studio di produzione energetica e certificazione dati di vento Comuni di Firenzuola e Palazzuolo sul Senio (FI) Regione Toscana

Transcript

1 studio di produzione energetica e certificazione dei dati di vento Progetto Eolico Monte Faggiola (FI) Doc. n.: SR E DT Data 1 a emiss.: 15/01/2010 Progetto Committente Progetto Eolico Monte Faggiola EDVT S.r.l. Piazza Antinori, 2 Firenze Nr. Doc: SR E DT Tipo di documento: DT File: Settore: E Analisi anemometrica, Comuni di Firenzuola e Palazzuolo sul Senio (FI) Regione Toscana REV Data Descrizione delle revisioni Studio Rinnovabili S.r.l. Sede legale: Via G.L.Lagrange, Roma Tel Fax Partita IVA e Cod. Fisc R.E.A. presso C.C.I.A.A. Roma n Capitale Sociale info@studiorinnovabili.it COMMITTENTE PREPARATO CONTROLLATO AUTORIZZATO EDVT S.r.l. Piazza Antinori, 2 Firenze Studio Rinnovabili Ing. Matteo Giannì Studio Rinnovabili Ing. Luigi Imperato Studio Rinnovabili Ing. Luigi Imperato

2 2

3 SOMMARIO SOMMARIO INTRODUZIONE OBIETTIVI DELLO STUDIO DESCRIZIONE DEL PROGETTO UBICAZIONE E CARATTERISTICHE DEL SITO TECNOLOGIA E LAYOUT DI IMPIANTO METODOLOGIA DI ANALISI BANCA DATI ANEMOMETRICA FILTRAGGIO ED ELABORAZIONE DEI DATI ANEMOMETRICI Stazione anemometrica FPL Stazione anemometrica RUF Correlazione delle stazioni FPL 01 e RUF SELEZIONE DEI DATI ANEMOMETRICI PER LO STUDIO ANEMOLOGICO ANALISI FLUIDODINAMICA MODELLO DIGITALE DEL TERRENO SOLUZIONE DEL MODELLO DI CALCOLO AERODINAMICO Risorsa eolica disponibile Validazione del modello di calcolo STIMA DI PRODUZIONE ENERGETICA CONSIDERAZIONI SULLA STIMA DI PRODUZIONE ENERGETICA STIMA P75 P90 DELLA PRODUZIONE DEL PROGETTO EOLICO SENSIBILITÀ DI PRODUZIONE ENERGETICA ALLE VARIAZIONI DI VELOCITÀ VALUTAZIONE DELLE INCERTEZZE RISULTATI DI PRODUZIONE P75 E P CONCLUSIONI DELLO STUDIO ANEMOLOGICO A. Appendice A.1. Curva di potenza degli aerogeneratori Vestas V MW A.2. Curva di potenza degli aerogeneratori Vestas V MW A.3. Curva di potenza degli aerogeneratori Vestas V MW A.4. Curva di potenza degli aerogeneratori REpower MM MW A.5. Curva di potenza degli aerogeneratori Gamesa G MW

4 INDICE DELLE FIGURE Figura 1 Area di impianto su stralcio IGM 1: Figura 2 Rappresentazione 3D (vista da S) delle pendenze (in ) dell area del sito con indicazione degli aerogeneratori di progetto Figura 3 Rappresentazione di orografia e rugosità del sito Figura 4 Rappresentazione delle viste dalla stazione FPL 01 verso i 4 punti cardinali Figura 5 Rappresentazione della stazione FPL 01. Nel riquadro sono mostrati dal basso i sensori di misura e i relativi bracci di supporto Figura 6 Velocità media rilevata mensilmente (A) e profilo giornaliero (B) alle tre altezze di misura stazione FPL Figura 7 Interpolazione log/esponenziale del profilo verticale di velocità nella posizione dell anemometro Figura 8 Distribuzione in frequenza del vento a 50 m con relativo fitting di Weibull stazione FPL Figura 9 Rosa dei venti. A) distribuzione per settori della frequenza del vento a 50 m di altezza; B) distribuzione angolare della energia disponibile stazione FPL Figura 10 Rappresentazione delle viste dalla stazione RUF 01 verso i 4 punti cardinali Figura 11 Rappresentazione della stazione RUF Figura 12 Velocità media rilevata mensilmente (A) e profilo giornaliero (B) alle tre altezze di misura stazione RUF Figura 13 Rosa dei venti. A) distribuzione per settori della frequenza del vento a 40 m di altezza; B) distribuzione angolare della energia disponibile stazione RUF Figura 14 Intervalli di misura delle due stazioni anemometriche FPL 01 e RUF Figura 15 Statistiche e risultati dell analisi di correlazione tra i dati delle stazioni FPL 01 a 50 m e RUF 01 a 40 m Figura 16 Distribuzione statistica dei dati presso FPL 01 a 50 m di quota, utilizzata per il calcolo di produzione energetica Figura 17. Rosa dei venti presso la stazione FPL 01 a 50 m di quota, utilizzata per il calcolo di produzione energetica. 27 Figura 18 Modello digitale orografico della zona del progetto, con indicazione della zona di macroarea di calcolo (Nesting) e dell area di layout Figura 19 Modello di rugosità della zona di interesse al progetto eolico, con indicazione dell area di impianto e dei valori di Z 0 in m Figura 20 Mappa isovento della zona di progetto a 65 m dal suolo, con indicazione delle posizioni degli aerogeneratori di progetto (triangoli) Figura 21 Rappresentazione 3D della mappa di ventosità media (in m/s) a 65 m di quota, calcolata attraverso il modello fluidodinamico con indicazione della posizione degli aerogeneratori di progetto Figura 22 Confronto profili verticali sperimentali e numerici, nella posizione della stazione FPL 01, per il settore SSW (A) e NNE (B) Figura 23 Variazione verticale della ventosità media su un piano verticale, per venti dal settore SSW Figura 24 Layout di progetto, rappresentazione grafica

5 INDICE DELLE TABELLE Tabella 1 Posizioni degli aerogeneratori secondo il layout di progetto Tabella 2 Sintesi stazione anemometrica presente Tabella 3 Caratteristiche della stazione anemometrica FPL Tabella 4 Statistiche dei dati anemometrici della stazione FPL Tabella 5 Statistiche dei dati anemometrici della stazione RUF Tabella 6 Sintesi dei risultati di produzione energetica P50 con le diverse tipologie di aerogeneratori Tabella 7 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V90, 1.8 MW, hub 65 m Tabella 8 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V90, 1.8 MW, hub 80 m Tabella 9 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V90, 2.0 MW, hub 65 m Tabella 10 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V90, 2.0 MW, hub 80 m Tabella 11 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V100, 1.8 MW, hub a 65 m Tabella 12 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V100, 1.8 MW, hub a 80 m Tabella 13 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine REpower MM92, 2.05 MW, hub 80 m Tabella 14 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Gamesa G90, 2.0 MW, hub 67 m Tabella 15 Efficienza dei diversi aerogeneratori di progetto espressa in % rispetto alla turbina più produttiva (A 07) 40 Tabella 16 Sensibilità della produzione energetica alle variazioni di velocità media Tabella 17 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Vestas V MW, Hub 65 m Tabella 18 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Vestas V MW, Hub 80 m Tabella 19 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Vestas V MW, Hub 65 m Tabella 20 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Vestas V MW, Hub 80 m Tabella 21 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Vestas V MW, Hub 65 m Tabella 22 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Vestas V MW, Hub 80 m Tabella 23 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Repower MM MW, Hub 80 m Tabella 24 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Gamesa G MW, Hub 67 m Tabella 25 Sintesi dei risultati P50, P75 e P90 con le diverse tipologie di turbine Tabella 26 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 65 m Tabella 27 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 80 m Tabella 28 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 65 m Tabella 29 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 80 m Tabella 30 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 65 m Tabella 31 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 80 m Tabella 32 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine REpower MM MW, hub 80 m Tabella 33 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Gamesa G MW, hub 80 m

6 1. INTRODUZIONE EDVT S.r.l. con sede a Firenze, in Piazza Antinori 2, è una società de gruppo INFRASTRUTTURE S.p.A., con sede a Milano, in Via Brisa 3, holding attiva da oltre 40 anni nello sviluppo di progetti caratterizzati dall'utilizzo di tecnologie innovative in ambito energetico. Tra questi figurano progetti di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, in particolare eolica e fotovoltaica. EDVT S.r.l. è quindi la società di sviluppo di un progetto eolico, denominato Monte Faggiola, ubicato nella Regione Toscana, in provincia di Firenze, nei Comuni di Firenzuola e Palazzuolo sul Senio. STUDIO RINNOVABILI S.r.l. è una società di consulenza che fornisce servizi nel campo delle energie rinnovabili, e tra questi analisi di dati vento, studi anemologici, asseverazioni tecniche e progettazione di impianti eolici. Il documento rappresenta il report relativo all attività di analisi e di elaborazione dei dati anemometrici, stima di producibilità energetica e certificazione dei dati vento del progetto, svolta da Studio Rinnovabili per conto di EDVT S.r.l. Lo studio è principalmente basato sulle seguenti informazioni e dati forniti a Studio Rinnovabili dal committente: - dati di vento misurati sul sito - caratteristiche della stazione anemometrica utilizzata per acquisire i dati di vento - report di installazione/manutenzione della stazione anemometrica e certificati di calibrazione dei relativi sensori - ubicazione degli aerogeneratori secondo il layout definitivo di progetto - mappe vettoriali digitali del terreno - caratteristiche tecniche, dimensionali e tipologia degli aerogeneratori di progetto Nel mese di dicembre 2010 STUDIO RINNOVABILI ha effettuato un sopralluogo presso il sito per la verifica della stazione anemometrica installata, delle caratteristiche orografiche e di vegetazione dell area di interesse, e del posizionamento degli aerogeneratori di progetto. 2. OBIETTIVI DELLO STUDIO Obiettivo principale dello studio anemologico eseguito è l elaborazione dei dati di vento, forniti dal committente, ai fini di procedere allo studio di produzione energetica del progetto eolico, finalizzato in particolare ad effettuare: - la valutazione della risorsa eolica disponibile in sito - il calcolo della produzione energetica del progetto, al netto degli effetti topografici, delle interferenze aerodinamiche tra gli aerogeneratori e delle perdite tecniche generali - la valutazione delle incertezze di misura del vento e di calcolo energetico, ai fini della determinazione della produzione con una probabilità di eccedenza del 75% e del 90%, denominate rispettivamente P75 e P90. 6

