COMUNE DI SAN BENEDETTO VAL DI SAMBRO
Cittá Metropolitana di Bologna
OGGETTO:
PROGETTO PER LA REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA FONTE EOLICA DI POTENZA PARI A 975 kW
COMMITTENTE:
EWT ITALIA DEVELOPMENT S.R.L.
Via Giuseppe Rovani, 7 20123, Milano (MI)
P.I.: 10525690961
TITOLO ELABORATO:
RELAZIONE TECNICA GENERALE
SCALA: N° ELABORATO
DATA:
R01
MARZO 2022
PROGETTISTI:
DOTT.ING. ANGELO TENORE
INARIA SRL
Sede Legale Unità locale Via Accoli, 13/b Via Cardito, 201
83031 Ariano Irpino (AV) 83031 Ariano Irpino Avellino P.I.: 02707200644 REA/AV 177691 Codice SDI: SU9YNJA pec: [email protected]
tel. fax + 39 0825 891749 mobile + 39 335 5614728
S OMMARIO
1. INTRODUZIONE ... 3
2. NORMATIVA DI RIFERIMENTO ... 5
3. GENERALITÁ SUL SITO ... 12
4. ANALISI DELLE VINCOLISTICHE LOCALI E SOVRAORDINATE ... 17
5. DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO EOLICO ... 25
5.1 Aerogeneratore ... 26
5.2 Le opere civili e le fondazioni ... 39
5.3 Strada di accesso all’aerogeneratore ... 42
5.4 Piazzola di montaggio ... 42
5.5 Cabina di trasformazione BT/MT ... 44
5.6 Elettrodotto BT ed MT utente ... 44
5.7 Elettrodotto di connessione alla Rete di Distribuzione in Media Tensione ... 45
5.8 Cabina utente e cabina di consegna MT ... 46
5.9 Materiali da costruzione ... 50
6. CARATTERIZZAZIONE ANEMOLOGICA DEL SITO ... 51
7. INQUADRAMENTO GEOLOGICO DEL SITO ... 53
8. ACCESSIBILITÁ AL SITO ... 54
9. STUDIO DELLA GITTATA MASSIMA ... 56
10. IMPATTI PREVISIONALI DELL’IMPIANTO ... 57
10.1 Aria ... 57
10.2 Acqua ... 60
10.3 Suolo e sottosuolo ... 63
10.4 Rifiuti ... 65
10.5 Terre e rocce da scavo ... 67
10.6 Vegetazione, flora e fauna ... 70
10.7 Rumore ... 74
10.8 Campi elettromagnetici ... 77
10.9 Misure di mitigazione in fase di realizzazione ... 78
10.10 Ricadute sociali ed economiche ... 80
11. CRONOPROGRAMMA ... 81
12. ORGANIZZAZIONE DEL CANTIERE ... 83
13. PIANO DI DISMISSIONE DELL’IMPIANTO... 88
14. CONCLUSIONI ... 94
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1. INTRODUZIONE
Lo scopo del presente elaborato è illustrare il progetto di realizzazione di un impianto eolico costituito da un singolo aerogeneratore tipo EWT-DW61 della potenza di 975 kW, per la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, ubicato in Località “Cedrecchia”, nel Comune di San Benedetto Val di Sambro provincia di Bologna (BO), su terreni censiti al foglio 18 particelle 9, 1, 53, 57 e al foglio 11 particelle 109 N.C.T., buona parte del cavidotto sará interrato su strada comunale; la societá proponente è EWT Italia Development srl, della quale si riportano i dati generali identificativi nella tabella seguente.
Tabella 1. Dati generali identificativi della Societá proponente
Denominazione EWT Italia Development srl
Sede legale Via Giuseppe Rovani 7, 20123, Milano (MI)
Sede operativa Via Giuseppe Rovani 7, 20123, Milano (MI)
Legale rappresentante Idema Renger Johannes
Codice fiscale e P.Iva 10525690961
Lo studio di soluzioni connesse con le problematiche energetiche ed ambientali è sempre più di interesse a livello nazionale ed internazionale. Al fine di dotarsi di uno strumento di pianificazione condivisa, i principali Paesi industrializzati hanno sottoscritto il Protocollo di Kyoto (1997), con il quale ciascun Paese si impegna a rispettare obiettivi condivisi di riduzione delle emissioni climalteranti e di ricorso a fonti di energia alternative ai combustibili fossili tradizionalmente impiegati. Il protocollo di Kyoto è un trattato internazionale in materia ambientale riguardante il riscaldamento globale sottoscritto nella città giapponese di Kyoto l’11 dicembre 1997 da più di 160 ed entrato in vigore il 16 febbraio 2005.
Sotto il profilo internazionale in ambito clima ed energia, si segnalano la Direttiva sulle fonti rinnovabili (2018/2001/UE), la COP25 di Madrid e la COP26 di Glasgow. La Direttiva sulle FER ridefinisce il quadro normativo su rinnovabili ed efficienza energetica, cercando di accelerare la transizione energetica da fonti fossili a fonti rinnovabili ed, in particolar modo, stabilendo nuovi obiettivi vincolanti del 32% per le fonti rinnovabili al 2030. La COP25, conferenza dell’ONU sui cambiamenti climatici, si è tenuta a Madrid in Spagna nel 2019; i
Pag. 4 di 94 quasi 200 Paesi che avevano firmato l’accordo di Parigi nel 2015 non sono riusciti però a formalizzare un accordo sui principali temi o a fare un passo avanti sul meccanismo “loss and damage” per aumentare il sostegno finanziario delle nazioni più ricche e sviluppate alle economie più povere per supportarle nella loro transizione energetica e, dunque, il testo della COP 25 sottolinea essenzialmente le stesse affermazioni delle conferenze precedenti, con particolare riferimento all’obiettivo di limitare a +1,5-2 °C l’aumento delle temperature medie, rispetto all’età preindustriale. La COP26, tenutasi a Glasgow in Scozia nel 2021, pone un obiettivo piú stringente rispetto alla precedente COP25, ponendo come limite +1,5 °C l’aumento delle temperature rispetto all’epoca preindustriale.
Ulteriori obiettivi di interesse collettivo per il soddisfacimento delle esigenze di energia pulita e per lo sviluppo sostenibile sono state stabilite nel Libro Bianco italiano scaturito dalla Conferenza Nazionale Energia e Ambiente del 1998 e nell’accordo che è stato raggiunto in seno al Consiglio europeo sul pacchetto clima ed energia 20-20-20. Tale accordo, in particolare, prevede, per i Paesi membri dell’Unione Europea, entro il 2020, la riduzione del 20% delle emissioni di gas serra, l’aumento dell’efficienza energetica del 20% e il raggiungimento della quota del 20% di produzione di energia da fonti alternative ai combustibili fossili.
Il progetto del parco eolico proposto dalla società EWT Italia Development srl consente di contribuire, per quanto possibile, al raggiungimento dell’obiettivo di produzione di energia da fonti rinnovabili anche a supporto della crescente domanda sul territorio nazionale.
