Università
Università degli studi di Genova
Rev. 13/12/2007
DIPTEM, Dipartimento di Ingegneria della produzione,
Termoenergetica e Modelli Matematici,
Sezione TErmoenergetica e Condizionamento ambientale, TEC
LE RISORSE RINNOVABILI:
Caratteristiche della fonte eolica e le
tecnologie per lo sfruttamento
Corso di Energie Rinnovabili 1
Marco Fossa
Dipartimento di Ingegneria della Produzione, Termoenergetica e Modelli
Matematici, DIPTEM
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Contenuti
Cenni alla fisica del vento
Teoria eolica semplificata ed energia disponibile
Analisi di fattibilità tecnica
La tecnologia degli aeromotori
Analisi di fattibilità economica
Impatto ambientale
Middelgrunden wind farm, 2 km off shore east of
Copenhagen. 20 wind turbines, 2 MW each,
arranged to form an arch, 90 TWh a year
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1
CENNI ALLA FISICA DEL VENTO
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CENNI ALLA FISICA DEL VENTO (I)
L’energia eolica discende dall’energia solare, che
induce una serie di moti convettivi naturali in
atmosfera per effetto del riscaldamento non
uniforme della superficie terrestre. Si crea pertanto
una macrocircolazione a celle, a partire da un moto
ascensionale a livello equatoriale (alisei). Questo
movimento di masse d’aria calde e fredde produce
le tipiche aree ad alta e bassa pressione stabilmente
presenti in atmosfera. Questa macrocircolazione è
influenzata dall’effetto Coriolis, una forza apparente
che discende dal moto rotatorio della terra, e che
sembra imprimere una spinta verso ovest ad ogni
oggetto che si muove, in maniera non solidale alla
superficie terrestre, quando questo si sposta verso
nord nell’emisfero boreale.
Energie Rinnovabili 1, UniGe - Pag. 4 / 52
Gustave Gaspard Coriolis, M.Fossa,
1792-1843
2
CENNI ALLA FISICA DEL VENTO (II)
Su scale spaziali più ridotte, la circolazione dell’aria in atmosfera è influenzata dalla
orografia del sito, dalla presenza del mare, da locali condizioni atmosferiche.
In presenza di gradienti di pressione, la forza apparente di Coriolis tende ad
orientare il vento parallelamente alle isobare e non perpendicolarmente ad esse.
La forza apparente di Coriolis è inoltre responsabile del verso delle correnti in
corrispondenza delle aree cicloniche (bassa pressione) e anticicloniche
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CENNI ALLA FISICA DEL VENTO (III)
Classificazione delle intensità del vento (Danish wind Industry association).
Wind Speed Scale
Wind Speed at 10 m height
Beaufort Scale
(outdated)
Wind
0.0-0.9
0
Calm
0.9-3.5
1
1.8-3.6
3.5-7.0
2
3.6-5.8
7-11
3
5.8-8.5
11-17
4
Moderate
8.5-11
17-22
5
Fresh
11-14
22-28
6
14-17
28-34
7
17-21
34-41
8
21-25
41-48
9
25-29
48-56
10
29-34
56-65
11
>34
>65
12
m/s
knots
0.0-0.4
0.4-1.8
Light
Strong
Gale
Strong Gale
Hurricane
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3
Risorse eoliche
in Europa
Wind Resources at 50 (45) m Above Ground Level
Col
our
Sheltered
terrain
Open
plain
At a sea
coast
Open sea
Hills and
ridges
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CENNI ALLA FISICA DEL VENTO (IV)
La presenza del suolo, e delle sue asperità naturali ed artificiali, inducono una serie di
effetti quali la sviluppo di uno strato limite, tanto più esteso in verticale quanto la
corrugazione del terreno (in termini di altezza equivalente delle asperità) è grande.
La classe di rugosità (Roughness class) e la altezza di rugosità z0 (Roughness Length)
fanno riferimento alla quota cui la velocità del vento è teoricamente uguale a zero.
