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REALIZZAZIONE
DI UN PARCO EOLICO OFF-SHORE
NEL GOLFO DI ...
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REALIZZAZIONE DI UN PARCO EOLICO OFF-SHORE
NEL GOLFO DI ...
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8.3.3 Azione della corrente................................
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PREMESSA
Nella presente relazione sono:
a) definiti i pr...
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PARTE I – INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA STRUTTURALE
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1. GENERALITA’
La presente relazione supporta la progett...
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Oggetto specifico della presente relazione e’ la analisi...
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(a)
=
÷
(b)
÷
=
Figura 1.2 Riferimenti dimensionali glo...
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Figura 1-3 Rappresentazione globale delle tipologie con...
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problema progettuale ed una sua appropriata soluzione. ...
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- API RP 2A LRFD, Planning, Designing, and Constructing...
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4. CODICI DI CALCOLO E LIVELLI DI MODELLAZIONE
Nell’imp...
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Distributore: Brunetta E Brunetta Engineering S.r.l. Vi...
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stato tensionale in presenza di concentrazioni di sforz...
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IV) garantire idonea robustezza al sistema strutturale,...
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• Comportamento strutturale nei riguardi della funziona...
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o non mettere in pericolo l’incolumità delle persone,
o...
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Per formalizzare il processo di verifica, si definisce:...
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Tabella 1.1 Combinazioni di carico.
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Tabella 1.1 Combinazioni di carico (parte 2)
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Tabella 1.1 Combinazioni di carico (parte 3)
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Tabella 1.1 Combinazioni di carico (parte 4)
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Nella Tabella 1.1 le combinazioni di carico della prima...
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COD Co-directional (bidirezionale)
DLC Design load case...
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7. COEFFICIENTI PARZIALI DI SICUREZZA SUI MATERIALI
Nel...
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Infine, in accordo con IEC, è introdotto un ulteriore f...
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PARTE II - AZIONI E CARICHI
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8. DESCRIZIONE E SCOMPOSIZIONE DELLE AZIONI AGENTI SUGL...
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In particolare è richiesta la stima della massima veloc...
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- la corrente eolica è di tipo turbolento a causa dei d...
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periodo di ritorno definito come il lasso temporale, va...
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essendo ( )ωuuS matrice densità di potenza spettrale de...
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Figura 8.2 Modelli di densità spettrale dell’energia de...
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della variabile stocastica H (distanza tra cresta massi...
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Figura 8.3 Densità spettrale di energia del tipo JONSWA...
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In genere uno stato di mare reale è caratterizzato da u...
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Figura 8.4 Intervalli di validità delle differenti teor...
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Un valore indicativo della velocità Vtide0 indotta dall...
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8.2.7 Parametri del sisma
La sismicità dell’area di ins...
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smorzamento aerodinamico. E’ pertanto necessario includ...
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Figura 8.5 Campo di velocità del vento incidente sulla ...
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Il calcolo delle predette sollecitazioni può essere dec...
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8.3.2 Azione delle onde
La presenza di un campo di moto...
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l’altezza d’onda ed il tirante in cui si verifica il fr...
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Forza orizzontale dell’onda; è dovuta al flusso indotto...
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in presenza di onde di lunghezza molto superiore alla d...
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varia essendo la corrente stazionaria).
Pertanto indica...
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attraverso il numero di Strouhal:
VDfSt l /= , (8.29)
l...
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(3) Erosione al piede
La presenza di una struttura imme...
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Figura 8.10 Profondità di erosione misurata per differe...
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dove il rapporto SdC /D dipende dal valore medio e dall...
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I fenomeni di oscillazione della superficie media (sia ...
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influenzare la massa e quindi la risposta dinamica dell...
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8.4 Carichi permanenti
Appartengono alla presente categ...
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Sono inoltre da considerare le sollecitazioni fluttuant...
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PARTE III - MODELLAZIONE STRUTTURALI
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9. MODELLI NUMERICI PRELIMINARI PER IL DIMENSIONAMENTO
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9.1 Scale di modellazione e livelli di dettaglio
Per l’...
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fluidodinamica computazionale (CFD) che permettano di d...
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9.2.2 Tripode (tripod)
Rappresenta una soluzione di tra...
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• Fondazioni
• Struttura di supporto
o Sottostruttura
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Fluidodinamiche
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Parte
interrata
Parte
sommersa
Parte
emersa
Transiz...
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9.4 Configurazione di riferimento
I risultati ottenuti ...
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• schematizzare il terreno attraverso l’impiego di moll...
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Figura 9.7 Modellazione esplicita del terreno m...
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9.6 Analisi modale esplorativa delle tipologie di suppo...
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spessore della sezione, steelρ indica la densità dell’a...
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CALCOLO DELLE STRUTTURE DI SUPPORTO DELLE TURBINE OFFSHORE - OFFSHORE WIND TURBINES SUPPORT STRUCTURE DESIGN

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Nella presente relazione sono:

a) definiti i principi di progettazione delle strutture di supporto delle turbine offshore di un Parco Eolico del Golfo di Manfredonia;
b) individuate le azioni e conseguentemente definiti i carichi;
c) sviluppate le analisi strutturali su configurazioni preliminari;
d) verificate le configurazioni finali.

La presente relazione e’ basata sulle altre relazioni specialistiche del progetto complessivo, e particolarmente:

a) relazione sulle condizioni geofisiche e geologiche;
b) relazione sulle condizioni geotecniche;
c) relazione sulla caratterizzazione sismica;
d) relazione sulla caratterizzazione meteo-marina.

In considerazione delle non usuali caratteristiche dei sistemi strutturali considerati, la presente relazione farà spesso riferimento alla letteratura scientifica e tecnica pertinente, richiamando gli aspetti principali.

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CALCOLO DELLE STRUTTURE DI SUPPORTO DELLE TURBINE OFFSHORE - OFFSHORE WIND TURBINES SUPPORT STRUCTURE DESIGN

  1. 1. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 1 REALIZZAZIONE DI UN PARCO EOLICO OFF-SHORE NEL GOLFO DI MANFREDONIA (FOGGIA) Studio di fattibilità CALCOLO DELLE STRUTTURE DI SUPPORTO DELLE TURBINE OFFSHORE Franco Bontempi Francesco Petrini Konstantinos Gkoumas Sauro Manenti
  2. 2. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 2
  3. 3. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 3 REALIZZAZIONE DI UN PARCO EOLICO OFF-SHORE NEL GOLFO DI MANFREDONIA (FOGGIA) CALCOLO DELLE STRUTTURE DI SUPPORTO DELLE TURBINE OFFSHORE PREMESSA PARTE I – INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA STRUTTURALE 1. GENERALITA’................................................................................................................................8 2. DESCRIZIONE, TIPOLOGIE E SCOMPOSIZIONE DEGLI OGGETTI.........................................8 3. QUADRO DI RIFERIMENTO NORMATIVO TECNICO...............................................................11 4. CODICI DI CALCOLO E LIVELLI DI MODELLAZIONE...............................................................14 5. DESCRIZIONE E SCOMPOSIZIONE DEI REQUISITI PRESTAZIONALI, DI SICUREZZA E ROBUSTEZZA DEGLI OGGETTI................................................................................................16 6. SCENARI DI CONTINGENZA E CONDIZIONI DI CARICO........................................................19 7. COEFFICIENTI PARZIALI DI SICUREZZA SUI MATERIALI......................................................27 PARTE II - AZIONI E CARICHI 8. DESCRIZIONE E SCOMPOSIZIONE DELLE AZIONI AGENTI SUGLI OGGETTI ....................30 8.1 Generalità.........................................................................................................30 8.2 Condizioni ambientali .......................................................................................30 8.2.1 Parametri del vento ..........................................................................................30 8.2.2 Parametri delle onde ........................................................................................35 8.2.3 Parametri della corrente ...................................................................................39 8.2.4 Parametri del livello medio mare ......................................................................40 8.2.5 Marine growth...................................................................................................40 8.2.6 Parametri geotecnici.........................................................................................40 8.2.7 Parametri del sisma..........................................................................................41 8.2.8 Parametri della temperatura .............................................................................41 8.2.9 Parametri della traffico di natanti ......................................................................41 8.3 Azioni ambientali ..............................................................................................41 8.3.1 Azione del vento...............................................................................................42 8.3.2 Azione delle onde.............................................................................................45
  4. 4. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 4 8.3.3 Azione della corrente........................................................................................48 8.3.4 Problemi del fondo marino................................................................................53 8.3.5 Variazione del livello medio mare .....................................................................53 8.3.6 Marine growth...................................................................................................54 8.3.7 Azione del sisma ..............................................................................................55 8.3.8 Coazioni termiche.............................................................................................55 8.4 Carichi permanenti ...........................................................................................56 8.5 Carichi funzionali..............................................................................................56 8.6 Carichi accidentali ............................................................................................57 PARTE III - MODELLAZIONE STRUTTURALI 9. MODELLI NUMERICI PRELIMINARI PER IL DIMENSIONAMENTO DELLE STRUTTURE PORTANTI ...................................................................................................................................59 9.1 Scale di modellazione e livelli di dettaglio.........................................................60 9.2 Tipologie strutturali del supporto della turbina ..................................................61 9.2.1 Monopila (monopile).........................................................................................61 9.2.2 Tripode (tripod).................................................................................................62 9.2.3 Traliccio (jacket) ...............................................................................................62 9.3 Modelli..............................................................................................................62 9.4 Configurazione di riferimento............................................................................66 9.5 Modellazione del vincolo di fondazione ............................................................66 9.6 Analisi modale esplorativa delle tipologie di supporto adottabili........................69 9.7 Analisi statica esplorativa delle tipologie di supporto adottabili. ........................78 10.MODELLI NUMERICI PER IL DIMENSIONAMENTO DELLE STRUTTURE NELLA LORO CONFIGURAZIONE DEFINITIVA (JACKET) ..............................................................................86 10.1 Configurazioni strutturali e carichi.....................................................................86 10.2 Scomposizione del sistema strutturale..............................................................87 10.3 Ddimensioni e pesi strutturali............................................................................91 10.4 Azioni indicative per il progetto dei pali.............................................................96 10.5 Osservazioni conclusive ...................................................................................97 11.LISTA DEI SIMBOLI RICORRENTI .............................................................................................98 12.BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................................99
  5. 5. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 5 PREMESSA Nella presente relazione sono: a) definiti i principi di progettazione delle strutture di supporto delle turbine offshore di un Parco Eolico del Golfo di Manfredonia; b) individuate le azioni e conseguentemente definiti i carichi; c) sviluppate le analisi strutturali su configurazioni preliminari; d) verificate le configurazioni finali. La presente relazione e’ basata sulle altre relazioni specialistiche del progetto complessivo, e particolarmente: a) relazione sulle condizioni geofisiche e geologiche; b) relazione sulle condizioni geotecniche; c) relazione sulla caratterizzazione sismica; d) relazione sulla caratterizzazione meteo-marina. In considerazione delle non usuali caratteristiche dei sistemi strutturali considerati, la presente relazione farà spesso riferimento alla letteratura scientifica e tecnica pertinente, richiamando gli aspetti principali. Nella figura della pagina seguente, è rappresentata la configurazione finale come definita alla fine delle valutazioni qualitative e quantitative riassunte nella presente relazione.
