6.2
Generazione elettrica dal vento
L’energia eolica ha sempre fornito la forza propulsiva
alle navi a vela ed è stata usata per almeno tremila anni
per azionare i mulini a vento. L’utilizzo di questo tipo di
energia è caduto successivamente in disuso con la diffusione dell’energia elettrica e con l’estesa disponibilità
a basso costo di motori alimentati da combustibili fossili. Sebbene il rapido aumento del prezzo del petrolio
nel 1973 abbia stimolato, in molti paesi, un gran numero di programmi di ricerca sull’energia eolica, questi
sforzi si sono successivamente ridotti, nel 1986, in concomitanza con la discesa del prezzo del petrolio. Tuttavia, le conoscenze acquisite in quel periodo sono state
sufficienti ad avviare lo sviluppo delle grandi turbine
eoliche; inoltre, la recente attenzione rivolta ai cambiamenti climatici, l’esigenza di incrementare la quota di
energie rinnovabili e i timori di una diminuzione futura
della produzione di petrolio hanno promosso un rinnovato interesse per la produzione di energia eolica. Questo tipo di energia, in confronto ad altre energie rinnovabili, richiede investimenti molto inferiori e utilizza una
risorsa generalmente disponibile ovunque e particolarmente fruibile nelle zone temperate, dove si trova la maggior parte delle nazioni industrialmente sviluppate.
Durante l’ultimo decennio del 20° secolo sono stati
costruiti e testati diversi modelli di turbine eoliche: con
rotori ad asse orizzontale e verticale, con numero variabile di pale, con il rotore posizionato sopravvento o sottovento alla torre, ecc. La turbina ad asse orizzontale con
rotore a tre pale sopravvento si è dimostrata la tipologia
più idonea e ha avuto di conseguenza un notevole sviluppo, segnato sia da una rapida crescita in dimensione
e potenza, sia da un’ampia diffusione.
6.2.1 Il vento come risorsa
Il vento è un movimento dell’aria determinato dall’azione dell’energia solare; il riscaldamento superficiale
VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
in punti diversi del pianeta produce effetti differenti, che
danno luogo a movimenti nell’atmosfera. Su larga scala
si può osservare alle diverse latitudini una circolazione
di masse d’aria che viene influenzata ciclicamente dalle
stagioni; su scala più piccola, si ha un riscaldamento
diverso tra la terraferma e le masse d’acqua, con conseguente formazione delle brezze quotidiane di terra e
di mare. Anche il profilo e le irregolarità della superficie della terraferma o dell’acqua influenzano profondamente il vento e le sue caratteristiche locali (DNV,
2002). Il vento soffia con maggiore velocità su superfici grandi e piatte come il mare, e questo rappresenta
l’elemento principale di interesse per gli impianti eolici costieri o marini. Si rafforza sulla sommità delle alture o nelle valli orientate parallelamente alla direzione
del vento dominante, mentre rallenta su superfici irregolari, come città o foreste, e la sua velocità rispetto
all’altezza o al wind shear è influenzata dalle condizioni
di stabilità atmosferica.
Per poter sfruttare l’energia eolica, è molto importante tenere conto delle forti variazioni di velocità tra
località diverse: siti distanti tra loro pochi chilometri possono essere soggetti a condizioni di vento nettamente
differenti e rivestire un interesse sostanzialmente diverso ai fini dell’installazione di turbine eoliche.
Il regime di vento in un determinato sito può essere
caratterizzato statisticamente mediante la distribuzione
di Weibull. La funzione di densità di probabilità (il cui
integrale su un qualsiasi intervallo di velocità fornisce
la probabilità che il vento abbia una velocità compresa
in tale intervallo) è data dalla formula:
f(V )⫽k (V k⫺1ⲐC k) e⫺(VⲐC)k
in cui V è la velocità del vento, C è il parametro di scala
e k il parametro di forma.
La fig. 1 illustra un confronto tra i dati registrati in
un sito (Manwell et al., 2001) e una funzione di distribuzione di Weibull, calcolata con un parametro di scala C
561
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI
densità di probabilità
0,12
0,10
dati del luogo
distribuzione
di Weibull
0,08
0,06
0,04
0,02
0
0
5
10
15
20
25
velocità del vento (m/s)
fig. 1. Confronto tra la velocità del vento misurata
e la distribuzione di Weibull.
uguale a 7,9 m/s e un parametro di forma k uguale a 2.
Si usa caratterizzare le condizioni locali di vento mediante il valore della sua velocità media Vmedia. Di regola, si
può considerare la velocità media del vento come il parametro di scala della distribuzione di Weibull moltiplicato per 0,89 (Burton et al., 2001). La forza del vento cambia su una scala di giorni o di ore, a seconda delle condizioni meteorologiche; le brezze, per esempio, sono
responsabili di una componente quotidiana del vento.
Infine, fa parte dell’esperienza comune il fatto che la
direzione e l’intensità del vento fluttuano rapidamente
intorno al valore medio: si tratta della turbolenza, che
costituisce una caratteristica importante del vento, poiché determina fluttuazioni nella forza esercitata sulle
pale delle turbine, aumentandone così l’usura e riducendone la vita media. L’intensità della turbolenza viene
determinata, in modo statistico, come la deviazione standard della velocità del vento su brevi scale di tempo. Su
un terreno complesso il livello di turbolenza può variare
tra il 15% e il 20%, mentre in mare aperto questo valore può essere compreso tra il 10% e il 14% (Manwell et
al., 2001). In un impianto eolico, la scia sottovento a una
turbina può influenzare altre turbine (Barthelemie et al.,
2004). Una turbina eolica deve poter sopportare la peggiore tempesta che possa aver luogo nel sito di installazione, durante l’intera vita del progetto. Se la turbina
rimane installata per 20 anni, la raffica estrema che si
considera è quella che si ripresenta in media ogni 50 anni.