La classe è definita dalle funzioni:
if (length <= 0.03)
class = 1.699823015 +
ln(length)/ln(150)
if (length > 0.03)
class = 3.912489289 +
ln(length)/ln(3.3333333)
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4
CENNI ALLA FISICA DEL VENTO (V)
Roughness Classes and Roughness Length Table (source: windpower.org)
Roughness
Class
Roughness Length m
Energy
Index (per
cent)
0
0.0002
100
Water surface
Landscape Type
0.5
0.0024
73
Completely open terrain with a smooth surface,
e.g.concrete runways in airports, mowed grass, etc.
1
0.03
52
Open agricultural area without fences and hedgerows
and very scattered buildings. Only softly rounded hills
1.5
0.055
45
Agricultural land with some houses and 8 metre tall
sheltering hedgerows with a distance of approx. 1250
metres
2
0.1
39
Agricultural land with some houses and 8 metre tall
sheltering hedgerows with a distance of approx. 500
metres
2.5
0.2
31
Agricultural land with many houses, shrubs and
plants, or 8 metre tall sheltering hedgerows with a
distance of approx. 250 metres
3
0.4
24
Villages, small towns, agricultural land with many or
tall sheltering hedgerows, forests and very rough and
uneven terrain
3.5
0.8
18
Larger cities with tall buildings
4
1.6
13
Very large cities with tall buildings and skycrapers
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CENNI ALLA FISICA DEL VENTO (VI)
Il Profilo logaritmico di velocità
velocità al suolo
La velocità w del vento in funzione della quota z può essere espressa come:
w = wref ln(z/z0 )/ln(zref /z0 )
w = velocità del vento alla quota z.
wref = velocità di riferimento, valutata alla quota di riferimento
z = quota
z0 = scabrezza del terreno (roughness length)
zref = quota di riferimento
Nota: profili di velocità più verticali (z0 piccolo)
implicano altezze di torre (hub height) più
contenute
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5
CENNI ALLA FISICA DEL VENTO (VII)
Effetti della morfologia del terreno
Un rilievo naturale o artificiale induce una
riduzione
della sezione di passaggio
trasversale alla massa d’
d’aria, producendo una
accellerazione del flusso.
Nel contempo, la presenza di uno ostacolo
aumenta la turbolenza della corrente d’
d’aria,
con effetto negativo sulle palettature per
vibrazioni indotte e fatica del materiale
I = Intensità turbolenta = σ / w medio
σ = 1 T ∫ [ w (τ ) − w medio ] 2 dτ
T
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CENNI ALLA FISICA DEL VENTO (VIII)
Presenza di ostacoli
La presenza altera il campo di moto del vento
e le distanze ed altezze di torre vanno valutate
attentamente
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6
CENNI ALLA FISICA DEL VENTO (IX)
Effetto ombra nei parchi eolici
La presenza di più
più aerogeneratori induce, a
valle della prima schiera, vortici ed aumento
della turbolenza, nonché
nonché una diminuzione
(come vuole il principio di conservazione) della
energia disponibile nella corrente
La figura mostra come equispaziare gli
aeromotori per minimizzare la riduzione di
energia disponibile alle schiere successive alla
prima (riduzione del 5% circa)
Le distanze sono espresse in diametri di rotore
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TEORIA EOLICA SEMPLIFICATA
ED ENERGIA DISPONIBILE
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7
LA TEORIA DI BETZ
m = ρ1 A1w1= ρ2 A2w2
(Continuità)
F = m (w1-w2) = ρ A w (w1-w2)
(Conservazione della quantità di moto)
P = F w = ρ A w2 (w1-w2)
P = 0.5 m (w12-w22) = 0.5 A ρ w (w12-w22)
(Conservazione dell’energia)
w
w1
w2
Da cui
w = (w 1 +w 2 )/2
Ed ancora
P = 0.5 m (w12-w22) = 0.25 A ρ (w 1 +w 2 ) (w12-w22)
Fissata la velocità di monte w1, è possibile derivare l’espressione di
P per valutare il massimo della funzione P(w2).
