Capitolo II

Capitolo II

Parametri di merito di una turbina eolica e

corretto inserimento delle macchine eoliche nel

contesto territoriale.

2.1 – Introduzione al capitolo

Lo studio di un sito, candidato a diventare un possibile impianto o parco eolico, si basa principalmente sull’elaborazione di dati del vento rilevati in loco da centraline anemometriche mediante l’utilizzo di modelli per valutare la distribuzione della velocità del vento. È fondamentale, per condurre questa analisi, avere a disposizione più dati possibile. Perciò è auspicabile che analisi anemologiche vengano condotte per periodi di tempo lunghi, come possono essere stagioni oppure anni o periodi di più anni per vedere l’effettiva evoluzione temporale del vento con conseguente modifica del clima locale che può avvenire o meno nel sito prescelto.

Nel corso di questo capitolo verrà illustrato in primo luogo il procedimento teorico che permette l’estrapolazione dell’andamento probabilistico del vento valido sia per dati riferiti a singoli mesi o anni, secondariamente verranno illustrate le macchine

dall’accoppiamento tra i dati reali e la curva di potenza di una turbina eolica e la quarta ed ultima parte in cui idealmente può essere diviso questo capitolo sarà una panoramica sui problemi legati all’inserimento delle turbine eoliche nel contesto territoriale.

2.2 – La distribuzione probabilistica delle velocità del vento di Weibull.

Avendo a disposizione i dati di intensità del vento, esistono due modelli principali che vengono utilizzati per studiare come varia la distribuzione del vento. Questi modelli sono quelli di Weibull e di Rayleigh. Sono due teorie statistiche che si basano principalmente sulla probabilità di occorrenza di una certa intensità di vento in un arco di tempo definito.

Tra questi due modelli quello che meglio approssima la curva di distribuzione probabilistica della velocità del vento è la funzione di distribuzione di Weibull.

Tale funzione dipende da alcuni parametri che caratterizzano il luogo e la ventosità che sono: la velocità del ventov [m/s], un parametro detto parametro di scala (indica quanto un sito è ventoso) indicato con la lettera c [m/s] e il parametro di forma della curva, adimensionale, k . Quest’ultimo termine indica quanto le velocità del vento tendono ad essere concentrate attorno ad un determinato valore. Solitamente assume valori compresi tra 1 e 2 ( infatti ponendo k = 2 si ottiene la distribuzione di Rayleigh).

La funzione di distribuzione di Weibull è data dalla formula:

( )

_            − − ⋅       ⋅       = k c v k e c v c k v f 1 Eq. (2. 1)

Un ruolo fondamentale nella teoria di Weibull lo giocano senza ombra di dubbio i due parametri k e c. Come si può vedere dalla figura sottostante, se si tiene fisso il valore del parametrocsi nota che la distribuzione di Weibull si modifica al variare di k passando dalla forma di una curva esponenziale a quella di una funzione di Rayleigh, cioè la curva assume un andamento simile a quello della distribuzione normale di Gauss, però asimmetrico.

0 5 10 15 20 25 0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 v [m/s] f( v )

Distribuzione probabilistica della velocità del vento di Weibull k = 1 - distribuzione esponenziale k = 2 - distribuzione di Weibull

Grafico 2. 1 – Distribuzione probabilistica della curva di Weibull. In blu l’andamento esponenziale, in rosso l’andamento di Rayleigh (k=2).

Se al contrario si tiene fisso il valore del parametro k e si studia come si modifica la distribuzione di Weibull al variare del parametro c, si nota che le curve, all’aumentare del valore di quest’ultimo, tendono a coprire un sempre crescente range di valori sull’asse delle ascisse, spostando il picco verso valori sempre più elevati di velocità, sebbene al tempo stesso la probabilità di occorrenza diminuisca come valore.

0 5 10 15 20 25 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 v [m/s] f( v )

Distribuzione probabilistica della velocità del vento

c = 2 m/s c = 4 m/s c = 6 m/s c = 8 m/s

Grafico 2. 2 – Distribuzione probabilistica della curva di Weibull al variare solo del parametro c.

La distribuzione di Weibull è una funzione di distribuzione di probabilità, cioè è un modello matematico che collega i valori di una variabile alle probabilità che tali valori possano essere osservati. Le funzioni di distribuzione di probabilità vengono utilizzate per ipotizzare, mediante un modello, il comportamento di un fenomeno di interesse in relazione alla totalità dei casi di cui uno sperimentatore osserva un dato campione.

La variabile di interesse, nel nostro caso rappresentata dalla velocità del vento v, è vista come una variabile casuale la cui legge di probabilità esprime il grado di incertezza – occorrenza con cui i suoi valori possono essere osservati.

In base alla scala di misura della variabile di interesse, si possono distinguere le distribuzioni continue da quelle discrete. Le prime hanno i valori della variabile casuale espressi su una scala continua, mentre i secondi hanno la variabile casuale misurata con valori discontinui (ad esempio solo numeri interi sull’asse delle ascisse). La funzione di Weibull, definita su un intervallo di velocità illimitato e continuo, è ritenuta essere una funzione di distribuzione continua dove si ha che:

dv v f dv v v p( , + )= ( )⋅

2.3 – Determinazione dei parametri caratteristici k e c.

Il problema fondamentale prima di passare ad analizzare le distribuzioni del vento e l’accoppiamento vento – macchina eolica risiede nella determinazione dei parametri k e c. Essi si ricavano a partire dalla curva di distribuzione cumulativa delle velocità del vento F

( )

v . L’espressione analitica di tale curva è la seguente:

( )

_            − − = ⋅ =

_∫

k c v v e dv v f v F ( ) 1 0 Eq. (2. 2)

La distribuzione cumulativa delle velocità F

( )

v esprime dunque la probabilità che le velocità del vento siano comprese tra 0 e v. Avendo a disposizione un numero

tot

x di rilevazioni, queste vengono suddivise sulla base del loro valore e contate quante volte all’interno del numero di rilevazioni totali sono presenti. Avremo quindi la velocità v₁ presente x₁ volte. La frazione di presenza della velocità v₁ sarà data dal rapporto delle rilevazioni aventi quella velocità sul numero di rilevazioni totali:

tot

p _x

x f = 1

In questo modo si è potuto costruire la “cumulata”, cioè una curva costituita all’istante iniziale dalla frazione di presenza della velocità f e, negli istanti successivi, _p1 dalla somma della frazione di presenza precedente con la frazione di presenza al passo attuale.

Al passo i -esimo la curva di distribuzione cumulativa nel punto i assumerà il valore di:

( )

v = fpi + fp_{( )}i−₁

F Eq. (2. 3)

Nel momento in cui, superato un certo valore di velocità non si hanno più rilevazioni di intensità del vento, la cumulata o, funzione di distribuzione cumulativa, assumerà il valore pari ad 1.

Per avere più chiaro l’andamento della curva di distribuzione cumulativa, si riporta nel grafico 2.3 le frazioni di presenza per ogni intervallo di velocità e la cumulata F

( )

v .

Distribuzione cumulativa e probabilistica della velocità del vento

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 0-0. 9 1-1. 9 2-2. 9 3-3. 9 4-4. 9 5-5. 9 6-6. 9 7-7. 9 8-8. 9 9-9. 9 10-1 0.9 11-1 1.9 12-1 2.9 13-1 3.9 14-1 4.9 15-1 5.9 16-1 6.9 17-1 7.9 18-1 8.9 19-1 9.9 20-2 0.9 21-2 1.9

velocità del vento [m/s] .

fr e q u e n z a . Frazione di presenza Cumulata

Grafico 2. 3 – Frazione di presenza e distribuzione cumulativa della velocità del vento.

