergenza. Analizzando i campi di vento (o le isoipse) si possono identificare aree di convergenza laddove si ha confluenza del flusso oppure dove

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 2 - L'energia del vento 2.1 - Come si forma il vento

il vento tende a rallentare nella direzione del moto (si pensi ad esempio alle automobili che raggiungono un casello e quindi rallentano; in tal modo tendono ad ammassarsi in uno spazio ristretto). Al contrario si avrà divergenza se l'aria che abbandona il volumetto di atmosfera è in quantità superiore a quella che vi entra. Questo succede quando il flusso è diffluente, oppure quando il vento aumenta di intensità nel verso del moto. Convergenza e divergenza sono assai importanti in quanto legati ai moti verticali. Consideriamo una zona vicino al suolo in cui vi sia convergenza. L'aria che giunge, non potendosi accumulare indefinitamente e non potendo muoversi verso il basso (a causa della presenza del suolo) inizierà a salire. I moti ascendenti arriveranno al più fino al limite della troposfera, dove la tropopausa stabile rappresenta un limite invalicabile. Qui si avrà divergenza orizzontale e l'aria si allontanerà dalla colonna di atmosfera considerata. Ma in questo modo, tramite i moti ascendenti, si avrà un calo di pressione al suolo che a sua volta genera convergenza, richiamando aria nei bassi strati. Lo stesso fenomeno si può vedere partendo da una divergenza in quota, la quale, sempre per conservazione della massa, richiama aria dai bassi strati. La risalita di aria produce un calo di pressione al suolo e conseguente convergenza. In questo modo alla convergenza o divergenza a grande scala è associato un moto verticale ascendente responsabile del maltempo. Si può fare il discorso inverso per moti verticali discendenti associati al tempo buono. La divergenza in quota legata alla corrente a getto è responsabile della formazione dei cicloni extratropicali La vorticità può essere intuitivamente vista come la rotazione, lo spin di un fluido. Per convenzione è positiva la vorticità di un fluido che ruota in senso antiorario (ciclonico), negativa se la rotazione avviene in senso orario (anticiclonico). La vorticità viene quindi individuata da isoipse curve e in tal caso è tanto maggiore quanto più è accentuata la curvatura. Inoltre si genera vorticità anche a causa di shear di vento, ovvero quando l'intensità del vento varia nella direzione perpendicolare al vento stesso (vedi figure). La somma di questi due contributi si chiama vorticità relativa. Un ultimo contributo alla vorticità è legato alla rotazione terrestre. Questo contributo, noto come vorticità planetaria, è massimo ai poli e nullo all'equatore. Una massa d'aria che si muove verso il

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 2 - L'energia del vento 2.2 - Campagna anemologica

polo nord aumenta la sua vorticità planetaria. Vorticità relativa e planetaria si sommano per dare la vorticità assoluta. Nel caso di un ciclone, la vorticità è generata sia dal flusso che ruota in senso antiorario, sia dal fatto che il vento aumenta di intensità allontanandosi dal centro, quindi generando uno shear che produce vorticità positiva. Il contrario avviene negli anticicloni. Vorticità, convergenza, divergenza e moti verticali fanno parte dello stesso meccanismo dinamico alla base dei moti in atmosfera. Infatti quando si ha convergenza al suolo (ad esempio dovuta alla divergenza in quota come visto prima o al riscaldamento dell'aria vicino al suolo che produce un calo di pressione) a causa della forza di Coriolis il flusso viene deviato verso destra. Ne consegue che laddove ci sia convergenza il moto venga ad avere una rotazione antioraria, ovvero vorticità ciclonica (positiva). A questa circolazione è associato poi un moto verticale ascendente. Ecco spiegato quindi, in modo semplice, la dinamica di un ciclone. Al contrario, nel caso di divergenza al suolo, la forza di Coriolis produrrà vorticità anticiclonica (negativa), si avranno moti verticali discendenti e convergenza nell'alta atmosfera.

2.2 - Campagna anemologica Uno degli strumenti di analisi delle caratteristiche dei venti che spazzano una determinata zona del pianeta è costituito dalla campagna anemologica. Questa ha una durata complessiva mai inferiore ad un anno e si effettua generalmente al fine di verificare l'idoneità di un'area a produrre energia da fonte eolica. Lo strumento che serve per ottenere dati attendibili è la torre anemologica, che di norma dovrebbe essere alta almeno due terzi della turbina che si intende installare e registrare l’intensità del vento e la sua direzione sia in cima che ad altezze intermedie. In tal modo è possibile determinare il profilo di velocità al variare della quota. Oltre agli anemometri, si utilizzano banderuole per rilevare le direzioni dei venti e sensori di temperatura. Questi ultimi servono per identificare le condizioni con potenziale formazione di ghiaccio e conseguente alterazione delle misure. I sensori trasmettono i segnali ad un datalogger che li trasforma in grandezze fisiche e calcola valori statistici dei segnali da memorizzare. I dati statistici, salvati su schede di memoria o trasmessi con tecnologia GPRS/UMTS/GSM, comprendono di solito velocità media, velocità massima, deviazione standard della velocità, la media di direzione e temperatura. È possibile calcolare la resa energetica di una zona grazie a programmi che correggono le rilevazioni anemometriche eseguite in loco mediante dei set di modelli

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 2 - L'energia del vento 2.3 - Un fattore determinante: la rugositĂ

numerici predefiniti: mediante questi ultimi è possibile stabilire il regime della ventosità locale intorno alla stazione anemometrica con una certa affidabilità. I risultati sono molto attendibili e di conseguenza utilissimi al fine di capire quale sia la configurazione ottimale che potrebbe avere una fattoria del vento per ottenere piÚ energia, oppure quanto influisca, positivamente o negativamente, una variazione nella disposizione delle macchine sulla resa annuale dell’impianto, qualora una modifica di tale disposizione si renda necessaria per diminuire l’impatto visivo dell’impianto nell’ambiente.

2.3 - Un fattore determinante: la rugosità Un primo effetto determinante sul flusso del vento è quello derivante dal tipo di copertura del terreno sul territorio, fattore che, oltre a condizionare come si vedrà la possibilità fisica di installare aerogeneratori, influenza considerevolmente l'andamento della velocità nello strato limite superficiale. Nel caso piÚ semplice di terreno piatto, si osserva che la velocità del vento aumenta in generale con l'altezza con un tasso di crescita che dipende dal grado di scabrosità macroscopica del suolo. Per questi aspetti le caratteristiche del terreno vengono rappresentate con un parametro, z0 (m), detto "lunghezza di rugosità" (roughness length). Il valore della lunghezza di rugosità per una determinata superficie di territorio viene normalmente attribuito in base ad una classificazione predefinita, frutto di esperienze di lunga data. CosÏ ad esempio un'area urbana sarà caratterizzata da un valore di circa 1 m, una prateria con erba bassa e qualche cespuglio da un valore di circa 0,03 m, una superficie innevata liscia da un valore di circa 0,0005 m. La lunghezza di rugosità riassume in sÊ l'informazione essenziale nell'ambito della teoria che descrive la crescita della velocità con l’altezza V(z) attraverso la legge logaritmica:

 

        

dove u* è la velocità d'attrito, costante nello strato limite superficiale, k è la costante di von Karman (pari a 0,4), z è l'altezza dal suolo. Attraverso questa legge, valida in condizioni di atmosfera stabile (ipotesi generalmente accettata in condizioni di vento piuttosto sostenuto) si può apprezzare l'effetto della rugosità del terreno osservando i profili della figura che rappresentano, al variare dell'altezza dal suolo e per diversi valori di lunghezza di rugosità, l’andamento della

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 2 - L'energia del vento 2.3 - Un fattore determinante: la rugosità

velocità del vento espressa in percentuale del valore prefissato in alta quota (in questo caso 1000 m). Le diverse rugosità determinano una diversa interazione tra il flusso del vento ed il terreno e quindi una diversa legge di variazione della velocità con la quota.

Velocità del vento, in percentuale del valore in alta quota, al variare dell'altezza dal suolo e per diversi valori di lunghezza di rugosità (in metri).

Un altro effetto determinante è quello dei rilievi montuosi. E' ben noto che il vento subisce un'accelerazione sulle sommità di creste montuose o collinari, effetto che si combina con l'incremento della velocità dovuto all'altezza. Il profilo della velocità del vento risulta perciò generalmente alterato rispetto alla legge logaritmica sopra descritta.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 2 - L'energia del vento 2.4 - Calcolo della potenza

2.4 - Calcolo della potenza Ăˆ noto che una massa d'aria di densitĂ Ď che si muove con velocitĂ  istantanea v attraverso un'area A, posta ortogonalmente alla direzione della velocitĂ , rende disponibile, secondo la teoria di Betz (successivamente trattata), una potenza pari a:



   

Se Ď Ă¨ data in kg/m3, v in m/s, A in m2, allora P risulta espresso in watt. La densitĂ corrispondente ai valori standard di pressione e temperatura vale Ď = 1.22 kg /m3. cp, il coefficiente di potenza, dipende dalle caratteristiche e dalle condizioni operative della macchina. Nell’impatto del vento con l’aerogeneratore si verifica una diminuzione di velocitĂ  e, quindi, di energia cinetica, con un trasferimento di energia sul rotore. Nel rotore l’energia cinetica si trasforma in energia rotazionale che a sua volta è trasmessa ad un sistema meccanico o, nella maggior parte dei casi, elettrico, trasformandosi in energia meccanica ed elettrica, determinando la tipica curva di potenza:

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 2 - L'energia del vento 2.4 - Calcolo della potenza

Teoria di Betz Si consideri il seguente schema dove si evidenziano le due sezioni di riferimento a monte (1) ed a valle (2) del aerogeneratore.

2 1

Le ipotesi alla base della presente teoria sono le seguenti: 1. Concetto di tubo di flusso: il tubo di corrente che attraversa il disco attuatore non interagisca con la restante porzione di fluido che lo circonda. 2. In ogni sezione del tubo di flusso sussista una distribuzione di velocità permanente, uniforme e monodimensionale lungo l'asse. Il rallentamento di vena sul disco attuatore è distribuito uniformemente sulla sezione del disco. 3. Nelle sezioni infinitamente a monte e a valle si possa ritenere una situazione fluidodinamica indisturbata dalla presenza della macchina, ovvero sussista la pressione atmosferica dell'ambiente esterno, proprio come nella condizione di getto libero. 4. Il flusso eolico non incontri ostacoli oltre la turbina, nÊ sopravento nÊ sottovento. 5. Il vento sia stazionario e di intensità costante con la quota. 6. Non ci siano effetti di rotazione della vena a causa dell' "estrazione" di quantità di moto. 7. Si trascuri la comprimibilità dell'aria, cioè la densità sia ritenuta costante. La vena fluida, caratterizzata da una velocità v1, raggiunge le pale del rotore. LÏ essa viene rallentata fino al raggiungimento di una velocità v2. Naturalmente nel passaggio da 1 a 2 deve valere l'equazione di continuità della portata massica , per cui si può scrivere (supponendo costante la densità per l'ipotesi 7):  ¡  ¡    ¡  ¡   ! Deve essere verificata anche l'equazione di conservazione della quantità di moto per cui: % # ¡ %& F è la forza (orizzontale) esercitata dal flusso sulla macchina (da intendersi come media #  ! ¡  # $  #   "

temporale della forza nell'arco di una rivoluzione completa del rotore. A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 2 - L'energia del vento 2.4 - Calcolo della potenza

La potenza è dunque:   " ¡    ¡ ! ¡  $  

Equazione a

Facendo, tra entrata ed uscita, un bilancio dell'energia cinetica associata alla vena fluida si trova la potenza ceduta:  !

 ' 

Equazione b

ma, poichÊ le potenze trovate dalle equazioni [a] e [b] devono coincidere, si ricava:    ¡ ! ¡  $    !

 $  

Ponendo v la velocitĂ media fra ingresso ed uscita pari a  

 ( 

ossia considerando Il

rallentamento per metĂ nel tratto di corrente a monte e per metĂ  nel tratto di corrente a valle del disco attuatore possiamo definire il fattore di interferenza come:   $  )$   

Quindi si ottiene:     $ ) e, per definizione di v,     $ )

Equazione c

Il fattore a rappresenta la misura in cui il flusso viene rallentato a monte della turbina (al massimo a=0.5 quando si ha il blocco del flusso alla sezione 2). Sostituendo la [c] nella [b] si ottiene la potenza estraibile da un flusso eolico secondo la teoria di Betz: 

 



  ¡ *) $ ) 

! ¡  ¡ *) $ )

e considerando che +!  , ¡ - ¡ .  , ¡ -/ 1 $ 1  ¡ . si ottiene:

Imponendo l'annullamento della derivata prima di P rispetto ad a si può trovare l'interferenza ottimale (l'interferenza per cui si ha l'estrazione della massima potenza): 23 1  0 5 1677  91  1 â&#x20AC;Ś ;<  ;1 =<=. 21 3 Si può definire un coefficiente di prestazione: 1C D , ¡ - E ¡ . ¡ 41 ¡ 1 $ 1 G 3 /  2  41 ¡ 1 $ 1 G ?  1 3@A C2 ¡ , ¡ -/E ¡ . che, per a=1/3, assume un valore massimo pari a: 16/27 ~ 0.59 che viene comunemente chiamato â&#x20AC;&#x153;Limite di Betzâ&#x20AC;? ed esprime il seguente concetto fondamentale: â&#x20AC;&#x153;La massima potenza che si può estrarre, in via teorica, da una corrente dâ&#x20AC;&#x2122;aria con un aerogeneratore ideale, non può superare il 59% della potenza disponibile del vento incidenteâ&#x20AC;?.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 2 - L'energia del vento 2.4 - Calcolo della potenza

In definitiva la potenza associata alla vena fluida assume la seguente espressione finale giĂ discussa in precedenza:



     I J $ %   H

dove abbiamo esplicitato lâ&#x20AC;&#x2122;espressione di A in funzione di D e d ossia i diametri del rotore corrispondenti rispettivamente allâ&#x20AC;&#x2122;estremitĂ della pala (tip) ed al punto di attacco allâ&#x20AC;&#x2122;hub. Inoltre, il valore massimo della potenza ottenibile, come dimostrato, per a=1/3 vale:



)K



H   M IJ  L L

In maniera analoga la forza che tende a ribaltare la macchina è: "

  ¡ *) $ ) 

e il coefficiente di resistenza della macchina è: 1C D , ¡ - G ¡ . ¡ 41 ¡ 1 $ 1  PQ/CE O / 1 $ 1  RSSST 0.89~X % N   2  41 ¡ 1C ¡ , ¡ - G ¡ . O@A / 2 che permette di esprimere sinteticamente la forza scambiata dallâ&#x20AC;&#x2122;aria con il rotore come:

"

  Z   IZ J $ %   H

Inoltre, il valore della forza ottenibile a massima potenza, ossia per a=1/3, vale:

",

)K



*   M IJ  X X

Ovviamente tutte le espressioni finali cosĂŹ ottenute in realtĂ vanno moltiplicate per i rendimenti meccanici del rotore e rendimenti elettrici del generatore per offrire i valori di progetto.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.1 - Gli impianti eolici

3 - La tecnologia eolica Il presente capitolo propone una panoramica sulla tecnologia legata all'energia eolica: partendo da una classificazione degli impianti eolici e delle loro caratteristiche, si passa ad approfondire i singoli componenti nonché gli aspetti legati alle tecnologie, quali potenza e velocità delle macchine. Dopo avere illustrato l'esempio dell'aerogeneratore della Leitner, il capitolo descrive aspetti legati alla distribuzione e all'alimentazione delle utenze attraverso la connessione alla rete elettrica.

3.1 - Gli impianti eolici La captazione dell'energia eolica si attua mediante macchine (impianti) costituiti da elementi mobili, pale, che raccolgono l'energia cinetica della massa d'aria in movimento e la trasformano nel movimento rotatorio dell'asse di un rotore; l'insieme pale-rotore costituisce l'aeromotore. L'asse di questo ultimo trasmette l'energia raccolta all'asse primario di un gruppo di ingranaggi, moltiplicatore di giri. Questo ha la funzione di determinare sull'asse secondario una velocità di rotazione adatta a pilotare un alternatore. Il generatore elettrico realizza, infine la conversione dell'energia associata al movimento rotatorio dell'aeromotore in energia elettrica da immettere nella rete di trasmissione. L'insieme

costituito dall'aeromotore, dal

moltiplicatore di giri, dal generatore elettrico e dai relativi sistemi di controllo, freni e limitatori di velocità, trasforma l'energia eolica in energia elettrica e viene denominato "aerogeneratore". Classificazione degli impianti in base alle loro applicazioni Gli impianti eolici vengono suddivisi e classificati in base alle applicazioni alle quali sono destinati. Queste sono: • produzione di energia elettrica per utenze isolate o allacciamento alla rete

elettrica di bassa tensione: si effettua con aerogeneratori generalmente singoli e di piccola taglia (<100 kW). La generazione di elettricità può essere abbinata, nei sistemi ibridi, ad altre fonti di energia quali mini idraulica, fotovoltaico e convenzionale (diesel). Nel caso di utenze isolate è prevedibile l’uso di accumulo elettrico o di pompaggio dell’acqua. Il mercato di questa tipologia di macchine è in continua espansione sia nei paesi sviluppati che nei paesi in via di sviluppo.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.2 - I componenti

• produzione e vendita di energia elettrica: si effettua con aerogeneratori di

potenza compresa tra 500 kW – 3.000 kW collegati singolarmente o in più unità (centrali eoliche) alla rete elettrica di media-alta tensione. Questa costituisce l'applicazione preminente a livello mondiale, che ha contribuito in modo determinante all’evoluzione tecnologica del settore, all’abbattimento dei costi e allo sviluppo commerciale, con rilevanti benefici ambientali. Lo sfruttamento della risorsa ha luogo in generale in ambiente terrestre, ma sta assumendo un ruolo sempre più rilevante la tecnologia offshore che prevede l’installazione della macchine in ambiente marino.

3.2 - I componenti Nelle macchine eoliche possiamo individuare i seguenti sottosistemi che maggiormente ne influenzano le prestazioni e che hanno subìto una notevole evoluzione: • il rotore • il sottosistema elettrico (generatore/convertitore) • l’elettronica di controllo

Schema d’insieme di un aerogeneratore

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.2 - I componenti

PiĂš nello specifico, i principali componenti che costituiscono un aerogeneratore ad asse orizzontale sono quelli indicati nella seguente figura.

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13.

14. 15. 16. 17. 18.

pala; supporto della pala; attuatore dellâ&#x20AC;&#x2122;angolo di Pitch; mozzo; ogiva; supporto principale; albero principale; luci di segnalazione aerea; moltiplicatore di giri; dispositivi idraulici di raffreddamento; freni meccanici; generatore; convertitore di potenza e dispositivi elettrici di controllo, di protezione e sezionamento; trasformatore; anemometri; struttura della navicella; torre di sostegno; organo di azionamento per lâ&#x20AC;&#x2122;imbardata.

Il convertitore ed il trasformatore possono essere inseriti direttamente nella navicella come illustrato in figura, oppure essere posizionati alla basse della torre. Lâ&#x20AC;&#x2122;installazione del trasformatore nella navicella consente un bilanciamento del peso del rotore, mentre il posizionamento alla base permetta di ridurre le dimensioni ed il peso della navicella. In termini di costi, la percentuale sul costo totale dei diversi componenti si suddivide come indicato nella grafico a torta. Si riportano di seguito due modelli 3D di aerogeneratori Vestas.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.2 - I componenti

V52 - 850 kW 1. Anemometro ad ultrasuoni - 2. Argano di servizio - 3. Sistema di raffreddamento generatore elettrico - 4. Generatore con sistema Optispeedâ&#x201E;˘ - 5. Attuatore di passo - 6. Sistema di raffreddamento moltiplicatore - 7. Moltiplicatore di giri - 8. Albero lento - 9. Sistema di variazione del passo - 10. Mozzo - 11. Cuscinetto pala - 12. Pala

V80 - 2.0 MW 1. Hub controller - 2. Pitch cylinder - 3. Main shaft - 4. Oil cooler - 5. Gearbox - 6. VMP-Top control with converter - 7. Parking break - 8. Service crane - 9. Transformer - 10. Blade hub - 11. Blade bearing - 12. Blade - 13. Rotor lock system - 14. Hydraulic unit - 15. Hydraulic shrink disc - 16. Yaw ring - 17. Machine foundation 18. Yaw gears - 19. Optispeedâ&#x201E;˘-generator - 20. Generator cooler

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.2 - I componenti

Il rotore: pale e mozzo Le pale sono i componenti interagenti con il vento e sono progettate con un profilo tale da massimizzare l’efficienza aerodinamica. Nella successiva figura è rappresenta la forma tipica di una pala e le sue sezioni trasversali: la pala si avvolge con un angolo complessivo di circa 25° tra l’inizio e l’estremità.

Poiché le forze aerodinamiche variano col quadrato della velocità relativa, crescono rapidamente con la distanza dal mozzo ed è quindi importante progettare la porzione della pala vicino all’estremità al fine di avere una buona portanza ed una bassa resistenza aerodinamica. La sezione della pala è piuttosto elevata per ottenere l’elevata rigidità necessaria per resistere ai carichi meccanici variabili agenti nel normale funzionamento che contribuiscono a determinare l’usura della pala stessa. Il vento infatti esercita una forza non costante, sia per le fluttuazioni dovute alla turbolenza, sia per la maggior velocità in funzione dell’altitudine; inoltre, durante la rotazione, una pala collocata in posizione elevata è sottoposta a un vento più intenso rispetto ad una collocata più in basso, con conseguenti fluttuazioni di carico che si ripetono ad ogni rotazione; infine la forza centrifuga dovuta alla rotazione esercita una trazione sulle diverse sezioni della pala ed il peso della pala stessa crea un momento flettente sulla base in modo alternato ad ogni rotazione. Le pale sono realizzate con materiali leggeri, quali i materiali plastici rinforzati in fibra, con buone proprietà di resistenza all’usura. Le fibre sono in genere di vetro o alluminio per le pale di aerogeneratori medio-piccoli, mentre per le pale più grandi vengono utilizzate le fibre di carbonio nelle parti in cui si manifestano i carichi più critici.

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Le fibre sono inglobate in una matrice di poliestere, resina epossidica o a base di vinilestere costituenti due gusci uniti insieme e rinforzati da una matrice interna. La superficie esterna della pala viene ricoperta con uno strato levigato di gel colorato, al fine di prevenire l’invecchiamento del materiale composito a causa della radiazione ultravioletta. In funzione della tecnologia impiegata dal costruttore, le pale possono essere dotate di elementi aggiuntivi, quali i regolatori di stallo per stabilizzare il flusso d’aria, i generatori di vortice per aumentare la portanza o alette d’estremità per ridurre la perdita di portanza e il rumore. Poiché la principale causa di avaria è rappresentata dai fulmini, viene adottata una protezione attraverso l’installazione di conduttori, sia sulla superficie che all’interno della pala. Le pale e il mozzo centrale (che insieme costituiscono il rotore) sono montati sulla navicella tramite un’apposita flangia di cuscinetti. Il mozzo in una turbina eolica è il componente all’albero

che

connette

le

pale

principale trasmettendo ad

esso la potenza estratta dal vento ed ingloba i meccanismi di regolazione dell’angolo di Pitch (vedi Forze di portanza e di resistenza a pag. 36). Il mozzo è solitamente di acciaio o di ferro a grafite sferoidale ed è protetto esternamente da un involucro di forma ovale chiamato ogiva. Ci sono tre tipi principali di mozzo (vedi figura): •

rigido;

oscillante (teetering);

per pale incernierate.

Il mozzo rigido è progettato per mantenere le principali parti che lo costituiscono in posizione fissa rispetto all’albero principale. L’angolo di Pitch delle pale può comunque essere variato, ma non è consentito alcun altro movimento. È di fatto il tipo più utilizzato nei rotori a tre o più pale. Il mozzo rigido deve possedere una robustezza tale da sopportare i carichi dinamici trasmessi dalle pale e dovuti alle operazioni d’imbardata.

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Il mozzo oscillante è utilizzato in quasi tutte le turbine a due pale ed è invece progettato per ridurre i carichi aerodinamici sbilanciati trasmessi all’albero tipici dei rotori bipala, consentendo al rotore di oscillare di alcuni gradi rispetto alla direzione perpendicolare all’asse di rotazione dell’albero principale. Il mozzo oscillante è stato principalmente abbinato a turbine con angolo di Pitch fisso, ma può anche essere utilizzato su turbine ad angolo variabile. Anche la progettazione del sistema di regolazione di Pitch è più complessa poiché i relativi meccanismi e quadri elettrici di manovra/protezione si trovano sulla parte mobile rispetto all’albero principale. Infine il mozzo per pale incernierate è, per certi versi, una via di mezzo tra i primi due modelli ed è di fatto un mozzo rigido con vincoli a cerniera per le pale ed utilizzato dalle turbine sottovento per ridurre i carichi eccessivi durante i forti venti. Moltiplicatore di giri Spesso viene posto sull’albero di trasmissione un moltiplicatore di giri ad uno o più stadi tra il rotore che estrae energia cinetica dal vento e la converte in energia meccanica di rotazione ed il generatore elettrico che converte l’energia meccanica disponibile in energia elettrica. Il moltiplicatore di giri ha lo scopo di incrementare la velocità di rotazione del rotore per adattarla ai valori richiesti dai generatori convenzionali infatti, in alcuni casi, ingloba anche i cuscinetti di supporto dell’albero di trasmissione, specie nelle turbine in cui l’albero di trasmissione sia di lunghezza limitata (in alcune turbine il rapporto del moltiplicatore può superare 1:100). Il moltiplicatore di giri è formato da una o più coppie di ingranaggi di tipo epicicloidale o ad assi paralleli ad uno o più stadi (figura a lato). Lo sviluppo negli ultimi anni di alternatori con interposto un convertitore ha reso possibile la costruzione di alcuni modelli di aerogeneratori privi di moltiplicatore. Difatti quest’ultimo è una sorgente di rumore ed uno degli elementi che richiede maggior manutenzione e che può causare perdite di efficienza dell’aerogeneratore. Pertanto l’assenza del moltiplicatore comporta una semplificazione rilevante della parte meccanica e consente una riduzione della dimensione e della massa della navicella.

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Freni Quasi tutte le turbine montano dei freni meccanici lungo l’albero di trasmissione, in aggiunta al freno aerodinamico. In molti casi i freni meccanici sono in grado di arrestare il rotore in condizioni meteorologiche avverse, oltre che svolgere la funzione di “freni di stazionamento” per impedire che il rotore si ponga in rotazione quando la turbina non è in servizio. Comunemente sono due i tipi di freni meccanici utilizzati: •

freni a disco;

freni a frizione.

I freni a disco funzionano in modo simile a quelli delle automobili: un disco metallico è fissato all’albero che deve essere frenato. Durante la fase di frenatura delle pinze ad azionamento idraulico premono delle pastiglie contro il disco, creando una coppia frenante opposta a quella motrice (figura a lato). I freni a frizione consistono in almeno un piatto di pressione ed un piatto di frizione. L’azionamento di questo tipo di freni è normalmente attuato attraverso delle molle che esercitano un’opportuna pressione, mentre vengono rilasciati mediante aria compressa o un fluido idraulico. I freni meccanici possono essere posizionati sia sul lato a bassa velocità, sia su quello ad alta velocità del moltiplicatore di giri. Tuttavia occorre tener presente che se installati sul lato a bassa velocità devono essere in grado di esercitare una coppia frenante maggiore, mentre se installati sul lato ad alta velocità agiscono necessariamente attraverso il moltiplicatore di giri velocizzando potenzialmente il suo invecchiamento ed inoltre, nel caso in cui il moltiplicatore sia guasto i freni sul lato alta velocità potrebbero essere esclusi e non in grado di frenare il rotore. Inoltre la qualità del materiale dei dischi del freno montati sull’albero ad alta velocità è più critica per l’intensità delle forze centrifughe che si sviluppano. I freni progettati per arrestare il rotore devono essere in grado di esercitare una coppia frenante maggiore di quella massima che ci si aspetta sia originata dal rotore, con tempi di arresto solitamente inferiori a 5s ed in grado di funzionare anche in caso di guasto alla loro alimentazione di energia esterna. Devono inoltre essere in grado di mantenere il

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rotore nella posizione di arresto completo per le condizioni di vento definite per almeno 1 ora dalla loro attivazione (IEC 61400-1). Generatore elettrico Generatore asincrono È essenzialmente un motore trifase ad induzione caratterizzato da una velocità di sincronismo che dipende dal numero di poli e dalla frequenza di rete. Se la coppia meccanica agente sull’albero rotore è motrice anziché resistente e fa aumentare la velocità di rotazione fino a superare la velocità di sincronismo, la macchina elettrica asincrona passa dal funzionamento come motore a quello come generatore immettendo energia elettrica in rete. La differenza relativa tra la velocità di sincronismo e la velocità effettiva di rotazione è chiamata scorrimento (s) che nel funzionamento da generatore diventa quindi negativo. Nei generatori asincroni usuali con rotore a gabbia di scoiattolo (rotore in cortocircuito), lo scorrimento è di circa l’1% cosicché tali dispositivi sono di fatto considerati a velocità di rotazione costante. Infatti, la velocità di rotazione dell’albero principale, varia da zero alla velocità nominale di dimensionamento in funzione della velocità del vento incidente, ma non può essere controllata e variata volontariamente da un sistema di controllo come accade per i sistemi a velocità variabile. La corrente di magnetizzazione dello statore, la quale crea il campo magnetico rotante al traferro, è fornita dalla rete stessa. Inoltre tale generatore consuma una certa quantità di potenza reattiva, la quale deve essere fornita da sistemi compensatori quali i condensatori. Quando una raffica di vento colpisce una turbina eolica dotata di un generatore asincrono a rotore in cortocircuito, poiché la velocità di rotazione è costante, si ha una repentina variazione della coppia e la conseguente rapida variazione della potenza erogata; se la potenza di cortocircuito della rete a cui l’aerogeneratore è connesso è bassa, possono pertanto verificarsi delle fluttuazioni di tensione sui dispositivi elettrici collegati in prossimità, fluttuazioni che possono creare malfunzionamenti dei dispositivi stessi. Inoltre si può assistere alla variazione rapida del flusso luminoso emesso dalle lampade elettriche, che genera quel fastidioso “sfarfallio” noto come flicker. Anche per tale motivo la ricerca si è spinta verso la realizzazione di sistemi a velocità variabile che consentono inoltre di ridurre gli “strappi di coppia” sul rotore e di far funzionare lo stesso nel punto di massima efficienza aerodinamica su un ampio range di velocità del vento.

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Infatti, per una data velocità del vento, si può variare la velocità di rotazione al fine di massimizzare l’efficienza aerodinamica delle pale. Soluzioni a velocità variabile realizzate con generatori ad induzione si realizzano interponendo tra lo statore del generatore con rotore gabbia di scoiattolo e la rete un convertitore di frequenza o utilizzando un generatore asincrono a rotore avvolto ad anelli il cui rotore è alimentato da una corrente alternata indipendente, fornita da un convertitore di frequenza: in tal modo la velocità di sincronismo è funzione della differenza tra la frequenza di rete e la frequenza della corrente rotorica. Si può raggiungere così una variazione di velocità del 30%. Generatore sincrono In questo tipo di generatore, chiamato anche alternatore, il rotore è costituito da un elettromagnete a corrente continua o da magneti permanenti. La frequenza della tensione indotta sullo statore (e quindi della corrente prodotta) è direttamente proporzionale alla velocità di rotazione del rotore. Per consentire un funzionamento a velocità variabile, si interpone tra alternatore e rete un convertitore di frequenza che trasforma dapprima la corrente a frequenza variabile (in funzione della velocità del rotore e quindi del vento) in uscita dal generatore in corrente continua mediante un raddrizzatore elettronico e successivamente riconverte la corrente continua in corrente alternata a frequenza di rete tramite un inverter. Così facendo si svincola la frequenza della corrente generata dalla frequenza di rete, il che può portare anche all’abolizione del moltiplicatore di giri. Grazie al motore sincrono ed al convertitore di frequenza, quando la forza del vento aumenta improvvisamente, il rotore è lasciato libero di accelerare per alcuni secondi: l’incremento di velocità di rotazione accumula energia cinetica nel rotore stesso e consente un’erogazione costante di potenza. Viceversa quando il vento cala, l’energia immagazzinata nel rotore viene rilasciata nel rallentamento del rotore stesso. Trasformatore La potenza elettrica in uscita dal generatore è generalmente in bassa tensione e deve essere convertita in media tensione attraverso un trasformatore per ridurre le perdite di trasmissione mediante l’allacciamento alla rete di distribuzione in media tensione. Il trasformatore è installato nella navicella o alla base della torre. I cavi elettrici di collegamento tra la navicella e la base della torre formano un anello al di sotto della navicella stessa al fine di consentire i movimenti d’imbardata.

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Tali movimenti vengono monitorati e, se la rotazione è eccessiva, la gondola viene imbardata in senso opposto per evitare l’aggrovigliamento dei cavi. Tali

cavi

devono

avere

una

lunghezza

maggiorata

tale

da

consentire

all’aerogeneratore di effettuare fino a tre giri completi per l’allineamento. Sistema d’imbardata La navicella viene fatta ruotare sulla sommità della torre da un sistema di controllo d’imbardata e di movimentazione attivo costituito da attuatori elettrici e relativi riduttori (figura a lato), per far sì che il rotore sia sempre trasversale al vento. La direzione e velocità del vento vengono monitorati continuativamente da sensori collegati sul tetto della navicella. In genere il rotore viene posizionato secondo la direzione media del vento, calcolati sui 10min dal sistema di controllo della turbina. Per le turbine ad asse orizzontale con rotore sottovento non sono necessari sistemi d’imbardata, poiché la turbina si auto orienta intrinsecamente seguendo la direzione del vento come una banderuola. Le turbine sopravento hanno invece o una pinna posteriore d’orientamento (turbine medio-piccole) o un controllo attivo d’imbardata, pertanto la torre di sostegno deve essere adeguatamente dimensionata anche per resistere ai carichi torsionali risultanti dall’uso di sistemi d’imbardata. Torre Sono due i principali tipi di torri utilizzate per le turbine ad asse orizzontale (figura a lato): •

a traliccio;

tubolari.

Le prime turbine eoliche erano installate su torri a traliccio ed erano usualmente utilizzate fino alla metà degli anni ’80. Le turbine odierne sono per la maggior parte di tipo tubolare perché presentano diversi vantaggi rispetto a quelle a traliccio: in particolare le torri tubolari non necessitano di numerose connessioni tramite bulloni che devono poi essere controllate

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.2 - I componenti

periodicamente; forniscono un’area protetta per l’accesso alla turbina e la salita sulla navicella più sicura ed agevole tramite scala interna o ascensore nelle turbine più grandi; inoltre sono esteticamente più piacevoli e riducono l’impatto sull’avifauna rispetto ai tralicci. Esiste un terzo tipo di torre, la torre a tiranti (figura a lato) ma è poco utilizzata per gli impianti in media-grossa potenza. L’altezza della torre dipende dal regime di vento del sito d’installazione. Negli impianti on-shore la navicella è collocata generalmente ad un’altezza pari a 1 o 1.2 volte il diametro del rotore, mentre negli impianti off-shore ad un’altezza pari a 0.8 volte il diametro del rotore. Le torri tubolari sono usualmente costruite in acciaio laminato, anche se alcune sono in cemento; hanno forma conica, con il diametro alla base maggiore di quello alla sommità in cui è posta la navicella. Le diverse sezioni sono collegate e vincolate tra loro da flange imbullonate. Tali tipi di torri creano una notevole scia sottovento ed è per questo che nella maggior parte delle turbine il rotore è posto sopravento. Inoltre sono strutture molto visibili e pertanto non devono mostrare segni di corrosione per diversi anni: a tal fine deve essere scelto un rivestimento adeguato. Le torri sono infisse nel terreno mediante fondazioni costituite in genere da plinti di cemento armato collocati ad una certa profondità. Sistemi di controllo e di protezione/sezionamento È inutile sottolineare quanto si sia evoluta e diffusa l’elettronica negli ultimi 20 anni e di quanto si siano abbattuti i prezzi. Il sistema di controllo di una moderna turbina eolica è costituito fondamentalmente da un microprocessore a cui arrivano le informazioni da tutta una serie di sensori piazzati in vari punti della macchina. Attraverso queste informazioni il software di supervisione di controllo è in grado di monitorare continuamente il funzionamento delle macchine che possono e devono normalmente girare senza l’intervento umano. Nelle macchine a controllo di passo è inoltre in grado di regolare la potenza entro i limiti prestabiliti e nelle macchine a velocità variabile regola anche il funzionamento del gruppo generatore/convertitore. Una serie di allarmi, relativi ad anomalie varie, segnala poi alle squadre di manutenzione quali sono gli

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.3 - Tipologie delle macchine eoliche

interventi da effettuare. Molti dei moderni sistemi di controllo sono già equipaggiati con le necessarie uscite per collegamenti remoti con sistemi centralizzati in grado di monitorare intere centrali eoliche. Tali sistemi costituiscono di fatto il “cervello” della turbina eolica e forniscono la logica di controllo, per comandare le procedure di avviamento ed arresto della turbina stessa e per assicurare che la turbina operi entro determinati parametri di funzionamento prestabiliti, proteggendo in particolare il rotore dalle sovra-velocità e le diverse parti del circuito elettrico dalle sovracorrenti e dalle sovratensioni. La logica di controllo è usualmente programmata in un PLC (Programmable Logic Controller). In particolare i sistemi di protezione/sezionamento disconnettono la turbina dalla rete in caso di malfunzionamento e consentono quindi il corretto funzionamento delle altre turbine eoliche in una centrale eolica. Dispositivi ausiliari I principali dispositivi ausiliari montati all’interno della navicella comprendono un dispositivo idraulico per lubrificare il moltiplicatore di giri o le altre parti meccaniche e scambiatori di calore per il raffreddamento dell’olio e del generatore, ivi compresi pompe e ventilatori. Sulla sommità della navicella sono installati anemometri e banderuole per il controllo della turbina, luci di segnalazione per gli aerei ed un’eventuale piattaforma di supporto per la discesa da elicottero (per l’accesso alle turbine off-shore). Per migliorare l’affidabilità dell’aerogeneratore vengono impiegati diversi sensori che monitorano lo stato dei vari componenti e segnalano eventuali malfunzionamenti che necessitano di operazioni di manutenzione. Ciò è particolarmente critico per gli impianti eolici in mare, ai quali non è facile accedere.

3.3 - Tipologie delle macchine eoliche Le macchine eoliche sono classificabili in diversa maniera in funzione della tipologia di energia sfruttata, della posizione dell'asse di rotazione, della taglia di potenza, del numero di pale etc. Si hanno così macchine in funzione:      

dell'energia sfruttata della posizione dell'asse di rotazione della taglia di potenza della velocità del rotore del numero di pale del tipo di regolazione di potenza A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.3 - Tipologie delle macchine eoliche

In funzione dell'energia sfruttata • aeromotori - effettuano la trasformazione dell'energia meccanica del vento in

energia meccanica dell'asse di rotazione e tramite una catena puramente cinematica movimentano materiali (aeropompe), macinano e frantumano materiali (mulini) e azionano macchine operatrici in genere come motori primi eolici; • aerogeneratori - effettuano la conversione dell'energia meccanica del vento in

energia elettrica continua o alternata; sono le macchine eoliche per definizione ed, in genere, quelle più significative sono ad asse orizzontale oppure ad asse verticale, in genere, del tipo Darrieus (la versione Giromill deriva dal Darrieus); possono essere isolati o in cluster e ancora essere collegati ad utenze isolate, piccole reti locali (in genere in sistema integrato con motori diesel) o alle reti regionali e nazionali; possono alimentare direttamente macchine operatrici azionate da motori elettrici;

In funzione della posizione dell'asse di rotazione • ad asse orizzontale (HAWT = Horizontal Axis Wind Turbine) • ad asse esattamente orizzontale • ad asse inclinato sull'orizzontale (esiste il solo rotore Poulsen) • ad asse verticale (VAWT = Vertical Axis Wind Turbine) • Rotori Darrieus • Rotori Savonius • Rotori Giromill • macchine di difficile catalogazione (del tipo ad ala battente e a tapis roulant)

In funzione della taglia di potenza • di piccola taglia (rotore di D<20 m e P< 100 kW) • di media taglia (rotore di 20<D<50 m e 100<P< 800 kW) • di taglia intermedia (rotore di D50 m, o poco più, e 800<P< 1000 kW) • di grande taglia (rotore di D>50 m e P> 1000 kW) (si hanno esempi di macchine da

3000 kW)

In funzione della velocità del rotore • lento (multipala o mulino americano) • veloce (con poche pale, in genere fino a 4)

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In funzione del numero di pale • multipala (ad elevata solidità o mulino americano) • a bassa solidità (da 1 a 3-4 pale al massimo)

in funzione del tipo di regolazione di potenza • controllo di passo • controllo per stallo

Altre variabili utili alla classificazione riguardano per esempio la tipologia della torre (metallica tubolare o a traliccio, in cemento) ed il tipo di progetto delle macchine soft o hard in funzione della rigidezza del rotore, ma riguardano in genere le macchine ad asse orizzontale.

Esiste oggi una ulteriore classificazione in macchine a velocità variabile o a velocità fissa ed, inoltre, in funzione del tipo di generatore elettrico: • sincrono • asincrono • a magneti permanenti

In questa ultima ripartizione esistono macchine che posseggono due generatori e macchine con generatori a numero di coppie polari variabile.

Infine esistono macchine dotate di inverter e macchine che ne sono prive.