Sono stati stabiliti degli standard che forniscono i valori indicativi da considerare. La tab. 1 riproduce le diverse classi prese in considerazione dalla Commissione elettrotecnica internazionale (IEC, 1999); la velocità del
vento di riferimento è definita come la media, calcolata
su 10 minuti, di un vento estremo che si presenti in media
ogni 50 anni; vengono anche indicate raffiche che si possono presentare con periodicità compresa tra 1 e 50 anni.
Esistono anche variazioni su scale di tempo più lunghe, e le condizioni del vento non sono le stesse da un
anno all’altro. L’effetto potenziale del riscaldamento globale sulle condizioni future del vento rimane, inoltre, un
problema aperto.
La variabilità rappresenta uno degli svantaggi maggiori dell’energia eolica. Finché la quota di potenza prodotta dall’impianto eolico è piccola rispetto alla capacità di trasporto della rete elettrica locale, si trasferisce
energia alla rete solo quando soffia il vento, e la produzione corrispondente viene considerata come una diminuzione di domanda per i generatori convenzionali. In
alcuni paesi si stanno prendendo in considerazione
impianti eolici di grandi dimensioni, prevalentemente
gruppi di turbine in alto mare. Tali parchi eolici avranno una potenza di diverse centinaia di MW, equivalente
a quella di impianti convenzionali, e dovranno poter prevedere la loro produzione di energia con 24 ore di anticipo. Questa è una conseguenza della liberalizzazione
del mercato dell’energia elettrica nelle nazioni occidentali, per cui diverse compagnie possono competere sulla
stessa rete elettrica. Il gestore della rete deve poter conoscere in anticipo la domanda prevedibile rispetto alle
offerte dei diversi produttori (Makarov e Hawkins, 2003).
La predicibilità della produzione rappresenta un valore
aggiunto dell’energia (Nielsen et al., 2003): la mancata
erogazione implica delle penali e sono allo studio metodi per disporre di una previsione utile con un anticipo di
almeno 24 ore (Giebel et al., 2003).
Quando si prende in considerazione un sito per l’installazione di una turbina eolica, è fondamentale valutare l’entità reale della risorsa eolica. Si installa quindi
tab. 1. Parametri della velocità del vento per le classi di turbine eoliche (IEC, 1999)
Parametri
562
Classe I
Classe II
Classe III
Classe IV
Velocità del vento di riferimento Vref (m/s)
50
42,5
37,5
30
Velocità del vento media annuale Vmedia (m/s)
10
8,5
7,5
6
Velocità media (calcolata su 10 minuti)
di una raffica con periodicità di 1 anno (m/s)
52,5
44,6
39,4
31,5
Velocità media (calcolata su 10 minuti)
di una raffica con periodicità di 50 anni (m/s)
70
59,5
52,5
42
ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DAL VENTO
nel sito una stazione meteorologica per diversi mesi, in
modo da monitorare la velocità e la direzione del vento
e i livelli di turbolenza a quote diverse. I dati registrati
consentono la valutazione sia della produzione futura di
energia, sia della fattibilità economica del progetto.
6.2.2 Teoria delle turbine eoliche
Nella fig. 2 è illustrato schematicamente il flusso d’aria.
Il rotore fronteggia il vento, e la figura mostra la forma
del tubo di flusso tangente all’estremità delle pale. Poiché al vento viene sottratta una certa quantità di energia
cinetica, la velocità sottovento al rotore risulta inferiore
a quella sopravvento. Di conseguenza il diametro del
tubo di flusso è maggiore alle spalle del rotore rispetto
al davanti. In assenza del rotore l’aria attraverserebbe la
sezione Sr con velocità V0. La potenza associata al flusso sarebbe:
1
E ⫽ 23 rSrV 30
2
dove r è la densità dell’aria. La porzione di tubo davanti al rotore è in effetti minore di Sr e la potenza effettiva
P è solo una frazione della potenza incidente. Possiamo
quindi definire un coefficiente CP di potenza tale che:
P⫽CP E
Si può dimostrare che la velocità dell’aria sul piano
del rotore è (Betz e Prandtl, 1919):
1
Vr ⫽ 23 (V0⫹Vw)
2
in cui Vw è la velocità dell’aria nella scia sottovento al
rotore.
Si può calcolare il valore del coefficiente di potenza
come funzione del rapporto tra la velocità della scia sottovento al rotore e quella sopravvento: il valore ottimale
di CP si ha quando questo rapporto vale 1/3. In questo caso
CP max⫽16/27⫽0,593; il rapporto 16/27 deriva dalla teoria del momento assiale, assumendo valide alcune approssimazioni, ed è noto come limite di Betz (Betz e Prandtl,
1919). Non è possibile progettare una turbina con un maggior valore del coefficiente di potenza; le turbine odierne
hanno dei coefficienti di potenza pari a circa il 70-80%
del limite teorico. La teoria prevede che la potenza sia proporzionale al cubo della velocità del vento, il che giustifica l’interesse verso siti molto ventosi per l’installazione
delle turbine eoliche. La potenza è anche proporzionale
alla densità dell’aria e le turbine devono essere declassate quando operano in climi caldi o sulle montagne.
Una pala è essenzialmente un’ala. La fig. 3 mostra le
diverse forze che agiscono su un segmento di pala. Se chiamiamo W la velocità angolare del rotore, la velocità tangenziale di un segmento di pala a distanza r dall’asse è
uguale a Wr. La velocità tangenziale dell’aria Vt ha praticamente lo stesso modulo. Il vettore di velocità risultante
forma un angolo f con il piano del rotore, determinato da:
V
Vr
tan f ⫽ 1r ⬇ 21
Vt Wr
L’angolo b‚ tra il piano del segmento di pala e il piano
del rotore si definisce ‘angolo di pitch’, e l’angolo a tra
il vettore del flusso incidente e il piano del segmento di
pala si chiama angolo d’attacco. Abbiamo quindi:
f ⫽a ⫹b
La forza aerodinamica su un segmento di pala di
area A si può scomporre in una forza di portanza (lift)
FL (perpendicolare alla direzione del vento apparente W
fig. 2. Schema di flusso
intorno a una turbina eolica
ad asse orizzontale.
VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
563
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI
Wr
/
b
FL
a
FD
FM
V0
FT
Il coefficiente di rendimento (performance) Cp si può
stimare in funzione di l e della ‘solidità’, definita come
il rapporto tra l’area totale delle pale e l’area spazzata
dal rotore. La solidità si può variare cambiando il numero di pale e il valore della ‘corda’ (larghezza delle pale).
All’aumentare del numero di pale (o della solidità) la
velocità ottimale l diminuisce.
6.2.3 Sistemi di regolazione
per le turbine eoliche
Regolazione passiva di stallo con velocità
di rotazione fissa
Vt
Vr
fig. 3. Le forze agenti su un segmento di pala.
sull’elemento di pala) e una forza a essa perpendicolare di resistenza (drag) FD :
1
FL⫽ 23 CLArW 2
2
in cui CL è il coefficiente di portanza e
1
FD ⫽ 23 CD ArW 2
2
dove CD è il coefficiente di resistenza.
Come si vede dalla fig. 3, la composizione di queste
forze genera una forza propulsiva FM nel piano del rotore, e una forza assiale FT perpendicolare alla prima. Un
profilo dato della pala è caratterizzato dalla relazione tra
a, CL e CD. La fig. 4 mostra, per esempio, i valori dei
coefficienti di portanza e di resistenza per il profilo alare
DU-91-W2-250. Come si può vedere, il coefficiente di
portanza è quasi proporzionale all’angolo di attacco per
valori di a minori di 10°. Per valori maggiori dell’angolo di attacco la portanza crolla e la resistenza aumenta
drasticamente. Per piccoli angoli, in condizioni di flusso
laminare, l’aria avanza con regolarità intorno al profilo;
per angoli grandi, il flusso va in stallo e si forma una scia
turbolenta. Il rapporto tra la velocità tangenziale all’estremità della pala e la velocità del vento si indica con l:
WR
l ⫽ 123
V0
dove R è il raggio del rotore.
564
Consideriamo una turbina eolica che ruota a velocità costante. Al crescere della velocità del vento l’angolo di attacco sulle pale aumenta. Al di sopra di una
certa velocità il flusso d’aria inizia a distaccarsi dalla
superficie esterna delle pale. Questo fenomeno di stallo si presenta all’inizio in prossimità del mozzo, e si
estende verso l’estremità della pala all’aumentare della
velocità del vento. Lo stallo progressivo fornisce un
meccanismo automatico di regolazione della potenza.
La regolazione passiva di stallo era utilizzata diffusamente nelle prime turbine commerciali con potenze
nominali di poche centinaia di kW, dotate di generatori asincroni (le cosiddette turbine eoliche danesi). Questo tipo di regolazione pone dei problemi associati al
fenomeno stesso dello stallo: vibrazioni, instabilità, difficoltà nella previsione sia dell’entrata in stallo, sia del
ritorno al flusso laminare. Le vibrazioni inoltre causano nel tempo un’usura supplementare delle pale. Se il
rotore può ruotare a diverse velocità è possibile in qualche misura regolare l’entrata in stallo; molte turbine
degli anni Novanta erano dotate di generatori asincroni
a due velocità: a seconda delle condizioni di vento il
rotore girava alla velocità superiore o a quella inferiore.
coefficienti di portanza e di resistenza
W
1,6
CL (coefficiente
di portanza)
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
CD⫻10
(coefficiente
di resistenza)
0,2
0
⫺4
0
4
8
12
16
angolo di attacco (°)
fig. 4. Forma e caratteristiche del profilo di pala
DU-91-W2-250 (Jeppe, 1999).
ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DAL VENTO
regolazione di velocità
variabile e di pitch
potenza (kW)
600
500
400
300
regolazione di stallo
200
100
0
0
5
10
15
20
25
30
velocità del vento (m/s)
fig. 5. Curve di potenza tipiche per turbine
con diversi sistemi di regolazione.
La fig. 5 rappresenta le curve di potenza di una tipica
turbina da 400 kW con regolazione passiva di stallo e
di una turbina da 660 kW, dotata di sistemi attivi di regolazione. Relativamente alla turbina da 400 kW, la potenza raggiunge un valore massimo in corrispondenza della
velocità nominale del vento, al di sopra del quale si ha
una perdita di potenza. Quando la velocità del vento
supera il massimo valore accettabile, in condizioni meteorologiche avverse, la turbina viene bloccata, utilizzando freni ad aria collocati all’estremità delle pale.
Regolazione di pitch
Dalla fig. 3 si può vedere che se si aumenta l’angolo di pitch b e si riduce l’angolo di attacco a, la portanza diminuisce e la pala è definita ‘messa in bandiera’. Tutte le grandi turbine moderne sono dotate di meccanismi per la regolazione del pitch delle pale. Quando
la velocità del vento diventa eccessiva, il rotore viene
fermato, ruotando le pale nella posizione in cui il bordo
d’attacco è rivolto al vento. Il carico aerodinamico sulle
pale viene così ridotto al minimo. Al crescere della velocità del vento, invece di aumentare l’angolo di pitch
delle pale per metterle in bandiera si può anche ridurlo, allo scopo di provocare intenzionalmente lo stallo.
Con questo metodo l’ampiezza della rotazione delle pale
necessaria per regolare la potenza è inferiore a quella
per metterle in bandiera, cosicché in teoria la regolazione è più rapida.