Come si nota dal grafico, all’aumentare delle classi di velocità aumenta il valore della funzione di distribuzione cumulativa, fino ad arrivare al valore unitario.

Dell’espressione analitica 2.2, adesso si conoscono i valori che la funzione assume nella parte sinistra. Lo scopo al momento è quello di capire la metodologia necessaria alla determinazione dei valori che la funzione assume nella parte destra.

Si può riscrivere l’equazione passando alla formulazione logaritmica di tale formula, portando a sinistra dell’uguale tutti i membri dell’equazione conosciuti ed a destra quelli incogniti:

( )

[

]

{

ln1 F V

}

k ln

( )

v k ln

( )

c

ln − − = ⋅ − ⋅ Eq. (2. 4)

In questo modo non si riesce ad isolare completamente a destra le incognite, in quanto rimane sempre il ln

( )

v il quale può essere determinato sulla base delle rilevazioni a disposizione.

Osservando meglio l’equazione la posizione di tutti gli elementi determinati e quelli ancora incogniti, si può arrivare a paragonare l’equazione 2.5 con quella di una retta del tipo:

q x m

y = ⋅ + Eq. (2. 5)

Effettuando quindi un confronto tra le due equazioni, si possono trovare le seguenti analogie e sostituzioni:

( )

[

]

{

}

( )

( )

       = ⋅ − = = = − − q c k x v m k y V F ln ln 1 ln ln Eq. (2. 6)

Secondo tale scrittura m rappresenta l’inclinazione della retta e q il punto di intersezione con l’asse delle ordinate.

Avendo precedentemente suddiviso le rilevazioni in base ai valori di velocità che vengono assunti nel corso del mese, si determina il valor medio della velocità in ogni “classe” eseguendo una media pesata sulla frequenza. Ad esempio, se abbiamo una classe di velocità che comprende i valori di velocità che vanno da 1 a 1.9, ad ogni valore di velocità compreso nell’intervallo corrisponderà una determinata frazione di presenza.

rilevazioni all’interno dell’intervallo, si trova il valore della velocità media per quella classe di velocità. Una volta trovati tutti i valori medi delle classi di velocità si procede con il calcolo del logaritmo di tale valori.

A questo punto abbiamo i coppie di valori

( )

x,y . Se si riportano nel piano, queste rappresentano x punti, come mostrato nel grafico 2.4: _i

-0.5 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 -3 -2 -1 0 1 2 3 ln(v) ln [-ln (1 -F (v )) ]

Grafico 2. 4 – Andamento delle classi di velocità del vento in scala logaritmica

Per riportare l’andamento dei punti a quello di una retta, è stata utilizzata la tecnica del “fitting ai minimi quadrati”.

Questa tecnica ha lo scopo di trovare i coefficienti della funzione polinomiale (che nel piano raffigura nel nostro caso una retta) scelta: ~f

( )

x =m⋅x+q. La retta che verrà determinata avrà come caratteristica principale quella di riprodurre il trend generale dei punti che abbiamo a disposizione senza però avere l’obbligo di passare necessariamente per tutti.

È necessario quindi definire un’altra funzione, la funzione degli errori, che ci permette, mediante le sue derivate, di minimizzare l’errore tra la f_i e la f~

( )

x :

(

)

(

( )

)

2 1 ~ ,

∑

= − =Ndd i i f x f q m E Eq. (2. 7)

Per minimizzare il quadrato dell’errore si impone che le derivate della funzione rispetto alle variabili siano nulle:

( )

(

)

( )

(

)

      = − ⋅ − = ∂ ∂ = ⋅ − ⋅ − = ∂ ∂

∑

∑

= = 0 ~ 2 0 ~ 2 1 1 Ndd i i i Ndd i i x f f q E x x f f m E Eq. (2. 8)

Sostituendo in entrambe le equazioni f~

( )

x con m⋅x_i +q si ottiene la seguente espressione:       = − ⋅ − = ⋅ − ⋅ − ⋅

∑

∑

∑

∑

∑

∑

= = = = = = 0 0 1 1 1 1 1 2 1 Ndd i Ndd i i Ndd i i Ndd i i Ndd i i Ndd i i i q x m f q x x m f x Eq. (2. 9)

Analizzando tutti i membri che compongo queste due equazioni, si possono apportare alcune sostituzioni e semplificazioni. Innanzitutto si nota che tutte le sommatorie presenti in entrambe le equazioni sono condotte sul numero dei dati che abbiamo a disposizione (da 1 fino a Ndd ).

La

∑

= Ndd i i x 1

rappresenta la sommatoria condotta su tutti i valori delle x dove ogni _i

i

La

∑

= Ndd i i q 1

rappresenta la sommatoria eseguita sul numero di dati disponibili del parametro q ; poiché tale parametro è costante al variare dei dati a disposizione, la _i sommatoria si semplifica scrivendo il numero dei dati a disposizione moltiplicato per il valore del parametro stesso (quest’ultimo di valore incognito).

La

∑

∑

= = =Ndd i i Ndd i i y f 1 1

ed ogni y coincide con il _i ln

{

−ln

[

1−F

( )

V_i

]

}

.

A seguito di tutte le semplificazioni, si giunge a poter scrivere le formule necessarie per trovare il valore dei due parametri della retta:

2 1 1 2 1 1 1       − ⋅ ⋅ − ⋅ ⋅ =

∑

∑

∑

∑

∑

= = = = = Ndd i i Ndd i i Ndd i i Ndd i i Ndd i i i x x n y x y x n m       _{− ⋅} =

∑

∑

= = Ndd i i Ndd i i m x y n q 1 1 1

Riportando i valori di x e di _i y su di un grafico assieme all’equazione della retta _i appena trovata, si vede che siamo riusciti ad approssimare al meglio l’andamento dei punti.

-0.5 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 -3 -2 -1 0 1 2 3 ln(v) ln [-ln (1 -F (v )) ]

Grafico 2. 5 – Retta derivante dall’operazione di fitting ai minimi quadrati

Trovati i parametri caratteristici della retta, risulta a questo punto facile risalire ai due parametri della funzione di distribuzione probabilistica di Weibull k e c.

( )

   = ⋅ − ≡ q c k m k ln _          − ≡ ≡ k q c m k exp

Da un’analisi dimensionale della funzione di distribuzione di Weibull si nota che k è un coefficiente adimensionale, mentre c presenta le dimensioni di una velocità.

Utilizzando questa procedura si risale ai valori dei parametri k e c che possono essere mensili, stagionali o addirittura annuali a seconda del fatto che come input vengano immessi i valori delle velocità del vento per calcolare le coppie di punti

( )

x,y

2.4 – Grandezze caratteristiche associate alla distribuzione di Weibull.

Trovati i valori dei principali parametri k e c, si passa alla determinazione di altre grandezze, che da essi dipendono, di notevole importanza per capire le caratteristiche di ventosità del sito prescelto. Queste grandezze sono funzione sia del parametro di scala che di quello di forma, ma dipendono anche della velocità del vento e da un’altra funzione di distribuzione: la funzione gamma.

velocità più probabile: mp k

k k c v 1 1       − ⋅ =

velocità che trasporta la massima energia: _E k

k k c v 1 max 2       + ⋅ =
densità di potenza:

( ) ( )

      + Γ ⋅ ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ =

_∫

∞ k k c dv v f v P A P 3 2 1 3 0

ρ

densità di energia: _      + Γ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ = k k T c A E 3 2 1 _ρ 3 . La funzione gamma è:

( )

∫

∞ − − _{⋅ ⋅} = Γ 0 1 dt e t x x t .