7 3. DESCRIZIONE DEL PROGETTO 3.1 UBICAZIONE E CARATTERISTICHE DEL SITO L area interessata dall installazione delle turbine e dalle opere accessorie ricade nei comuni di Firenzuola e Palazzuolo, in provincia di Firenze, in particolare la turbina denominata A13 è ubicata nel Comune di Palazzuolo. La zona di progetto è ubicata circa 9.5 km a NE del centro abitato di Firenzuola, a 1.5 km a W del Monte Faggiola, e si estende in direzione ESE dalla località di Poggio Stignano, fino alla località di Piane della Ritornata, lungo un allineamento di circa 2.5 km. L area di impianto è rappresentata nella figura seguente, su stralcio cartografico IGM in scala 1: Figura 1 Area di impianto su stralcio IGM 1: L area prevista per il parco eolico presenta una quota media di circa 800 m s.l.m. ed è prevalentemente di crinale con alternanza di zone prive di vegetazione di rilievo, con isolati alberi e cespugli, zone con vegetazione di macchia e foreste con alberi di 6 8 m di altezza. Di tali varietà, che influenzano i profili aerodinamici e la turbolenza del vento, si dovrà tenere conto mediante un opportuna mappa di rugosità dell area di interesse. L orografia della zona di impianto è caratterizzata da un crinale che si sviluppa in direzione NW SE, salendo progressivamente di quota da Poggio di Stignano (648 m slm) a Piane della Ritornata (977). I crinali di impianto sono caratterizzati da pendenze elevate, fino anche a 50, in particolare sul versante NE, che rendono complessa l orografia. 7

8 Analisi anemometrica, Si riporta in figura 2 una mappa con indicazione delle pendenze dell area di impianto e delle posizioni di progetto, che sono per lo più ubicate nelle zone meno ripide, sulla sommità del crinale. Figura 2 Rappresentazione 3D (vista da S) delle pendenze (in ) dell area del sito con indicazione degli aerogeneratori di progetto. In figura 3 si riporta una rappresentazione fotografica delle caratteristiche orografiche e di vegetazione del sito. 8

9 Figura 3 Rappresentazione di orografia e rugosità del sito. Al fine di effettuare un analisi puntuale della risorsa eolica e della producibilità energetica è necessaria la definizione di un modello digitale del terreno accurato, in grado di descrivere la complessità orografica del sito ed i relativi effetti aerodinamici, come si vedrà di seguito nel presente documento. 3.2 TECNOLOGIA E LAYOUT DI IMPIANTO Le caratteristiche tecniche principali del progetto eolico in esame sono: - Tipologia turbine: Vestas V90, Vestas V100, REpower MM92, Gamesa G90. - Numero Aerogeneratori: 9 - Potenza nominale aerogeneratore: MW - Potenza nominale parco: MW - Altezza torri: m Il layout di impianto è stato fornito dal committente e presenta la collocazione degli aerogeneratori secondo le posizioni indicate in tabella 1, espresse in coordinate metriche secondo metrico nazionale Gauss Boaga, Zona 1 (ovest), datum Rome

10 Tabella 1 Posizioni degli aerogeneratori secondo il layout di progetto. WTG Coordinate (GB) Quota Nr. E N (m) A A A A A A A A A METODOLOGIA DI ANALISI Per il completamento degli obiettivi dello studio sono state svolte le seguenti attività: - sopralluogo in sito per i necessari ed opportuni rilievi sulla torre anemometrica installata, sul posizionamento degli aerogeneratori di progetto e sulle caratteristiche orografiche e di vegetazione del territorio. - verifica dei dati anemometrici disponibili e filtraggio degli stessi al fine di individuare possibili anomalie, malfunzionamenti ed eventi di congelamento dei sensori. - definizione di un modello digitale del territorio in grado di descrivere accuratamente l orografia dello stesso. - Elaborazione di una mappa di rugosità dell area, sulla base del sopralluogo effettuato e di foto aeree dell area di progetto - Implementazione del modello digitale del terreno e della mappa di rugosità nel software di calcolo - Elaborazione del problema fluidodinamico, analisi della risorsa eolica. - Validazione del modello di calcolo, sulla base dei dati sperimentali rilevati dall anemometro - Valutazione della risorsa eolica disponibile - Valutazione degli effetti di scia e di interferenze aerodinamiche indotte dai vari aerogeneratori previsti. - Valutazione delle perdite elettriche generali - Studio di produzione energetica con gli aerogeneratori di progetto - Valutazione delle incertezze di misura e di calcolo energetico. - Determinazione della produzione P75 e P90. Lo studio è stato condotto per mezzo delle tecniche di analisi e di calcolo più innovative attualmente presenti nel mercato nel settore dell energia eolica. In particolare sono stati utilizzati i seguenti prodotti software: - Windographer della Mistaya Engineering Inc. per la elaborazione preliminare dei dati di vento misurati e filtraggio degli stessi. - WindFarm della ReSoft Ltd. per l analisi di correlazione dei dati anemometrici. - Global Mapper per la elaborazione del modello orografico del territorio. - WAsP del Riso Laboratory (Danimarca) per: 10

11 o Implementazione del modello digitale del terreno con le curve di livello dell area del sito e i dati di elevazione della regione circostante. o Realizzazione della mappa di rugosità - WindSim per l analisi ed elaborazione del problema fluidodinamico, la valutazione della risorsa eolica, il calcolo della turbolenza e dell angolo di flusso verticale. - Excel della Microsoft per l elaborazione finale dei risultati. 5. BANCA DATI ANEMOMETRICA Data la limitata estensione del progetto, EDVT S.r.l. ha provveduto all installazione di una stazione anemometrica in sito, in posizione per lo più intermedia tra le posizioni previste per le turbine A 07 e A 08, le cui misure costituiscono la banca dati anemometrica disponibile per lo studio anemologico. Tale stazione ha codice ed è di seguito denominata stazione FPL 01. La stazione è stata installata nel luglio 2008, e per il presente studio sono disponibili le misure effettuate fino all ottobre 2010, sia pure con intervalli di malfunzionamento dei sensori, di cui si dirà in seguito. La stazione è attualmente in esercizio. A tali misure rilevate in sito si aggiungono le misure di un altra stazione anemometriche di lungo periodo, denominata RUF 01, attiva dall ottobre Tale stazione è ubicata a circa 39 km di distanza dal sito. In ragione della complessità orografica del territorio, la distanza tra le stazioni è ritenuta eccessiva per un analisi di correlazione mirata ad estendere la statistica temporale delle misure in sito. Pertanto nel presente studio si è effettuata un analisi di correlazione ai soli fini di valutare l incertezza relativa al periodo di misura disponibile in sito, come si dirà in seguito. Nella seguente tabella sono indicate le principali caratteristiche delle suddette stazioni, congiuntamente con il periodo di misura attualmente disponibile per lo studio anemologico, fermo restando che entrambe le stazioni sono correntemente in funzione. Tabella 2 Sintesi stazione anemometrica presente. Codice Coordinate Gauss Boaga Distanza dal sito Periodo misura Tipologia Altezza sensori [m] Stazione Est Nord m disponibile stazione Velocità Direzione FPL in sito 04/07/ /10/2010 Traliccio 50 m RUF km 19/10/ /10/2010 Tubolare 50 m Per quanto riguarda la stazione in sito FPL 01, l analisi del report di installazione, congiuntamente con l ispezione visiva effettuata durante il sopralluogo in sito ha consentito la valutazione dell idoneità della scelta del tipo di stazione anemometrica, qualità e montaggio dei sensori in relazione alla configurazione del sito stesso. 5.1 FILTRAGGIO ED ELABORAZIONE DEI DATI ANEMOMETRICI I dati sono stati resi disponibili sotto forma di serie temporali nel formato originale come generato dalla centralina di acquisizione (Nomad 1 Nomad2 della SecondWind), vale a dire file giornalieri di estensione.ndf in formato binario, e sono corredati di report di installazione e di certificati di calibrazione di tutti i sensori. Dall esame dei dati elaborati in serie temporale è stata verificata la validità delle misure per ognuno dei parametri misurati. In particolare, è stata implementata una procedura di filtraggio volta all individuazione 11

12 di possibili anomalie e malfunzionamenti dei sensori, nonché eventi di congelamento sia nei sensori di velocità che di direzione. Laddove si siano riscontrati malfunzionamenti e anomalie di breve durata (inferiori a 4 ore), si è proceduto all integrazione dei dati mancanti mediante un processo di sintesi basato su una matrice di transizione di Markov, ottenuta considerando i valori precedenti e successivi agli eventi in questione, i valori di eventuali altri sensori ad altre quote di misura, il pattern diurno di ventosità e la variabilità riscontrata tra campioni successivi. Malfunzionamenti e interruzioni di durata superiore hanno invece condotto all eliminazione dei record di misura stessi. Si è inoltre verificata l eventuale presenza di effetti di schermatura di specifici settori angolari da parte della torre anemometrica attraverso la valutazione del rapporto tra velocità misurate a diverse altezze in ogni settore. Si osservi infine che si è proceduto all individuazione di situazioni di calma, nelle quali il valore di velocità misurato è pari all offset dei sensori anemometrici, e i dati di direzione in tali situazioni non sono stati considerati per la determinazione della rosa dei venti. I dati validi sono quindi stati elaborati al fine di individuarne le statistiche giornaliere, mensili e stagionali, la distribuzione in frequenza e i relativi fitting di Weibull. E stato calcolato un profilo verticale sulla base dei dati alle diverse quote di altezza, utilizzando le espressioni di rappresentazione logaritmica ed esponenziale, ed i corrispondenti valori di rugosità sono stati confrontati con le caratteristiche orografiche e di vegetazione rilevate sul sito. Si riporta di seguito la descrizione dei risultati di tali elaborazioni per le stazioni anemometriche considerate nell analisi Stazione anemometrica FPL 01 La stazione denominata FPL 01 è installata sul crinale tra le località Manderguglio e Piane della Ritornata, ad una quota di 908 m slm. Il crinale di installazione si sviluppa sull asse NNE SSE. Ciò fa sì che sia verosimile aspettarsi un effetto di accelerazione del flusso sul crinale, per venti ortogonali ad esso, ovvero lungo l asse WSW ENE. Si osservi che la stazione anemometrica non è posizionata proprio sulla sommità del crinale, ma sul versante discendente in direzione SW con circa 5 10 m di dislivello rispetto alla cresta. Ciò può indurre una significativa inclinazione del flusso aerodinamico rispetto al piano orizzontale, della quale è necessario tenere conto mediante un adeguato modello aerodinamico. La vegetazione è caratterizzata da isolati cespugli e non sono presenti ostacoli che possano inficiare la bontà delle rilevazioni anemometriche. Tali caratteristiche sono anche visibili in figura 4, che rappresenta le viste dalla stazione FPL 01 verso i 4 punti cardinali. 12