2. NORMATIVA DI RIFERIMENTO
Sotto il profilo internazionale, l’obiettivo che si fissa l’UE per il 2050 è quello di ricavare oltre il 50% dell’energia impiegata per la produzione di elettricità, nonché nell’industria, nei trasporti e a livello domestico, da fonti che non emettono CO2, vale a dire da fonti alternative ai combustibili fossili. Tra queste figurano l’energia eolica, solare, idraulica, geotermica, la biomassa e i biocarburanti ottenuti da materia organica, nonché l’idrogeno impiegato come combustibile.
In ambito nazionale, è stato approvato nel 2019 il Piano nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC), a recepimento del quale, con l’obiettivo di massimizzare la produzione di energia da fonti rinnovabili, nel 2019 è stato pubblicato il nuovo DM FER1, quale nuova disciplina per la promozione delle FER ed in particolare della fonte eolica.
Il Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003 rappresenta il recepimento da parte dello stato italiano della Direttiva europea 2001/77/CE sulla promozione delle fonti rinnovabili. Con l’entrata in vigore del D.Lgs. n. 387/2003, sono stati introdotti importanti strumenti di incentivazione della produzione di energia pulita. In particolare, l’art. 12, D.Lgs.
n. 387/2003 prevede che l’autorizzazione unica alla costruzione e all’esercizio di un impianto che utilizza fonti rinnovabili venga rilasciata a seguito di un Procedimento Unico a cui partecipano tutte le amministrazioni interessate. L’autorizzazione unica riguarderá gli aspetti ambientali, la tutela del paesaggio, la tutela del patrimonio storico-artistico, il titolo edilizio e, ove occorre, costituisce variante allo strumento urbanistico. Gli impianti di produzione di energia elettrica a fonte rinnovabile possono essere ubicati anche in zone classificate agricole dai piani urbanistici vigenti. L’art. 12 ribadisce, inoltre, che le opere per la realizzazione degli impianti alimentati a fonti rinnovabili, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all'esercizio degli stessi impianti, sono opere di pubblica utilità indifferibili e urgenti.
Le Linee Guida previste dall’articolo 12, comma 10 del D.Lgs. n. 387/2003 sono state approvate dal Ministero dello Sviluppo Economico con D.M. 10 settembre 2010 e pubblicate in G.U. n. 219 del 18 settembre 2010; esse costituiscono una disciplina unica, valida su tutto il territorio nazionale, che consentirà di superare la frammentazione normativa del settore
Pag. 6 di 94 delle fonti rinnovabili. I progetti degli impianti eolici debbono essere autorizzati con procedimento unico se superano la soglia di 60 kW, come previsto dalla tabella A del D.Lgs.
387/2003. In Regione Emilia-Romagna la funzione amministrativa di rilascio dell’Autorizzazione Unica ai sensi dell’art 12 del DLgs 387/03 è delegata ad Arpae (L.R.n. 13 del 30/07/2015).
In questa ottica l’alternativa zero, ovvero la non realizzazione del progetto o una eventuale delocalizzazione in aree meno vocate dal punto di vista produttivo e ad altitudini più elevate, ma con maggiore incidenza visiva e maggiori impatti (skyline), risulterebbe non coerente con gli obiettivi della legislazione energetica Regionale, Nazionale e Comunitaria in materia di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, che sono definiti di
“pubblica utilità, nonché urgenti e indifferibili” in quanto consentono di evitare emissioni di CO2 ed NOx altrimenti prodotti dagli impianti per la produzione di energia elettrica alimentati da fonti convenzionali.
Per quanto riguarda le energie rinnovabili e tutela ambientale, i riferimenti normativi sono:
• D.P.R. 24 maggio 1988, n. 203: “Attuazione delle direttive CEE numeri 80/779, 82/884 e 85/203 concernenti norma in materia di qualità dell’aria, relativamente a specifici agenti inquinanti, e d’inquinamento prodotto dagli impianti industriali, ai sensi dell’art. 15 della L. 16 aprile 1987, n. 183”;
• Direttiva del Consiglio 21 maggio 1992 relativa alla conservazione degli habitat naturali e seminaturali e della flora e della fauna selvatiche (92/43/CEE), come integrata da Direttiva del Consiglio 27 ottobre 1997 (97/62/CEE);
• Legge 9 gennaio 1991, n. 9: “Norme per l’attuazione del Piano energetico nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e geotermia, autoproduzione e disposizioni fiscali”;
• Legge 9 gennaio 1991, n.10: “Norme per l’attuazione del Piano energetico nazionale in materia di uso razionale dell’energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia”;
• D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 79: “Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica”;
• D.P.R. 1 dicembre 2000, n. 425: “Regolamento recante norme di attuazione della direttiva 97/49/CE che modifica l’allegato I della direttiva 79/409/CEE, concernente la protezione degli uccelli selvatici”;
• D.P.R. 12 marzo 2003, n. 120: “Regolamento recante modifiche ed integrazioni al decreto del Presidente della Repubblica 8 settembre 1997, n. 357, concernente attuazione della direttiva 92/43/CEE relativa alla conservazione degli habitat naturali e seminaturali, nonché della flora e della fauna selvatiche”;
• D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387: “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità”;
• D.Lgs. 22 gennaio 2004, n. 42: “Codice dei beni culturali e del paesaggio, ai sensi dell’articolo 10 della legge 6 luglio 2002, n. 137”;
• D.Lgs. 3 aprile 2006, n. 152: “Norme in materia Ambientale” e ss.mm.ii.;
• D.M. 17 ottobre 2007: “Criteri minimi uniformi per la definizione di misure di conservazione relative a Zone Speciali di Conservazione (ZPS) e Zone di Protezione Speciale (ZPS)”;
• Decreto 10 settembre 2010: “Linee Guida per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili”;
• Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 (2009/28/CE) sulla promozione dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE;
• Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio del 30 novembre 2009 (2009/147/CE) concernente la conservazione degli uccelli selvatici;
• D.Lgs. 3 marzo 2011, n. 28: “Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE”;
• Decreto del Ministero dell'Ambiente e della tutela del Territorio e del Mare 10 agosto 2012, n. 161: “Regolamento recante la disciplina dell'utilizzazione delle terre e rocce da scavo”;
• Decreto del Ministero dell'Ambiente e della tutela del Territorio e del Mare 30 marzo 2015: “Linee guida per la verifica di assoggettabilità a valutazione di
Pag. 8 di 94 impatto ambientale dei progetti di competenza delle regioni e province autonome, previsto dall'articolo 15 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116”;
• D.Lgs. 16 giugno 2017, n. 104: “Attuazione della direttiva 2014/52/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 aprile 2014, che modifica la direttiva 2011/92/UE, concernente la valutazione dell’impatto ambientale di determinati progetti pubblici e privati, ai sensi degli articoli 1 e 14 della Legge 9 luglio 2015, n.
114”.