dP/d(w2) = 0
dP/d(w2) = 0.25 (w12-2 w1w2 -3w22) = 0
L’equazione fornisce due soluzioni: w2=-w1 e
w2 = w1/3
da cui:
Pmax = 8/27 A ρ w13
Posto P0 = 0.5 A ρ w13
Pmax / P0 = Cp = 16/27 = 0.593
Cp = Power Coefficient
w2/w1
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ANALISI DI FATTIBILITÀ
(I)
Fondamentale per stabilire la fattibilità tecnica ed economica di una
installazione eolica è la conoscenza delle caratteristiche
tempovarianti dell’intensità del vento nel sito in esame
Sono pertanto necessari una serie statisticamente significativa di
dati riguardanti la velocità e la direzione del vento, su base oraria,
mensile, stagionale.
Queste misure vengono effettuate con anemometri a palette o a filo
caldo, collegati ad un sistema di acquisizione dati.
Risulta inoltre utile definire il profilo di velocità con la quota e
pertanto effettuare tutte le misure ad altezze differenti dal suolo (10,
20, 40m).
I dati vengono poi analizzati su base statistica, mediando le misure
per esempio ogni 10 minuti.
Le misure vengono rappresentate in una serie di diagrammi
caratteristici: la rosa dei venti e la funzione densità di probabilità
della velocità del vento
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8
E
NE
N
E
E
N
EN
SE
ES
E
S
E
SS
SW
SS
W
W
W
SW
W
N
N
W
N
6
5
4
3
2
1
NE
NN
NE
NN
E
E
EN
E
E
SE
ES
E
NN
S
SS
E
0
N
V3
NW
Frequenza (Nore/Ntot) [%]
f
7
SW
SS
W
pV
8
W
N
Direzione del vento
NW
W
N
W
W
SW
La rosa dei venti riporta in un diagramma polare
direzione, distribuzione normalizzata di
probabilità (o frequenza) e il cubo della velocità
media nelle diverse direzioni cardinali
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
N
(II)
Velocità media [m/s]
ANALISI DI FATTIBILITÀ
S
E
E
EN
SE
ES
E
S
SS
E
SW
SS
W
NN
W
NW
W
N
W
W
SW
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
N
Velocità del vento al cubo [m 3/s3]
Direzione del vento
Direzione del vento
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ANALISI DI FATTIBILITÀ
(III)
Le misure anemometriche, relative ad una certa direzione del vento, spesso
mostrano una curva di densità di probabilità della velocità del vento, non simmetrica.
Tale tipico profilo è in genere assimilato alla curva distribuzione di probabilità (PDF)
di Weibull
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9
ANALISI DI FATTIBILITÀ
(IV)
La curva di densità di probabilità di Weibull,
è una curva a 2 parametri del tipo
w
−( ) β
β −1
η
β w
f ( w) = ( ) ⋅ ( )
η
⋅e
η
Dove β è il parametro di forma (shape
parameter) e η è il parametro di scala
(scale parameter, proporzionale alla
velocità media )
The Weibull shape
parameter for wind
intensity is
generally around 2
in Northern Europe
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ANALISI DI FATTIBILITÀ
(V)
La distribuzione cumulativa di Weibull, è data da:
F( w ) = 1 − e
−(
w β
)
η
beta
beta
beta
beta
Given a random variate U drawn from
the uniform distribution in the interval
(0, 1), then the variate X:
1
X = β ( −Ln ( U))η
has a Weibull distribution with
parameters β and η. This follows from
the form of the cumulative distribution
function. (Wikipedia)
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10
ANALISI DI FATTIBILITÀ
(VI)
È fondamentale osservare che:
1) il contenuto energetico della
corrente di aria segue una legge
cubica in relazione alla velocità
2) solanto una frazione di energia può
essere teoricamente sfruttata (Betz)
3) La macchina eolica sfrutta solo una
parte dell’energia teoricamente
disponibile
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ANALISI DI FATTIBILITÀ (VII)
Costruzione della pdf di Weibull da dati sperimentali
−( )
β w
f ( w) = ( ) ⋅ ( ) β −1 ⋅ e η
η η
w
F( w ) = 1 − e
−(
β
w β
)
η
Il metodo più semplice per ricavare i parametri β e η consiste nell’utilizzare le
informazioni della distribuzione cumulativa.