Dal punto di vista della linea d’assi le macchine possono, inoltre, essere con o senza moltiplicatore del numero di giri.

3.4 - Tecnologie Una caratteristica rilevante di un aerogeneratore è rappresentata dalla modalità di rotazione del rotore, che può essere a velocità fissa oppure variabile. All’inizio della diffusione commerciale dell’eolico, le macchine installate erano a velocità fissa. Tale configurazione è presente anche al giorno d’oggi, ma in misura sempre più ridotta.

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Cenni di teoria palare Forze generate dal vento Le turbine possono essere a “portanza” o a “resistenza” in funzione di quale sia la forza generata dal vento e sfruttata come “forza motrice”. Per capire il principio di funzionamento di un aerogeneratore facciamo riferimento alle turbine attualmente più diffuse, ossia quelle a “portanza” (ossia ad asse orizzontale); in esse, rispetto a quelle a “resistenza” (ossia ad asse verticale), il vento scorre su entrambe le facce della pala, che presentano profili geometrici differenti, creando così in corrispondenza della superficie superiore una zona di depressione rispetto alla pressione sulla faccia inferiore. Il profilo alare della pala eolica determina una velocità differente della vena fluida che lambisce la superficie superiore rispetto alla velocità della vena fluida che scorre lungo la superficie inferiore. Tale differenza di velocità è all’origine della variazione di pressione che produce sulla superficie della pala eolica una forza chiamata portanza aerodinamica, analogamente a quanto accade per le ali degli aerei. La portanza sulle ali di un aereo è in grado di sollevarlo da terra e di sostenerlo in volo, mentre

in un

aerogeneratore, poiché le pale sono vincolate a terra, determina la rotazione attorno all’asse mozzo. Contemporaneamente si genera una forza di resistenza che si oppone al moto ed è perpendicolare alla portanza. Nelle turbine correttamente progettate, il rapporto portanza-resistenza è elevato nel campo del normale funzionamento. Un aerogeneratore richiede una velocità minima del vento (cut-in) di 3-5 m/s ed eroga la potenza di progetto ad una velocità del vento di 12-14 m/s. A velocità elevate, generalmente superiori a 25 m/s (cut-off) la turbina viene arrestata dal sistema frenante per ragioni di sicurezza. Il blocco può avvenire con veri e propri freni meccanici che arrestano il rotore o, per le pale ad inclinazione variabile “nascondendo” le stesse al vento mettendole nella cosiddetta posizione a “bandiera”, in cui la corda del profilo della pala è parallela all’albero del rotore con il bordo d’attacco rivolto nella direzione del vento. In tal posizione il carico aerodinamico sulle pale viene ridotto al minimo.

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Analisi aerodinamica della pala La pala è essenzialmente un’ala su cui agiscono due flussi d’aria dipendenti da: 1. Vento che entra nel tubo di flusso con velocità V1 parallela all’asse della turbina; 2. Rotazione della pala stessa che crea una componente di velocità di trascinamento Vt perpendicolare alla velocità precedente. Assumendo la componente 1 uguale nella sezione del tubo di flusso, ad una distanza r dal mozzo la componente 2 vale: \\\\]&  $^ \\] ·r  Dove Ω è la velocità angolare di rotazione del rotore [rad/s]. Pertanto la velocità complessiva del flusso d’aria che lambisce la pala (nel sistema di riferimento solidale con la pala stessa) è data dalla somma vettoriale delle due componenti ossia: \]  \\\\] _ \\\\]&  Il cui modulo vale:   ` _ &  ` _ ^ · Z Come si può notare la velocità del flusso d’aria incidente sulla pala aumenta all’aumentare della velocità di rotazione della stessa. Forze di portanza e di resistenza L’effetto del flusso d’aria risultante (V) sul profilo alare della pala è la creazione di due forze aerodinamiche definite come in figura: • forza

di

portanza

Fp

perpendicolare

alla

direzione del flusso d’aria risultante • forza di resistenza Fr parallela alla direzione del flusso d’aria risultante dove: α angolo di attacco o incidenza, che è lo scostamento angolare tra la direzione del flusso d’aria risultante e la corda massima della sezione della pala;

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β angolo di Pitch, che è lo scostamento angolare tra il piano di rotazione dellâ&#x20AC;&#x2122;asse della pala e la corda massima della sezione della stessa; δ = Îą + β angolo di costruzione. Come in ogni altro profilo alare, anche nelle pale eoliche minore è la forza di resistenza rispetto alla forza di portanza, maggiore è lâ&#x20AC;&#x2122;efficienza dellâ&#x20AC;&#x2122;ala definita come E = Ca/Cb. La portanza e la resistenza si esprimono rispettivamente mediante le formule:  ¡ a ¡  ¡  ¡   )  "Z  ¡ ab ¡  ¡  ¡  

" 

dove: V è la velocitĂ apparente del vento incidente sul profilo alare della pala; Ď Ă¨ la densitĂ  dellâ&#x20AC;&#x2122;aria; A è la superficie della pala; Ca è il coefficiente di portanza; Cb è il coefficiente di resistenza. Nella

figura

a

fianco

sono

rappresentati gli andamenti dei due coefficienti Ca e Cb in

funzione

dellâ&#x20AC;&#x2122;angolo di attacco. Nella condizione di stallo lâ&#x20AC;&#x2122;efficienza E del profilo alare si riduce sensibilmente ed il comportamento aerodinamico diventa instabile con la formazione di una scia turbolenta. Come si può notare dalla figura il coefficiente di portanza Ca è circa proporzionale allâ&#x20AC;&#x2122;angolo di attacco per valori dello stesso minori di 15° ed, a differenza del coefficiente di resistenza Cb, il coefficiente di portanza può divenire negativo con la conseguenza che la forza di portanza può cambiare verso (deportanza). Scomponendo le forze di portanza e resistenza rispettivamente lungo la direzione perpendicolare e parallela allâ&#x20AC;&#x2122;asse della turbina si ottengono (vedi penultima figura): â&#x20AC;˘

la componente di forza motrice Fm utile ai fini della generazione di coppia (= n° pale x Fm x distanza dal mozzo) allâ&#x20AC;&#x2122;albero principale "  " ¡ cde f $ "Z ¡ g c f;

â&#x20AC;˘

la componente di forza assiale Fa, che non genera coppia utile ma sollecita il sostegno del rotore ")  " · g c f _ "Z · cde f.

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Tip Speed Ratio (TSR) Le caratteristiche aerodinamiche di una pala sono solitamente assegnate mediante il legame TSR-Cp (vedi figura). Il TSR (Tip Speed Ratio), identificato con il parametro λ, è definito come il rapporto tra la velocità tangenziale all’estremità delle pale e la velocità del vento in ingresso al tubo di flusso: hij k l 

& ^ · j   

F U GA

STALLO

dove R è il raggio del rotore.

Per una data pala, il legame λ-Cp dipende dall’angolo di Pitch. Mantenendo costante l’angolo di Pitch, si possono fare le seguenti considerazioni:  esiste un unico valore di TSR per cui l’efficienza di conversione è massima (Cp,max) dipendentemente dal tipo di pala;  al variare della velocità del vento V1 occorre variare volutamente la velocità di rotazione delle pale se si vuole mantenere il TSR costante e pari al valore per cui si ha Cp,max;  per valori bassi di TSR si ha una riduzione della portanza ed un aumento della resistenza fino al raggiungimento dello stallo;  per valori alti diTSR si ha una riduzione sia della portanza che della resistenza in una condizione detta “di fuga” ossia per valori elevati di TSR, le pale ruotano così velocemente che di fatto costituiscono una parete rispetto al vento incidente, che

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quindi la scavalca anziché attraversarla con il conseguente annullamento della potenza estratta;  il TSR ottimale dipende dal numero di pale n e minore è il numero di pale, più velocemente devono ruotare le pale stesse per estrarre la massima potenza dal vento (TSR aumenta);  la forma della curva del legame TSR-Cp dipende dal tipo di turbina (vedi figura).

Vengono

definite

“turbine

veloci”, le turbine con un elevato valore ottimale di TSR, mentre “turbine lente”, le turbine con un TSR ottimale basso. Nella tabella a fianco, con una velocità del vento di 7m/s, sono riportati i valori di velocità tangenziale periferica e angolare (calcolati con la definizione di TSR) per diversi tipi di turbine, valori determinati mediante i relativi TSR ottimali riportati nella precedente figura. Come si può notare dai valori in tabella, le turbine ad asse orizzontale sono turbine veloci, poiché hanno un’elevata velocità tangenziale periferica, pur avendo una velocità angolare ridotta dato il raggio del rotore tipicamente molto maggiore di quello delle turbine ad asse verticale. Al fine di massimizzare l’energia annua prodotta il coefficiente di potenza Cp dovrebbe essere mantenuto al suo valore massimo durante il funzionamento dell’aerogeneratore per più tempo possibile, anche al variare della velocità del vento. Pertanto la velocità di rotazione del rotore dovrebbe variare per mantenere il TSR al valore che massimizza il Cp. Nella successiva figura sono indicate le curve di potenza

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.4 - Tecnologie

prodotta in funzione della velocità del rotore ed aventi come parametro la velocità del vento: per massimizzare la produzione energetica la turbina dovrebbe ruotare ad una velocità a cui corrisponde il valore massimo di potenza per ogni velocità del vento nel sito d’installazione.

Nella successiva figura sono messe a confronto, in funzione della velocità del vento, la curva della potenza disponibile della vena fluida, la curva ideale del limite teorico di Betz della potenza massima estraibile e le curve reali della potenza generata in una turbina a controllo passivo dello stallo ad a regolazione dell’angolo di Pitch. Come si può notare, mediante il controllo di tale angolo, una volta raggiunta la potenza nominale del generatore elettrico, è possibile mantenerla molto prossima a tale valore fino alla velocità di cut-off.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.5 - Sistemi di regolazione

3.5 - Sistemi di regolazione Modello meccanico della turbina Una tipica turbina eolica può essere

schematizzata

in

modo

semplificato attraverso un modello meccanico comprendente una massa rotante ad elevato momento d’inerzia che rappresenta il rotore ed una massa rotante che rappresenta il generatore, collegate dall’albero di rotazione (figura a lato). A questo modello meccanico sono applicate la coppia aerodinamica agente sul rotore, la coppia elettromagnetica agente sul generatore e l’eventuale coppia applicata all’albero dai freni meccanici. Al di sotto della velocità nominale del vento, i sistemi di controllo e di regolazione agiscono per massimizzare la coppia aerodinamica (e quindi la potenza estratta), mentre al di sopra della velocità nominale i sistemi di controllo modulano tale coppia per mantenere la velocità di rotazione entro limiti accettabili. Nelle turbine progettate per funzionare con velocità di rotazione fissa, la coppia del generatore varia in funzione della coppia aerodinamica e l’unico metodo per controllare la coppia del generatore (e quindi la potenza in uscita) è agire regolando la coppia aerodinamica stessa. Nelle turbine a velocità di rotazione variabile invece la coppia del generatore può essere variata indipendentemente dalla coppia aerodinamica, pertanto la velocità di rotazione del rotore può essere controllata sia agendo sulla coppia aerodinamica che sulla coppia del generatore con la risultante accelerazione o decelerazione del rotore. La variazione della coppia del generatore è effettuata mediante l’interposizione di un convertitore elettronico di potenza che regola fase e frequenza della corrente circolante negli avvolgimenti del generatore. Controllo della coppia aerodinamica La coppia aerodinamica può essere regolata agendo sulla geometria del rotore, il che modifica i valori di portanza e di resistenza e di conseguenza della coppia motrice aerodinamica.

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La variazione di geometria del rotore può essere effettuata regolando l’angolo di Pitch lungo tutta l’estensione della pala o cambiando la geometria di solo una porzione di pala. Come verrà meglio specificato nel seguito, la regolazione dell’angolo di Pitch può essere attuata sia per diminuire che per aumentare l’angolo di attacco verso lo stallo. Il controllo dell’angolo di Pitch può essere effettuato in modo individuale, in cui l’angolo di Pitch di ciascuna pala è regolato indipendentemente da tutti gli altri, oppure in modo collettivo in cui tutte le pale sono mosse di un angolo identico, in modo ciclico, in cui l’angolo di Pitch di ogni pala è il medesimo di quelli delle pale allo stesso angolo di Azimut. La prima metodologia presenta il vantaggio di fornire più sistemi di frenatura aerodinamici indipendenti per il controllo della velocità, ma ha lo svantaggio di richiedere un controllo molto preciso del calettamento su ogni pala al fine di evitare differenze inaccettabili dell’angolo durante il normale funzionamento. Per cambiare la geometria di una porzione di pala possono essere utilizzati dei flaps lungo la pala stessa che riducono la portanza ed aumentano le resistenza sulla la loro superficie. Possono essere anche impiegati dei flaps all’estremità della pala che aggiungono una coppia di verso contrario a quella motrice del rotore, oppure degli spoilers che “disturbano” il flusso d’aria laminare attorno alla pala variando portanza e resistenza.

Recentemente sono stati studiati anche metodi per variare l’aerodinamica lungo la pala in risposta a variazioni locali del flusso d’aria, attraverso sistemi “smart” quali l’utilizzo di getti d’aria per migliorare “l’attaccamento” del flusso d’aria alla superficie della pala. Strategie di controllo Generalmente gli obiettivi delle strategie di controllo di una turbina eolica sono: • • • •

massimizzare la produzione energetica mantenendo il funzionamento dei diversi componenti della turbina entro i limiti di velocità e di carico; prevenire i carichi estremi, inclusi carichi transitori elevati e carichi che possono causare risonanza e minimizzare le sollecitazioni a fatica; fornire un’adeguata qualità della potenza immessa in rete; garantire il funzionamento sicuro della turbina.

Tali obiettivi sono influenzati dal regime di funzionamento della turbina: difatti per velocità del vento inferiori a quella nominale lo scopo principale è di massimizzare l’energia prodotta operando nel punto di massima efficienza della pala, mentre per velocità superiori l’obiettivo è in particolare la limitazione della potenza prodotta mantenendola prossima al valore nominale. Una tipica strategia di controllo in funzione

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della velocità del vento per turbine a velocità di rotazione fissa o variabile ed a regolazione passiva dello stallo o attiva dell’angolo di Pitch è illustrata nella seguente figura.

Come verrà meglio descritto nei paragrafi seguenti, le turbine a velocità fissa ed a regolazione passiva dello stallo solitamente non hanno possibilità di controllo attivo, se non utilizzando freni meccanici sull’albero principale oppure connettendo e sconnettendo il generatore alla rete. Le turbine a velocità fissa ed a regolazione dell’angolo di Pitch utilizzano la variazione attiva di tale angolo per l’avviamento e per il controllo della potenza prodotta al di sopra della velocità del vento nominale. Le turbine a velocità variabile utilizzano tipicamente il controllo dell’angolo di Pitch, se disponibile, al di sopra della velocità del vento nominale per limitare la velocità di rotazione delle pale, mentre utilizzano il controllo della coppia del generatore su tutto il range di funzionamento dell’aerogeneratore. Anche la modalità d’avviamento della turbina eolica dipende dai sistemi di controllo disponibili. Le turbine a velocità fissa ed a regolazione passiva dello stallo non possono

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fare affidamento all’aerodinamica per accelerare il rotore, pertanto l’avviamento è effettuato connettendo il generatore ad induzione alla rete avviandolo come motore fino alla velocità di funzionamento. Le turbine a velocità fissa ed a regolazione dell’angolo di Pitch variano attivamente l’angolo per avere una coppia aerodinamica che accelera il rotore fino alla velocità di funzionamento nominale e quindi il generatore viene connesso alla rete. Mentre le turbine a velocità variabile utilizzano le stesse modalità di avviamento di quelle a velocità fissa ma con il generatore connesso alla rete tramite un convertitore di potenza. Turbine a velocità di rotazione fissa Agli inizi degli anni ’90 le turbine eoliche installate erano per lo più operanti a velocità fissa. Ciò significa che indipendentemente dal regime di velocità del vento incidente, il rotore ruota praticamente a velocità fissa determinata dalla frequenza della rete, dal rapporto del moltiplicatori di giri e dal numero di poli del generatore elettrico. Le turbine a velocità fissa sono equipaggiate con un motore ad induzione (usualmente a gabbia di scoiattolo) direttamente connesso alla rete, con un soft-starter per ridurre la corrente di avviamento ed un banco di condensatori per la compensazione della potenza reattiva. Questi tipi di turbine sono progettate massima

per

raggiungere

efficienza

ad

la una

determinata velocità del vento (vedi immagine a lato). Tuttavia, allo scopo di incrementare la potenza estratta dalla vena fluida, i generatori ad induzione di alcune turbine a velocità fissa hanno due avvolgimenti statorici, di cui uno con un numero di poli più elevato per operare a bassi regimi ventosi, mentre l’altro con un numero di poli inferiore al primo per raggiungere il regime di funzionamento a medie-alte velocità del vento. Questi aerogeneratori hanno il vantaggio di essere costruttivamente semplici, robusti, affidabili e con costi dei macchinari elettrici non elevati. Per contro consumano potenza reattiva, hanno elevati stress meccanici e limitati controlli della qualità della potenza immessa in rete. Ogni fluttuazione della velocità del vento determina una fluttuazione della coppia meccanica che si ripercuote in una fluttuazione della potenza immessa in rete,

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che, nelle reti a basso livello di potenza di cortocircuito, causa una fluttuazione della tensione con effetti negativi per le utenze allacciate in parallelo e può arrecare disagio alle persone dovuto alla possibile generazione del fenomeno di flicker, ossia una fastidiosa variazione del flusso luminoso emesso dalle lampade. Regolazione passiva dello stallo Prendendo in considerazione una turbina eolica che ruota a velocità costante, al crescere della velocità del vento incidente aumenta l’angolo di attacco delle pale. Oltre una certa velocità il flusso d’aria inizia a distaccarsi dalla superficie esterna delle pale, creando il cosiddetto fenomeno dello stallo. Tale fenomeno si presenta inizialmente in prossimità del mozzo e progredisce verso l’estremità della pala all’aumentare della velocità del vento, fornendo un meccanismo automatico passivo di regolazione della potenza. Questo tipo di regolazione era ampiamente utilizzata nelle prime turbine eoliche commercializzate dotate di generatori asincroni generalmente con tre pale ad angolo di Pitch fisso, mozzo rigido e progettate per avere il TSR ottimale a basse velocità del vento. In questi tipi di turbine, quando i freni meccanici vengono rilasciati, il rotore si porta in rotazione alla velocità di funzionamento e poi il generatore asincrono è connesso alla rete, oppure il rotore viene avviato tramite il generatore stesso (funzionante come motore asincrono) fino alla velocità di funzionamento. Tuttavia il metodo dello stallo passivo presentava problemi quali vibrazioni, instabilità, difficoltà nella previsione sia dell’entrata in stallo, sia del ritorno al flusso laminare. Regolazione passiva dello stallo a due velocità Alcune turbine erano dotate di generatori asincroni a due velocità con i quali era possibile regolare parzialmente l’entrata in stallo, mitigando l’effetto della variazione di velocità del vento. Questo sistema di regolazione è comunque incluso nei sistemi a velocità fissa, poiché non è un vero sistema a velocità variabile anche se la turbina funziona come macchina fissa a due velocità prestabilite. I guadagni di energia sono solamente del 2-3%, ma il funzionamento a due velocità è talvolta ritenuto utile da considerazioni legate al rumore complessivo prodotto dalla turbina eolica. La regolazione a due velocità presenta alcuni svantaggi: •

costo supplementare del generatore;

quadro comandi supplementare con servizio di manutenzione suppletivo;

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controllo della velocità della turbina richiesto ad ogni singola velocità;

perdita di energia mentre il generatore è disconnesso durante il cambio di velocità.

Regolazione dell’angolo di Pitch Quando la velocità del vento diventa eccessiva, il rotore viene fermato aumentando l’angolo di Pitch fino alla “messa in bandiera” (il carico aerodinamico sulle pale viene in tal modo ridotto al minimo). Al crescere della velocità del vento, si può ridurre l’angolo di Pitch anziché aumentarlo allo scopo di causare intenzionalmente lo stallo. Con questo metodo l’ampiezza di rotazione delle pale necessaria per regolare la potenza è inferiore a quella per metterle in bandiera (sono richieste minime variazioni di 0 ÷ -4°), cosicché teoricamente la regolazione impiega minor tempo ma il controllo della potenza diventa poi arduo con la pala in stallo. Alle alte velocità del vento il valor medio della potenza estratta è mantenuto prossimo al valore della potenza nominale del generatore. Mentre al di sotto della potenza nominale l’angolo di Pitch è generalmente mantenuto fisso per limitare l’usura del meccanismo di regolazione: ciò riduce l’efficienza della turbina ma migliora l’affidabilità complessiva del sistema. Turbine a velocità di rotazione variabile Negli ultimi anni le turbine a velocità variabile sono diventate i principali tipi di turbine installate. Tali turbine sono progettate per raggiungere la massima efficienza aerodinamica su un ampio intervallo di velocità del vento. Difatti, con il funzionamento a velocità variabile è possibile adattare continuamente (accelerando o decelerando) la velocità di rotazione delle pale alla velocità del vento, mantenendo così costante il TSR al valore ottimale (vedi figura). Contrariamente ai sistemi a velocità fissa, i sistemi a velocità variabile mantengono costante la coppia elettromagnetica e le fluttuazioni di velocità del vento vengo assorbite dalla variazione di velocità del rotore. Il sistema elettrico è più complesso rispetto ai sistemi a velocità fissa e tipicamente sono presenti generatori sincroni o asincroni connessi alla rete tramite un convertitore di potenza che controlla la velocità del rotore.

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I sistemi a velocità variabile presentano un certo numero di vantaggi: •

incremento della potenza estratta dal vento in termini di maggior efficienza;

la ridotta velocità del rotore alle basse velocità del vento comporta una riduzione del rumore aerodinamico generato; ciò è significativo con venti bassi in quanto il rumore ambientale non è in grado di mascherare il rumore della turbina;

miglioramento della qualità della potenza immessa in rete per smorzamento delle fluttuazioni della coppia motrice;

riduzione degli stress meccanici sulla turbina.

Tuttavia tali sistemi hanno lo svantaggio di avere maggiori perdite di potenza per la presenza del convertitore e maggiori costi dei macchinari elettrici compreso il convertitore stesso. Regolazione passiva dello stallo Le turbine a velocità variabile con regolazione passiva dello stallo sono state oggetto di ricerca in Europa e negli Stati Uniti, ma non hanno avuto uno sviluppo commerciale ed una diffusione. Sono turbine controllate mediante l’elettronica di potenza che regola la coppia elettromagnetica del generatore. Utilizzando la coppia del generatore per regolare la velocità del rotore, la turbina può funzionare nel punto con TSR ottimale entro i limiti costruttivi di funzionamento del generatore e rotore. Quando la massima velocità di dimensionamento del rotore viene raggiunta, la turbina opera a velocità costante con la regolazione passiva dello stallo. Se la velocità del vento aumenta ulteriormente e la potenza estratta supera la potenza nominale del generatore, la turbina opera a potenza costante regolando la velocità del rotore per limitare la potenza estratta dal vento aumentando quindi lo stallo e diminuendo di conseguenza l’efficienza. Regolazione dell’angolo di Pitch Questi sistemi hanno due possibilità di controllare il funzionamento della turbina: attraverso il controllo della coppia del generatore e mediante la variazione dell’angolo di Pitch. Per velocità del vento moderate, queste turbine funzionano usualmente a Pitch costante con velocità variabile del rotore, attraverso il controllo della coppia, per mantenere il TSR al valore ottimale. All’aumentare della velocità del vento, il rotore raggiunge generalmente la sua velocità nominale prima che sia raggiunta la potenza nominale, pertanto la velocità di rotazione deve essere mantenuta costante con la conseguente fluttuazione della potenza d’uscita.

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Quando viene raggiunta la potenza nominale, l’azione combinata sulla coppia del generatore e sull’angolo di Pitch viene utilizzata per controllare sia la potenza in uscita mantenendola al valore nominale Pn, sia per controllare la velocità del rotore e mantenerla entro limiti accettabile nell’intorno della velocità nominale (vedi figura).

Inoltre durante le raffiche di vento, la potenza generata è mantenuta costante mentre la velocità del rotore aumenta. L’aumento transitorio di energia del vento viene accumulato come incremento dell’energia cinetica del rotore. Al contrario se la velocità del vento crolla improvvisamente, la riduzione della coppia aerodinamica fa decelerare il rotore e la potenza generata viene mantenuta comunque costante attraverso l’energia cinetica accumulate nel rotore. Se la velocità del vento si mantiene elevata, l’angolo di Pitch viene variato per ridurre l’efficienza aerodinamica (e con essa la coppia aerodinamica) con il risultato di ridurre la velocità del rotore. In tal modo la potenza in uscita può essere controllata in modo più accurato ed il meccanismo di controllo dell’angolo di Pitch può essere a risposta più lenta e smorzata di quello utilizzato nei sistemi a velocità fissa. Nella figura successiva è rappresentato lo schema logico di controllo di questi tipi di turbine. Si può notare come la velocità istantanea del rotore viene confrontata sia con la velocità nominale, sia con la curva velocità-potenza del generatore al Cp,max. Se la velocità istantanea è maggiore di quella nominale viene attuato il controllo di Pitch per ridurre la

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.5 - Sistemi di regolazione

velocità e mantenerla il più possibile prossima alla velocità nominale. Dal confronto con la curva si ottiene la potenza desiderata, la quale, limitata superiormente dalla potenza nominale del generatore, viene confrontata con la potenza attuale erogata. Si agisce quindi sul convertitore per controllare la coppia di generatore al fine di raggiungere la potenza desiderata o di limitarla alla potenza nominale.

Nella tabella seguente sono messe a confronto le principali caratteristiche dei sistemi di controllo dell’angolo di Pitch e dello stallo.

Turbine a velocità limitatamente variabile Un approccio per sfruttare, seppur in modo limitato, i vantaggi dei sistemi a velocità variabile senza tutti i relativi costi è l’utilizzo dei generatori ad induzione a scorrimento variabile attraverso la variazione della resistenza di rotore tramite resistore variabile esterno.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.6 - Macchine di media e grande taglia

A carico parziale, il generatore opera come un normale generatore asincrono, ma quando viene raggiunto il pieno carico, viene variata la resistenza per aumentare lo scorrimento e consentire al rotore di assorbire l’energia delle raffiche. Il meccanismo di Pitch è utilizzato per modulare le fluttuazioni di potenza. Nella tabella seguente vengono riassunti i principali vantaggi dei sistemi di regolazione a velocità fissa e variabile.

3.6 - Macchine di media e grande taglia Molti ritengono che le macchine di grande taglia siano un’evoluzione pura e semplice di quelle di media taglia, come se queste ultime lo fossero di quelle di piccola taglia. In realtà se da un punto di vista funzionale ed aerodinamico questo è generalmente vero, bisogna tuttavia considerare che il gigantismo introduce problemi di rilievo, specialmente per quanto riguarda i carichi imposti alla struttura. Per questo motivo i grandi aerogeneratori hanno sistemi attivi di regolazione della potenza, con numero di giri variabile e passo variabile, in modo tale da diminuire, per quanto possibile, proprio quei carichi che potrebbero pregiudicare la durata e l’affidabilità di tali impianti. Le macchine di taglia più grande sono una seria ipoteca, da parte delle case costruttrici, verso ordinativi importanti in campo offshore, nel momento in cui i paesi interessati a questa attività cominceranno a richiederle. Infatti tali grandi turbine, alle volte con rotori di oltre 100 metri di diametro, sono studiate appositamente per l’offshore. Il fatto che stia aumentando il numero delle macchine di grande taglia sia disponibili sul mercato che installate, non significa che le stesse stiano soppiantando del tutto le macchine di media taglia. Queste infatti, nelle versioni con potenza a partire da 600 kW, continuano ad essere richieste nel caso di molti siti con scarsa accessibilità.

3.7 - Macchine di piccola taglia Il mercato degli aerogeneratori di piccola taglia, di potenza nominale inferiore a 50 kW, sebbene tuttora relegato in un area di nicchia del settore e quasi sempre relativo ad applicazioni quantitativamente limitate in termini di numero di macchine e di potenza complessiva, sta infatti rapidamente crescendo con interessanti prospettive per il

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.7 - Macchine di piccola taglia

prossimo futuro e, anche dal punto di vista tecnologico, evidenzia in alcuni casi soluzioni all’avanguardia. Questo rinnovato interesse per le applicazioni eoliche di piccola taglia è principalmente da imputare alla crescente necessità di generazione distribuita e di alimentazione delle utenze, ancora numerose nel mondo, non raggiunte dalla rete elettrica. A testimonianza di questo risveglio del piccolo eolico vi è l’interesse concreto verso tale settore di recente mostrato, attraverso lo sviluppo di progetti “ad hoc”, da costruttori di aerogeneratori tradizionalmente inclini alla realizzazione di macchine di grande taglia. Queste applicazioni, per la peculiarità delle esigenze a cui devono rispondere, costituiscono un settore tecnologicamente distinto da quello delle macchine di media e grande taglia. Va infatti evidenziato che il mondo delle piccole macchine eoliche è per molti aspetti (tecnico, economico, applicativo) a sé stante e non necessariamente correlato a quello delle macchine di media e grande taglia, in quanto risponde ad esigenze di natura completamente diversa ed è rivolto a specifici mercati di nicchia. Gli aerogeneratori di piccola taglia si distinguono in particolare per gli aspetti tecnici in quanto implementano di solito soluzioni progettuali semplificate e concepite “ad hoc”, solitamente non ripetibili sulle macchine di media e grande taglia. Sebbene non sia facile determinare l’entità del mercato attuale per questo tipo di applicazioni, si calcola che ad siano installati nel mondo più di 100.000 aerogeneratori di taglia inferiore ai 20 kW, e che negli ultimi 5 anni questo mercato sia cresciuto ad un ritmo pari al 35% anno. I mercati maggiori sono costituiti dai Paesi in via di sviluppo e, in certa misura, anche dagli Stati Uniti. Secondo alcune stime, si prevede che nel futuro il numero di installazioni appartenenti a questa categoria possa addirittura quintuplicare.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.8 - Un esempio: l’aerogeneratore della LEITNER

3.8 - Un esempio: l’aerogeneratore della LEITNER L’aerogeneratore LEITWIND (1200 kW), progettato e installato dalla LEITNER S.p.A. a Malles Venosta (BZ), è un prototipo della classe megawatt. La turbina è tripala ad asse orizzontale con un diametro del rotore di 62 m. Il LEITWIND è progettato per classe di vento I (secondo le normative IEC 61400) e per una vita tecnica di 20 anni. Il LEITWIND è stato certificato presso il TÜV Süd di Monaco.

Di seguito si riportano le specifiche tecniche dell’aerogeneratore Leitwind 77: DATI PRINCIPALI

CONVERTITORE

Classe di vento: IIIa secondo IEC 61400-1 Velocità di accensione: 3 m/s Velocità nominale vento: 11.5 m/s Velocità di spegnimento: 20 m/s

Tecnologia: 4Q-IGBT Potenza in uscita rete: 1500 kW Tensione di uscita: 3 ~ 690 V +/- 10% Cos ϕ (Fattore di potenza): 0.9 ind - 1 − 0.9 cap, regolabile SISTEMA YAW

ROTORE Posizione: sopravento Diametro: 77 m Area spazzata: 4657 m2 Nr. delle pale: 3 Materiale pala: fibra di vetro in resina epossidica Regime di rotazione: variabile tra 4 – 20.9 giri/minuto (campo di lavoro 8-18 giri/minuto) Angolo d’inclinazione: 5° Verso di rotazione: orario SISTEMA ORIENTAMENTO PALA

3 motori elettrici AC, 7 freni Ralla a doppia corona di sfere Velocità yaw: 24 min. per 360°

3 attuatori autonomi Regolazione potenza: controllo pitch Attuatori pitch: 3 motori DC con riduttori planetari multistadio Back up: 3 batterie indipendenti SISTEMI FRENANTI

3 segmenti tubolari conici in acciaio Altezza mozzo: 65.0 m

Freno principale: aerodinamico per mezzo del pitch Freno di servizio: elettrico sul rotore del generatore Bloccaggio: idraulico sul rotore del generatore

TORRE

SISTEMA DI CONTROLLO PLC, tempo reale Localizzazione: base torre (master) navicella (slave) Controllo a distanza: SCADA* integrato Condition monitoring: facoltativo

e

* Supervisory Control And Data Acquisition

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica

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3.8 - Un esempio: l’aerogeneratore della LEITNER

Curva di potenza calcolata con velocità del vento ad altezza mozzo e atmosfera standard

Modalità di funzionamento Il rotore tripala, azionato dal vento, mette in movimento il generatore, al quale è direttamente connesso senza moltiplicatore di giri. Il LEITWIND lavora con velocità di rotazione variabile e perciò il generatore eroga una tensione e una frequenza variabili, che rende necessario l’allacciamento alla rete elettrica (caratterizzata da frequenza e tensione costanti) mediante un avanzato convertitore di potenza a quattro quadranti. Il LEITWIND dispone di un sistema di controllo del passo delle pale (pitch) per la regolazione della potenza captata dal vento e di un meccanismo di orientamento attivo della gondola al vento. Sistema di controllo e di sicurezza Il

sistema di

controllo gestisce

automaticamente

ed autonomamente

il

funzionamento del LEITWIND (avvio, arresto, orientamento, pitch...) in funzione delle condizioni del vento corrispondente. Il funzionamento dell’aerogeneratore LEITWIND è gestito da un sistema di microprocessori il cui compito è la sorveglianza e la regolazione dell’impianto, in funzione dello stato della macchina, delle condizioni anemometriche e della rete elettrica. Il sistema di controllo può essere gestito localmente o a distanza (remote control). Il sistema di sicurezza garantisce il rispetto delle condizioni di progetto dell’aerogeneratore e ne garantisce l’arresto in caso di funzionamento errato, nel qual caso l’impianto deve essere riavviato manualmente da un “service-team”.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.8 - Un esempio: l’aerogeneratore della LEITNER

DAS (Data Analysis System) Accanto al sistema di controllo è stato installato un sistema modulare per la raccolta dei dati attraverso il quale può essere tenuto sotto controllo lo stato dell’impianto. A differenza del sistema di controllo e sicurezza, dedicato alla regolazione dell’impianto, il DAS monitora piú in dettaglio aspetti specifici della macchina (sollecitazioni, vibrazioni, temperature, usure, ecc.), cosi da poter effettuare una manutenzione efficiente e preventiva. Anche sul DAS si può intervenire a distanza. Struttura modulare del LEITWIND Il LEITWIND è realizzato con struttura modulare, che ne facilita trasporto e montaggio. Il rotore tripala è costituito da un mozzo centrale, sul quale sono fissati i cuscinetti per il movimento di passo-pala (pitch). Ai cuscinetti vengono montate per mezzo di adattatori le pale, realizzate in fibra di vetro in resina epossidica. Nel mozzo sono alloggiati i tre gruppi motoriduttori e l’elettronica necessari alla regolazione del passo delle pale. Il mozzo è protetto da un’ogiva, che ha funzione aerodinamica e protettiva per le parti sottostanti. Il mozzo è collegato al generatore attraverso una giunzione bullonata. Gruppo generatore Il generatore del LEITWIND é una macchina elettrica sincrona multipolare con eccitazione a magneti permanenti. La mancanza dei contatti striscianti per la trasmissione della potenza d’eccitazione consente di minimizzare la manutenzione del generatore. Inoltre, per la mancanza delle perdite dovute al circuito di eccitazione è possibile raggiungere un rendimento maggiore, specialmente a regime di carico parziale, caratteristici dell’impiego eolico. I due avvolgimenti separati permettono un uso del LEITWIND con potenza dimezzata anche con danni parziali ad un avvolgimento o ad un ramo del convertitore. Un comportamento anomalo del generatore può essere identificato anticipatamente; vengono altresì sorvegliate le temperature degli avvolgimenti, dei magneti e del cuscinetto principale. Il generatore è l’elemento centrale della gondola ed è integrato nella struttura portante. Il suo cuscinetto serve nello stesso tempo come supporto principale dell’intero LEITWIND. Nel generatore si trovano anche il dispositivo frenante e di arresto. Il generatore è connesso con il telaio di raccordo mediante una giunzione bullonata.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.9 - Tecnologia eolica d’alta quota

Gruppo telaio di raccordo Il gruppo mozzo e il gruppo generatore sono collegati con la torre attraverso il gruppo telaio di raccordo, nel quale è alloggiato il sistema rotante di ancoraggio alla torre basato su un cuscinetto a strisciamento e quattro motoriduttori, che permettono l’orientamento al vento dell’interna gondola.

3.9 - Tecnologia eolica d’alta quota La quota più favorevole per potenza specifica del vento si trova a circa 10.000 metri di altezza s.l.m.. Da tali altitudini, la velocità e l’energia del vento decadono discendendo verso il suolo sia per la frizione tra le masse d’aria che tra masse d’aria e l’orografia del territorio. Alcuni progetti eolici innovativi mirano a sfruttare questo vantaggio di quota cercando di intercettare le alte velocità del vento dove le torri eoliche tradizionali non possono giungere perché prossime al limite dimensionale di peso e stabilità. Tra questi, il progetto Kite Gen (figura a lato) condotto da un’azienda italiana e dal Politecnico di Torino premiato

dal

World

Renewable

Energy

Congress, organizzazione mondiale sul settore delle energie rinnovabili affiliata alle Nazioni Unite - prevede di utilizzare profili alari semirigidi di potenza, ad alta efficienza e pilotati in modo automatico, lasciando a terra i macchinari per la generazione di energia e trasmettendo trazione e contemporaneamente controllo direzionale dei profili attraverso cavi in materiale composito. Le unità di manovra previste permettono di guidare in modo automatico un singolo profilo o una batteria di profili alari di potenza ad una altezza operativa dagli 800 ai 1.000 metri, secondo una traiettoria circolare. Con tali

configurazioni le centrali

eoliche

d’alta quota

intercetterebbero grandi quantità di vento in una unica installazione di terra con un impegno del suolo estremamente contenuto rispetto alle installazioni tradizionali a torre. È stato realizzato un primo prototipo a piccola scala con un aquilone in grado di produrre energia elettrica con l’alternanza di fasi di trazione e richiamo del profilo alare.