Se la funzione di distribuzione di probabilità che stiamo analizzando fosse quella di Gauss, avremo una rappresentazione sul piano della curva simmetrica. Poiché noi trattiamo la curva di distribuzione di Weibull, essa rispetto a quella di Gauss presenta la principale caratteristica di non essere simmetrica, ma il suo massimo è spostato verso sinistra. Tenendo conto di questo fatto, analizzando questa distribuzione si possono individuare tre grandezze che nella curva di Gauss coincidono, mentre nel tipo di distribuzione da noi esaminata assumono valori diversi. Queste tre grandezze sono la media, la mediana e la moda.

La prima grandezza è definibile secondo un’espressione analitica dipendente da ke c:

( )

      + Γ ⋅ = ⋅ ⋅ =

_∫

∞ k c dv v f v v 1 1 0 Eq. (2. 10)

La mediana rappresenta quella velocità per cui nella distribuzione di Weibull le rimanenti velocità stanno per metà tempo sotto e per l’altra metà del tempo sopra quel valore.

La moda è quella velocità che corrisponde alla più elevata probabilità di occorrenza. 0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0 5 10 15 20 25 v [m/s] f( v ) . f(v) V media V mediana Moda Vmaxe

Grafico 2. 6 – Andamento della curva di distribuzione probabilistica di Weibull con le quattro velocità caratteristiche.

2.5 – Le macchine eoliche

Lo sviluppo scientifico e tecnologico iniziato a seguito della Prima Guerra Mondiale in campo aeronautico, ha visto in quegli stessi lo sviluppo di un settore parallelo che focalizzava l’attenzione sulle azioni del vento, non per il moto degli aerei, ma per il moto di macchine in grado di sfruttare l’energia contenuta nella massa d’aria per ottenere lavoro o per produrre energia elettrica. Sebbene, lo sviluppo di questo settore nel corso degli anni non sia stato continuo, oggi risulta essere in progressiva, crescente e continua evoluzione.

Partendo infatti dai primi modelli che si trovavano in circolazione agli inizi del Novecento che coprivano una fascia di potenza producibile massima di 30 kW, la ricerca in questo settore ha portato notevoli progressi e benefici.

In particolar modo, dopo una breve inflessione del settore dopo la Seconda Guerra Mondiale, le crisi petrolifere nel corso degli anni Settanta e la stesura del Protocollo di Kyoto degli anni Novanta, hanno contribuito a dare una scossa positiva alla ricerca nel settore per sviluppare tipologie di macchine in grado di catturare l’energia trasportata dal vento, in maniera sempre più affidabile e massiccia.

In quest’ultimo arco temporale infatti c’è stato e continua ad esserci lo sviluppo di aerogeneratori sia per installazioni on-shore che per quelle off-shore di taglia sempre maggiore. Vedendo la figura 2.1 si evince con grande chiarezza lo sviluppo di questa tipologia di macchina: agli inizi degli anni Ottanta una turbina eolica aveva un diametro di 15 metri e la potenza nominale prodotta era al massimo di 50 kW; oggi invece i diametri delle turbine sono molto maggiori (124 metri contro i 15 metri) e le potenze nominali di un singolo aerogeneratore sono arrivate ad essere perfino di 5 MW.

Figura 2. 2 – Sviluppo dell’aerogeneratore associato alle dimensioni della torre e delle pale.

Sul mercato esistono varie tipologie di macchine eoliche ed una loro classificazione è abbastanza complessa. In linea di principio oggigiorno si arrivano a suddividere in macrocategorie all’interno delle quali esistono altre sottodivisioni.

2.4.1 – Classificazione macchine eoliche.

Una prima suddivisone può essere effettuata suddividendo gli aerogeneratori sulla base della posizione del rotore che può essere posizionato orizzontalmente o verticalmente rispetto alla direzione del vento.

I prototipi più conosciuti di aeromotori ad asse verticale sono chiamati Savonius e Darrenius. Il primo è una macchina eolica del tipo a resistenza. È costituita da due o tre semicilindri incernierati ad un asse verticale. Tale macchina funziona indipendentemente dalla direzione del vento, in quanto non c’è il rotore che si

una delle tre pale che sarà esposta a “favore di vento”. Il fatto che le altre due pale sono sfalsate dalla prima di circa 120 gradi causa un movimento delle pale controvento. È questo movimento la causa principale del basso rendimento. La seconda è invece una macchina eolica del tipo a portanza.

I pochi prototipi di generatori ad asse verticale commercializzati sono generalmente indicati per applicazioni di piccola taglia, benché siano in piena fase di ricerca miglioramenti su prestazioni e rendimento.

Sono prodotti e commercializzati principalmente nei paesi del Nord Europa e la diffusione nel nostro paese è pressoché nulla. In questi paesi gli aeromotori che sono in commercio presentano potenze modeste: vanno da qualche decina di W a qualche kW. Funzionano con velocità del vento basse (quasi nulle in prossimità del suolo) e, per la loro forma

geometrica, trovano facile collocazione in applicazioni in ambito urbano (come ad esempio sulla sommità dei comignoli), sebbene il loro costo (proprio a causa della scarsa diffusione) ad oggi risulti essere elevato. Presentano un notevole inconveniente all’avvio: il generatore deve essere utilizzato come motore. Sebbene presentino una notevole facilità d’intervento in quanto tutta la cabina che contiene le macchine elettriche per la conversione in energia elettrica sia posizionata a terra, le operazioni di manutenzione come la sostituzione dei

Figura 2. 5 – Prototipo di macchina eolica tipo Darrenius.

Figura 2. 4 – Installazione sui comignoli per piccole utenze degli aerogeneratori ad asse verticale.

cuscinetti presenta un notevole svantaggio, in quanto richiede la rimozione dell’intera macchina.

Gli aerogeneratori ad asse orizzontale risultano oggi le macchine eoliche che hanno subito un elevato sviluppo tecnologico nel corso di questi anni. Il campo di taglie che coprono è molto ampio andando da qualche decina di kW fino ad aerogeneratori con potenze dell’ordine di qualche MW. Vengono impiegati per la generazione di energia elettrica in utenze isolate (ad esempio nei rifugi montani mediante sistemi ibridi, cioè in combinazione con motori diesel o sistemi fotovoltaici ), oppure in centrali eoliche chiamate oggi “wind farm” installate sulla terraferma o in mare (“on-shore” e “off-shore” rispettivamente). All’interno di questa categoria si può pensare di effettuare una ulteriore suddivisione per questi aerogeneratori. Si individuano così gli aerogeneratori a portanza e quelli a resistenza. Portanza (L = lift = portanza) e resistenza (D =drag =resistenza) sono le due componenti delle forze aerodinamiche che investono i profili delle pale. Scomponendo la risultante delle forze aerodinamiche F lungo la normale e la parallela al flusso, si nota che la componente di portanza è proprio quella perpendicolare alle linee di flusso, mentre quella di resistenza è parallela ad esse.

Maggiormente diffusi sul mercato risultano essere i primi, cioè gli aeromotori a portanza. Per determinare con precisione il valore di queste due forze e, di conseguenza, la forza prevalente, è fondamentale conoscere come queste due componenti si dispongono sul profilo dell’ala in funzione dell’angolo di attacco

α

tra la corda del profilo ed il vettore velocità relativa.

Gli aerogeneratori più diffusi oggi sfruttano principalmente la componente L, cioè la componente di portanza.