  6. 6. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 6
  7. 7. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 7 PARTE I – INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA STRUTTURALE
  8. 8. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 8 1. GENERALITA’ La presente relazione supporta la progettazione definitiva dell’impianto offshore di turbine eoliche situate nel Golfo di Manfredonia per la parte relativa all’ingegneria delle strutture. 2. DESCRIZIONE, TIPOLOGIE E SCOMPOSIZIONE DEGLI OGGETTI Le turbine eoliche per la produzione di energia disposte nel mare (offshore wind turbines) sono caratterizzate da molteplici aspetti, alcuni similari alle turbine disposte sulla terraferma (onshore wind turbines), alcuni assolutamente differenti rispetto a queste. Le turbine eoliche offshore sono composte da parti strutturali e meccaniche che si possono individuare in considerazione dello spazio occupato dalle stesse. Si hanno dunque le seguenti parti: A) parte immersa nel suolo o a diretto contatto con esso, costituente il sistema fondazionale; le caratteristiche del suolo determinano il sistema fondazionale, che a seconda della estensione in verticale ed orizzontale richiesta, influenza la parte immersa nel mare, di cui al punto seguente; B) parte immersa nel mare, costituente l’opera viva; nella relazione di seguito riportata, può essere composta da elementi strutturali in acciaio di sezione tubolare sottile chiusa, a conformare un singolo monotubo (“monopile”) ovvero una configurazione più articolata a tripode (“tripod”) o a traliccio (“jacket”); C) parte esposta all’aria, costituente l’opera morta; questa parte ha un’interfaccia in una regione specifica flangiata che separa la parte strutturale la cui configurazione e’ specifica del sito e la parte strutturale relativamente standardizzata connessa alla macchina turbina; in testa a quest’ultima parte e’ disposto il rotore formato da una struttura scatolare (navicella) a cui sono collegate le pale. Con riferimento alla Fig.1, tratta da BSH, le parti strutturali tra il fondo marino e la navicella, sono denominate nel loro complesso struttura di supporto o semplicemente supporto della turbina. La struttura di supporto si suddivide in torre della turbina, al di sopra della interfaccia flangiata sopra ricordata, e sottostruttura al di sotto.
  9. 9. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 9 Oggetto specifico della presente relazione e’ la analisi e la progettazione strutturale della struttura di supporto della turbina, con l’eccezione delle fondazioni, ovvero delle parti B) e C), limitatamente agli aspetti specificatamente influenzati dal sito, ovvero alle parti non definitivamente standardizzate. La morfologia delle parti oggetto della presente relazione è significativamente influenzata dalla profondità del mare e dalle condizioni offerte alla base. Figura 1.1 – Parti costituenti una turbina eolica offshore (da BSH). Di seguito viene fornita una visione sintetica delle caratteristiche generali e delle dimensioni relative agli elementi principali per le tipologie strutturali analizzate. Torre Sottostruttura Fondazioni Flangia
  10. 10. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 10 (a) = ÷ (b) ÷ = Figura 1.2 Riferimenti dimensionali globali alla base della progettazione, tipo monopila (a), tipo Jacket (b) La Figura 1.2 indica i riferimenti dimensionali globali assunti come base per la progettazione: - diametro del rotore, 100 m; - altezza sul livello del mare dell’asse orizzontale del rotore, 105 m; - profondità del mare, variabile fra un minimo di 15 m ed un massimo di 35 m. - diametro massimo della sezione tubolare (torre tronco-conica in acciaio), 5 m; - spessore della sezione tubolare, 70 mm; Per la parte standardizzata sopra individuata, si fa invece riferimento a quanto previsto nell’utilizzo di una macchina di potenza pari a 3MW, pur valutando la possibilita’ di installare turbine di potenza superiore pari a 5MW.
  11. 11. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 11 Figura 1-3 Rappresentazione globale delle tipologie considerate. Nella Fig.3, sono rappresentate le tipologie di supporto considerate nella presente relazione. Si hanno, infatti: I) turbina eolica offshore con supporto a monopalo (“monopile”); II) turbina eolica offshore con supporto a tripode (“tripod”); III) turbina eolica offshore con supporto a traliccio (“jacket”). 3. QUADRO DI RIFERIMENTO NORMATIVO TECNICO La progettazione di oggetti relativamente complessi come le turbine eoliche offshore, deve essere necessariamente inquadrata all’interno di norme tecniche di riferimento. Questo vale in merito particolare per la progettazione strutturale. Nel caso di impianti composti da turbine eoliche offshore, non esistono correntemente norme cogenti. Esistono nondimeno indicazioni e linee guida che si presentano necessarie dal punto di vista ingegneristico per garantire un corretto inquadramento del
  12. 12. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 12 problema progettuale ed una sua appropriata soluzione. In termini generali, tali indicazioni o linee guida, sono di origini differenti, riconducibili a: a) attività di associazioni di produttori con prerogative industriali; b) iniziative di enti governativi diversi; c) attività di società di certificazione; d) iniziative di organismi internazionali. Le valutazioni sviluppate nel seguito, sono coerentemente inserite all’interno delle seguenti indicazioni e linee guida, anche se di alcune e’ disponibile solo la bozza: - BSH – Design of Offshore Wind Turbines, 20 December 2007. - GL-WT, Germanischer Lloyd Wind Energie GmbH: Guideline for the Certification of Wind Turbines. Edition 2003 with supplement (2004). - GL-OWT, Germanischer Lloyd Wind Energie GmbH: Guideline for the Certification of Offshore Wind Turbines. Edition 2005. - IEC 61400-1 Wind Turbines - Part 1: Design Requirements. Third edition 2005. - IEC 61400-3 Wind Turbines - Part 3: Design Requirements for Offshore Wind Turbines, Committee Draft, December 2005. - DNV-OS-J101 Design of Offshore Wind Turbine Structures. Det Norske Veritas. October 2007. Per le valutazioni più specificatamente strutturali, si fa riferimento in particolare a quanto previsto in: - ISO 2394: General Principles on Reliability for Structures, Second edition, 1998-06-01; - EN 1990 Eurocode 0 - EN 1991 Eurocode 1; - EN 1993 Eurocode 3: Design of Steel Structures; - API RP 2A WSD, Planning, Designing, and Constructing Fixed Offshore Platforms – Working Stress Design. 21st edition. December 2000;
  13. 13. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 13 - API RP 2A LRFD, Planning, Designing, and Constructing Fixed Offshore Platforms - Load and Resistance Factor Design. 1993 (supplement 1997); - DNV-OS-C101 Design of Offshore Steel Structures. Det Norske Veritas. - NORSOK Standard, N-001 – N-005. Per la validazione delle modellazioni numeriche, lo sviluppo delle analisi strutturali e la sintesi dei risultati si fa riferimento a: - SSC-387, Ship Structural Committee, Guidelines for Evaluation of Finite Elements and Results, 1996. - SAND2002-0529, Sandia National Laboratories, Verification and Validation in Computational Fluid Dynamics, 2002. Infine, per quanto applicabile, si fa riferimento a: - Norme Tecniche per le Costruzioni, D.M. 14 settembre 2005. - Norme Tecniche per le Costruzioni, D.M. 14 gennaio 2008. L’ordine precedente, riflette la logica di utilizzo delle stesse indicazioni e linee guida, dal documento che riguarda aspetti più generali/globali a quello che considera aspetti più specifici/locali. In termini generali, è utile ricordare che: i) e’ in corso un allineamento delle istruzioni e linee guida GL e DNV alle indicazioni IEC sia per quanto riguarda le condizioni di carico sia per i coefficienti parziali di sicurezza; ii) le IEC risultano particolarmente accurate per la definizione delle azioni e per la loro traduzione in termini di carichi sulle strutture; iii) le DNV risultano particolarmente accurate per le valutazioni relative alle verifiche di sicurezza e di integrità strutturali; iv) le GL nel loro insieme, appaiono offrire il quadro più ampio, considerando in modo esteso anche aspetti non strutturali.