13 Analisi anemometrica, Figura 4 Rappresentazione delle viste dalla stazione FPL 01 verso i 4 punti cardinali. Si riporta in figura 5 una rappresentazione fotografica della stazione, in cui si può osservare il posizionamento sul versante del crinale discendente verso SW, mentre nel riquadro è mostrata dal basso la struttura a traliccio con i sensori di misura ed i relativi bracci di supporto. 13

14 Figura 5 Rappresentazione della stazione FPL 01. Nel riquadro sono mostrati dal basso i sensori di misura e i relativi bracci di supporto. Nella tabella seguente sono indicate le caratteristiche tecniche della stazione anemometrica stessa, indicando in particolare i periodi di funzionamento dei vari sensori di misura installati nel corso della campagna anemometrica. 14

15 Tabella 3 Caratteristiche della stazione anemometrica FPL 01 Descrizione Codice stazione: FPL-01 Posizione anemometro: longitudine (GB, zona 1) E latitudine (GB, zona 1) N quota 908 Caratteristiche tecniche palo tralicciato - sezione 450 mm altezza 50 m lunghezza bracci supporto 150 cm serie di tiranti in acciaio 3x8 Sensori e centralina 1 anemometro calibrato Thies (dal 04/07/2008 al 23/09/2009) 50 m Azimut anemometro calibrato Thies risc. (dal 23/09/2009 al 23/03/2010) 50 m Azimut anemometro calibrato Vector risc. (dal 23/03/2010 ) 50 m Azimut anemometro calibrato Thies (dal 04/07/2008 al 23/09/2009) 48 m Azimut 60 1 anemometro calibrato Thies risc. (dal 23/09/2009 al 23/03/2010) 48 m Azimut 60 1 anemometro calibrato Vector risc. (dal 23/03/2010 ) 48 m Azimut 60 1 anemometro calibrato Thies (dal 04/07/2008 al 23/09/2009) 30 m Azimut anemometro calibrato Thies risc. (dal 23/09/2009 al 23/03/2010) 30 m Azimut anemometro calibrato Vector risc. (dal 23/03/2010 ) 30 m Azimut anemometro calibrato Thies (dal 04/07/2008 al 23/09/2009) 30 m Azimut anemometro calibrato Thies risc. (dal 23/09/2009 al 23/03/2010) 30 m Azimut anemometro calibrato Vector risc. (dal 23/03/2010 al 05/08/2010 ) 30 m Azimut anemometro calibrato Vector risc. (dal 05/08/2010 ) 30 m Azimut banderuola NRG (dal 04/07/2008 al 23/09/2009) 48 m Azimut 0 1 banderuola NRG (dal 23/09/2009) 48 m Azimut 0 1 banderuola NRG (dal 04/07/2008 al 26/03/2009) 28 m Azimut 0 1 banderuola NRG (dal 26/03/2009 al 23/09/2009) 28 m Azimut 0 1 banderuola NRG (dal 23/09/2009) 28 m Azimut 0 1 data logger Secondwind - Nomad2 (dal 04/07/2008 al 15/10/2008) 1 data logger Secondwind - Nomad2 (dal 15/10/2008 al 05/08/2010) 1 data logger Secondwind - Nomad2 (dal 05/08/2010 ) Certificati di calibrazione Si Report di installazione Si Euroservice La torre è di tipo a traliccio con altezza di 50 m, sostenuta da 3 serie di 8 tiranti in acciaio, ancorati a vertici disposti ad una distanza dalla base del palo fino a 36 m. I supporti dei sensori di misura sono dei bracci, in ferro zincato, della lunghezza di 1.5 m, non del tutto sufficiente ad evitare interferenze aerodinamiche con il traliccio. I dati sono acquisiti ogni 2 secondi e mediati in intervalli di 10 minuti per la registrazione. I dati registrati dalla centralina per ogni canale di misura di velocità e direzione nell intervallo di elaborazione (10 min), sono i seguenti: - Valore medio - Valore massimo - Valore minino - Deviazione standard 15

16 Sulla base dell analisi dei dati, dell esame della configurazione della stazione e del sopralluogo effettuato, si può affermare che la scelta del tipo di stazione anemometrica, della strumentazione ed il montaggio della torre sono idonei e corretti in relazione alla morfologia del sito stesso, e conformi a quanto richiesto dalle norme internazionali IEC Il periodo di misura disponibile è di circa 28 mesi, a partire dal 05/07/2008 fino al 31/10/2010, e le misure sono tuttora in corso. Si riportano in tabella 4 le statistiche dei dati della stazione. Tabella 4 Statistiche dei dati anemometrici della stazione FPL 01. Statistiche dati Periodo da a 05 Jul Oct 10 mesi 28 Speed 50 m Speed 48 m Speed 30 m Speed 30 m Measurement height (m) Mean wind speed (m/s) MMM wind speed (m/s) Median wind speed (m/s) Min wind speed (m/s) Max wind speed (m/s) Weibull k Weibull c (m/s) Mean power density (W/m²) MMM power density (W/m²) Mean energy content (kwh/m²/yr) 2,437 1,973 2,027 2,082 MMM energy content (kwh/m²/yr) 2,547 2,101 2,119 2,177 Energy pattern factor Frequency of calms (%) Possible records 122, , , ,255 Valid records 97,715 92,500 97,531 97,360 Missing records 24,540 29,755 24,724 24,895 Data recovery rate (%) hr autocorrelation coefficient Diurnal pattern strength Hour of peak wind speed Si osservi che nell intero periodo di misura la velocità media a 50 m di quota è pari 5.66 m/s. La disponibilità complessiva dei dati a 50 m è del 79.93%, e leggermente inferiore alle altre quote di misura. Ciò è dovuto all elaborazione e filtraggio dei dati, che ha condotto all individuazione di numerosi malfunzionamenti e dati mancanti. Tra gli eventi più significativi, si segnalano: - Interventi di congelamento di tutti i sensori, in particolare prima dell installazione dei sensori riscaldati. I corrispondenti record di misura sono stati eliminati. - Lungo intervallo di dati mancanti presso tutti i sensori di velocità dal 10/11/2009 al 10/12/ Intervalli di dati mancanti di tutti i sensori il 13 14/01/2010, 15 18/01/2010, 22 24/01/2010, 25 28/01/2010, 06 07/02/2010, 10 13/02/2010, 17/02/2010, 04 06/03/

17 - Malfunzionamento del sensore di direzione a 28 m dal 13/12/2008 al 26/03/ Intervalli di dati mancanti di tutti i sensori dal 30/07/2010 al 05/08/ Malfunzionamento di entrambi i sensori di direzione dal 05/08/2010 al 01/11/ In tutto il periodo di misura il confronto tra i dati del sensore di velocità a 50 m e quello a 48 m indicano come quest ultimo risulti subire interferenza aerodinamica dal traliccio per venti dal III quadrante, dominanti in sito. Ciò è dovuto ad un orientamento non opportuno del supporto del sensore a 48 m, che si suggerisce di modificare. In figura 6 sono riportate le medie statistiche stagionali e giornaliere della velocità alle tre altezze di misura. Figura 6 Velocità media rilevata mensilmente (A) e profilo giornaliero (B) alle tre altezze di misura stazione FPL 01. Si noti come il profilo stagionale (figura 6 A) indichi una ventosità più elevata nei mesi invernali rispetto a quelli estivi, secondo un andamento tipico di molti siti italiani. Quanto al profilo giornaliero (figura 6 B), questo indica una ventosità leggermente più accentuata nelle ore serali e notturne rispetto alla fase diurna, con un massimo intorno alle ore 23. In virtù della presenza di sensori di velocità a tre diverse altezze, si riporta in figura 7 il profilo verticale (wind shear), nella posizione dell anemometro. Si noti che nella definizione del profilo verticale si sono filtrati dati di velocità inferiori a 4 m/s, che non sono di interesse al progetto eolico (turbine non attive). 17

18 Figura 7 Interpolazione log/esponenziale del profilo verticale di velocità nella posizione dell anemometro Si osservi innanzitutto come il valore misurato a 48 m sia stato escluso dall analisi, in quanto sensibilmente inferiore a quello a 50 m, per via del fenomeno di interferenza del traliccio sulla misura a 48 m, dovuta, come già evidenziato, al posizionamento non opportuno del supporto del sensore a 48 m. Ciò comporterebbe un artefatto nella determinazione del profilo verticale del vento. Si noti che, come ipotizzato, il posizionamento della stazione sul crinale determina un effetto dell orografia sul profilo verticale, che mostra un accelerazione del flusso sin dai primi metri di altezza dal terreno, cosicché il gradiente della velocità con la quota è molto contenuto. Il valore di z 0 equivalente riportato in figura 7 è piuttosto basso (z 0 circa pari a 0.02 m), verosimilmente legato ad effetti orografici o termici. Questo comporta la necessita di un modello in grado di riprodurre tali effetti aerodinamici o termici, e avvalora l utilizzo di un solutore non lineare come WindSim per il calcolo del campo aerodinamico. Uno studio più approfondito del profilo verticale ha evidenziato che quest ultimo mostri una moderata variabilità giornaliera, ad indicazione che gli effetti orografici siano preponderanti rispetto a quelli termici. La distribuzione in frequenza delle misure di velocità rilevate sul sito a 50 m di altezza rispetto al terreno è riportata in figura 8. 18