Per quanto riguarda gli elettrodotti, linee elettriche e cabine di trasformazione, i riferimenti normativi sono i seguenti:
• Legge 28 giugno 1986, n. 339: “Nuove norme per la disciplina della costruzione e dell'esercizio di linee elettriche aeree esterne”;
• D.M. 21 marzo 1988: “Approvazione delle norme tecniche per la progettazione, l’esecuzione e l’esercizio delle linee elettriche aeree esterne” e ss.mm.ii.;
• D.Lgs. 31 marzo 1998, n. 112: “Conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello Stato alle regioni ed agli enti locali, in attuazione del capo I della legge 15 marzo 1997, n. 59”;
• Legge 22 febbraio 2001, n. 36: “Legge quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici” e relativo regolamento attuativo;
• Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 8 luglio 2003: "Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici generati a frequenze comprese tra 100 kHz e 300 GHz”;
• Delibera Autorità per l’Energia elettrica ed il gas n. 5/04: “Testo integrato delle disposizioni dell’Autoritá per l’energia elettrica e il gas per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2004-2007 e disposizione in materia di contributi di allacciamento e diritti fissi”, come modificato da Delibera n. 182/06: “Intimazione alle imprese distributrici ad adempiere alle disposizioni in materia di servizio di misura dell’energia elettrica in corrispondenza dei punti di immissione di cui all’Allegato A
alla deliberazione dell’Autoritá per l’energia elettrica e il gas 30 gennaio 2004, n.
5/04”;
• Nota del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio DSA/2004/25291 del 15 aprile 2004: “Protezione della popolazione dall’esposizione ai campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici. Determinazione delle fasce di rispetto (DPCM 8 luglio 2003)”;
• Delibera Autorità per l’Energia elettrica ed il gas n. 34/05: “Modalitá e condizioni economiche per il ritiro dell’energia elettrica di cui all’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e al comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239”;
• Delibera Autorità per l’Energia elettrica ed il gas n. 281/05: “Condizioni per l’erogazione del servizio di connessione alle reti elettriche con tensione nominale superiore ad 1 kV i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi”;
• D.Lgs. 19 novembre 2007, n. 257: “Attuazione della direttiva 2004/40/CE sulle prescrizioni minime di sicurezza e di salute relative all’esposizione dei lavoratori ai rischi derivanti dagli agenti fisici (Campi elettromagnetici”;
• D.M. 29 maggio 2008 e allegato: “Approvazione della metodologia di calcolo per la determinazione delle fasce di rispetto per gli elettrodotti”;
• Delibera Autorità per l’Energia elettrica ed il gas ARG/elt 05/10: “Condizioni per il dispacciamento dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili non programmabili”;
• Norme CEI 11-17: “Impianti di produzione, trasmissione, e distribuzione pubblica di energia elettrica – Linee in cavo”;
• Norme CEI 64-8: “Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua”;
• Norme CEI 103-6: “Protezione delle linee di telecomunicazione dagli effetti dell‟induzione elettromagnetica provocata dalle linee elettriche vicine in caso di guasto”;
• Norme CEI 211-4: “Guida ai metodi di calcolo dei campi elettrici e magnetici generati da linee elettriche”;
• Norme CEI 7-6: “Norme per il controllo della zincatura a caldo per immersione su
Pag. 10 di 94 elementi di materiale ferroso destinati a linee e impianti elettrici”;
• Norme CEI 11-4: ”Esecuzione delle linee elettriche aeree esterne”;
• Norme CEI 11-27: “Lavori su impianti elettrici”;
• Norme CEI EN 50110-1-2: “Esercizio degli impianti elettrici”;
• Norme CEI 33-2: “Condensatori di accoppiamento e divisori capacitivi”;
• Norme CEI 36-12: “Caratteristiche degli isolatori portanti per interno ed esterno destinati a sistemi con tensioni nominali superiori a 1000 V”;
• Norme CEI 57-2: “Bobine di sbarramento per sistemi a corrente alternata”;
• Norme CEI 57-3: “Dispositivi di accoppiamento per impianti ad onde convogliate”;
• Norme CEI 11-32 V1: “Impianti di produzione eolica, telecomunicazione dagli effetti dell’induzione elettromagnetica provocata dalle linee elettriche vicine in caso di guasto”.
Per quanto riguarda l’esecuzione delle opere civili e la sicurezza, i riferimenti normativi sono:
• D.M. 22 aprile 2004 n. 67/S: “Modifica del decreto 5 novembre 2001, n. 6792 recante Norme funzionali e geometriche per la costruzione delle strade”;
• D.M. 19 aprile 2006: “Norme funzionali e geometriche per la costruzione delle intersezioni stradali”;
• D.M. 14 gennaio 2008: “Norme Tecniche per le costruzioni”, come aggiornato da D.M. 17 gennaio 2018;
• D.Lgs. 9 aprile 2008, n. 81: “Attuazione dell'articolo 1 della legge 3 agosto 2007, n.
123, in materia di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro”) e ss.mm.ii;
• D. Lgs. 3 agosto 2009, n. 106: “Disposizioni integrative e correttive del decreto legislativo 9 aprile 2008, n. 81, in materia di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro”.
Per quanto riguarda l’esposizione al rumore e ai campi elettromagnetici i riferimenti normativi sono i seguenti:
• Legge 26 ottobre 1995, n. 447: “Legge quadro sull’inquinamento acustico”;
• D.P.C.M. 01 marzo 1991: “Limiti massimi di esposizione al rumore negli ambienti abitativi e nell’ambiente esterno”;
• D.P.C.M. 14 novembre 1997: “Determinazione dei valori limite delle sorgenti sonore”;
• Decreto 16 marzo 1998: “Tecniche di rilevamento e di misurazione dell’inquinamento acustico”;
• Norma CEI EN 61400-11, I° ed. maggio 2000: “Sistemi di generazione a turbina eolica – Parte 11 – Tecniche di misura del rumore acustico”.
Per quanto riguarda la normativa di riferimento regionale e comunale, i riferimenti normativi sono i seguenti:
• Legge Regionale 23 dicembre 2004, n. 26: “Disciplina della programmazione energetica territoriale ed altre disposizioni in materia di energia”;
• Delibera dell’Assemblea regionale del 26 luglio 2011, n.51: “Individuazione delle aree e dei siti per l’installazione di impianti di produzione di energia elettrica mediante l’utilizzo delle fonti energetiche rinnovabile eolica, da biogas, da biomasse e idroelettrica”;
• Direzione generale Presidenza Regione Toscana. Area di coordinamento attività legislative, giuridiche e istituzionali. Settore valutazione di impatto ambientale, Opere pubbliche di interesse strategico, 2004: “Linee guida per la valutazione di impatto ambientale degli impianti eolici”;
• Delibera di Consiglio Provinciale del 30 marzo 2004, n. 19: “Piano Territoriale di Coordinamento Provinciale”;
• Delibera di Consiglio Metropolitano del 12 maggio 2021, n. 16: “Piano Territoriale Metropolitano”;
• Delibera di Consiglio Comunale 20 luglio 2011, n. 47: “Piano Strutturale Comunale di San Benedetto Val di Sambro”;
• Delibera di Consiglio Comunale 29 luglio 2016, n. 40: “Regolamento Urbanistico Edilizio di San Benedetto Val di Sambro”.