  14. 14. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 14 4. CODICI DI CALCOLO E LIVELLI DI MODELLAZIONE Nell’implementazione dei modelli strutturali e nei processi di analisi si fa particolare riferimento alle seguenti parti di documenti normativi precedentemente indicati: - Appendix 5.A, Strength Analyses with the Finite Element Method, Germanischer Lloyd Wind Energie GmbH: Guideline for the Certification of Wind Turbines. Edition 2003 with supplement (2004). - Appendix K, Calculations by Finite Element, DNV-OS-J101 Design of Offshore Wind Turbine Structures, Det Norske Veritas (2007). Come richiesto da tali istruzioni/linee guida, si dichiara che i modelli numerici sono sviluppati principalmente attraverso i seguenti codici di calcolo: • ANSYS rel.11 Structural + CivilFEM Licenza N. 00369676; Distributore: Ingeciber S.A., Avda. Monforte de Lemos, 189 - 28035 – Madrid, SPAGNA; Produttore: ANSYS, Inc., Southpointe 275 Technology Drive - Canonsburg, PA 15317, USA. • NASTRAN NeiFusion Analyst Expert version: 9.1.2.259 Licenza N. NIW-IX86-01910-6157; Ditributore/Produttore: NORAN Engineering, 5555 Garden Grove Blvd. Ste. 300; Westminster, CA 92683-1886, USA. • STRAUS7 rel.2.3.6 Nonlinear Sparse Solver Licenza N. USBNTFC1; Distributore: HSH S.r.l. Via Tommaseo, 13, 35131 Padova; Produttore: G+D Computing, Sydney, AUSTRALIA. • ALGOR DesignCheck V21 Build 21.00.00.0304 Licenza N. AE58265; Distributore/Produttore: ALGOR Inc., 150 Beta Drive, Pittsburgh, PA 15238- 2932, USA. • SAP2000 ver.10.1 Advanced Licenza N. C6F6 0525Y25101A25 LM 7;
  15. 15. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 15 Distributore: Brunetta E Brunetta Engineering S.r.l. Vicolo Chiuso 4, 33170 Pordenone; Produttore: Computers & Structures, Inc. Berkeley USA. Come richiesto da IEC e GL, la progettazione strutturale e le verifiche prestazionali, di sicurezza e di robustezza, sono basate fondamentalmente su modellazioni dinamiche che permettono di rappresentare correttamente l’andamento temporale delle azioni agenti sulle turbine, simulare il comportamento delle stesse e valutarne la risposta. In dettaglio, nel presente lavoro sono considerati diversi livelli di analisi strutturale: • modelli globali (G), ottenuti dall’assemblaggio di elementi finiti formulati secondo la teoria delle travi (“BEAM elements”), al fine di simulare il comportamento complessivo della turbina tenendo opportunamente in conto i fenomeni aeroelastici e idroelastici, connessi con elementi tridimensionali (“BRICK elements”) per modellare l’interazione suolo-struttura; • modelli estesi (E), che rappresentano configurazioni e dimensioni significative estrapolate dai modelli (G), e che permettono una valutazione accurata dello stato tensionale e deformativo della struttura e delle sue parti essendo basati sull’assemblaggio di elementi finiti formulati secondo la teoria dei gusci (“SHELL elements”); in questo modo si può valutare sia il regime membranale a lastra, sia il regime flessionale a piastra; in particolare, la corretta deformabilità degli elementi strutturali tubolari è valutata e trasmessa ai modelli di livello più elevato (G); inoltre, da questi modelli si traggono indicazioni per le verifiche a fatica e per le verifiche nei confronti dei fenomeni di instabilità; va ricordato, infine, che questi modelli sono quelli necessari alla corretta valutazione dello stato di sforzo in assenza di concentrazioni come richiesto per le verifiche nei riguardi della fatica secondo l’approccio con sforzi nominali; • modelli di dettaglio (D), che rappresentano regioni speciali della struttura della turbina che manifestano regimi statici diffusivi complessi, analizzabili solo con modelli basati su elementi finiti tridimensionali o, al limite, bidimensionali; va ricordato che questi modelli sono quelli necessari alla corretta valutazione dello
  16. 16. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 16 stato tensionale in presenza di concentrazioni di sforzo come richiesto per le verifiche nei riguardi della fatica secondo l’approccio mediante “hot-spot” stress. I modelli globali (G) sono parametrizzati sia per poter rappresentare le differenti dimensioni e tipologie in funzione della profondità del fondo marino, sia per permettere una valutazione probabilistica della risposta strutturale ed una relativa ottimizzazione. I modelli (E) e (G) sono ottenuti dai modelli (G) in maniera rispettosa delle condizioni di interfaccia come richiesto dalle Appendici delle istruzioni/linee guida richiamate all’inizio del paragrafo. Sempre come richiesto dalle istruzioni/linee guida sopra ricordate, i dati alla base della modellazione, i modelli strutturali sopra citati ed i relativi risultati sono forniti archiviati in forma elettronica; questo vale in particolare per le analisi dinamiche che prevedono una quantità di dati di input e di risultati di output notevole rappresentando funzioni del tempo. 5. DESCRIZIONE E SCOMPOSIZIONE DEI REQUISITI PRESTAZIONALI, DI SICUREZZA E ROBUSTEZZA DEGLI OGGETTI Le basi del progetto delle strutture identificate all’inizio della presente relazione fanno riferimento ai principi contenuti nelle ISO2394 e negli Eurocodici. I requisiti generali prestazionali, di sicurezza e di robustezza individuati per il progetto delle parti strutturali sono raggruppabili come di seguito, dovendo: I) garantire operabilità e funzionalità della turbina, e, quindi, dell’impianto nel suo complesso; a tal fine, è fondamentale un’idonea distribuzione delle caratteristiche strutturali di rigidezza ed inerzia che devono risultare opportunamente calibrate; II) garantire adeguata durabilità della turbina per la vita utile prevista di 29 anni; a tal fine, è necessario un controllo del degrado per fenomeni di fatica e per processi di corrosione; III) garantire necessaria sicurezza rispetto al collasso nelle situazioni gravose probabili; questo vale anche per le varie fasi transitorie in cui la struttura o le sue parti possono trovarsi, ad esempio nelle condizioni di trasporto e montaggio, che vanno analizzate e verificate;
  17. 17. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 17 IV) garantire idonea robustezza al sistema strutturale, ovvero assicurare una proporzionalità fra eventuali danneggiamenti e il conseguente decremento di integrità strutturale e capacità resistente, indipendentemente dalla causa scatenante, garantendo allo stesso tempo una possibile capacità di sopravvivenza della turbina nelle condizioni estreme ipotizzabili. A valle di questi requisiti generali per il sistema strutturale costituito da una turbina eolica offshore, si possono individuare i seguenti criteri prestazionali e, se del caso, gli opportuni Stati Limite come usuale nelle consuete verifiche strutturali: • Caratterizzazione dinamica della turbina per l’operabilità (requisito prestazionale - I): - frequenze naturali di vibrazione dell’intera turbina, comprensiva del rotore (pale e navicella), della torre, della sottostruttura e delle fondazioni; in particolare, va tenuto conto della massa aggiunta dell’acqua; nel caso di sovradimensionamento degli spessori strutturali al fine di compensare la riduzione degli stessi nel tempo a causa dei processi di corrosione, sono valutate come variano le caratteristiche dinamiche intrinseche durante la vita utile; - compatibilità delle caratteristiche vibrazionali intrinseche dell’intera turbina e delle sue parti con le frequenze delle sollecitazioni dovute sia alle azioni naturali legate al vento ed alle onde, sia alle azioni connesse con la funzionalità della turbina, ovvero azioni dinamiche generate dal rotore, comprensive delle azioni dinamiche generate dal sistema di controllo della turbina; il comportamento vibrazionale della turbina è sintetizzato nel diagramma di risonanza di Campbell; - controllo di compatibilità dell’ampiezza degli spostamenti e delle accelerazioni in tutte le situazioni funzionali della turbina; è indagata in particolare la massima deformata assunta dalle pale, che deve essere compatibile con la posizione della torre, e la massima velocità rotazionale del rotore;
  18. 18. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 18 • Comportamento strutturale nei riguardi della funzionalità (Stato Limite di Servizio – SLS) (requisito prestazionale - I): - limitazione delle deformazioni; - eventuale decompressione di collegamenti; • Mantenimento dell’integrità strutturale nel tempo (requisito di sicurezza - II): - durabilità nei confronti dei fenomeni di corrosione, anche in relazione alla strategia di manutenzione prevista; - comportamento strutturale nei riguardi del fenomeno di fatica (Stato Limite di Fatica – SLF); particolare importanza è data ai fenomeni di interazione aeroelastico e idroelastico che richiedono una modellazione dinamica esplicita; meccanismi di sollecitazione particolare, quali il “rotational sampling” dovuto al movimento del rotore sono valutati di conseguenza; ulteriore aspetto è legato alla modellazione tridimensionale del campo stocastico di velocità del vento; • Comportamento strutturale in prossimità di situazioni di collasso (Stato Limite Ultimo – SLU) (requisito di sicurezza - III): - valutazione delle azioni singole e complessive sull’intera turbina, sulle sue parti, sui suoi elementi e sulle sue connessioni; - valutazione della resistenza complessiva del sistema strutturale; - valutazione della resistenza nei confronti dei fenomeni di instabilità globali e locali; • Comportamento strutturale in presenza di scenari accidentali (Stato Limite Accidentale – SLA) (requisito di sicurezza e robustezza - IV); - decremento delle capacità di resistenza proporzionale al danno; - sopravvivenza del sistema strutturale in presenza di azioni estreme; - nel caso specifico di collisione con nave, valutazione del danneggiamento nello scafo della nave, al fine di: o non comprometterne la galleggiabilità,
  19. 19. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 19 o non mettere in pericolo l’incolumità delle persone, o non provocare la fuoriuscita di materiali dannosi per l’ambiente; - sempre nel caso specifico di collisione con nave, la valutazione della posizione e dei movimenti dei componenti della turbina, in particolare della navicella, in presenza dell’azione di impatto al fine di evitare una sua caduta sulla nave. In termini generali, la valutazione dell’evento accidentale avviene con una analisi di rischio. Nello specifico caso di collisione, deve dimostrarsi che non è possibile nessun significativo inquinamento perché: - l’intera energia di collisione è assorbita dalla nave e dalla struttura della turbina; - la sottostruttura della turbina cede evitando di aprire lo scafo della nave; La sottostruttura deve considerarsi quindi “collision friendly”. 6. SCENARI DI CONTINGENZA E CONDIZIONI DI CARICO In termini generali, le azioni di origine esterna agenti su una turbina eolica offshore possono essere considerate come normali o estreme. Le condizioni ambientali normali sono quelle che si riverberano sul comportamento strutturale a lungo termine e sulle condizioni di operabilità e funzionalità, mentre quelle estreme riguardano situazioni critiche, rare ma possibili. Le situazioni di progetto considerano combinazioni di queste condizioni ambientali con i differenti stati di operabilità e funzionalità della turbina. In relazione al periodo di vita utile della turbina, 29 anni, alle condizioni ambientali normali è assegnato convenzionalmente un periodo di ritorno di 1 anno, mentre a quelle estreme è assegnato periodo di ritorno di 50 anni (IEC 61400-3, 2005). Questi valori sono differenti da quelli utilizzati per le usuali costruzioni del’ingegneria civile, anche in considerazione della scarsa influenza che si aspetta dalla crisi di questi sistemi strutturali nei riguardi dell’incolumità delle persone e delle conseguenze negative sull’ambiente. In considerazione dei caratteri innovativi dell’intervento previsto nel Golfo di Manfredonia per il panorama italiano e per le intrinseche caratteristiche di difficolta’ presenti nel sito, in questa fase della progettazione viene assunto un tempo di ritorno per gli eventi estremi pari a 100 anni. Questo e’ coerente con quanto fatto a livello internazionale in contesti di esposizione al rischio simili.