A loro volta gli aeromotori a portanza vengono ulteriormente suddivisi in aeromotori veloci o lenti a seconda della velocità di rotazione del rotore. In condizioni di ventosità limitata vengono utilizzate macchine eoliche cosiddette lente formate da un numero di pale molto elevato (variabile fra 12 e 24) con diametri ridotti (difficilmente superano gli 8 m).

Gli aeromotori veloci invece sono costituiti da un numero di pale molto più limitato (varabile tra due e quattro) e ruotano con velocità molto più elevate, poiché riescono a sfruttare velocità del vento maggiori.

In commercio oggigiorno esiste una vasta categoria di aerogeneratori tri-pala, poiché rispetto a quelli a quattro pale presentano un bilanciamento migliore, e rispetto alle macchine bi-pala e mono-pala, sebbene non riescano a raggiungere le stesse velocità di rotazione (la velocità di rotazione aumenta al diminuire del numero di pale) e non si abbiano risparmi sul materiale, si hanno minori oscillazioni e minor rumore.

2.4.2 – Caratteristiche degli aerogeneratori ad asse orizzontale.

Avendo identificato le due componenti delle forze aerodinamiche che investono le pale dell’aerogeneratore, si possono definire di conseguenza due coefficienti dipendenti da queste due componenti.

Si identificano perciò il coefficiente di portanza C_Led uno di resistenza C_D

definiti nel seguente modo:

c v L C_L ⋅ ⋅ ⋅ = ∞2 2 1

ρ

v c D C_D ⋅ ⋅ ⋅ = ∞2 2 1

ρ

in cui cè la corda del profilo e ρè la densità dell’aria e L e D sono definite per unità di lunghezza.

Poiché la potenza per un generatore eolico è data dalla componente di portanza moltiplicata la velocità, si ottengono una serie di relazioni importanti come riportato di seguito. r v L P= ⋅ dove vr_r =vr_w −vr

(

v v

)

A v C P= ⋅ ⋅ _L⋅ _r ⋅ _w − 2 ⋅ 2 1 ρ

Si giunge così alla definizione del coefficiente di potenza C_P dato da:

A v P P P C w P ⋅ ⋅ ⋅ = = 3 0 2 1 ρ Eq. (2. 11)

che nasce dal confronto tra la potenza estratta realmente dal vento e quella teorica contenuta nella corrente d’aria, andando a rappresentare il rendimento della macchina.

Correlando i valori dei coefficienti con alcuni parametri del profilo dell’ala (ce

α

), si nota che C_Laumenta linearmente con

α

, fino ad un valore massimo dove il profilo “stalla” e dopo il valore del coefficiente diminuisce rapidamente. Per piccoli angoli di attacco, C_Dè costante, ma poi subisce un rapido aumento.

Introducendo un ultimo coefficiente, si arriva a completare il quadro sulle caratteristiche delle prestazioni degli aerogeneratori in correlazione con i parametri che li contraddistinguono. λ, chiamato anche blade tip-speed ratio, è definito come il rapporto tra la velocità tangenziale delle pale all’estremità e la velocità del vento. La sua espressione matematica è:

in cui u rappresenta la velocità tangenziale della pala all’estremità e v_w la velocità del vento.

Analizzando i grafici più frequenti in letteratura e riportati di seguito (2.7 e2.8), si evince che nel corso degli anni le turbine eoliche hanno subito una graduale evoluzione passando dai rotori multipala (mulini a vento) con pale conformate in modo tale da massimizzare la componente di resistenza delle forze aerodinamiche al fine di massimizzare la coppia trasmessa al motore, a quelli con un numero di pale non superiore a quattro. Se per esempio analizziamo gli aerogeneratori tri – pala, sebbene questi presentino valori di coppia trasmessi al rotore maggiori rispetto ai mono-pala, raggiungono al tempo stesso valori di tip-speed ratio più bassi e sono in grado di ottenere coefficienti di potenza molto più elevati rispetto agli aeromotori con più pale o che sfruttano la componente di resistenza. Sebbene i rotori mono o bi-pala riescano a raggiungere coefficienti di tip-speed ratio molto elevati, i rotori tri-pala si collocano in una giusta posizione di compromesso tra elevati valori dei coefficienti C_Pe λ. È proprio per questo motivo che tali aerogeneratori sono stati nel corso degli ultimi anni i modelli di macchine eoliche più studiati e sviluppati al punto tale che oggi quasi tutte le installazioni di aeromotori sia on-shore che off-shore presentano turbine tri-pala.

Grafico 2. 7 – Coppia in relazione al tip – speed ratio. I modelli multipala sono quelli che presentano il coefficiente legato alla coppia più elevato.

Grafico 2. 8 – Coefficiente di potenza in relazione al blade tip – speed ratio. I modelli monopala sono quelli che hanno un coefficiente di potenza maggiore.

2.4.3 – Struttura di una turbina eolica.

Una macchina eolica è composta principalmente da quattro parti fondamentali:

- Fondamenta

- Torre

- Navicella - Pale.

La fondamenta sono la parte principale di una torre eolica, in quanto hanno il compito di sostenere tutta la struttura. Queste vengono costruite scavando un’aerea di

volta che sarà installata la torre sopra le fondamenta, sulla zona che rimane scoperta, in seguito potranno essere ripristinate le condizioni originarie del terreno.

Figura 2. 7 – Costruzione delle fondamenta di un aerogeneratore.

La torre della macchina eolica è la struttura che ha il compito di sostenere tutta la navicella e la sua altezza varia a seconda della quota da terra alla quale si vuole arrivare a catturare la corrente eolica.

La navicella oggi è diventata il cuore centrale della macchina eolica. Oltre ad essere sede del mozzo, dell’albero e del moltiplicatore di giri, presenta una importante innovazione che fino a pochi anni fa era considerato essere quasi un ostacolo. Infatti, a differenza dei primi aerogeneratori che venivano costruiti, oggi all’interno della navicella sono allocati tutti quei dispositivi necessari alla conversione in energia elettrica, dell’energia di movimento posseduta dalle pale, questi componenti fino a pochi anni fa si trovavano a terra e quindi emergeva il problema della loro collocazione sul terreno circostante all’aerogeneratore. La navicella oggi contiene anche molti dispositivi elettronici che controllano il movimento sia delle pale che della navicella per adattare al meglio le condizioni operative della macchina alle condizioni di ventosità

adattare la navicella alla direzione del vento. Infatti proprio sulla navicella è installato un sistema di monitoraggio dell’intensità e della direzione del vento che rileva in continuo i dati del vento. Il microprocessore collegato a questo sistema ed agli organi di movimento della macchina ha permesso di non vincolare più gli installatori a posizionare la navicella secondo una direzione prevalente del vento (movimento massimo consentito 90°), ma questo ha dato la possibilità alla navicella di ruotare su tutti e 360° di un angolo giro riuscendo in questo modo a catturare il vento proveniente da tutte le direzioni.

Figura 2. 8 – Elementi necessari alla generazione di energia elettrica e loro collocazione all’interno della navicella.