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3. GENERALITÁ SUL SITO
Il sito scelto per il progetto ricade all’interno del Comune di San Benedetto Val di Sambro (BO) in località “Cedrecchia” ed è localizzato a circa 2 km ad Est dal centro abitato del Comune di San Benedetto Val di Sambro, posto nella parte Sud della regione Emilia Romagna a circa 5 km dal confine con la Regione Toscana. L’area di progetto interessa particelle individuate al N.C.T. del Comune di San Benedetto Val di Sambro, come descritto nella seguente tabella:
Tabella 2. Individuazione catastale dell’impianto e delle opere connesse
COMPONENTE IMPIANTO EOLICO COMUNE FOGLIO PARTICELLE
Aerogeneratore San Benedetto
Val di Sambro 18 9
Cavidotto MT interrato (lato utente) San Benedetto Val di Sambro
18 9, 1
11 109
Piazzola di montaggio San Benedetto
Val di Sambro 18 9
Strada di accesso all’impianto San Benedetto Val di Sambro
18 9
11 109
Cabina di consegna e cabina utente San Benedetto
Val di Sambro 18 53, 57 Cavidotto MT interrato (lato distributore) San Benedetto
Val di Sambro 25 41, 42 Punto di inserimento su linea area esistente San Benedetto
val di Sambro 25 41, 42
Figura 1. Inquadramento dell’impianto eolico su planimetria catastale
La realizzazione delle opere in progetto è prevista su aree, sia in proprietá a soggetti terzi privati, sia su strada comunale, ubicate nel Comune di San Benedetto Val di Sambro e non interessanti le aree di altri comuni; per le aree in proprietá a soggetti terzi privati si prevede di avviare la procedura di espropriazione, asservimento, occupazione, a seguito di dichiarazione di pubblica utilitá dell'intervento.
Ai sensi del D.Lgs. 387/2003 le opere per la realizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all'esercizio degli stessi impianti, infatti, sono opere di pubblica utilitá indifferibili ed urgenti, pertanto consentono di attivare il procedimento espropriativo di cui al D.P.R. 327/01 e s.m.i.
Il Proponente non tralascerá, comunque, la possibilitá di sottoscrivere accordi bonari con i proprietari delle aree interessate, come previsto dal TU medesimo.
L’impianto di produzione sarà allacciato alla rete di Distribuzione MT, con tensione nominale di 15 kV, tramite realizzazione di una nuova cabina di consegna, collegata in antenna
Pag. 14 di 94 con organo di manovra lungo linea MT esistente LAGARO +.
La zona individuata per l’installazione dell’aerogeneratore ha coordinate Latitudine 44°22'18.62"N e Longitudine 11°25'99.03"E e si trova a circa 900 m s.l.m.; l’area è di natura collinare e la coltura dei terreni attraversati dal tracciato è di tipo seminativo.
Figura 2. Ortofoto dell’area con individuazione della zona di installazione dell’aerogeneratore e delle opere connesse
Figura 3. Localizzazione dell’impianto su Cartografia Tecnica Regionale.
Il presente progetto, che prevede la realizzazione di un impianto da fonte eolica della potenza di 975 kW costituito da un singolo aerogeneratore e delle opere connesse, rientra nel caso specifico che consente di avvalersi del procedimento unico di cui all’art. 12 del D.Lgs.
387/2003. Tuttavia, il proponente, a causa della distanza inferiore a 2 km dal parco eolico
“Monte Galletto”, ha deciso di avviare la procedura di Verifica di assoggettabilitá a VIA.
Le opere da realizzare prevedono:
1. Installazione di un aerogeneratore di potenza pari a 0,975 MW, con vano tecnico integrato nella torre di sostegno, in cui è alloggiato il sistema di controllo, i sistemi di raddrizzamento, rettifica e conversione della corrente elettrica (inverter dual‐feed), con la realizzazione di una cabina di trasformazione BT/MT posta esternamente, alla base della torre, che eleva la tensione in uscita a 15 kV;
2. Realizzazione di strade e piazzole per la viabilità di servizio all’impianto, per una lunghezza complessiva di circa 205 m;
3. Realizzazione di una cabina elettrica che alloggia il quadro elettrico in media tensione dell’impianto di utenza, che realizza il collegamento tra l’aerogeneratore e la cabina di consegna;
4. Realizzazione della cabina di consegna, affiancata alla cabina utente del punto precedente, che alloggia lo scomparto di arrivo linea del distributore, lo scomparto contenente gli organi di misura dell’energia immessa, e lo scomparto di arrivo linea dell’utente;
5. Realizzazione di cavo interrato della lunghezza di circa 1200 m dall’
aerogeneratore alla cabina utente;
6. Realizzazione di linea in cavo interrato Al 185 mm2, della lunghezza complessiva di circa 546,00 m, dalla cabina di consegna al punto di inserimento su linea esistente, compreso m 15,00 per discesa palo e per scorte in cabina;
7. Un sostegno del tipo 12/G in acciaio a sezione poligonale, sul quale sarà installato un sezionatore telecontrollato;
8. L’impianto di produzione sarà allacciato, a piena potenza, alla rete di Distribuzione MT tramite la realizzazione di una nuova cabina di consegna
Pag. 16 di 94 collegata in antenna con organo di manovra lungo la linea MT esistente LAGARO.
Le opere di cui sopra sono riportate nella richiesta di connessione che il proponente ha ricevuto e debitamente accettato (Codice Rintracciabilità: 250266239). Il produttore ai sensi del TICA e s.m.i ha optato per intraprendere l’iter procedurale per l’ottenimento delle autorizzazioni necessarie per la costruzione e l’esercizio delle opere di rete; pertanto, il proponente si sostituisce al gestore di rete per l’ottenimento delle autorizzazioni circa l’impianto di rete costituito dall’elettrodotto MT.
Per quanto concerne l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio delle opere di rete, le responsabilità del produttore e del Distributore, in relazione alle varie fasi di realizzazione dell’elettrodotto, si ripartiscono nel seguente modo:
• Il produttore autorizza la costruzione e l’esercizio dell’impianto per la connessione alla rete costituito da impianto di produzione e opere connesse per il collegamento alla rete del Distributore;
• La realizzazione dell’impianto di rete per la connessione è competenza del Distributore;
• L’impianto di rete per la connessione, una volta realizzato sarà inserito nel perimetro della rete di Distribuzione di proprietà e gestione del Distributore.
Nell’area oggetto di intervento è presente la rete aerea elettrica del gestore e distribuzione spa, ma non si verificano interferenze con le opere in progetto.
Non sono state individuate interferenze con reti infrastrutturali esistenti riguardo le opere in progetto. Eventuali accertamenti di potenziali interferenze verranno svolti in maniera più approfondita e sarà data comunicazione immediata di eventuali nulla osta.
All'impianto saranno abbinate opere, a scopo illustrativo e didattico, con cui sensibilizzare la comunità sul tema della transizione energetica green, a giusto complemento di quello che punta ad essere modello di armonizzazione dello sfruttamento della risorsa eolica con i caratteri naturalistici e paesaggistici preesistenti.