3.10 - Alimentazione di utenze isolate Nel passato la fornitura d’elettricità nelle aree isolate è stato affrontato installando esclusivamente generatori diesel. E’ tuttavia noto come questi siano poco efficienti quando funzionano a basso carico, modalità operativa che riduce anche la vita dell’impianto e aumenta gli oneri di manutenzione.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.10 - Alimentazione di utenze isolate

Negli ultimi anni la progressiva riduzione dei costi degli impianti a fonti rinnovabili ha portato ad un ricorso sempre più frequente a queste tecnologie per alimentare gruppi d’utenze o piccole reti locali situati in aree remote. Lo sfruttamento delle risorse rinnovabili esistenti sul territorio rappresenta una concreta opzione, ambientalmente e socialmente compatibile, anche per quelle aree isolate a vocazione turistica dove il ricorso a sistemi di generazione tradizionali provoca inquinamento e difficoltà di approvvigionamento dei combustibili. Naturalmente, data l’aleatorietà delle fonti rinnovabili, è opportuno associare a questi impianti equipaggiamenti in grado di garantire la continuità del servizio, realizzando in tal modo quello che è comunemente definito un sistema ibrido. La più generale configurazione di un sistema ibrido comprende uno o più unità di generazione a fonte rinnovabile (generatore fotovoltaico, eolico, e talvolta idroelettrico), una o più unità di generazione convenzionale (diesel), un sistema d’accumulo (meccanico, elettrochimico o idraulico), sistemi di condizionamento della potenza (inverter, raddrizzatori, regolatori di carica), ed infine un sistema di regolazione e controllo. Fino ad ora il modo più comune di gestire gli impianti ibridi è stato quello di considerarli come un accrescimento della potenzialità del solo impianto diesel, cioè quest'ultimo continua a funzionare di base e si utilizza l’energia fornita dalle fonti rinnovabili e dall’accumulo per ridurre le ore di funzionamento del diesel e per farlo lavorare in maniera più efficiente. Recentemente, invece, si sta diffondendo la tendenza a progettare sistemi ibridi nei quali le fonti rinnovabili e l’accumulo forniscono fino all’80-90% dei fabbisogni energetici, lasciando al diesel la sola funzione di soccorso. Naturalmente un impianto con queste caratteristiche richiede maggiori costi d’investimento e può essere conveniente laddove l’approvvigionamento dei combustibili risulti oneroso o inaffidabile. Se la risorsa eolica è sufficientemente presente, l’utilizzo di aerogeneratori di piccola taglia risulta particolarmente conveniente in questi tipi di impianti, in quanto a parità di energia prodotta richiede costi di investimento relativamente limitati. La specifica tipologia di macchina da utilizzare è strettamente legata all’applicazione e alla potenza dell’impianto. Nei sistemi ibridi per utenze o comunità isolate sono utilizzate comunemente macchine di piccola taglia con potenza nominale 1-20 kW, diametro del rotore 2-10 m e altezza torre tipicamente variabile tra 15 e 30 m. Il costo totale di un impianto eolico di tal genere installato può variare da 1.500 a 5.000 €/kW; i costi maggiori sono riferiti agli impianti di taglia più piccola.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.11 - Sistemi ibridi in isola

3.11 - Sistemi ibridi in isola Sistemi ibridi installati su reti locali già esistenti vengono comunemente definiti "sistemi retrofit". Ciò consiste essenzialmente in una progressiva penetrazione di impianti a fonti rinnovabili su un’esistente rete locale, generalmente alimentata da gruppi diesel. Il più delle volte non si tratta della realizzazione di uno specifico impianto ibrido ben definito, ma dell’inserimento di più impianti rinnovabili fino a che l’intera rete nel suo complesso diventa un sistema ibrido. In questo caso il principale problema da affrontare è garantire la stabilità della rete stessa e quindi l’alimentazione dei carichi di fronte alla variabilità e aleatorietà delle risorse energetiche rinnovabili. Tale problema risulta tanto più rilevante quanto più alto è il livello di penetrazione delle fonti rinnovabili sia in termini di potenza installata che di energia generata. I sistemi ibridi da “retrofitt” possono rappresentare un valido approccio verso uno sviluppo energetico sostenibile in aree già elettrificate mediante reti locali, come le isole minori, quasi sempre caratterizzate da un notevole pregio ambientale e da una spiccata vocazione turistica. Le maggiori potenzialità del mercato di tali sistemi si evidenziano nei paesi in via di sviluppo, ma esistono interessanti nicchie di mercato anche nei paesi industrializzati. In particolare solo in Italia vi sono più di quaranta isole minori (molte di più, alcune centinaia, quelle dell’intero bacino del Mediterraneo) alimentate da reti locali e potenzialmente interessate all’installazione di sistemi ibridi che possono anche essere dedicati ad alimentare impianti di dissalazione d’acqua marina. Basti pensare che in tali isole il consumo di energia elettrica superava già agli inizi degli anni ’90 i 110 GWh/anno. Alcuni studi anemologici preliminari, in parte effettuati attraverso modelli previsionali di calcolo ed in parte attraverso campagne sperimentali in sito, hanno peraltro evidenziato come su molte di queste isole il potenziale anemologico possa risultare interessante per l’installazione di macchine di piccola taglia. E’ facile immaginare che, se perseguite in maniera estensiva, tali applicazioni possano costituire un mercato di tutto interesse per gli aerogeneratori di piccola taglia, in quanto per le loro ridotte dimensioni risultano da un lato facilmente installabili anche laddove gli spazi sono limitati e, dall’altro, ben si adattano ai requisiti di modularità dei sistemi ibridi. A testimonianza del recente interesse dimostrato in Italia dalle autorità locali e dagli operatori interessati nei confronti di tale soluzione su reti isolate, sono stati ad oggi avviati diversi studi di fattibilità e progetti pilota da realizzare in alcune delle isole minori italiane.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.12 - Generazione distribuita e connessione alla rete elettrica

3.12 - Generazione distribuita e connessione alla rete elettrica Esistono situazioni in cui, pur essendo presente una risorsa anemologica interessante, non è possibile installare aerogeneratori di medie e grandi dimensioni, sia per ridotte disponibilità di spazio, che per problematiche connesse alla compatibilità ambientale e/o alla rete elettrica. In tali casi può risultare conveniente l’utilizzo e la connessione alla rete di bassa tensione (BT) di macchine di piccola taglia. E’ evidente che, a causa dei maggiori costi unitari di queste macchine (quasi sempre non inferiori a 1500-2000 €/kW installato) rispetto agli impianti eolici di grande taglia (solitamente pari a circa 900-1000 €/kW installato), il costo dell’energia prodotta risulta decisamente più alto (10-15 c€/kWh contro i 5-8 c€/kWh delle centrali eoliche convenzionali). Pertanto se il calcolo economico sul ritorno dell’investimento viene fatto con gli stessi criteri con cui vengono valutati gli investimenti per le centrali di grande taglia connessi alla rete elettrica, cioè semplicemente bilanciando i costi di impianto e di esercizio con il prezzo pagato dalla azienda elettrica per la cessione dell’energia prodotta, difficilmente l’investimento risulterà economicamente sostenibile.

Gli aerogeneratori di potenza nominale fino a 15-20 kW (con diametro rotore fino ad 8-10 m) ben si adattano alle esigenze di generazione distribuita, potendo essere installati anche in prossimità di piccole utenze od anche utenze domestiche. Il vantaggio per l’utente che collega alla rete elettrica BT un aerogeneratore di tal genere può consistere in questo caso essenzialmente nel risparmio sulla bolletta dell’energia elettrica pari al controvalore del consumo di elettricità evitato attraverso la produzione di energia da parte dell’aerogeneratore.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 3 - La tecnologia eolica 3.12 - Generazione distribuita e connessione alla rete elettrica

In questo caso l’energia prodotta in eccedenza rispetto agli autoconsumi può essere venduta all’azienda elettrica distributrice attraverso apposito contratto di cessione dell’energia, anche se ad un prezzo decisamente inferiore rispetto al prezzo pagato dall’utente per i consumi energetici prelevati dalla rete. Saputo dimensionare l’impianto eolico rispetto ai consumi di energia elettrica dell’utente, rilevata come sufficiente la risorsa anemologica e considerato il prezzo pagato dagli utenti per i consumi energetici prelevati dalla rete (in Italia generalmente intorno ai 17 c€/kWh per le utenze domestiche e 10 c€/kWh per utenti industriali), in questo caso l’investimento può risultare economicamente conveniente. Se a questo si aggiunge la possibilità di commercializzare i diritti sui certificati verdi (sempre che la produzione di energia elettrica annua superi il minimo previsto), l’investimento può ripagarsi in un periodo di tempo dell’ordine di qualche anno. E' da rilevare che solo da poco tempo sia prevista, da un punto di vista normativo, la possibilità del cosiddetto "net metering" per l’eolico (come già avviene per il fotovoltaico), cioè l'utilizzo di contatori reversibili che permettano di usare la rete di fatto come "serbatoio" dell'energia prodotta in eccesso rispetto agli autoconsumi, in maniera che questa vada a decremento dei successivi consumi prelevati dalla rete. E’ evidente che l’estensione della possibilità di "net metering" agli impianti eolici di piccola taglia al di sotto dei 20 kW di potenza nominale, costituirà un notevole impulso alla diffusione di tale sistema di generazione distribuita, con indubbi vantaggi ambientali e l’esplosione di un nuovo settore di mercato. Laddove infatti questo è già possibile (per esempio in numerosi stati degli USA), il successo dell’iniziativa è risultato rilevante, e perfino molte utenze domestiche hanno trovato conveniente installare il proprio personale aerogeneratore. Non è peraltro un caso che i maggiori produttori di macchine eoliche di piccole dimensioni siano ad oggi statunitensi. Le ragione per cui il "net metering" risulta dunque essere uno strumento importante possono essere così sintetizzate: • l’energia eolica è una risorsa intermittente, e l’utente potrebbe non avere

necessità dell’utilizzo dell’energia nel momento in cui viene prodotta, mentre il "net metering" permette in pratica all’utente di cedere all’azienda elettrica l’elettricità prodotta allo stesso prezzo a cui l’acquista; • permette di ridurre i costi non essendo necessari costosi sistemi di accumulo

dell’energia; • evita all’utente di installare contatori di energia aggiuntivi.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 4 - Progettazione di centrali eoliche 4.1 - Centrali eoliche e sistemi elettrici di potenza

4 - Progettazione di centrali eoliche Il capitolo presenta una descrizione delle fasi di progettazione delle centrali eoliche: dopo aver approfondito il contesto operativo dei sistemi elettrici di potenza si procede dall'identificazione e la valutazione dei siti d’interesse, alla scelta degli aerogeneratori in funzione anche della compatibilità ambientale e l'interazione con l'ecosistema circostante.

4.1 - Centrali eoliche e sistemi elettrici di potenza Come già esposto in precedenza, le turbine eoliche possono operare come impianti di produzione allacciati alle reti elettriche di potenza, a sistemi elettrici isolati o anche singolarmente per l’alimentazione di un carico specifico. In particolare, il procedimento di integrazione degli impianti eolici nei sistemi di potenza comprende dapprima la scelta appropriata del sito d’installazione e, una volta effettuata la costruzione e la connessione alla rete, la gestione successiva della potenza immessa tenendo in considerazione la richiesta di potenza dei carichi di rete e l’aleatorietà e variabilità della risorsa vento. Difatti la connessione degli aerogeneratori ai sistemi elettrici di potenza può avere effetti localizzati sulla rete in termini di power-quality e, se la frazione dell’energia eolica immessa nel sistema elettrico diventa non trascurabile, gli effetti si possono manifestare su tutta la rete elettrica. Le turbine eoliche possono essere installate in unità singole o raggruppate in centrali eoliche, note anche come “wind power plants”. Nella scelta del sito d’installazione usualmente l’obiettivo principale è di massimizzare il ritorno economico dell’investimento che si appronterebbe, cercando di minimizzare effetti quali l’inquinamento acustico e l’impatto visivo-ambientale. Una volta scelto il sito d’installazione, l’esatta collocazione ed orientamento del singolo aerogeneratore o la disposizione delle diverse turbine eoliche nelle centrali eoliche è solitamente effettuato mediante programmi di simulazione al computer al fine di massimizzare l’estrazione di energia dal vento, tenendo sempre in considerazione i limiti precedenti e la configurazione morfologica del sito installativo. In particolare, nell’installazione degli aerogeneratori nelle centrali eoliche, una delle problematiche tecniche rilevanti è quanto spazio lasciare tra le singole turbine per mantenere entro limiti accettabili la mutua interferenza aerodinamica. Infatti, l’estrazione di energia eolica effettuata dalle turbine poste sopravento determina una riduzione della velocità del vento disponibile per le turbine sottovento ed un possibile incremento della turbolenza.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 4 - Progettazione di centrali eoliche 4.1 - Centrali eoliche e sistemi elettrici di potenza

Ciò ha come conseguenza, non solo la riduzione dell’energia complessiva generata dalla centrale eolica, ma anche una fluttuazione marcata della potenza elettrica immessa in rete. Oltre a ridurre l’energia eolica catturata, un’elevata turbolenza incrementa le velocità delle raffiche di vento con la conseguenza che i sistemi di controllo intervengono più frequentemente per arrestare la turbina, riducendo così ulteriormente la produzione energetica. Inoltre la turbolenza incrementa la sollecitazione a fatica dei materiali costituenti gli aerogeneratori posti sottovento riducendone la vita attesa. Analizzando la curva di potenza di una centrale eolica (vedi figura), si può notare la differenza con la curva della singola turbina. Quando il vento in ingresso alla centrale eolica raggiunge la velocità di cut-in, la prima linea di turbine inizia a produrre potenza elettrica. Tale estrazione di energia dal vento riduce la velocità dello stesso in uscita dalla prima linea e pertanto le turbine retrostanti non possono operare. Col crescere della velocità del vento in ingresso, aumenta il numero delle linee di turbine funzionanti fino a che tutte le turbine producono potenza seppur le turbine della prima linea producono maggior potenza per unità. Inoltre, quando il vento in ingresso raggiunge la velocità per cui la prima linea di aerogeneratori produce la potenza elettrica nominale, le altre linee producono una potenza inferiore; ciò significa che per far produrre la potenza nominale a tutte le turbine, il vento in ingresso dovrebbe avere una velocità tanto maggiore di quella nominale, tanto più è elevato il numero di file di turbine. Perciò, non solo l’energia totale prodotta da una centrale eolica è inferiore alla somma della produzione energetica delle singole turbine installate isolatamente, ma anche la curva di potenza complessiva di una centrale eolica in funzione della velocità del vento ha un andamento differente rispetto a quello di una turbina presa singolarmente. Infine, specie quando l’area del sito d’istallazione è limitata, uno studio preliminare di ottimizzazione deve essere effettuato per determinare il numero di turbine, la loro taglia e lo spazio reciproco al fine di massimizzare la produzione di energia da parte della centrale eolica.

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Effetti sulla rete delle turbine eoliche Spesso nello studio delle turbine eoliche che immettono potenza in rete, si considera idealmente quest’ultima a potenza di cortocircuito infinita che non può quindi essere influenzata dalla connessione di carichi o generatori aggiuntivi. In realtà ogni scostamento tra potenza generata ed assorbita determina una variazione della frequenza della tensione di rete e, tramite l’impedenza delle varie linee, causa una variazione della tensione dal valore nominale. Di conseguenza la rete è influenzata dalla connessione degli aerogeneratori tanto maggiormente quanto più elevato è il rapporto tra la potenza nominale della centrale eolica ed il livello di guasto del sistema nel punto di connessione. Schematicamente e semplificando, una rete di potenza può essere suddivisa

in

quattro

sezioni

principali: generazione, trasmissione, distribuzione primaria e distribuzione secondaria (vedi figura a fianco). La funzione di generazione è storicamente effettuata da grossi generatori sincroni installati in centrali elettriche di grande potenza alimentate da fonti energetiche “tradizionali” ossia combustibili fossili, centrali idroelettriche o, ahimè, nucleari! Tali generatori rispondono alle variazioni di carico, mantenendo la frequenza di rete costante ed aggiustando se necessario la tensione di alimentazione. L’energia elettrica in queste grosse centrali è prodotta in media tensione e viene poi trasformata in alta ed altissima tensione per l’immissione in rete. La trasmissione dell’energia è effettuata tramite grosse linee aeree o in cavo a tensione elevata al fine di ridurre le perdite di potenza proporzionali al quadrato dell’intensità di corrente. La distribuzione primaria in media tensione e secondaria in bassa tensione sono rispettivamente utilizzate per l’alimentazione di carichi di potenza decrescente multi o singolo utente. Le reti di distribuzione sono spesso vicine ai punti di prelievo dell’energia elettrica e lontano dalle centrali di generazione, hanno un livello di guasto via via decrescente e sono quindi maggiormente influenzate dalle fluttuazioni lente o veloci di carico. Gli impianti di generazione eolica vengono usualmente inseriti nel sistema elettrico di potenza allacciandoli nella sezione di distribuzione primaria o, nel caso di piccoli impianti, nella sezione di distribuzione secondaria.

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I parchi eolici on-shore e off-shore di grandi dimensioni sono invece usualmente connessi alla rete in alta o altissima tensione. Un tipico schema di collegamento alla rete in alta tensione di un parco eolico on-shore è indicato nella prima figura, mentre nella successiva è indicato lo schema di connessione alla rete elettrica di un parco eolico offshore mediante un cavo elettrico in alta tensione in corrente continua.

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Qualità della potenza L’iniezione di potenza elettrica nella rete può influenzare quindi la qualità della tensione di rete. Poiché la qualità della tensione deve restare entro certi limiti per garantire la fornitura di energia elettrica agli utenti, la norma IEC 61400-21 fornisce le procedure per determinare le caratteristiche di “power quality” delle turbine eoliche (vedi figura).

In accordo alla norma precedente i seguenti parametri sono determinanti per la caratterizzazione della qualità della potenza fornita dagli aerogeneratori:  dati di targa (Pn, Qn, Un e In);  potenza massima consentita Pmc (media in 10min);  potenza massima misurata P600 (media in 600s), P60 (media in 60s) e P0.2 (media in 0.2s);  potenza reattiva Q (media in 10min);  coefficiente di flicker in servizio continuo come funzione dell’angolo dell’impedenza di linea e della velocità media annuale del vento;  numero massimo di manovre sulle turbine in periodo di 10min (N10) e di due ore (N120);  coefficiente di flicker a gradino e coefficiente di variazione della tensione funzioni dell’angolo per specificate operazioni di manovra della turbina;  massimo valore delle armoniche di corrente, fino alla 50-esima su un periodo di 10min, delle interarmoniche fino a 2kHz e delle componenti ad alta frequenza tra 2kHz e 9kHz.

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Nella successiva tabella vengono riassunte le principali influenze esercitate sulla rete da un aerogeneratore o da una centrale eolica e le relative cause.

Gli effetti dell’energia eolica sulla rete elettrica dipendono dalla dimensione e dalla relativa flessibilità della rete stessa, nonché dal livello di penetrazione della produzione eolica nel sistema elettrico. Gli effetti causati dagli aerogeneratori si possono suddividere in due categorie: •

effetti a breve termine - bilanciamento del sistema nella scala di tempo di funzionamento (minuti o ore);

effetti a lungo termine - fornendo potenza sufficiente durante i picchi di carico.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 4 - Progettazione di centrali eoliche 4.2 - Fasi della progettazione

4.2 - Fasi della progettazione Una volta identificato il sito in cui si progetta di installare la centrale eolica, si procede con la selezione del modello di aerogeneratore. Sulla base dei criteri stabiliti dalle norme del CEI, si seleziona la turbina insieme al tipo di torre ed in particolare all’altezza del mozzo. Lo stesso aerogeneratore può essere certificato per diversi classi utilizzando diverse torri. Avendo a disposizione delle mappe digitali in formato vettoriale e delle misure eseguite sul sito o nelle immediate vicinanze si può calcolare il flusso dei venti nella zona e quindi identificare le aree più ventose. Il software più diffuso per questo tipo di calcolo é il WasP sviluppato dall’ente di ricerca danese Risø. Questo programma é ben collaudato per terreni pianeggianti o colline fino a pendenze del 17%. Poiché non é in grado prevedere separazioni di flusso, si consiglia di effettuare misure in più punti dello stesso sito quando la topografia é considerata complessa. Queste misure permettono di inizializzare il calcolo con il punto di misura più rappresentativo per una certa zona del sito. Dopo la definizione dei vincoli in termini di terreni disponibili, distanze da mantenere dai confini, linee elettriche, strade, ecc, vincoli di impatto visivo e di rumore, si procede con il calcolo del layout della centrale. Il calcolo permette di massimizzare la produzione di energia rispettando i vincoli specificati. Per questa operazione si usano software commerciali specifici come WindFarmer o WindPro del quale si riportano i moduli (v. 2.7).

La progettazione del sistema elettrico si basa sulla selezione degli aerogeneratori, le lunghezze dei cavi e dei requisiti dell’interconnessione. Il sistema elettrico deve essere sicuro, affidabile ed ad alto rendimento. Per raggiungere questo obiettivo si devono progettare accuratamente tutti gli elementi ed in particolare la sezione dei cavi, i banchi di rifasamento, i trasformatori, selezionare i contattori e definire il coordinamento delle protezioni. A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 4 - Progettazione di centrali eoliche 4.2 - Fasi della progettazione

Principali software impiegati nel settore eolico (approfondimento) WindFarmer e WindPRO WindFarmer e WindPRO sono software modulari usati per calcolare le perdite per turbolenza di una turbina, il rendimento energetico e le condizioni per determinare l'idoneità del sito. Entrambi usano come dati d’ingressi per la modellazione del vento i software WAsP o CFD che di seguito andremo ad accennare. Questi software possono coinvolgere diversi tipi di modelli, ad es. il WindFarmer usa un modello di turbolenza Eddy Viscosity che è più complesso rispetto al modello standard di PARK impiegato da WindPRO. Più recentemente, il modello Eddy Viscosity è stato modificato per tenere conto di discrepanze precedenti nella modellazione della turbolenza di grandi parchi eolici. WindFarmer, come WindPRO, può ottimizzare un layout del parco eolico per la produzione di energia assegnando i vincoli di interspazio fra le turbine, retro-distanze, condizioni di sfarfallio e livello acustico di rumore. Entrambi i prodotti dispongono anche della capacità di visualizzazione del parco eolico. Entrambi i software permettono la progettazione elettrica (per primo WindPRO) ed inoltre possono essere utilizzati per creare fotomontaggi in cui sono sovrapposte le turbine simulate su una foto di un sito eolico, per mostrare verosimilmente come apparirà il parco eolico proposto a fine dei lavori di costruzione. WindFarmer e WindPRO sono accettati da parte delle banche d'investimento per sviluppare le valutazioni di energia eolica pubblicate utilizzate per determinare il finanziamento proposto per parchi eolici.

WAsP WAsP (Wind Atlas Analysis and Application Program) è un programma per PC per la previsione climatica del vento, risorse eoliche e produzioni di energia da turbine eoliche e parchi eolici. Le previsioni sono basate su dati di vento misurati dalle stazioni nella stessa regione. Il programma comprende un complesso modello di flusso sul terreno, un modello di cambiamento di rugosità ed un modello per gli ostacoli da riparo. WAsP è sviluppato e distribuito dalla divisione Wind Energy a Risø DTU, Danimarca. In definitiva WAsP viene utilizzato per: - producibilità di un parco eolico; - efficienza di un parco eolico; - micro-localizzazione degli impianti eolici; - calcoli sulla potenza disponibile; - mappatura anemometrica; - stima del clima ventoso; - generazione di un atlante del vento; - analisi dei dati del vento.

CFD La fluidodinamica computazionale (brevemente detta CFD, Computational Fluid Dynamics in inglese) è la tecnica che permette lo studio dei problemi di fluidodinamica mediante l'utilizzo del computer. Viene utilizzata nel campo dell'industria e della ricerca per tutte le problematiche che coinvolgono l'azione di fluidi (forze aerodinamiche, motori, pompe, impianti chimici, comfort ambientale, ecc.). L'approccio tipico richiede di discretizzare (solitamente con il metodo ad elementi finiti - FEM) il dominio fluido in celle elementari così da ottenere una griglia di calcolo (anche detta mesh), sulla quale applicare dei metodi di risoluzione iterativi al fine di risolvere le equazioni di Navier-Stokes o le equazioni di Eulero. Oggigiorno esistono svariati codici di calcolo per applicazioni specifiche. Ad esempio il codice tridimensionale VSAERO, sviluppato da Analytical Methods, è stato recentemente utilizzato per lo sviluppo di turbine eoliche. Uno dei più noti competitor di WindFarmer/WindPRO è WindSim che necessita di un PC dalle elevate prestazioni in termini di potenza di calcolo e memoria video per una buona simulazione tridimensionale grafico/numerica dovendo elaborare iterativamente le suddette equazioni.

GIS GIS (Geographical Information System), sistema informativo computerizzato che permette l'acquisizione, la registrazione, l'analisi, la visualizzazione e la restituzione di informazioni derivanti da dati geografici (georeferenziati).  Per maggiori informazioni vedi il box di approfondimento a pag. 77.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 4 - Progettazione di centrali eoliche 4.3 - Sitologia

4.3 - Sitologia Identificazione delle aree d'interesse L'individuazione delle aree di maggior interesse per l’installazione di fattorie del vento inizia da un macrositing (analisi preliminare) del territorio in esame. L’estensione del territorio può essere pari a quello di una o più province, ove ragionevolmente si troveranno zone a maggior ventosità. Il macrositing consiste nell’analisi di una carta topografica digitale sulla quale vengono inseriti i dati anemologici a grande scala rilevati dal servizio meteorologico nazionale. L’obiettivo è quello di individuare delle linee di isoventosità (linee ideali che collegano punti con uguale ventosità) che permettano l’individuazione dei siti maggiormente ventosi all’interno del territorio preso in esame.

Come è facilmente prevedibile, la scelta non è che l’inizio, visto che, ove sussistano condizioni anemologiche sufficienti, si mette in atto un altro screening teso alla osservazione in quei siti di caratteristiche di viabilità, sufficiente distanza dai centri abitati,

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 4 - Progettazione di centrali eoliche 4.3 - Sitologia

sufficiente vicinanza alla rete elettrica di MT o meglio di AT, che potrebbero in futuro permettere l’installazione delle macchine eoliche. In questa seconda fase che parte subito dopo il macrositing e l’individuazione di siti interessanti, lo studio dell’anemologia specifica dei luoghi, lo studio dell’impatto ambientale e paesaggistico e lo studio della realizzabilità dell’impianto (distanza dagli elettrodotti, viabilità stradale che possa permettere l’ingresso di trasporti lunghissimi, etc) vanno avanti di pari passo, permettendo di ottenere, in un periodo di tempo ragionevole, un quadro tecnico della situazione che consenta di capire se è possibile installare una fattoria eolica e quale sarà la sua resa.

Contestualmente alle rilevazioni tecniche e all’inizio degli studi di fattibilità che servono per preparare la strada al progetto definitivo, si iniziano i contatti con gli enti locali e si comincia una opera di informazione del pubblico per sondare se esistono resistenze a realizzazioni di tali impianti nelle vicinanze. È infatti possibile che esistano vincoli che non permettono l’installazione, come pure istanze sociali che sconsigliano di insistere su quel territorio: è bene sapere in anticipo se continuare gli studi o meno, così da concentrare eventualmente l’attenzione altrove. Idoneità "eolica" del sito L’accertamento dell’idoneità di un sito ad ospitare un impianto di generazione da fonte eolica richiederà la verifica dell’esistenza di un certo numero di condizioni, quali: • adeguata ventosità, definita da opportuni parametri statistici ottenuti elaborando

dati anemometrici (tipicamente velocità e direzione del vento) riferiti ad un periodo di tempo statisticamente significativo e ad un’altezza dal suolo tale da rendere attendibile il loro riporto al livello del mozzo degli aerogeneratori; • disponibilità di terreno d’impiego marginale (agricoltura estensiva, pascolo ecc.)

che abbia un’area adeguata ad ospitare un numero sufficiente di aerogeneratori e che sia libero da vincoli ambientali e d’uso che ne impediscano l’impiego per installazioni eoliche;

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 4 - Progettazione di centrali eoliche 4.4 - Fasi preliminari e di progetto

• andamento di velocità e direzione del vento sufficientemente omogeneo sull’area

interessata, sia sul piano orizzontale che per quanto riguarda l’andamento della velocità del vento con l’altezza rispetto al terreno; • terreno privo d’irregolarità e ostacoli tali da creare, da un lato, un’eccessiva

turbolenza del vento (potenzialmente nociva sia per la produzione di energia che per la vita delle macchine) e, dall’altro lato, problemi tecnici e costi troppo gravosi per l’installazione degli aerogeneratori e degli altri componenti dell’impianto; • assenza di insediamenti abitativi nelle immediate vicinanze del sito (in linea di

massima, a meno di qualche centinaio di metri), così da evitare possibili lamentele per disturbi dovuti a rumore, a interferenze TV o altro; • esistenza di un sistema viario di collegamento alla rete stradale che consenta un

agevole trasporto e montaggio in sito dei componenti dell’impianto (in particolare degli aerogeneratori e delle gru per il loro sollevamento) e la successiva effettuazione degli interventi di manutenzione; • presenza di una rete elettrica che sia in grado di assorbire l’energia prodotta

dall’impianto eolico senza richiedere la costruzione di linee di collegamento di lunghezza tale da rimettere in discussione la redditività dell’impianto stesso. Partendo dallo stadio in cui si dispone solo di una stima approssimativa della ventosità dell’area, l’operatore individuerà di solito i siti che offrono una idonea risorsa eolica usando dati anemologici qualificati, tenendo presente che le aree più promettenti sono quelle con una velocità media del vento al mozzo superiore a 6 m/s.

4.4 - Fasi preliminari e di progetto Valutazione dettagliata del sito e sviluppo del layout della centrale eolica In seguito all’esito positivo della valutazione preliminare precedentemente effettuata, si inizia la fase propriamente operativa finalizzata all’installazione della centrale eolica. La prima operazione da effettuare porta ad una valutazione dettagliata della producibilità dell’impianto mediante una misura accurata della velocità e della direzione del vento, possibilmente all’altezza del mozzo delle macchine che si intendono installare e, comunque, non inferiori a 30 metri. Dall’analisi e valutazione dei dati raccolti, attraverso l’uso di software specifico già citato e avendo già deciso la tipologia degli aerogeneratori, si individua il loro numero e la loro disposizione, per ottenere la migliore resa energetica; inoltre si determina la producibilità dell’impianto e, quindi, tenendo in considerazione le possibilità di accedere

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 4 - Progettazione di centrali eoliche 4.5 - Scelta degli aerogeneratori

alle forme di supporto finanziario disponibili e stimando le spese relative alle opere civili ed alle autorizzazioni necessarie, la redditività dell’impianto. Progettazione esecutiva della centrale Dopo aver concluso le valutazioni precedenti, si procede alla progettazione esecutiva attraverso una valutazione tecnica ed economica delle opere civili ed elettromeccaniche da realizzarsi per l’installazione dell’impianto (comprensiva anche dell’ottenimento dei relativi permessi a cura del committente, come ad esempio licenza edilizia, Valutazione d' Impatto Ambientale, etc.) L’attività di progettazione termina con la pianificazione e con il coordinamento delle attività mediante programma temporale (Gantt e/o Pert) a fronte dell’emissione dell’ordine e relativa autorizzazione a procedere.

4.5 - Scelta degli aerogeneratori Rimane la domanda su come scegliere un modello di aerogeneratore per un dato sito. Esiste una grande varietà di aerogeneratori e non tutti vanno bene per ogni sito. Senza rifare i calcoli progettuali di macchina se ne può verificare l’adeguatezza attraverso i parametri di certificazione. La normativa per la progettazione della CEI (IEC 61400-1) definisce diverse classi di aerogeneratori in base alle condizioni esterne utilizzate. Per un dato sito si deve quindi verificare che i parametri progettuali siano più onerosi di quelli che caratterizzano il nostro sito. Come minimo si dovrebbero verificare i parametri seguenti: • velocità media del vento; • grado di turbolenza (considerando anche la turbolenza indotta da aerogeneratori

vicini); • velocità del vento estremo.

Altri criteri molto collaudati sono basati sulle referenze dei vari modelli, in termini di numero di unità installate in siti simili con informazioni relative alla percentuale di disponibilità. Per quanto concerne il rendimento, la maggior parte dei costruttori é in grado di fornire dettagli sulla curva di potenza misurata da un ente accreditato. Normativa IEC 61400-1 per aerogeneratori di media e grande taglia La normativa IEC61400-1 è quella di riferimento per la progettazione di aerogeneratori di media e grande taglia definiti attraverso un area spazzata superiore a 40 m2. La normativa prescrive tutti i principi di massima per la progettazione. La normativa specifica le classi di turbina in base alle condizioni esterne considerate nella progettazione. Le classi sono definite attraverso un'apposita tabella contenuta nella

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normativa dove Vref rappresenta il vento estremo come media di 10 minuti, Vave la velocità media annuale e I15 l’indice caratteristico della turbolenza. Per quanto riguarda le centrali eoliche realizzate fino ad oggi si sono utilizzati aerogeneratori delle classi Ia e IIa. Le classi III e IV risultano meno adatte per siti italiani a causa dei venti estremi abbastanza elevati. Oltre il vento ci sono da considerare altre condizioni esterne comprese temperature, umidità, grandine, ghiaccio, fulmini, salsedine, terremoti e condizioni della rete elettrica. Le condizioni dei carichi vengono poi definite con la sovrapposizione di ulteriori condizioni come quelle operative, anemologiche ed altre eventuali esterne. Per la metodologia di progettazione strutturale si fa riferimento alla ISO 2394.

4.6 - La compatibilità ambientale Per valutare questo aspetto, esteso all’intero ciclo di vita di un aerogeneratore, si è soliti far riferimento al parametro MIPS (Material Input per Unit of Service) il quale consente di misurare in unità omogenee normalizzate (massa) la quantità di risorse di ogni genere (aria, acqua, biotico, abiotico), che deve essere prelevata dall’ambiente per la realizzazione di un prodotto o di un servizio. Lo studio condotto relativamente alla realizzazione di una centrale eolica dotata di macchine tipo Vestas V52 (da 850 kW di potenza di targa), considerando ogni fase dalla installazione, gestione e manutenzione durante un ciclo vita stimato di 20 anni fino al successivo smantellamento, ha restituito un valore del MIPS pari a 0,049 kg di materia per ogni kWh prodotto. In sostanza, per produrre da una centrale eolica 1 kWh, occorre utilizzare, a vario titolo, 0,049 kg di materia prelevata dall’ambiente. Di seguito si riportano in tabella i valori noti e normalizzati all’energia eolica del MIPS delle varie fonti. Si evince chiaramente che l’energia eolica rappresenta il minimo assoluto.

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La progettazione di una centrale eolica presuppone la considerazione di un altro aspetto fondamentale: l'impatto e l'interazione della centrale con l'ecosistema circostante. La turbina eolica tipo è una macchina di grandi dimensioni, al fine di generare discrete quantità di elettricità da una fonte di energia a bassa densità di potenza. E' caratterizzata da una torre con un altezza che va dai 50 agli 80 metri e da un rotore di alcune decine di metri di diametro. Volendo produrre una quantità significativa di energia sarà necessario installare un discreto numero di aerogeneratori ed interessare un'ampia superficie di territorio. Ciò determina dunque la modifica di una serie di fattori ambientali, tali da rendere necessaria l’analisi di tutti quei problemi derivanti dall’inserimento della centrale eolica in un determinato sito. Gli aspetti più importanti che vanno studiati riguardano: • L’impatto visivo e la modifica del paesaggio; • La compatibilità con la destinazione urbanistica del territorio; • L’impatto acustico; • I disturbi elettromagnetici; • Interazione con l’avifauna stanziale e migratoria.

Impatto visivo e territoriale Recenti studi statistici (vedi successivo istogramma) hanno evidenziato che il grado di accettazione di un parco eolico sia superiore al 60% e la così detta sindrome NIMBY (Not In My Back Yeard) - ossia l’atteggiamento che consiste nel riconoscere come necessari, o comunque possibili, gli oggetti del contendere ma, contemporaneamente, nel non volerli nel proprio territorio a causa delle eventuali controindicazioni sull'ambiente locale - sia poco minore del 20% mentre solo il 10% si è dichiarato totalmente contrario.

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Ad esempio, in USA, nonostante l’energia eolica sia preferita tra le varie forme di produzione elettrica, ottiene i voti peggiori dal punto di vista della qualità visiva.

Generalmente possiamo affermare che il grado di accettazione sia variabile nel tempo, passando da valori alti prima e dopo l’installazione a bassi solo nel mentre della fase di realizzazione dell’opera. Quanto appena detto viene così rappresentato:

In Italia la questione dell'impatto ambientale degli impianti eolici è regolata dalla normativa per la Valutazione di Impatto Ambientale (V.I.A), trattata nell’ultimo capitolo, la quale si applica a tutti i progetti di centrali eoliche al fine di esaminarne l'interazione con l'ambiente circostante. L’impatto visivo e territoriale è il più evidente delle installazioni eoliche, specialmente considerando che oggigiorno in Italia le collocazioni in programma per il breve termine avverranno prevalentemente in zone interne dell’Appennino e del sub-Appennino delle Regioni Centro-Meridionali, nonché in quelle insulari, ossia aree in cui l’interesse A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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naturalistico e paesaggistico deve conciliarsi con le necessità di sviluppo delle comunità locali. Sovente tali zone interne sono anche deficitarie nel bilancio di produzione e consumo di energia elettrica, il che, unitamente all’interesse per la costruzione in situ di campi eolici, da un’ulteriore spinta verso lo sviluppo di tale fonte. La Valutazione dell’impatto Visivo va contestualizzata alle categorie in oggetto: •

Patrimonio storico, architettonico ed archeologico.

Significato storico-ambientale.

Frequenza del passaggio.

La detta contestualizzazione si riferisce alla definizione delle seguenti quattro aree caratteristiche elencate in ordine crescente di estensione così come mostrate in figura: a.

AIL - Area di Impatto Locale - è quella occupata dal sito di impianto, il cui perimetro include le torri eoliche, gli annessi tecnici e la rete stradale interna di servizio.

b.

AIP - Area di Impatto Potenziale - un’area circolare il cui raggio è determinato dall’altezza e dal numero di aerogeneratori, all’interno della quale è prevedibile si manifestino gli impatti più importanti.

c.

ASIP - Area dei Siti di Impianto Potenziali - l’area geografica su cui si individuano due o più siti proposti per la realizzazione dell’impianto eolico.

d.

AIVA - Area di Impatto Visuale Assoluto - un’area circolare di raggio pari alla massima distanza da cui l’impianto eolico risulta teoricamente visibile nelle migliori condizioni atmosferiche, secondo la sensibilità dell’occhio umano e le condizioni geografiche.

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L’impatto visivo di un campo ad alta densità di macchine che è installato sui crinali montani dell’Appennino Centro-Meridionale, potrebbe essere molto rilevante, se non si costruissero gli impianti in modo tale da minimizzarne l’effetto. Alcuni accorgimenti, che possono essere utili per armonizzare gli aerogeneratori, consistono nell’utilizzare colori tenui (tranne per le macchine pericolose per il volo a bassa quota, per le quali occorre optare per colorazioni a strisce bianche e rosse, che ne determinino la presenza di giorno, e dotarli di luci fisse di posizione, che li rendano visibili di notte). Una pianificazione territoriale attenta privilegerà l’uniformità della scelta dei sostegni, evitando, in uno stesso impianto eolico, d’inserire sia sostegni tubolari che a traliccio. Nel caso di centrale realizzata su plateau, il corretto inserimento nel paesaggio da un punto di vista strettamente visivo è più facile, perché l’impianto non domina una intera vallata, bensì risulta inserito all’interno di una piana, generalmente con vegetazione boschiva o a macchia mediterranea, che permette di evitare un impatto visivo troppo accentuato finché non si è in prossimità degli aerogeneratori. Lo studio per la determinazione del luogo giusto, ove impiantare una centrale eolica, e la minimizzazione degli effetti indesiderati sul paesaggio, si sviluppano attraverso metodi standardizzati, che permettono l’individuazione delle condizioni più favorevoli in modo oggettivo. A tal fine vengono adottati i seguenti strumenti d’indagine: •

Analisi dell’intervisibilità.

Simulazioni.

Struttura del paesaggio.

Indagine storico-ambientale.

L’Intervisibilità Proporzionale (IP) viene definita come l’insieme dei punti dell’area da cui il complesso eolico è visibile, considerando però classi percentuali di intervisibilità (CPI 0~10 ossia 0%~100%) definite dalla proporzione del gruppo di aerogeneratori percepibile da un determinato punto, sempre in relazione alla morfologia del territorio. A tal fine è pratica comune l’impiego di strumenti GIS (Geographical Information System), sistema informativo computerizzato che permette l'acquisizione, la registrazione, l'analisi, la visualizzazione e la restituzione di informazioni derivanti da dati geografici (georeferenziati). Trattasi quindi di un sistema informatico in grado di produrre, gestire e analizzare dati spaziali associando a ciascun elemento geografico una o più descrizioni alfanumeriche. Il GIS è differente dal DBMS (o Database Management System), in quanto si occupa essenzialmente dell'elaborazione e manipolazione dei dati geo-referenziati, che a loro volta possono essere memorizzati in un DBMS o in singoli file.

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GIS (approfondimento) Modello dei dati Per la rappresentazione dei dati in un sistema informatico occorre formalizzare un modello rappresentativo flessibile che si adatti ai fenomeni reali. Nel GIS abbiamo tre tipologie di informazioni: • Geometriche: relative alla rappresentazione cartografica degli oggetti rappresentati; quali la forma (punto, linea, poligono), la dimensione e la posizione geografica; • Topologiche: riferite alle relazioni reciproche tra gli oggetti (connessione, adiacenza, inclusione ecc…); • Informative: riguardanti i dati (numerici, testuali ecc…) associati ad ogni oggetto. Il GIS prevede la gestione di queste informazioni in un database relazionale. L'aspetto che caratterizza il GIS è quello geometrico: esso memorizza la posizione del dato impiegando un sistema di proiezione reale che definisce la posizione geografica dell'oggetto. Il GIS gestisce contemporaneamente i dati provenienti da diversi sistemi di proiezione e riferimento (es. UTM o Gauss Boaga) A differenza della cartografia su carta, la scala in un GIS è un parametro di qualità del dato e non di visualizzazione. Il valore della scala esprime le cifre significative che devono essere considerate valide delle coordinate di georeferimento. Tipologia di dati geografici L'informazione territoriale può essere codificata in un sistema informativo geografico attraverso due tipologie principali di dato: il dato vettoriale e il dato raster. I dati vettoriali sono costituiti da elementi semplici quali punti, linee e poligoni, codificati e memorizzati sulla base delle loro coordinate. Un punto viene individuato in un sistema informativo geografico attraverso le sue coordinate reali (x1, y1); una linea o un poligono attraverso la posizione dei suoi nodi (x1, y1; x2, y2; ...). A ciascun elemento è associato un record del database informativo che contiene tutti gli attributi dell'oggetto rappresentato. Il dato raster permette di rappresentare il mondo reale attraverso una matrice di celle, generalmente di forma quadrata o rettangolare, dette pixel. A ciascun pixel sono associate le informazione relative a ciò che esso rappresenta sul territorio. La dimensione del pixel (detta anche pixel size), generalmente espressa nell'unità di misura della carta (metri, chilometri etc.), è strettamente relazionata alla precisione del dato. I dati vettoriali e i dati raster si adattano ad usi diversi. La cartografia vettoriale è particolarmente adatta alla rappresentazione di dati che variano in modo discreto (ad esempio l'ubicazione dei cassonetti dei rifiuti di una città o la rappresentazione delle strade o una carta dell'uso del suolo), la cartografia raster è più adatta alla rappresentazione di dati con variabilità continua (ad esempio un modello digitale di elevazione o una carta di acclività del versante). Funzionalità Il GIS consente di mettere in relazione tra loro dati diversi, sulla base del loro comune riferimento geografico in modo da creare nuove informazioni a partire dai dati esistenti. Il GIS offre ampie possibilità di interazione con l'utente e un insieme di strumenti che ne facilitano la personalizzazione e l'adattamento alle problematiche specifiche dell'utente. I GIS presentano normalmente delle funzionalità di analisi spaziale ovvero di trasformazione ed elaborazione degli elementi geografici degli attributi. Esempi di queste elaborazioni sono: • L'overlay topologico: in cui si effettua una sovrapposizione tra gli elementi dei due temi per creare un nuovo tematismo (ad esempio per sovrapporre il tema dei confini di un parco con i confini dei comuni per determinare le superfici di competenza di ogni amministrazione o la percentuale di area comunale protetta); • Le query spaziali, ovvero delle interrogazioni di basi di dati a partire da criteri spaziali; • Il buffering: da un tema puntuale, lineare o poligonale definire un poligono di rispetto ad una distanza fissa o variabile in funzione degli attributi dell'elemento; • La segmentazione: algoritmi di solito applicati su temi lineari per determinare un punto ad una determinata lunghezza dall'inizio del tema; • La network analysis: algoritmi che da una rete di elementi lineari (es. rete stradale) determinano i percorsi minimi tra due punti; • La spatial analysis: algoritmi che utilizzando modelli dati raster effettuano analisi spaziali di varia tipologia, ad es: analisi di visibilità; • Analisi geostatistiche: algoritmi di analisi della correlazione spaziale di variabili georeferite.