  20. 20. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 20 Per formalizzare il processo di verifica, si definisce: - scenario: un insieme organizzato e realistico di situazioni in cui il sistema turbina potrà trovarsi durante la vita utile di progetto; - configurazione strutturale: stato del sistema strutturale, che può essere in condizioni nominali, ovvero con perfetta integrità, oppure danneggiato, ovvero con integrità ridotta; inoltre, dal punto di vista dell’operabilità, la turbina può essere perfettamente efficiente o parzialmente o totalmente non operativa; - scenario di carico: un insieme organizzato e realistico di azioni che cimentano il sistema turbina; - scenario di contingenza: l’identificazione di uno stato plausibile e coerente per il sistema turbina, in cui un insieme di azioni (scenario di carico) è applicato su una configurazione strutturale. In generale, gli scenari di contingenza in cui può trovarsi la turbina si ottengono combinando: - configurazioni nominali ovvero integre e condizioni esterne normali; - configurazioni nominali ovvero integre e condizioni esterne estreme; - configurazioni danneggiate e probabili condizioni esterne; - configurazioni transitorie, quali trasporto, installazione e manutenzione, insieme a probabili condizioni esterne. In considerazione della relativa complessità di una turbina eolica offshore, legata al suo funzionamento con diverse modalità, è necessario dunque analizzare e valutare molteplici scenari, che raggruppano differenti combinazioni di carico indicate in IEC 61400-3, e che sono riassunte nella Tab. 1.1 di seguito riportata.
  21. 21. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 21 Tabella 1.1 Combinazioni di carico.
  22. 22. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 22 Tabella 1.1 Combinazioni di carico (parte 2)
  23. 23. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 23 Tabella 1.1 Combinazioni di carico (parte 3)
  24. 24. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 24 Tabella 1.1 Combinazioni di carico (parte 4)
  25. 25. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 25 Nella Tabella 1.1 le combinazioni di carico della prima colonna hanno il significato che segue: 1. Produzione di energia (Power production); 2. Produzione di energia con l’occorrenza di guasto o perdita della connessione elettrica (Power production plus occurance of fault or loss of electrical network) 3. Avvio (Start up) 4. Interruzione normale (Normal shut down) 5. Interruzione d’emergenza (Emergency shut down) 6. Inattivo (Parked) 7. Inattivo con condizioni di guasto (Parked plus fault conditions) 8. Trasporto, montaggio, manutenzione e riparazione (Trasport, assembly, maintenance and repair) Nella Tabella 1.1 sono inoltre introdotti i seguenti simboli: - F: combinazioni di carico utili ai fini della verifica di sicurezza nei confronti della fatica (SLF); - U: combinazioni di carico utili ai fini della verifica di sicurezza nei confronti del collasso (SLU); - N: situazioni di progetto normali; - A: situazioni di progetto anormali; - T: situazioni di progetto transitorie. Nella tabella 1.2 sono riportate le restanti abbreviazioni. Si sottolinea la necessità della valutazione adeguata delle situazioni che presentano crisi di operabilità o funzionalità, perché tali situazioni possono portare in brevissimo tempo alla perdita della turbina nel suo complesso.
  26. 26. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 26 COD Co-directional (bidirezionale) DLC Design load case (combinazione di carico) ECD Extreme coherent gust with direction change (raffica di massima correlazione con cambio di direzione) ECM Extreme current model (modello di corrente estremo) EDC Extreme direction change (cambio di direzione estremo) EOG Extreme operating gust (raffica estrema di funzionalità) ESS Extreme sea state (stato estremo del mare) EWH Extreme wave height (altezza d’onda estrema) EWLR Extreme water level range (estensione del livello del mare estremo) EWM Extreme wind speed model (modello di vento di velocità estrema) EWS Extreme wind shear (sforzo tangenziale del vento estremo) MIS Misaligned (disallineato) MSL Mean sea level (Livello medio del mare) MUL Multi-directional (Multi direzionale) NCM Normal current model (Modello di corrente normale) NTM Normal turbulence model (Modello di turbolenza normale) NWH Normal wave height (Altezza d’onda normalizzata) NWLR Normal water level range (Estensione del livello del mare normale) NWP Normal wind profile model (Modello di profillo di vento normalizzato) NSS Normal sea state (Condizioni di mare normali) RWH Reduced wave height (Altezza d’onda ridotta) RWM Reduced wind speed model (Modello di velocità ridotta di vento) SSS Severe sea state (Condizioni di mare severe) SWH Severe wave height (Altezza d’onda severa) UNI Uni-directional (monodirezionali) Vr±2m/s Sensitivity to all wind speeds in the range shall be analysed (Campo di velocità di vento per l’analisi di sensitività) * Partial safety factor for fatigue (Coefficienti parziali di sicurezza per la fatica) Tabella 1.2 – Tabelle delle abbreviazioni
  27. 27. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 27 7. COEFFICIENTI PARZIALI DI SICUREZZA SUI MATERIALI Nella Tab.1.3 sono evidenziati i coefficienti parziali di sicurezza previsti per i carichi. Carichi a sfavore di sicurezza Carichi a favore di sicurezza Situazione di progettoCarichi N Normali E Estreme A Anormali T Transitorie Tutte le situazioni di progetto Ambientali 1.2 1.35 1.1 1.5 0.9 Funzionali 1.2 1.35 1.1 1.5 0.9 Gravitazionali 1.1/1.35* 1.1/1.35* 1.1 1.25 0.9 Altri inerziali 1.2 1.25 1.1 1.3 0.9 Influenza del calore - 1.35 - - - * qualora le masse non sono determinate per pesatura Tabella 1.3 – Coefficienti parziali di sicurezza sui carichi (GL, 2005). La Tab. 1.4 riassume i coefficienti parziali di sicurezza previsti sui materiali costituenti i vari componenti: tali coefficienti sono differenti anche in base all’ispezionabilità ed alla manutenibilità delle varie parti strutturali. Stato Limite Ultimo FaticaMateriale Rottura e instabilità non “fail- safe” “fail- safe” Stato Limite di Servizio 1.151 1.01 Acciaio 1.1 (buckling analysis) 1.252 1.152 1.0 Calcestruzzo 1.5 - (1.3) 3 - (1.2)4 1.5 1.0 Acciaio d’armatura 1.153 - (1.3) 3 1.15 1.0 1 Monitoraggio e manutenzione periodici; buona accessibilità; controllo in produzione ed installazione 2 Monitoraggio e manutenzione non periodici; possibile o poca accessibilità 3 Per situazioni di progetto inusuali (per esempio calcolo sismico) 4 Per il calcolo delle deformazioni quando si tiene conto delle non-linearità geometriche e dei materiali Tabella 1.4– Coefficienti parziali di sicurezza sui materiali (GL, 2003).
  28. 28. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 28 Infine, in accordo con IEC, è introdotto un ulteriore fattore di sicurezza per tenere in conto le conseguenze della crisi del componente oggetto di verifica; infatti si introducono due livelli pari a: - γn=1 per il caso di collasso “fail-safe”, ovvero quando sono previsti meccanismi ridondanti di resistenza; - γn>1 per il caso di collasso “non fail-safe”, quando non sono previsti meccanismi alternativi di resistenza e si è in presenza di collassi critici. Relativamente agli acciai che si pensa di utilizzare, si premettono i seguenti punti critici: a. deve essere tenuto in conto il rischio elevato di corrosione per gli acciai ad alta resistenza; b. devono essere considerate le caratteristiche di saldabilita’, specie con riferimento alle configurazioni geometriche dei nodi in cui convergono gli elementi struturali tubolari; c. devono essere considerati gli aspetti relativi alla presenza di spessori relativamene elevati, superiori a 40 mm; d. per la configurazione monopila, il rapporto massimo diametro palo / spessore palo, deve essere sicuramente minore di 100, con limitazioni ulteriori in funzione del tipo di acciaio, al fine di evitare fenomeni di instabilita’ locali, Gli acciai utilizzati appartengono alle categorie S235 – 355, opportunamente distribuiti sulle parti strutturali.
  29. 29. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 29 PARTE II - AZIONI E CARICHI
  30. 30. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 30 8. DESCRIZIONE E SCOMPOSIZIONE DELLE AZIONI AGENTI SUGLI OGGETTI 8.1 Generalità Nel presente Capitolo vengono prese in esame le azioni agenti sul sistema rappresentato dal mezzo di fondazione, dalla struttura di supporto e dalla sovrastante turbina eolica (nel seguito sinteticamente sistema strutturale). Nella Sezione 8.2 vengono descritte le condizioni ambientali di maggiore rilevo per il sito di installazione (i.e. clima di vento, clima d’onda, correnti, livelli della superficie marina etc.). Nella Sezione 8.3 vengono specificate le metodologie di calcolo delle sollecitazioni indotte sul sistema strutturale in accordo con i recenti Standard Internazionali di cui al Paragrafo 3. L’obiettivo finale è quello di fornire i carichi equivalenti da adottare nelle analisi numeriche. I valori di progetto delle forzanti (vento, onde correnti) sono forniti da studi specialistici pregressi o definiti in accordo con le vigenti Norme; le corrispondenti sollecitazioni vengono calcolate attraverso le predette metodologie e l’effetto di amplificazione dinamica è stimato attraverso l’adozione di opportuni coefficienti di ragguaglio (DAF). 8.2 Condizioni ambientali Nella maniera più generale rientrano in tale categoria i fenomeni inerenti a: vento, onde, correnti, livello marino, marine growth, ghiaccio, aspetti geotecnici, sisma, variazioni termiche, urti di natanti. Nel seguito vengono presi in esame quelli di maggiore rilievo per il sito di interesse. 8.2.1 Parametri del vento L’analisi delle sollecitazioni stocastiche indotte dal vento presuppone la caratterizzazione dei parametri statistici per il sito di installazione della struttura. I dati necessari per tale scopo sono rappresentati dalle misure anemometriche usualmente sintetizzate in un diagramma noto come rosa del vento in cui, per ogni direzione geografica di provenienza, sono riportate le informazioni relative alle varie classi di intensità ed alla corrispondente percentuale relativa di occorrenza. A partire dall’analisi di tali dati è possibile definire le caratteristiche di progetto della forzante di vento da impiegare nelle verifiche strutturali.