4. ANALISI DELLE VINCOLISTICHE LOCALI E SOVRAORDINATE
Allo scopo di analizzare le relazioni tra il progetto della turbina eolica e gli strumenti di pianificazione territoriale, paesistica e urbanistica, a livello nazionale, regionale e comunale, è stata considerata l’ubicazione del sito rispetto ai seguenti strumenti:
• Rete Natura 2000
• Aree vincolate ai sensi del D.Lgs. 42/04
• Piano Stralcio di bacino per l’Assetto Idrogeologico (PAI)
• Aree vincolate ai sensi del R.D. 3267/1923
• Aree percorse dal fuoco (Emilia Romagna)
• Piano Territoriale Paesistico Regionale (PTPR)
• Piano Territoriale di Coordinamento Provinciale (PTCP)
• Piano Territoriale Metropolitano di Bologna (PTM)
• Piano Strutturale Comunale (PSC), Regolamento Urbanistico Edilizio (RUE) e Classificazione Acustica (CA)
• Sicurezza del volo (ENAC/ENAV)
Una trattazione dettagliata di tali strumenti è contenuta nell’apposito elaborato R04 – Relazione di inquadramento urbanistico e vincolistico, di cui si riporta di seguito una sintesi.
Per quanto riguarda la localizzazione rispetto ai siti di Rete Natura 2000, il sito di progetto si trova ad una distanza di circa 1300 m dal sito ZSC/ZPS IT40500302 “Monte dei Cucchi, Pian di Balestra”, ad una distanza di circa 6,9 km dal sito ZPS IT5140001 “Passo della Raticosa, Sassi di San Zenobi e della Mantesca” e ad una distanza di circa 7,8 km dal sito ZSC IT5140002 “Sasso dei Castri e Monti Beni”.
Alla luce di tali considerazioni, per il presente progetto è stata attivata la procedura di valutazione d’incidenza ambientale (V.Inc.A.), in quanto:
• In coerenza con quanto riportato all’All.1, punto 2, lett. f, “Prescrizioni per gli impianti eolici” della “Delibera dell’Assemblea Legislativa Emilia Romagna n. 51
Pag. 18 di 94 del 26/07/2011, il sito di progetto si trova entro la fascia di protezione di 5 km dal confine dell’area ZSC/ZPS IT40500302, inclusa nella Rete Natura 2000.
• In coerenza con quanto riportato al paragrafo 6.4 delle “Linee Guida per la valutazione di impatto ambientale degli impianti eolici”, pubblicate dalla Regione Toscana nel 2004, la fascia di protezione individuata, in base alle specifiche specie di avifauna presenti, è di 10 km per il sito ZSC IT5140001 e di 10 km per il sito ZPS IT5140002, in quanto il formulario standard di Natura 2000 indica per il primo la presenza delle seguenti specie di avifauna: “Pernis Apivorus” (Falco pecchiaiolo),
“Cyrcus pygarsus” (Albanella minore), “Aquila Chrysaetos” (Aquila reale) e per il secondo la presenza delle seguenti specie di avifauna: “Pernis Apivorus” (Falco pecchiaiolo.
Per un approfondimento di maggiore dettaglio, si consulti il documento Studio di incidenza, allegato alla documentazione del presente progetto.
Il sito non si trova in prossimitá di nessuna zona RAMSAR (Zone umide di importanza nazionale) e IBA (important bird areas).
L’area di impianto risulta esterna a tutte le “Aree tutelate per legge” secondo art. 142 D.Lgs. 42/04 “Codice dei beni culturali e del paesaggio” e non sono presenti beni paesaggistici ed archeologici in prossimitá del sito di progetto. Il sito di progetto si trova in prossimitá di un’area boschiva, lett g) Territori coperti da foreste e boschi.
L’area risulta esterna alla perimetrazione PAI, sia per il rischio idrogeologico che per la pericolositá idrogeologica, ad eccezione di una piccola porzione del cavidotto utente che rientra in una zona classificata a rischio frana moderato.
Per ulteriori dettagli riguardo l’inquadramento geologico del progetto si rimanda alla specifica Relazione geologica.
L’area di installazione dell’impianto eolico ricade in un’area sottoposta a vincolo idrogeologico secondo R.D. 3267/1923; gli interventi, ricadenti all'interno delle aree soggette a vincolo idrogeologico, dovranno essere eseguiti in ottemperanza con quanto disposto e previsto dal DGR 1117/2000 "Direttiva Regionale concernente le procedure amministrative e
le norme tecniche relative alla gestione del vincolo idrogeologico, ai sensi ed in attuazione degli artt. 148,149, 150 e 151 della L.R. 21 aprile 1999 n. 3".
La Societá ha svolto specifico studio di fattibilitá dal punto di vista geotecnico dell’area, i cui risultati sono contenuti nell’elaborato Relazione geologica.
La Regione Emilia Romagna, in collaborazione con l'Arma dei Carabinieri, realizza il Catasto delle aree percorse dal fuoco e lo pubblica annualmente, come previsto dal DPCM 20 dicembre 2001. Dalla consultazione di tale catasto si è constatato che l’area di progetto non risulta percorsa dal fuoco nel periodo 2011-2020.
L’area di progetto ricade all’interno di un’area classificata secondo l’art. 19 del PTPR - Piano Territoriale Paesistico Regionale come “Zona di particolare interesse paesaggistico”.
Tale art. 19 non è inserito nella lista delle aree non idonee all’installazione degli impianti eolici ai sensi della DGR 51/2011.
Si è analizzata la posizione del progetto rispetto alle diverse tavole costituenti il Piano Territoriale di coordinamento provinciale (PTCP) di Bologna.
Sulla Tav 1: Tutela dei sistemi ambientali e delle risorse naturali e storici culturali l’area di progetto si trova all’interno di una zona di particolare interesse paesaggistico-ambientale (art. 7.3). In prossimitá del sito di progetto si trova, invece un’area classificata come “sistema delle aree forestali (art. 7.2)”. A circa 200 m dall’aerogeneratore si trova un crinale significativo e acirca 270 m una strada classificata come “viabilitá storica”. Si sottolinea che tali aree non sono inserite tra quelle non idonee all’installazione degli impianti eolici ai sensi della DGR 51/2011, ad eccezione dei crinali siginificativi da cui, tuttavia, le opere in progetto si trovano a debita distanza.
Sulla Tav 2a: Rischio da frana, assetto versanti e gestione delle acque meteoriche l’area di progetto si trova all’interno del bacino montano “Idice” e non si trova all’interno di zone soggette a rischio da frana, ad eccezione di una piccola porzione del cavidotto che si trova in una zona a rischio frana R2. Si sottolinea che tale area non è inserita tra quelle non idonee all’installazione degli impianti eolici o tra le aree individuate come frane attive ai sensi della DGR 51/2011.
Pag. 20 di 94 Per ulteriori dettagli riguardo l’inquadramento geologico del progetto si rimanda alla specifica Relazione geologica.
Sulla Tav 2b: Tutela delle acque superficiali e sotterranee l’area di progetto si trova all’interno di un’area di alimentazione delle sorgenti – certe, descritta come ammassi rocciosi e coperture di versante e in prossimitá di un’area di rispetto delle sorgenti e pozzi, che interessa anche parte del cavidotto. L’area di progetto si trova in un’area di ricarica, classificata come “Formazione di Monte Venere”.