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Solitamente la valutazione dell’impatto visivo si riferisce ad un punto di stazione ossia un punto di osservazione coincidente con un luogo scenicamente, naturalisticamente o socialmente importante per l’interesse da salvaguardare e dal quale è opportuno effettuare le ricostruzioni geometriche e fotografiche del caso in esame.

Uno dei principali parametri da considerare è l’Emergenza visiva ossia la variazione locale dell’altezza media degli oggetti visibili, dal punto di stazione sul giro d’orizzonte di 360° compiuto in ciascuna delle direzioni dei 4 settori cardinali e comprendenti l’impianto in progetto, il tutto mediato con peso individuato sulla base degli sfondi, della illuminazione e delle condizioni metereologiche prevalenti.

Così come è stata definita, l’Emergenza Visiva permette di valutare le modifiche tridimensionali provocate al paesaggio dall’inserimento di una centrale eolica.

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Attraverso una puntuale valutazione del risultato dell’Emergenza Visiva, alla luce delle disposizioni

dettate

dal

Piano

Regionale

Paesistico, che individua le emergenze visive e gli elementi di pregio paesistico, è possibile minimizzare l’impatto sul paesaggio prendendo opportune misure che non deteriorino la funzionalità dell’impianto e ne migliorino la sostenibilità paesaggistica. L’impatto territoriale è senza dubbio inferiore rispetto ad altre fonti di energia rinnovabile e non, anche in considerazione del fatto che al di sotto degli stessi aerogeneratori alcune decine di metri separano la parte inferiore del rotore dal suolo, dando modo alla vegetazione di crescere ed eventualmente permettendo il tranquillo svolgimento di attività agricole e/o di pastorizia. Questo consente quindi di considerare la fonte eolica come quella fonte che occupa meno terreno rispetto a qualsiasi altra. Sintetizzando, per minimizzare l’impatto visivo si adottano le seguenti strategie:  Ordine visivo: unità visivamente ben distinte.  Uniformità visiva: disposizione lineare delle turbine, ad esempio lungo il profilo della costa (vedi figura in alto).  Utilizzo di turbine e torri simili per altezza e geometria.  Ampi interspazi (~5-6*D): limitare il numero di turbine per gruppo.  Mantenere in rotazione i rotori eliminando eventualmente quelli avariati.  Spostare, per quanto possibile, le strutture ausiliarie in zone a minore impatto visivo:

 Armonizzare le strutture ausiliarie con l’ambiente circostante: oculata scelta materiali, pavimentazioni e relative colorazioni.

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 Ridurre l’impressione di attività industriale evitando di apporre: antenne, cartelloni pubblicitari e logo sulla navicella.  Minimizzare le operazioni di movimento terra.  Controllare l’erosione del suolo evitando pendenze eccessive.  Ottimizzare l’uso di strade esistenti evitando di realizzarne di nuove.  Limitare le aree di servizio.  Ripristinare la vegetazione originaria.  Scelta oculata dei colori di fondo valutando l’impatto visivo sia in b/n che a colori rispetto ai principali punti di osservazione.  Minimizza l’ostruzione visiva, le segnalazioni per aeromobili, le luci di sicurezza in funzione del caso in esame e degli altri impatti specifici.  Mantenere proporzioni fra impianti (torre, navicella) ed ambiente.  Mantenere pulito il sito.  Evitare l’accumulo di parti di ricambio o sostituite.  Adottare un’efficace azione di informazione verso il pubblico.  Limitare l’altezza delle torri.  Evitare basamenti in rilievo (ziggurat) e mantenere costante l’altezza di hub.  Valutare anche la funzione di recupero paesaggistico per siti industriali.

Impatto acustico l’impatto acustico degli aerogeneratori viene generato da due tipologie di sorgenti: meccanica ed aerodinamica. Il rumore meccanico (tipico degli anni ‘80) è oggi quasi completamente soppresso grazie alla progettazione ad hoc: controllo delle vibrazioni e velocità variabile, che permette di ridurre il numero dei giri del rotore quando il vento è più debole e consente velocità lineari delle estremità delle pale più contenute, a tutto vantaggio dell’abbattimento del rumore. Questo accorgimento tecnico permette anche di diminuire il numero dei giri del rotore anche quando il vento ha una velocità maggiore, per esempio di notte, specialmente se la turbina eolica è nelle vicinanze di un centro abitato. Le apparecchiature presenti all’interno della navicella generano anch’esse del rumore, in particolare il moltiplicatore di giri e il generatore elettrico. Tuttavia grazie all’utilizzo di basamenti e di smorzatori elastici e alla insonorizzazione della navicella, è possibile abbattere considerevolmente il rumore e le vibrazioni trasmesse all’esterno.

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In futuro è previsto lo sviluppo di aerogeneratori con alternatori lenti, che girino solidalmente con l’albero primario e quindi col rotore, permettendo la eliminazione del moltiplicatore di giri, causa del maggior rumore del sistema interno alla navicella. La navicella stessa è posizionata ad una altezza compresa tra i 50 e i 80 metri, permettendo una riduzione del rumore dovuta alla distanza intercorrente tra le apparecchiature ed il terreno. Il rumore aerodinamico è un mix casuale di rumore ad alte frequenze (rumore bianco) come il vento sulle foglie degli alberi e cespugli oppure può dipendere da vibrazioni di superfici (toni puri) come avviene per gli strumenti a fiato. Il rumore bianco, generato al trailing edge delle pale è dovuto all’incremento della pressione sonora secondo la quinta potenza della velocità relativa della pala rispetto all’ala circostante. Come anticipato, le moderne turbine hanno grandi rotori con basse velocità, comunque il rumore bianco creare minore disturbo a chi ascolta. Ovviamente il rumore di fondo aumenta al crescere del vento quindi per ridurlo occorre progettare opportunamente il tip della pala (la punta) dove si realizza il massimo valore della velocità tangenziale. Possiamo affermare che il rumore aerodinamico è approssimativamente proporzionale alla quinta potenza della velocità periferica delle pale. È dimostrato che una moderna turbina eolica in funzione alla potenza di targa ed esposta alla velocità del vento prevista per l’erogazione della suddetta potenza, fa percepire ad un osservatore posto a 200 metri dalla base un rumore appena captabile (tra i 40 ed i 50 dB) rispetto al rumore di fondo generato dai fruscii del vento che agisce sull’ambiente circostante.

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Disturbi elettromagnetici I disturbi elettromagnetici dovuti alla presenza di grandi rotori sono limitati alla zona appena circostante il parco eolico e riguardano prevalentemente interferenze delle onde radio. Esse hanno carattere locale e non sono dovute alla presenza, all’interno della navicella, del generatore elettrico dotato dei relativi ausiliari. La navicella viene di norma schermata, per quanto è possibile contro questa eventualità, e per di più l’energia elettrica viene generata a tensioni relativamente basse (circa 700 Volt). Ciò conforta la tesi della scarsa possibilità di generazione di disturbi elettromagnetici nell’ambiente. Dati di sicura affidabilità mancano riguardo le interferenze elettromagnetiche, malgrado la presenza sul territorio nazionale di diversi insediamenti tecnologicamente all’avanguardia. Interazione con l'avifauna L’interazione con l’avifauna stanziale e migratoria è uno dei temi più controversi per centrali collocate in zone ad elevato interesse naturalistico. Esistono numerose specie di uccelli che sono considerate protette (se non a rischio). Molte specie trovano rifugio stanziale o stagionale proprio nella zona Appenninica, interessata dall’eventuale sviluppo di turbine eoliche. Uno studio molto approfondito è stato condotto in America tra il 1989 ed il 1990; è il BioSystem Anayisis, Inc. 1990. Wind turbine effects on the activities, habitat and death rate of birds. Da questo supporto si evince che nel biennio ’89-’90 sono stati trovati circa 114 volatili morti a causa di urti con i rotori delle turbine eoliche, e la cosa più importante è che circa i 2/3 di loro erano predatori e rapaci stanziali diurni, diversi dei quali appartenenti a specie a rischio. Occorre ricordare che questi risultati sono stati effettuati, osservando il 16 % delle turbine eoliche appartenenti ad un parco eolico vastissimo, dell’ordine delle 7000 turbine installate. Uno studio condotto dal Ministero dell’Ambiente dei Paesi Bassi riguardo gli impatti dell’avifauna stanziale, specifica il numero delle morti dei volatili per la presenza di un sistema eolico da 1000 MW in confronto con altre attività umane che abbiano effetti negativi in tal senso:

Impatti

Caccia 1500

Tralicci 1000

Traffico 2000

Turbine eoliche 20

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Questo studio dimostra come la fonte eolica concorra solo in minima parte per quanto riguarda l’impatto sull’avifauna locale. Osservazioni fatte sul campo in Danimarca dimostrano che gli uccelli deviano le rotte mantenendosi ad una distanza di sicurezza dagli aerogeneratori. Questo comportamento è alla base del basso numero di collisioni registrate sui campi eolici.

Ad ogni modo la situazione della fauna stanziale e stagionale, che insiste sulla zona individuata come possibile sede di una centrale eolica, e la sua interazione con la stessa deve essere valutata caso per caso, essendo dipendente da molti fattori quali il numero di turbine installate o da installare, la posizione, la concentrazione, la posizione rispetto alle classiche rotte migratorie, ed altre variabili ancora. È evidente, quindi, che i risultati afferenti ad una determinata situazione, positivi o negativi che siano, non possano costituire una valida base di studio, se non per quanto riguarda la metodologia con cui sono stati affrontati questi temi.

In definitiva la valutazione dell’impatto ambientale relativo all’avifauna è da studiare in modo approfondito caso per caso, così da consentire agli operatori ed alle amministrazioni locali di capire quale siano le condizioni nella specifica situazione.

In linea di massima possiamo affermare che:  Solitamente l’avifauna percepisce chiaramente i generatori eolici;  Le loro rotte di volo sono modificare di circa 100-200 m prima del generatore;  L’impatto si realizza su alcune specie: uccelli migratori e rapaci;  Elevata mortalità su cavi elettrici;  Occorre aumentare la visibilità delle pale trami luci e/o colori. Le interferenze positive La produzione di energia elettrica mediante combustibili fossili comporta l’emissione di sostanze inquinanti e di gas serra. Tra questi ultimi, il più rilevante è la CO2 (biossido di carbonio o anidride carbonica), il cui progressivo incremento nell’atmosfera potrebbe contribuire al temuto effetto serra, che, secondo alcuni studiosi, potrebbe causare drammatici cambiamenti climatici, con inestimabili danni alla società umana. La SO2 (biossido di zolfo o anidride solforosa) e gli NOx (ossidi di azoto) sono estremamente dannosi, sia per la salute dell’uomo, sia per il patrimonio storico e naturale.

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Il livello delle emissioni dipende, naturalmente, dal combustibile e dalla tecnologia di combustione e di controllo dei fumi. Si assumano come valori specifici delle principali emissioni, associate alla generazione elettrica, i seguenti limiti (fonte: IEA): • CO2: 1000 g/kWh • SO2: 1.4 g/kWh • NOx: 1.9 g/kWh

Si faccia riferimento, ora, ai circa 785 MW di impianti eolici recentemente in regolare attività. Nell’ipotesi che l’energia annua prodotta sia pari a 2000 MWh/MW - valore atteso in tipici regimi anemologici italiani - una tale potenza sarebbe in grado di produrre energia per circa 1,6 TWh, pari a poco più dello 0,6 % del fabbisogno elettrico nazionale. Se tale produzione va a sostituire l’ossidazione di combustibili fossili, si stima che le emissioni annue evitate siano del seguente ordine: • CO2: 1.6 Milioni di tonnellate • SO2: 2200 tonnellate • NOx: 2980 tonnellate.

Il traguardo, raggiunto nelle mancate emissioni in atmosfera, è di grande importanza. Se si considera che l’energia eolica evita solo una frazione delle emissioni delle nostre centrali termoelettriche, è evidente che occorre incrementare la potenza installata da parchi eolici, come stanno facendo i programmi energetici tedeschi e di altri paesi del nord Europa.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 5 - Realizzazione della centrale eolica 5.1 - La valutazione delle infrastrutture

5 - Realizzazione della centrale eolica Il presente capitolo descrive le fasi di realizzazione della centrale eolica, dall'organizzazione delle infrastrutture e del cantiere, all'entrata in servizio della centrale. L’ultimo paragrafo è stato dedicato ai relativi aspetti di sicurezza da attuare in cantiere di cui al D.Lgs. 81/2008.

5.1 - La valutazione delle infrastrutture La valutazione delle infrastrutture è molto importante ai fini della corretta realizzazione della centrale eolica. Essa deve essere eseguita su più fronti e prima di iniziare la costruzione, per evitare brutte sorprese proprio nella fase realizzativa. Gli aspetti principali da valutare preventivamente sono: • viabilità ed accessibilità, con studio di eventuali modifiche che permettano un

accesso migliore al sito da parte dei trasporti più impegnativi, sia dal punto di vista dei pesi, sia delle dimensioni; • allaccio alla rete elettrica in media tensione (MT) o in alta tensione (AT), con

studio su eventuali situazioni critiche di sovraccarico. Lo studio della viabilità e dell’accessibilità al sito prescelto è di fondamentale importanza, in quanto non sempre é possibile costruire nuove vie d’accesso ed in alcuni casi l’adeguamento delle vie esistenti potrebbe risultare troppo oneroso, anche se spesso soprattutto in zone montane - si realizzano percorsi alternativi non asfaltati che possono essere riutilizzati dalla viabilità rurale locale, oppure possono essere riassorbiti dall’ambiente stesso, essendo tracciati provvisori per i quali non si eseguono lavori definitivi. L’allaccio alla rete di trasmissione di energia nazionale è un altro punto focale importante. Sovente le zone di interesse per la realizzazione di centrali eoliche sono zone rurali lontane dai grandi centri abitati e generalmente dipendenti dall’esterno per la fornitura di energia elettrica poiché non vi è nelle vicinanze produzione di energia né da fonte rinnovabile né da fonte tradizionale. Ne consegue che la rete a MT (15-20 kV) è stata pensata per essere una rete passiva, ossia una rete di distribuzione di energia elettrica senza la presenza di un generatore nella zona. Questo fatto è importante, in quanto le fattorie eoliche hanno spesso delle potenze significative, quindi occorre uno studio sul comportamento della rete elettrica locale soggetta all’esportazione dell’energia. Centrali con potenza superiore a 10 MW sono normalmente collegati ad una rete di trasmissione tra 60 e 150 kV. Oltre alla maggiore capacità di esportazione di energia, una tale rete é caratterizzata da una maggiore stabilità e, soprattutto, da una minore frequenza di interruzioni. Si possono riscontrare centinaia di interruzioni su una rete MT

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 5 - Realizzazione della centrale eolica 5.2 - Organizzazione del cantiere

mentre quelle di una linea AT sono dell’ordine di dieci all’anno. Questo fatto è di particolare importanza perché gli aerogeneratori si fermano dopo ogni interruzione con conseguente perdita di produzione e particolare sollecitazione strutturale della turbina stessa. Durante lo sviluppo si deve verificare la compatibilità della fattoria con la rete in questione e più specificatamente con il punto d’interconnessione. Un tale studio deve esaminare eventuali variazioni indesiderate della tensione e della frequenza dell’energia elettrica causate dalla presenza della centrale eolica.

5.2 - Organizzazione del cantiere Modalità di trasporto di macchine e apparecchiature Le problematiche connesse ai trasporti rappresentano un aspetto molto importante nell’ambito della realizzazione di una centrale eolica. La spedizione in sito delle componenti di un aerogeneratore (conci di torre e pale), viste le dimensioni in gioco, avviene utilizzando mezzi di trasporto eccezionali. Inoltre, si deve considerare il transito dei mezzi di supporto, come le gru, per lo scarico dei materiali e per l’installazione degli aerogeneratori, anch’essi di dimensioni e pesi spesso rilevanti. In tutti i casi la scelta del percorso da effettuare è oggetto di accurate valutazioni, per garantire che i mezzi possano raggiungere il sito senza difficoltà e soprattutto limitando il numero di interventi da apportare alle strade e al territorio circostante. Nell’eventualità in cui si rendano indispensabili delle modifiche ad alcuni punti critici della viabilità esterna ed interna al sito quali curve, dossi, tornanti, strettoie ecc, si provvede, al termine dei lavori, al ripristino dello stato dei luoghi come si presentavano prima dell’esecuzione delle attività di cantiere. Struttura stradale In alcuni casi la preesistente viabilità interna al sito va semplicemente adeguata alle esigenze dei mezzi ma, generalmente, va realizzata ex novo. La conformazione del territorio scelto per l’installazione degli aerogeneratori incide pesantemente sulla struttura stradale e, in considerazione delle dimensioni e dei pesi raggiunti dai mezzi carichi, le strade devono essere preparate seguendo precise caratteristiche:

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• Drenaggio: si deve provvedere alla realizzazione di drenaggi di superficie allo

scopo di smaltire le acque stagnanti verso il terreno circostante o verso appositi punti lontani dalla superficie stradale. • Materiale: i materiali utilizzati per il basamento devono favorire il drenaggio

dell’acqua, mentre in superficie si deve impiegare misto stabilizzato. • Capacità di carico: lo spessore del basamento dipende dalla tipologia del suolo

sottostante, mentre lo strato di superficie non dovrebbe avere spessore inferiore ai 30 cm per garantire migliore compattezza ed evitare l’affioramento di materiale dal basamento sottostante. L’entità del carico per asse dei mezzi non deve superare le 15 t. • Pendenze: le strade di accesso non dovrebbero avere una pendenza superiore a 8°

(14%); al di sopra di questo valore si può utilizzare un traino in ausilio ai mezzi. Per quanto riguarda l’area di scarico dei mezzi e di posizionamento delle gru, si considera un valore di pendenza non superiore a 1° (2%) sia in senso longitudinale che laterale. Di seguito si schematizzano in tabella le fasi salienti per realizzare una strada in rilevato ossia posta ad un livello più alto rispetto il terreno. Ogni fase riporta In alto a destra il dettaglio della vista in sezione.

1 - Si procede all'operazione, detta “scotico”, di asportazione del terreno vegetale più superficiale (in genere per una profondità di circa 20-30 cm).

2 - Si stende alla base del fosso un “tessuto non tessuto”, un materiale geo-tessile che evita le infiltrazioni per poi costruire il rilevato costituito da materiali misti.

3 - Si passa poi allo strato di base, costituito da materiali inerti (sassi, pietre miste a bitume).

4 - Viene steso lo strato chiamato “Binder'”di 5 cm circa, costituito di graniglia fine, sabbia e bitume.

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5 - Si stende lo strato di usura di 5 cm circa.

6 - Infine si rifiniscono i lati della strada con vegetazione con la funzione decorativa-protettiva.

Qualora fosse necessario, ipotesi abbastanza infrequente, ripristinare o realizzare exnovo una strada in trincea ossia posta ad un livello più basso rispetto il terreno sarà necessario seguire le seguenti fasi salienti riportate in tabella. Ovviamente il costo di realizzazione di una strada in trincea è maggiore di una in rilevato per via dell’onerosa fase di scavo che talvolta può impegnare tempi considerevoli a seconda della compattezza del terreno sul quale sarà realizzata la stessa.

1 - Viene scavato un fosso di 5-6 m a seconda della natura del terreno.

2 - Si stende alla base del fosso un “tessuto non tessuto”, un materiale geo-tessile che evita le infiltrazioni. Successivamente viene steso uno strato chiamato “Fondazione” di 25-50 cm di “misto granulare”.

3 - Si passa poi allo strato di base, costituito da materiali inerti (sassi, pietre miste a bitume).

4 - Viene steso lo strato chiamato “Binder” di 5 cm circa, costituito di graniglia fine, sabbia e bitume.

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5 - Si stende lo strato di usura di 5 cm circa.

6 - Infine si rifiniscono i lati della strada con vegetazione con la funzione decorativa-protettiva.

Trasporto dei conci di fondazione I conci vengono trasportati a gruppi di due o tre, a seconda delle dimensioni, caricati verticalmente su un pianale ribassato. Le dimensioni del carico rientrano nei limiti di un trasporto ordinario. Trasporto dei conci di torre Il trasporto dei conci di torre avviene utilizzando mezzi con pianale posteriore allungabile dotato di specifici supporti per il fissaggio del tronco. Il trasferimento avviene con l’accompagnamento di una scorta tecnica o di polizia a seconda delle dimensioni del carico. Grazie alle particolari dotazioni dei mezzi utilizzati, quali ad esempio il carrello posteriore autosterzante, molti punti critici possono essere superati senza la necessità di apportare modifiche alla sede stradale. Le torri a traliccio facilitano il trasporto, poiché sono più leggere e consentono di essere suddivise in sezioni più piccole, assemblabili facilmente sul sito di installazione. È possibile prevedere sezioni di torre a traliccio che siano paragonabili o di poco superiori alla sagoma consentita dal codice della strada per i mezzi pesanti, evitando la necessità di trasporti assistiti e permettendo ai trasporti di raggiungere le zone di installazione più facilmente. Infine le torri a traliccio determinano una più rapida decostruibilità dell’impianto a fine vita. Trasporto delle pale Per le pale si utilizzano sempre dei mezzi con carrello posteriore allungabile, con ruote autosterzanti ed equipaggiato con apposito telaio a cui è possibile fissare fino ad un massimo di 6 pale. Anche in questo caso si tratta di un trasporto eccezionale con scorta.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 5 - Realizzazione della centrale eolica 5.3 - Materiali utilizzati ed attività di montaggio

Trasporto della navicella La navicella viene fissata, tramite apposito telaio di supporto, su un pianale ribassato e trasportata insieme ad altre componenti di dimensioni inferiori. Il trasporto è un ordinario trasporto su mezzo pesante. L’utilizzo di mezzi eccezionali consente di ridurre il numero di interventi da apportare talvolta al percorso e, di conseguenza, di limitare l’impatto sul territorio circostante. In questo modo, una volta terminate le installazioni, risulta più agevole il ripristino delle condizioni precedenti al passaggio dei mezzi pesanti. Le stesse dimensioni massime delle piazzole vengono definite nell’ottica di rendere meno consistente la successiva opera di sistemazione a verde dell’area utilizzata per il montaggio.

5.3 - Materiali utilizzati ed attività di montaggio 1) Trasporto e scarico dei materiali Le singole piazzole devono avere una superficie minima di circa 900 mq di cui una parte destinata come area di scarico dei materiali (conci di torre, navicella, pale) e la restante destinata per il posizionamento delle gru. I controlli da effettuare prima dello scarico dei materiali al sito riguardano le dimensioni e lo stato della piazzola destinata ad area da adibire allo scarico delle pale, della navicella, degli ulteriori componenti necessari al montaggio dell’aerogeneratore, la segnaletica di sicurezza ed i dispositivi di protezione individuale del personale (elmetto omologato, scarpe e guanti antinfortunistici, proteggi occhi, eventuali proteggi orecchie qualora sussistano condizioni di pericolo per il livello del rumore). I controlli da attuare sulle componenti in arrivo riguardano il peso, le dimensioni, lo spazio di manovra dei mezzi, l’integrità specialmente per le pale, l’attrezzatura di sollevamento e la portata delle gru. 2) Montaggio delle pale sul mozzo L’assemblaggio del rotore richiede l’utilizzo del relativo piedistallo sul quale viene posizionato il mozzo a cui vengono connesse le pale tramite bulloni specificati nel manuale di montaggio.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 5 - Realizzazione della centrale eolica 5.3 - Materiali utilizzati ed attività di montaggio

Dopo aver fissato il mozzo al piedistallo si deve procedere al montaggio delle singole pale, accertandosi che lo spazio di manovra sia sufficientemente garantito da ogni possibile impedimento, che gli operatori siano perfettamente equipaggiati per il lavoro di cui trattasi e che l’attrezzatura di sollevamento sia idonea ed omologata. Al completamento del montaggio del rotore occorre che lo stesso venga adeguatamente assicurato al suolo, per evitare possibili ribaltamenti e/o danneggiamenti dovuti a raffiche di vento. 3) Montaggio torre Il montaggio dei conci di torre avviene utilizzando generalmente due gru, una per il sollevamento e l’altra ausiliaria in fase di sollevamento verticale del tronco. Terminata la fase di montaggio torre si verifica che la planarità della flangia superiore sia conforme alle specifiche. 4) Sollevamento della navicella e relativo posizionamento Dopo le necessarie operazioni di allestimento e preparazione della navicella (preparazione impianto elettrico, predisposizione sollevamento - bulloneria, cavi ausiliari, etc.), che richiedono la dovuta attenzione, ma che non espongono gli operatori a situazioni particolarmente stressanti dal punto di vista della sicurezza, si deve procedere all’operazione di sollevamento vero e proprio della navicella da posizionare sulla relativa torre. Per questa operazione si utilizza una speciale attrezzatura (kit di sollevamento) le cui catene devono essere agganciate ai rispettivi punti di aggancio, già posizionati sulla navicella. A tale riguardo è importante controllare che venga utilizzata l’attrezzatura idonea e prestabilita per la specifica navicella, che l’attrezzatura sia in perfetto stato e non presenti punti di probabile innesco a rottura, che vengano rispettati tutti gli accorgimenti necessari per operare in sicurezza e che la velocità del vento non superi i 8 m/sec a 50 m. 5) Sollevamento del rotore e relativo posizionamento Anche per il sollevamento del rotore è stata predisposta una particolare attrezzatura che consente un’operazione graduale in equilibrio statico puntuale. Il montaggio di detta attrezzatura deve avvenire in modo da consentire un sollevamento in sicurezza e richiede l’applicazione di quanto riportato nei capitoli specifici del manuale di sicurezza. In particolare occorre verificare che la velocità del vento non sia superiore a 8 m/s. L’operazione di assemblaggio finale dell’ogiva avviene in quota e consiste principalmente nel connettere la flangia dell’ogiva alla piastra di ancoraggio dell’albero lento con serraggio dei relativi bulloni. A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 5 - Realizzazione della centrale eolica 5.4 - L'entrata in servizio della centrale

6) Collegamento del cavo di potenza e dei cavi ausiliari L’operazione consiste nel collegare i cavi, precedentemente installati in torre, alla navicella e al quadro di controllo a base torre.

5.4 - L'entrata in servizio della centrale Le operazioni di avviamento della turbina eolica prevedono una serie di controlli del macchinario e dei sistemi ausiliari, compresi i cablaggi elettrici, affinché al momento del primo avviamento tutto sia in ordine per poter entrare in servizio. La tabella dei lavori prevede, quindi, una serie di azioni che preludono alla successiva prova dell’aerogeneratore, come la messa in tensione degli impianti, la taratura dei sistemi di controllo, la messa in bandiera delle pale, ed altro ancora.

Infine si da il via ad alcune prove di funzionamento, il cui esito positivo permetterà la successiva messa in parallelo dell’impianto. Si tratta forse della fase più semplice ma anche di quella che, a volte, può essere rinviata a tempi indefiniti. In genere dopo i controlli di rito si ha la messa in parallelo della centrale attraverso il nodo di connessione, sotto la supervisione dei tecnici del Gestore Rete Trasmissione Nazionale (GRTN) e, talvolta, della società TERNA che governa le reti di trasporto. Sovente i lavori sul nodo di connessione sono effettuati, anche se a seguito di una gara pubblica, dalla stessa società che gestisce le reti di trasporto. Un’ulteriore pratica da espletare con il GRTN è rappresentata dal riconoscimento della cosiddetta qualifica IAFR (cioè di impianto a fonte rinnovabile) quale presupposto al rilascio dei certificati verdi. Tutte le fasi di cui si è parlato in questo paragrafo ed in quelli precedenti, vengono sempre più frequentemente garantite dalla sottoscrizione di apposite fideiussioni bancarie. Ciò corrisponde a verità specialmente per quanto attiene la procedura espletata con il GRTN.

5.5 - Sicurezza del lavoro nella realizzazione di impianti eolici Prescrizioni di carattere generale Il cantiere si identifica come un luogo di lavoro “atipico” per due aspetti sostanziali legati alla particolarità del luogo di lavoro stesso e del comportamento degli operatori.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 5 - Realizzazione della centrale eolica 5.5 - Sicurezza del lavoro nella realizzazione di impianti eolici

Il cantiere rappresenta, infatti, una “fabbrica” del tutto originale in quanto le sue fasi di lavoro, quasi mai ripetitive, e la sua organizzazione spaziale varia al variare della tipologia degli interventi, delle scelte tecnologiche e dei materiali adottati, delle caratteristiche del sito e delle condizioni atmosferiche. In cantiere l’incidenza dell’opera umana è determinante e buona parte del lavoro avviene in elevazione, in luoghi ristretti e non agevoli, in prossimità di scavi, sotto l’influenza climatica delle stagioni e degli agenti atmosferici. La segnaletica di sicurezza riveste un ruolo marginale, ma non trascurabile, in considerazione del fatto che una corretta dislocazione della segnaletica di sicurezza sono parte integrante dell’organizzazione della prevenzione nel cantiere. Entrando nel dettaglio di quanto disposto dal D.Lgs. 81/08 e successive modifiche ed integrazioni (s.m.i.), spetta al Coordinatore della Sicurezza in fase di Progettazione (C.S.P.) predisporre, nel Piano di Sicurezza e Coordinamento (P.S.C.), un lay-out del cantiere sul quale sarà indicata la corretta dislocazione della segnaletica. L’impresa aggiudicataria dei lavori è tenuta ad attuare quanto previsto nel P.S.C. e deve predisporre un proprio Piano Operativo di Sicurezza (P.O.S.) che deve avere le caratteristiche di un piano complementare di dettaglio del P.S.C. Oltre all’impresa aggiudicataria tutte le imprese esecutrici e i lavoratori autonomi che prestano la propria attività all’interno del cantiere, a qualsiasi titolo, sono tenute, prima dell’inizio dei rispettivi lavori, alla redazione di un proprio P.O.S. Il datore di lavoro dell’impresa esecutrice mette a disposizione copia del P.S.C. al Rappresentante dei Lavoratori per la Sicurezza almeno 10 giorni prima dell’inizio dei lavori, gli stessi rappresentanti dei lavoratori potranno avanzare richieste di chiarimenti sul contenuto del Piano e ove lo ritengano necessario produrre proposte di modifica. L’impresa che si aggiudica i lavori può presentare proposte di integrazione al P.S.C. ove ritenga, sulla base della propria esperienza, di poter meglio garantire la sicurezza dei lavoratori nel cantiere. Il Committente, prima dell’affidamento dell’incarico dei lavori, designa un professionista abilitato quale Coordinatore della Sicurezza per l’Esecuzione dei lavori (C.S.E.) cui spettano i poteri e gli obblighi di cui al D. Lgs. 81/08; in particolare si ricorda che una funzione molto importante è quella di organizzare tra i datori di lavoro, ivi compresi i lavoratori autonomi, la cooperazione ed il coordinamento delle attività, nonché la loro reciproca informazione.

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E’ facoltà e dovere del C.S.E., ove egli stesso lo ritenga necessario per il verificarsi di mutate condizioni nel corso delle lavorazioni o perché lo reputi comunque indispensabile, apportare eventuali modifiche al fine di integrare e migliorare il P.S.C.. Tutti i lavoratori presenti in cantiere, sia quelli dipendenti dell’impresa appaltatrice che quelli autonomi, dovranno seguire i contenuti e prescrizioni del P.S.C nonché del proprio P.O.S. Durante la realizzazione delle opere, i principali rischi sono quelli derivanti dall’esecuzione di scavi, la predisposizione delle opere in cls e la movimentazione ed il montaggio delle diverse attrezzature e dei diversi macchinari. Nel caso delle opere di scavo e di preparazione del cantiere, al fine di preservare la caduta dei lavoratori, come misure di prevenzione e protezione la normativa prescrive di delimitare il bordo degli scavi con adeguate segnalazioni temporanee, riposizionabili nel proseguimento delle fasi di scavo (DPR 164/56, art. 12). E’ inoltre vietato effettuare deposito di materiale sul ciglio dello scavo, sostarvi e sostare nel raggio di azione della macchina operatrice. Nel caso di scavi che arrivano a profondità superiori ad 1,50m o quando la consistenza del terreno non dia sufficiente garanzia di stabilità, anche in relazione alla pendenza delle pareti, si deve provvedere, man mano che procede lo scavo, all'applicazione delle necessarie armature di sostegno. Il D.Lgs. 81/08 obbliga in generale ogni lavoratore a prendersi cura della propria sicurezza e salute sul luogo di lavoro e ciascun datore di lavoro a porre in atto tutte le condizioni affinché possa essere garantita la sicurezza e la salute dei lavoratori stessi. I datori di lavoro e i lavoratori autonomi dovranno seguire quanto previsto dal D.Lgs 81/08, oltre ad adottare i contenuti e le prescrizioni del P.S.C. I direttori di cantiere, i preposti, gli assistenti sono a loro volta chiamati, ognuno per le proprie competenze, a vigilare e verificare che siano rispettate da parte dei lavoratori e delle imprese le norme di Legge in materia di sicurezza e i contenuti e le prescrizioni dettate dal P.O.S. e dal C.S.E. Prima dell’inizio dei lavori i lavoratori dovranno essere portati a conoscenza delle modalità di pronto intervento, degli obblighi e competenze degli specifici addetti e del comportamento da tenere singolarmente in caso si verifichi un incidente; dovrà inoltre essere assegnato specificatamente il compito di chiamata telefonica in caso di emergenza sanitaria. Dovrà essere nota a tutti i lavoratori la dislocazione della cassetta di pronto soccorso, la quale sarà conservata a norma di Legge e dotata di tutti i presidi previsti dalla Legge

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stessa (il pacchetto delle medicazioni deve essere conforme a quanto previsto dal D.Lgs. 81/08 e s.m.i.). I lavoratori dovranno aver ricevuto adeguata informazione sulla formazione degli addetti al pronto intervento, sui procedimenti relativi alle operazioni di pronto soccorso immediato in caso degli incidenti che possono verificarsi in cantiere onde garantire un uso adeguato dei presidi medici in attesa dei soccorsi. La ditta dovrà fornire e conservare i dati del medico competente (nominativo, numero di telefono) e in relazione alla tipologia delle lavorazioni dovrà garantire la sorveglianza sanitaria sulle maestranze stesse, compreso accertamenti sanitari preventivi e periodici secondo quanto prescritto dal D.Lgs. 81/08 e s.m.i. Specifiche procedure di emergenza ed evacuazione del luogo di lavoro dovranno essere approntate per il periodo corrispondente alle fasi di gestione dei cantieri. A titolo del tutto indicativo si forniscono delle procedure comportamentali da seguire in caso di pericolo grave ed immediato, consistenti essenzialmente nella designazione ed assegnazione dei compiti da svolgere in caso di emergenza e in controlli preventivi, durante la fase di cantiere. Idonee e similari indicazioni di gestione delle fasi di emergenza dovranno essere approntate dal committente per quanto riguarda le fasi di gestione ordinaria dell’impianto, una volta questo ultimato e avviato. Il personale operante nella struttura dovrà conoscere le procedure e gli incarichi a ciascuno assegnati per comportarsi positivamente al verificarsi di una emergenza, secondo i compiti e le procedure generali riportate di seguito: •

Il capo cantiere è l’incaricato che dovrà dare l’ordine di evacuazione in caso di pericolo grave ed immediato;

Il capo cantiere una volta dato il segnale di evacuazione provvederà a chiamare telefonicamente i soccorsi (i numeri si trovano nella scheda “numeri utili” inserita nel piano di sicurezza e di coordinamento);

Gli operai presenti nel cantiere, al segnale di evacuazione, metteranno in sicurezza le attrezzature e si allontaneranno dal luogo di lavoro verso un luogo sicuro (normalmente ingresso cantiere);

Il capo cantiere, giornalmente, verificherà che i luoghi di lavoro, le attrezzature, la segnaletica rimangano corrispondenti alla normativa vigente, segnalando le anomalie e provvedendo alla sostituzione, adeguamento e posizionamento degli apprestamenti di sicurezza.

Di seguito viene riportato un elenco delle procedure di pronto soccorso, come prima bozza preliminare di lavoro. Poiché nelle emergenze è essenziale non perdere tempo, è

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fondamentale conoscere alcune semplici misure che consentano di agire adeguatamente e con tempestività:  garantire l’evidenza del numero di chiamata per il Pronto Soccorso (eventualmente elisoccorso), VVF, negli uffici (scheda “numeri utili”);  predisporre indicazioni chiare e complete per permettere ai soccorsi di raggiungere il luogo dell’incidente (indirizzo, telefono, strada più breve, punti di riferimento);  cercare di fornire già al momento del primo contatto con i soccorritori, un’idea abbastanza chiara di quanto è accaduto, il fattore che ha provocato l’incidente, quali sono state le misure di primo soccorso e la condizione attuale del luogo e dei feriti eventuali;  in caso di incidente grave, qualora il trasporto dell’infortunato possa essere effettuato con auto privata, avvisare il Pronto Soccorso dell’arrivo informandolo di quanto accaduto e delle condizioni dei feriti;  in attesa dei soccorsi tenere sgombra e segnalare adeguatamente una via di facile accesso;  prepararsi a riferire con esattezza quanto è accaduto, e le attuali condizioni dei feriti;  controllare periodicamente le condizioni e la scadenza del materiale e dei farmaci di primo soccorso. Infine si ricorda che nessuno è obbligato per legge a mettere a repentaglio la propria incolumità per portare soccorso e non si deve aggravare la situazione con manovre o comportamenti scorretti. Prima assistenza infortuni:  valutare quanto prima se la situazione necessita di altro aiuto oltre al proprio;  evitare di diventare una seconda vittima: se attorno all’infortunato c’è pericolo (di scarica elettrica, esalazioni gassose, ...) prima di intervenire, adottare tutte le misure di prevenzione e protezione necessarie;  spostare la persona dal luogo dell’incidente solo se necessario o c’è pericolo imminente o continuato, senza comunque sottoporsi agli stessi rischi;  accertarsi del danno subito: tipo di danno (grave, superficiale,...), regione corporea colpita, probabili conseguenze immediate (svenimento, insufficienza cardiorespiratoria);  accertarsi delle cause: causa singola o multipla (caduta, folgorazione e caduta,...), agente fisico o chimico (scheggia, intossicazione, ...);

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 porre nella posizione più opportuna (di sopravvivenza) l’infortunato e apprestare le prime cure;  rassicurare l’infortunato e spiegargli che cosa sta succedendo cercando di instaurare un clima di reciproca fiducia;  conservare stabilità emotiva per riuscire a superare gli aspetti spiacevoli di una situazione d’urgenza e controllare le sensazioni di sconforto o di disagio che possono derivare da essi. Infine, si ritiene doveroso sottolineare che lavorare in sicurezza non basta solo “pensare prima”, prevenire, mettere i cartelli, produrre la documentazione richiesta (P.S.C., P.O.S., ecc…) dai disposti legislativi vigenti, ma è necessario agire sui comportamenti quotidiani degli addetti ai lavori e investire nella prospettiva di una maturazione culturale capace di coinvolgere, ai diversi livelli, tutti gli operatori coinvolti nel processo edilizio e solo in questa modo, la prevenzione darà i suoi risultati nel medio – lungo termine. A tale scope una efficace formazione/informazione/addestramento riveste un ruolo di primaria importanza. Entrando nello specifico, il P.S.C./P.O.S. dovrà sviluppare i seguenti argomenti: •

Descrizione dei lavori: Tipologia costruttiva; Opere di fondazione; Tecnologie adottate; Materiali da impiegare; Opere di finitura; Piano di Montaggio pale.

Situazioni particolari: Ubicazione del cantiere; Situazione idrogeologica del sito; Elementi

ricavabili

dalla

relazione

geologica

e

geotecnica;

Condizioni

meteorologiche del luogo; Interazioni con aree esterne; Vicinanza di strade pubbliche con interazione di lavoratori; Vicinanza di aree esterne con interazione di lavoratori. La pianificazione dell’attività di Coordinamento dovrà provvedere l’analisi approfondita, all’interno del programma lavori, di momenti lavorativi caratterizzati da “fattori di rischio” che individuano specifiche fasi critiche. In particolare si potranno verificare i seguenti casi:  Fase con lavorazione ad alto rischio;  Fase con interferenza tra lavorazioni;  Fase con presenza contemporanea di più imprese.