Le pale sono collegate meccanicamente ad una estremità dell’albero motore. La loro evoluzione strutturale consente oggi alla macchina eolica l’avvio a velocità del vento molto basse. Il collegamento che viene eseguito tra le pale ed il rotore però non è ermetico, consentendo all’aria di passare e raffreddare i dispositivi all’interno della navicella (come il generatore). Questo risulta essere un problema soprattutto durante la stagione invernale per aerogeneratori installati in zone soggette a precipitazioni nevose: la neve, a causa della sua bassa gravità specifica, risulta essere facilmente trasportabile dal vento e di conseguenza può insinuarsi all’interno della navicella andando ad ostruire le aperture per l’aria. Alle nostre latitudini questo problema è scarsamente preso in esame, mentre per siti situati in particolar modo su monti di una certa altezza o nel Nord Europa questo problema viene evitato mediate l’inserimento di deflettori sulle prese d’aria. Inoltre in queste situazioni può capitare che si formino sulle pale delle concentrazioni di ghiaccio dannose per la pale e pericolose per eventuali operatori che si possono trovare in zona. Questo problema può essere superato ricoprendo le pale con un materiale antiadesivo sulle pale (teflon o simili) oppure colorare le pale di nero, in quanto è noto che questa colorazione ha un elevato potere di assorbire il calore evitando quindi che la neve si trasformi in ghiaccio sulle pale.

2.4.4 – Caratteristiche dei generatori delle macchine eoliche

Gli aerogeneratori di taglia medio – grande possono essere attualmente classificati in base a tre categorie secondo la tecnologia impiegata:

• Aerogeneratori funzionanti a velocità costante.

Sono costituiti da un generatore asincrono a gabbia di scoiattolo connesso al mozzo tramite un moltiplicatore. Solitamente lo statore è collegato direttamente alla rete elettrica. Sebbene durante il funzionamento lo scorrimento dell’asincrono varia, questi generatori vengono considerati a velocità costante perché la variazione della velocità è così piccola da non influire sulla produzione di potenza. La potenza reattiva, assorbita dal generatore asincrono, è fornita tramite un banco di condensatori. La potenza erogata è regolata mediante un controllo di tipo aerodinamico chiamato Stall – Control o Active – Stall – Control. Nel primo caso le pale sono attaccate al mozzo con inclinazione fissa e, nel momento in cui il vento supera la velocità di progetto, grazie al loro profilo, l’efficienza aerodinamica del rotore è si riduce progressivamente. Il secondo controllo prevede rispetto al precedente una piccola variazione nel passo delle pale (fino a 4 gradi), consentendo di incrementare l’efficienza aerodinamica del rotore soprattutto alle alte velocità. La curva di potenza caratteristica della turbina, superata la velocità di progetto, con questa regolazione assume un andamento orizzontale fino alla velocità massima (velocità di cut off).

Grafico 2. 9 – Curva di potenza tipica per un aerogeneratore funzionante a velocità costante con sistema Active Stall Control.

• Aerogeneratori funzionanti a velocità variabile. Possono essere divisi in due categorie: aerogeneratori con doubly fed induction generator (DFIG) e

convertitore elettronico di potenza. La prima categoria di aerogeneratori presentano un generatore elettrico asincrono a rotore avvolto con statore connesso direttamente alla rete. Tra il rotore e lo statore però è installato un convertitore per mezzo del quale si possono svolgere due funzioni: variare la frequenza delle grandezze rotoriche in modo da ottenere un funzionamento a velocità variabile e compensare totalmente la domanda di reattivo del generatore con il fine di mantenere il fattore di potenza al valore desiderato. La potenza al generatore elettrico è trasmessa tramite un moltiplicatore di giri installato dopo l’albero lento. Il controllo aerodinamico avviene tramite il Pitch – Control che ottimizza la potenza erogata andando a diminuire o ad aumentare l’efficienza delle pale in base alle condizioni di ventosità.

Figura 2. 10 – Sistema a velocità variabile DFIG

La seconda categoria di aerogeneratori può essere a magneti permanenti o avere rotore avvolto. Dato che si utilizzano generatori sincroni lenti con un elevato numero di poli, il moltiplicatore non è necessario. Anche in questo caso il controllo aerodinamico è eseguito mediante il sistema del Pitch – Control.

Figura 2. 11 – Sistema a velocità variabile con generatore sincrono.

Grafico 2. 10 – Curva di potenza tipica di un aerogeneratore a velocità variabile con Pitch Control (linea continua) e di uno a velocità fissa con Stall Control (linea tratteggiata)

Dal confronto dei due tipi di aerogeneratori emerge che i primi (velocità costante) sono semplici e robusti per quanto riguarda il funzionamento, però al tempo stesso dimostrano una notevole difficoltà nel controllo della potenza attiva e reattiva, creando delle fluttuazioni nella potenza in uscita che si può ripercuotere con problemi di flicker sulla rete elettrica se questa è debole. I secondi presentano una migliore utilizzazione della potenza eolica dovuta alla migliore efficienza del rotore che permette al tempo stesso di poter controllare meglio la potenza attiva, quella reattiva e ridurre al minimo le oscillazioni di potenza. L’unico svantaggio risiede nel fatto che il convertitore ha delle notevoli dimensioni.

2.5 – Accoppiamento dei dati del vento con una macchina eolica.

Per capire se risulta conveniente o meno installare in un determinato sito generatori eolici, è necessario studiare le caratteristiche tecniche di un aerogeneratore in relazione alla curva di distribuzione probabilistica del vento di Weibull.

La curva di potenza di una turbina eolica può essere divisibile in quattro zone:

 la prima mostra una potenza nulla e si estende per un range di velocità che va dallo zero alla velocità che consente alla pala eolica di iniziare a girare (0 < v < vcut-in );

 la seconda copre un campo di velocità variabile tra la velocità di cut-in e la velocità di progetto (vR) e vede i valori di potenza aumentare con una

legge cubica1;

 la terza zona presenta dei valori di potenza costanti all’aumentare della velocità (da vR fino a vcut-off );

 la quarta zona che vede la produzione di potenza nulla dato il fatto che, superata la velocità di cut-off, viene distaccato il sistema di generazione di conversione dell’energia.

L’espressione analitica per una qualsiasi macchina eolica è:

1

Per rappresentare graficamente la curva di potenza di una turbina eolica esistono diverse teorie che approssimano la curva in maniera diversa, poiché usano espressioni polinomiali per raffigurare la curva servendosi di espressioni di ordini diversi. In letteratura si trovano approssimazioni con curve polinomiali di secondo grado che suppliscono al gap introducendo lo scarto quadratico medio delle velocità poiché partono dal numero di dati disponibili o approssimazioni di terzo grado che calcolano la curva a partire da una distribuzione continua di velocità. Per la nostra trattazione, essendoci ricondotti con la determinazione dei due parametri base della teoria di Weibull a costruire la curva con valori di velocità variabili in un range ampio e continuo (velocità assume valori da 0 a 40 m/s), si utilizza

( )

(

)

       < < < < < ⋅ + ⋅ + ⋅ + ⋅ < = − − − − 0 0 2 3 v v v v v P v v v P d v c v b v a v v v P off cut off cut R R R in cut R in cut T Eq. (2. 13)

In questa espressione P_R rappresenta la potenza nominale della turbina eolica e

a, b , c e d sono dei coefficienti che variano in base alla turbina scelta in modo tale che all’inizio della seconda zona la turbina presenti un potenza nulla ed alla fine di tale zona la turbina lavori con potenza nominale.