Sulla Tav 2c: Rischio sismico: carta delle aree suscettibili di effetti locali l’area di progetto non si trova all’interno di aree perimetrate a rischio.
Sulla Tav 3: Assetto evolutivo degli insediamenti, delle reti ambientali e delle reti per la mobilitá l’area di progetto nonsi trova in prossimitá di nessun elemento di interesse ambientale, insediativo o infrastrutturale. L’area è inquadrata all’interno dell’unitá di paesaggio 10: Montagna media orientale, l’area in cui si trova il progetto è classificata come ambito a prevalente rilievo paesaggistico. A circa 160 m ad Ovest e 270 m ad Est si trovano strade di viabilitá locale. A Nord del sito è presente una porzione di reticolo idrografico.
Sulla Tav 4a: Assetto strategico delle infrastrutture per la mobilitá e sulla Tav 4b:
Assetto strategico delle infrastrutture e dei servizi per la mobilitá collettiva, non si trovano interferenze degli elementi rappresentati con le opere in oggetto.
Sulla Tav 5: Reti ecologiche l’area di progetto si trova all’interno di una zona inquadrata come “Connettivo ecologico di particolare interesse naturalistico e paesaggistico (art. 3.5)” e
“Connettivo ecologico diffuso (art. 3.5)”. Si sottolinea che tale area non è inserita tra quelle non idonee all’installazione degli impianti eolici ai sensi della DGR 51/2011.
Il Piano Territoriale Metropolitano di Bologna definisce, in attuazione della legge regionale 24/2017, per l’intero territorio di competenza le scelte strategiche e strutturali di assetto del territorio, funzionali alla cura dello sviluppo sociale ed economico territoriale nonché alla tutela e valorizzazione ambientale dell’area metropolitana.
Il PTM è stato approvato dalla Delibera del Consiglio Metropolitano n. 16 del
12/05/2021; si compone di cinque tavole rispetto alle quali è stata analizzata l’area di progetto.
Sulla Tavola 1 – Carta della struttura: l’area di progetto si trova in “Aree agricole nelle aree montano-collinari intravallive” e non si trova in prossimitá di reti infrastrutturali di interesse o di aree protette.
Sulla Tavola 2 – Carta degli ecosistemi l’area di progetto si trova in prossimitá di un’area di rispetto delle sorgenti e pozzi, in una zona di protezione delle aree di alimentazione di sorgenti certe e incerte, in prossimitá di un ecosistema forestale e di un corpo idrico, a circa 180 m da un crinale significativo, è esterna ad aree di interesse archeologico, aree per interventi idraulici strutturali, aree a rischio inondazione.
Sulla Tavola 3 – Carta di area vasta del rischio idraulico, rischio da frana e dell’assetto dei versanti l’area di progetto si trova parzialmente in un’area a rischio frana perimetrizzata e zonizzata, è esterna da zone a rischio frana ad eccezione di una piccola porzione di cavidotto, a rischio inondazione, tutte le altre zone delimitate a rischio lineare, puntuale o poligonale. Il cavidotto interferisce localmente con aree a rischio lineare, mentre la cabina utente e di consegna si trovano in un’area a rischio poligonale.
Per ulteriori dettagli riguardo l’inquadramento geologico del progetto si rimanda alla specifica Relazione geologica.
Sulla Tavola 4 – Carta di area vasta delle aree suscettibili di effetti locali l’area di progetto si trova parzialmente in un’area a rischio frana perimetrata e zonizzata, è esterna a zone di attenzione per instabilitá di versante, per fenomeni di liquefazione o densificazione e non si trova in prossimitá di reti infrastrutturali. L’area di progetto si trova sulla formazione di Monte Venere, descritto come “ammassi rocciosi strutturalmente ordinati costituiti da alternanze tra livelli lapidei e livelli”.
Sulla Tavola 5 – Carta delle reti ecologiche, della fruizione e del turismo l’area di progetto è esterna ad aree di riequilibrio ecologico, aree di interesse archeologico, zone umide, ecosistema calanchivo. Sono presenti elementi di viabilitá storica a piú di 200 m dal sito di impianto. La zona in cui è localizzato il progetto è interna alle aree agricole della collina
Pag. 22 di 94 montagna costituenti zone di interesse paesaggistico, non interferisce con le reti infrastrutturali presenti nell’area.
Il Piano Strutturale Comunale di San Benedetto Val di Sambro è il documento che tratta della pianificazione comunale in sostituzione al Piano Regolatore Generale (PRG); è stato adottato con Deliberazione del Consiglio Comunale n. 42 del 20 aprile 2009 e approvato con Deliberazione di Consiglio Comunale n. 47 del 20 luglio 2012.
Il Regolamento Urbanistico Edilizio di San Benedetto Val di Sambro è stato adottato con Deliberazione del Consiglio Comunale n. 34 del 07 aprile 2014 e approvato con Deliberazione di Consiglio Comunale n. 40 del 29 luglio 2016.
Rispetto alla Tavola 1d – Schema strutturale del sistema ambientale paesaggistico e storico-testimoniale del PSC del Comune di San Benedetto Val di Sambro, l’area di impianto si trova:
• Interamente all’interno di una zona di particolare interesse paesaggistico- ambientale (art. 137.1 RUE);
• all’interno di un’area di alimentazione certe ed incerte delle sorgenti;
• in prossimitá di un sistema di aree forestali.
Rispetto alla Tavola – Schema strutturale del sistema del PSC del Comune di San Benedetto Val di Sambro, l’area di impianto si trova:
• In aree che non presentano particolari limitazioni alle trasformazione urbanistiche dei suoli.
Come si puó vedere dalla Tavola B – Aree ed elementi di interesse storico e documentale, l’area di progetto non si trova in prossimitá di centri storici, viabilitá storica o altri elementi di interesse.
Sulla tavola Schema strutturale del sistema antropico, l’area di progetto non si trova in prossimitá di aree perimetrate.
Come previsto dal citato art. 137.1 del RUE, dall’art. 11.4 del PTCP di Bologna, recante
“Insediamenti ammissibili negli ambiti rurali”, nonché dalla Delibera di Giunta Regionale n. 51 del 26 luglio 2011, la localizzazione dell’intervento è compatibile con le destinazioni d’uso del territorio.
Secondo la classificazione acustica del territorio comunale di San Benedetto Val di Sambro, l’area di progetto si trova in “Classe III – Aree di tipo misto”.
In tali aree, valgono i limiti di immissione sonora riportati nella seguente tabella, il cui rispetto, per quanto riguarda le fasi di costruzione, esercizio e dismissione dell’impianto, è approfondito nell’apposita relazione R06 – Relazione previsionale di impatto acustico.