Si determinano due nuove variabili ausiliarie x e y espresse dalle relazioni seguenti:
x = ln(w)
y = ln [-ln(1-F)]
Il diagramma che rappresenta la variabile y in funzione della variabile x è descritto da
una retta di equazione: y = y0 – mx (e.g. regressione ai minimi quadrati)
Il coefficiente angolare m di tale retta è pari a β, mentre il termine y0 consente di valutare
il parametro di scala η come: η = e-(y0/m)
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ANALISI DI FATTIBILITÀ
TECNICA
(Lezione n.5)
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ANALISI DI FATTIBILITÀ
(II)
La velocità di avvio degli aeromotori (Cut In Wind Speed)
Usualmente gli aerogeneratori sono progettati per avviarsi ad una velocità di soglia, in
genere compresa tra 3 e 5 m/s. Questo comporta che una quotaparte di energia cinetica
del vento non può essere sfruttata
La velocità di arresto degli aeromotori
(Cut Out Wind Speed)
Le turbine eoliche in genere vengono
arrestate per velocità del vento troppo
elevate, in genere sopra i 25 m/s. Il motivo
è quello di evitare sovrasollecitazioni.
Anche per questo motivo vi è una
quotaparte dell’energia del vento non
sfruttabile.
Il diagramma a lato mostra la curva di
potenza di un aerogeneratore da 600kW di
potenza nominale, con cut-in=4 m/s
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12
ANALISI DI FATTIBILITÀ
(II)
In ragione di un limitato campo di utilizzo di velocità, le curve caratteristiche degli
aeromotori, in termini di coefficiente di potenza, hanno un tipico andamento a massimo,
come quello in figura
Cp = P / P0 = P(w) / (0.5 ρ Aw3) (Power Coefficient)
Impianto eolico Varese Ligure (Sp)
2 turbine NEG MICON 750/48
2 turbine VESTAS V52
Pali tubolari, H=46m
potenza impianto: 3.200 KW
produzione annua: 6,5 GWh
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ANALISI DI FATTIBILITÀ
In sintesi il processo di analisi di fattibilità deve
contemplare:
1) la definizione della rosa dei venti del sito, da
misure sperimentali;
2) la costruzione della curva di distribuzione
(pdf) delle velocità tipiche del sito;
3) la costruzione della curva di Weibull relativa
alle caratteristiche del sito;
4) la costruzione della curva di distribuzione
(pdf) della potenza disponibile;
5) il calcolo della potenza estratta, come
prodotto della potenza disponibile e del
coefficiente di potenza;
6) il calcolo della Energia estratta su base
annua
7) il calcolo del fattore di utilizzo annuo
(capacity factor), inteso come rapporto tra
energia erogata effettiva ed energia erogata se
la macchina lavorasse continuativamente
(8766 ore/anno) in condizioni nominali di
potenza massima
(II)
β=1.5
β=2.0
β=2.5
cp
Il grafico mostra l’andamento
della energia estratta in funzione
della velocità media del vento,
della forma della curva di
Weibull, del coeff. di potenza.