19 Figura 8 Distribuzione in frequenza del vento a 50 m con relativo fitting di Weibull stazione FPL 01. La distribuzione in frequenza di figura 8 mostra un andamento per lo più regolare, con un massimo di frequenza intorno a 5 m/s. E inoltre rappresentato il fitting dei dati sperimentali con distribuzione di Weibull, e i relativi parametri di scala e di forma, indicativi della velocità media e della variabilità relativa. In figura 8 è quindi riportata la rosa dei venti derivante dall elaborazione dei dati di velocità a 50 m di quota e di direzione a 48 m. 19

20 Figura 9 Rosa dei venti. A) distribuzione per settori della frequenza del vento a 50 m di altezza; B) distribuzione angolare della energia disponibile stazione FPL 01. Si noti in figura 9 A e B che in termini di frequenza, ma soprattutto in termini di energia, risulta predominante il settore SSW Stazione anemometrica RUF 01 La stazione di lungo periodo RUF 01 è ubicata a circa 39 km di distanza a S del sito del sito, ad una quota di circa 890 m slm. La stazione è stata installata nell ottobre 2004, e sono attualmente disponibili dati anemometrici fino all ottobre In ragione della complessità orografica del territorio, la distanza tra le stazioni FPL 01 e RUF 01 è ritenuta eccessiva per un analisi di correlazione mirata ad estendere la statistica temporale delle misure in sito. Pertanto nel presente studio si è effettuata un analisi di correlazione ai soli fini di valutare l incertezza relativa al periodo di misura disponibile in sito, come si dirà in seguito al paragrafo Di seguito si riportano sinteticamente le principali caratteristiche della stazione RUF 01, utili ai fini della correlazione dei dati. La stazione RUF 01 è posizionata su un terreno con caratteristiche orografiche di media complessità, in una zona che presenta vegetazione di foresta con alberi alti circa 10 m. Si riportano nella figura 10 le viste dalla stazione verso i 4 punti cardinali, mentre in figura 11 è raffigurata una rappresentazione fotografica della stazione. 20

21 Analisi anemometrica, Figura 10 Rappresentazione delle viste dalla stazione RUF 01 verso i 4 punti cardinali. 21

22 Figura 11 Rappresentazione della stazione RUF 01. La stazione RUF 01 è costituita da un palo tubolare di altezza di 50 m, sul quale sono installati sensori di velocità di tipo NRG #40C a quota 50 m, 40 m e 30 m, e due banderuole di tipo NRG #200P a quota 50 m e 40 m. Nonostante la complessità di orografia e vegetazione della zona di installazione, si può ritenere che l esposizione ai venti sia soddisfacente da tutti i settori e che le misure, in particolare a quota 50 m e 40 m, siano sufficientemente distanti dagli alberi circostanti per garantire la validità dei dati. Pertanto, sulla base dell analisi dei dati e dell esame della configurazione della stazione, si può affermare che la scelta del tipo di stazione anemometrica, della strumentazione ed il montaggio della torre sono idonei e corretti in relazione alla morfologia del sito stesso, e conformi a quanto richiesto dalle norme internazionali IEC Il periodo di misura disponibile è di circa 6 anni, a partire dal 19/10/2004 fino al 31/10/2010, e le misure sono tuttora in corso. Si riportano in tabella 4 le statistiche dei dati della stazione. 22

23 Tabella 5 Statistiche dei dati anemometrici della stazione RUF 01. Statistiche dati Periodo da a 19 Oct Oct 10 anni 6 Speed 50 m Speed 40 m Speed 30 m Measurement height (m) Mean wind speed (m/s) MMM wind speed (m/s) Median wind speed (m/s) Min wind speed (m/s) Max wind speed (m/s) Weibull k Weibull c (m/s) Mean power density (W/m²) MMM power density (W/m²) Mean energy content (kwh/m²/yr) 2,027 1,845 1,671 MMM energy content (kwh/m²/yr) 2,020 1,853 1,678 Energy pattern factor Frequency of calms (%) Possible records 317, , ,303 Valid records 153, , ,450 Missing records 164, , ,853 Data recovery rate (%) hr autocorrelation coefficient Diurnal pattern strength Hour of peak wind speed Si osservi che nell intero periodo di misura la velocità media a 50 m di quota è pari 5.42 m/s, 5.17 m/s a 40 m 5.05 m/s a 30 m. La disponibilità complessiva dei dati a 50 m è circa del 48%, e circa del 63% alle altre quote di misura. Tale scarsa disponibilità dei dati è dovuta ai numerosi malfunzionamenti e dati mancanti individuati nell elaborazione e filtraggio dei dati. Tra questi, si segnalano: - Esistenza di due tranche di dati, per via di un lungo intervallo di interruzione delle misure dal 16/03/2006 al 24/05/2008, data nella quale la stazione viene ripristinata, sostituendo tutta la strumentazione di misura. - Lungo intervallo di malfunzionamento dei dati di velocità a 50 m dal 21/04/2005 al 16/03/ Numerosi interventi di congelamento di tutti i sensori. I corrispondenti record di misura sono stati eliminati. - Intervalli di malfunzionamento della banderuola a 50 m dal 30/11/2008 al 21/05/2009 e dal 26/02/2010 al 12/05/ Comportamento anomalo dei del sensore di velocità a 30 m in tutto il primo periodo di misura dall ottobre 2004 al marzo Lungo intervallo di dati mancanti presso tutti i sensori di velocità dal 10/11/2009 al 10/12/

24 In figura 12 sono riportate le medie statistiche stagionali e giornaliere della velocità alle tre altezze di misura. Figura 12 Velocità media rilevata mensilmente (A) e profilo giornaliero (B) alle tre altezze di misura stazione RUF 01. Si noti come tanto il profilo stagionale dei dati (figura 12 A) che il profilo giornaliero della ventosità (figura 12 B), mostrino degli elementi di coerenza, ciò che è indicativo di una possibile correlabilità dei dati delle due stazioni, nonostante l elevata distanza. In figura 13 è quindi riportata la rosa dei venti derivante dall elaborazione dei dati di velocità a 40 m di quota e di direzione a 40 m, data la maggiore disponibilità dei dati a tale quota di misura. 24

25 Figura 13 Rosa dei venti. A) distribuzione per settori della frequenza del vento a 40 m di altezza; B) distribuzione angolare della energia disponibile stazione RUF 01. Si osservi come, mentre presso la stazione FPL 01 la rosa sia principalmente incentrata sul settore SSW, presso RUF 01 si hanno contributi importanti anche da altri settori, in particolare WSW e W, ma anche E e ESE. Di tali differenze si dovrà tenere conto in fase di valutazione di correlazione dei dati Correlazione delle stazioni FPL 01 e RUF 01 Come anticipato l elevata distanza tra le stazioni FPL 01 e RUF 01 (circa 39 km) e la complessità orografica dell Appennino toscano rendono a parere della scrivente sconsigliabile un analisi di correlazione ai fini dell estensione temporale dei dati della stazione in sito FPL 01. Tuttavia, data l esistenza di alcuni elementi di correlabilità osservati nell elaborazione dei dati delle due stazioni, si è ritenuto comunque opportuno effettuare un analisi di correlazione tra i due data set disponibili. In caso di esito positivo, si potranno trarre utili indicazioni per la valutazione dell incertezza relativa al periodo di misura disponibile in sito. In figura 14 si riportano gli intervalli di disponibilità dei dati presso le stazioni FPL 01 e RUF 01, considerando i dati a 50 m per FPL 01 e quelli a 40 m per RUF 01. Figura 14 Intervalli di misura delle due stazioni anemometriche FPL 01 e RUF 01. Si osservi in figura 14 come l intervallo ci concorrenza dei dati sia per lo più coincidente con l intero periodo di misura presso FPL 01, che si estende dal luglio 2008 all ottobre 2010, seppure con svariati intervalli di dati mancanti. Quanto al periodo storico presso la stazione di riferimento RUF 01, si sono considerati tre anni completi di dati con ottima validità, dal 01/11/2004 al 31/10/2005 e dal 01/11/2008 al 31/10/2010. L analisi di correlazione tra i dati delle stazioni di FPL 01 e RUF 01 è stata eseguita mediante il software WindFarm implementando un metodo di regressione lineare ai minimi quadrati per ciascun settore di 25

26 vento. Si è anche considerato un algoritmo di correzione di possibili shift direzionali tra le misure delle due stazioni. Si riportano in figura 15 le statistiche dell analisi di correlazione, ed i risultati della previsione di lungo periodo. Figura 15 Statistiche e risultati dell analisi di correlazione tra i dati delle stazioni FPL 01 a 50 m e RUF 01 a 40 m. Si osservi in figura 15 come, nonostante l elevata distanza, la correlazione dei dati sia accettabile, in particolare nei settori dominanti, vale a dire quelli in cui è maggiore il numero di punti dell analisi (WSW e W). Ciò testimoniato dal corrispondente valore del coefficiente di regressione, superiore a 0.75 nei suddetti casi. Sulla base dei parametri di correlazione, si è dunque calcolata la previsione di lungo periodo (3 anni) in sito, mostrata nella parte bassa di figura 15. Si evidenzia una sostanziale invariabilità della ventosità di lungo periodo in sito rispetto a quella nel periodo di misura, che pertanto può ritenersi rappresentativo di 3 anni di dati. 5.2 SELEZIONE DEI DATI ANEMOMETRICI PER LO STUDIO ANEMOLOGICO L analisi dei dati anemometrici presso FPL 01 ha evidenziato che, del periodo complessivo disponibile di 28 mesi, la disponibilità dei dati a 50 m risulta circa pari all 80%, per via dei numerosi malfunzionamenti e intervalli di dati mancanti. Nella valutazione della risorsa eolica il periodo di riferimento base è quello di una annualità, che permette di osservare la variabilità stagionale della ventosità. Pertanto, la presenza di numerosi intervalli di dati mancanti nei dati di FPL 01 può comportare possibili artefatti di stagionalità dei dati, dal momento che i vari mesi dell anno non sono equamente rappresentati nell intero data set disponibile. Si è dunque implementato un algoritmo per evitare artefatti legati alla stagionalità dei dati. In particolare, i dati sono stati suddivisi in tabelle in frequenza su base mensile, e a partire da queste si è sintetizzata un unica distribuzione statistica annuale. Quest ultima risulta dunque considerare tutti i dati disponibili, pesati opportunamente di modo da evitare effetti di stagionalità dei dati. Si riporta nella figura seguente la statistica risultante presso la stazione FPL 01 a 50 m di altezza, utilizzata per il calcolo di produzione energetica, e di seguito la rosa dei venti corrispondente. 26