  31. 31. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 31 In particolare è richiesta la stima della massima velocità media oraria del vento con un prefissato tempo di ritorno (100 anni): questa può essere dedotta attraverso l’analisi degli estremi al di sopra di una idonea soglia e la stima dei parametri di una opportuna distribuzione di probabilità (comunemente la Gumbel) al fine di determinare il migliore adattamento ai valori estremi del vento mediante una procedura di regressione lineare. Oltre alla suddetta analisi dei carichi estremi per individuare le condizioni più gravose per la struttura da progettare, si rende necessaria anche l’analisi a lungo termine del clima di vento del sito sia per stimare la produttività del parco eolico, sia per verificare il danno a fatica e lo stato tensionale deformativo del sistema strutturale. (a) (b) U(z2) U(z1) U(z3) X Z Y P )( ~ tUy )( ~ tUx )( ~ tUz ),(U ptot pzt U(z2) U(z1) U(z3) X Z Y X Z Y P )( ~ tUy )( ~ tUx )( ~ tUz ),(U ptot pzt Figura 8.1 Distribuzione del campo di velocità del vento lungo la verticale. Per entrambi gli scopi sono utilizzati dei modelli che forniscono il profilo verticale della velocità media ed un idoneo modello spettrale per quantificare statisticamente le fluttuazioni turbolente del campo di vento. Infine vengono applicate delle adeguate relazioni per la stima delle corrispondenti sollecitazioni indotte sul sistema strutturale. Le strutture in questione si trovano in quella zona dell’atmosfera più a ridosso della superficie terrestre denominata strato limite atmosferico (Fig. 8.1a). In tale zona si riscontrano due caratteristiche peculiari: - la corrente eolica ha una velocità nulla a ridosso della superficie terrestre e crescente con la quota in maniera monotona;
  32. 32. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 32 - la corrente eolica è di tipo turbolento a causa dei disturbi indotti dall’attraversamento di formazioni ostacolanti il flusso (opere dell’uomo ed ostacoli naturali). Il flusso di vento turbolento varia in modo complesso e in maniera casuale sia nello spazio che nel tempo. La modellazione analitica avanzata delle azioni del vento si avvale delle teorie dei processi stocastici. Il campo di velocità del vento viene schematizzato mediante la sovrapposizione di una componente media ed una turbolenta, la prima variabile nello spazio e la seconda variabile nel tempo. In un riferimento cartesiano con origine sulla superficie terrestre, orientato in maniera tale che la componente media delle velocità (U) abbia proiezione non nulla solamente lungo l’asse x (Fig. 8.1b), il campo delle velocità del vento in un generico punto P può essere descritto mediante l’equazione vettoriale (8.1): ( ) kjiU ⋅+⋅+⋅+= )( ~ )( ~ )( ~ )()( tUtUtUzUt zyxpptot (8.1) dove con U(z) si intende la componente media del flusso di velocità e con )( ~ ),( ~ ),( ~ tUtUtU zyx le componenti turbolente rispettivamente longitudinale, laterale e verticale. Il profilo della componente media della velocità, variabile con la quota, può essere modellato mediante la legge logaritmica: 0 ln 1 )( z z k uzU ∗= (8.2) dove u* è la velocità di taglio ed è descritta da: ρ τ0 =∗u (8.3) con τ0 tensione di taglio sulla superficie terrestre e ρ la densità dell’aria, k è la costante di von Karman, avente un valore sperimentale pari a 0.4, 0z è la lunghezza di rugosità ed è una misura della scabrezza del terreno. La velocità di taglio *u di un generico sito è una grandezza aleatoria avente un valore con varianza ciclica durante la vita utile delle strutture; ad ogni valore di riferimento per *u (e conseguentemente di U(z)) può essere associato un determinato
  33. 33. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 33 periodo di ritorno definito come il lasso temporale, valutato statisticamente, durante il quale la grandezza assume valori minori od uguali a quello di riferimento. Lo Standard IEC 61400-3 prescrive una formulazione alternativa della variazione della componente media della velocità del vento con la quota con legge di tipo: α       = hub hub z z UzU )( , (8.4) essendo: α=0.14 per condizioni di vento normale; Uhub la velocità di riferimento alla quota dell’asse del rotore zhub, generalmente rappresentata dal valore U10 mediato su un intervallo di 10 minuti (DNV, 2004). La velocità U10 con tempo di ritorno di TR anni può essere desunta dalla relazione:       −= − R yearUT T FU R 1 1 1 1max,,,10 10 , (8.5) in cui yearUF 1max,,10 rappresenta la probabilità cumulata della velocità massima annuale mediata su 10 minuti U10, max, 1year e correlata a quella della velocità U10 tipicamente del tipo Weibull (DNV, 2004). Le componenti turbolente di velocità, possono essere modellate matematicamente come processi stocastici (successione di variabili aleatorie dipendenti da parametri deterministici) stazionari gaussiani e a media nulla. Tra le varie tecniche analitico- numeriche di rappresentazione per tali componenti, la più utilizzata nell’ambito di progettazione di strutture come quelle oggetto della presente relazione, è costituita dal modello spettrale. La tecnica di modellazione spettrale consiste nell’espressione del segnale temporale turbolento (velocità del vento in un punto) come una sovrapposizione di armoniche a fasi casuali, ovvero: ))(cos()(2)( ~ 1 1 mlmljmml j m N l mljmkj ΦωθtωωHΔωtU ω +−⋅⋅⋅⋅= ∑∑= = (8.6) con k=x, y, z e j=1,2,…,n; gli jmH sono gli elementi di una matrice ( )ωH tale che: ( ) ( ) ( )ω*ωω T uu HHS ⋅= (8.7)
  34. 34. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 34 essendo ( )ωuuS matrice densità di potenza spettrale della componente xU ~ (caratterizzante dal punto di vista spettrale il processo stocastico gaussiano a media nulla): ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )            = ωω ω ωωS ω unununu1 u2u2 u1unu1u1 uu S......S ... .S. S...... S (8.8) dove: ( ) ( )[ ]5/3 ju ju 2 V VV /z10,302fL1ω/2π /zfL6,686σ ωS jj + = (8.9) ( )j j zV2π ωz f = (8.10a) ( ) ( ) ( ) ( )( )kj 2 kj 2 z jk zVzV2π zzCω ωf + − = (8.10b) ( )( ) 2 *0 0 u 2 u u1.75)log(zarctan1.16(n)dnSσ ⋅+⋅+== ∫ ∞ (8.11a) 5.0 0 uu2 x u 200 300(x)dxR u 1 L       ⋅== ∫ ∞ z (8.11b) Nelle quali ω rappresenta la frequenza circolare ed n il numero di punti dello spazio nel quale si vuole rappresentare il campo di velocità turbolente; i pedici nelle formule precedenti derivano dalle discretizzazioni spettrale, spaziale e temporale del problema. L’insieme discreto delle frequenze contenute nel segnale risultante rappresenta lo spettro della turbolenza, per il quale esistono molti tipi di modelli (Figura 8.2).
  35. 35. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 35 Figura 8.2 Modelli di densità spettrale dell’energia del vento. 8.2.2 Parametri delle onde L’azione del moto ondoso si esplica sulla parte della struttura a contatto con l’acqua per effetto del moto alternato delle particelle fluide indotto dalla perturbazione ondulatoria della superficie liquida e, in condizioni di acqua bassa, per effetto dell’eventuale frangimento dell’onda. Per la determinazione dei carichi predetti, condotta con l’impiego delle formulazioni analitiche descritte nella successiva Sezione 8.3, si procede in attraverso le seguenti fasi: (1) elaborazione delle statistiche del moto ondoso; (2) determinazione dell’onda o lo spettro di progetto; (3) individuazione la teoria appropriata (in relazione alla profondità relativa) per calcolare la cinematica del fluido; (1) Statistica del moto ondoso L’elevazione della superficie libera rispetto al medio mare in un fissato punto η(t) è una variabile stocastica dipendente dal tempo che può essere descritta attraverso dei parametri statistici: - altezza d’onda significativa HS: valor medio del terzo più alto delle realizzazioni
  36. 36. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 36 della variabile stocastica H (distanza tra cresta massima e cavo minimo tra due successivi attraversamenti verso l’alto del livello medio mare nella registrazione temporale della elevazione del pelo libero); - periodo di picco spettrale TP: correlato al valore medio delle realizzazioni della variabile stocastica T (intervallo di tempo tra due successivi attraversamenti verso l’alto del livello medio mare nella registrazione temporale della elevazione del pelo libero); Per l’analisi degli eventi estremi in questa fase preliminare della progettazione viene considerato uno stato di mare con tempo di ritorno TR=100 anni: in generale l’altezza d’onda significativa con tempo di ritorno TR in anni è [DNV-OS-J101, 2004]:       −= − R yearHTS T FH SR 1 1 1 1max,,, , (8.12) in cui FHs,max,1year rappresenta la probabilità cumulata dell’altezza significativa massima annuale che può essere desunta assumendo una distribuzione del tipo Weibull. (2) Onda di progetto Le caratteristiche della forzante di moto ondoso richieste per la definizione delle sollecitazioni indotte sulla struttura e dell’erosione al fondo sono rappresentate dall’altezza significativa HS e dal periodo di picco spettrale TP dell’onda. L’analisi a fatica della struttura soggetta alle sollecitazioni variabili del moto ondoso richiede la definizione di una opportuna densità spettrale di energia nel dominio delle frequenze per poter generare un processo stocastico nel dominio temporale.