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Norme di progettazione e sicurezza degli impianti Il progetto statico deve includere sia la struttura di acciaio (torre tubolare) sia le fondazioni di cemento armato, secondo la legge n.1086/1971 ed il D.M. 9 gennaio 1996 e successive modifiche, firmato da professionista abilitato. Il progettista deve allegare al progetto il calcolo e la certificazione della resistenza delle pale alle sollecitazioni a fatica; il progetto degli elementi di sicurezza deve includere la dimostrazione della gittata massima degli elementi rotanti in caso di rottura accidentale. Il progetto delle strutture di acciaio e di calcestruzzo armato deve essere basato sui seguenti dati:  dimensioni geometriche e pesi di ciascun aerogeneratore come certificati dal costruttore;  caratteristiche geotecniche del suolo come risultanti dalle misure effettuate e secondo la relazione geologica, geotecnica e idrogeologica come specificato dall’art.27 del DPR n.554/99;  azioni aerodinamiche sull’aerogeneratore nelle condizioni nominali e nelle condizioni di vento a raffica con la velocità massima centenaria di 55 m/s e durata di 1 secondo. Requisiti di sicurezza Dovranno essere rispettati i seguenti requisiti di sicurezza:  distanza minima di ogni turbina dell’impianto dal centro abitato più vicino pari a 500 metri;  distanza minima da edifici a carattere abitativo, commerciale, per servizi e turistico-ricreativo: 300 metri;  verificare e certificare che il rumore immesso dalle turbine in prossimità delle abitazioni non porti ad un superamento dei limiti imposti dalla normativa vigente, oltre a ciò il proponente dovrà garantire che non si creino effetti di ShadowFlickering in prossimità delle abitazioni;  distanza minima da edifici non residenziali e/o utilizzati per attività produttive: 200 metri, previa verifica di compatibilità acustica;  distanza minima da strutture utilizzate come ricovero attrezzi, mezzi agricoli e/o depositi: 50 metri;  distanza minima da autostrade, strade statali e provinciali: almeno 300 metri;  l’elettrodotto AT per la connessione dell’impianto

eolico alla RTN e la

sottostazione di smistamento devono distare almeno 1000 metri dal perimetro dell’area urbana prevista dal PUC; A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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 distanza minima da strade comunali asfaltate: almeno 100 metri; distanze inferiori sono possibili solo dopo un’accurata valutazione della probabilità di incidente a persone e cose per rottura di uno qualunque dei componenti della turbina;  in caso di installazioni in siti soggetti periodicamente a formazione di ghiaccio sulle strade è opportuno che venga adottata una segnaletica stradale adeguata per evitare che l’eventuale formazione di ghiaccio, creata dall’ombra della turbina eolica, possa arrecare incidenti a terzi. Norme di sicurezza nella gestione Il parco eolico dovrà essere vigilato da personale specializzato sia nell’area degli aerogeneratori sia nella stazione elettrica MT/AT. Nell’area del parco eolico si dovrà realizzare un piccolo locale di servizio dotato di riserva idrica e fossa settica. Il locale suddetto potrà essere realizzato alla base della torre se le dimensioni lo consentono. Le macchine di altezza al mozzo superiore a 50 m dovranno essere dotate di elevatore a motore elettrico per persone e carichi, oltre alla scala di sicurezza. L’edificio di controllo del produttore dovrà soddisfare le norme di sicurezza previste dal D.lgs 81/08 e s.m.i. oltre alle norme urbanistiche ed igieniche. Le strutture e gli impianti dovranno rispettare la legge 10/91 e s.m.i. ed il D.P.R.412/93; il fabbisogno di energia totale deve essere soddisfatto all’80% con le fonti rinnovabili locali. Le strutture degli edifici dovranno essere realizzati facendo ricorso, ove nulla osta, ai materiali locali; l’architettura esterna dovrà essere integrata con l’ambiente circostante. Le aree di permanenza del personale di servizio dovranno distare almeno 5 metri dal locale armadi e quadri MT e 12 metri dai conduttori di AT e dal trasformatore MT/AT. Dovrà essere calcolato il valore locale del campo elettromagnetico sul posto di lavoro fisso nel rispetto della legge n.36/2001 e dei relativi decreti attuativi. La segnaletica di sicurezza La segnaletica di sicurezza costituisce uno degli strumenti indispensabili che contribuiscono a mettere e mantenere in moto la “grande macchina della sicurezza”. La caratteristica di ognuno di questi strumenti è quella di non poter essere mai sostituibili né sostitutivi gli uni degli altri, ma di contribuire, ognuno al proprio posto e seguendo un preciso ordine di priorità, al funzionamento dell’insieme. Così anche la segnaletica riveste un proprio ruolo all’interno del sistema atto a garantire il rispetto delle misure generali di tutela della salute dei lavoratori.

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La segnaletica di sicurezza costituisce una delle misure secondarie di prevenzione che devono essere messe in atto quando non è stato possibile ridurre il rischio alla fonte e si è in presenza di una dose, più o meno consistente, di rischio residuo. E’ importante ricordare che conseguire il rischio zero, la cosiddetta sicurezza assoluta, è matematicamente impossibile, anche investendo nella prevenzione somme considerevoli, perché non potrà mai essere esclusa la possibilità di un guasto, di un mal funzionamento o di un comportamento errato, ecc…e del conseguente incidente e/o evento lesivo, l’obiettivo da perseguire sarà quello di ridurre la possibilità di accadimento di un incidente in un luogo di lavoro, qualsiasi esso sia, o quantomeno di limitarne le conseguenze.

Scopo specifico della segnaletica di sicurezza è, dunque, quello di attirare in modo particolare l’attenzione su oggetti, macchine, situazioni, comportamenti che possono essere pericolosi, fornendo in maniera facilmente comprensibile gli avvertimenti, le indicazioni, i divieti, le prescrizioni necessarie. Le prescrizioni minime per la segnaletica di sicurezza e/o salute sul luogo di lavoro per tutte le attività produttive, pubbliche e private, alle quali sono addetti lavoratori subordinati, che rientrano nella tutela generale assicurata dal D.Lgs. 81/08 e s.m.i. E’ obbligatorio predisporre idonea segnaletica di sicurezza, sia diurna che notturna; vietare l'avvicinamento, la sosta e il transito delle persone non addette mediante avvisi e sbarramenti (DPR 164/56, art.9). Nei paragrafi che seguono si propone una lettura di detto disposto legislativo, per affrontare infine, il caso del cantiere. Tipologia della segnaletica di sicurezza Una delle prerogative che garantiscono l’efficacia della funzione attribuita alla segnaletica, e cioè quella di trasmettere un messaggio a qualcuno, è costituita dalla immediatezza e facilità di comprensione del messaggio stesso. I messaggi sono classificati in cinque categorie principali a seconda del tipo di comunicazione che deve essere impartita: segnali di divieto: quando vietano un comportamento che potrebbe far correre o causare un pericolo;  segnali di avvertimento: quando avvertono di un rischio o di un pericolo;  segnali di prescrizione: quando indicano un determinato comportamento;  segnali di salvataggio o soccorso: quando forniscono indicazioni relative alle uscite di sicurezza o ai mezzi di soccorso o di salvataggio;

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 segnali di informazione: quando forniscono ulteriori notizie. I diversi tipi di messaggio si traducono secondo codici, gesti, suoni, immagini, forme, colori a seconda del mezzo attraverso cui sono espressi. Tali messaggi possono essere espressi attraverso differenti tipi di segnaletica, da scegliere ed adottare ogni volta a seconda delle circostanze in cui ci si trova ad operare. La corretta progettazione della segnaletica non potrà prescindere, infatti, da alcuni fattori fondamentali quali ad esempio: la percezione dello spazio da parte dell’utente, il tipo di utenza al quale si deve far arrivare il messaggio, la destinazione d’uso del locale o l’utilizzo dell’area nella quale il messaggio deve essere trasmesso, nonché il tipo di attività, i ritmi e l’organizzazione del lavoro, gli spostamenti di uomini e merci all’interno dello spazio, confinato o aperto, entro il quale il messaggio deve essere recepito. I cartelli forniscono una precisa indicazione determinata attraverso una combinazione di una forma geometrica, di colori, di un simbolo o pittogramma, la cui visibilità deve essere garantita da una illuminazione di intensità adeguata. Dove sia necessario garantire una maggiore chiarificazione del significato del messaggio, i cartelli sopra indicati potranno essere accompagnati da cartelli ausiliari con scritte. Per quanto riguarda il dimensionamento dei cartelli si dovrà seguire la norma generale fornita dall’art. 3 del D.P.R. 524/82, per il quale: A > L /2000 dove A è la superficie del cartello in metri quadrati e L rappresenta la distanza minima in metri dalla quale il messaggio deve essere riconoscibile. Tuttavia il dimensionamento viene sempre fatto per distanze minori o uguali a 50 metri, oltre i quali è prevista la ripetizione del messaggio attraverso l’apposizione di un ulteriore cartello. Nella scelta della cartellonistica da esporre si dovrà tener conto dell’idonea dimensione, oltre alla giusta collocazione e illuminazione della stessa. La regola generale sopra espressa dovrà comunque servire per orientarsi nell’acquisto dei cartelli che già esistono numerosi in commercio, in diversi formati e materiali (alluminio, pellicola adesiva, PVC rigido) in relazione alle condizioni ambientali in cui vengono collocati ed devono essere mantenuti in efficienza. Sarà quindi presente in cantiere adeguata segnaletica di sicurezza e salute di cui al D. Lgs. 81/08 e s.m.i. Essa verrà posizionata stabilmente negli specifici punti del cantiere ove è necessaria la presenza di un determinato cartello in relazione al tipo di lavorazione svolta, alla sua pericolosità, alla presenza di impianti, attrezzature o macchine operatrici che inducano rischio. In generale si dovrà evitare di raggruppare la segnaletica in un unico grande cartello. In particolare, lungo la recinzione e nell’area delimitata dalla stessa ed in

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posizione ben visibile, devono essere installati dei cartelli che evidenzino le condizioni di pericolo, i divieti, i comportamenti e le informazioni di sicurezza, in conformità al D.Lgs. 81/08 e s.m.i. All’ingresso del cantiere verrà affisso un cartello indicante, l’oggetto dei lavori, la ditta appaltante, la ragione sociale dell’Impresa appaltatrice, gli eventuali subappaltatori, il nominativo dei coordinatori, sia in fase di progettazione che di esecuzione, e le altre notizie utili a identificare la tipologia dei lavori. Ogni lavoratore della Ditta appaltatrice e rappresentante per la sicurezza, così come ciascun lavoratore autonomo, deve essere a conoscenza dei rischi presenti in cantiere anche attraverso la segnaletica di sicurezza, in particolare attraverso i cartelli; per questo motivo dovrà conoscerne l’esatto significato (divieto, prescrizione, salvataggio). I segnali di salvataggio e soccorso hanno forma quadrata o rettangolare con colore di fondo verde. I luoghi dove esistono pericoli di urto, di caduta, di inciampo, oppure le zone con rischio di caduta di carichi o materiali dall’alto saranno delimitati con nastri tratteggiati tipo vedo. All’ingresso del cantiere o in prossimità di esso, verrà disposta la segnaletica stradale necessaria per impedire incidenti. In questo caso sarà indicato: cantiere, lavori in corso, uscita di automezzi, ecc.. Di seguito sono presentati alcuni dei principali segnali che devono essere posti nell’area di cantiere.

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La segnaletica deve essere posizionata in prossimitĂ del pericolo ed in luogo ben visibile, di seguito sono illustrati i segnali principali presenti nei cantieri.

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I segnali luminosi, sono quelli emessi da un dispositivo costituito da materiale trasparente o semitrasparente che è illuminato dall’interno o dal retro, in modo da apparire esso stesso un a superficie luminosa. Tali segnali dovranno essere utilizzati ogni qual volta le condizioni di scarsa illuminazione dell’ambiente rendano difficile la lettura di semplici cartelli opachi e potranno essere utilizzati quando particolari situazioni di rischio devono essere sottolineate, si pensi a titolo esemplificativo ai segnali luminosi applicati ai ponteggi per segnalarne la presenza durante le ore notturne. Tali segnali possono essere:  costantemente illuminati: quando la situazione di rischio è costante;  illuminati temporaneamente, a luce costante o ad intermittenza più o meno veloce, quando il rischio di esposizione al pericolo indicato è temporaneo. E’ questo il caso, per esempio, della segnalazione di pericolo imminente, di evacuazione di urgenza, di segnalazione all’esterno di laboratori radiologici dell’utilizzo delle macchine a radiazioni ionizzanti, onde evitare l’ingresso ai locali. In ogni caso il segnale luminoso dovrà emettere una luce tale che possa produrre un adeguato contrasto luminoso con l’ambiente in cui è inserito senza provocare fenomeni di abbagliamento per intensità eccessiva o cattiva visibilità per intensità insufficiente. L’alimentazione di tali dispositivi di segnalazione dovrà essere garantita anche in caso di interruzione dell’energia, e prevedere un sistema di alimentazione di emergenza, tranne nel caso in cui il rischio venga meno con l’interruzione della stessa. I segnali acustici, si definiscono quelli emessi o diffusi, senza segnale sonoro in codice o impiego di voce umana o sintesi vocale, da un dispositivo sonoro. Tali dispositivi di segnalazione di sicurezza non dovranno essere usati in ambienti, confinati o aperti, in cui il rumore di fondo sia troppo intenso, e quindi possa essere pregiudicata l’udibilità del suono d’allarme. E’ sconsigliabile inoltre l’uso contemporaneo di due segnali acustici onde evitare l’errata decodifica dei segnali. Il segnale sonoro dovrà indicare con il suo avvio, l’inizio di un’azione che si richiede di effettuare e per la quale sia stato computato un certo livello di rischio. La durata del suono dovrà essere prevista per tutta la durata dell’azione pericolosa, e dovrà essere reinserito al termine di ogni azione, pronto per essere riutilizzato al momento opportuno. Anche per i segnali acustici, come per quelli luminosi, andrà previsto un sistema di alimentazione energetica di emergenza atto a garantire il loro funzionamento anche in assenza di tensione nella normale rete di alimentazione.

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Le comunicazioni verbali, sono quelle per messaggi predeterminati con impiego di voce umana o sintesi vocale, diretta o diffusa da mezzo appropriato. La comunicazione verbale si instaurerà fra un parlante o un emettitore e uno o più ascoltatori, in forma di testi brevi, di frasi, gruppi di parole o parole isolate, quasi sempre in codice. Le persone riceventi dovranno essere adeguatamente formate in modo da saper riconoscere ed interpretare il messaggio inviato ed agire di conseguenza secondo i criteri di sicurezza. Tale tipologia di segnalazione si accompagna quasi sempre ad altri tipi di segnaletica, soprattutto quelle luminosa e gestuale. Nel caso in cui il messaggio verbale accompagni quello luminoso, la voce dovrà essere quasi sempre diffusa mediante idonei mezzi. Nel caso in cui il messaggio verbale accompagni quello gestuale, ad esempio nel caso di segnalazioni di manovra all’interno di un cantiere, esso dovrà essere quasi sempre diretto o supportato da mezzi amplificatori semplici, e dovrà essere impartito attraverso parole chiave di facile comprensione. Se la comunicazione verbale sarà impiegata in sostituzione o ad integrazione dei segnali gestuali, si dovrà far uso di parole chiave, come:  via, per indicare che si è avviata la direzione dell'operazione;  alt, per interrompere o terminare un movimento;  ferma, per arrestare le operazioni;  solleva, per far salire un carico;  abbassa, per far scendere un carico;  avanti, indietro, a destra, a sinistra ordini questi coordinati con codici gestuali corrispondenti;  attenzione, per ordinare un alt o un arresto d'urgenza;  presto, per accelerare un movimento per motivi di sicurezza. I segnali gestuali, sono usati solitamente per guidare persone che effettuano manovre in presenza o che implicano un rischio o pericolo. Il segnale gestuale viene impartito da una persona detta “segnalatore” che, per mezzo di segnali convenzionali, impartisce le istruzioni al destinatario dei segnali detto “operatore”. E’ indispensabile che la segnaletica gestuale sia costituita da segnali codificati, precisi, semplici, facili da eseguire nonché da interpretare, come indicato in forma esemplificativa dal D.Lgs. 81/08 e s.m.i.

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Oltre alla codifica dei segnali, questo tipo di segnaletica dovrà essere regolamentata da comportamenti precisi ai quali i due soggetti coinvolti, il segnalatore e l’operatore dovranno attenersi: l’uno, il segnalatore, dovrà sempre indossare indumenti e/o impugnare oggetti che lo rendano riconoscibile e visibile all’operatore e dovrà occupare di volta in volta una posizione che gli permetta di seguire con gli occhi la totalità delle manovre, senza essere esposto ai rischi da esse determinati; l’altro, l’operatore, ha il preciso dovere, in caso non potesse eseguire gli ordini impartiti per mancanza di sicurezza, di sospendere la manovra in corso e chiedere nuove istruzioni. Questo tipo di segnaletica sarà accompagnata da una comunicazione verbale, che dovrà interviene soprattutto a supporto nelle situazioni di pericolo imprevisto ed immediato, ma potrebbe essere supportata anche da una segnaletica luminosa o sonora, nei casi di particolare rischio in cui, per esempio, non sia garantita la totale tutela dell’incolumità del segnalatore durante la manovra. Al fine di garantire un’idonea fruizione del segnale, sarà necessario evitare di :  disporre un numero eccessivo di cartelli troppo vicini gli uni dagli altri;  utilizzare contemporaneamente due segnali luminosi, o due segnali acustici, che possono essere confusi;  utilizzare un segnale luminoso in presenza di un’altra emissione luminosa poco distinta;  utilizzare la segnaletica acustica se il rumore di fondo è troppo intenso. Garantire:  un numero sufficiente, una ubicazione razionale, un buon funzionamento dei mezzi e dispositivi di segnalazione;  uno stato di conservazione ed efficienza dei dispositivi attraverso una idonea manutenzione;  una alimentazione di emergenza per i dispositivi di segnalazione che necessitano di energia elettrica per il loro funzionamento. Si dovrà adottare, qualora i lavoratori interessati presentino limitazioni delle capacità uditive o visive, eventualmente a causa dell’uso di dispositivi di protezione individuale, adeguate misure di segnalazione supplementari o sostitutive. Indicazioni tecniche sulla movimentazione manuale dei carichi Per i lavoratori destinati alla movimentazione manuale dei carichi, dovrà essere previsto un apposito modulo informativo, anche con dimostrazioni pratiche, all'interno delle riunioni di formazione.

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Tale attività formativa, dovrà essere orientata ad illustrare quali siano i danni più frequenti e le fondamentali metodologie di comportamento finalizzate alla loro minimizzazione. In particolare, i danni maggiormente ricorrenti ai

lavoratori impegnati nella

movimentazione manuale dei carichi, sono:  schiacciamenti delle mani o dei piedi dovuti alla caduta od oscillazione del carico;  lesioni dorso-lombari (traumi o lesioni alla schiena, soprattutto nella zona dorsolombare, a carico delle strutture ossee, muscolari, nervose e vascolari). Procedure operative: Si dovrà fornire, agli addetti alla movimentazione manuale dei carichi, le disposizioni comportamentali. Mezzi di protezione collettiva e personale Quando è possibile, i rischi vanno eliminati alla fonte. Per i rischi che non potranno essere evitati o sufficientemente ridotti da misure tecniche di prevenzione, da mezzi di protezione collettiva, da misure, metodi e procedimenti atti eventualmente a riorganizzare il lavoro, si dovrà ricorrere ai Dispositivi di Protezione Individuale (DPI), che dovranno essere conformi alle norme di cui al D.Lgs. 81/08 e s.m.i. I DPI dovranno essere adeguati ai rischi da prevenire ed alle condizioni esistenti sui luoghi di lavori; inoltre dovranno tener conto delle esigenze ergonomiche e di salute del lavoratore ed essere adatti all'utilizzazione secondo le esigenze. La dotazione minima per tutto il personale dovrà essere: 1) Casco di protezione. 2) Guanti da lavoro. 3) Cuffie ed inserti auricolari. 4) Scarpe antinfortunistiche estive ed invernali 5) Cinture e imbracature di sicurezza. Quando necessario dovranno essere distribuiti: 1. Mascherine antipolvere 2. Occhiali, visiere e schermi Eventuali altri dispositivi di protezione per particolari esigenze attualmente non prevedibili dovranno essere utilizzati in caso di necessità su valutazione del Direttore di cantiere. L’elenco sommario dei DPI e loro modalità di utilizzo sono messi a disposizione dei lavoratori.

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La scelta e l'acquisto dei DPI dovrà essere fatta valutandone l'adeguatezza alle fasi di lavoro cui sono destinati in relazione al grado di protezione richiesto. L'acquisto di tali DPI, inoltre, dovrà essere fatta tenendo conto anche delle caratteristiche anatomiche dei lavoratori che li utilizzano. Nelle riunioni di informazione e formazione, si dovrà provvedere a fornire ai lavoratori tutte le necessarie indicazioni sulle procedure di utilizzo per il corretto uso dei DPI. Il Responsabile del Servizio di Prevenzione e Protezione (R.S.P.P.), dovrà assicurare il controllo sull'effettivo utilizzo, da parte delle maestranze, dei DPI consegnati loro, verificando, inoltre che ai dispositivi di protezione non vengano apportate modifiche di alcun genere. L’uso dei DPI da parte dei lavoratori è disciplinato in relazione alle varie fasi lavorative ed indicato in apposite schede. L’utilizzo dei DPI stessi potrà comunque essere controllato e indicato anche dal Coordinatore in fase di esecuzione in relazione allo specifico svolgimento delle lavorazioni e alle contingenze delle fasi di cantiere e di gestione dell’impianto. Si riportano, nella seguente tabella, i principali criteri funzionali seguiti per la scelta ed assegnazione dei DPI.

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Nel caso specifico della realizzazione di centrali eoliche rivestono grande importanza i dispositivi anticaduta composti da imbracatura con bretelle e fasce gluteali; fune di trattenuta di lunghezza tale da limitare la caduta a non più di m 1,5. Tale fune di trattenuta dovrà essere dotata di un dispositivo di dissipazione dell'energia, per cui si dovrà valutare preventivamente, a cura del preposto, la presenza di eventuali ostacoli sottostanti. Oggigiorno esistono aziende che producono dispositivi anticaduta specifici per l’installazione/manutenzione delle turbine eoliche. Conclusioni in materia di sicurezza Il criterio fondamentale nella conduzione dei lavori per la realizzazione dell'opera in oggetto sarà la salvaguardia della sicurezza dei lavoratori. Bisognerà ricordare che: •

in nessun caso i lavori potranno iniziare o proseguire quando siano carenti le misure di sicurezza prescritte dalle leggi vigenti;

responsabili del cantiere e maestranze avranno la

piena responsabilità,

nell'ambito delle proprie competenze, circa l'ottemperanza delle prescrizioni di sicurezza previste dalle leggi vigenti ed in particolare di quanto verrà stabilito e verbalizzato nelle riunioni per la Formazione ed Informazione, in cui ciascun dipendente verrà informato dei rischi esistenti in cantiere, con particolare riguardo a quelli attinenti alle mansioni affidate ed alle fasi lavorative in atto. I luoghi di lavoro al servizio del Cantiere dovranno in ogni caso rispondere alle norme del D.Lgs. 81/08 e s.m.i.

Il personale di cantiere sarà tenuto all'osservanza del Piano di Sicurezza e di tutti gli obblighi e doveri posti a carico dei lavoratori dalle norme di legge, ed ad attuare tutte le altre disposizioni impartite dal Direttore di Cantiere, Capo cantiere e dai Preposti incaricati. In nessun caso si potrà rimuovere o modificare le protezioni ed i dispositivi di sicurezza. Si dovranno sempre usare i mezzi personali di protezione che saranno necessari, sia quelli in dotazione personale che quelli forniti per lavori particolari, secondo le istruzioni ricevute e segnalarne al diretto superiore le eventuali insufficienze o carenze. A tutto il personale si dovrà: •

illustrare il P.S.C./P.O.S. e verificare che venga attuato quanto è in esso contenuto o è regolato dalle leggi vigenti e dalle norme della buona tecnica;

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â&#x20AC;˘

fornire ai preposti tutte quante le istruzioni necessarie alla prosecuzione dei lavori in sicurezza;

â&#x20AC;˘

disporre che non vengano comunque eseguiti lavori con rischi particolari o non sufficientemente programmati.

Tutte le macchine e le attrezzature dovranno essere mantenute in efficienza ed utilizzate in modo corretto e si dovrĂ eseguire l'affissione della segnaletica di sicurezza, di volta in volta, secondo le esigenze.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 6 - La sfida della tecnologia offshore 6.1 - La tecnologia dell'offshore

6 - La sfida della tecnologia offshore L'impianto di centrali eoliche offshore costituisce, in alcuni casi, una valida alternativa per lo sfruttamento dell'energia eolica. Il presente capitolo illustra la tecnologia dell'offshore, i criteri di progettazione delle piattaforme e le diverse tipologie di strutture, prendendo in considerazione anche il fattore impatto ambientale.

6.1 - La tecnologia dell'offshore Nelle prime centrali eoliche realizzate si è fatto ricorso a quelle che, all’epoca, erano le macchine più affidabili disponibili sul mercato e cioè turbine eoliche di media taglia, con potenza unitaria compresa fra 200 e 660 kW, con rotore tripala del diametro non superiore a 40 metri. L’altezza della torre, in genere, era pari a circa il valore del diametro del rotore, mentre la spaziatura delle turbine entro il cluster era stata scelta pari a circa 5 diametri del rotore, al fine di rendere minima l’interferenza aerodinamica durante il funzionamento della centrale. Successivamente, si è giunti ad impiegare macchine che hanno avuto altezza di torre pari a 50 – 60 m e diametri rotorici intorno a 60 – 70 m con potenze più vicine a quelle attuali pari a 1500 – 2500 kW. Come si vede, il progresso tecnologico nel settore sta portando allo sviluppo di centrali a maggiore distanza dalla costa e su fondali anche più profondi di quelli delle prime installazioni. Inoltre, con la centrale di Horns Rev, si è entrati in una fase sicuramente nuova delle installazioni eoliche ed eoliche offshore. Infatti, con questo impianto si è giunti a realizzare la prima centrale di grossa taglia in ambito offshore (80 turbine Vestas della potenza di 2 MW cadauna per un totale di 160 MW installati, entrate in servizio alla fine del 2002). La sua realizzazione ha presentato problemi costruttivi notevoli e pone interessanti soluzioni riguardo all’inserimento in un’area marina caratterizzata, come il bacino del Mediterraneo, da intensi traffici di navigazione. Sicuramente, tale impianto può essere di buon riferimento per la soluzione dei problemi di interazione fra impianti e traffico navale di superficie nelle aree mediterranee, qualora si dovesse riuscire ad installare cluster eolici nel Mar Mediterraneo. Al momento le caratteristiche tecnologiche per gli impianti offshore del Mare del Nord sembrano essere orientate verso impianti di grossa taglia con macchine da almeno 2 MW cadauna, se non di taglia maggiore (2300 – 2750 kW).

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 6 - La sfida della tecnologia offshore 6.2 - Criteri di progettazione per impianti eolici offshore

Esiste la tendenza ad andare sempre più verso cluster densamente popolati posti a distanze maggiori che in passato dalla costa, e con fondali di posa sempre maggiori. Si pensi che in Giappone sono allo studio installazioni su fondazione galleggiante.

6.2 - Criteri di progettazione per impianti eolici offshore La tendenza verso la quasi totale saturazione

dei

siti

disponibili

sulla

terraferma ha indotto negli ultimi anni a far convergere l’interesse verso la scelta di siti offshore o semioffshore, cioè che sono ubicati rispettivamente in mare aperto o lungo pennelli a mare o dighe foranee di porti o località direttamente aggettanti sul mare. Chiaramente la collocazione offshore ha anche vantaggi, come la disponibilità di un potenziale eolico migliore, la minor turbolenza del vento con evidenti vantaggi non solo per le macchine, grazie alla maggior durabilità delle pale, ma anche per una probabile miglior accoglimento da parte della popolazione per un ridotto impatto visivo. La differenza sostanziale tra situazioni offshore ed onshore, cioè per impianti a mare o su terraferma, sta nelle condizioni ambientali: una diversa velocità del vento, una minore turbolenza dell’aria, differenti situazioni di carichi statici e dinamici sulla struttura fondaria e sull’aerogeneratore, causati dal mare ed eventualmente da ghiaccio (soprattutto nei mari europei settentrionali), una più accentuata corrosività dovuta all’ambiente marino, una maggior frequenza di fulminazioni, una più alta distanza dall’utilizzazione diretta o dalla rete di distribuzione elettrica con conseguenti opere elettriche di più marcata rilevanza, procedure di installazione e manutenzione più complesse, impatto sull’ambiente biotico e abiotico marino invece che terrestre, visibilità relativamente ridotta ad una certa distanza dalla costa, possibili vincoli collegati a specifici usi delle acque.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 6 - La sfida della tecnologia offshore 6.3 - La fondazione

Nei confronti degli aspetti esecutivi, appare evidente che l’installazione a mare sia molto diversa da quella a terra con conseguenze relative ai tempi di montaggio, alle attrezzature ed ai mezzi da utilizzare, alle condizioni di lavoro del personale addetto al montaggio e soprattutto dal punto di vista strutturale per l’importanza che la struttura fondaria assume, sia nelle valutazioni economiche, sia per i riflessi sul progetto e la realizzazione dell’unità offshore. Sulla base delle considerazioni precedenti, i fattori di primo orientamento per la scelta del sistema fondario possono essere così sintetizzati: • economia - costo di realizzazione e di messa in opera (oltre che di esercizio)

relativamente bassi (in ogni caso valutabili attorno a percentuali decrescenti rispetto ai valori iniziali del 30% del costo globale dell'impianto); • posabilità/galleggiabilità - facilità di costruzione, di trasporto in situ e di posa in

opera con impiego di tecnologie non particolarmente sofisticate ed in tempi adeguatamente ridotti; • ripetibilità - possibilità di produzione in serie di ogni singola soluzione con riduzioni

dei costi di realizzazione per l'effetto della serie; • adattabilità - utilizzazione in siti dalle differenti caratteristiche morfologiche,

presentate dai fondali marini delle coste nazionali, senza ricorrere a particolari tecniche di fondazione; • complementarità - scelta dei parametri progettuali che consentano di rendere

fondazione e macchina un sistema unico e complementare ai fini del comportamento statico e dinamico del complesso sotto le molteplici condizioni materiali di carico normale/eccezionale durante la vita dell’impianto. • montabilità - capacità di consentire il montaggio dell’aerogeneratore, meglio con

fondazione in situ, o in alternativa direttamente su fondazione prima di vararla (posa di fondazione con macchina eolica); • rimovibilità - evacuazione dell'area occupata dalla fondazione per eliminare

ingombri per la navigazione al compimento della vita dell'impianto.

6.3 - La fondazione E’ utile impostare l’esame, partendo da alcuni criteri basilari per la realizzazione della struttura per un impianto eolico, che va installato a mare su bassi fondali, estendibile in seguito a fondali più profondi, previa applicazione di opportuni accorgimenti tecnicoprogettuali.

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In primo luogo ci si deve preoccupare delle modalità di montaggio sotto il profilo dei mezzi di trasporto e di sollevamento per la fondazione e soprattutto per l’aerogeneratore. Tenendo presenti queste esigenze si devono considerare le seguenti alternative: • trasporto della fondazione da appoggiare al fondo ed equipaggiata con macchina

eolica completa; • trasporto della sola fondazione da inserire nel fondale e successivo montaggio

della macchina; • costruzione in situ della fondazione e successivo montaggio della macchina.

Il primo caso potrebbe avere una variante. L’aerogeneratore, anziché essere montato a pezzo a pezzo sulla fondazione, è preventivamente assiemato a terra ed è trasportato come un solo pezzo sulla fondazione, dove va fissato. Di seguito si analizzeranno le varie alternative di fondazione attualmente in uso. A gravità Prevede

sostanzialmente

le

fondazioni a gravità, di varie dimensioni e forma,

piene

o

meglio

alleggerite.

Possono essere costituite anche da uno zoccolo o grande patta, su cui la parte restante della fondazione può essere, o a travi

(braced)

tipo

piattaforma

a

tubi/pali, o a traliccio (lattice) tipo piattaforma a tralicci e continuare nella torre anch’essa a traliccio o a tubo. Possono essere in grado di galleggiare autonomamente o abbisognare di galleggianti ausiliari per il trasporto sul sito. Occorre sempre disporre di un’area difesa (porto, darsena protetta, etc.) esistente o da predisporre per la costruzione del sistema completo fondazione-aerogeneratore e di un canale di adeguata profondità per il trasporto sul campo eolico. L’apertura di un simile passaggio impone l’intervento di draghe, che riescano ad abbassare il fondo al livello voluto. Resta da ottenere l’autorizzazione ad estrarre il materiale ed a scaricarlo a mare. Le disposizioni vigenti sono molto restrittive. Se la natura del materiale di risulta cade in una delle quattro categorie, che impedisce la sua restituzione a mare (anche in fondali di grande profondità solitamente non difficili da reperire), va trasferito in discariche, sottoposto a trattamento preventivo. I costi, che

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per semplice rimozione e restituzione - più o meno locale - sono significativi, salgono a dismisura nella deprecabile situazione, precedentemente ipotizzata. Ancora più complessa e lenta è la procedura per individuare, realizzare e far autorizzare l’apertura di aree difese (tipiche di portualità minori), qualora non sia possibile disporne di adeguate (e già esistenti). Non costituiscono una difficoltà tecnica i mezzi di sollevamento, che, operando in terraferma, sono facilmente approvvigionabili. E’ da escludere la costruzione su terraferma da varare a mare per la complessità, i pesi e i costi inerenti all’operazione. Sono pure da scartare fondazioni (monopila, a traliccio, tripode, etc.), che richiedano per il loro posizionamento l’intervento di mezzi di lavoro, causa di rilevanti vibrazioni (battipalo, etc.) alla macchina. A fissaggio Comprende

le

varie

forme

di

fondazione, che necessitano per il fissaggio al fondale marino l’inserimento di parte della struttura o di elementi aggiuntivi (pali di ancoraggio) della stessa. Si riducono ai tipi a traliccio (piled-braced)

o

a

più

pile

(piled

monotower). Se il numero delle pile si riduce ad una, quest’ultimo tipo potrebbe anche far parte dell’ultima categoria. La costruzione di solito è fatta in officina ed in sito arriva la struttura completa, che va immersa e successivamente fissata tramite i pali di ancoraggio. Segue il montaggio della macchina eolica, fatto a componenti (torre, navicella, etc.) o come se l’unità fosse composta da un pezzo unico. L’operazione relativa ai montaggi può essere difficile da attuare, oltre che dal punto di vista tecnico, anche (e soprattutto) da quello autorizzativo. In ogni caso, resta da soddisfare l’esigenza di disporre di un mezzo marittimo (pontone o piattaforma autosollevante tipo jack-up), dotato di grande stabilità propria e di organi di sollevamento capaci di sollevare i pesi richiesti all’altezza imposta dal disegno della macchina eolica. E’ un aspetto delicato e vincolante della soluzione, che deve essere affrontato e soddisfatto preliminarmente, se si vuole scegliere questo tipo di fondazione. Questo escluderebbe l’impiego per i siti del Fondale Grande, che hanno fondali troppo bassi.

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In situ Possono farne parte, o il tipo a monopila (parzialmente anche pluripila), o le tipologie a gravità che sono realizzate direttamente in situ. Si renderebbero anche credibili proposte di fondazioni a gravità, impostate direttamente in situ (ad es., cingendo mediante un palancolato l’area da riempire con inerte e da sovrapporvi una spessa platea di c.a., su cui rizzare un traliccio o completare con una struttura a gravità), se la località fosse ricca di dune normalmente semi-affioranti od affioranti in condizioni di bassa marea. Resta da risolvere la problematica del montaggio. A ciò si può provvedere, diversificando al massimo gli interventi per trovare la soluzione tecnicamente valida ed economicamente sopportabile. La costruzione di un rilevato (in terra, massi, etc.) è facile, ma costosa, specie se occorra estendere il pennello sino alla macchina più lontana da riva. Anche riducendo l’interasse tra due macchine adiacenti a 3-5 diametri, la distanza può essere indubbiamente elevata. E’ necessario disfare il manufatto a macchine in loco, lasciando imprecisata (e forse anche critica) la modalità di intervenire sul rotore per eventuale manutenzione straordinaria nella vita dell’impianto. Altra via potrebbe essere offerta da un pontile metallico, che collega la riva alla ultima macchina e che è in grado di reggere la gru mobile (di tipo stradale). La struttura potrebbe restare permanente o essere temporanea per il periodo richiesto dai montaggi e dal primo esercizio. Il trasporto della macchina eolica può essere compiuto, o per via terrestre, o per via d’acqua. La prima è agevolata dal tracciato, che è già stato realizzato (sostanzialmente ci si trova in una soluzione tipica di impianto semioffshore), mentre la seconda presenta difficoltà, non essendovi sufficiente battente per far operare bettoline e rimorchiatori. La torre potrebbe essere veicolata per galleggiamento, tappandone le estremità. Più problematico è il trasporto degli altri componenti con lo stesso metodo. Pertanto, l’unica soluzione proponibile potrebbe essere quella della fondazione a monopila. E’ costituita da un grosso tubo che va interrato nel fondale e che potrebbe essere costruito ad anelli da saldare in loco, se le profondità di inserimento fossero grandi (e pure lo fosse anche il diametro). Una variante, che trasformerebbe il monopila in una fondazione a semi-gravità, si otterrebbe se il volume interno al tubo vada svuotato e riempito di c.s. Analogamente avverrebbe, se fosse necessario inserire una camicia di c.s./c.a. sull’estradosso del monopila per conferire stabilità alla parete della fondazione inserita nel fondale per contrastare possibili allargamenti delle sede causati da fatica (alternata sul monopila). In questo assetto la struttura che ne consegue diviene

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 6 - La sfida della tecnologia offshore 6.4 - Impatto ambientale

particolarmente rigida e difficilmente può essere contraddistinta da frequenze, che permetterebbero di applicare criteri di collegamento con la macchina eolica di tipo softsoft o soft-stift.

6.4 - Impatto ambientale Complessivamente si può affermare che l’impatto ambientale di un impianto eolico offshore sia inferiore a quello di un impianto onshore. Senza entrare nel dettaglio di tutta la trattazione si può affermare che sono da considerare le seguenti voci: • Impatto visivo: la localizzazione in mare permette di evitare la vicinanza con i

centri abitati, ma si rileva come l’ubicazione offshore, sia visibile dalla costa, non esistendo ostacoli alla vista. Non sempre la vista degli aerogeneratori installati in mare ha riscontrato o riscontra il consenso della popolazione, anche se va detto che aumentando la distanza dal mare, le wind farm diventano sempre meno visibili per gli effetti di curvatura della superficie terrestre; inoltre l’adozione di macchine di colori mimetizzabili con quelli dell’orizzonte marino, permette di attenuare molto l’effetto visivo. • Impatto sull’ambiente biotico: riguardo alla fauna marina, non sono stati

riscontrati effetti rilevanti, anzi in alcuni casi si sono creati degli habitat che hanno favorito la moltiplicazione degli organismi esistenti e la diversificazione biologica; l’impatto sarà limitato alla fase di installazione e di inserimento della fondazione. Per quello che riguarda la flora e gli organismi vegetali, si ripetono le considerazioni fatte in relazione alla popolazione animale. • Impatto sull’ambiente abiotico: l’ambiente abiotico marino, cioè l’acqua del mare

ed il fondale, non subiscono impatti rilevanti, se non per l’inserimento nel fondale della fondazione, che comunque viene rimossa facilmente al fine vita dell’impianto, e per il sotterramento dei cavi elettrici sottomarini essenzialmente nella fase di installazione. • Impatto acustico: la localizzazione in mare, ad una certa distanza dai centri abitati,

evita un eventuale impatto acustico dell’impianto, essendo spesso la distanza tale da attenuare le emissioni sonore degli aerogeneratori, che comunque hanno emissioni certificate entro certi limiti. • Aree di rispetto: nella localizzazione dell’impianto, andrà evitato di occupare zone

riservate ad eventuali vincoli ambientali, zone che interferiscono con rotte navali o aeree, zone militari, o zone a rischio sismico e quanto altro possa imporre delle restrizioni all’uso dello specchio di mare prescelto.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 6 - La sfida della tecnologia offshore 6.5 - Piattaforme offshore preesistenti

6.5 - Piattaforme offshore preesistenti Negli ultimi anni, fermo restando il tentativo di aumentare la potenza unitaria delle macchine installate offshore, si è cominciato a considerare il concetto di aerogeneratori eolici installati a mare, utilizzando piattaforme offshore già esistenti, o sistemi galleggianti e semi-sommersi variamente connessi al fondo del mare o alla costa. Un esempio di potenziale riutilizzo di piattaforme offshore, è stato proposto dalla Soc. Edison, riguardo alla piattaforma VEGA, ubicata ad una profondità di 120 metri a 22 km dalla costa siciliana. Essa è sostanzialmente costituita da un jacket a 8 gambe di acciaio, con dimensioni geometriche di 80x60 m, per un peso complessivo di 26.000 tonnellate. Lo studio di pre-fattibilità ha considerato l’installazione di un aerogeneratore da 4,5 MW di potenza, ancora in fase di prototipo, dotato di un rotore di 112 m di diametro, collocato sulla piattaforma esistente, mediante l’impiego di mezzi navali e di sollevamento, parte dei quali sono già presenti sul VEGA. La distanza dalla costa (22 km) e la profondità del fondale (125 m) sono due fattori penalizzanti per l’allaccio alla rete. La velocità del vento a 50 m di altezza (7,22 m/sec) dà luogo ad una buona producibilità annua, circa 12,2 GWh/anno. Una prima valutazione dei costi, per una vita d’impianto di 15 anni, ha portato a considerare il costo complessivo in 8 MEUR, ripartito nel seguente modo: turbina 39%, opere elettriche e cavo sottomarino 36%, trasformatori MT/BT 6%, installazione 6%, lavori civili 6%, sviluppo ed engineering 4%, trasporto 3%. Dato rilevante su tale suddivisione è rappresentato dal sensibile costo dei cavi di trasporto energia elettrica. La ragione va trovata, soprattutto, nella distanza della piattaforma dalla costa. Sulla stessa linea di utilizzo di piattaforme sono anche gli studi, che sono stati avviati nel tentativo di utilizzare al meglio le caratteristiche di simili strutture in virtù delle dimensioni dei jacket. Le attuali configurazioni prevedono una macchina soltanto, che non sfrutterebbe appieno l’investimento per realizzare il sistema fondario per gli aerogeneratori. Si va, pertanto, su un arrangiamento a grappolo con i rotori in verticale a quote diverse, che insistono su un’unica torre. In alternativa è stato ipotizzato un campo eolico un po’ avveniristico, che sarebbe costituito da più piattaforme disposte secondo appropriate figure geometriche (triangoli, etc.), portanti ciascuna una torre. Gettando tra ogni coppia di esse ad opportuna altezza un ponte di collegamento, è pensabile poter imporre un complesso di rotori che sia in numero superiore a quello delle torri.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 6 - La sfida della tecnologia offshore 6.6 - Strutture galleggianti e semi-sommerse

6.6 - Strutture galleggianti e semi-sommerse Lo studio di strutture floating per lo sfruttamento dell’energia eolica, nasce da diversi bisogni, legati alla necessità di evitare fondazioni fisse, di migliorare così l’impatto ambientale degli aerogeneratori e di favorire un eventuale spostamento dell’insieme aerogeneratore-struttura. La possibilità di equipaggiare la piattaforma galleggiante/mobile con impianti diversi (per produrre energie elettrica con sistema ibrido, acqua dolce da dissalatore ad osmosi inversa, etc.) può fungere come fonte sussidiaria anche nei siti con forti punte di domanda stagionale di acqua ed elettricità, ad esempio. Il sistema galleggiante ad ancoraggio fisso è composto da due parti essenziali, la piattaforma galleggiante con il suo apparato di ancoraggio e la turbina eolica rigidamente fissata sulla piattaforma. L’installazione in prossimità di porti o della costa, faciliterebbe le operazioni di manutenzione e di gestione dell’impianto e renderebbe la soluzione accettabile anche dal punto di vista della fattibilità economico-finanziaria dell’impianto, che è stata sin dai primi approcci a questo tipo di strutture un ostacolo rilevante alla loro realizzazione. Le tipologie di strutture per le quali si propone di eseguire attività di ricerca e sviluppo, nonché di attuare progetti dimostrativi, sono di vari tipi. Si possono considerare essenzialmente 3 tipi di ancoraggio al fondale marino e/o alla costa: • Uso di cavi connessi e fissati ad un’unica pesante massa da poggiare sul fondo del

mare, con eventuali ulteriori vincoli verso terra della piattaforma galleggiante. • Uso di cavi connessi ad una piattaforma galleggiante, e fissati a 4 o più pilastrini

piantati nel fondale, esterni al perimetro della piattaforma, con eventuale ulteriore connessione a terra. • Uso di pilastri rigidamente connessi alla piattaforma, piantati nel fondale.