Si osserva che l’energia estratta
varia grossomodo con il cubo
della
velocità
M.Fossa,
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13
LA SCELTA
DELL’AEROGENERATORE
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LA SCELTA DELL’AEROGENERATORE (I)
Macchine ad asse verticale
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14
LA SCELTA DELL’AEROGENERATORE (II)
Macchine ad asse orizzontale lente
λ=wtip/w0
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Fonte: EWEA
LA SCELTA DELL’AEROGENERATORE (III)
Macchine ad asse orizzontale veloci
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15
LA SCELTA DELL’AEROGENERATORE (III)
Tip speed Ratio, wtip/w0
Caratteristiche delle diverse macchine
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LA SCELTA DELL’AEROGENERATORE (IV)
Tip speed Ratio, λ=wtip/w0
Cm = M(w) / (0.5 ρ A Rw2) = Cp/λ (Torque Coefficient, coeff. di coppia)
Caratteristiche delle diverse macchine
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16
AEROGENERATORI VELOCI (I)
1957
1975-1980
1942
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AEROGENERATORI VELOCI (II)
Nordex 2.5Mw, 1995
NEG Micon 1.5Mw, 1995
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17
AEROGENERATORI VELOCI (III)
Torri tubolari,
a traliccio,
ibride
Il prezzo di una torre per un
aerogeneratore è pari a circa il 20% del
costo dell’intera macchina. Una torre di
50m, il costo di altri 10 metri aggiuntivi
incide per ulteriori 15000 US$
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Fonte: windpower.org
AEROGENERATORI VELOCI (IV)
Gli aeromotori sono dotati di diversi sistemi di controllo della potenza erogata:
tra questi il controllo del passo d’elica (pitch) e della direzione del piano d’elica,
o imbardata (yaw)
Il controllo del passo, viene utilizzato per fornire la potenza richiesta
Il controllo dell’imbardata serve per utilizzare al meglio la potenza disponibile
Usualmente il controllo di yaw avviene per via elettronica
Yaw control
Pitch control
Fonte: windpower.org
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18
AEROGENERATORI VELOCI (V)
1 - Argano di servizio
2 - Generatore
3 – Raffreddamento
4 – Quadro di controllo
5 – Moltiplicatore di giri
6 – Albero lento
7 – Bloccaggio rotore
8 – Pala
9 – Mozzo
10 - Ogiva
11 – Cuscinetto pala
12 – Telaio navicella
13 – Centralina idraulica
14 – Braccio di reazione
15 - Anello di imbardata
16 – Freno
17 – Torre
18 – Motore imbardata
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DIMENSIONI E COSTI (I)
Legame tipico diametro / potenza
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19
DIMENSIONI E COSTI (II)
Utility-Scale Wind Turbines--Performance Comparison
Power Output/Rotor Swept Area
(W/m2)
Power Output (kW)
Turbine Manufacturer/Model
(Rotor Diameter/Rated Power)
NEG Micon/Unipower 64
NM 1500C/64
(64 meters/1500 kW)
Rotor Swept Area
(m2)
Wind Speed (meters/second)
11.6
14
15
Wind Speed (meters/second)
16
17
11.6
14
15
16
17
3,217
1,168
1,490
1,542
1,562
1,564
363
463
479
486
486
Vestas/V66
(66 meters/1650 kW)
3,421
1161
1,549
1,616
1,641
1,650
339
453
472
480
482
NEG Micon/Multi-power 48
NM 750/48
(48.2 meters/750 kW)
1,824
610
730
746
750
745
334
400
409
411
408
Vestas/V47
(47 meters/660 kW)
1,735
569
651
660
660
660
328
375
380
380
380
Zond/Z-48
(48 meters/750 kW)
1,810
750
750
750
750
750
414
414
414
414
414
m2 = Square meters
W/m2 = Watts per square meter
Sources: NEG Micon, Vestas, and Zond wind turbine specification sheets for design information (rotor diameter, swept area, and rated power
output). Power output at different wind speeds from manufacturer contacts, 1999.
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DIMENSIONI E COSTI (III)
I costi riferiti alla potenza installata possono variare per una serie di ragioni. Valori
tipici sono dell’ordine di circa 800-1100euro per kW installato. Al crescere della
potenza, sopra 200kW, si può assistere ad un livellamento dei prezzi, dovuto al
fatto che il costo dell’elettronica non aumenta ulteriormente con la taglia e con il
fatto che il mercato attualmente si indirizza verso macchine grandi, tipicamente
intorno a 1000kW
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20
Power rating [MW]
DIMENSIONI E COSTI (IV)
Diameter [m]]
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Fonte: EWEA
DIMENSIONI E COSTI (V)
Hub H/D ratio
Hub Height Trends, H=3.8786D - 0.3
Diameter [m]]
Fonte: EWEA
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21
DIMENSIONI E COSTI (VI)
O&M, operation and maintenance
Fonte: EWEA
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DIMENSIONI E COSTI (VII)
Il costo dell’energia prodotta varia fortemente con la quantità di energia prodotta,
in quanto i costi O&M (operation & maintenance) dipendono debolmente da
quanto la macchina effettivamente lavora durante l’anno.