  37. 37. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 37 Figura 8.3 Densità spettrale di energia del tipo JONSWAP e Pierson-Moskowitz per condizioni di tempesta nel Mare del Nord. [IEC 61400-3, 2005 draft] La densità spettrale S(f) rappresentativa dello stato di mare caratteristico per il sito di progetto può essere definita attraverso i parametri HS e TP scegliendo un adeguato modello matematico della funzione S(f). Lo Standard IEC 61400-3 (2005, draft) prescrive di assumere due tipologie di spettro: JONSWAP, per mare con sviluppo non completo e limitato dal fetch, e Pierson-Moskowitz per condizioni di mare completamente sviluppato (Fig. 8.3). La densità spettrale del primo tipo è fornita dalla relazione analitica: ( ) ( )                 − −− −               −= 2 5.0exp4 5 4 2 4 5 exp 2 P P f ff Pf f f g fS σ γ π α , (8.13) in cui: f=2π/T è la frequenza della generica componente, fP=2π/TP è la frequenza della componente di picco spettrale, g ed σ delle costanti (l’ultima dipendente dal rapporto f/fp), α e γ dei parametri dipendenti da HS e TP. La formulazione dello spettro Pierson-Moskowitz è analoga alla precedente e differisce da essa per l’assenza del fattore di amplificazione del picco                   − − 2 5.0exp p p f ff σ γ e per la presenza di un differente coefficiente numerico di normalizzazione.
  38. 38. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 38 In genere uno stato di mare reale è caratterizzato da una distribuzione della densità spettrale di energia funzione anche della direzione geografica di propagazione θ delle componenti d’onda: ciò si ottiene comunemente moltiplicando lo spettro monodimensionale S(f) per una funzione di dispersione direzionale D(θ) simmetrica rispetto alla direzione principale di propagazione del campo d’onda θp. Nella Tabella 8.1 sono riportate le caratteristiche del campo d’onda assunte nella fase preliminare della progettazione (profondità di riferimento h=100m). HS [m] TP [s] LP [m] Vtide0 [m/s] 8.0m 14.5 s 1146 1.45 Tabella 8.1 Parametri caratteristici per il moto ondoso e la corrente. (3) Cinematica dell’onda Il campo di velocità ed accelerazione dovuto alla perturbazione ondulatoria dipende dal valore della profondità relativa kh che influenza la scelta della opportuna teoria in grado di prevedere la cinematica delle particelle fluide tenendo in conto eventuali aspetti di non linearità che si manifestano in modo crescente al ridursi di kh [Henderson et al., 2004]. La Figura 8.4 fornisce le necessarie indicazioni per operare la scelta predetta. In campo lineare sono adottate le seguenti espressioni delle componenti orizzontale (u) e verticale (w) di velocità delle particelle fluide indotte dal moto ondoso [Dean & Dalrymple, 1984]: ( ) ( )[ ] ( ) ( ) ( ) ( )[ ] ( ) ( )tkx kh zhkH tzxw tkx kh zhkH tzxu ωω ωω − + = − + = sin sinh sinh 2 ,, cos sinh cosh 2 ,, , (8.14) e conseguentemente le rispettive componenti di accelerazione: ( ) ( )[ ] ( ) ( ) ( ) ( )[ ] ( ) ( )tkx kh zhkH tzxw tkx kh zhkH tzxu ωω ωω − + −= − + = cos sinh sinh 2 ,, sin sinh cosh 2 ,, 2 2 ɺ ɺ . (8.15) Sono fatte delle modellazioni con valori del tirante compresi tra 15÷35m per tenere conto del regime ondoso che può verificarsi nelle varie condizioni di profondità relativa.
  39. 39. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 39 Figura 8.4 Intervalli di validità delle differenti teorie di moto ondoso. [IEC 61400-3, 2005 draft] 8.2.3 Parametri della corrente Le correnti indotte dalla propagazione di onde di marea in acque basse sono generalmente caratterizzate da un campo di velocità con andamento pressoché orizzontale e la distribuzione dell’intensità decresce molto lentamente con la profondità. In assenza di misure di campo si assume, in accordo con lo Standard IEC 61400-3 (2005, draft), un profilo verticale della velocità di corrente del tipo: ( ) ( ) ( ) ( ) ( )       + =       + = += 0 0 0 71 0 h zh VzV h zh VzV zVzVzV windwind tidetide windtide , (8.16) in cui z è la distanza dalla superficie libera (positiva verso l’alto, Fig. 8.8)), Vtide0 e Vwind0 sono le velocità di corrente indotte dalla marea e dal vento sulla superficie libera ed h0 una profondità di riferimento (tipicamente 20m).
  40. 40. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 40 Un valore indicativo della velocità Vtide0 indotta dalla marea è riportato in Tabella 8.1. La velocità del vento alla quota superiore al pelo libero viene determinata sulla base di appropriate misure di campo per il sito di interesse; il predetto Standard fornisce la seguente relazione per la stima della velocità indotta dal vento alla superficie libera: )10(01.0 10 mzUV hourwind =⋅= , (8.17) in cui U1hour rappresenta la velocità media oraria del vento a 10m sopra il livello del mare. La velocità del vento e della corrente da esso indotta si ipotizzano concordi. Le conseguenze indotte dalla presenza di una tale corrente fluida su un membro strutturale in essa immerso sono molteplici; nel Paragrafo 8.3 saranno trattati quelli rilevanti per un componente cilindrico snello quale caso di interesse per l’analisi condotta nel presente rapporto tecnico. 8.2.4 Parametri del livello medio mare Attraverso l’analisi delle misure relative al sito in oggetto vengono stimati i parametri statistici della variazione del livello medio marino. In tale maniera sono individuati i valori estremi dei livelli per la definizione delle condizioni di carico maggiormente sfavorevoli in accordo con gli Standard e le Norme vigenti. 8.2.5 Marine growth Le specie organiche marine utilizzano le componenti strutturali immerse come supporto per l’attecchimento e lo sviluppo. tale fenomeno causa potenziali fenomeni di corrosione e l’accrescimento di massa solidale alla struttura. In aggiunta viene considerato il fatto che la variazione della scabrezza delle superfici a contatto con l’acqua induce una variazione a sfavore di sicurezza delle conseguenti azioni idrodinamiche esercitate. 8.2.6 Parametri geotecnici Appropriate indagini vengono condotte per caratterizzare la conformazione stratigrafica ed i principali parametri dei sedimenti fino ad una idonea profondità in relazione alla estensione dei pali di fondazione. I dati ottenuti sono impiegati per definire, nel modello numerico, le caratteristiche meccaniche del vincolo di fondazione.
  41. 41. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 41 8.2.7 Parametri del sisma La sismicità dell’area di installazione della turbina viene valutata attraverso adeguate indagini geologiche. Il livello di sismicità del sito viene definito attraverso l’analisi di registrazioni di eventi pregressi occorsi in un intervallo temporale significativo dal punto di vista statistico e viene espressa in termini di frequenza di accadimento e magnitudine del sisma. 8.2.8 Parametri della temperatura I valori estremi (positivi e negativi) della temperatura di aria ed acqua sono espressi in termini della corrispondente probabilità di accadimento. Nella successiva fase di analisi strutturale sono considerate le combinazioni che originano i gradienti di temperatura più svantaggiosi ai fini dello stato tensionale del sistema strutturale. 8.2.9 Parametri della traffico di natanti Viene presa in considerazione la probabilità di urto da parte delle imbarcazioni sulla struttura ed il conseguente rischio indotto. 8.3 Azioni ambientali Nella presente Sezione sono trattate le componenti di azione derivanti da: vento, onde, corrente, erosione e problemi del fondale, livello marino, incrostazioni, sisma, coazioni termiche. Ciascuna di esse è trattata separatamente, individuando le appropriate metodologie di calcolo della sollecitazione indotta secondo quanto previsto dagli Standard Internazionali. Nell’analisi strutturale si tiene presente che l’effetto di concomitanza delle azioni (e.g. vento ed onde) dà luogo in generale ad un comportamento differente da quello previsto attraverso la sovrapposizione degli effetti singoli [van der Tempel, 2004]. Occorre precisare che l’azione della corrente e del moto ondoso si esplica non soltanto sulla struttura di supporto ma anche sulla zona di interfaccia del mezzo di fondazione che appartiene al sistema strutturale analizzato. Ciò induce l’erosione del sedimento al fondo con conseguenze sia sulle opere di collegamento elettrico della turbina alla rete (J-tube) che sulla snellezza e dunque sul comportamento dinamico della struttura di supporto [van der Tempel et al., 2004] influenzando tra l’altro lo
  42. 42. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 42 smorzamento aerodinamico. E’ pertanto necessario includere nella modellazione anche tale effetto indiretto. 8.3.1 Azione del vento Si premette che per configurazioni strutturali speciali, quali quella oggetto della presente relazione, può essere necessaria l’effettuazione di adeguate prove sperimentali e/o indagini numeriche, in modo da definire con affidabile accuratezza: a) le caratteristiche del vento, in termini di velocità e direzione, tenendo altresì conto della non correlazione delle fluttuazioni turbolente, se necessario mediante storie temporali misurate o simulate; b) le caratteristiche complessive dell’azione aerodinamica e/o della risposta aeroelastica, anche mediante prove in galleria del vento e metodi di fluidodinamica numerica. In presenza di pronunciati comportamenti dinamici indotti dall’azione del vento, é valutata la possibilità di fenomeni di fatica negli elementi strutturali dell’opera. Le turbine eoliche offshore devono operare in sicurezza sotto l’azione del vento caratteristico dello specifico sito di locazione dell’impianto. I parametri caratterizzanti il sito dal punto di vista eolico sono: - Velocità media del vento [U], - Rugosità del sito [z0]. A partire da tali parametri è possibile ricostruire il campo di velocità del vento nell’intorno della struttura e da questo valutare le azioni agenti.