Sono state proposte anche altre strutture fondiarie flottanti (galleggianti) o rigide, studiate in Italia o all’estero, che solo in parte si discostano dalle tre ipotesi fatte. Gli aspetti tecnico-scientifici da valutare per lo sviluppo delle suddette soluzioni di ancoraggio/fondazione, oltre alle soluzioni impiantistiche, coinvolgono alcuni elementi principali da rilevare e studiare: • Ambiente, sicurezza e idraulica/idrologia: profondità del mare, altezza dell’onda e

sue caratteristiche, correnti e maree, risorsa eolica (vento), distanza dalla costa, natura geologica e geotecnica del fondale, sismicità, sicurezza, impatti sull’ambiente biotico ed abiotico, altre variabili di tipo fisico e chimico come temperatura, pressione, radiazione solare, pressione, umidità, salinità del mare, etc.; • Dimensioni geometriche delle strutture: dimensioni della piattaforma, profilo

della struttura, dimensioni dell’aerogeneratore e delle sue parti, dimensioni di altre parti

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 6 - La sfida della tecnologia offshore 6.7 - Soluzioni alternative

impiantistiche da implementare, dei vincoli sul fondale e/o a terra, materiali, sistemazione e inclinazione e affioramento dei cavi di ancoraggio struttura-fondale/costa; • Meccanica: definizione delle forze eoliche agenti sulla struttura, definizione delle

forze marine agenti sulla struttura, interazione tra l’aerogeneratore e la piattaforma, definizione delle forze dinamiche di gravità, aerodinamiche ed inerziali etc., tensioni nei cavi di ancoraggio/ammaro, e stato di sollecitazione delle fondazioni, scelta dei materiali; • Elettrotecnica ed energetica: definizione del tipo di rete esistente, cioè rete

isolata o rete principale, elettricità producibile dall’aerogeneratore, curva di carico della rete elettrica e dell’aerogeneratore, perdite di energia nei cavi di trasmissione, caratteristiche della rete elettrica di immissione (voltaggio, intensità di corrente, frequenza, elementi reattivi dell’accoppiamento turbina-rete, presenza di cabine di trasformazione etc.), tipo di connessione elettrica alla rete. Qualora l’aerogeneratore sia accoppiato ad un’altra sorgente di energia, bisognerà studiare l’accoppiamento aerogeneratore-fonte energetica complementare, l’erogazione energetica complessiva, le caratteristiche tecnica di una eventuale batteria, il consumo di combustibile di un eventuale generatore sussidiario per determinare la capacità del relativo serbatoio nel caso si impieghi del liquido (gasolio, etc.); • Economia: il sistema deve essere economicamente fattibile, monitorando

attentamente le variabili di costo delle parti costituenti il sistema (la piattaforma galleggiante, l’aerogeneratore, il sistema di ancoraggio e fondazione, la fonte sussidiaria di energia, altri parti impiantistiche etc.). Vanno esaminati anche i costi di manutenzione ordinaria e straordinaria, il costo di gestione del sistema ideato, il prezzo di vendita dell’energia, il costo del combustibile ausiliario, il costo del capitale, il periodo di ammortamento.

6.7 - Soluzioni alternative Altri studi ed esperienze nel settore navale ed idraulico, suggeriscono: • l’uso di piccole barriere galleggianti da installare in serie per attenuare il moto

ondoso nelle vicinanze della struttura; • l’ispessimento delle parti costituenti la piattaforma per ridurre i movimenti della

stessa; • l’adozione di cavi ad elevata rigidezza per diminuire i movimenti verticali della

piattaforma (qualora ciò sia richiesto).

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 6 - La sfida della tecnologia offshore 6.7 - Soluzioni alternative

Lo studio del sistema galleggiante mobile o del similare sistema pontoneaerogeneratore, parte dall’indagine dell’aerogeneratore montato su una struttura galleggiante/semisommersa.

Escludendo

l’azione

dell’onda

le

forze

agenti

sull’aerogeneratore sono soprattutto la forza di gravità, le forze inerziali, altre azioni dinamiche dovute al funzionamento, gli eventuali effetti di risonanza, le azioni del vento sulla struttura. Introducendo gli effetti del mare vanno prese in esame le azioni indotte sull’aerogeneratore dal movimento della struttura sottostante. Nei criteri progettuali si dovrà tener conto anche degli effetti giroscopici e del danno indotto da fenomeni di fatica. Tra i numerosi studi condotti sull’argomento, si sono prese in considerazione alcune soluzioni proposte da alcuni gruppi di lavoro: • i pontoni semisommersi per applicazioni di tipo estensivo, proposte da Henderson

e da un gruppo di lavoro olandese, dell’Università di Delft; • strutture di sostegno tubolari o in calcestruzzo, ancorate al fondo del mare

mediante cavi e pilastrini infissi nel fondale. Nessuna di queste soluzioni però, è risultata avere decisivi vantaggi economici e, quindi concreta realizzabilità, anche se vale la pena ricordare gli ultimi studi di fattibilità eseguiti sulle floating wind farms in acque basse (shallow waters), ad opera di un gruppo di lavoro olandese che comprende partners accademici ed industriali. Il progetto ha avuto come destinatario un sito nel Mare del Nord, che ha profondità di 50 m, un fondale sabbioso, una distanza dalla costa tra i 50 ed i 200 m. La velocità media del vento a 10 m di altezza è di 9 m/s, consentendo l’installazione di una macchina da 5 MW. Sviluppando il concetto a misura di parco eolico della potenzialità complessiva di 500 MW, ricorrendo a strutture di sostegno tri-floater, cioè strutture a tre gambe, con sostegni reticolari tra di esse, e pensando ad una turbina eolica installata in posizione centrale, per diverse distanze dalla costa, il costo del kWh prodotto risulterebbe compreso tra i 0,068 € (100 km dalla costa) ed i 0,074 € (200 km dalla costa). Sono casi estremi e avveniristici, ma certamente non fantasiosi, solo se si tiene conto dei programmi di certe nazioni, che stanno impegnandosi decisamente nella generazione di elettricità con macchine di grande potenza, arrangiate in campi offshore di qualche centinaio di MW, come sta avvenendo in Germania.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 6 - La sfida della tecnologia offshore 6.8 - Un esempio d’indagine da satellite per l'offshore

6.8 - Un esempio d’indagine da satellite per l'offshore Nell’ambito di un contratto comunitario denominato WEMSAR (Wind Energy Mapping using Synthetic Aperture Radar, 1 marzo 2000 – 1 marzo 2003), che ha visto la partecipazione dell’ENEA come partner, è stata effettuata un’attività di ricerca finalizzata ad applicazioni offshore. Il Wemsar infatti, è un metodo innovativo di mappatura del territorio, che permette di individuare le zone più favorevoli alla installazione di centrali eoliche, attraverso l’osservazione da satellite. L’obiettivo generale del progetto Wemsar è stato quello di investigare, validare e dimostrare le potenzialità di SAR (Synthetic Aperture Radar) per la mappatura eolica in ambiente marino. Le attività sono state indirizzate all’interpretazione dei dati acquisiti da satellite, attraverso la realizzazione e messa a punto di uno strumento in grado di elaborare e valutare tali dati, ed all’effettuazione dell’analisi statistica. • Stima della velocità del vento dalle immagini satellitari e validazione nei tre siti di

prova • Realizzazione di un modello di velocità del vento attraverso l’uso di modelli a meso

e micro scala • Creazione di uno strumento per una valutazione climatologica nelle regioni

costiere. Il consorzio WEMSAR che si è costituito nel contesto del programma è composto da: • Nansen Environmental and Remote Sensing Center (NERSC), Bergen, Norway

http://www.nersc.no/ • NEG-Micon, Wind & Site Department, Denmark http://www.neg-micon.dk/ • Risoe National Laboratory (Risoe), Denmark http://www.risoe.dk/ • Terra Orbit AS (TO), Norway • ENEA,

Renewable

Energy

and

Innovative

Cycles

Department,

http://www.enea.it/

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Italy

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.1 - Costi d'investimento

7 - L'economia dell'eolico Il capitolo prende in esame l'aspetto economico legato all'impianto e all'utilizzo di centrali eoliche, a partire dalla considerazione dei costi di investimento, nonché di quelli per la manutenzione, l'esercizio e la dismissione degli impianti. Inoltre, dopo un'analisi dello specifico caso dell'Italia, il capitolo descrive uno strumento di finanziamento a livello mondiale il "Project Fincancing". Infine viene presa in esame l'applicazione dell'eolico su scala ridotta ed un esempio di analisi di redditività per un mini-impinanto.

7.1 - Costi d'investimento L'investimento iniziale per la costruzione dell'impianto rappresenta la voce di costo più significativa di cui tenere conto nell'analizzare la redditività di un'iniziativa nel settore eolico. Nel suo complesso l'investimento può suddividersi nei seguenti raggruppamenti di spesa: • sviluppo iniziativa (2-5 % investimento totale) • installazione macchine eoliche (65-78 % investimento totale) • opere accessorie e infrastrutture (18-25 % investimento totale)

La fornitura delle macchine rappresenta la spesa più rilevante in assoluto, mentre la realizzazione delle opere accessorie e delle infrastrutture raggruppa le voci di costo strettamente collegate alla complessità del sito in relazione alla morfologia e natura del suolo, all'accessibilità e alla connessione alla rete. Nell'anno 2003, nei paesi guida nello sviluppo della tecnologia eolica, il costo specifico di realizzazione di un impianto "chiavi in mano" si colloca nell'intervallo tra 950 e 1150 € per chilowatt installato, con valore medio di circa 1050 €/kW. Questi valori, solo in prima approssimazione, possono essere presi come riferimento anche per l'Italia, dove esistono specificità di cui occorre tenere conto. La morfologia del nostro territorio è decisamente complessa e una buona parte delle aree ventose è localizzata su crinali o pendii delle dorsali appenniniche in zone remote e prive d'infrastrutture, spesso situate a quote che superano i mille metri. La conseguenza più diretta è che i costi sito dipendenti prevalentemente fissi, come l'accessibilità e il collegamento alla rete, hanno un'incidenza maggiore e possono portare il costo specifico totale dell'investimento a superare 1200 €/kW, con un'estrema variabilità che rende ingannevole ogni generalizzazione. E' prevedibile che questo aspetto tenderà ad accentuarsi, man mano che la ricerca del vento si sposterà su siti logisticamente meno favorevoli.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.2 - Specificità e variabilità del costo d'investimento

7.2 - Specificità e variabilità del costo d'investimento I costi d'investimento sono ripartiti nelle seguenti fasi di sviluppo e attuazione della centrale eolica. Sviluppo dell'iniziativa Questa fase comprende l'individuazione e qualificazione anemologica del sito, la progettazione dell'impianto, l'espletamento dell'iter autorizzativo per la concessione edilizia, la valutazione

dell'impatto ambientale ed il collegamento alla rete.

Economicamente essa rappresenta solo il 2-5 % dell'investimento totale, ma il suo impatto sulla redditività e sul controllo dei tempi dell'iniziativa è rilevante. Una campagna anemologica non accurata che sovrastima di solo il 10% il potenziale eolico di un sito può determinare produzione e ricavi effettivi inferiori del 20-30 % a quelli previsti. Viceversa, una sottostima della stessa entità del vento esistente può indurre all'affrettata rinuncia allo sfruttamento del sito. L'inesatta individuazione di possibili ostacoli autorizzativi (burocratici, ambientali, sociali) ha sicuramente riflessi negativi sui tempi di realizzazione dell'impianto, mentre ritardi sul completamento dell'allaccio alla rete provocano spesso la mancata entrata in servizio dell'impianto con opere e investimenti ultimati. Installazione delle macchine eoliche La potenza nominale degli aerogeneratori presenti sul mercato varia da pochi chilowatt ad oltre 2500 kW. La potenza media delle singole macchine installate nel mondo

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.2 - Specificità e variabilità del costo d'investimento

durante l'anno 2002 si attesta intorno ai 1000 kW (770 kW in Italia, 800 kW in Spagna, 1300 kW in Danimarca, 1400 kW in Germania), confermando la crescita in atto da diversi anni. Il costo di una turbina eolica installata, inclusivo di acquisto, trasporto, montaggio ed avviamento, è direttamente legato al diametro del rotore e all'altezza della torre piuttosto che alla semplice potenza nominale. Esso ha tratto benefici di scala dall'aumento delle dimensioni unitarie delle macchine ed in Italia, per una macchina da 850 kW, si aggira tra 600.000 e 700.000 €. Naturalmente centrali eoliche con numerose macchine godono anche del vantaggio di costi ridotti per "sconti" su ordini multipli di acquisto. Recentemente in un'iniziativa commerciale i costi d'investimento direttamente imputabili agli aerogeneratori coprono dal 65 al 78 % l'investimento complessivo. Opere accessorie e infrastrutture I costi di realizzazione delle rimanenti parti dell'impianto si riferiscono a: • opere civili: fondazioni, scavi per cavidotti, viabilità necessaria a trasportare sul sito

le sezioni delle macchine eoliche, eventuale edificio di servizio; • opere elettromeccaniche: box a piè di macchina con quadri elettrici e

trasformatore della corrente da bassa tensione a media tensione, apparecchiature per il controllo a distanza, cablaggi interrati per il collegamento elettrico delle macchine al punto d'uscita dell'impianto; • collegamento alla rete: cavidotto aereo o interrato per il collegamento

dell'impianto alla rete di trasmissione in media o alta tensione. Molti di questi costi sono fortemente variabili in relazione alle caratteristiche più o meno complesse del sito prescelto. La morfologia e la natura del terreno influenzano i costi delle fondazioni, dei cavidotti e della viabilità; l'accessibilità del sito impatta sui costi di trasporto e sull'organizzazione del cantiere, mentre la distanza dalle esistenti linee di trasmissione determina i costi di connessione alla rete elettrica. Infine, è opportuno sottolineare che le infrastrutture legate all'accessibilità e al collegamento alla rete hanno una vita utile sicuramente più duratura di quella presa a riferimento per ammortizzare un singolo impianto, pertanto possono estendere i loro benefici anche a successive iniziative, qualora si voglia continuare a utilizzare la risorsa eolica nel tempo. Generalmente i costi collegati al "resto d'impianto" incidono dal 18 al 25 % sull'investimento, complessivo.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.3 - Esercizio, manutenzione e dismissione

7.3 - Esercizio, manutenzione e dismissione Un impianto eolico non è gravato da costi di "combustibile", pertanto le spese di funzionamento riguardano l'amministrazione, il canone agli enti locali e ai proprietari per l'utilizzo del sito, i premi assicurativi e la manutenzione sia ordinaria che straordinaria degli impianti. Per quanto riguarda l'esercizio, è da sottolineare che gli impianti sono controllati a distanza e non richiedono presidi permanenti sul sito. Sul fronte della manutenzione, occorre dire che le moderne turbine eoliche sono progettate per funzionare circa 120.000 ore durante la vita prevista di 20 anni, molto più del motore di un'automobile che normalmente è destinato a durare 4.000-6.000 ore. Dopo un iniziale periodo di garanzia coperto dal costruttore delle macchine, alcuni gestori d'impianti eolici stipulano un contratto di servizio con società specializzate nella manutenzione. Naturalmente i costi di manutenzione tendono ad aumentare con l'accumulo delle ore di funzionamento e l'esperienza insegna che alcune parti particolarmente soggette all'usura, quali il rotore e l'ingranaggio per la moltiplicazione dei giri di rotazione dell'albero, necessitano spesso di essere sostituite durante la seconda metà della vita della macchina. In tal eventualità, la spesa da sostenere è stimabile in circa il 15-20 % del costo dell'intero aerogeneratore. Nelle valutazioni economiche si tiene solitamente conto dei costi relativi all'esercizio e manutenzione degli impianti nei due seguenti modi: • sotto

forma

di

valore

annuo

complessivo,

espresso

in

percentuale

dell'investimento nelle macchine eoliche; • direttamente come stima di costo per unità d'energia prodotta (€/kWh).

Ai suddetti costi vanno, infine, aggiunti i diritti annuali riconosciuti attraverso apposite convenzioni agli enti locali (Comune, Regione, etc) come compensazione dell'inserimento dell'impianto sul territorio. Dismissione dell'impianto Al termine della vita utile, normalmente prevista in 20 anni, l'impianto deve essere smantellato, anche se questa fase non presuppone automaticamente l'abbandono dell'area interessata. Al contrario è ragionevole pensare che un sito, con buone risorse eoliche e per di più con dati di ventosità consolidati dal lungo esercizio dell'impianto stesso, possa continuare ad essere utilizzato sostituendo le macchine installate con aerogeneratori tecnologicamente più avanzati.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.4 - Costo di produzione del kWh elettrico

In ogni caso occorre prevedere la rimozione delle vecchie macchine e, al riguardo, le informazioni sui costi associati a questa attività sono carenti poiché, soprattutto in Italia, l'età media delle centrali esistenti è bassa. Sulla base dei pochi casi di smantellamento di singoli esemplari d'aerogeneratori si può prevedere un costo di rimozione compreso tra 20.000 e 40.000 euro per macchina. Tale stima, da una parte, non tiene conto dei costi necessari per il ripristino delle condizioni originarie dell'area, in caso d'abbandono definitivo del sito, dall'altra, dell'eventuale valore residuo delle macchine nell'ipotesi di un recupero dei materiali.

7.4 - Costo di produzione del kWh elettrico Il costo dell'energia da fonte eolica è costantemente diminuito negli ultimi venti anni, ovvero da quando l'industria del settore ha cominciato a raggiungere la maturità commerciale. I maggiori contributi a tale riduzione derivano da economie di scala legate all'ottimizzazione dei processi produttivi, dalle innovazioni progettuali e dal miglioramento delle prestazioni delle macchine. Notevoli benefici sono stati ottenuti anche grazie ad una più efficace valutazione e sfruttamento delle risorse eoliche dei siti. In siti dotati di buona ventosità l'energia eolica è già competitiva con quella prodotta da centrali a carbone e in alcuni casi si avvicina al costo degli impianti a gas, che attualmente rappresentano la più economica opzione nella maggior parte dei mercati dell'elettricità. In Italia, in un sito con una producibilità annua di 2000 ore equivalenti a piena potenza, il costo di produzione dell'energia può essere stimato intorno a 6 €cent/kWh. Il diagramma traccia l'andamento del costo di produzione al variare della producibilità del sito. Le ipotesi alla base di tale valutazione si riferiscono alle caratteristiche tipiche di un'iniziativa in un'area appenninica mediamente complessa del nostro territorio.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.5 - Costi esterni

Guardando al futuro, le proiezioni della società di consulenza danese BTM, tra le più accreditate del settore, stimano che il costo del chilowattora eolico nel prossimo futuro possa scendere sotto 3 €cent, assumendo un investimento di 627 € per chilowatt installato. Per il 2020, tale valore potrebbe scendere sotto 2,5 €cent, con un investimento intorno ai 500 €/kW.

7.5 - Costi esterni I costi esterni (o esternalità) nella produzione d'energia elettrica sono quei costi che non rientrano nel prezzo di mercato e pertanto non ricadono sui produttori e sui consumatori, ma sono globalmente imposti alla società. Essi comprendono tutti i danni procurati all'ambiente, sia naturale che costruito, ed alla salute dell'uomo durante l'intero ciclo di uno specifico combustile e della relativa tecnologia (dall'acquisizione della risorsa, alla realizzazione ed esercizio degli impianti fino alla dismissione degli stessi). Si stima che complessivamente i costi esterni, non inclusi nelle tariffe del kWh a carico dei consumatori e, quindi, sostenuti dalla società nel suo complesso, rappresentino circa il 2% del prodotto interno lordo dell'UE. I tradizionali metodi di valutazione economica non ne tengono conto e ciò rende difficile un confronto omogeneo tra le diverse tecnologie, penalizzando quelle fonti, come le rinnovabili, caratterizzate da ridotto impatto ambientale. Tuttavia i risultati confermano la minore incidenza dei costi esterni per le fonti rinnovabili rispetto ai combustibili tradizionali e, pertanto, legittimano il ricorso a forme d'incentivo che non devono essere interpretate come "sussidi " verso tecnologie ancora non economicamente mature, ma come un riconoscimento della valenza ambientale.

7.6 - Ricavi dall'energia generata: il caso dell'Italia Se si escludono le iniziative che rientrano nelle graduatorie CIP 6/92, coloro che in Italia intendono immettere nella rete di media o alta tensione elettricità generata da macchine eoliche possono valorizzarla attraverso due distinti meccanismi: • cessione alla rete dei chilowattora prodotti; • vendita dei "certificati verdi", associati alla produzione di una quantità pari o

multipla di 100.000 kWh.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.6 - Ricavi dall'energia generata: il caso dell'Italia

Cessione dell'elettricità alla rete Fino alla partenza della “Borsa elettrica”, il prezzo di cessione alla rete dell'energia elettrica prodotta, considerata come "eccedenza", è regolato da delibere dell'Autorità per l'Energia elettrica e il Gas. Le tariffe, basate sul criterio dei costi evitati di combustibile dal cessionario, tengono conto del costo variabile riconosciuto dell'energia elettrica prodotta con impianti a combustibili fossili commerciali. Come riferimento è utilizzato il parametro Ct, definito dal comma 6.5 della deliberazione dell'Autorità n.70/97. Al cedente è riconosciuto: • l'intero valore del Ct per l’energia prodotta nelle ore piene; • il 92% del Ct per quella prodotta nelle ore vuote.

Il valore del Ct è aggiornato ogni tre mesi dall'Autorità, qualora il costo unitario riconosciuto dei combustibili registri una variazione superiore al 3% Il parametro Ct per il quarto trimestre, ottobre-dicembre, 2003 è stato fissato a 3,984 €cent/kWh). In alternativa, il produttore può negoziare sul mercato libero un prezzo diverso attraverso un contratto “bilaterale” con un acquirente definito. Ma questa possibilità, offerta dalle regole del mercato elettrico, è di difficile attuazione per singole iniziative eoliche, sia per le non grandi quantità d'energia in gioco che per l’aleatorietà di tale produzione. Nell’immediato futuro si prevede che la “Borsa elettrica” sarà pienamente operativa e l’energia elettrica da fonte eolica potrà essere immessa nel sistema elettrico secondo quanto fissato dal decreto legislativo, approvato dal Consiglio dei ministri il 19 dicembre 2003, che recepisce la Direttiva europea 77/CE/2001 per la promozione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. In particolare, l’articolo 11, che tratta le questioni riguardanti la partecipazione al mercato elettrico, prevede per gli impianti alimentati a fonti rinnovabili le seguenti modalità: • L’energia elettrica prodotta da impianti di potenza uguale o superiore a 10 MW

viene collocata sul mercato secondo la relativa disciplina e nel rispetto delle regole di dispacciamento definite dal Gestore della rete in attuazione delle disposizioni del decreto legislativo 16 marzo 1999, n° 79. • L’energia elettrica prodotta da impianti di potenza inferiore a 10 MW sarà ritirata,

su richiesta del produttore, dal gestore della rete alla quale l’impianto è collegato, previo riconoscimento del prezzo che si forma sul mercato elettrico di cui all'articolo 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n° 79.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.6 - Ricavi dall'energia generata: il caso dell'Italia

Certificati Verdi Al giorno d'oggi si definisce economia verde, o più propriamente economia ecologica, un modello teorico di sviluppo economico che prende origine da un' analisi econometrica del sistema economico che oltre ai benefici (aumento del P.I.L. - Prodotto Interno Lordo) di un certo regime di produzione prende in considerazione anche l'impatto ambientale cioè i potenziali danni ambientali prodotti dall'intero ciclo di trasformazione delle materie prime a partire dalla loro estrazione, passando per il loro trasporto e trasformazione in energia e prodotti finiti fino ai possibili danni ambientali che produce la loro definitiva eliminazione o smaltimento. Tali danni spesso si ripercuotono, in un meccanismo tipico di retroazione negativa, sul P.I.L. stesso diminuendolo a causa della riduzione di resa di attività economiche che traggono vantaggio da una buona qualità dell'ambiente come agricoltura, pesca, turismo, salute pubblica, soccorsi e ricostruzione in disastri naturali. I tre pilastri della sostenibilità (S) sono ben rappresentati come segue:

Sociale Sopportabile

Equitativa

S Ambiente naturale

Viabile

Economia

Questa analisi propone come soluzione misure economiche, legislative, tecnologiche e di educazione pubblica in grado di ridurre il consumo d'energia, di risorse naturali (acqua, cibo, combustibili, metalli, ecc.) e i danni ambientali promuovendo al contempo un modello di sviluppo sostenibile attraverso l'aumento dell'efficienza energetica e di produzione che produca a sua volta una diminuzione della dipendenza dall'estero,

l'abbattimento

delle

emissioni

di

gas

serra,

la

riduzione

dell'inquinamento locale e globale fino all'istituzione di una vera e propria economia sostenibile a scala globale e duratura servendosi prevalentemente di risorse rinnovabili e procedendo al più profondo riciclaggio di ogni tipo di scarto domestico o industriale evitando il più possibile sprechi di risorse. Si tratta dunque di un modello fortemente ottimizzato dell'attuale economia di mercato almeno nei suoi intenti originari.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.7 - Il "Project Financing": strumento per finanziare le iniziative

Fino ad oggi, la maggioranza degli impianti eolici in esercizio in Italia è stata realizzata nel quadro del sistema d'incentivazione tariffaria, noto come CIP 6/92, che prevede tariffe agevolate e certe per i primi otto anni della vita dell'impianto. In seguito al decreto Bersani del 1999 sulla liberalizzazione del mercato elettrico si è passati al meccanismo d'incentivazione delle fonti rinnovabili basato sui certificati verdi. Nel citato decreto è stabilito l'obbligo dell'utilizzazione prioritaria dell'energia da fonti rinnovabili, l'obbligo per la rete del ritiro delle eccedenze da rinnovabili, nonché l'obbligo per i produttori e importatori, di immettere dall'anno 2002 una "quota" d'energia prodotta da fonti rinnovabili pari al 2% dell'energia convenzionale prodotta o importata nell'anno precedente, al netto di una certa quantità in esenzione e in franchigia. I Certificati Verdi sono titoli annuali, che attestano la produzione di un valore pari o multiplo di 100.000 kWh, emessi dal Gestore della Rete ed attribuiti all'energia rinnovabile prodotta per i primi otto anni da impianti entrati in esercizio dopo il 1 aprile 1999. Per gli impianti convenzionati CIP6, che sono entrati in funzione dopo tale data o che lo faranno nei prossimi anni, i relativi certificati verdi saranno incamerati dallo stesso Gestore della Rete. Tali titoli sono negoziabili su un mercato nel quale la domanda è definita dall'obbligo del 2% del Decreto Bersani e l'offerta è costituita dai certificati verdi emessi a favore d'impianti privati o da quelli posseduti dallo stesso Gestore della Rete. Il Gestore della Rete colloca sul mercato i propri certificati al prezzo d'offerta stabilito secondo i criteri indicati all'art. 9 del decreto Bersani. E' ovvio che, almeno per i prossimi anni, questi certificati condizioneranno il mercato, calmierandolo e definendo un limite superiore al valore di scambio. Ad es., il prezzo d'offerta stabilito per il 2002 fu pari a 8,418 €cent/kWh.

7.7 - Il "Project Financing": strumento per finanziare le iniziative L'accesso a canali di finanziamento adeguati per reperire capitali a costi non elevati può amplificare, attraverso il fenomeno della leva finanziaria, la redditività dell'impresa. Negli ultimi anni, soprattutto per iniziative nel settore energetico, si è sviluppato e diffuso in tutto il mondo il ricorso al "Project financing". Attraverso questo strumento una specifica iniziativa economica viene valutata principalmente per le sue capacità di generare ricavi ed i flussi di cassa previsti per la gestione costituiscono la fonte primaria per il servizio del debito. Le prospettive rilevanti, ai fini della valutazione della capacità di rimborso del debito, sono basate sulle previsioni

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.7 - Il "Project Financing": strumento per finanziare le iniziative

di reddito dell’iniziativa finanziata e non sull’affidabilità economico-patrimoniale dei promotori del progetto di investimento. Rispetto alle altre forme di finanziamento, il project financing isola la posizione finanziaria dei promotori, mantenendo intatta la loro capacità d’indebitamento. Il debitore (colui che prende i soldi) è un soggetto giuridico identificato da una “società veicolo”, autonoma rispetto alle parti che hanno promosso l’iniziativa imprenditoriale. Il finanziamento viene erogato in base alla bontà del progetto e non alla affidabilità e capacità di credito del richiedente. L’ammontare del finanziamento non è mai a copertura totale dell’investimento ma è in un rapporto (capitale di debito/capitale proprio investito dai promotori) che varia a seconda dei rischi calcolati. Il rimborso è valutato in base alla capacità del progetto di generare flussi di cassa, selezionando generalmente progetti nei quali l’investimento viene ripagato in un tempo variabile tra gli 8 e i 15 anni. Il flusso di cassa generato rappresenta di fatto l’unico vero patrimonio dell’iniziativa e le garanzie richieste sono rappresentate dai contratti che la società veicolo stipula con le parti interessate all’operazione. Il settore elettrico è stato “l’apripista” dei più significativi esempi di project financing, grazie anche alla normativa vigente ed agli incentivi previsti dal provvedimento CIP6/92. Gli inizi degli anni novanta hanno visto la realizzazione di impianti di dimensioni notevoli e con importi in gioco dell’ordine di migliaia di miliardi di vecchie lire. Proprio il contratto di cessione dell’energia elettrica ed il contratto di finanziamento sono gli elementi che acquistano maggiore rilevanza nella definizione di un project financing nel settore elettrico. La valutazione della redditività del progetto e dei rischi ad esso inerenti costituiscono il punto critico dell’analisi dei finanziatori del progetto. I rischi da analizzare comprendono quelli di natura tecnica, assicurativa, finanziaria e legale. L'importante è verificare se il progetto è in grado di ripagare il finanziamento entro un certo periodo di tempo e con rischio limitato. Nel caso d'iniziative di Project financing relative alla costruzione di impianti eolici, il calcolo dei flussi finanziari è basato essenzialmente su: • la previsione di producibilità dell'impianto; • i costi d'investimento e gestione; • la struttura della tariffa (entità, durata e certezza dei prezzi).

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.8 - Eolico su scala ridotta

7.8 - Eolico su scala ridotta Le applicazioni dell’energia eolica su scala ridotta sono tipiche della generazione cosiddetta "distribuita" che utilizza macchine di piccola taglia (5-50 kW) per alimentare utenze isolate o per interfacciarsi sulla rete di bassa/media tensione. In questo specifico segmento il mercato è in grado di offrire una discreta gamma di prodotti, tecnologicamente validi anche se economicamente non ancora maturi, soprattutto se confrontati con i modelli di taglia maggiore. Infatti, recentemente il costo specifico d'investimento per aerogeneratori di queste dimensioni si aggira sui 2000-2500 €/kW. Inoltre, queste macchine pagano anche lo scotto di dover spesso operare in siti con bassa producibilità, compresa tra 1000-2000 ore equivalenti; ciò è dovuto al fatto che il mozzo del rotore è situato ad altezza media/bassa (normalmente 15-30 m), ma soprattutto perché l'entità dell'investimento non giustifica una campagna di qualificazione anemologica del sito e la scelta di dove posizionare la macchina è fatta secondo valutazioni "qualitative" e le esigenze dell'utilizzatore. Tutto ciò si riflette inevitabilmente in un costo di generazione dell'energia abbastanza elevato. Nelle applicazioni per sistemi isolati non collegati alla rete questo aspetto non è molto rilevante, poiché sono la qualità del servizio ed il confronto con le alternative disponibili a costituire il criterio di scelta. Spesso l'installazione di macchine eoliche di piccola taglia, associate ad altre fonti rinnovabili (solare fotovoltaico, idroelettrico, etc) ed integrate da un sistema di accumulo elettrochimico e da un diesel d'emergenza, rappresenta la soluzione impiantistica più conveniente, oltre che ambientalmente compatibile, in località remote o ad alto pregio paesaggistico. In questi casi le possibili alternative sono quasi sempre costituite dal ricorso a soli motori diesel o dalla realizzazione di chilometri di elettrodotti. In un'ottica internazionale le prospettive sono molto interessanti soprattutto per l'elettrificazione rurale dei paesi in via di sviluppo o del terzo mondo. Differente discorso si deve fare laddove la rete elettrica esiste, in tale contesto raggiungere la competitività economica diventa il fattore chiave per la diffusione delle macchine eoliche di piccola taglia. Se, inoltre, facciamo riferimento al panorama italiano, dobbiamo constatare che tale crescita è ulteriormente ostacolata da una situazione negativa costituita da: • difficoltà di raggiungere la quota minima di produzione richiesta per accedere ai "certificati verdi" (100.000 kWh): spesso sono necessarie due o tre macchine; • impossibilità, almeno fin’ora, di scambiare energia con la rete, secondo il meccanismo di "net metering", deliberato dall'Autorità per l'Energia solo per gli impianti fotovoltaici di piccola taglia (1-20 kW).

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.9 - Analisi di redditività di un mini-impinanto (approfondimento)

Se tali ostacoli saranno rimossi, esiste uno spazio anche per la diffusione di queste macchine soprattutto nei settori dell'agricoltura, turismo o in particolari realtà territoriali (isole minori), dove l'eolico di grande taglia può incontrare difficoltà d'inserimento.

7.9 - Analisi di redditività di un mini-impinanto (approfondimento) Per realizzare l’analisi di redditività è necessario calcolare: a) Eyear - L’energia elettrica prodotta in un anno dall’impianto; b) PB - Pay Back Return; c) NPV - Net Present Value; d) IRR - Internal Rate of Return. Calcolo di Eyear Avvalendoci dei dati a disposizione, in particolare di: - Curva di ventosità sperimentale

- Curva di potenza della turbina

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.9 - Analisi di redditività di un mini-impinanto (approfondimento)

è possibile strutturare la seguente tabella in funzione dei valori di velocità del vento:

La seconda colonna “Durata % annua cumulata” è costituita dai dati che definiscono la curva di ventosità. Rappresenta la durata in termini percentuali per cui il vento soffia con velocità uguale o superiore al valore di velocità definito nella riga relativa. Esempio: considerando la velocità del vento v=5m/s, la seconda colonna fornisce il valore 48%; per il 48% dell’anno in termini di tempo, il vento dunque soffia con velocità maggiore o uguale a 5 m/s.

La terza colonna fornisce, in termini percentuali, la durata per cui il vento soffia ad una certa velocità. Esempio: per la velocità del vento v=8 m/s si ottiene sottraendo dalla Durata % annua cumulata riferita al vento v=7 m/s (=28) la Durata % annua cumulata riferita al vento v=8 m/s (=20). Nella quarta colonna si ottengono le Durate annue in ore, l’operazione da eseguire è: Durata annua in ore = (Durata % annua) * 365 * 24/100

La quinta colonna è definita dai dati forniti dal costruttore della turbina (desumibili dal grafico che rappresenta la Curva di potenza).

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.9 - Analisi di redditività di un mini-impinanto (approfondimento)

I valori della sesta colonna, Energia in kWh, si ottengono da: E = P D ∆t dove: •

E è l’energia in kWh prodotta riferita ad ogni livello di velocità del vento.

P è la potenza in kW uscente dall’aerogeneratore.

∆t è l’intervallo di tempo.

Per ottenere l’energia totale si può integrare la curva P(t) con un metodo numerico a passo non costante.

Esempio: L’energia prodotta nel periodo di tempo ∆t(vvento = 6 m/ s) riferito alla velocità del vento di 6 m/s è dato da: n-opq76  6 +/= 

37tNu@qP -opq76  6 +/= _ 37tNu@qP -opq76  5 +/= · ∆x-opq76  6 +/= 2

Per ottenere l’energia totale si può integrare la curva P(t) con un metodo numerico a passo non costante; facendo dunque la somma di tutti gli intervalli. Il valore finale corrisponde all’area sottostante la curva nel grafico seguente:

L’energia prodotta in un anno è dunque: Eyear = 8803 kWh Considerando una perdita di circa 10% durante le trasformazioni da corrente alternata (AC) a corrente continua (DC) e viceversa si ha un’energia totale prodotta: Eyear,reale = 8803 D 0.90 ≈ 7925 kWh

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.9 - Analisi di redditività di un mini-impinanto (approfondimento)

Calcolo del PB e NPV Il ricavo monetario si ottiene moltiplicando il costo del kWh, EkWh per l’energia prodotta in un anno, Eyear,reale Ri = Eyear,reale x EkWh EkWh = 0,15 Euro (Prezzo indicativo pagato dal gestore nazionale per l’acquisto di energia, fornito dall’impianto oggetto della valutazione). Si consideri il costo di manutenzione medio annuo valutabile in 40 Euro. Fissando la durata utile dell’impianto in 20 anni, si ottiene la seguente tabella:

Per cui il Pay Back Return è di 7,3 anni e l’NPV è di 6425 EUR. Calcolo dell’IRR L’IRR, che corrisponde al tasso di interesse per il quale l’NPV è uguale a 0, è di circa il 17%. Considerazioni In realtà l’impianto d’esempio viene ammortizzato in un arco di tempo molto inferiore, in quanto il prezzo di 0,15 Euro al kWh con il quale il gestore nazionale indicativamente acquista (o meglio acquisterà) l’energia fornita dall’impianto privato, è di molto inferiore al prezzo che l’Enel (o chi per essa) fissa per l’acquisto di energia da lei fornita. Al vantaggio di vendere energia si deve dunque sommare il risparmio sulla bolletta, potendo generare in proprio energia che altrimenti dovrebbe essere acquistata a caro prezzo dal gestore nazionale.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 7 - L'economia dell'eolico 7.9 - Analisi di redditività di un mini-impinanto (approfondimento)

Si può allora affermare che l’investimento possa venire ammortizzato in 3-4 anni e che nella rimanente parte di vita utile (pessimisticamente altri 15 anni) l’impianto generi pressoché gratuitamente energia pulita e con un moderato impatto ambientale, date le sue ridotte dimensioni.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 8 - Il mercato internazionale ieri e oggi 8.1 - Mercato: situazione internazionale

8 - Il mercato internazionale ieri e oggi Il capitolo offre una panoramica sul mercato dell'eolico a livello internazionale, su quali sono gli incentivi e quali le barriere allo sviluppo del mercato nelle varie nazioni. Dopo avere accennato alle tecnologie recentemente disponibili, il capitolo prende in considerazione i tre casi di maggior successo a livello mondiale nella diffusione del settore eolico.