27 Figura 16 Distribuzione statistica dei dati presso FPL 01 a 50 m di quota, utilizzata per il calcolo di produzione energetica. Figura 17. Rosa dei venti presso la stazione FPL 01 a 50 m di quota, utilizzata per il calcolo di produzione energetica. Si evidenzia che le statistiche risultanti utilizzate per lo studio di produzione energetica presentano un valor medio della velocità del vento pari a 5.69 m/s a 50 m di quota. 27

28 6. ANALISI FLUIDODINAMICA In relazione alla complessità orografica e alla vegetazione del territorio, al fine di ottenere un elevata accuratezza nel calcolo della risorsa eolica si è utilizzato il software WindSim per l analisi fluidodinamica dell area di interesse. Tale software è infatti basato sulla risoluzione iterativa delle equazioni che rappresentano il problema fluidodinamico. Questo approccio presenta il duplice vantaggio di un accurata soluzione del flusso anche in presenza di elevate pendenze e della rappresentazione di fenomeni non lineari come separazioni di flusso e vortici. L analisi fluidodinamica ha quindi previsto due passi successivi: - Implementazione di un modello digitale del terreno - Soluzione del modello di calcolo fluidodinamico Tali fasi sono descritte di seguito con maggiore dettaglio. 6.1 MODELLO DIGITALE DEL TERRENO Il sito relativo al progetto eolico in esame ha un estensione territoriale pari a circa 1.6 km lungo l asse N S e 1.7 km lungo l asse W E. In relazione all estensione e alle caratteristiche orografiche del territorio, si è implementato un modello digitale del terreno esteso di circa 20 km da ovest verso est e 20 km da sud verso nord, avendo cura in particolare di includere nel modello i principali rilievi orografici circostanti il sito. In questo modo si intende rappresentare al meglio nel modello le caratteristiche orografiche della zona circostante il sito, per risolvere in modo accurato il problema fluidodinamico mediante il software di computazione. Il modello digitale del terreno è stato realizzato utilizzando le curve di livello rese disponibili dal committente, aventi risoluzione spaziale di 10 m in altezza (per un area di 20 x 16 km) integrate con una griglia spaziale con risoluzione orizzontale 45 m (fonte SRTM). In figura 18 è mostrato il modello orografico realizzato, in termini di quota sul livello del mare, della zona intorno all area del progetto. In figura sono anche indicate l area di layout e la macroarea di calcolo, denominata di Nesting, di cui si dirà di seguito. 28

29 Figura 18 Modello digitale orografico della zona del progetto, con indicazione della zona di macroarea di calcolo (Nesting) e dell area di layout. Per quanto riguarda la rugosità del terreno, a valle del sopralluogo effettuato sul sito, e dall esame delle ortofoto della regione di interesse, si sono definiti i valori di rugosità superficiale (z 0 ) in metri, sulla base delle tabelle disponibili in letteratura, come rappresentato in figura 19. Si noti particolare come in sito si abbia una prevalenza di zone boschive (con z 0 = 0.9 m) e di macchia (con z 0 = 0.6 m), zone con isolati cespugli (con z 0 = 0.1 m) e solo parzialmente zone agricole a coltura seminativa con bassa rugosità (con z 0 = 0.03 m). In figura 19 è rappresentata la mappa di rugosità ottenuta intorno all area dell impianto. 29

30 Figura 19 Modello di rugosità della zona di interesse al progetto eolico, con indicazione dell area di impianto e dei valori di Z 0 in m. 6.2 SOLUZIONE DEL MODELLO DI CALCOLO AERODINAMICO Il modello digitale così realizzato è stato importato nel software di computazione fluidodinamica WindSim, in cui il calcolo della risorsa eolica è stato effettuato mediante due passi successivi: in primo luogo si è considerato un modello di base con il quale si è calcolata la risorsa eolica su tutta l area ma con minore risoluzione. Tale modello di base ha le seguenti caratteristiche: - Dimensioni di 20 x 20 km - 1.9x10 6 celle - Risoluzione spaziale orizzontale di 90 m Una volta effettuato il calcolo di base della risorsa eolica con il modello esteso, è stata realizzata un operazione di nesting all interno del software WindSim, che consiste nel realizzare un modello più piccolo come estensioni, interno a quello di base, ma con un elevato numero di celle e con alta risoluzione 30

31 spaziale, che utilizza la soluzione del calcolo base come condizione al contorno per un nuovo calcolo della risorsa eolica. Il modello di nesting realizzato ha le seguenti caratteristiche: - Dimensioni di 8.0 x 8.0 km x 10 6 celle - Risoluzione spaziale variabile - Una zona interna, detta di refinement, con risoluzione massima, pari a 15 m, di estensione 2.1 x 2.0 km, che ricopre completamente l area di impianto. il processo iterativo del calcolo effettuato con WindSim ha richiesto circa 220 iterazioni su ogni settore di provenienza del vento (12 settori complessivi) per arrivare a convergenza, utilizzando il risolutore Coupled della Phoenics (facente parte del software WindSim) Risorsa eolica disponibile Per il calcolo della risorsa eolica, si è utilizzata la distribuzione statistica relativa alla stazione di FPL 01, secondo le modalità riportate in 5.2. Il periodo di riferimento è quello dal 05/07/2008 al 31/10/2010, previa opportuna pesatura dei dati. Si riporta in figura 20 la mappa di isovento della zona di layout,con indicazione della posizione degli aerogeneratori di progetto, alla quota di 65 m. Figura 20 Mappa isovento della zona di progetto a 65 m dal suolo, con indicazione delle posizioni degli aerogeneratori di progetto (triangoli). 31

32 Analisi anemometrica, Si osserva come, in ragione della prevalenza del vento dal settore SSW, si abbia un addensamento della risorsa eolica sulle formazioni orografiche per lo più ortogonali a tale direzione, per effetto della compressione della vena fluida e quindi di speed up del vento; si osserva come il posizionamento degli aerogeneratori di layout sia tale da consentire un adeguato sfruttamento di tale effetto aerodinamico, in particolare nella zona sud di progetto, presso le A 05, A 06, A 07, A 08 e A 13. Scendendo in direzione NW, si ha una progressiva riduzione della risorsa eolica, legata alla diminuzione della quota. In generale, il valor medio della velocità del vento alla quota di 65 m è pari a 5.56 m/s, che è indicativo di una discreta risorsa eolica presente nel sito di progetto. Questi effetti sono anche visibili in figura 21, che mostra una rappresentazione tridimensionale del modello digitale del sito, visto da S, in cui la colorazione indica la ventosità media in m/s a 65 m di quota, e sono indicate le posizioni degli aerogeneratori di progetto e della stazione anemometrica FPL 01. Figura 21 Rappresentazione 3D della mappa di ventosità media (in m/s) a 65 m di quota, calcolata attraverso il modello fluidodinamico con indicazione della posizione degli aerogeneratori di progetto Validazione del modello di calcolo Il modello digitale del terreno, completo di curve di livello e mappa di rugosità, è stato implementato nel software WindSim. Una volta elaborata la soluzione del campo aerodinamico e scalata con in dati sperimentali della stazione anemometrica in sito, è stato soggetto ad una procedura di validazione. La procedura di validazione consiste in: 32

33 - Estrapolare nel software WindSim i profili verticali del vento (per i settori di direzione del vento considerati di interesse) nella posizione della stazione anemometrica, come derivanti dalla soluzione del campo aerodinamico (in condizioni standard) - Calcolare le velocità medie, per i suddetti settori, alle varie altezze di misura della stazione anemometrica presente in sito. - Scalare i profili verticali di velocità di cui sopra con i dati di velocità media sperimentali della climatologia della stazione anemometrica - Confrontare i profili verticali di velocità del modello numerico scalati, per i settori di direzione di interesse, con i dati sperimentali dei medesimi settori. Il risultato ottenuto da tale procedura è visibile nella seguente figura, che confronta, per la stazione FPL 01, i suddetti profili. Il confronto è stato eseguito per i settori prevalenti. Nella figura 22 è rappresentata graficamente la sovrapposizione dei due profili verticali (sperimentale e numerico) per le due direzioni di vento prescelte. 33

34 Figura 22 Confronto profili verticali sperimentali e numerici, nella posizione della stazione FPL 01, per il settore SSW (A) e NNE (B). Si osserva come tanto per il settore SSW che NNE il modello implementato è in grado di descrivere in modo accurato il profilo verticale misurato sperimentalmente, caratterizzato dall accelerazione del flusso aerodinamico sul crinale di progetto, dove è installata la stazione anemometrica FPL 01. Lo speed up del flusso sul crinale di progetto è anche mostrato in figura 23, che rappresenta la variazione verticale della ventosità media su un piano verticale per venti dal settore SSW. In figura 23 è anche indicata la posizione della stazione FPL

