L intervento è finalizzato all installazione di aerogeneratori ( nel seguito denominati WTG) in
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- Carmelo Lillo
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1 1. Introduzione L intervento è finalizzato all installazione di aerogeneratori ( nel seguito denominati WTG) in località Posta Puttana e Cocco nel Comune di Casalnuovo Monterotaro (Fg), su incarico della Repano Wind s.r.l. 2. Obiettivi Il presente documento ha lo scopo di valutare la bontà del potenziale di ventosità del sito in questione, stimando la producibilità degli aerogeneratori che saranno impiantati. La stima è effettuata acquisendo i dati anemometrici registrati ad intervalli, nel Comune di Casalnuovo Monterotaro, dal 20 Aprile del 2005 alla data odierna. Si definisce produzione elettrica di un area, o di un area territoriale estesa ritenuta idonea ad essere utilizzata come sito per un impianto eolico, l Energia elettrica producibile da un gruppo di aerogeneratori considerando le prestazioni energetiche degli aerogeneratori stessi da installare. L unità di misura consigliata secondo le norme del S. I. di misura è il megajoule (MJ) o anche quella più pratica dei kwh o il GWh. Ne consegue che, al fine del calcolo della produttività elettrica, la caratterizzazione anemometrica di un sito deve essere fornita nel seguente formato: coordinate geografiche del punto anemometrico (orizzontali ed altimetriche); caratteristiche geometriche costruttive e di montaggio dell antenna anemometrica, con la posizione dei sensori di velocità e direzione; caratteristiche metrologiche dei sensori ( tipo e marca, sensibilità e precisione, ); la tabella dei valori di velocità del vento ogni 5 o 10 minuti per il tempo minimo di un anno, due valori di velocità alle due altezze, due valori di direzione.
2 Caratteristiche tecniche dell aerogeneratore L aerogeneratore scelto è il MM92 REPOWER con una potenza nominale di 2000 KW avente le seguenti caratteristiche: Design data Rated power 2,000kW Cut-in speed 3.0 m/s Rated wind speed 11.2 m/s Cut-out speed 24.0 m/s Wind zone up to DIBt 3 Type class up to IEC IIa Rotor Diameter 92.5m Rotor area 6,720m2 Rotor speed rpm (+12.5 %) Rotor blade Length 45.2m Type GFC shell construction Yaw system Type Double-row externally geared four-point bearing Drive system Gear motors Stabilisation Disc brake Gear system Type combined planetary/spur wheel gearbox Transmission ratio i = approx Electrical system Generator type Double-fed asynchronous generator, 4-pole Rated power 2,000kW Rated voltage 690 V (50 Hz) 575 V (60 Hz) Rated speed 900 1,800 rpm (50 Hz) 720 1,440 rpm (60 Hz) Generator protection class IP 54 Converter type Pulse width-modulated IGBTs Power control Principle Electrical blade angle adjustment pitch and speed control Tower Type Steel tube Hub height 80 m 1
3 Per ciò che concerne i parametri di funzionamento, la macchina si avviano per una velocità del vento pari a 3 m/s e vanno fuori servizio per una velocità di 24 m/s. A tale velocità, infatti, il sistema di controllo dell aerogeneratore posiziona le pale della macchina in bandiera (posizione ad incidenza aerodinamica nulla); inoltre, è previsto un sistema di frenata di emergenza montato sull albero veloce del moltiplicatore di giri. Tale sistema di emergenza, così come il meccanismo di regolazione del passo delle pale, è attivato da un sistema oleodinamico. Tutte le funzioni dell aerogeneratore sono gestite e monitorate da unità di controllo computerizzate, poste all interno della navicella e trasmesse al PLC ubicato al piede della torre, nella cabina elettrica. I segnali di ogni torre possono essere raccolti e trasmessi ad una stazione remota di telecontrollo tramite linee telefoniche o segnali via etere. 2
4 Perturbazione del campo aerodinamico Il vento è causato da differenze di pressione che si verificano al di sopra della superficie terrestre a causa delle diverse quantità di calore ricevute dal sole e da altre forze determinate dalla curvature e dalla rotazione delle terra che produce un vento costante parallelo alle isobare, noto come vento di gradiente. L altitudine a cui il vento è pari al vento gradiente è nota come altezza di gradiente, e si trova tra i 1000 e i 2000 m dal terreno. Al di sotto dell altezza di gradiente, il vento è rallentato da ostacoli superficiali ed attrito, con conseguente riduzione dell energia cinetica totale del flusso. Ostacoli e attrito generano anche turbolenza nel flusso cosicché si produce un trasferimento di energia cinetica dal flusso medio alle fluttuazioni turbolente. La turbolenza introduce, a sua