Il grafico, fa riferimento ad un aeromotore da 600kW, vita prevista 20 anni,
investimento iniziale = 585000 USD, tasso annuo di interesse 5%, costi O&M =
6750 USD/anno
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22
PRODUZIONE ELETTRICA
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PRODUZIONE ELETTRICA (I)
Inizialmente la maggior parte degli aerogeneratori lavoravano a velocità costante
imposta. L’avvio avveniva con il generatore scollegato dalla rete trifase ed il
collegamento avveniva a velocità raggiunta. La potenza veniva regolata agendo sulle
pale medesime (pitch control)
Successivamente sono stati introdotti i sistemi a velocità variabile: in questa maniera
è possibile mantenere il miglior Tip speed Ratio, wtip/w.
Su grandi turbine (100kW) il rotore è collegato ad un alternatore trifase, generalmente
a 690V
Esistono pertanto connessioni alla rete di tipo diretto e indiretto.
Nella connessione diretta alla rete, la macchina funziona a numero di giri prefissato
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23
PRODUZIONE ELETTRICA (II)
La connessione indiretta avviene tramite un sistema elettronico munito di inverter,
che consente al rotore di ruotare a velocità variabile con il vento
Il sistema ha il vantaggio della migliore gestione della risorsa eolica, con minori
sollecitazioni sulla macchina e regolazioni sulla palettatura
La maggior parte degli aeromotori utilizza generatori asincroni
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PRODUZIONE ELETTRICA (III)
La connessione diretta comporta una velocità del rotore costante (alternatore) o
pressochè costante (generatore asincrono), con punti di funzionamento al variare
della velocità del vento caratterizzati da valore tip ratio (wtip/w) variabili e
conseguentemente non ottimali.
P
wtip= 2πNR/60
w4
w3
w2
w1
Nsincronismo
N [giri/min]
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IMPATTO AMBIENTALE
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IMPATTO AMBIENTALE
(I)
Impatto acustico
La presenza aerogeneratori è fonte di rumore.
In assenza di zonizzazione dedicata, il livello di
pressione sonora massimo in zone aperte di
campagna può essere anche 45dBA.
Le macchine eoliche di grande taglia (100kW
tipici) hanno potenze sonore variabili tra 95 e
100dBA.
Nell’
Nell’ipotesi di emissione sonora isotropa e
sferica, è possibile valutare il livello di
pressione sonora nell’
nell’intorno dell’
dell’installazione,
tenendo in conto le attenuazioni per
divergenza
geometrica,
da
barriera,
atmosferica ed in eccesso*.
eccesso*.
Si consideri che usualmente il generatore deve
trovarsi ad almeno 7 diametri di pala da ogni
altra costruzione
* Vedi: “La propagazione sonora in campo aperto”, nelle Dispense del docente al corso di Laboratorio di Misure Ambientali
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IMPATTO AMBIENTALE
(II)
Impatto visivo
Le valutazioni di impatto ambientale (VIA)
prevedono una analisi dell’
dell’impatto visivo delle
nuove realizzazioni.
Per quanto possibile, il parco eolico dovrebbe
inserirsi
nel
contesto
paesaggistico
rispettandone i tratti morfologici principali e
possibilmente utilizzando una disposizione
degli aeromotori secondo una matrice spaziale
dotata di simmetrie identificabili alle diverse
distanze da cui il parco può essere osservato
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FINE PRESENTAZIONE
Grazie dell’attenzione
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