Tabella 3. Classificazione del territorio – Valori limiti assoluti di immissione
Classi di destinazione d’uso del territorio
Limite diurno dB(A) (06:00-22:00)
Limite notturno dB(A) (22:00-06:00)
I – Aree particolarmente protette 50 40
II – Aree prevalentemente residenziali 55 45
III – Aree di tipo misto 60 50
IV – Aree di intensa attivitá umana 65 55
V – Aree prevalentemente industriali 70 60
Per la segnalazione al volo, è in vigore il nuovo Regolamento relativo alla verifica dei potenziali ostacoli e pericoli per la Navigazione Aerea, che stabilisce dal 16 febbraio 2015 i criteri per da adottare per la segnalazione di ostacoli al volo.
Per quanto riportato al punto 2 lettera b punto f) nel Regolamento "Gli aerogeneratori, costituiti spesso da manufatti di dimensioni ragguardevoli, specie in altezza, con elementi mobili e distribuiti su aree di territorio estese (differenziandosi così dalla tipologia degli ostacoli puntuali), sono una categoria atipica di ostacoli alla navigazione aerea che, ove ricadenti in prossimità di aeroporti o di sistemi di comunicazione/navigazione/radar (CNR), possono costituire elementi di disturbo per i piloti che li sorvolano e/o generare effetti di interferenza sul segna le radioelettrico dei sistemi aeronautici CNR, tali da degradarne le prestazioni e comprometterne l'operatività".
Per tale motivo, questa tipologia di struttura dovrà essere sottoposta all'iter valutativo di ENAC se:
Pag. 24 di 94 a) Posizionata entro 45 Km dal centro dell'ARP di un qualsiasi aeroporto;
b) Posizionata entro 16 km da apparati radar e in visibilità ottica degli stessi;
c) Interferente con le BRA (Building Restricted Areas) degli apparati di comunicazione/navigazione ed in visibilità ottica degli stessi.
Al di fuori delle condizioni di cui ai punti a, b e c, dovranno essere sottoposti all'iter valutativo solo le strutture di altezza dal suolo (AGL), al top della pala, uguale o superiore a 100 m (45 m se sull'acqua).
Il progetto è stato stato sottoposto ad un “tool di preanalisi” attraverso il portale messo a disposizione dall’ENAV. Dalla preanalisi è emerso che l’area di progetto si trova a circa 30 km dall’aeroporto “Passo della Porretta” ed è stata presentata apposita istanza di valutazione.
5. DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO EOLICO
Il progetto dell’impianto di rete in oggetto è funzionale all’installazione di un impianto di produzione di energia da fonte eolica sito in località “Cedrecchia” nel comune di San Benedetto Val di Sambro (BO), costituito da un aerogeneratore di potenza nominale non superiore a 975 kW che sarà identificato con il nome di “PD-IT-0205”, ricadente nelle p.lle 9, 1, 53, 57 del foglio catastale n. 18 e nella particella 109 del foglio 11 nel comune di San Benedetto Val di Sambro (BO), Cod. Rintracciabilità: 250266239.
Come indicato nell’elaborato R10 – Road Survey, l’accesso al sito d’impianto avverrá mediante strade esistenti, tuttavia, sará necessario realizzare un tratto stradale della lunghezza di circa 156 m, con accesso dalla strada comunale “Via delle Croci”, per arrivare all’aerogeneratore.
L’intero impianto di generazione comprensiva delle opere connesse non presenta ulteriori interferenze con altre opere infrastrutturali, quali strade provinciali e statali, ferrovie, ponticelli, acquedotti, gasdotti, impianti di telecomunicazioni.
L’impianto prevede:
1. Un aerogeneratore di potenza nominale pari a 0,975 MW, con altezza all’hub di 69 m e diametro del rotore pari a 61 m;
2. Un locale trasformatore BT/MT, ubicato all’esterno della torre, in prossimitá della stessa;
3. Una cabina contenente il quadro elettrico di media tensione, di proprietà dell’utente e un locale misure;
4. Il collegamento elettrico dell’aerogeneratore alla cabina utente, in media tensione, per circa 1200 m;
5. Una cabina di consegna del tipo “DG2061 ed. 8”, fornita e posta in opera dal produttore;
6. Linea interrata Al 3x1x185 mm2, della lunghezza complessiva di m 546,00 circa dalla cabina di consegna, posata lungo la viabilità di sevizio da realizzare, fino al punto di inserimento sulla linea MT aerea “LAGARO” esistente, compreso m
Pag. 26 di 94 15,00 per discesa palo e per scorte in cabina;
7. Viabilità interna di impianto, la cui nuova realizzazione sarà ridotta al minimo, e l’utilizzo di piste di cantiere eseguite con sottostruttura in misto granulare stabilizzato compattato a rullo da 18 t e senza asfaltatura, in modo da poter essere rimossa a fine lavori.
I criteri per la realizzazione dell’aerogeneratore sono fondati sulla base di varie caratteristiche: efficienza, robustezza, affidabilità, durata garantita, sicurezza, stabilità delle punte critiche delle azioni esterne, la facilità di trasporto e d’assemblaggio, l’adattabilità al luogo ed alle sue grandezze anemometriche e climatiche, la facile reperibilità sul mercato dei componenti meccanici ed elettrici.
Si illustrano di seguito le principali componenti l’impianto e le opere accessorie.
5.1 Aerogeneratore
Per l’impianto eolico di progetto si è tenuto conto di una turbina Tipo EWT-DW61, della potenza di 975 kW basata sulle più moderne tecnologie disponibili, che utilizza diversi elementi, sia meccanici che elettrici, per convertire l’energia cinetica contenuta nel vento in energia elettrica. In particolare il rotore (pale e mozzo) estrae l’energia dal vento convertendola in energia meccanica di rotazione e costituisce il “motore primo”
dell’aerogeneratore, mentre la conversione dell’energia meccanica in elettrica è effettuata da un generatore elettrico. Le caratteristiche dell’aerogeneratore selezionato fanno sì che questo si adatti al meglio a siti morfologicamente complessi.
L’aerogeneratore in progetto é del tipo direct drive a tre pale con rotore a trasmissione diretta, velocità variabile, con regolazione del passo, ad asse orizzontale, completamente conforme allo standard IEC 61400-22. Viene adottato un avanzato regolatore di passo per mitigare il carico strutturale sulla turbina.
Il generatore sincrono a trasmissione diretta senza ingranaggi funziona a velocità variabile. Ciò è reso possibile da un convertitore AC-DC-AC a controllo attivo collegato alla rete. I vantaggi di questo design sono la bassa manutenzione e la potenza costante a una velocità del vento superiore a quella nominale. Il generatore è completamente integrato nel
design strutturale della turbina, il che consente un design della navicella molto compatto. La trasmissione utilizza un solo cuscinetto principale, mentre i design classici hanno l'albero principale, il cambio e il generatore supportati separatamente. Tutte le interfacce caricate dinamicamente dalle pale alla fondazione sono connessioni flangiate robuste con superfici lavorate e vengono utilizzate connessioni bullonate precompresse in acciaio ad alta resistenza.