volta, ulteriori sforzi di taglio nel flusso che portano ad uno scambio della quantità di moto tra masse d aria che si trovano a diverse altitudini. Il risultato di tutto ciò è una diminuzione della velocità del vento, dal valore del vento di gradiente fino ad un valore pari a zero in prossimità del terreno. Tale turbolenza, definita come ambientale, è molto elevata vicino al suolo, dove viene generata, e diminuisce fino ad annullarsi all altezza di gradiente. Una parte importante dello strato limite è quella vicino ad suolo, noto come strato superficiale che si estende fino ad un altitudine tra 50 e 150 m a seconda dell ondulazione del terreno. Nello strato superficiale, gli sforzi di taglio sono praticamente costanti. Le principali caratteristiche del flusso nello strato limite atmosferico sono le seguenti: 1. velocità media del vento aumenta con l altitudine 2. turbolenza esiste a tutte le altitudini 3. turbolenza si estende ad un ampia gamma di frequenze 4. turbolenza è forte per piccole distanze ad alle basse frequenze 3
5 La turbolenza ambientale è una caratteristica intrinseca del sito, dell orografia e dell uso del suolo precedenti alla costruzione del parco, il cui andamento è descritto da: 1 I amb = ln( h / z 0 ) con h = altezza di riferimento (m) e z 0 = rugosità (m) L inserimento delle turbine eoliche nell area oggetto di studio provoca una ulteriore turbolenza, definita turbolenza aggiuntiva. Quest ultima risulta essere provocata dalla scia degli aerogeneratori ed è espressa empiricamente come una funzione della turbolenza ambientale, del coefficiente di spinta, della distanza del piano del rotore e la lunghezza della scia vicina: I add ( x / x ) = 5.7Ct I amb n dove: C t è il coefficiente di spinta X n è la lunghezza calcolata delle scia vicina (Vermeulen P, 1981). Tale turbolenza è considerarsi in particolare per le sollecitazioni meccaniche che i rotori delle turbine eoliche subiscono dai moti turbolenti delle scie delle altre macchine. Tali moti, comunque, decrescono in funzione della distanza orizzontale dal rotore, come evidente dall analisi della suddetta equazione. Dato che il coefficiente di spinta C T dipende in modo inversamente proporzionale dalla velocità, la turbolenza aggiuntiva tende alla turbolenza ambientale per valori del rapporto U/U 0 = 1 (velocità (U), velocità imperturbata(u 0 ). 4
6 Sono stati eseguiti alcuni test in galleria del vento per confermare la validità dei modelli di predizione degli andamenti della turbolenza aggiuntiva, della velocità in scia e della producibilità (Eddy Visconity). Considerando degli aerogeneratori MM92 REPOWER - 2 MW aventi un altezza al mozzo di 80 m s.l.s. e un rotore del diametro di 92,5 m, si può affermare che ad una altezza superiore ai 170 s.l.s. la turbolenza aggiuntiva raggiunge valori prossimi a quelli della turbolenza ambientale. Sull orizzontale invece, nella direzione dell asse rotorico e all altezza della navicella delle turbine eoliche del parco, il flusso aerodinamico può considerarsi imperturbato per una distanza superiore ai 10 diametri e quindi oltre i 900 m dalle turbine più periferiche dell impianto. Fig. Antenna anemometrica con due sensori per la determinazione del flusso atmosferico nello strato limite all altezza del mozzo. 5
7 3.2 Clima e vegetazione Il clima, nonostante i cambiamenti denunciati negli ultimi anni, si può sintetizzare in caldo secco nel periodo estivo con lunghi periodi di siccità e in freddo umido nel periodo invernale con nevicate e gelate. La temperatura media si attesta intorno ai 15 C. Confrontando i dati di registrazione a 15 e a 30 m s.l.s. si è rilevata una modesta differenza, dovuta evidentemente ad una scarsa influenza, sull andamento del profilo del vento, dei seguenti fattori: 1. la vegetazione, relativamente scarsa, specie in prossimità della stazione anemometricha e dei terreni potenzialmente interessati all installazioni di aerogeneratori; 2. il profilo del terreno con andamento orografico non molto complesso anche se non regolare. In particolare nell area circostante la strumentazione anemometrica utilizzata nelle simulazioni, si rileva la presenza di un manto erboso medio basso con qualche macchia di bassi e radi arbusti, dalle caratteristiche simili per un ampio raggio. In definitiva il territorio può essere classificato come agricolo, aperto, a bassa rugosità. Di conseguenza è stato trascurato nella simulazione il fattore della rugosità. 6