  43. 43. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 43 Figura 8.5 Campo di velocità del vento incidente sulla turbina eolica. Poiché la densità dell’aria è molto ridotta rispetto a quella dell’acqua, le azioni aerodinamiche presentano una formulazione simile a quella dovuta ad onde e correnti ma con la presenza del solo termine di trascinamento poiché in genere quello di inerzia è trascurabile rispetto al primo. Urel U Urot φ FL FD FD sinφ FL cosφ ca Chord line Rotor plane Incoming wind Rotation α Urel U Urot φ FL FD FD sinφ FL cosφ ca Chord line Rotor plane Incoming wind Rotation α Figura 8.6 Forza di lift FL e di trascinamento FD agenti sulla pala della turbina (FD ingrandita).
  44. 44. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 44 Il calcolo delle predette sollecitazioni può essere decomposto in quelle agenti sulle pale del rotore e sulla struttura di supporto. Nel primo caso, facendo riferimento alla Figura 8.6, si assumono le seguenti formule per la forza di lift e trascinamento (drag): ( ) ( ) RcUCF RcUCF arelariaDD arelariaLL 2 2 2 1 2 1 ρα ρα = = , (8.18) in cui i CL e CD sono i coefficienti di lift e di drag per i quali sono forniti alcuni valori indicativi in funzione dell’angolo α di attacco nella Figura 8.7 per una caratteristica tipologia di profilo alare, ca è la lunghezza della corda del profilo alare ed R il raggio del rotore (Fig. 8.6). La risultante delle forze FL ed FD contrastata dalla struttura risulta dunque: φφ sincos DLx FFF += . (8.19) Analogamente si assume che il supporto sia soggetto ad una forza di trascinamento del tipo: 2 2 1 UACF ariaaeroD ρ= , (8.20) in cui U rappresenta la velocità media del vento al centro dell’elemento di sezione della torre, Caero rappresenta il coefficiente aerodinamico di drag dipendente dalla forma e dalla rugosità delle superfici della struttura oltre che dalla velocità del vento (0.7 per torre tubolare; van der Tempel, 2006). Figura 8.7 Coefficienti di lift CL e di trascinamento CD in funzione dell’angolo di attacco α per profilo alare NACA N63-212. [van der Tempel, 2006]
  45. 45. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 45 8.3.2 Azione delle onde La presenza di un campo di moto ondoso che insiste sulla struttura di supporto induce diverse tipologie di sollecitazioni agenti su di essa. Ciascuna viene descritta nel seguito assieme alle relazioni analitiche per quantificarne l’entità in relazione ai parametri cinematici del campo idrodinamico. Il riferimento adottato è indicato nella Figura 8.8. d |z| z x d+z dF(z,t)dz A A Sect. A-A D tw d |z| z x d+z dF(z,t)dz A A Sect. A-A D tw Figura 8.8 Sistema di riferimento per l’analisi della cinematica delle particelle fluide e dei carichi sulla struttura. Forza di galleggiamento fluttuante; diretta verso l’alto è dovuta alla variazione della parte immersa della struttura. Brebbia et al. (1979) riportano la seguente formulazione: ( ) ( )[ ]ttkb k gHb FB ωω ρ −−−= sinsin , (8.21) dedotta da semplici considerazioni idrostatiche e valida per una pila di sezione quadrata di raggio b soggetta all’azione di un onda lineare di ampiezza H/2 frequenza angolare ω e numero d’onda k. Forza di impatto orizzontale; è dovuta al frangimento dell’onda a ridosso della struttura. In condizioni di acqua bassa (h/L<0.05) la componente d’onda di lunghezza L frange con caratteristiche che sono dipendenti dalla pendenza locale del fondale α e dalla ripidità in acqua profonda ε =H0/L0 attraverso il parametro ξ=tan(α)/√(H0/L0). La teoria sviluppata da Komar & Gaughan (1973) e Weggel (1972) permette di stimare D h h+z
  46. 46. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 46 l’altezza d’onda ed il tirante in cui si verifica il frangimento partendo dalla pendenza del fondale e dalle condizioni al largo. In condizioni di acqua profonda (h/L>0.5) si può ugualmente verificare il frangimento nel caso in cui la ripidità ε dell’onda superi il valore teorico di 1/7. Su un membro cilindrico parzialmente immerso possono agire due tipologie di sollecitazioni: quella indotta da onda frangente che impatta sul membro ad asse sub- verticale (wave slap); quella indotta dal sollevamento della superficie marina al passaggio della cresta dell’onda che colpisce dal basso verso l’alto il membro cilindrico con asse sub-orizzontale (wave slam). Lo Standard IEC 61400-3 (2005, draft) fornisce una formulazione per la stima della sollecitazione di slam: nxSS vvDCF ρ 2 1 = , (8.22) essendo CS il coefficiente di slam del cilindro (tipicamente tra π/2 e 2 π) ed vn il modulo della componente di velocità della particella liquida in direzione normale alla superficie del membro. Per quanto concerne la forza d’impatto esercitata dall’onda frangente a ridosso del cilindro con asse sub-verticale, lo Standard IEC 61400-3 (2005, draft) riporta un’espressone maggiormente complessa della precedente proposta da Wienke per la stima della sollecitazione di slap nelle varie fasi temporali dell’impatto. Tabella 8.2 Valori del coefficiente CD(=cd) e CM(=ci) in funzione del numero di Keulegan-Carpenter KC(=NKC). [DNV-OS-J101, 2004]
  47. 47. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 47 Forza orizzontale dell’onda; è dovuta al flusso indotto al passaggio della perturbazione ondulatoria (senza frangimento). Se il rapporto tra la lunghezza significativa dell’elemento strutturale (nel caso del cilindro il suo diametro D) e la lunghezza d’onda L risulta inferiore a 0.2 [IEC 61400-3, 2005 (draft)] allora è possibile applicare la relazione empirica proposta da Morison et al. (1950) per il calcolo della forza totale agente in direzione x per unità di lunghezza della struttura ed alla profondità z: ( ) ( ) ( ) ( ) dztzutzuDctzu D ctzdF di       += ,, 2 1 , 4 , 2 ρ πρ ɺ , (8.23) in cui il primo addendo a secondo membro rappresenta il contributo dovuto alla forza di inerzia ed il secondo quello generato dalla viscosità del fluido (forza di trascinamento). Nella Tabella 8.2 sono riportati i valori indicativi contenuti nello Standard [DNV-OS- J101, 2004] per i coefficienti ci e cd in ragione del valore assunto dal numero NKC definito nella (8.25). Nel caso di componenti strutturali snelle (D/L<0.2) inclinate rispetto all’orizzontale è possibile considerare la relazione modificata della (8.23) proposta da Chakrabarti et al. (1976): ( ) ( ) ( ) ( ) dztztzDctz D ctzd nndni       += ,, 2 1 , 4 , 2 vvvF ρ πρ ɺ , (8.24) in cui si è indicato con nvɺ e nv la componente normale all’asse dell’elemento snello rispettivamente del vettore accelerazione vɺ e velocità delle particelle fluide v. Nello Standard [IEC 61400-3, 2005 (draft)] viene specificata la procedura analitica per il calcolo della sollecitazione prodotta su una struttura cilindrica verticale nel caso in cui il rapporto tra il suo diametro D e lunghezza dell’onda incidente L sia superiore a 0.2. Forza di sollevamento laterale (lift); è dovuta alla formazione di vortici nella zona di valle della struttura snella investita da un flusso stazionario. Essa è ortogonale all’asse dell’elemento snello e alla direzione della corrente fluida e si inverte con la frequenza di formazione dei vortici. Nel caso di una perturbazione ondulatoria il fluido è soggetto ad una accelerazione che si inverte ogni semiperiodo quindi è verosimile ipotizzare che tale forza si esplichi
  48. 48. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 48 in presenza di onde di lunghezza molto superiore alla dimensione caratteristica della struttura (nel caso del cilindro il suo diametro D). Keulegan et al. (1958) suggeriscono di assumere come condizione per la comparsa della forza in oggetto la: DTuNN mKCKC =≥15 , (8.25) in cui NKC rappresenta il numero adimensionale di Keulegan-Carpenter, um la massima velocità orizzontale dell’acqua. In prima approssimazione Brebbia et al. (1979) suggerisce di assumere la seguente relazione per il calcolo della forza di lift diretta ortogonalmente al verso x di avanzamento dell’onda: ( ) ( ) ( ) dztzutzuDctzdF lL       = ,, 2 1 , ρ , (8.26) in cui cl rappresenta il coefficiente di lift; va notata l’analogia formale con il termine viscoso della relazione (8.23). Chakrabarti et al. (1976) ha proposto una relazione maggiormente accurata della (8.26) che fornisce la variazione nel tempo della forza di lift esprimendola come somma di componenti armoniche con frequenze multiple di quella angolare dell’onda ω. In questa fase preliminare per l’analisi statica della struttura è adottata la relazione semplificata (8.26). 8.3.3 Azione della corrente La concomitanza del campo di corrente con quello di onda viene tenuta in considerazione in quanto puo’ indurre rilevanti effetti sulla determinazione delle sollecitazioni idrodinamiche che vengono specificati nel seguito: (1) Effetti sulla cinematica del campo d’onda La corrente influenza la distribuzione di velocità delle particelle fluide dovuta alla sola perturbazione ondulatoria: ciò si ripercuote sulle sollecitazioni idrodinamiche indotte sul membro. Se in particolare la struttura risulta snella (i.e. D/L<0.2) e la corrente stazionaria la forza calcolata attraverso l’equazione di Morison (8.23) si modifica sensibilmente per effetto della variazione del termine di trascinamento che dipende dal quadrato del modulo della velocità (si noti che l’accelerazione e dunque il termine di inerzia non