Graficamente l’andamento della curva di potenza assume il seguente andamento:

0 5 10 15 20 25 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9x 10 5

velocità del vento [m/s]

y [ k W ] Curva di potenza

Legando tra loro l’andamento della curva di potenza e quello della funzione di distribuzione probabilistica di Weibull del vento, si ottiene l’energia che effettivamente può essere estratta da una corrente eolica. L’espressione che permette tale calcolo è:

( ) ( )

(

)

                    ⋅ ⋅       ⋅       +           ⋅ ⋅       ⋅       ⋅ + ⋅ + ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ = = ⋅ ⋅ ⋅ =

∫

∫

∫

− − − −               − −               − − cutoff R k R in cut k off cut in cut v v c v k v v c v k R v v T TA dv e c v c k dv e c v c k d v c v b v a P T dv v f v P T E 1 1 2 3 Eq. (2. 14)

Nel caso in cui si utilizzasse una turbina ideale, si avrebbe che la curva di potenza di una turbina eolica nella seconda parte non varierebbe con legge cubica, ma in base alla potenza trasportata da una corrente d’aria che si muove a velocità v attraverso una superficie circolare coincidente con l’area spazzata dalle pale della nostra ipotetica torre eolica e nella terza parte l’espressione della potenza coinciderebbe con quella della potenza trasportata da una corrente eolica alla velocità di progetto v_R.

( )

         ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ = 0 2 1 2 1 0 3 3 R v A v A v P

ρ

ρ

v v v v v v v v v v off cut off cut R R in cut in cut < < < < < < − − − − Eq. (2. 15) Dove     =1.22 _m3 kg

ρ

.

L’energia estraibile dal vento in questo caso è E_TIde la sua espressione assume la seguente formula:

( ) ( )

                    ⋅ ⋅       ⋅       ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ +           ⋅ ⋅       ⋅       ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ = = ⋅ ⋅ ⋅ =

∫

∫

∫

− − − −               − −               − − cut off R k R in cut k off cut in cut v v c v k R v v c v k v v T TId dv e c v c k v A dv e c v c k v A T dv v f v P T E 1 3 1 3 2 1 2 1

ρ

ρ

Eq. (2. 16)

Avendo trovato i valori dell’energia estraibile dalla corrente eolica e quella ideale estraibile dalla corrente d’aria che investe il rotore, si può passare alla determinazione di tre grandezze, dette anche parametri di prestazione di una macchina eolica, che, mediante i valori che assumo, ci permetteranno di stabilire la possibile sfruttabilità del sito analizzato.

I tre parametri di prestazione sono:

Fattore di disponibilità;

Fattore di capacità;

Rendimento della macchina.

Il fattore di disponibilità è un parametro che indica la percentuale di tempo in cui la turbina può lavorare; si indica con A_F (availability factor).

(

)

( ) e dv c v c k v v v P A k off cut in cut c v k v v off cut in cut F  ⋅ ⋅      ⋅ = < ≤ =               − − − −

∫

− − 1 Eq. (2. 17)

Questo fattore dipende dalle velocità di partenza e di arresto della macchina eolica: se la velocità di cut-in diminuisse A_F aumenterebbe; se al contrario fosse la

nella curva di distribuzione probabilistica di Weibull si spostano verso destra rientrando in maggior numero all’interno del range di velocità compreso tra il cut-in ed il cut-off).

F

C , detto anche fattore di capacità (capacity factor) è un parametro che fornisce il rapporto tra l’energia reale estratta da una macchina eolica in un dato periodo di tempo, rispetto a quella che si avrebbe se la macchina lavorasse a potenza nominale per lo stesso lasso di tempo. L’energia prodotta dalla turbina che lavora per un intervallo di tempo con potenza nominale è: E_TR =T⋅P_R in cui T è l’intervallo di tempo e P_R è la potenza nominale della macchina eolica calcolata con la velocità di progetto

( 3

2 1

R

R A v

P = ⋅

ρ

⋅ ⋅ ). Il coefficiente C_Fè esprimibile mediante la seguente formulazione analitica:

(

)

(

)

                                +                       + + + = =                                 +                       + + + ⋅ = = =

∫

∫

∫

∫

− − − −               − −               − −               − −               − − off cut R k R in cut k off cut R k R in cut k v v c v k v v c v k R v v c v k v v c v k R TR TA F dv e c v c k dv e c v c k d cv bv av TP dv e c v c k dv e c v c k d cv bv av TP E E C 1 1 2 3 1 1 2 3 Eq. (2. 18)

L’ultimo parametro è l’efficienza della macchina eolica (Wind Turbine Efficiency) e rappresenta il rapporto tra l’energia effettivamente prodotta dalla macchina eolica (E_TA) rispetto all’energia producibile idealmente con una macchina ideale (E_TW).

Analiticamente l’espressione è:

(

)

                                +                       ⋅                                 +                       + + + = =

∫

∫

∫

∫

− − − −               − −               − −               − −               − − off cut R k R in cut k off cut R k R in cut k v v c v k R v v c v k v v c v k v v c v k R TId TA dv e c v c k Av dv e c v c k Av T dv e c v c k dv e c v c k d cv bv av TP E E 1 3 1 3 1 1 2 3 2 1 2 1

ρ

ρ

η

Eq. (2. 19)

In accordo con la Teoria di Betz [5], il valore dell’efficienza di una macchina eolica non può superare il valore pari a 590. .

Questi tre parametri caratteristici di prestazione, vanno analizzati insieme, in quanto riassumono le caratteristiche sia del sito che della turbina.

Infatti potrebbe capitare che in un sito che presenta velocità congeniali con le caratteristiche di sfruttabilità (A_F elevato), venga installata una tipologia di macchina eolica che con le caratteristiche di ventosità presenti nel luogo abbia un basso rendimento. Questo sito sarà perciò sfruttato in maniera non ottimale. Oppure si potrebbe scegliere di installare un turbina con rotore di dimensioni maggiori per avere un coefficiente di capacità più elevato, ma questo potrebbe andare in contrasto con gli altri due parametri. Infatti, aumentare le dimensioni del rotore nella grande maggioranza dei casi significa sostituirlo con uno di taglia maggiore. A questo punto dovremmo analizzare nuovamente il campo di velocità operative in quanto talvolta, aerogeneratori di potenza maggiore, presentano velocità di avviamento maggiori. Di conseguenza si potrebbero avere diminuzioni eccessive nei coefficienti A_Fed

η

.

2.6 - Problema dell’inserimento delle macchine eoliche nel contesto territoriale

Inserire una o più macchine eoliche nel territorio è una operazione che, se non studiata adeguatamente in fase di progettazione, può portare ad installare tali macchine in siti non ottimali creando dissenso a causa della scarsa producibilità o disappunto da parte della popolazione locale per i problemi che questa installazione porta sul territorio.

Cerchiamo adesso di capire quali sono gli aspetti critici che caratterizzano l’installazione di una turbina considerando sia alcuni aspetti che riguardano la produzione energetica, sia problemi legati alle popolazioni locali.

Abbiamo visto nei paragrafi precedenti del capitolo la procedura che può essere seguita per analizzare i dati di ventosità di un anemometro (mediante la teoria di Weibull) e integrarli con quelli di producibilità di una turbina in modo tale da capire quanto questa sia in grado di produrre se installata proprio nella medesima posizione territoriale dell’anemometro. Accade più frequentemente che il sito di installazione delle turbine eoliche non sia lo stesso nel quale era posizionato l’anemometro ed anche l’altezza delle turbine sia molto maggiore dello strumento di rilevazione.

Per eseguire le elaborazione con maggior precisione sarebbe opportuno installare tanti anemometri nelle posizioni in cui in futuro si pensa di installare gli aerogeneratori, per avere in un arco temporale relativamente lungo una risposta precisa sui dati di ventosità. Questa operazione sarebbe però deleteria, in quanto i dati di ventosità sono spesso variabili da stagione a stagione e perché il costo di ogni anemometro risulta elevato andando a penalizzare fortemente la fase di progettazione con ripercussioni sullo sviluppo nel territorio di questa fonte di energia, in quanto, solo le amministrazioni più facoltose potrebbero permettersi di affrontare questa fase iniziale di indagine. Così nel tempo, invece di posizionare un anemometro per ogni aerogeneratore, analizzando il territorio si può estrapolare l’andamento del vento ad una quota diversa ed in una posizione diversa.