Velocità variabile
Nelle grandi turbine eoliche la velocità del rotore può
variare intorno al valore nominale (tipicamente del 30%
in eccesso o in difetto). Questo è reso possibile da un
allestimento specifico del generatore, che incorpora dell’elettronica di potenza accoppiata con il sistema di regolazione del pitch delle pale, il quale assicura un’erogazione costante di potenza, malgrado le fluttuazioni rapide
del vento. Quando la forza del vento aumenta improvvisamente, il rotore è lasciato libero di accelerare per
VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
alcuni secondi e l’incremento di velocità di rotazione
accumula energia cinetica nel rotore stesso. Se il vento
resta forte, si varia l’angolo di pitch delle pale per diminuire l’accumulo di potenza e mantenere la velocità del
rotore entro i valori accettabili. Durante un successivo
calo di vento l’energia immagazzinata nel rotore viene
rilasciata nel rallentamento del rotore stesso. Se necessario, si cambia di nuovo l’angolo di pitch, in modo da
far recuperare velocità al rotore. La fig. 5 mostra la curva
di potenza di una turbina da 660 kW, dotata di questi
sistemi attivi di regolazione. La produzione di energia
ha luogo a partire da una velocità minima del vento di
3-4 m/s. La curva di potenza segue, più o meno, la curva
cubica teorica, finché la velocità del vento si mantiene
al di sotto di quella nominale (14-16 m/s). Al di sopra di
questa velocità la potenza rimane praticamente costante. Per motivi di sicurezza la turbina viene fermata con
venti che superano una velocità massima di circa 25 m/s.
Produzione di energia
A seconda delle condizioni locali prevalenti di vento,
si possono scegliere i parametri della curva di potenza
(velocità del vento minima, nominale e massima) per
ottimizzare la progettazione della turbina. La fig. 6 mostra
come esempio l’energia prodotta nell’arco di un anno da
una turbina da 2.000 kW, caratterizzata da una distribuzione di Weibull con parametro di scala di 9 m/s e parametro di forma pari a 2. I risultati in figura sono espressi come numero totale di ore/anno in cui la potenza è
superiore a un certo valore. L’erogazione annuale di energia è data dall’area sottesa alla curva. Come si può vedere, la turbina funziona per 7.500 ore in un anno, delle
quali soltanto 700 circa alla potenza nominale, mentre
la maggior parte dell’energia viene prodotta a velocità
di vento intermedie. L’efficienza nell’utilizzo di una turbina in un sito specifico viene valutata spesso in termini di rapporto tra l’energia totale annuale prodotta (in
kWh) e la potenza nominale della turbina (in kW). Il
risultato è espresso in numero equivalente di ore/anno;
2.500
2.000
potenza (kW)
700
1.500
1.000
500
0
0
1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000
numero totale di ore/anno
fig. 6. Produzione annuale di energia ottenuta
con una turbina da 2.000 kW.
565
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI
nell’esempio di fig. 6 sono 3.150. Dividendo questo
numero per le ore di un anno, si ottiene il fattore equivalente di utilizzo, in questo caso, pari al 36%. Un progetto di impianto eolico viene considerato economicamente fattibile se il numero equivalente di ore/anno supera le 2.000. Località ventose sono caratterizzate da valori
tipici di 2.500 ore/anno, mentre gli impianti in mare aperto possono superare le 3.000 ore/anno. Il numero di
ore/anno si può ottimizzare scegliendo accuratamente il
tipo di turbina eolica. I costruttori di turbine ne offrono
diverse versioni per ogni determinato tipo a seconda delle
risorse locali: per esempio, rotori più ampi per le aree
meno ventose.
6.2.4 Elementi delle turbine
Pale
Le pale sono gli elementi che interagiscono con il
vento e la loro forma è progettata in modo da ottenere
una buona efficienza aerodinamica. La fig. 7 mostra il
profilo di una tipica pala di turbina, in diverse sezioni
lungo il suo sviluppo longitudinale. In prossimità del
mozzo la pala ha una sezione circolare (Rooij, 2004).
Un supporto alloggiato nel mozzo consente il movimento
di rotazione della pala per la regolazione del pitch. Un
elemento di raccordo collega la base alla parte aerodinamica della pala. Al crescere della distanza dall’asse
del mozzo (raggio) lo spessore della pala diminuisce così
come la corda. La velocità tangenziale di un segmento
della pala cresce con il raggio. Secondo la fig. 3, si deve
diminuire l’angolo di pitch per poter mantenere un buon
angolo di attacco. La pala si avvolge di un angolo complessivo di circa 25° tra l’inizio e l’estremità della sezione aerodinamica. Le forze aerodinamiche variano con il
quadrato della velocità relativa locale e crescono rapidamente con il raggio. È quindi importante progettare la
porzione della pala vicina all’estremità in modo da avere
una buona portanza e una bassa resistenza. Le pale sono
flessibili e possono subire quindi una deflessione sotto
l’azione del vento. Per evitare che esse possano sbattere contro la torre, l’asse del rotore è spesso inclinato di
un piccolo angolo.
La sezione della pala di una turbina eolica è piuttosto spessa, allo scopo di ottenere l’elevata rigidità necessaria per resistere ai carichi meccanici variabili che agiscono su di essa nel corso del funzionamento. La forza
centrifuga dovuta alla rotazione è tipicamente da sei a
sette volte maggiore del peso della pala nella sezione alla
base. Il peso della pala stessa crea un momento flettente sulla base, in modo alternato a ogni rotazione. Il vento
esercita una forza non costante, sia per le fluttuazioni
dovute alla turbolenza sia per la maggiore velocità causata dall’altitudine. Una pala collocata in posizione elevata è sottoposta a un vento più intenso rispetto a una
posizionata più in basso; anche le corrispondenti fluttuazioni di carico si ripetono a ogni rotazione. Tutti questi carichi variabili determinano usura, e ciò costituisce
la maggiore difficoltà tecnica nella progettazione delle
pale. È necessario effettuare un’analisi accurata per eliminare il rischio di risonanza tra i diversi oscillatori meccanici (pale, torre, organi di trasmissione, ecc.).