8.1 - Mercato: situazione internazionale I Paesi che ricorrono maggiormente all’energia eolica acquisiscono due benefici che difficilmente si trovano abbinati: economico ed ambientale. Infatti, a fronte di un volume d’affari globale, nel corso del 2002, stimato intorno ai 7 miliardi di euro, si è avuta una produzione di oltre 50.000 GWh corrispondente ad un risparmio di emissioni nell’atmosfera di almeno 30 milioni di tonnellate di CO2 e gas tossici associati. Anche il 2002 ha registrato una crescita estremamente significativa della potenza eolica installata: ad un valore di poco più di 24.000 MW, raggiunto alla fine dell’anno precedente, si è aggiunto un contributo di quasi 7.000 MW di nuove installazioni, portando la potenza attuale ad oltre 31.000 MW. Con il processo di liberalizzazione del mercato elettrico è pienamente giustificata l’aspettativa di ottenere ulteriori benefici dal ricorso all’energia eolica, in termini di diversità e sicurezza dell’approvvigionamento dell’elettricità e stabilità dei prezzi. Principali benefici Gli stati membri dell’IEA (International Energy Agency) hanno individuato i principali effetti benefici associati all’impiego dell’energia eolica che, nel tempo, hanno contribuito ad aumentare l’interesse dei mercati nuovi e già esistenti. • Emissioni molto contenute di gas nocivi, soprattutto CO2, nell’intero ciclo di vita,

per unità di elettricità generata. • Risorsa diffusa con costi dell’energia generata prossimi agli impianti termici. • Disponibilità di elettricità da fonte diversa e sicura. • Rimozione delle incertezze connesse alla fluttuazione dei prezzi dei combustibili. • Nuove prospettive industriali ed occupazionali, attraverso la realizzazione dei

componenti e del loro assemblaggio, installazione degli aerogeneratori, predisposizione infrastrutture ed esercizio e manutenzione degli impianti. Le aree dotate di migliori regimi anemologici spesso sono rurali, con basso tasso occupazionale e con esigenze maggiori nel contesto nazionale, di sviluppo economico e sociale. La Spagna, il cui ricorso all’eolico è in continua ascesa, sta cogliendo nel modo

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 8 - Il mercato internazionale ieri e oggi 8.2 - Gli incentivi a livello internazionale

migliore questa opportunità, ed al notevole sviluppo dell’industria del settore è ovviamente associata la creazione di nuovi posti di lavoro, con la massima concentrazione nelle aree interessate da insediamenti eolici. Nel 2002 si è riscontrato l’avvio di nuove realtà industriali nel campo della componentistica eolica, fabbricazione di torri, moltiplicatori di giri e pale, con particolare riferimento alla regione Castilla-Leon, dove maggiore è stata la ricaduta occupazionale. Recentemente i paesi aderenti all’IEA con il più consistente sviluppo eolico sono sovente carenti di risorse idroelettriche e continuano a manifestare un grande impegno verso gli obiettivi ambientali (Germania, Olanda e Danimarca). In ogni caso, anche nei paesi dove l’idroelettrico è molto sviluppato, vedi Svizzera e Norvegia, il margine per ulteriori incrementi di potenza da grandi impianti è minimo e, quindi, l’aumento della percentuale di rinnovabili è realizzabile soprattutto con l’eolico, le biomasse ed il piccolo idroelettrico. Inoltre, negli USA ed in Svizzera, si è riscontrato che l’eolico e l’idroelettrico hanno elevate capacità d’integrazione e possono coesistere con ottimi risultati. L’eolico genera quantitativi di elettricità maggiori in inverno quando si ha, in concomitanza, nei paesi freddi, una richiesta superiore di energia elettrica. L’energia eolica aumenta la disponibilità di elettricità anche attraverso l’accumulo, effettuato con il pompaggio dell’acqua, per soddisfare i consumi di picco. In molti paesi l’energia eolica è percepita come un’opportunità per disporre di una fonte energetica sicura, diversa, amica dell’ambiente, a costo zero ed oggetto di attenzione e promozione da parte governativa.

8.2 - Gli incentivi a livello internazionale Le direttive, le leggi ed i meccanismi di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile hanno ragion d’essere per l’elevato costo del kWh prodotto con queste metodologie. I meccanismi di supporto per le fonti rinnovabili rappresentano per la comunità un investimento per il futuro, in quanto un ricorso sempre più intenso a tali fonti di energia permetterà di evitare costi sociali ed ambientali ingenti. L’energia eolica all’inizio del suo sviluppo negli anni ’70 ed ’80 non era economicamente conveniente rispetto alle fonti tradizionali, così specialmente in Europa si è cercato di favorire sia l’evoluzione tecnologica del comparto eolico che la sua competitività sul mercato.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 8 - Il mercato internazionale ieri e oggi 8.3 - Barriere allo sviluppo del mercato

La Danimarca e la Germania già dagli inizi degli anni ’80 hanno investito molto in tecnologia e mercato, guadagnandosi un vantaggio tecnologico e commerciale rispetto al resto del mondo che risulta evidente soprattutto al giorno d’oggi, in quanto i costruttori danesi detengono circa il 50% degli ordinativi e i tedeschi possono vantare di avere in casa il mercato più attraente del mondo. Gli incentivi che i tedeschi hanno messo in opera a partire dal 1989 sono stati, come si è riportato, la ragione della rapida diffusione della tecnologia nel loro paese. Tali incentivi consistevano in un sussidio in conto capitale per la realizzazione delle centrali eoliche e tariffe favorevoli in conto energia, che avrebbero permesso di ammortizzare facilmente gli elevati costi di costruzione ed installazione. La Danimarca all’inizio degli anni ’80 ha visto il diffondersi di macchine eoliche di piccola taglia. La tendenza delle famiglie danesi di installare nel proprio terreno un generatore eolico era favorita da una politica che permetteva alle famiglie stesse di vendere energia elettrica a prezzi convenienti. Questa fase ha permesso ai piccoli costruttori danesi del tempo di consolidare le tecnologie e le metodologie costruttive sulle piccole macchine. In seguito tale esperienza ha favorito le aziende locali nella realizzazione di macchine sempre più grandi, conquistando segmenti di mercato rilevanti sia in casa che in tutte le parti del mondo. La Spagna, come l’Italia, è arrivata con un po' di ritardo alla decisione di introdurre dei meccanismi di supporto alle fonti rinnovabili, ma ha potuto fare affidamento su alcune condizioni favorevoli come un’ottima accoglienza della tecnologia a livello locale ed un regime di venti interessante e diffuso in tutto il territorio. In Spagna gli incentivi prevedono tariffe vantaggiose e determinate nel tempo per l’energia elettrica prodotta da fonte eolica, oltre a incentivi regionali variabili.

8.3 - Barriere allo sviluppo del mercato Le difficoltà maggiori che devono essere superate affinché l’energia eolica possa competere sempre meglio con le fonti convenzionali sono le seguenti: Costi I meccanismi di supporto alle rinnovabili in generale ed all’eolico in particolare variano anche in relazione al costo dell’energia che, in paesi come la Norvegia, Nuova Zelanda, Finlandia, Canada ed Australia, è generalmente basso. In Canada, il principale freno allo sviluppo dell’eolico è rappresentato dall’abbondanza dell’energia convenzionale e dalla sua economicità. Recentemente però, nelle province dell’Ontario e dell’Alberta, la

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 8 - Il mercato internazionale ieri e oggi 8.3 - Barriere allo sviluppo del mercato

situazione in seguito alla diminuita disponibilità di energia convenzionale sta cambiando, e ciò insieme ad una revisione legislativa favorevole all’eolico, ne permetterà un’ampia diffusione a costi sempre più competitivi. Politiche governative e stabilità di mercato Da sempre l’andamento del mercato è funzione delle politiche messe in atto dai singoli governi, anche se, in un mercato sempre più globale, il suo sviluppo è in generale meno influenzato dagli atteggiamenti individuali degli stati, che portano a variazioni locali, quanto alla stabilità nel tempo delle misure di sostegno adottate. La crescita del settore prosegue con percentuali intorno al 30% annuo nel mondo, con il maggior tasso di sviluppo in Europa. Ciononostante, in alcuni paesi europei, inclusi la Danimarca e l’Olanda, si sono avute delle pause preoccupanti nella diffusione della tecnologia, in connessione con il cambio effettivo o ventilato dei meccanismi incentivanti, salvo riprendere poi il trend abituale, dopo l’assimilazione del nuovo sistema o l’introduzione di altre misure più gradite agli investitori ed alle banche. Pianificazione di nuovi impianti In molti paesi superare le procedure relative alla costruzione di una centrale eolica è piuttosto difficile e richiede, talvolta, un lasso di tempo notevole dell’ordine di qualche anno. Le obiezioni più comuni sono afferenti l’impatto ambientale e, in particolare, quello visivo. Limiti imposti dalla rete L’integrazione di notevoli quantitativi di energia elettrica generata da fonte eolica nelle reti di trasmissione è una questione tecnica che, in presenza di riscontri positivi a livello governativo, viene affrontata con investimenti nelle infrastrutture. Risorse La disponibilità di siti con un ottimo e talvolta anche un buon regime anemologico inizia a scarseggiare nei casi di Danimarca, Olanda e, parzialmente, in Germania. Per tale motivo in questi Paesi si tenta di stimolare la ricerca di siti a media ventosità. In Svizzera lo sfruttamento delle velocità del vento significative, riscontrabili ad altezze superiori a 800 m dal livello del mare, presenta maggiori difficoltà, soprattutto di carattere logistico e climatico, con conseguente sensibile innalzamento dei costi. Impatto ambientale Gli effetti positivi delle rinnovabili sull’ambiente, in termini di emissioni evitate, determinano un accresciuto interesse verso la diffusione di queste tecnologie nei paesi

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 8 - Il mercato internazionale ieri e oggi 8.4 - Tecnologia

maggiormente impegnati sul fronte dei cambiamenti climatici. L’opinione pubblica di diversi paesi europei (Danimarca, Regno Unito, Spagna ed Olanda) è, nella sua maggioranza, favorevole all’installazione di nuovi impianti eolici, riconoscendone l’elevata valenza ambientale. Allo stesso tempo si prendono in esame anche gli effetti indesiderati connessi alla diffusione di tali impianti. Uno di questi, anche se non esistono evidenze particolarmente preoccupanti, è l’impatto con gli uccelli. La situazione non può essere generalizzata in quanto è variabile da sito a sito e dalla taglia degli aerogeneratori, anche se dai rapporti provenienti dalla maggior parte dei siti eolici più disparati si evince che l’impatto riscontrato è molto basso o addirittura assente.

8.4 - Tecnologia Nel corso del 2002 lo sviluppo tecnologico si è rivolto soprattutto all’aumento della potenza, alle attività di rifinitura degli aerogeneratori intorno a 2 MW ed al loro adeguamento ai requisiti offshore. Recentemente sono disponibili macchine commerciali tra 2 MW e 3 MW, mentre un prototipo della Enercon di 4,5 MW è stato realizzato a Magdeburgo, Germania, ed installato in un sito limitrofo. La torre di questo prototipo è di calcestruzzo e misura 120 m, mentre il generatore elettrico del peso di 500 t è stato installato alla sommità della torre in diverse fasi. Un secondo esemplare sarà installato nel 2003 nella Germania del nord. Un altro prototipo dell’americana GE Wind della potenza di 3,6 MW è in esercizio da oltre un anno in Spagna. Molti nuovi aerogeneratori sono ad accoppiamento diretto con un grande generatore elettrico a magneti permanenti. Esperienze di questo genere sono condotte oltre che in Germania con la già citata Enercon, che non utilizza magneti permanenti ma un generatore multipolare, in Olanda, in Giappone con la Mitsubishi, in Spagna da un costruttore con precedenti aeronautici ed in Francia con la Jeumont. Nel settore delle medie taglie due prototipi di 450 kW e 500 kW sono stati realizzati ed installati rispettivamente in Grecia e Nuova Zelanda.

8.5 - Casi di successo Solo tre Paesi recentemente stanno affrontando gli ostacoli alla diffusione del settore eolico con pieno successo: Germania, Danimarca e Spagna. Tutti gli altri sono alle prese con problemi vari che rallentano o, comunque, rendono più difficile il mantenimento dello

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 8 - Il mercato internazionale ieri e oggi 8.5 - Casi di successo

sviluppo globale del settore ai livelli elevati che si sono manifestati soprattutto negli ultimi cinque anni. Germania La Germania è uno dei paesi che ha operato in modo deciso e coerente, investendo notevoli capitali, per la promozione delle fonti rinnovabili, con una particolare attenzione verso lo sviluppo dell’energia eolica. Fino al 1989 gli sforzi erano concentrati sulla promozione del mercato, mentre successivamente si sono concentrati sullo sviluppo tecnologico delle macchine, che sono quindi divenute sempre più competitive. In questa ottica è stata di lezione l’esperienza californiana, che ha visto l’installazione in quel paese di circa il 75 % delle turbine eoliche, allora di piccola taglia, fino a 55 kW, da parte dell’industria danese. Questa circostanza ha evidenziato l’opportunità di un coinvolgimento del capitale privato nell’industria eolica e dell’instaurazione di adeguati meccanismi di supporto che premiassero l’affidabilità e prestazioni degli aerogeneratori. Nel 1989 avvenne il lancio del “100 MW Demonstration Programme” che, a testimonianza del successo ottenuto, l’anno successivo è stato rinominato “250 MW Demonstration Programme”. Il programma prevedeva: • un sussidio per la costruzione fino al 60 % del costo totale, fissando un prezzo

medio determinato in base al diametro ed all’altezza della torre e con un limite di 90.000 DM • un minimo garantito per ogni kWh immesso in rete, pari a 0.04 €/kWh, che dal

1992 è stato ridotto a 0.03 €/kWh. I programmi di supporto regionali, grazie anche all’intervento del DEWI (German Wind Energy Institute), hanno permesso all’industria la pianificazione delle attività nel settore, in quanto i sussidi erogati prevedevano maggiori facilitazioni a chi realizzava turbine più silenziose e a maggior rendimento, stimolando i costruttori tedeschi ad investire sempre di più nella tecnologia, con il conforto poi dei vantaggi conseguiti. Intanto, sulla base dell’opinione espressa dalla popolazione, che ha sempre manifestato un atteggiamento favorevole allo sviluppo dell’energia eolica e solare, il Parlamento tedesco, dal 1991 rese esecutiva la “Electricity Feed Law” (“Einspeisegestz”), un provvedimento legislativo che garantiva a tutti i produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili una remunerazione sino al 90% del prezzo di vendita dell’elettricità alle utenze private.

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Nel 2000 la validità di tale provvedimento è stata confermata con l’emanazione di una nuova “Renewable Energy Law”, tuttora in essere, con la quale si riconosce l’accresciuta competitività dell’eolico e, conseguentemente, dopo cinque anni di esercizio, si riduce il valore della tariffa incentivante. La corresponsione di una tariffa fissa appetibile e garantita nel tempo, per l’energia prodotta da fonte eolica, iniziata precedentemente con il programma 250 MW, ha suscitato l’interesse di molti investitori e, vista la dimensione che il mercato stava assumendo, di nuovi costruttori di macchine e componenti. Come conseguenza dei meccanismi di supporto, messi in atto a livello centrale e regionale, si è avviato un processo di evoluzione tecnologica costante degli aerogeneratori, manifestatosi con un’accresciuta competitività dell’industria tedesca, oramai in grado di confrontarsi alla pari con quella danese. Tutto ciò ha portato al conseguimento di risultati importanti, sintetizzabili come segue: • Movimento economico nel 2002, superiore a 3,5 miliardi di euro. • Aggiunta di ulteriori 9.500 posizioni lavorative nel 2002, che ha portato il numero

complessivo degli addetti ad oltre 50.000 unità. • Raggiungimento della quota del 4,7% del consumo di elettricità, rispetto al 3%

dell’anno precedente. La Germania inoltre, con 12.000 MW di potenza eolica alla fine del 2002, ha superato ogni anno il record stabilito in quello precedente e, con l’avvento della tecnologia offshore, verso la quale sta mostrando un concreto interesse, anche per i prossimi anni continuerà a seguire il percorso intrapreso. Il successo del sistema eolico in Germania è ascrivibile quindi a tre attori principali: • L’opinione pubblica, coadiuvata dagli organi d’informazione, nel sostegno continuo

alle fonti rinnovabili. • Il potere politico, che a livello centrale e regionale, ha esercitato un ruolo

determinante, mantenendo un interesse costante nello sviluppo del mercato. • Il sistema industriale, che ha saputo cogliere l’opportunità favorevole di un

mercato interno ed estero in notevole espansione, con la messa in campo di prodotti tecnologicamente all’avanguardia e competitivi. Danimarca Il successo della penetrazione dell’energia eolica nel sistema elettrico danese è da imputare ad una scelta fatta dal governo tra la fine degli anni settanta e l’inizio degli ottanta, in cui si decideva di non adottare l’energia nucleare e di ridurre gradualmente l’uso del carbone. Da quel momento la Danimarca non ha più installato centrali a carbone,

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favorendo lo sviluppo dell’energia eolica, specialmente su scala domestica. Nel 1981 si pensava di arrivare a produrre il 10 % dell’energia elettrica consumata in Danimarca, grazie al contributo dell’eolico, entro il 2000. Questo target è stato raggiunto 3 anni prima, ed ora è stato ampiamente superato. L’ambiente favorevole che si è venuto a determinare negli anni ottanta, che ha condotto all’installazione di migliaia di turbine eoliche di piccola taglia di produzione nazionale, ha permesso alle imprese danesi di poter fare affidamento sui presupposti necessari per lo sviluppo tecnologico delle taglie superiori che oggi dominano il mercato. Inoltre, in quel periodo, i produttori danesi occupavano buona parte del mercato californiano, richiedente una grande disponibilità di turbine eoliche. In seguito la Danimarca ha continuato a livello governativo a favorire lo sviluppo dell’industria eolica nazionale sostenendo un impegno notevole sia nella ricerca, soprattutto attraverso finanziamenti a strutture estremamente funzionali come il come il Risø National Laboratory ed alcune università, sia nell’espansione del mercato, obbligando le compagnie elettriche all’acquisto dell’energia da fonte eolica ad un prezzo fisso, appetibile agli investitori, e garantito nel tempo. Tale impegno è stato ampiamente premiato in termini di ritorno economico e di salvaguardia ambientale. Si ricorda che l’industria danese continua a mantenere la leadership nel settore con un fatturato che nel 2002 è stato di circa 3 miliardi di Euro e con un numero di addetti intorno a 30.000. Spagna Il successo spagnolo nel comparto dell’energia eolica è dovuto a tre fattori: • sussidi da parte dello stato; • piani regionali favorevoli allo sviluppo dell’energia eolica; • regime di venti favorevoli sia lungo le coste che nelle regioni interne.

Il supporto statale è partito nel 1994 e, alla stregua del piano tedesco, ha mantenuto durante gli anni successivi la sua peculiarità di premiare la produzione di energia con una tariffa fissa incentivante e garantita nel tempo, suscitando l’interesse degli investitori. L’opposizione alla realizzazione di centrali eoliche è stata blanda e circoscritta, al contrario, molte regioni e municipalità hanno favorito la loro diffusione, ponendo con molta determinazione la questione delle ricadute sociali a livello locale, in termini di creazione di nuove opportunità di lavoro. Infatti, i piani regionali prevedono facilitazioni per quelle aziende disposte a costruire sul posto le infrastrutture necessarie al sostegno del comparto eolico con il massiccio ricorso alla mano d’opera locale. La regione che per prima si è lanciata in questo programma è stata la Galizia, regione del nord-ovest le cui

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 8 - Il mercato internazionale ieri e oggi 8.5 - Casi di successo

coste sono lambite dall’oceano. In questa regione nel 2001 si contavano già 2.000 addetti direttamente impiegati nel comparto e ben 3.000 nell’indotto, con ovvie benefiche ricadute economiche per la regione stessa. Oggi in Galizia è installato circa il 30 % della potenza eolica complessivamente presente in Spagna. In questo modo sono sorte diverse realtà produttive con l’implementazione di stabilimenti per la costruzione di aerogeneratori e componenti, sia attraverso joinventures con partner stranieri che con investimenti diretti dell’industria nazionale. Nel giro di qualche anno i costruttori spagnoli hanno saputo ridurre sensibilmente il divario dai paesi nord-europei, portando la tecnologia nazionale ad essere competitiva nel mercato globale. Infatti, insieme a Danimarca, Germania e Stati Uniti, la Spagna, con il proprio apporto tecnologico, ha contribuito in misura determinante al raggiungimento di importanti successi come ad esempio la costante e vigorosa crescita del settore, testimoniata dall’aumento della potenza dei singoli aerogeneratori, dalla loro affidabilità e dalla continua riduzione dei costi.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 9 - Prospettive future di mercato 9.1 - Politiche nazionali

9 - Prospettive future di mercato Il capitolo offre una panoramica, a livello internazionale delle prospettive e degli obiettivi a medio e a lungo termine delle politiche nazionali, prendendo in considerazione l'energia eolica come potenziale risposta al fabbisogno energetico delle diverse realtà.

9.1 - Politiche nazionali Le politiche dei singoli stati variano sensibilmente in funzione delle circostanze contingenti e delle reali volontà a perseguire gli obiettivi ambientali, anche se, talvolta, dichiarati e sottoscritti.

Australia Negli ultimi due anni è aumentata l’attenzione per le rinnovabili. Il sistema scelto per promuovere il loro utilizzo è simile a quello italiano: percentuale obbligata di elettricità prodotta da fonte rinnovabile ed adozione dei Certificati Verdi con relative penali per i non adempienti.

Canada Ha ratificato nel 2002 il protocollo di Kyoto. Il Canada ha un potenziale eolico enorme ed intende avvalersi di tale risorsa per soddisfare gli impegni confermati per il contenimento dei gas climalteranti. Le province e lo stato supportano l’eolico con incentivi economici.

Danimarca Per le installazioni eoliche in terra ferma l’incentivo dello stato è stato indirizzato alla sostituzione delle macchine eoliche di vecchia concezione ed al di sotto di 150 kW con quelle attuali. L’obiettivo di coprire il 20% del consumo di elettricità con fonti rinnovabili alla fine del 2003 è praticamente raggiunto, con un contributo dell’eolico intorno al 17%. Per il raggiungimento della quota del 50% entro il 2030, con una potenza totale installata di 5.500 MW, l’applicazione tecnologica sulla quale si punta maggiormente è l’eolico offshore.

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Finlandia Le maggiori aspettative sulle rinnovabili sono riservate alle biomasse ed all’eolico offshore. Per l’eolico sono stati individuati due obiettivi di 500 MW al 2010 e 2.000 MW al 2025.

Germania La tendenza è quella di mantenere un forte impegno sulle rinnovabili con il duplice obiettivo di ridurre le emissioni gassose nocive e rinforzare l’esportazione di tecnologia.

Grecia La volontà del governo è quella di rimpiazzare in parte la produzione di energia da combustibili fossili d’importazione con le fonti rinnovabili, particolarmente con l’eolico, anche con il coinvolgimento dell’industria per creare nuovi posti di lavoro. Le condizioni anemologiche sono favorevoli, ciononostante la potenza eolica installata sta crescendo piuttosto lentamente. La liberalizzazione del mercato elettrico, il supporto alle rinnovabili e la realizzazione di una nuova linea elettrica ad alta tensione, sono tutti elementi a favore della ripresa dello sfruttamento in grande stile dell’energia eolica.

Irlanda Il governo ha stabilito obiettivi a medio e lungo termine in merito alla penetrazione delle rinnovabili nel mercato nazionale. Per entrambi i periodi la fonte privilegiata è quella eolica.

Giappone Il sostegno alle rinnovabili è assicurato dal Renewable Portfolio Standard per il raggiungimento di una quota del 3% di rinnovabili rispetto al fabbisogno di energia primaria al 2010. Finanziamenti in conto capitale sono inoltre garantiti dal NEDO. Nel 2001 il target fissato precedentemente di 300 MW eolici al 2010 è stato portato a 3.000 MW.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 9 - Prospettive future di mercato 9.1 - Politiche nazionali

Olanda L’obiettivo prioritario è la riduzione di emissioni di CO2 attraverso il risparmio energetico e la produzione di energia da fonti rinnovabili. Entro il 2020 il 10% di energia dovrebbe essere di provenienza rinnovabile. Un terzo di questo contributo sarà assicurato dall’eolico offshore, con 6.000 MW previsti al largo delle coste olandesi.

Norvegia Con la finalità di ovviare alle fluttuazioni dell’energia idroelettrica, che copre quasi interamente il fabbisogno energetico del paese, ed alle crescenti richieste di elettricità, il governo ha fissato l’obiettivo di 3 TWh eolici entro il 2010.

Spagna La realizzazione di una notevole potenza eolica e la messa punto di un’industria nazionale del settore, con la conseguente creazione di nuove opportunità di lavoro, evidenziano il successo di una visione realistica sulle potenzialità offerte dalla tecnologia eolica. Da diversi anni le nuove installazioni sono superiori a quelle previste ed il nuovo target è di 13.000 MW al 2011, con una produzione stimata di elettricità di 28,6 TWh.

Svezia Con l’abbandono del nucleare e le limitazioni allo sfruttamento idroelettrico un ruolo importante è stato assegnato alle rinnovabili e, tra loro in particolare, al vento.

Regno Unito L’obiettivo è d’incrementare la presenza percentuale delle rinnovabili nel sistema elettrico sino al 10% nel 2010. Le fonti rinnovabili sono esenti dalla tassa sul cambiamento climatico. Ottime prospettive di sviluppo per l’eolico offshore, in virtù di un rilancio in grande stile del settore effettuato dal governo nel 2003.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 9 - Prospettive future di mercato 9.2 - Obiettivi a medio termine: offshore

Stati Uniti Con la pubblicazione del National Energy Policy nel 2001, è stata ribadita la volontà del governo a stimolare l’uso di energia pulita. La ricerca occupa sempre un ruolo di rilievo. Attualmente si studiano tecnologie avanzate per lo sfruttamento di siti con venti moderati e si pensa di estendere la wind energy production tax credit, strumento legislativo di fondamentale importanza nello sviluppo dell’energia eolica negli Stati Uniti. L’obiettivo dell’industria è di pervenire alla quota del 6% di elettricità, corrispondente a 100.000 MW, entro il 2020.

9.2 - Obiettivi a medio termine: offshore Nel corso del 2002 è stato realizzato il più grande impianto offshore in Danimarca, la centrale di Horns Rev, con 80 aerogeneratori da 2 MW Vestas V80-2,0MW. Con tale impianto, realizzato a 14 km dalla costa occidentale, la potenza complessiva dell’eolico offshore nel mondo è ora superiore a 270 MW, per la stragrande maggioranza localizzata in Danimarca. Le prossime installazioni sono dell’ordine di 100 MW, ma molto probabilmente i progetti successivi saranno caratterizzati da potenze ancora maggiori. Anche gli americani stanno presentando idee progettuali molto interessanti che riguardano la costa orientale del paese, ed implicano potenze ragguardevoli. Infatti, uno dei primi progetti, della Cape Wind Company, contempla l’uso di 130 aerogeneratori di 3,6 MW ciascuno, per una potenza complessiva di 468 MW. L’associazione eolica inglese (BWEA) prevede l’installazione nel Regno Unito nei prossimi 3 anni di 2.300 MW, ossia quasi cinque volte la potenza eolica complessiva sinora posta in esercizio in questo paese. Un altro progetto, che ha ottenuto il consenso dalle autorità svedesi, è costituito da 48 macchine della potenza singola di 1,5 MW. La località si trova nel mare tra Svezia e Danimarca. La Danimarca, paese leader anche nella tecnologia offshore, con quasi tutti gli impianti offshore sinora realizzati presenti nei suoi mari, sta completando un’altra iniziativa di 166 MW con macchine Bonus di 2,3 MW. Anche in Germania due progetti hanno ottenuto l’autorizzazione e saranno completati nel 2004 e 2005. In Olanda entro il 2003 sarà definito un regime di concessione con l’identificazione di aree marine dove gli investitori del settore potranno realizzare le loro iniziative offshore.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 9 - Prospettive future di mercato 9.3 - Il fabbisogno energetico e la risposta dell'energia eolica

Recentemente un consorzio con Shell Rinnovabili e Nuon ha vinto una gara per l’installazione di 36 macchine NEG-Micon di 2,75 MW l’una, a 12 km dalla costa con una profondità del mare tra 15 e 20 m. In Irlanda la prima fase di un megaprogetto da 520 MW sarà ultimata nel 2003. In conclusione, nell’ambito offshore si sta assistendo ad un continuo aumento delle dimensioni e, quindi, delle potenze sia dei singoli aerogeneratori che delle centrali eoliche. Tali centrali saranno sempre più assimilabili per la potenza impegnata e l’energia generata a quelle convenzionali termoelettriche e nucleari. Da questi dati si evince che un contributo determinante allo sviluppo della fonte eolica sarà fornito dallo sfruttamento offshore al quale, come facilmente prevedibile, si aggiungerà quello dei paesi in via di sviluppo, dove le potenzialità della risorsa vento sono enormi. Infatti, in paesi come Brasile, Argentina, Cina ed India, caratterizzati da un’ampia diffusione territoriale e da una disponibilità di energia molto carente, l’utilizzo della tecnologia eolica, che si basa sull’impiego di una fonte distribuita, si coniuga perfettamente con le peculiarità strutturali, sociali e geografiche ivi presenti. Nel medio termine sono state individuate le aree di ricerca di maggior importanza per lo sviluppo applicativo dell’energia eolica: tecniche di previsione del vento, integrazione alla rete elettrica ed impatto ambientale. Lo sviluppo di metodi per la previsione accurata del comportamento del vento, dalle 6 alle 48 ore precedenti, aumenterà il valore dell’energia prodotta, permettendo una pianificazione dei flussi e consumi di elettricità. Una migliore integrazione dell’energia prodotta da fonte eolica nel sistema elettrico e studi accurati sul lato della domanda di energia saranno determinanti laddove grandi quantità di energia saranno immesse nella rete. Infine, attività di ricerca di rilievo non inferiore a quelle su esposte, dovranno essere indirizzate all’aspetto sociale e l’impatto visivo che, in molti paesi, è la parte predominante di quello ambientale.

9.3 - Il fabbisogno energetico e la risposta dell'energia eolica Gli accertamenti sinora effettuati confermano la grande disponibilità di energia eolica utilizzabile in quasi tutte le aree del globo. Il totale di questa energia tecnicamente ottenibile è stato stimato intorno a 53.000 TWh/anno, cioè oltre il doppio della richiesta mondiale di elettricità stimata al 2020. Affinché l’energia eolica possa soddisfare la domanda di elettricità nel 2020 per il 12% è necessario che generi qualcosa come 3.000 TWh/anno. Non ci sono ostacoli insormontabili per l’immissione di tale percentuale di elettricità nel sistema elettrico,

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 9 - Prospettive future di mercato 9.3 - Il fabbisogno energetico e la risposta dell'energia eolica

poiché in Danimarca sono già stati raggiunti nella parte occidentale livelli di picco di penetrazione eolica del 50%. Un limite cautelativo del 20% è quindi facilmente ipotizzabile. Nel periodo 2008-2012, sulla base della progressione degli anni precedenti, è fattibile un tasso annuo di crescita del 20% e, successivamente, diminuire al 15% sino al 2016. Dal 2016 il tasso annuo scenderebbe al 10%, ma con la potenza eolica installata in quel periodo, anche una crescita annua di tale percentuale avrebbe come risultato un elevato livello di nuove installazioni. Attraverso questo scenario, che permetterebbe il conseguimento del 12% di penetrazione della fonte eolica nel sistema elettrico nel 2020, ed ipotizzando da allora una crescita annua livellata di 150.000 MW, si arriverebbe negli anni 2030-2040 addirittura ad una quota del 20%. La taglia media degli aerogeneratori è previsto che salga da 1 MW attuale a 1,5 MW nel 2012. Facendo il paragone con altre fonti energetiche, come quelle nucleare ed idroelettrica, che in un breve periodo hanno acquisito rispettivamente la quota del 16% e 19% nel mix della generazione di elettricità, anche l’energia eolica con l’obiettivo del 12% di contributo, si allinea in modo conforme, come spazio temporale e capacità industriale, con le due fonti energetiche precedenti. L’investimento totale ritenuto necessario per conseguire l’obiettivo del 12%, o 1.200 GW, entro il 2020, assomma nell’intero periodo a 630 miliardi di dollari. Il costo del kWh, nelle situazioni migliori dal punto di vista anemologico e logistico, tenendo in debita considerazione l’evoluzione tecnologica, scenderà da 3,6 centesimi di dollaro USA a 2,62 centesimi di dollaro ed infine a 2,11 nel 2020. Da Francia, Regno Unito e Danimarca si attendono buoni risultati. Nel Regno Unito la fiducia è riposta nel nuovo libro bianco sull’energia, edito dal governo, che potrebbe dare nuova linfa al mercato e renderlo tra i maggiori a livello mondiale, mentre la Danimarca dovrebbe dovuto installare altri 1.000 MW entro il 2008, dei quali quasi il 50% offshore. Riguardo gli USA erano previste nuove installazioni per un totale di 6.900 MW tra il 2003 ed il 2008. BTM assegna un ruolo minore nel periodo 2003-2007 alla tecnologia offshore, rispetto a quanto delineato in uno studio commissionato dal governo britannico. Infatti, mentre gli inglesi ritenevano che il contributo dell’offshore alla fine del 2007 avrebbe potuto raggiungere 11.000 MW, il gruppo di consulenza danese credeva che la capacità dell’offshore alla stessa data sarebbe stato di circa la metà. Il potenziale offshore non è mai messo in discussione, ma le capacità relative al suo utilizzo, per lo meno nel breve, medio termine, sono meno elevate di quanto sinora dichiarato.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 9 - Prospettive future di mercato 9.3 - Il fabbisogno energetico e la risposta dell'energia eolica

Un ruolo dominante sarĂ mantenuto dalle industrie europee ed americane presenti nel recente mercato, vale a dire: Vestas, Enercon, Neg Micon, Gamesa, GE Wind, Bonus e Nordex, con i costruttori danesi che vedono diminuire il loro margine dai tedeschi, a loro volta incalzati dagli spagnoli e dagli americani.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 10 - Mercato ed economia dell'eolico in Italia 10.1 - La situazione nel nostro Paese

10 - Mercato ed economia dell'eolico in Italia Il capitolo presenta la situazione del mercato dell'eolico in Italia: le tipologie di impianti, i meccanismi di supporto, lo sviluppo regionale e delle aree depresse, le prospettive future di sviluppo.

10.1 - La situazione nel nostro Paese L’avvio della fase commerciale dell’energia eolica in Italia è iniziata in ritardo rispetto ad altri paesi europei. Nel 1996, nella provincia di Foggia, si sono installate le prime centrali eoliche commerciali ad opera dell’Italian Vento Power Corporation (IVPC), una società privata costituita ad Avellino nel 1993, che ha avuto l’intuizione di utilizzare al meglio uno strumento legislativo, il famoso incentivo CIP 6/92, e le conoscenze di sitologia maturate dagli americani in California. Un altro merito di questa società è stato quello di coinvolgere le popolazioni dei siti oggetto di insediamenti eolici, informandole sulle caratteristiche dell’energia del vento e sui benefici derivanti da un suo corretto utilizzo. In questo modo, ottenuto il consenso delle amministrazioni locali e delle persone interessate all’uso del loro terreno, l’implementazione di un certo numero di centrali eoliche, inizialmente nelle province di Benevento e Foggia, poi in quella di Avellino ed in seguito sui crinali appenninici delle regioni circostanti, è stata effettuata in tempi celeri. A queste prime iniziative ne sono seguite ulteriori da parte di operatori come Edison Energie Speciali, Enel GreenPower, Sanseverino ed altri che, nel volgere di pochi anni, hanno permesso all’Italia con circa 700 MW installati alla fine del 2001 - di conseguire il primo obiettivo del Libro Bianco sulle rinnovabili e di raggiungere la quarta posizione a livello europeo, la sesta a livello mondiale, in termini di potenza eolica. Un ruolo fondamentale nello sviluppo delle rinnovabili e dell’eolico in Italia è riconducibile ad alcuni provvedimenti legislativi, in particolare al già citato CIP 6/92, che garantiva agli aventi diritto il pagamento di una tariffa incentivante in conto energia. La sostituzione di questo provvedimento con un altro decreto legislativo, il D.L. 79/99 (decreto Bersani) della fine del ‘99, ha prodotto incertezze nel mercato che, dopo il primo smarrimento, potrebbe ripartire, a patto che chiari provvedimenti legislativi ne individuino il percorso. La situazione attuale, dopo gli ottimi risultati conseguiti nel periodo 1996-2001, è piuttosto incerta e controversa. Nel 2002, a fronte di circa 250 MW di centrali eoliche realizzate e messe in esercizio nell’anno precedente, se ne sono installate per poco più di 100 MW, portando la potenza eolica totale nel nostro paese a 788 MW. Le motivazioni di

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 10 - Mercato ed economia dell'eolico in Italia 10.2 - Impianti in Italia

tale preoccupante inversione di tendenza, oltre l’assimilazione, più lenta del previsto, del nuovo sistema incentivante, sono: • la mancanza di regole chiare per l’ottenimento dell’autorizzazione alla

realizzazione di impianti eolici • difficoltà di realizzazione, attuazione e gestione dei piani energetici locali da parte

delle regioni. • difficoltà di connessione alla rete elettrica. • l’ingiustificata opposizione, talvolta velata, di qualche regione dotata di un buon

regime dei venti, che di fatto non vuole la presenza dell’eolico sul proprio territorio. • l’assenza d’informazione o, peggio ancora, la disinformazione, purtroppo presente

anche tra persone di grande responsabilità nella gestione territoriale. • infine, ma non meno importante, la campagna posta in essere da una minoranza di

ambientalisti che spesso fornisce dati allarmanti e non veritieri. A tutto questo si potrà porre rimedio a condizione che prevalga la consapevolezza che nella situazione energetica nazionale non ci si può permettere di rifiutare l’apporto, pur se percentualmente modesto, di una fonte energetica endogena e pulita.

10.2 - Impianti in Italia Alla fine del 2000, la taglia media delle macchine installate era pari a circa 540 kW e alla fine dell’anno successivo avrebbe dovuto raggiungere un valore compreso fra 600 e 630 kW, a seguito della installazione di nuovi aerogeneratori da 660, 750 e 1300 o 1500 kW, spesso anche in sostituzione delle ormai obsolete e meno efficienti turbine monopala da 200, 250 e 350 kW. Alcune tra le centrali eoliche più vecchie (in Sardegna ed in Campania) non sono in produzione da diversi anni per ragioni spesso riconducibili ad un progetto legato a aerogeneratori non del tutto affidabili. Qualora si volesse descrivere un tipico sito italiano assoggettato allo studio di un progetto per lo sviluppo di una centrale eolica, si dovrebbero fornire le seguenti recenti specifiche o si registrerebbero le seguenti peculiarità: • sito montano o pedemontano o collinare (in area Appenninica), su rilevato (in

area costiera, anche se arretrata rispetto alla costa, o sub-marina);

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 10 - Mercato ed economia dell'eolico in Italia 10.2 - Impianti in Italia

• orografia mediamente complessa, con rugosità tale da garantire una quota

geostrofica dell’ordine di non meno di 500 m sulla quota del sito (o misurata dal piano di campagna di questo); • ventosità caratterizzata da una media annua compresa fra 6,2 e 7,5 m/s (con

punte che in alcuni casi fino ad 8,5); • quota s.l.m. da 700 a 1500 m (con possibile insorgenza di formazione di ghiaccio

durante i più ventosi mesi invernali a quota superiore ai 800 – 900 m s.l.m. in funzione della diversa esposizione del sito); • area di installazione posta su plateau (Sardegna) o su crinali più o meno appiattiti

e colline ondulate (Regioni Centro-Meridionali); • presenza di vegetazione di tipo boschivo o di coltivazioni (Appennini Centrali e

Meridionali), bosco infoltito (Calabria), macchia mediterranea (Sicilia e Sardegna), rimboschimento e cantieri forestali in pieno sviluppo (Abruzzo) sia nelle vicinanze che su crinali opposti (con possibile creazione di scie di disturbo al rotore); • area caratterizzata da pregio paesistico e/o paesaggistico più o meno rilevante,

posta in vicinanza o al confine o, ancora, interessata dalla presenza di Siti di Interesse Comunitario (S.I.C.) o di Zone a Protezione Speciale (Z.P.S.) e, quindi, parchi o riserve naturalistiche di altro genere (aree interessate dalla presenza di relitti mediterranei); • area interessata da uso civico (con eventuali presenze di direttrici tratturali) e da

sorvoli a bassa quota di avioleggeri e, a quote maggiori, da velivoli dell’aviazione generale e militare; talvolta si riscontra la presenza di antiche servitù militari (poligoni in campo aperto) più o meno abbandonate (soprattutto nelle regioni Centrali e Centro-Meridionali); • area caratterizzata dalla presenza di specie avifaunistiche di vario pregio e, solo

più limitatamente, interessata da corridoi ecologici e flussi migratori; • distanza dalla rete elettrica in alta tensione (AT) compresa fra 500 m e 2 – 3 km al

massimo; • tasso di guasto della rete elettrica locale in alta e media tensione (MT) tale da

poter essere rappresentata da un valore di MTBF (Mean Time Between Failure – Tempo Medio fra i Guasti) pari a 2000 - 3250 ore/anno (valore più basso tipico dell’Abruzzo più interno, come, ad esempio, nella Piana del Fucino); • esistenza di un buon collegamento con strade la cui larghezza sia tale da

consentire il transito ad automezzi capaci di trasportare le navicelle e le torri delle turbine di più nuovo tipo e maggiore potenza (1300, 1500 e 2000 kW con pesi compresi fra 36 e 57t);

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 10 - Mercato ed economia dell'eolico in Italia 10.3 - Meccanismi di supporto in Italia

• visibilità del sito abbastanza estesa (per i crinali) e assai più limitata per le aree

rilevate e a forma di plateau oppure per le aree vallive; • reddito pro-capite locale, in genere, basso e bilanci comunali spesso non superiori

a 3 – 4 miliardi di lire/anno (1.500.000,00 – 2.070.000,00 euro/anno); • unicità a breve termine della risorsa eolica quale unica fonte sfruttabile, capace di

fornire alle casse dei Comuni un gettito annuale e ragionevolmente costante e dell’ordine di 200 – 600 milioni di lire o più all’anno (200.000 – 300.000 euro/anno), tenendo presente l’apporto per i canoni di affitto dei terreni (quota marginale) e quello, ben più consistente, derivante dal corrispettivo di potenza (che in genere costituisce la quota minima da corrispondere anche in assenza di produzione) e l’utile sulla produzione (dall’1 al 2 % del ricavo lordo incassato dal gestore dell’impianto).