35 Figura 23 Variazione verticale della ventosità media su un piano verticale, per venti dal settore SSW. L ottimo accordo dei profili verticali modellati e sperimentali testimonia la validità generale del modello CFD e ne avvalora l utilizzo per la stima di produzione energetica nell intera area di progetto, consentendo peraltro la riduzione dell incertezza associata al modello nonostante l elevata complessità del sito. 7. STIMA DI PRODUZIONE ENERGETICA La stima di produzione energetica del progetto in esame è stata effettuata utilizzando i seguenti elementi di calcolo: - Soluzione del modello fluidodinamico implementato in WindSim - Dati anemometrici della stazione FPL 01, relativi al periodo dal 05/07/2008 al 31/10/2010, elaborati secondo quanto riportato in dettaglio al paragrafo Le seguenti tipologie di aerogeneratore, implementando nel software di analisi WindSim la curve di potenza ed i relativi coefficienti di spinta (Vedi Appendice A.1): Vestas V90, 1.8 MW di potenza nominale, diametro 90 m, H hub = 65 m e 80 m Vestas V90, 2.0 MW di potenza nominale, diametro 90 m, H hub = 65 m e 80 m Vestas V100, 1.8 MW di potenza nominale, diametro 100 m, H hub = 65 m e 80 m REpower MM92, 2.05 MW di potenza nominale, diametro 92 m, H hub = 80 m Gamesa G90, 2.0 MW di potenza nominale, diametro 90 m, H hub = 67 m - La densità dell aria, necessaria per il calcolo dell energia estratta dalle turbine al flusso, è stata fissata individualmente per ogni turbina mediante il software WindSim, sulla base delle quote di ciascuno e delle misure di temperatura effettuate in sito, che riportano una temperatura media annua pari a 10.9 C all altezza di 422 m sul livello del mare. - Utilizzo di un modello analitico per il calcolo delle perdite di scia, implementato in WindSim. Tale modello effettua la valutazione del deficit di velocità a valle del rotore di ciascun aerogeneratore sulla base delle dimensioni dello stesso, dei coefficienti di spinta e della turbolenza ambientale calcolata nella soluzione del modello fluidodinamico. 35

36 - Alle perdite di scia si sono aggiunte le perdite tecniche generali, per un totale approssimato all 8%, e così suddivise: 3%, indisponibilità delle macchine 1% indisponibilità della rete 2% perdite elettriche interne 1% perdite dovute al sistema di controllo degli aerogeneratori 1% altro (degrado delle pale, ghiaccio, ecc.) Facendo riferimento al layout indicato in tabella 1, la rappresentazione grafica della posizione delle turbine e della stazione di misura nel modello digitale del terreno è riportata nella figura 24. Figura 24 Layout di progetto, rappresentazione grafica. I risultati del calcolo di produzione energetica, al valore di probabilità P50, sono riportati in tabella 6 per le diverse tipologie di aerogeneratori considerate, in forma sintetica. Nelle tabelle 7 14 si riporta invece, per ciascuna tipologia di turbine, il dettaglio di produzione nelle singole posizioni di layout. 36

37 Tabella 6 Sintesi dei risultati di produzione energetica P50 con le diverse tipologie di aerogeneratori. Modello WTG Potenza (MW) Diam. Alt. Hub V media Prod. Lorda Perd. Scia Perd. Tecniche Prod. Netta (AEP) Ore singola progetto (m) (m) (m/s) (MWh/y) (%) (%) (MWh/y) equiv. V90 1.8MW_hub V90 1.8MW_hub V90 2.0MW_hub65m V90 2.0MW_hub80m V100_hub V100_hub MM G Tabella 7 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V90, 1.8 MW, hub 65 m. WTG Modello Potenza Diam. Alt. Hub V media Prod. Lorda Perd. Scia Perd. Tec. Prod. Netta (AEP) Ore equiv. Nr. (MW) (m) (m) (m/s) (MWh/y) (%) (%) (MWh/y) A 01 Vestas V A 02 Vestas V A 03 Vestas V A 04 Vestas V A 05 Vestas V A 06 Vestas V A 07 Vestas V A 08 Vestas V A 13 Vestas V Progetto Tabella 8 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V90, 1.8 MW, hub 80 m. WTG Modello Potenza Diam. Alt. Hub V media Prod. Lorda Perd. Scia Perd. Tec. Prod. Netta (AEP) Ore equiv. Nr. (MW) (m) (m) (m/s) (MWh/y) (%) (%) (MWh/y) A 01 Vestas V A 02 Vestas V A 03 Vestas V A 04 Vestas V A 05 Vestas V A 06 Vestas V A 07 Vestas V A 08 Vestas V A 13 Vestas V Progetto

38 Tabella 9 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V90, 2.0 MW, hub 65 m. WTG Modello Potenza Diam. Alt. Hub V media Prod. Lorda Perd. Scia Perd. Tec. Prod. Netta (AEP) Ore equiv. Nr. (MW) (m) (m) (m/s) (MWh/y) (%) (%) (MWh/y) A 01 Vestas V A 02 Vestas V A 03 Vestas V A 04 Vestas V A 05 Vestas V A 06 Vestas V A 07 Vestas V A 08 Vestas V A 13 Vestas V Progetto Tabella 10 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V90, 2.0 MW, hub 80 m. WTG Modello Potenza Diam. Alt. Hub V media Prod. Lorda Perd. Scia Perd. Tec. Prod. Netta (AEP) Ore equiv. Nr. (MW) (m) (m) (m/s) (MWh/y) (%) (%) (MWh/y) A 01 Vestas V A 02 Vestas V A 03 Vestas V A 04 Vestas V A 05 Vestas V A 06 Vestas V A 07 Vestas V A 08 Vestas V A 13 Vestas V Progetto Tabella 11 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V100, 1.8 MW, hub a 65 m. WTG Modello Potenza Diam. Alt. Hub V media Prod. Lorda Perd. Scia Perd. Tec. Prod. Netta (AEP) Ore equiv. Nr. (MW) (m) (m) (m/s) (MWh/y) (%) (%) (MWh/y) A 01 Vestas V A 02 Vestas V A 03 Vestas V A 04 Vestas V A 05 Vestas V A 06 Vestas V A 07 Vestas V A 08 Vestas V A 13 Vestas V Progetto

39 Tabella 12 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Vestas V100, 1.8 MW, hub a 80 m. WTG Modello Potenza Diam. Alt. Hub V media Prod. Lorda Perd. Scia Perd. Tec. Prod. Netta (AEP) Ore equiv. Nr. (MW) (m) (m) (m/s) (MWh/y) (%) (%) (MWh/y) A 01 Vestas V A 02 Vestas V A 03 Vestas V A 04 Vestas V A 05 Vestas V A 06 Vestas V A 07 Vestas V A 08 Vestas V A 13 Vestas V Progetto Tabella 13 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine REpower MM92, 2.05 MW, hub 80 m. WTG Modello Potenza Diam. Alt. Hub V media Prod. Lorda Perd. Scia Perd. Tec. Prod. Netta (AEP) Ore equiv. Nr. (MW) (m) (m) (m/s) (MWh/y) (%) (%) (MWh/y) A 01 REpower MM A 02 REpower MM A 03 REpower MM A 04 REpower MM A 05 REpower MM A 06 REpower MM A 07 REpower MM A 08 REpower MM A 13 REpower MM Progetto Tabella 14 Risultati di produzione elettrica P50 con turbine Gamesa G90, 2.0 MW, hub 67 m. WTG Modello Potenza Diam. Alt. Hub V media Prod. Lorda Perd. Scia Perd. Tec. Prod. Netta (AEP) Ore equiv. Nr. (MW) (m) (m) (m/s) (MWh/y) (%) (%) (MWh/y) A 01 Gamesa G A 02 Gamesa G A 03 Gamesa G A 04 Gamesa G A 05 Gamesa G A 06 Gamesa G A 07 Gamesa G A 08 Gamesa G A 13 Gamesa G Progetto CONSIDERAZIONI SULLA STIMA DI PRODUZIONE ENERGETICA L analisi dei risultati di produzione energetica suggerisce le seguenti considerazioni tecniche: - In relazione alle medie condizioni di ventosità presenti in sito, risultano favorevoli turbine con elevato diametro del rotore (fino a m) a fronte di una potenza nominale non eccessivamente elevata. Da un punto di vista quantitativo, i migliori risultati di AEP con turbine REpower MM92, con GWh annui, corrispondenti a 1912 ore equivalenti alla massima 39

40 potenza. Una AEP solo leggermente inferiore (34.48 GWh annui) si ottiene con turbine Vestas V100 hub 80, cui tuttavia corrisponde una migliore efficienza energetica, pari a 2128 ore equivalenti, in ragione della minore potenza nominale della turbina. - La variazione di quota hub da 65 m a 80 m comporta un aumento di produzione circa del 5%, corrispondente a 100 ore equivalenti nel caso di turbine Vestas V Data l elevata direzionalità del vento e l orientamento per lo più ortogonale delle turbine, con il layout previsto a progetto si ottiene che le interferenze aerodinamiche siano in generale moderate, con una perdita media circa pari al 2.5%, anche con turbine di 100 m di diametro. Si segnala tuttavia che la posizione A 06, essendo sottovento alle turbine A 07 e A 08 da settori dominanti, presenta elevate perdite di scia, intorno al 7% 9%. - La produzione energetica non è distribuita omogeneamente in sito, come mostrato in tabella 15, che riporta l efficienza delle turbine di progetto, espressa in percentuale rispetto alla turbina più produttiva (A 07). Le turbine nella zona SE del layout (A 05, A 06, A 07, A 08 e A 13), che presentano maggiore quota di installazione, sono più produttive e presentano un efficienza contenuta in un range circa del 10% rispetto alla turbina più produttiva. Discendendo lungo l allineamento di progetto in direzione NW, ha luogo una progressiva diminuzione delle produttività, con AEP ridotta circa del 20% (A 02 e A 03) e del 30% (A 01) rispetto alla turbina più produttiva del progetto (A 07). Tabella 15 Efficienza dei diversi aerogeneratori di progetto espressa in % rispetto alla turbina più produttiva (A 07) WTG Effic. Nr. %max A % A % A % A % A % A % A % A % A % 8. STIMA P75 P90 DELLA PRODUZIONE DEL PROGETTO EOLICO La produzione netta annuale (AEP) calcolata nel precedente paragrafo per il layout di progetto considerato corrisponde ad una produzione attesa tale che la produzione reale è superiore o uguale ad essa con una probabilità del 50%. Come descritto, tale valore di produzione è stato calcolato sulla base dei seguenti elementi: - dati del vento disponibili - orografia e mappa di rugosità del terreno - specifiche tecniche e curve di potenza degli aerogeneratori considerati - perdite per effetto scia, per disponibilità macchine e perdite tecniche generali Nel calcolo effettuato quindi non si tiene conto di alcuna incertezza di misura e di calcolo che possa influenzare la stima di produzione. L analisi dell incertezza relativa alla produzione stimata è qui riportata, 40