Le pale sono costruite con materiali leggeri, come le
plastiche rinforzate in fibra, con buone proprietà di resistenza all’usura. Le fibre sono in genere in vetro, ma per
le pale più grandi vengono utilizzate le fibre di carbonio
nelle parti in cui si presentano i carichi più critici. Talune
pale sono costruite interamente in fibra di carbonio, mentre alcuni fabbricanti utilizzano laminati in legno. Le fibre
sono incorporate in una matrice di poliestere, resina epossidica o a base di vinilestere, e le pale sono costituite da
due gusci uniti insieme. La struttura è inoltre rinforzata
da una matrice interna. La superficie esterna della pala
viene ricoperta con uno strato levigato di gel colorato, allo
scopo di prevenire l’invecchiamento del materiale composito causato dalla radiazione ultravioletta.
I fulmini costituiscono una delle principali cause di
avaria; viene perciò fornita una protezione attraverso
fig. 7. Tipica forma di una pala e sue sezioni trasverse (ingrandite).
566
ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DAL VENTO
l’installazione di conduttori, sia sulla superficie della
pala sia al suo interno.
A seconda della tecnologia utilizzata dal produttore e
dalla sua esperienza, le pale possono essere dotate di elementi addizionali, come i generatori di vortice per aumentare la portanza, i regolatori di stallo (stall strip) per stabilizzare il flusso d’aria o alette inserite all’estremità della
pala per ridurre la perdita di portanza e il rumore.
tre fasi separate. Il primo stadio è di solito un moltiplicatore planetario, mentre gli altri sono moltiplicatori
paralleli o elicoidali. Il moltiplicatore di giri è comunque una sorgente di rumore, che i produttori si sforzano
di ridurre, per esempio utilizzando moltiplicatori elicoidali invece di moltiplicatori ad assi paralleli. Il moltiplicatore viene lubrificato e l’olio viene continuamente
filtrato e raffreddato. Nell’ambito della manutenzione
preventiva, che è pratica standard, si controllano normalmente sia la temperatura del moltiplicatore sia le sue
vibrazioni.
Organi di trasmissione
Le pale sono collegate al mozzo che ospita i meccanismi di regolazione del pitch. Il mozzo è di solito un
pezzo di acciaio o di ferro a grafite sferoidale ed è protetto esternamente da un involucro di forma ovale, lo
spinner. L’albero del rotore è sostenuto da supporti e ruota
a velocità relativamente bassa (10-40 giri al minuto). La
dimensione e il peso dei generatori elettrici sono approssimativamente proporzionali alla velocità di rotazione.
È quindi importante progettare i generatori con una velocità di rotazione elevata (per esempio, 1.000 o 1.500 giri
al minuto) e utilizzare un moltiplicatore di giri intermedio per trasformare la rotazione lenta dell’albero nella
velocità di rotazione elevata del generatore. La fig. 8 illustra lo schema interno di una turbina eolica tipica.
Generatore
Il generatore è l’unità di trasformazione dell’energia
meccanica in potenza elettrica. Vi sono due tipi principali di generatori: asincroni e sincroni.
Generatori asincroni
I generatori asincroni sono essenzialmente motori trifase a induzione. Sono caratterizzati da una velocità sincrona, determinata dal numero di poli del rotore e dalla frequenza di rete. Con una rete a 50 Hz e un generatore fabbricato con due paia di poli sul rotore, la velocità sincrona
è di 1.500 giri al minuto. Se la coppia meccanica agente
sull’albero fa aumentare la velocità di rotazione, il generatore trasferisce energia elettrica alla rete. La differenza
tra la velocità effettiva di rotazione e la velocità sincrona è detta slip. Nei generatori asincroni convenzionali dotati di un rotore a gabbia di scoiattolo, lo slip è circa dell’1%, cosicché tali generatori sono considerati dispositivi
Moltiplicatore di giri
Il moltiplicatore di giri è impiegato per incrementare la velocità del rotore fino ai valori richiesti dai generatori convenzionali. In alcune turbine il rapporto del
moltiplicatore può superare 1:100. L’effetto si ottiene in
1
6
7
8
9
10
11
12
13
2
3
4
5
18
17
16
1 pala
2 supporto della pala
3 attuatore dell’angolo
di pitch della pala
14
4 mozzo
5 spinner
6 supporto principale
15 7 albero principale
8 luci di segnalazione
aerea
9 moltiplicatore di giri
10 albero a velocità
elevata e freno
11 unità idraulica e
dispositivo di
raffreddamento
12 generatore
13 strumentazione elettrica
e dispositivi di controllo
14 anemometri
15 trasformatore
16 struttura della gondola
17 torre
18 organo di trasmissione
per l’imbardata
fig. 8. Struttura tipica di una turbina eolica.
VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
567
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI
a velocità costante. La corrente di magnetizzazione per
lo statore è fornita dalla rete stessa. All’avvio, lo statore
è collegato alla rete da un avviatore statico (soft starter)
che limita la corrente iniziale. Il generatore consuma una
certa quantità di potenza reattiva, che dev’essere compensata da un insieme di capacitori. Quando una raffica
di vento colpisce la turbina, la sua erogazione di energia
subisce una fluttuazione e, se la potenza di corto circuito
della rete locale è bassa, ne possono derivare variazioni
rapide di potenza sui dispositivi collegati in prossimità,
come, per esempio, le lampade elettriche. Queste fluttuazioni di illuminazione, dette a volte ‘sfarfallii’, sono
particolarmente spiacevoli e hanno indirizzato la ricerca
verso la realizzazione di sistemi a velocità variabile. Una
soluzione consiste nell’utilizzare un rotore a bobina alimentato da una corrente alternata indipendente, elaborata da un convertitore di frequenza elettronico. La velocità
sincrona è quindi una funzione della differenza tra la frequenza di rete e la frequenza della corrente del rotore. Si
può raggiungere una variazione di velocità inferiore o
superiore al 30%; vale la pena sottolineare che l’energia
elettrica richiesta dal rotore è solo una frazione (circa il
10%) dell’energia utile disponibile allo statore.