10.3 - Meccanismi di supporto in Italia I meccanismi di supporto in Italia sono: • Provvedimento CIP n. 6/92 (impianti eolici ultimati) • Delibera CIPE n. 137/98 • Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili • Decreto Legislativo n. 79/99 • Decreto 11 novembre 1999 • Leggi regionali di recepimento ed attuazione del D.L. 112/98 • Fondi Strutturali 2000-2006 per le regioni dell’obiettivo 1 • Credito di Imposta ex art. 8 Legge 23 dicembre 2000, n. 388 • D.P.R. 633/72 - Riduzione aliquota IVA • Legge 488/92: Agevolazioni in favore delle attività produttive nelle aree depresse

del paese L’Italia ha iniziato a sostenere il mercato delle fonti rinnovabili attraverso la delibera CIP 6/92 che stabiliva, per mezzo di determinati parametri, un prezzo fisso agevolato dell’energia prodotta da fonti rinnovabili. Questo meccanismo permetteva di stabilire con buona precisione la redditività di una centrale eolica, così da permettere agli investitori di avere una panoramica completa sul ritorno dell’investimento. In effetti questo provvedimento ha stimolato la diffusione delle fonti rinnovabili, ma i benefici maggiori sono stati appannaggio delle cosiddette “Assimilate”, che di fatto hanno ridotto i finanziamenti disponibili e, successivamente, hanno portato al blocco del provvedimento stesso per mancanza di fondi.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 10 - Mercato ed economia dell'eolico in Italia 10.4 - Sviluppo regionale e delle aree depresse

Con i Certificati Verdi (CV), meccanismo d’incentivazione introdotto con la liberalizzazione del mercato elettrico a seguito dell’emissione del D.L. 79/99 (decreto Bersani), si è passati da un sistema di incentivazione amministrato, garantito e differenziato per tecnologia (CIP 6/92) ad un sistema di incentivazione promosso attraverso la creazione di un mercato di CV sorretto da una domanda obbligatoria imposta a produttori e importatori di energia elettrica prodotta con fonti fossili convenzionali. I CV sono, di fatto, titoli al portatore il cui valore finale risulta determinato dalla contrattazione bilaterale tra soggetti detentori (produttori di energia da fonte rinnovabile) e soggetti obbligati all'acquisto (soggetti obbligati), questi ultimi rappresentati come già anticipato, nei limiti previsti dalle normative, dai produttori o importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili. I CV possono essere acquistati anche da soggetti terzi (cosiddetti traders) interessati alla loro compravendita a meri fini speculativi. Il mercato dei CV è pertanto costituito da contrattazioni bilaterali svolte tra produttori, soggetti obbligati e traders.

10.4 - Sviluppo regionale e delle aree depresse La Legge 488/92 ha la finalità di favorire lo sviluppo economico e l'incremento dell'occupazione nelle aree depresse del Paese attraverso la concessione di agevolazioni alle imprese che promuovono programmi d’investimento. A tali agevolazioni possono ora accedere anche imprese che intendano investire nel campo delle energie rinnovabili. Il limite di potenza installabile è di 50 MW, mentre il sussidio è compreso tra il 35% ed il 50% della spesa ritenuta eleggibile. Le zone di maggiore interesse per costruire nuove centrali elettriche da fonti rinnovabili sono proprio quelle del Sud Italia, con vaste estensioni di terre incolte e dotate di ottimi potenziali di radiazione solare ed eolici e che hanno la possibilità di ricevere maggiori aiuti economici. Le aree incluse nell’Obiettivo 1 sono: Calabria, Basilicata, Campania, Puglia, Sardegna e Sicilia. La legge prevede una regolamentazione ben precisa sia riguardo le spese ammissibili e non, sia sulle modalità di accesso ai finanziamenti, sia per quanto concerne le graduatorie stilate in funzione di determinati parametri dell’investimento e, infine, anche sull’erogazione dei finanziamenti. Un estratto della legge 488/92 è presente nell’appendice per una consultazione più estesa delle condizioni descritte in precedenza.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 10 - Mercato ed economia dell'eolico in Italia 10.5 - Prospettive di sviluppo

Il Credito d’imposta è uno strumento che consente alle imprese, in particolare piccole e medie, di ottenere una detrazione fiscale sino al 50% dell’investimento effettuato nel settore delle fonti rinnovabili. I Piani Energetici Regionali, contenuti all’interno dei Piani di Orientamento Regionali (POR) delle singole regioni, costituiscono un altro valido aiuto alle imprese che intendono investire nel campo delle energie rinnovabili. Nei Piani Energetici sono previsti limiti di applicazione e facilitazioni riguardante iniziative volte a sviluppare il comparto delle rinnovabili nell’ambito dei territori regionali. La strategia più vantaggiosa da parte di una azienda del settore è quella di sfruttare al massimo ciò che è previsto nei POR, affinché non solo si abbiano a disposizione eventuali finanziamenti agevolati, ma si evitino anche quelle lungaggini burocratiche, che possono nascere qualora si cerchi di ottenere i nullaosta per costruire fuori dalle corsie preferenziali predisposte nei Piani stessi. I POR regionali contengono, al loro interno, dei vincoli che occorre rispettare per poter sfruttare al meglio le facilitazioni ivi predisposte, come, ad esempio, il limite massimo di 10 MW di potenza installabili in un solo parco eolico previsto dal POR della Puglia, o come il limite inferiore di 500 kW per ogni turbina eolica installabile in centrali di grande potenza previsto dal POR della Sicilia.

10.5 - Prospettive di sviluppo La situazione attuale, dopo gli ottimi risultati conseguiti nel periodo 1996-2001, è piuttosto incerta e controversa. Nel 2002, la mancata conferma di quanto avvenuto negli anni precedenti è ascrivibile principalmente ad alcune motivazioni, di seguito elencate, che frenano tuttora il settore, ritardano i tempi della ripresa e rischiano di far perdere al paese la posizione acquisita nel mercato internazionale. • assimilazione, più lenta del previsto, del nuovo sistema incentivante, conseguente

al cambio radicale nel meccanismo di supporto alle rinnovabili che, dalla corresponsione di una tariffa definita e garantita per otto anni, è passato al sistema dei certificati verdi, il cui valore è soggetto alle fluttuazioni di mercato. • mancanza di regole chiare relative all’insediamento degli impianti eolici. • difficoltà di connessione alla rete elettrica. • posizione di chiusura espressa da qualche regione, sulla possibilità d’inserimento

di centrali eoliche nel proprio territorio. • difficoltà nel reperimento di finanziamenti.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 10 - Mercato ed economia dell'eolico in Italia 10.5 - Prospettive di sviluppo

• assenza d’informazione o, peggio ancora, disinformazione presente a vari livelli. • infine, ma non meno importante, le campagne di opposizione organizzate nelle

aree potenzialmente interessate da nuove installazioni eoliche. A questi aspetti, che hanno interrotto l’andamento soddisfacente del mercato eolico in Italia, si devono contrapporre altri elementi positivi che, in tempi brevi, dovrebbero assicurare la ripresa del percorso già delineato senza ulteriori incertezze. La questione eolica nazionale presenta attualmente un elemento che la contraddistingue da quelle degli altri paesi, cioè l’ampiezza del margine tra le intenzioni espresse anche con la presentazione di progetti e richieste alle autorità competenti da parte di operatori, anche stranieri, di realizzare centrali eoliche per decine e, talvolta, centinaia di MW e la concretizzazione di queste iniziative. L’interesse dimostrato ad investire nel nostro paese sulla diffusione dell’eolico deve incontrare maggiore attenzione dalle autorità centrali e locali, soprattutto nel fornire regole certe e tempi definiti per l’espletamento delle pratiche autorizzative. Gli elementi che fanno ben sperare per un rilancio, in parte già in corso, dell’energia eolica in Italia sono: • Assimilazione del nuovo sistema di supporto alle fonti rinnovabili basato sui

certificati verdi. • Definizione della regolamentazione inerente l’installazione degli aerogeneratori. • Accordo tra tre ministeri: attività produttive, ambiente e tutela del territorio, beni

e le attività culturali e la Conferenza delle Regioni per favorire la diffusione degli impianti eolici ed il loro corretto inserimento nel paesaggio. • Ingresso di nuovi operatori. • Richiesta crescente di energia pulita, in seguito all’aumentata sensibilità

ambientale. • Direttiva europea sulla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. • Impegno del paese a rispettare i vincoli comunitari per la riduzione dei gas ad

effetto serra Questi elementi positivi sono in parte basati sull’aumentata consapevolezza che in una situazione energetica caratterizzata da forte dipendenza dall’estero e da un’immissione di CO2 nell’atmosfera non più accettabile, è necessario aumentare l’apporto di una fonte energetica endogena e pulita.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia 11.1 - La legislazione

11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia Il capitolo presenta la realtà legislativa del nostro Paese in merito alle fonti energetiche rinnovabili - in particolare quella eolica - mettendo in luce da una parte gli strumenti governativi che le sostengono, dall'altra le barriere che ne limitano lo sviluppo. I processi autorizzativi sono inoltre visti alla luce della Valutazione di Impatto Ambientale e delle norme per la pianificazione di impianti onshore e offshore.

11.1 - La legislazione I primi strumenti governativi di un certo rilievo a sostegno delle fonti rinnovabili in generale, e dell’eolico in particolare, sono stati il Piano Energetico Nazionale del 1988, che stabilisce un obiettivo di 300-600 MW di eolico installati al 2000, le leggi 9/91 e 10/91, quest’ultima che prevede un contributo in conto capitale per la realizzazione dei progetti, ma soprattutto il successivo provvedimento CIP 6/92, che stabilisce prezzi incentivanti per la cessione all’ENEL di energia elettrica prodotta con impianti a fonti rinnovabili o “assimilate”. Questo provvedimento determina, per l’energia eolica, un prezzo di cessione composto da due voci: • Voce 1: costi evitati dal proprietario dell’impianto e riconosciuti per l’intera vita

dell’impianto; • Voce 2: sovraccosti correlati ai maggiori costi della specifica tipologia di impianto,

riconosciuti soltanto per i primi otto anni. Tra le altre prescrizioni, vi sono gli oneri di allacciamento che, per le fonti rinnovabili e nelle regioni con deficit energetico, sono fissati nella misura di 1/3 a carico dell’autoproduttore e per 2/3 a carico dell’Enel. Successivamente, con due Decreti del Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato (luglio 1996 e gennaio 1997), è stato confermato che i prezzi di cessione del Provvedimento CIP 6/92 devono essere pagati per gli impianti già realizzati, in corso di realizzazione, o inclusi sino alla sesta graduatoria al 30 giugno 1995. Gli impianti eolici potenzialmente beneficiari della tariffa CIP 6/92 assommano così ad una potenza complessiva di poco superiore ai 700 MW. Il quadro normativo italiano sulle fonti rinnovabili, anche per rispettare gli impegni internazionali, ha subito più recentemente profonde modifiche. Le principali tappe di tale processo sono state: • Delibera CIPE del 19.11.1998 “Linee guida per le politiche e misure nazionali di

riduzione delle emissioni di gas serra”;

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia 11.1 - La legislazione

• Decreto legislativo n. 79/99 inerente il recepimento della direttiva europea

96/92/CE sul mercato interno dell’elettricità; • Conferenza Nazionale Energia e Ambiente, organizzata dall’ENEA; • Approvazione, sempre da parte del CIPE, del Libro Bianco per la valorizzazione

energetica delle Fonti Rinnovabili. In merito all’obbligo di immettere nella rete elettrica nazionale la quota del 2 % di energia da fonti rinnovabili, in attuazione delle disposizioni dell’ART. 11, in data 11 novembre 1999 è emanato un decreto del Ministro dell’Industria del Commercio e dell’Artigianato recante le “Direttive per l’attuazione delle norme in materia di energia elettrica da fonti rinnovabili di cui ai commi 1,2 e 3 dell’articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n.79”. L’aspetto principale riguarda l’introduzione del meccanismo dei Certificati Verdi. I proprietari degli impianti a fonti rinnovabili, per i primi otto anni di esercizio successivi al periodo di collaudo e di avviamento, avranno diritto ai Certificati Verdi, di valore pari o multiplo di 100 MWh. Gli impianti incentivati dal CIP 6/92, che entrano in servizio dopo il 1 aprile 1999, hanno diritto ai certificati verdi, il proprietario dei quali è il gestore della rete di trasmissione nazionale, che li immette sul mercato a un prezzo corrispondente, grosso modo, alla differenza tra il costo d’acquisto e quello di vendita della relativa energia. La Conferenza Nazionale Energia e Ambiente, tenutasi a Roma nel mese di novembre del 1998 ha costituito un momento di riflessione e revisione delle politiche energetiche in corso nel paese, fissando innanzitutto l’imprescendibilità dello sviluppo energetico dalla sostenibilità ambientale. Tra le iniziative di maggior rilievo, intraprese dal Governo nell’ambito di tale conferenza, si deve annoverare la sottoscrizione del Patto per l’energia e l’ambiente. Il Patto, che ha come interlocutori le amministrazioni centrali e locali, le parti sociali, gli operatori e gli utenti, fissa le regole e gli obiettivi generali di un costruttivo ed innovativo rapporto tra le parti. È la necessaria premessa per la sottoscrizione di Accordi Volontari, settoriali o specifici. In questo contesto si colloca l’Accordo di Programma per la realizzazione delle iniziative sulle fonti rinnovabili incluse nelle prime sei graduatorie del provvedimento CIP 6/92. Il primo pacchetto di tale Accordo è operativo ed è riferito all’eolico. Il Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle Fonti Rinnovabili è stato approvato dal CIPE il 6 agosto 1999. Tale documento testimonia l’importanza attribuita dal Governo allo sviluppo delle rinnovabili.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia 11.2 - La legislazione regionale

Il Libro Bianco, individua per ciascuna fonte rinnovabile, gli obiettivi che devono essere conseguiti per ottenere le riduzioni di gas serra indicate dal CIPE alle energie rinnovabili, indicando le strategie e gli strumenti necessari per raggiungere lo scopo. Per l’eolico, l’obiettivo fissato al 2008-2012 è la potenza installata di 2.500 MW. Inoltre, tale documento, recepisce appieno dando corso ed attuazione alle indicazioni espresse nel Libro Bianco dell’UE: “il ruolo degli Stati membri nell’attuazione dei piani d’azione (indicati nel doc. europeo) è cruciale. Essi devono decidere i loro obiettivi specifici nell’ambito del quadro più generale ed elaborare le proprie strategie nazionali per conseguirli”. Il Parlamento Italiano, con la legge 120 del 1 Giugno 2002, ha ratificato il Protocollo di Kyoto sul Cambiamento Climatico. Il Ministero dell’Ambiente ha emanato un “Piano Nazionale per la Riduzione dei Gas Serra”, approvato anche dal CIPE nel Dicembre 2002, con l’obbiettivo di ridurre gradualmente l’emissione dei gas serra in Italia. Nell’Agosto del 2002 il CIPE ha anche approvato il documento per lo sviluppo sostenibile, nel quale si propugna la grande importanza alle azioni che verranno intraprese dalle singole regioni per promuovere sul territorio nazionale lo sviluppo delle centrali da fonti rinnovabili. Con questa operazione di decentramento si favoriscono interventi zona per zona mirati allo sviluppo della produzione di energia da fonte rinnovabile.

11.2 - La legislazione regionale I Piani Energetici Regionali definiscono modalità e risorse per promuovere le fonti rinnovabili. Alcune regioni hanno inserito in tali piani delle linee guida afferenti lo sviluppo dell’energia eolica. Le regioni che hanno approvato il piano energetico sono Valle d’Aosta, Lazio, Toscana e le province autonome di Trento e Bolzano, mentre quelle che hanno deliberato il provvedimento ed attendono la sua approvazione sono Sardegna, Lombardia, Piemonte, Liguria, Basilicata, Emilia Romagna e Calabria. Le rimanenti regioni si trovano nella fase di elaborazione del piano. I Piani Operativi Regionali (POR) sono un incentivo finanziario in conto capitale che, nelle regioni meridionali, ha supportato e supporta diversi progetti eolici, attribuendo percentuali variabili sull’investimento riconosciuto, a seconda della regione e della tecnologia applicata (offshore oppure onshore). L’ammissione al beneficio finanziario avviene in seguito alla presentazione della domanda all’amministrazione regionale che

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia 11.2 - La legislazione regionale

precedentemente ha emesso il bando e successivamente effettua la selezione dei progetti. Tra gli elementi considerati nella formulazione delle graduatorie una particolare attenzione è rivolta al controllo dei progetti dal punto di vista ambientale, al fine di garantire un corretto inserimento territoriale. I piani energetici regionali prevedono una serie di misure che regolamentano l’installazione delle centrali eoliche, nel rispetto dell’ambiente e del paesaggio. Molte regioni godono di regimi anemometrici favorevoli allo sviluppo di centrali eoliche sia sulla terra ferma, che in mare. La Puglia in particolare possiede, insieme con la Campania, una parte di quel bacino eolico Appenninico sito a cavallo tra Foggia e Benevento, il quale sembra essere uno dei punti più favorevoli per la installazione di turbine eoliche. In entrambi i piani sono presenti modalità di presentazione delle domande per la concessione degli aiuti regionali, con relativa tempistica riguardo l’iter autorizzativo. Ecco un esempio del cronogramma degli eventi legati al POR della regione Sicilia:

0 1 2 3 4

a) SVILUPPO PROGETTO SOTTOSTAZIONE Individuazione terreno nel Comune di ……… Acquisizione terreno Concessione Edilizia Deposito del progetto al Genio Civile COSTRUZIONE SOTTOSTAZIONE Comunicazione inizio lavori Comunicazione di fine lavori Certificazione di collaudo b) SVILUPPO PROGETTO TORRI EOLICHE Comunicazione intenti Comune Autorizzazione GRTN Richiesta convenzione Comune Stipula convenzione Comune Contratti totali n° Contratti stipulati n° Turbine contrattualizzate n° COSTRUZIONE TORRI EOLICHE Procedura VIA Concessione Edilizia Nulla-osta all'esecuzione dei lavori di scavo in caso di vincolo idrogeologico Nulla-osta paesaggistico Nulla-osta della Sovrintendenza Archeologica Deposito del progetto al Genio Civile Comunicazione inizio lavori

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5 6 7

Comunicazione di fine lavori Certificazione di collaudo Richiesta Licenza di Esercizio UTF Connessione a Linea 132 kV c) COSTRUZIONE LINEE ALLACCIAMENTI Autorizzazione Amministrazione Provinciale Notifica dei lavori di costruzione (Rende Noto) - Comune Notifica dei lavori di costruzione (Rende Noto) - BURP Nulla-osta del Circolo delle Costruzioni Telegrafiche e Telefoniche Nulla-osta Ispettorato Territoriale delle Foreste Nulla-osta della Provincia Nulla-osta Comando Militare Territoriale della Regione Meridionale Nulla-osta 3° Reparto Operativo Infrastrutture Nulla-osta Comando Squadra Aerea

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Nulla-osta Ente Nazionale Aviazione Civile Nulla-osta Azienda Nazionale Assistenza al Volo Nulla-osta della Sovrintendenza Archeologica regionale Nulla-osta della Sovrintendenza per i Architettonici, Artistici e Storici della regione

Beni

Ambientali,

Nulla-osta dell'Ufficio Nazionale Idrocarburi, sede regionale Nulla-osta del Ministero dei Trasporti (U.S.T.I.F.) Nulla-osta del Corpo delle Miniere Nulla-osta dell'Azienda Nazionale Autonoma delle Strade (A.N.A.S.) Nulla-osta dell'Assessorato Industria Commercio e Artigianato

Nel POR della Sicilia non esistono limitazioni alla potenza installabile sul suolo dell’isola, né a mare; esiste invece un limite riguardo la potenza di centrali eoliche sulle isole minori (massimo 1 MW), ed esiste il vincolo di installare altrove macchine di almeno 500 kW di potenza di targa. È logico che il legislatore abbia avuto l’intenzione di far utilizzare macchine dell’ultima generazione, più silenziose e più efficaci nel convertire l’energia del vento in energia elettrica, in modo tale da garantire redditività e basso impatto ambientale alle iniziative in divenire nel territorio dallo stesso amministrato.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia 11.3 - Barriere e limitazioni

Nel POR della regione Puglia, invece, è fissata una limitazione nella massima potenza di ogni centrale, fissata a 10 MW per singolo campo, senza distinzione di localizzazione, né di tipologia né di potenza delle singole macchine. In questo caso l’amministrazione pugliese non intende favorire lo svilupparsi di siti eolici di grandi proporzioni, per evitare un impatto visivo eccessivo delle macchine eoliche, specialmente sui crinali appenninici. Se si volesse costruire un sito eolico di maggiore potenza installata, evidentemente non si avrebbe accesso alle facilitazioni garantite dallo stesso documento regionale. Nei POR di entrambe le regioni, esistono vincoli molto stretti riguardanti lo studio preliminare dell’impatto ambientale. Il V.I.A. è documento assolutamente necessario per dimostrare che i progetti sono realmente pensati in armonia con l’ambiente e, nel caso dell’eolico, con il paesaggio circostante. Si ricorda che è in discussione il decreto sul recepimento della direttiva 2001/77/CE del parlamento europeo e del consiglio del 27 settembre 2001 sulla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità. L’annesso a tale direttiva indica per l’Italia un aumento del contributo delle fonti rinnovabili dal 16% del 1997 al 25% del 2010. In una nota allo stesso annesso, l’Italia ha dichiarato che, assumendo un consumo di energia elettrica di 340 TWh nel 2010, il contributo delle rinnovabili potrebbe essere più realisticamente del 22%. Nell’Art.4 si prevede che l’incremento di percentuale di energia prodotta da fonte rinnovabile salga dello 0.35% annuo a partire dal 2004. Nell’Art. 12 si impone che la procedura riguardante i permessi sia espletata in non più di 180 giorni. Un altro provvedimento legislativo che influenzerà lo sviluppo delle rinnovabili è il disegno di legge Marzano sul riordino del settore energetico. Anche questo provvedimento è tuttora in discussione al Parlamento.

11.3 - Barriere e limitazioni Le barriere e le limitazioni che impediscono al settore eolico di decollare come merita nel nostro Paese non si possono trascurare. Tali barriere sono limitazioni legate soprattutto alla scarsa spinta comunicata dal legislatore, alla variabilità del sistema di incentivazione delle energie rinnovabili in genere, ad alcune istanze di gruppi locali che si oppongono alla realizzazione di parchi eolici ed infine ad alcune difficoltà tecniche

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia 11.3 - Barriere e limitazioni

oggettive per l’allaccio delle centrali ad una rete elettrica locale pensata soprattutto come rete passiva, cioè priva di centrali di generazione di energia locali. Il Protocollo di Intesa “Linee guida per l’inserimento dell’eolico nell’ambiente”, è stato firmato soltanto dal Ministro dell’Ambiente e dal Ministro delle attività produttive. Si rimane in attesa dell’approvazione da parte del Ministro dei Beni Culturali e dalla Conferenza delle Regioni. La lunghezza di questo processo decisionale in un settore fortemente dinamico non può che tendere a creare incertezza, specialmente tra coloro che debbono e vogliono investire nell’eolico. Il mercato dei Certificati Verdi ha sostituito la delibera del CIP 6/92. Questa stabiliva tariffe fisse, che seguivano parametri valutati di volta in volta. Si è così passati da un sistema che garantiva una remunerazione sicura, fermo restando la produttività dell’impianto, ad un sistema basato sulle oscillazioni di un mercato, che non garantisce introiti certi, condizione fondamentale per ottenere finanziamenti dalle banche. In effetti senza dati certi circa il possibile giro d’affari delle aziende che gestiscono gli impianti, non è possibile stabilire quali rate e quindi quanto denaro è possibile fornire alle aziende impegnate nel settore eolico. Di nuovo questa situazione è un grande handicap con cui confrontarsi nel momento in cui il progetto dalla fase concettuale si avvia alla fase operativa. Il terzo problema riguarda gruppi di persone contrarie alla installazione di parchi eolici, i quali adducono motivi in se validi, ma non appoggiati da studi approfonditi riguardo l’impatto di una centrale eolica nella zona per loro interessante. È questo uno dei passaggi più delicati, nel processo per formare il consenso dell’iniziativa. Quasi sempre è demandato alla sola azienda, che realizzerà e gestirà l’impianto, il compito di confrontarsi con queste persone che sovente si costituiscono in comitati e sono sostenute da talune forze politiche locali intenzionate ad avvantaggiarsi delle consultazioni elettorali. Occorre una collaborazione tra enti governativi, forze ambientaliste ed aziende del settore per promuovere una cultura delle energie da fonte rinnovabile in generale e dal vento in particolare, che consenta di stabilire un dialogo sereno tra gli operatori del settore e la società civile. Occorre uno sforzo da parte di tutti per far accettare quella che è la più promettente fonte rinnovabile e che consentirà in un prossimo futuro di evitare di bruciare ingenti quantità di combustibili fossili, a tutto vantaggio dell’ambiente e della salute umana. Infine esistono problemi di natura tecnica riguardanti eventuali difficoltà di allacciamento alle reti elettriche regionali o nazionali a MT o ad AT, poiché spesso in zone remote tali reti sono pensate come reti passive, cioè energeticamente dipendenti

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia 11.4 - Valutazione di impatto ambientale (V.I.A.)

dall’esterno, perché le centrali elettriche sono situate altrove. L’inserimento di complessi eolici può aiutare di certo a colmare il forte deficit energetico di certe zone. Occorre prevedere uno studio sul comportamento della rete specialmente in condizioni critiche di forte carico. In alcuni casi sono necessari interventi mirati per rendere sopportabile l’inserzione delle centrali eoliche in zone che prima erano solo passive ed ora possono diventare attive, almeno localmente. Queste barriere non sono da prendere sotto gamba, occorre affrontarle seriamente e risolverle per permettere una diffusione degli impianti nel nostro Paese, così povero di risorse fossili endogene eppure così ricco di fonti rinnovabili quali il vento.

11.4 - Valutazione di impatto ambientale (V.I.A.) In merito alla Valutazione di Impatto Ambientale il quadro normativo italiano precedente al TESTO UNICO SULL'AMBIENTE D.Lgs. n. 152/2006, così come modificato ed integrato dal D.Lgs. 4/08 e poi dal D.Lgs. 128/2010, si presentava come indicato in figura:

La V.I.A., applicata ai progetti di centrali eoliche, deve esaminare l’impatto che avrà il costruendo parco eolico sull’ambiente circostante, in particolare per quanto riguarda l’impatto visivo, l’occupazione del territorio, il rumore prodotto dalle turbine eoliche, l’interazione con le onde elettromagnetiche delle trasmissioni radio, la definizione di criteri che permettano la dismissione senza arrecare danno all’ambiente, ecc. Il permesso a costruire, solitamente composto dai nulla osta di numerosi uffici amministrativi locali, dipende molto dalla V.I.A. e soprattutto dalla sua interpretazione da

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parte degli enti locali. Generalmente vengono stabiliti criteri oggettivi tendenti alla definizione del reale impatto della proposta presentata. La V.I.A. è definita e regolamentata regione per regione, in modo che gli operatori del settore adeguino a tali indicazioni nella predisposizione dei loro progetti, adattandoli alle caratteristiche ambientali del territorio e preservandone le peculiarità. L’amministrazione locale o regionale, nella fase di analisi preventiva del V.I.A., nel corso dell’esame della documentazione presentata dal proponente, se lo ritiene opportuno richiede modifiche e/o integrazioni al progetto. Fasi della V.I.A. L’attuale Testo Unico sull'Ambiente prevede, anche per gli impianti eolici, il susseguirsi delle seguenti fasi: 1. lo svolgimento di una verifica di assoggettabilità (screening); 2. la definizione dei contenuti dello studio di impatto ambientale (scoping); 3. la presentazione e la pubblicazione del progetto (SIA) ; 4. lo svolgimento di consultazioni; 5. la valutazione dello studio d’impatto ambientale (SIA) e degli esiti delle consultazioni; 6. la decisione; 7. l'informazione sulla decisione; 8. il monitoraggio ambientale.

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Procedura di verifica di assoggettabilità (screening) La procedura di verifica preliminare o screening è una procedura tecnico amministrativa volta ad effettuare una valutazione preliminare della significatività dell'impatto ambientale di un progetto, determinando se lo stesso richieda, in relazione alle possibili ripercussioni sull'ambiente, lo svolgimento successivo della procedura di valutazione dell'impatto ambientale. Si applica a: • Progetti dell’Allegato II che servono allo sviluppo e collaudo di nuovi metodi e prodotti da utilizzare non oltre due anni; • Modifiche, estensioni dei progetti elencati nell’Allegato II che comportino apprezzabili effetti negativi sull’ambiente; • Progetti dell’Allegato IV.

Procedura di delimitazione del campo d'indagine (scoping) La procedura di delimitazione del campo d'indagine o scoping è una procedura tecnicoamministrativa volta a valutare la proposta dei contenuti del successivo Studio di Impatto Ambientale (S.I.A.) al fine di indirizzare il proponente di un'opera alla completa e sufficiente analisi delle componenti ambientali interessate dal progetto. Normalmente si parte da una proposta di indice dello S.I.A. con una descrizione sommaria dell'opera da realizzare e del territorio in cui si inserisce, descrivendo quindi le tipologie di analisi e i modelli di studio che verranno condotte per determinare i possibili impatti. L'amministrazione esaminatrice approva la proposta di S.I.A. indicando eventuali ulteriori elementi di approfondimento rispetto a quelli proposti. In ogni caso, l'attivazione di una delimitazione del campo d'indagine non preclude, in fase di procedura di

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11.4 - Valutazione di impatto ambientale (V.I.A.)

valutazione

dell'impatto

ambientale,

la

richiesta

di

eventuali

integrazioni

o

approfondimenti anche di tipo analitico. Svolgimento di consultazioni È possibile ricorrere alle consultazioni tecniche/popolari in fase di screening o V.I.A. In fase di screening si adotta la seguente procedura: • Avviso avvio procedimento sulla G.U. o sul B.U.R.; • Copia integrale progetto consultabile: o per i progetti competenza regionale presso il Comune; o per i progetti competenza statale presso Regione, Province; • 45 giorni utili per osservazioni del pubblico; • Esiti della procedura pubblicati sulla G.U./B.U.R e sito WEB autorità competente. In fase di V.I.A. si adotta la seguente procedura: • Avviso di avvio procedimento a mezzo stampa e sito WEB autorità competente; • Copia integrale progetto consultabile presso uffici autorità competente, Regione, Provincia, Comune; • 60 giorni utili per osservazioni del pubblico; • Possibilità di INCHIESTA PUBBLICA; • Possibilità di un confronto con presentatori osservazioni; • Esiti della procedura pubblicati sulla G.U./B.U.R e sito WEB autorità competente. Procedura di valutazione dello S.I.A. e degli esiti delle consultazioni

Il S.I.A. (Studio di Impatto Ambientale) è predisposto, nel rispetto degli esiti della fase di consultazione, secondo le indicazioni dell’Allegato VII di cui sono contenuti essenziali:

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• • • • •

Descrizione progetto, caratteristiche, dimensione, localizzazione. Misure di mitigazione e compensazione ambientale. Dati per individuare impatti ambientali. Descrizione principali alternative compresa alternativa zero, con motivazioni. Misure di monitoraggio.

Lo SIA è lo strumento centrale della VIA, la cui redazione è dettatat dalle norme tecniche del DPCM 27/12/1988 e s.m.i., che fornisce gli elementi tecnici sugli impatti ambientali dell’opera pertinenti a valutare la sua compatibilità con il contesto ambientale. In riferimento alla detta normativa il S.I.A. si articola in tre “quadri” di riferimento: • Programmatico: fornisce gli elementi conoscitivi sulle relazioni tra l'opera progettata e gli atti di pianificazione e programmazione territoriale e settoriale (coerenza del progetto). • Progettuale: descrive la motivazione (costi/benefici), l’evoluzione (cantiere&exe …provvedimenti gestionali) e le alternative (…opzione zero!) del progetto e le soluzioni tecniche adottate a seguito degli studi effettuati, nonché l'inquadramento nel territorio (vincoli e condizionamenti), inteso come sito e come area vasta (15-20 km). • Ambientale: descrive l’ambiente interessato, i relativi sistemi e le mutue relazioni; stima qualitativamente e quantitativamente gli impatti indotti dall'opera sul sistema ambientale secondo criteri descrittivi, analitici e previsionali; documenta i livelli di qualità preesistenti; definisce gli strumenti di gestione e di controllo. Inoltre lo S.I.A. deve contenere una Sintesi Non Tecnica (SNT) ossia una descrizione dello studio e dei suoi esiti in forma semplice ad uso del pubblico.

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Il S.I.A. dovrebbe contenere tra l'altro un quadro delle condizioni del contesto, un confronto degli impatti ambientali prodotti da varie alternative progettuali, la descrizione delle misure previste per mitigare e per monitorare gli impatti ambientali. I contenuti del S.I.A. in genere comprendono indicatori ambientali, carte tematiche, mappe con inserimento del progetto e delle opere ausiliarie, schizzi, foto e restituzioni grafiche del sito ante e post l’intervento stesso. Il S.I.A. normalmente si avvale di diverse tecniche per organizzare le informazioni e gerarchizzare l’esposizione, facendo uso di metodiche di rappresentazione come liste, matrici, diagrammi ecc. Per la redazione dei punti più specialistici del S.I.A. e per valutarne i contenuti vengono normalmente consultati esperti. Le consultazioni del pubblico integrano il giudizio degli esperti per valutare in modo partecipato la compatibilità del progetto in esame. L’autorità competente per la VIA, per garantire la partecipazione dei cittadini può anche richiedere che sia fatta un’inchiesta pubblica, soprattutto per progetti di una certa complessità. Decisione e informazione sulla decisione Le decisioni di V.I.A. si basano soprattutto sui contenuti del S.I.A. e delle osservazioni pervenute. Qualora il S.I.A. risulti inadeguato si richiedono integrazioni. Entro i termini predefiniti dalla normativa l’autorità competente si pronuncia sulla compatibilità ambientale del progetto presentato. L'eventuale pronuncia favorevole contiene tra l'altro le prescrizioni necessarie per la mitigazione degli impatti sfavorevoli sull’ambiente. Le decisioni sulla compatibilità ambientale e le informazioni relative al progetto devono essere diffuse e pubblicate, a cura del proponente, su quotidiani, bollettini e su organi ufficiali delle amministrazioni. Monitoraggio ambientale Obiettivi del monitoraggio ambientale sono valutare l’accuratezza delle stime preliminari e assicurarsi che non si verifichino impatti imprevisti. In sostanza il monitoraggio serve per tenere sotto controllo la situazione durante le varie fasi di vita degli interventi sottoposti a VIA dopo la loro approvazione. Possono essere previste misure di monitoraggio finalizzate alla verifica dei parametri di progetto e degli impatti nel tempo e nello spazio, delle azioni realizzate. In sintesi il D.Lgs. 4/2008 ha apportato le seguenti modifiche: • Il provvedimento di VIA contiene indicazioni per la progettazione e per il controllo e monitoraggio. • Ci si può avvalere del sistema delle Agenzie ambientali (ARPA). • Modalità di monitoraggio , esiti, ed eventuali misure correttive sono rese pubbliche attraverso siti WEB autorità competenti, procedenti ed ARPA.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia 11.5 - Autorizzazioni per impianti onshore e offshore

Novità introdotte dal D.Lgs. 4/2008 Procedura • • • • •

Progetto preliminare / definitivo; Regolamentazione della fase di scoping e screening; Possibilità di adeguare il progetto a seguito delle osservazioni del pubblico; Controllo dell’ottemperanza delle prescrizioni e monitoraggio; Pronuncia di compatibilità ambientale con valenza limitata (5 anni).

Tempi • Maggiore definizione dei termini temporali delle varie fasi del procedimento; • In caso di superamento intervento della Presidenza del Consiglio dei Ministri (Poteri sostitutivi); Partecipazione/pubblicità • Pubblicità estesa a tutte le fasi (GU, BUR, giornali, WEB). • Possibilità di inchiesta pubblica, contraddittorio proponente/pubblico. Novità introdotte dal D.Lgs. 128/2010 Il 26 agosto 2010 è entrato vigore il D.Lgs. 29 giugno 2010, n. 128, che oltre a descrivere in maniera estesa la Parte II del D.Lgs.152/2006 per quanto riguarda le procedure di VIA e VAS, inserisce il Titolo III-bis (AIA) nel “Codice ambientale” (accompagnato da 6 nuovi allegati) con l'obiettivo di integrare definitivamente la disciplina IPPC (D.Lgs 59/2005 e s.m.i.). Vengono inoltre modificate: la tipologia di "impatti ambientali" di riferimento per quanto riguarda la VIA e la VAS, prima “possibili e significativi”, ora “effettivi, significativi e negativi”, tempi, …

11.5 - Autorizzazioni per impianti onshore e offshore Per poter procedere al tradizionale primo “colpo di ruspa”, nel caso di impianto eolico in-land, è necessario ottenere le dovute autorizzazioni. In Italia non esistono procedure specifiche per la pianificazione e la localizzazione degli impianti eolici. Esiste tuttavia una normativa generale sia a supporto che a limitazione di tali localizzazioni. A supporto dell’uso di parchi eolici è opportuno riferirsi alla Legge 10/91, nella quale (art.1- comma 4) si stabilisce che l’uso delle fonti di energia rinnovabile è da considerare di “pubblico interesse e di pubblica utilità”, ragione per cui le relative opere sono da considerare indifferibili ed urgenti ai fini dell’applicazione delle leggi sulle opere pubbliche.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 11 - I processi autorizzativi degli impianti in Italia 11.5 - Autorizzazioni per impianti onshore e offshore

Un ulteriore supporto è fornito dall’art. 22 della Legge 9/91, che esclude per tali impianti

le

autorizzazioni

ministeriali

previste

dalla

vecchia

normativa

sulla

nazionalizzazione dell’energia elettrica. Sempre a supporto dell’uso di energie rinnovabili può essere portata la Legge 394/91, ed in particolare l’art. 7 - comma 1, nel quale sono previste misure d’incentivazione alle amministrazioni comprese nelle aree protette, che promuovano interventi volti a favorire l’uso di tali forme di energia. In termini di limitazione si deve rilevare che non esistono vincoli specifici alla localizzazione di centrali eoliche, ma che esse debbono sottostare ad una legislazione generale di tutela del paesaggio, dell’ambiente e della salute, nonché di disciplina di uso del suolo. Ciò impone il rilascio di diversi nullaosta da parte di enti, amministrazioni centrali e periferiche dello Stato e degli enti locali. Tali nullaosta richiedono tempi e procedure complessi e, soprattutto, numerosi passaggi. Spesso, piuttosto che una maggiore tutela dell’ambiente o dei diritti della popolazione, producono difficoltà nel completamento delle opere, uno spreco di tempo ed una consistente aleatorietà del processo decisionale.

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato - Rev. 01/10/2011 Bibliografia e fonti d’approfondimento

Bibliografia e fonti d’approfondimento  ENERGIA EOLICA - Prof. Luciano PIRAZZI - ENEA, e-le@rning 2007-2009.  IMPIANTI EOLICI - ABB, Quaderni di applicazione tecnica N.13 2011.  L’energia eolica - ENEA, opuscolo 2003.  Il futuro è nelle tue mani. Guida al Mini Eolico - ENEL, opuscolo 2010.  Le fonti rinnovabili - Carlo MANNA e Andrea FIDANZA - ENEA 2010.  Analisi di redditività di un impianto a turbina eolica per piccole utenze - Claudio TABOGA - Area Tecnica IREConItalia, lezione n. 13 2002.  Energia Eolica e Impatto Ambientale - Prof. David CHIARAMONTI - Università degli Studi di Firenze, slides 2006.  Valutazione Impatto Ambientale - Ing. Alessandro DI GIOSA - ARPA Lazio, slides 2011.  Criteri e indirizzi progettuali per le aree a idoneità condizionata - Allegato alla Relazione Tecnica del P.R.I.E. della Murgia Tarantina, 2008.  Leitwind® 77 - Relazione Tecnica Specialistica, 2011.  Building a Wind Turbine (Vestas V82) - http://youtu.be/PyehD1j0kUU  What's inside a wind turbine? - http://youtu.be/LNXTm7aHvWc  Video didattico per ragazzi (ANEV) - http://youtu.be/AafbF0iEV-s  http://www.anev.org/  http://it.leitwind.com/  http://www.emd.dk/WindPRO/  http://www.meteogiornale.it/  http://www.stradeanas.it/  http://it.wikipedia.org/

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ENERGIA EOLICA. Il vento, la tecnologia e il mercato  

Il testo si presenta come una panoramica generale, a carattere divulgativo, sulle caratteristiche del vento quale fonte di energia rinnovabi...