41 considerando il layout definitivo del progetto con la tipologia di aerogeneratore previsto e di cui al calcolo di produzione visto in precedenza. Le incertezze cui si fa riferimento sono legate sostanzialmente a due aspetti e sono di seguito elencate: - le misurazioni sperimentali di vento sul sito: o caratteristiche dei sensori utilizzati o calibrazione degli anemometri o caratteristiche della stazione di misura e montaggio o filtraggio e validazione dei dati o periodo di misura disponibile o correlazione dei dati vento - le elaborazioni delle misure ed il metodo di calcolo adottato: o incertezze dell algoritmo di calcolo o valutazione delle perdite di scia o incertezze sulle curve di potenza Sulla base dell analisi di incertezza effettuata su questi parametri è stata quindi calcolata la produzione energetica corrispondente ad una produzione attesa tale che la produzione reale è superiore o uguale con una probabilità rispettivamente del 75% e 90%. 8.1 SENSIBILITÀ DI PRODUZIONE ENERGETICA ALLE VARIAZIONI DI VELOCITÀ In prima analisi, è stata calcolata la sensibilità della produzione energetica del parco alle variazioni di velocità, tenendo conto della velocità media calcolata per il layout definitivo del progetto in corrispondenza degli aerogeneratori all altezza della navicella. Per ogni aerogeneratore previsto a progetto, in funzione della velocità media all hub e del parametro di forma medio della rappresentazione di Weibull caratteristica rilevata all anemometro, è stata calcolata la produzione energetica alla velocità media effettiva ed al suo incremento di 1%. Questa analisi ha condotto ai valori riportati nella tabella 16. Tabella 16 Sensibilità della produzione energetica alle variazioni di velocità media WTG type Sensitivity % V90_1.8_hub % V90_1.8_hub % V90_2.0_hub % V90_2.0_hub % V100_1.8_hub % V100_1.8_hub % MM % G % I risultati sono stati ottenuti calcolando le variazioni di potenza erogata dalle turbine per effetto della variazione dell 1% della velocità media del parco calcolata all altezza hub. Il dato di sensibilità rappresenta la variazione percentuale di energia prodotta all anno dalle turbine eoliche per effetto di una variazione dell 1% della velocità media del vento. 41

42 8.2 VALUTAZIONE DELLE INCERTEZZE Il secondo passo è la valutazione delle differenti cause di incertezza considerate. Esse sono rappresentate nelle tabelle 17 24, per gli aspetti afferenti a: - Misurazione del vento - Elaborazione dei dati - Calcolo di produzione energetica In particolare, per quanto concerne la misurazione del vento, si sono considerati i seguenti contributi di incertezza, intesa come deviazione standard della velocità del vento: - Calibrazione: gli anemometri utilizzati sono stati calibrati (in relazione ai recenti standard del MEASNET sia per i sensori Thies che Vector) - Tipologia degli anemometri: la tipologia di anemometri è conforme ai più elevati standard anemologici, con caratteristica lineare e di classe più elevata. - Montaggio: il palo è correttamente montato. Si noti tuttavia che uno dei sensori di velocità (a 48 m) risente dell interferenza del palo per venti dal settore dominante, e non è stato pertanto considerato nell analisi. Si suggerisce inoltre di incrementare la lunghezza dei bracci di supporto a 2.2 m. Quanto alle ulteriori cause di incertezza, relative all elaborazione dei dati: - Periodo di misura e filtraggio: si è inclusa in questa voce l incertezza relativa al periodo di misura (28 mesi), e dei vari malfunzionamenti e intervalli di dati mancanti. Il contributo di incertezza è tuttavia significativamente ridotto, sia mediante la procedura di pesatura implementata per ovviare ad artefatti di stagionalità dei dati (vedi 5.2), sia in seguito alla correlazione con la stazione RUF 01, che illustra come i valori misurati in sito siano rappresentativi di un periodo di almeno 3 anni (vedi 5.1.3). - Variabilità della media annuale: parametro indicativo dell incertezza legata alle fluttuazioni statistiche della media annuale della velocità del vento, calcolate sulla base di misure storiche disponibili in località prossime al sito. Si è inoltre tenuto conto di come tale valore di incertezza si riduca considerando un orizzonte temporale più esteso, di 10 anni. Quanto alle incertezze legate al calcolo di produzione energetica, si è considerato: - Accuratezza modello di calcolo: contributo legato al modello fluidodinamico utilizzato rispetto alla complessità orografica dell area di interesse. Nonostante l utilizzo di un software di calcolo accurato di tipo non lineare come WindSim e l ottimo confronto tra il profilo verticale misurato sperimentalmente e quello calcolato numericamente, si è tenuto conto dell incertezza legata alla disponibilità dei dati di un solo anemometro per la valutazione della risorsa eolica. Si è assunta un incertezza del 9%. - Curva di potenza: parametro che tiene conto dell incertezza legata alla variabilità della curva di potenza rispetto a quanto certificato dai costruttori, anche in relazione alla complessità orografica del territorio. - Modelli di scia: l interazione aerodinamica tra aerogeneratori induce dei deficit di velocità legati alle scie, delle quali si tiene conto attraverso modelli analitici, che presentano valori tipici di incertezza tra l 1% e il 2%. La valutazione delle incertezze dipende dalla tipologia di aerogeneratore considerato, ed è rappresentato nelle tabelle

43 Tabella 17 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Vestas V MW, Hub 65 m. Analisi Incertezze: Scarto quad. medio Sensibilità produzione Scarto quad. medio produzione 1. Misurazione del vento Accuratezza del montaggio anemometri 2.20% 2.07% 4.56% Tipologia degli anemometri 1.00% 2.07% 2.07% Calibrazione degli anemometri 1.60% 2.07% 3.32% 2. Elaborazioni dei dati Periodo di misura 4.00% 2.07% 8.29% Filtraggio dei dati 1.50% 2.07% 3.11% Variabilità della media annuale periodo 1 anno 3.00% 2.07% 6.22% periodo 10 anni 0.95% 2.07% 1.97% 3. Calcolo produzione energetica Accuratezza modello di calcolo (WindSim) 9.00% 9.00% Curva di potenza aerogeneratore 5.00% 5.00% Modello di scia 1.50% 1.50% INCERTEZZA TOTALE Periodo di predizione di 1 anno 16.17% Periodo di predizione di 10 anni 15.06% Tabella 18 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Vestas V MW, Hub 80 m. Analisi Incertezze: Scarto quad. medio Sensibilità produzione Scarto quad. medio produzione 1. Misurazione del vento Accuratezza del montaggio anemometri 2.20% 1.99% 4.37% Tipologia degli anemometri 1.00% 1.99% 1.99% Calibrazione degli anemometri 1.60% 1.99% 3.18% 2. Elaborazioni dei dati Periodo di misura 4.00% 1.99% 7.95% Filtraggio dei dati 1.50% 1.99% 2.98% Variabilità della media annuale periodo 1 anno 3.00% 1.99% 5.97% periodo 10 anni 0.95% 1.99% 1.89% 3. Calcolo produzione energetica Accuratezza modello di calcolo (WindSim) 9.00% 9.00% Curva di potenza aerogeneratore 5.00% 5.00% Modello di scia 1.50% 1.50% INCERTEZZA TOTALE Periodo di predizione di 1 anno 15.79% Periodo di predizione di 10 anni 14.74% 43

46 Tabella 23 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Repower MM MW, Hub 80 m. Analisi Incertezze: Scarto quad. medio Sensibilità produzione Scarto quad. medio produzione 1. Misurazione del vento Accuratezza del montaggio anemometri 2.20% 1.89% 4.16% Tipologia degli anemometri 1.00% 1.89% 1.89% Calibrazione degli anemometri 1.60% 1.89% 3.03% 2. Elaborazioni dei dati Periodo di misura 4.00% 1.89% 7.56% Filtraggio dei dati 1.50% 1.89% 2.84% Variabilità della media annuale periodo 1 anno 3.00% 1.89% 5.67% periodo 10 anni 0.95% 1.89% 1.79% 3. Calcolo produzione energetica Accuratezza modello di calcolo (WindSim) 9.00% 9.00% Curva di potenza aerogeneratore 5.00% 5.00% Modello di scia 1.50% 1.50% INCERTEZZA TOTALE Periodo di predizione di 1 anno 15.35% Periodo di predizione di 10 anni 14.38% Tabella 24 Valutazione delle incertezze di progetto. Turbine Gamesa G MW, Hub 67 m. Analisi Incertezze: Scarto quad. medio Sensibilità produzione Scarto quad. medio produzione 1. Misurazione del vento Accuratezza del montaggio anemometri 2.20% 2.04% 4.48% Tipologia degli anemometri 1.00% 2.04% 2.04% Calibrazione degli anemometri 1.60% 2.04% 3.26% 2. Elaborazioni dei dati Periodo di misura 4.00% 2.04% 8.14% Filtraggio dei dati 1.50% 2.04% 3.05% Variabilità della media annuale periodo 1 anno 3.00% 2.04% 6.11% periodo 10 anni 0.95% 2.04% 1.93% 3. Calcolo produzione energetica Accuratezza modello di calcolo (WindSim) 9.00% 9.00% Curva di potenza aerogeneratore 5.00% 5.00% Modello di scia 1.50% 1.50% INCERTEZZA TOTALE Periodo di predizione di 1 anno 16.00% Periodo di predizione di 10 anni 14.91% 8.3 RISULTATI DI PRODUZIONE P75 E P90 Infine, sulla base della precedente analisi di incertezza, sono state calcolate le produzioni P75 e P90 del progetto eolico in esame, per le varie tipologie di aerogeneratori e di layout che sono stati previsti nello studio di produzione energetica. 46