L’energia meccanica del rotore mosso dal vento è trasformata in energia elettrica dal generatore, tale energia viene trasportata in cavo sino al trasformatore MT/BT che trasforma il livello di tensione del generatore ad un livello di media tensione. Il sistema di controllo dell’aerogeneratore consente alla macchina di effettuare in automatico la partenza e l’arresto in diverse condizioni di vento. L’aerogeneratore eroga energia nella rete elettrica quando è presente in sito un velocità minima del vento (4 m/s), mentre viene arrestato per motivi di sicurezza per venti estremi superiori a 25 m/s.
Il sistema di controllo ottimizza costantemente la produzione attraverso i comandi di rotazione delle pale attorno al loro asse (controllo del passo) sia comandando la rotazione della navicella.
L’aerogeneratore è alloggiato su una torre metallica tubolare tronco conica d’acciaio alta 69 m zincata e verniciata, che sostiene il rotore avente diametro di 61 m. Al suo interno è ubicata una scala per accedere alla navicella; quest’ultima è completa di dispositivi di sicurezza e di piattaforma di disaccoppiamento e protezione. Sono presenti anche elementi per il passaggio dei cavi elettrici e un dispositivo ausiliario di illuminazione. L’accesso alla navicella avviene tramite una porta posta nella parte inferiore. La torre viene costruita in sezioni che vengono unite tramite flangia interna.
Pag. 28 di 94 Figura 4. Schema funzionale della turbina.
Figura 5. Aerogeneratore EWT61.
Da un punto di vista funzionale, un aerogeneratore ad asse orizzontale è composto da numerose componenti, che vengono di seguito descritte.
Figura 6. Esempio dei componenti di un aerogeneratore.
Il rotore
Le principali componenti che costituiscono il rotore sono:
• Le pale
• Il mozzo
Le pale sono le parti interagenti con il vento e sono progettate con un profilo tale da massimizzare l’efficienza 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 inglobate in una matrice di
Pag. 30 di 94 poliestere, resina epossidica o a base di vinilestere costituenti due gusci uniti insieme e rinforzati da una matrice interna. La superficie esterna della pala è ricoperta con uno strato levigato di gel colorato, al fine di prevenire l’invecchiamento del materiale composito a causa della radiazione ultravioletta. 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.
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.
Le pale e il mozzo centrale (che insieme costituiscono il rotore) sono montati sulla navicella tramite un’apposita flangia di cuscinetti.
Figura 7: Tipica forma di una pala
Il mozzo in una turbina eolica è il componente che connette le pale all’albero principale trasmettendo ad esso la potenza estratta dal vento ed ingloba i meccanismi di regolazione dell’angolo di Pitch.
Il mozzo è solitamente di acciaio o di ferro a grafite sferoidale ed è protetto esternamente da un involucro di forma ovale chiamato ogiva. Il tipo piú utilizzato nei rotori a tre o piú pale è quello rigido, progettato per mantenere le principali parti che lo costituiscono in posizione fissa rispetto all’albero principale.
Figura 8. Tipi di mozzo
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. Il modello DW61-975 kW previsto per il progetto in oggetto, essendo a tecnologia direct-drive, non prevede la presenza del moltiplicatore di giri.
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.
Generatore elettrico 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.
Pag. 32 di 94 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.
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. Tali movimenti vengono monitorati e, se la rotazione è eccessiva, la gondola viene imbardata in senso opposto per evitare l’aggrovigliamento dei cavi.
Sistema d’imbardata
La navicella viene fatta ruotare sulla sommità della torre da un sistema di controllo d’imbardata e d i movimentazione attivo costituito da attuatori elettrici e relativi riduttori, 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.
Figura 9. Sistema di controllo d’imbardata
Torre
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, in quanto queste ultime non hanno bisogno di numerose connessioni tramite bulloni che devono poi essere controllate 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 rispetto ai tralicci.
Le diverse sezioni della torre tubolare 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
Tali sistemi costituiscono 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. In particolare i sistemi di protezione/sezionamento disconnettono la turbina dalla rete
Pag. 34 di 94 in caso di malfunzionamento.
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 e luci di segnalazione per gli aerei; 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.
Sistemi di regolazione
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.
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.
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. 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, mediante dei dei flaps lungo la pala stessa o all’estremitá che riducono la portanza ed aumentano le resistenza sulla la loro superficie.
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.
Protezione dalle sovracorrenti e dai guasti a terra
Poiché il vento è una risorsa variabile ed aleatoria che soffia in modo non costante e soggetto a repentine variazioni, i dispositivi meccanici ed elettrici dedicati devono avere un’elevata prestazione al fine di massimizzare l’estrazione della potenza meccanica e la sua conversione in potenza elettrica per l'immissione in rete.
In particolare, dal punto di vista elettrico, ciò si ripercuote in frequenti operazioni degli attuatori deputati al controllo ed in ripetute manovre di connessione e sconnessione dei dispositivi del circuito elettrico di potenza. Questo comporta sollecitazioni molto gravose, specie negli impianti soggetti a raffiche di vento in cui è usuale raggiungere 10-20 operazioni al giorno. Inoltre, i componenti della turbina e quindi anche i componenti elettrici interni, sono chiamati a funzionare in condizioni ambientali gravose, soprattutto in termini di intervalli di temperatura di servizio.
Per tali motivi, gli apparecchi elettrici da utilizzare nelle applicazioni eoliche devono essere selezionati con cura, tenendo in conto di fattori ambientali e delle sollecitazioni termiche e meccaniche.
Oltre alla scelta degli opportuni dispositivi di manovra e sezionamento, nella fase di progettazione di un impianto eolico occorre anche prevedere, ove necessario, la protezione delle diverse sezioni dell’impianto contro le sovracorrenti ed i guasti a terra.
Pag. 36 di 94 Protezione dalle sovratensioni
Gli impianti eolici, essendo installati all’esterno, possono essere esposti a sovratensioni di origine atmosferica, dirette ed indirette, oltre che essere soggetti a sovratensioni di manovra.
La protezione dalle fulminazioni consente una riduzione dei rischi per le persone (principalmente personale addetto), della manutenzione per danneggiamento della struttura e dei componenti interni ed una precauzione contro le perdite economiche per mancata produzione energetica dovuta ad avaria dell’impianto.
La turbina eolica costituisce, grazie alla sua altezza ed essendo spesso la struttura più alta del terreno circostante, un “bersaglio ideale” per scariche atmosferiche. Se non indicato diversamente dall’analisi del rischio, i componenti di un aerogeneratore devono essere protetti in accordo ad un LPL-I (Lightning Protection Level).
Le pale sono la parte più esposta dell’intera struttura ed il sistema di protezione dalle fulminazioni deve garantire che i danni causati da una scarica atmosferica possano essere tollerati fino alla successiva ispezione e manutenzione programmata. L’esperienza dimostra che i punti in cui si scarica il fulmine sono in prossimità dell’estremità delle pale, il danneggiamento conseguente può andare dall’incrinazione della superficie alla completa disintegrazione della pala: per ottenere ciò si guida la corrente di fulmine utilizzando conduttori metallici di sezione opportuna fissati sulla superficie o interni alla pala oppure aggiungendo una maglia metallica interna alla superficie della pala.
Figura 10. Conduttori e captatori di scariche elettriche che costituiscono la pala