Nel paragrafo riguardante l’accoppiamento dei dati di ventosità con la curva di potenza della turbina eolica si può notare che compare il termine

ρ

, ovvero la densità dell’aria. Precedentemente è stata presa di valore costante, però si può affermare che per

valori mediante l’equazione di stato dei gas perfetti riferita ad un’atmosfera isoterma, per tenere conto della quota.

Partendo dal bilancio su una particella nell’aria dato dalla formula 2.20

ρ

⋅ − = ∂ ∂ g z p Eq. (2. 20)

e sostituendo al valore della densità un’espressione della densità ricavabile dall’equazione dei gas perfetti:

RT p =

ρ

Eq. (2. 21)

possiamo andare ad eseguire l’integrazione sull’equazione espressa a variabili separabili e trovare l’espressione dell’aumento della pressione al variare della quota da terra:       ⋅ ⋅ − ⋅ = T R z g p p ₀ exp Eq. (2. 22)

successivamente, andando a sostituire con la parte destra dell’espressione 2.22 il termine di pressione nella 2.21, si trova la formula che esprime la variazione della densità con la quota:

(

)

      ⋅ ⋅ − ⋅ ⋅ = T R z g T R p T p z, , 0 exp

ρ

Eq. (2. 23)

In ogni caso i valori di densità coprono un range di valori abbastanza ristretto:

3

9 .

0 kg m per i climi più caldi e maggiori latitudini e _{1.4 kg m}3_{per climi più freddi e}

latitudini minori. È ragionevole perciò considerare un valore costante di

3

.22

Esistono tre leggi molto usate per estrapolare il valore dell’intensità del vento ad una quota diversa rispetto al punto di rilevazione e sono:

• Profilo logaritmico del vento • Profilo diabatico del vento • Legge di potenza.

Tutte e tre dipendono dal vento rilevato dalla centralina anemometrica, dall’altezza alla quale si vuole estrapolare il vento e dalle caratteristiche del terreno circostante racchiuse all’interno di un parametro chiamato z detto roughness lenght. ₀

Il significato di questo parametro e la spiegazione dettagliata dei tre profili del vento sarà fornita nel capitolo successivo dell’elaborato. Adesso ci limitiamo ad affermare che il valore di questo parametro può essere ricavato analiticamente mediante una formula fornita da Lettau (1969) [1]:

H

A S h

z₀ = 50. ⋅ ⋅ Eq. (2. 24)

I membri di questa formula sono: h che rappresenta l’altezza media degli elementi che creano l’irregolarità nel terreno; S che indica la sezione frontale degli elementi del terreno contro cui impatta la massa d’aria; A_H che rappresenta, nel caso di elementi sparsi in modo regolare sul terreno, l’area orizzontale media per un elemento. Questa definizione fornisce una stima ragionevole del valore del parametro z nel caso ₀ in cui il valore di A_Hrisulti molto essere maggiore di S ; la formula tende invece a sovrastimare z nel caso in cui i due termini abbiano lo stesso ordine di grandezza. ₀ Questo avviene nel caso in cui gli elementi sono posizionati talmente vicini tra di loro al punto tale che la massa d’aria non riesce più a passare in mezzo agli ostacoli aggirandoli, ma trova un cammino preferenziale al di sopra di tali elementi. Perciò solo una frazione di S ed h contribuisce alla determinazione della rugosità. Questo effetto lo approfondiremo più nel dettaglio nel paragrafo 3.4.

Abbiamo affermato che è necessario ricavare anche il valore dell’intensità del vento in un punto dello spazio diverso da quello di rilevazione dei dati. Solitamente si vanno a scegliere questi punti in cima a colline o monti, oppure in mezzo al mare. Dato che il nostro elaborato concentra l’attenzione su installazioni on – shore delle macchine eoliche, nel corso del capitolo 3 forniremo un coefficiente, lo speed – up, che rappresenta l’accelerazione che la massa d’aria subisce dalla base alla cima della collina. Cercheremo anche di capire come questo sia stato formulato e quali sono i suoi limiti.

Tutti quelli evidenziati fino a questo momento sono i problemi legati all’elaborazione del dato per avere una risposta energetica indice della reale ventosità sul luogo preso in esame. Nel momento in cui questo luogo risulti essere idoneo, non si può procedere immediatamente all’installazione degli aerogeneratori, ma si deve tenere conto di altri fattori che spesso ostacolano l’installazione di queste macchine.

Il problema principale che talvolta ostacola l’installazione è l’intrusione visiva intesa come inquinamento del paesaggio originale che l’introduzione di queste macchine sul territorio crea alla popolazione del luogo, comunemente conosciuto come problema dell’impatto visivo.

Non esiste una procedura standardizzata per aiutare il progettista nell’installazione, ma esistono solamente delle linee guida, diverse regione per regione, che limitano le zone di installazione fornendo i siti, all’interno della regione stessa, nei quali deve essere evitata l’installazione degli aerogeneratori. Il capitolo 4 è basato principalmente sulla costruzione di una procedura che possa portare alla valutazione di impatto visivo di ogni singolo aerogeneratore diventando potenzialmente una metodologia di indagine che potrebbe essere di aiuto a coloro che intendono installare tali macchine sul territorio per valutare quale sia la migliore posizione dal punto di vista visivo, ipotizzando in ogni caso che l’analisi energetica condotta in precedenza sia risultata soddisfacente per i punti presi in considerazione in questo successivo livello di analisi.

Altre criticità connesse all’inserimento degli aerogeneratori nel contesto territoriale sono:

• Rumore • Rete elettrica • Avifauna

• Elettrocomunicazioni • Flickering

Il rumore, principale fonte di protesta da parte degli abitanti del luogo assieme all’impatto visivo, oggi è da considerare ormai sorpassato. Infatti i principali rumori che un tempo erano fonte di disturbo provenienti dalle pale in movimento, dal generatore, dal sistema idraulico e da altri ingranaggi meccanici, oggi sono stati ridotti notevolmente. Considerando sempre che il rumore, come l’impatto visivo è una fonte di disturbo connessa agli aerogeneratori ma che può variare da persona a persona, recenti studi [3] hanno valutato l’andamento del livello del rumore per un uomo che si allontana progressivamente dall’aerogeneratore. Innanzitutto bisogna chiarire che cosa deve essere considerato per rumore. Questo termine significa suono indesiderato e fisicamente è rappresentato da una variazione di pressione percepibile dall’orecchio umano. Bisogna effettuare una distinzione preliminare tra livello di pressione del suono e livello di potenza del suono. Quest’ultimo è una proprietà della sorgente del suono, mentre il livello di pressione del suono è una proprietà che dipende dallo spazio, cioè dalla posizione spaziale in cui un ascoltatore si trova ad essere. Il rumore è misurato in decibel (dB) e la scala usata è pesata sul range di rumore percepibile dall’orecchio umano (dBA). I fattori più importanti che influenzano la propagazione di un rumore sono la distanza dalla sorgente e il tipo di sorgente.

Grafico 2. 12 – Diminuzione del livello del rumore associato alla distanza.

La distanza in ogni caso è il fattore più importante che contribuisce all’abbattimento del rumore. Infatti si evince, dalla figura sopra, che il rumore scende sotto livelli di grado moderato – basso (≅50dBA paragonabile ai suoni che si hanno in una casa) già alla distanza dalla torre eolica di 150 m.