47 I risultati sono stati riassunti nella tabella 25, mentre nelle tabelle si riporta il dettaglio per ciascuna tipologia di aerogeneratore. Tabella 25 Sintesi dei risultati P50, P75 e P90 con le diverse tipologie di turbine. AEP P50 AEP P75 AEP P90 Modello WTG Prod. Netta (AEP) Ore Prod. Netta (AEP) Ore Prod. Netta (AEP) Ore (GWh/y) equiv. (GWh/y) equiv. (GWh/y) equiv. V90 1.8MW hub_65 m V90 1.8MW hub_80m V90 2.0MW hub_65 m V90 2.0MW hub_80m V MW hub_65 m V MW hub_80m MM MWhub_80m G MW hub_67m Tabella 26 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 65 m. Layout: 1 Vestas V MW HUB 65 M Potenza nominale impianto MW Produzione lorda al valore P GWh/anno Perdite tecniche generali 8.00% Produzione netta al valore P GWh/anno INCERTEZZA TOTALE Incertezza Dev. Standard Prod. Lorda Prod. Netta Periodo di predizione di 1 anno 16.17% GWh/anno Periodo di predizione di 10 anni 15.06% GWh/anno Livello di Confidenza Prod. Lorda Periodo di 1 anno Prod. Netta Ore equiv. Prod. Lorda Periodo di 10 anni Prod. Netta Ore equiv. [PoE] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] 50% % %

48 Tabella 27 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 80 m. Layout: 2 Vestas V MW HUB 80 M Potenza nominale impianto MW Produzione lorda al valore P GWh/anno Perdite tecniche generali 8.00% Produzione netta al valore P GWh/anno INCERTEZZA TOTALE Incertezza Dev. Standard Prod. Lorda Prod. Netta Periodo di predizione di 1 anno 15.79% GWh/anno Periodo di predizione di 10 anni 14.74% GWh/anno Livello di Periodo di 1 anno Periodo di 10 anni Confidenza Prod. Lorda Prod. Netta Ore equiv. Prod. Lorda Prod. Netta Ore equiv. [PoE] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] 50% % % Tabella 28 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 65 m. Layout: 3 Vestas V MW HUB 65 M Potenza nominale impianto MW Produzione lorda al valore P GWh/anno Perdite tecniche generali 8.00% Produzione netta al valore P GWh/anno INCERTEZZA TOTALE Incertezza Dev. Standard Prod. Lorda Prod. Netta Periodo di predizione di 1 anno 16.49% GWh/anno Periodo di predizione di 10 anni 15.32% GWh/anno Livello di Periodo di 1 anno Periodo di 10 anni Confidenza Prod. Lorda Prod. Netta Ore equiv. Prod. Lorda Prod. Netta Ore equiv. [PoE] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] 50% % %

49 Tabella 29 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 80 m. Layout: 4 Vestas V MW HUB 80 M Potenza nominale impianto MW Produzione lorda al valore P GWh/anno Perdite tecniche generali -8.00% Produzione netta al valore P GWh/anno INCERTEZZA TOTALE Incertezza Dev. Standard Prod. Lorda Prod. Netta Periodo di predizione di 1 anno 16.05% GWh/anno Periodo di predizione di 10 anni 14.96% GWh/anno Livello di Confidenza Prod. Lorda Periodo di 1 anno Prod. Netta Ore equiv. Prod. Lorda Periodo di 10 anni Prod. Netta Ore equiv. [PoE] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] 50% % % Tabella 30 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 65 m. Layout: 3 Vestas V MW HUB 65 M Potenza nominale impianto MW Produzione lorda al valore P GWh/anno Perdite tecniche generali 8.00% Produzione netta al valore P GWh/anno INCERTEZZA TOTALE Incertezza Dev. Standard Prod. Lorda Prod. Netta Periodo di predizione di 1 anno 14.95% GWh/anno Periodo di predizione di 10 anni 14.05% GWh/anno Livello di Periodo di 1 anno Periodo di 10 anni Confidenza Prod. Lorda Prod. Netta Ore equiv. Prod. Lorda Prod. Netta Ore equiv. [PoE] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] 50% % %

50 Tabella 31 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Vestas V MW, hub 80 m. Layout: 4 Vestas V MW HUB 80 M Potenza nominale impianto MW Produzione lorda al valore P GWh/anno Perdite tecniche generali -8.00% Produzione netta al valore P GWh/anno INCERTEZZA TOTALE Incertezza Dev. Standard Prod. Lorda Prod. Netta Periodo di predizione di 1 anno 14.51% GWh/anno Periodo di predizione di 10 anni 13.69% GWh/anno Livello di Confidenza Prod. Lorda Periodo di 1 anno Prod. Netta Ore equiv. Prod. Lorda Periodo di 10 anni Prod. Netta Ore equiv. [PoE] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] 50% % % Tabella 32 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine REpower MM MW, hub 80 m. Layout: 1 REpower MM92 2 MW HUB 80 M Potenza nominale impianto MW Produzione lorda al valore P GWh/anno Perdite tecniche generali 8.00% Produzione netta al valore P GWh/anno INCERTEZZA TOTALE Incertezza Dev. Standard Prod. Lorda Prod. Netta Periodo di predizione di 1 anno 15.35% GWh/anno Periodo di predizione di 10 anni 14.38% GWh/anno Livello di Confidenza Prod. Lorda Periodo di 1 anno Prod. Netta Ore equiv. Prod. Lorda Periodo di 10 anni Prod. Netta Ore equiv. [PoE] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] 50% % %

51 Tabella 33 Produzione al valore di probabilità P50, P75 e P90. Turbine Gamesa G MW, hub 80 m. Layout: 2 Gamesa G90 2 MW HUB 67 M Potenza nominale impianto MW Produzione lorda al valore P GWh/anno Perdite tecniche generali 8.00% Produzione netta al valore P GWh/anno INCERTEZZA TOTALE Incertezza Dev. Standard Prod. Lorda Prod. Netta Periodo di predizione di 1 anno 16.00% GWh/anno Periodo di predizione di 10 anni 14.91% GWh/anno Livello di Periodo di 1 anno Periodo di 10 anni Confidenza Prod. Lorda Prod. Netta Ore equiv. Prod. Lorda Prod. Netta Ore equiv. [PoE] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] [GWh/anno] [GWh/anno] [ore/anno] 50% % % In generale, si osserva una diminuzione di produzione, a valle dell analisi di incertezza effettuata: con riferimento ad un periodo di 10 anni, tale diminuzione al valore P75 è circa compresa tra il 10 % e l 11%, mentre al P90 è pari a circa compresa tra il 19% e il 21%, rispetto al valore a P CONCLUSIONI DELLO STUDIO ANEMOLOGICO Lo studio effettuato ha condotto alle seguenti considerazioni conclusive: Dati Anemometrici - La banca dati anemometrica è costituita da misure effettuate nell area di progetto mediante una stazione anemometrica di 50 m di altezza, con sensori di misura della classe più elevata. - Il periodo di misura è di circa 28 mesi, ma la disponibilità dei dati è inficiata dai alcuni malfunzionamenti o intervalli di dati mancanti evidenziati. Pertanto si è implementata una procedura di pesatura dei dati disponibili al fine di sintetizzare una climatologia esente da artefatti di stagionalità dei dati. Si è inoltre verificata la rappresentatività del periodo di misura mediante correlazione con i dati di una stazione di lungo periodo. Analisi fluidodinamica - Si è implementato un modello fluidodinamico accurato attraverso il software WindSim. Preliminarmente si è dunque realizzato un modello digitale esteso del territorio contenente curve di livello ad elevata risoluzione e le caratteristiche di rugosità del territorio rilevate in sito. - L approccio non lineare al problema fluidodinamico ha consentito l accurata valutazione della ventosità media dell area. Profilo verticale del vento - Si è effettuato un confronto tra il profilo verticale del vento derivante dall elaborazione fluidodinamica presso la stazione anemometrica FPL 01 e quello sperimentale. I risultati mostrano 51

52 l ottima capacità del modello di riprodurre l effetto di speed up della velocità del vento sul crinale di installazione nelle direzioni del vento prevalenti. Ciò conferma l accuratezza del modello. Produzione progetto eolico - La stima di produzione del progetto eolico è stata ottenuta mediante utilizzo del software WindSim, che per le sue caratteristiche di non linearità nel metodo di calcolo garantisce una soluzione del campo aerodinamico più accurata di altri metodi di calcolo. - Le perdite di scia tra gli aerogeneratori sono state calcolate mediante un modello analitico di scia implementato in WindSim, ed i risultati ottenuti integrati nel calcolo della produzione netta. - Nel calcolo della produzione netta si è tenuto conto anche di perdite tecniche generali (disponibilità macchine, perdite elettriche ed altro) per un totale dell 8%. - In relazione alle medie condizioni di ventosità presenti in sito, risultano favorevoli turbine con elevato diametro del rotore (fino a m) a fronte di una potenza nominale non eccessivamente elevata. Da un punto di vista quantitativo, i migliori risultati di AEP con turbine REpower MM92, con GWh annui, corrispondenti a 1912 ore equivalenti alla massima potenza. Una AEP solo leggermente inferiore (34.48 GWh annui) si ottiene con turbine Vestas V100 hub 80, cui tuttavia corrisponde una migliore efficienza energetica, pari a 2128 ore equivalenti, in ragione della minore potenza nominale della turbina. - Le turbine V90 da 1.8 MW e da 2.0 MW raggiungono comunque livelli produttivi considerevoli, sempre in relazione alle medie condizioni di vento esistenti, assestandosi rispettivamente su valori di circa 31.7 e 32.9 GWh annui, equivalenti a circa 1958 ore equivalenti per la 1.8 MW e 1833 per la 2.0 MW, alla massima altezza possibile. - La variazione di quota hub da 65 m a 80 m comporta un aumento di produzione circa del 5%, corrispondente a 100 ore equivalenti nel caso di turbine Vestas V Data l elevata direzionalità del vento e l orientamento per lo più ortogonale delle turbine, con il layout previsto a progetto si ottiene che le interferenze aerodinamiche siano in generale moderate, con una perdita media circa pari al 2.5%, anche con turbine di 100 m di diametro. Si segnala tuttavia che la posizione A 06, essendo sottovento alle turbine A 07 e A 08 da settori dominanti, presenta elevate perdite di scia, intorno al 7% 9%. - Nella stima della produzione P75 e P90 del parco eolico si è tenuto conto di tutte le incertezze nella misurazione del vento e nel calcolo della produzione energetica. - La stima calcolata al valore P75 e P90 determina, rispetto al valore P50, una riduzione di produzione energetica come di seguito, relativamente ad un orizzonte temporale di 10 anni: o 10% 11% al valore P75 o 19% 21% al valore P90 52

53 A. APPENDICE A.1. CURVA DI POTENZA DEGLI AEROGENERATORI VESTAS V MW 53