corrente prodotta da questo tipo di generatore è direttamente proporzionale alla velocità di rotazione. Un tale
generatore, connesso direttamente alla rete, ruota a velocità fissa, senza alcuna variazione. Per permettere una
modalità di funzionamento a velocità variabile, si converte la corrente a frequenza variabile del generatore in
corrente continua, mediante un raddrizzatore elettronico, e si ritrasforma la corrente continua in corrente alternata idonea alla distribuzione sulla rete. Tutti i generatori a trasmissione diretta funzionano secondo questo
principio. I generatori di questo tipo sono più costosi di
quelli asincroni, ma l’assenza di un moltiplicatore di giri
elimina una fonte di problemi di manutenzione e riduce
il rumore complessivo della turbina. Per poter produrre
la potenza elettrica richiesta, questi generatori hanno un
grande diametro. La fig. 9 mostra lo schema di una turbina a trasmissione diretta. La gondola è molto più grande rispetto alle turbine dotate di moltiplicatore di giri e
di generatore a velocità di rotazione elevata, come quella mostrata in fig. 8. Alcuni fabbricanti di turbine propongono una soluzione ibrida, con un generatore che
ruota a velocità intermedia e un moltiplicatore di giri con
un basso rapporto di moltiplicazione.
Generatori sincroni
Trasformatore e cablaggio
In questo caso il rotore è costituito da un insieme di
elettromagneti o magneti permanenti. La frequenza della
Il livello di tensione di uscita del generatore è relativamente basso (per esempio, 690 V) e deve essere
2
3
11
12
1
13
4
14
5
6
7
8
9
10
15
17
16
1 pala
2 avvolgimento dello statore
3 avvolgimento del rotore
o magnete permanente
4 supporto della pala
5 attuatore dell’angolo
di pitch della pala
6 mozzo
7 albero
8 supporto del rotore
9 rotore
10 statore
11 luci di segnalazione aerea
12 anemometri
13 strumentazione elettrica
e dispositivi di controllo
14 struttura della gondola
15 involucro della gondola
16 torre
17 organo di trasmissione
per l’imbardata
fig. 9. Turbina a trasmissione diretta con generatore sincrono.
568
ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DAL VENTO
tab. 2. Caratteristiche tipiche di una grande turbina eolica
4,5 MW
Potenza nominale
Numero di pale
3
Diametro del rotore
120 m
Controllo
inclinazione della pala e velocità variabile
Lunghezza della pala
58 m
Corda massima della pala
5m
Massa di una pala
18 t
Massa della gondola con rotore e pala
220 t
Massa della torre (struttura tubolare in acciaio)
220 t
Altezza della torre (in dipendenza dalle condizioni locali del vento)
90-120 m
Diametro della torre alla base
5,5 m
Velocità di rotazione del rotore
9-15 giri/min
Rapporto del moltiplicatore di giri
100:1
Velocità del vento di avviamento della turbina
4 m/s
Velocità del vento nominale
12 m/s
Velocità del vento di arresto della turbina
25 m/s
aumentato a un livello medio (per esempio, 36 kV) per
mezzo di un trasformatore, per ridurre le perdite di trasmissione. Il trasformatore è installato nella gondola, o
alla base della torre. I cavi elettrici flessibili, che collegano la gondola alla base della torre, formano un anello al di sotto della gondola, per consentirne i movimenti di imbardata. Tali movimenti vengono monitorati: se
la rotazione è superiore a due giri, la gondola viene imbardata in direzione opposta durante il periodo successivo
di assenza di vento, per sbrogliare i cavi.
Sistema di imbardata
L’intera gondola viene fatta ruotare sulla sommità
della torre da un sistema di imbardata, per fare in modo
che il rotore fronteggi sempre il vento. La velocità e la
direzione del vento vengono monitorati continuamente
da sensori collocati sul tetto della gondola. In genere il
rotore viene posizionato secondo la direzione media del
vento, calcolata sugli ultimi 10 minuti dal calcolatore
della turbina.
Torre
L’altezza della torre dipende dal regime di vento locale. Sulla terraferma, la gondola viene collocata in genere a un’altezza pari a 1 o 1,2 volte il diametro del rotore.
In zone con venti deboli la gondola viene posizionata in
alto, in modo da essere esposta a venti più intensi; in
VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
mare essa può essere posizionata più in basso, tipicamente a un’altezza pari a 0,8 volte il diametro del rotore. Le torri tubolari sono costruite generalmente in acciaio
laminato, anche se alcune sono in cemento; hanno forma
conica, con il diametro della base maggiore di quello
all’altezza della gondola. Le diverse sezioni sono collegate da flange imbullonate. Le torri tubolari hanno il vantaggio di proteggere la strumentazione all’interno e gli
accessi alla gondola per la manutenzione sono molto più
sicuri e agevoli rispetto alle torri a traliccio. Si può accedere alla gondola mediante una scala all’interno della
torre e nelle turbine più grandi è disponibile un ascensore. Le torri, che hanno sezione cilindrica per motivi di
simmetria (poiché il vento può soffiare da ogni direzione), creano una notevole scia sottovento; questo è il motivo principale per cui nella maggior parte delle turbine il
rotore è posizionato sopravvento. Si tratta inoltre di strutture molto visibili, che non devono mostrare segni di corrosione per molti anni; a questo scopo si sceglie un rivestimento appropriato.