Grafico 2. 13 – Collocazione del rumore prodotto da un aerogeneratore se l’uditore si trova più di 300 m dalla struttura, in relazione ai rumori dai quali quotidianamente siamo circondati.

Tipicamente il livello della potenza del suono emesso da un aerogeneratore si aggira intorno a 100 – 106 dBA a seconda della velocità del vento (il valore dell’intensità del vento di riferimento è 8 m/s) per un uditore situato ai piedi della torre.

Si può perciò considerare che a 200 – 300 m di distanza un aerogeneratore sia percepibile come un sussurro. Nella fase di progettazione, è utile considerare anche questo aspetto sebbene oggi il problema sia stato superato per evitare che l’inserimento di troppi aerogeneratori vada ad influire eccessivamente sul livello di rumore per una casa situata nelle vicinanze. Si dovrebbe quindi costruire dei livelli di rumore per i quali l’installazione a distanza ravvicinata ad una casa possa essere in ogni caso consentita come già oggi viene fatto in alcuni paesi dove queste macchine sono densamente installate sul territorio.

Figura 2. 12 - Limiti sul rumore classificati in base all’ora giornaliera e al tipo di contesto ambientale di riferimento vigenti in nazioni straniere (Germania, Olanda, Danimarca e Regno

Unito).

Anche la rete elettrica può essere ritenuto un problema per l’installazione degli aerogeneratori in quanto, se non adeguatamente progettata e gestita può creare degli squilibri alla rete elettrica nazionale creando flicker sulla rete o black out nel caso che la rete non venga gestita adeguatamente. Il problema dei nuovi tralicci aggiuntivi dal punto di installazione all’allaccio alla rete nazionale talvolta è risolto creando una rete interrata che, sebbene crei dei costi aggiuntivi agli installatori degli aerogeneratori che

spesso sono chiamati ad affrontare di prima persona il costo, ha ripercussioni positivi sul funzionamento seguente in quanto la rete è nuova e il problema dei flicker è pressoché annullato ed è nascosta in modo tale da non creare troppo dissenso tra la popolazione la quale, oltre a vedere deturpato il paesaggio dagli aerogeneratori dovrebbe vedere anche nuovi tralicci elettrici.

Il problema dell’avifauna è un altro punto di criticità delle installazioni degli aerogeneratori in quanto sul territorio locale i costruttori trovano spesso una forte opposizione da parte dei gruppi ambientalisti locali che accusano queste macchine di uccidere troppi uccelli. Si afferma che la morte di questi uccelli che impattano contro le pale in movimento (e i nuovi elementi della rete elettrica nel caso in cui questa venga fatta fuori terra) si può ripercuotere sull’avifauna presente in quanto può portare a difficoltà maggiore nel trovare cibo, nel nidificare e nella riproduzione, portando anche allo spostamento di habitat per alcune specie e per il cambio di rotta di altre specie migratorie che possono frequentare il sito, provocando un cambiamento difficilmente ripristinabile sulla popolazione animale del luogo.

Recenti studi condotti da BirdLife (2003) [3] hanno mostrato che entro 600 m dall’impianto la popolazione degli uccelli può diminuire, sia per la presenza di queste macchine, sia per la presenza delle persone che lavorano nel luogo, nella stessa maniera che si potrebbe riscontrare se il terreno fosse sfruttato dall’uomo per altra attività, come, ad esempio, l’agricoltura.

Studi portati avanti in diverse parti del mondo hanno evidenziato che la morte degli uccelli dovuti alla folgorazione sulle linee elettriche o alla collisione con le strutture in movimento degli aerogeneratori può essere considerata di basso livello. Infatti, uno studio portato avanti nello Stato della Navarra in Spagna nel 2003 ha evidenziato che su 692 turbine suddivise in 18 wind farm, in un anno solo 88 uccelli sono morti, rappresentando quindi una percentuale di mortalità annua di 0.13 uccelli morti per ogni turbine, cioè una turbina può uccidere un uccello ogni 7 anni. Un altro studio finlandese ha evidenziato che in un periodo di un anno solo 10 uccelli sono stati uccisi da 60 turbine. La percentuale di mortalità è in questo caso in linea con quella spagnola, essendo il suo valore pari a 0.16.

Sconsigliando comunque l’installazione delle turbine su siti noti per essere altamente frequentati da specie migratorie, si può risolvere notevolmente questo punto di criticità.

Capita spesso che i sistemi di comunicazione in prossimità degli aerogeneratori subiscano delle interferenze o degli sbalzi. Ciò è dovuto al fatto che il movimento rotativo delle pale influisce sulle trasmissioni che utilizzano onde elettromagnetiche, in quanto le pale deviano o riflettono il segnale.

Figura 2. 13 - Interferenze o sbalzi ai sistemi di comunicazione causati dal movimento rotativo delle pale.

Posizionando a debita distanza i ricevitori e gli emettitori di tali segnali, il problema è facilmente affrontato e risolto.

L’ultimo punto di criticità emergente dall’installazione degli aerogeneratori sul territorio è, come i precedenti, facilmente risolvibile se, nella fase di progettazione questi aspetti legati al territorio vengono presi in esame. Il Flickering non è il problema

luce – ombra che il movimento rotativo delle pale può provocare sul terreno circostante l’installazione situato nella direzione diametralmente opposta a quella in cui splende il sole oppure con questo termine è indicato l’effetto di abbagliamento che pale lucide possono provocare sul terreno (e gli osservatori) antistanti l’aerogeneratore.

Il problema del flickering varia a seconda delle condizioni meteorologiche del sito analizzato. Per condurre un’analisi dettagliata sarebbe opportuno conoscere l’inclinazione del sole sull’orizzonte e la copertura nuvolosa per tutti i giorni dell’anno in modo tale da inserire all’interno del processore dell’aerogeneratore un sistema di spegnimento di quest’ultimo nel caso in cui vengano raggiunte le condizioni di flickering. Altra soluzione sarebbe quella di installare aerogeneratori a debita distanza dalle case, in modo tale che il problema per gli abitanti del luogo non esista.

L’effetto luce – ombra prodotto dalle pale è stato altamente studiato nei paesi in cui gli aerogeneratori sono densamente distribuiti sul terreno. In Danimarca ed esempio è stata costruita una tavola che permette di calcolare l’ombra dell’aerogeneratore sul terreno e di conseguenza l’effetto di flickering nel momento in cui le pale si muovono. La tavola viene riportata sotto:

In altri paesi, come ad esempio la Germania, sono stati installati dei dispositivi che interrompono il funzionamento dell’aerogeneratore nel caso in cui vengano raggiunte le condizioni di flickering, a seguito della decisione di una corte di interrompere il funzionamento della macchina nel caso in cui per 30 giorni in un anno sono esiste le condizioni atmosferiche tali da creare flicker sulle zone del territorio popolate.

Questi ultimi punti di criticità, dovuti all’installazione degli aerogeneratori sul territorio, come mostrato sono o sono stati già affrontati dai produttori di turbine eoliche, azzerando quasi questi ultimi problemi (rumore, avifauna, rete elettrica, elettrocomunicazioni, flickering) se nella fase di progettazione del parco eolico vengono considerati. Proseguiamo adesso con l’elaborato andando ad approfondire i due problemi principali che ancora oggi riguardano l’inserimento degli aerogeneratori nel territorio, andando a capire il motivo per cui queste macchine vengono spesso installate sulle alture anziché in campagna e vedendo una procedura per affrontare il problema dell’impatto visivo che questi aerogeneratori creano sul territorio.