8 2. Metodi di calcolo Allo scopo di stabilire le potenzialità eoliche del sito e la producibilità attesa dell area in oggetto, è stato usato un software previsionale, il WINDOROSE, un applicativo del noto software EXCEL che ha permesso di preparare l elaborazione dei dati anempometrici e poi di simulare la producibilità del sito. Tale software prevede le fasi di seguito descritte in modo molto schematico: Analisi dati anemometrici misurati + caratteristiche orografiche del sito; Applicazione caratteristiche orografiche del sito + andamento stimato per il vento all altezza di interesse sul territorio circostante; Simulazione andamento stimato per il vento + producibilità attesa del sito Condizioni del vento rilevate sul sito Dopo aver acquisito ed elaborato i dati degli anemometri, graficando i risultati in fig,1 si ottiene: la rosa dei venti che ci indica quale direzione del vento prevale sulle altre; il diagramma delle frequenze in funzione delle velocità (e relativa curva di Weibull approssimante i dati reali), che ci dà una prima concreta indicazione sulla producibilità ventosa del sito prescelto. Per quanto riguarda la densità dell aria del sito situato ad una quota media (h) sul livello del mare di 300 m, il valore ρ determinato attraverso la seguente formula : ρ ( h) = ρ 0 * e 0297* h 3048 risulta pari a kg/m3. Nella formula su riportata 3 ρ 0 = 1.225Kg / m rappresenta il valore della densità dell aria sul livello del mare (h=0) nelle condizioni standard di riferimento di pressione e temperatura. 7
9 Nella Figura 2 sono mostrate la rosa dei venti e la curva di Weibull ottenute dalla simulazione effettuata con i dati mostrati nelle pagine precedenti; si nota che: le direzioni principali del vento sono OSO e N rispettivamente con il 29.5% ed il 12,9% delle frequenze. I valori di velocità media relativi a questi due settori risultano di 8 m/s(0 ) e di 7.4 m/s(330 ). la velocità media del vento misurata è di 6,72 m/s: quella calcolata attraverso l interpolazione della curva di Weibull è di 6,78 m/s. La discrepanza tra i due valori è quindi dello 0,99%. Descrizione sito: Anemometro Casalnuovo Posizione: 4,610,155 1 N; 505,452 E Altitudine s.l.m :315 m Altezza anemometro: 30 m a.g.l. Unit Measured Weibull fit Discrepancy Mean wind speed m/s 6,72 6,78 0,99% Mean power density W/m 2 514,29 515,30 0,20% 0,18 0,16 0,14 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0 Data Distribution Weibull Distribution (2.21, 6.3) Wind speed (m/s) Fig.2 Distribuzione di Wiebull Fig.1 Rosa dei venti 8
10 Producibilità annua attesa La stime della predizione energetica sarà ora effettuata prendendo a riferimento la curva di potenza dell aerogeneratore MM92 REPOWER MW, considerando la relativa curva di potenza. Dallo studio effettuato considerando il posizionamento dei singoli generatori si ha: 9
11 In definitiva complessivamente: Sito N.turbine Velocità vento al mozzo (m/s) Ore funzionamento annue (h) Energia lorda producibile annua (MWh) Casalnuovo Monterotaro 39 6, Come si evince bene la somma dell energia producibile dal sito oggetto del presente studio, è di circa 187,98 GWh/anno che corrisponde ad un numero di ore equivalenti N h = /(2*39) =2410 ore 10
12 ANALISI DELLE INCERTEZZE A causa della natura aleatoria della risorsa eolica, la producibilità del parco (e delle singole turbine) può essere valutata solo con approssimazione. Considerando le varie variabili analizzate e vari strumenti utilizzati, nonché la remota datazione delle misure anemometriche e quindi lo stato dell arte della strumentazione dell epoca, si può tranquillamente assumere per le misure effettuate un incertezza del 5 % circa che però salirà a circa il 10% in quanto vi è una complessa orografia del terreno. A tal fine, per fornire lo scenario più conservativo della produzione di energia annuale (produzione netta finale), valore che sarà poi utilizzato per le valutazioni economiche. Possibili fattori di incertezza sulla velocità del vento sono la calibrazione degli anemometri, valutabile in circa il 3 % di incertezza; l effetto di overspeeding che, inevitabilmente, si crea in corrispondenza di ogni anemometro, valutabile in circa il 5 % di incertezza; la variabilità della velocità del vento su periodi di lungo termine valutabile in circa l 8%; Riduzione sul vento proiettata al livello di calcolo di energia 14%; Si arriva quindi ad una riduzione consigliata sul totale della generazione lorda di energia pari a circa il 20 %. Conclusioni L analisi anemologica nonché il successivo quanto presente studio di producibilità, hanno evidenziato tanto la idoneità quanto la bontà del sito prescelto atto ad ospitare il campo eolico in progetto. Si prevede infatti: Produzione lorda: 187,98 Produzione netta: 150,32 GWh/anno; GWh/anno 11
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