Le prime turbine eoliche erano installate su torri a
traliccio. Queste si possono utilizzare anche per grandi
turbine e vengono tuttora preferite quando le capacità
locali di realizzazione le rendono l’opzione più razionale. Le torri sono fissate nel terreno grazie a fondamenta costituite in genere da piastre di cemento collocate a una certa profondità.
569
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI
Dispositivi ausiliari
I principali dispositivi ausiliari all’interno della gondola sono: un freno meccanico installato sull’albero di
rotazione veloce per bloccare la rotazione in condizioni
meteorologiche avverse o per permettere la manutenzione; un dispositivo idraulico per lubrificare il moltiplicatore di giri o altre parti meccaniche; scambiatori di
calore per il raffreddamento dell’olio e del generatore.
Sulla sommità della gondola sono collocati anemometri
e banderuole per il controllo della turbina, luci di segnalazione per la navigazione aerea, una piattaforma di supporto agli elicotteri (per l’accesso alle turbine in mare).
La strumentazione viene continuamente perfezionata, per migliorare l’affidabilità e la convenienza economica delle turbine e si utilizzano oggi molti sensori per
monitorare lo stato della strumentazione e facilitarne la
manutenzione. Ciò è particolarmente critico per le turbine in mare, alle quali non è facile accedere; queste turbine sono dotate di gru per semplificare le operazioni.
6.2.5 Caratteristiche tipiche
delle grandi turbine attuali
La tab. 2 riassume i dati più rilevanti relativi alle grandi turbine. I valori specifici dipendono dalla tecnologia
in possesso dei diversi produttori, ma i parametri indicati nella tabella si possono considerare tipici di una turbina da 4,5 MW.
La fig. 10 mostra la gondola di una turbina da 5 MW:
il diametro del rotore è di 126 m e la gondola è collocata a 100 m di altezza. Nella fig. 11 si osserva una turbina
da 2 MW a trasmissione diretta, con la gondola di grande diametro tipica di questo tipo di apparato, dotato di un
grande generatore e privo di moltiplicatore di giri.
fig. 10. Turbina da 5 MW. Si osserva un’esercitazione
di accesso per mezzo di un elicottero
alla sua sommità (per cortesia di Repower).
570
fig. 11. Turbina a trasmissione diretta da 2 MW
(per cortesia dell’Autore).
6.2.6 Altri tipi di turbine eoliche
Vi sono altri tipi di turbine eoliche e, anche se il tipo
orizzontale a tre pale sopravvento che abbiamo descritto è finora il più diffuso, alcuni altri modelli hanno una
loro rilevanza. Nel seguito sono descritti brevemente i
principali sistemi esistenti.
Turbine ad asse orizzontale a due pale. La fig. 12
mostra il tipo di turbina a due pale installato nei Paesi
Bassi. I rotori a due pale devono ruotare più velocemente
di quelli a tre pale e perciò il rumore aerodinamico è
maggiore. Un rotore a due pale è soggetto a gravi squilibri dovuti alle variazioni di velocità del vento causate
dall’altezza e a effetti giroscopici quando la gondola
viene imbardata. Un metodo per ridurre i carichi corrispondenti consiste nell’utilizzare dei mozzi ‘di traballamento’ (teetering hub) con il rotore incernierato all’albero principale. Le turbine a una pala, invece, sono state
prevalentemente installate in Italia; sono ormai in disuso da alcuni anni.
Turbine multi-pala. La velocità di rotazione diminuisce
al crescere del numero delle pale, ma la coppia aumenta.
ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DAL VENTO
fig. 12. Turbine a due pale nei Paesi Bassi
(per cortesia dell’Autore).
In zone con venti deboli, queste turbine si utilizzano spesso in agricoltura, per azionare pompe per l’acqua.
Turbine eoliche per zone interessate da cicloni. Queste turbine sono installate su torri inclinabili che vengono posizionate orizzontalmente e assicurate al terreno
quando si preannuncia un ciclone.
Turbine ad asse verticale. Il vantaggio principale di
questo tipo di turbina consiste nell’assenza di un sistema per l’imbardata. Si tratta di un tipo di turbina meno
efficiente di quella ad asse orizzontale, ma la semplificazione che la caratterizza riveste un interesse per piccoli impianti, da utilizzare in zone climaticamente severe, come quelle montuose o artiche. Il rotore può possedere un’elevata solidità, e quindi una resistenza meccanica
elevata. La fig. 13 mostra un dispositivo da 6 kW usato
per il riscaldamento dell’acqua, in una stazione sciistica in Valle d’Aosta.
6.2.7 Sviluppo della produzione
di energia eolica
sulla terraferma
L’energia eolica si è sviluppata notevolmente a partire dagli anni Novanta. La tab. 3 riassume la potenza
VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
installata in alcuni paesi alla fine del 2005. La potenza
totale è di ca. 53 GW, la maggior parte della quale in
Europa (Tishler e Milborrow, 2005). In Germania e in
Danimarca, poiché è diventato difficile allestire nuovi
siti, è stata aumentata la potenza di quelli esistenti, sostituendo le vecchie turbine con modelli più moderni e più
grandi. La potenza installata è molto diversa tra i vari
paesi, e questo riflette il sostegno politico e gli incentivi finanziari resi disponibili localmente.
Esistono alcuni problemi ambientali connessi all’installazione di una turbina eolica: l’impatto visivo deve
risultare accettabile per la popolazione locale; si devono studiare il disturbo e l’alterazione degli habitat per
uccelli, pipistrelli e altri animali; è necessario valutare il
rumore nei pressi della turbina anche se è stato notevolmente ridotto nei modelli più recenti e non è più percepibile a 500 m di distanza dalla torre.
Gli investimenti necessari per un impianto sulla terraferma dipendono da diversi fattori: a) la potenza della
turbina; b) il numero di turbine del parco eolico; c) la
distanza e le caratteristiche dei collegamenti alla rete;
d ) le difficoltà connesse alla costruzione della turbina.
In genere si considera un costo complessivo compreso
tra 900 e 1.100 €/kW (anno di riferimento 2006). Il costo
della turbina ammonta a circa 800 €/kW; tale costo è diminuito di circa il 50% negli ultimi 15 anni (Morthorst
e Chandler, 2004) e il costo dell’energia è già, in alcune circostanze, minore di quello della produzione elettrica da gas (Milborrow, 2005).
6.2.8 Sviluppo della produzione
di energia eolica in mare
Il vento sulla superficie del mare aperto è più intenso e
stabile che sulla terraferma e costituisce pertanto una
sorgente di energia molto allettante, che può rappresentare in effetti una risorsa del 30-40% più grande di
quanto non sia sulla terraferma. La tecnologia che si
tab. 3. Potenza installata (GW) in alcuni paesi
alla fine del 2005
Germania
18,1
Paesi Bassi
1,2
Spagna
9,8
Portogallo
1,0
Stati Uniti
8,9
Giappone
0,9
India
4,2
Francia
0,8
Danimarca
3,1
Austria
0,7
Italia
1,7
Cina
0,7
Regno Unito
1,3
Svezia
0,5
571
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI
fig. 13. Turbine di piccole dimensioni ad asse verticale in Valle d’Aosta
(per cortesia di Ropatec).
impiega attualmente per imbrigliare il vento al largo è
molto simile a quella disponibile sulla terraferma, almeno per ciò che riguarda la parte aerea della turbina. Si
tratta di impianti a tre pale e ad asse orizzontale, saldamente ancorati al fondale.
Le turbine eoliche marine devono affrontare alcuni
problemi specifici:
• il momento dei carichi sul rotore esercitato sul fondo
è aumentato dalla lunghezza aggiuntiva della torre
al di sotto della superficie dell’acqua;
• le onde provocano carico e usura aggiuntivi sulla
struttura, che possono superare di molto quelli dovuti al vento;
• le caratteristiche meccaniche del terreno che costituisce il fondale spesso non sono buone e le fondamenta devono perciò essere di maggiori dimensioni;
• la valutazione di impatto ambientale deve prendere
in considerazione una grande varietà di forme di vita
marine e l’ecosistema nel suo complesso non è ancora compreso appieno;
• in mare hanno luogo diverse attività e i cavi elettrici
sottomarini rappresentano spesso un pericolo.
Le strutture di supporto per le turbine marine possono essere di diversi tipi (fig. 14). In acque basse le turbine possono appoggiarsi su piastre di cemento, ovvero su
572
cosiddette strutture gravity base, posizionate sul fondo.
Se la profondità dell’acqua è inferiore a 20 m, la struttura è un tubo d’acciaio (monopile), conficcato nel fondale da un martello idraulico fino a una profondità sufficiente a trasferire i carichi al terreno. Se questo è troppo duro per consentire la penetrazione del pilone, si
procede alla perforazione del fondale e alla successiva
cementazione del pilone stesso. Sebbene questo sia il tipo
più economico di fondamenta, il suo utilizzo è limitato
fig. 14. Schemi di strutture di supporto
per turbine eolico-marine.
ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DAL VENTO
dal rischio di avere le frequenze di risonanza della struttura all’interno dell’intervallo di frequenze eccitate dalle
onde, dalla rotazione del rotore o dalla frequenza di passaggio delle pale. La frequenza di risonanza diminuisce
con la lunghezza della struttura e aumenta con il suo diametro; in acque profonde, il diametro del pilone diventa
inaccettabile. Si costruiscono quindi delle strutture a treppiedi, costituite da elementi saldati insieme, ancorate al
fondale con pali a ogni angolo, con una gravity base o
delle ancore a ventosa (bucket suction anchor), secondo
le caratteristiche del fondale. Questa struttura più complessa rende le fondamenta più costose.
L’installazione di turbine in mare aperto richiede l’impiego di navi speciali, equipaggiate con grandi gru, e di
puntelli che si appoggiano sul fondale per immobilizzare
la piattaforma durante le operazioni di sollevamento
(fig. 15).
Le turbine devono essere molto affidabili, dato che
le operazioni di manutenzione necessitano dell’accesso alla turbina e le cattive condizioni meteorologiche
possono rendere impossibile, per motivi di sicurezza,
l’avvicinamento con navi. Si giustifica quindi una ridondanza per alcuni componenti dell’apparato e si adotta
di routine il monitoraggio tramite sensori collocati nelle
parti più critiche.
Le turbine per l’impiego in mare sono progettate
in modo da resistere all’ambiente marino: le strutture
sottomarine sono protette dalla corrosione mediante protezione catodica, le parti in aria sono adeguatamente verniciate, l’isolamento delle parti elettriche viene rinforzato, e l’aria all’interno della gondola e della torre viene condizionata in modo da evitare la formazione di condensa.
La potenza installata alla fine del 2004 era di 600 MW,
con molti progetti di grandi dimensioni in corso di sviluppo. Gli impianti eolici in mare sono particolarmente
interessanti quando si ha un mare a bassi fondali in prossimità di zone densamente popolate come, per esempio,
intorno al Mare del Nord, lungo la costa orientale degli
Stati Uniti, in Cina, ecc. Gli investimenti richiesti per gli
impianti eolici in mare dipendono in gran parte dalle
condizioni locali, dalla profondità dell’acqua, dai regimi ondosi, dalle caratteristiche del fondale, dalla distanza dalla costa e dai punti di collegamento alla rete. Il
costo varia tra 1.500 e 2.500 €/kW o più (anno di riferimento 2006) ma è destinato a diminuire in futuro, con
l’aumentare della potenza installata.
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fig. 15. Installazione
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in Danimarca
(per cortesia di A2SEA).
VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
573
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI
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Jacques Ruer
Saipem/Bouygues
St. Quentin en Yvelines, Francia
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