  49. 49. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 49 varia essendo la corrente stazionaria). Pertanto indicando con V la velocità della corrente e con α l’angolo che detto vettore forma sul piano orizzontale con l’asse x (direzione di avanzamento dell’onda), l’equazione (8.24) si modifica nella maniera seguente: ( ) ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( ) dztztztztzDctz D ctzd nnnndni       +++= ,,,, 2 1 , 4 , 2 VvVvvF ρ πρ ɺ , (8.27) in cui Vn rappresenta la componente della velocità di corrente normale all’asse del membro snello immerso. Se l’elemento ha asse verticale (diretto lungo z), la (8.27) si può porre in forma scalare proiettando sulle direzioni coordinate (si noti che v·j=0 perché x è la direzione di avanzamento dell’onda, v·k non figura perché la forza dipende dalla componente normale all’asse del membro,V·k=0 perché la corrente è orizzontale): ( ) ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( ) ( ) ( )22 2 sincos ,,sin, 2 1 , ,,cos,, 2 1 , 4 , αα αρ αρ πρ VVuu dztztzutzVDctzdF dztztzutzVtzuDctzu D ctzdF dy dix ++=+ +=       +++= Vi Vi Viɺ . (8.28) Si deve tenere presente che cd dipende dalla velocità del fluido (Tabella 8.2) e dunque deve essere valutato in rapporto alla velocità della corrente. Inoltre la sovrapposizione dei campi di velocità dovuti all’onda e alla corrente è applicabile nel caso in cui α<90°: nel caso di flusso trasversale non possono essere trascurati gli effetti di rifrazione ed alterazione dell’ampiezza d’onda, della lunghezza e della velocità di propagazione. (2) Formazione di vortici La presenza di una corrente stazionaria con date caratteristiche dà luogo alla formazione di vortici nella zona a valle del membro investito per effetto del distacco dello strato limite e l’inversione del flusso. Poiché per valori del numero di Reynolds Re=V·D/ν >100 detti vortici vengono rilasciati nella corrente da parti alterne, si origina una sollecitazione di lift che agisce ortogonalmente alla direzione della corrente ad una frequenza che dipende da quella di distacco dei vortici fl. Questa è legata alle caratteristiche del membro e della corrente
  50. 50. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 50 attraverso il numero di Strouhal: VDfSt l /= , (8.29) la cui variazione è tabulata per la geometria cilindrica circolare in funzione di Re [Brebbia et al., 1979]. In accordo con la relazione (8.26), Brebbia et al. (1979) propone la seguente formula: ( ) ( ) ( ) ( ) dztftzVtzVcDtzdF llL       ⋅⋅= πρ cos,, 2 1 , . (8.30) Il coefficiente adimensionale cl è tabulato per la geometria cilindrica in funzione di Re [Brebbia et al., 1979]. Si precisa che il calcolo della forza di lift attraverso la (8.26) e (8.30) presuppone che il membro strutturale sia perfettamente rigido ed il fenomeno stazionario: in realtà può accadere che detta sollecitazione sia prossima alla frequenza di risonanza ed il moto della struttura conseguentemente indotto potrebbe interferire con la formazione di vortici esaltandone l’azione. Se vi sono più elementi strutturali allineati nella direzione della corrente fluida è possibile che essi cadano nella scia prodotta dal membro antistante: l’effetto risultante dipende in generale dal numero di Reynolds e dalla distanza di separazione nella direzione della corrente. Nel caso di bassi valori di Re (< 104 ) i vortici sono localizzati a tergo della struttura di monte e, distanziando opportunamente i membri, l’effetto sul secondo si limita ad una alterazione della direzione del flusso e quindi della forza di lift e di drag. Per valori del numero di Reynolds più elevati si verifica la separazione dei vortici a formare una scia e l’intensità delle predette sollecitazioni muta richiedendo una valutazione specifica del profilo di velocità: la stima della forza indotta può essere poi effettuata attraverso la relazione proposta da Batchelor (1967). Figura 8.9 Modifica del campo fluidodinamica attorno ad un cilindro ed effetto dell’erosione del fondale circostante. [van der Tempel, 2004]
  51. 51. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 51 (3) Erosione al piede La presenza di una struttura immersa ed imbasata sul fondale causa una variazione locale della cinematica del campo fluido. In corrispondenza del fondo l’incremento della velocità delle particelle liquide indotta dalla corrente (e in condizioni di acqua bassa anche dal campo d’onda) causa un aumento degli sforzi tangenziali al fondo e, al superamento della soglia di resistenza critica dei sedimenti, ne comporta l’erosione. Tale processo si evolve fino al raggiungimento di una configurazione di equilibrio che comporta l’escavazione di materiale attorno alla struttura (Figura 8.9). La riduzione della quota del fondo attorno alla base della struttura, e la conseguente riduzione della lunghezza di fondazione, comporta effetti significativi sul suo comportamento dinamico e della produttività che devono essere tenuti in considerazione nella fase di progettazione: (i) variazione della capacità portante. Questo fattore, che influenza particolarmente la tipologia monopila in quanto i carichi vengono trasferiti al terreno prevalentemente attraverso sforzi normali alla superficie laterale, riduce in generale la capacità portante della fondazione: un idoneo incremento della profondità di infissione deve essere preso in conto; (ii) variazione della lunghezza fuori terra. Nel caso di strutture snelle, come la monopila, una variazione della lunghezza fuori terra ha rilevanti effetti sugli aspetti dinamici: la flessibilità aumenta avvicinando la frequenza naturale a quella della forzante d’onda. Tale aspetto influenza le previsioni della analisi a fatica e deve essere preso in considerazione. (iii) connessione elettrica; gli apparati di generazione nella navicella sono collegati ai cavi della rete elettrica attraverso dei dispositivi di raccordo (J- tube) che poggiano sul fondale: la diminuzione della quota ne riduce i gradi di vincolo rendendo il dispositivo soggetto al danno potenziale delle azioni idrodinamiche.
  52. 52. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 52 Figura 8.10 Profondità di erosione misurata per differenti valori del numero KC (=NKC) in presenza di onde e di correnti. [Summer & Fredsøe, 2002] La profondità di erosione (all’equilibrio) dovuta alla presenza di onde e correnti è stimata seguendo la procedura di calcolo proposta da Summer & Fredsøe (2002) per la geometria della singola pila cilindrica. Nella Figura 8.10 sono rappresentati i dati sperimentali e le curve interpolanti della profondità di erosione Sd adimensionalizzata rispetto al diametro del cilindro D. Queste ultime sono parametrizzate rispetto al numero di Keulegan-Carpenter NKC definito nella (8.25) che rappresenta un indicatore della turbolenza del flusso indotto dall’onda attorno alla struttura. La profondità di erosione per un fissato valore di NKC dipende dalla intensità relativa del campo di corrente e d’onda: essa viene quantificata attraverso il rapporto: mD D cw uV V V + = 2/ 2/ , (8.31) in cui VD/2 rappresenta la velocità della corrente a D/2 sopra la quota iniziale del fondo e um il massimo valore della componente orizzontale della velocità orbitale al fondo. Le curve interpolanti sono fornite dalla Equazione: ( )[ ]{ } ( )cwcw KC Cdd VBVA BNA D S D S 7.4exp6 4 3 03.0 exp1 6.2 −=+= −−−= , (8.32) Sd/D Vcw
  53. 53. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 53 dove il rapporto SdC /D dipende dal valore medio e dalla deviazione standard delle misure di erosione condotte in vari test di laboratorio. La scala temporale del processo di erosione dovuto alla corrente ed alle onde è stimata attraverso le formulazioni riportate in van der Tempel (2004). In questo modo è possibile pianificare l’installazione di dispositivi funzionali come il J-tube al raggiungimento della condizione di equilibrio del processo di erosione. Lo Standard DNV-OS-J101 (2004) raccomanda l’utilizzo in prima approssimazione di un valore della profondità di erosione al piede della struttura variabile tra 1.0 ÷ 1.5 volte il suo diametro D. Nel caso di geometrie più complesse (i.e. campo di pali) oltre al predetto effetto attorno al singolo membro è tenuto conto della erosione che si manifesta su scala più ampia per effetto dei fenomeni di interazione tra pali (global scour). Esistono anche cause responsabili della modificazione del profilo del fondale a lungo termine; esse sono legate ad effetti morfologici su larga scala che si riflettono sulla profondità media del fondale (sand waves) e vengono considerate nella fase progettuale. 8.3.4 Problemi del fondo marino In relazione ai fattori ambientali sopra analizzati, i seguenti aspetti vengono presi in esame per quanto concerne: • potenziale riduzione della stabilità del fondo marino a seguito di influenze esterne quali correnti marine, moto ondoso eventi sismici; • effetti dei fenomeni di erosione del fondo marino, anche in funzione dell’interferenza provocata dalla presenza della sottostruttura; • potenziale alterazione delle caratteristiche del suolo a causa del comportamento reologico dello stesso in funzione delle azioni trasmesse dalla turbina alla sottostruttura ed al sistema fondazionale. 8.3.5 Variazione del livello medio mare In ultimo occorre precisare che tra i fenomeni associati alla propagazione delle onde di marea astronomica vi è la variazione del livello medio mare che può indurre sensibili modificazioni del contenuto di energia del campo d’onda per effetto della modifica del tirante che influenza i processi di dissipazione.
  54. 54. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 54 I fenomeni di oscillazione della superficie media (sia di breve che di lungo periodo) possono quindi alterare l’entità delle sollecitazioni sul sistema strutturale, anche in conseguenza della modifica della parte immersa di struttura e quindi della quotaparte soggetta alle azioni idrostatiche ed idrodinamiche (onde e corrente). Figura 8.11 Oscillazioni del livello marino di lungo periodo: HSWL= massimo livello in quiete; HAT= massima marea astronomica; MSL= livello medio mare; LAT= minima marea astronomica; CD= datum della carta nautica; LSWL= minimo livello in quiete; A= sovralzo di tempesta positivo; B= escursione mareale; C= sovralzo di tempesta negativo; D= massima elevazione della cresta d’onda; E= minima elevazione del cavo d’onda. [IEC 61400-3, 2005] Lo Standard IEC 61400-3 (2005, draft) prescrive di tenere in conto, oltre alle oscillazioni di marea astronomica, anche dei sopralzi dovuti agli eventi meteorologici quali vento e variazioni della pressione barica. Le statistiche delle variazioni di livello devono essere adottate come base per la rappresentazione delle condizioni del livello liquido a breve e lungo termine. 8.3.6 Marine growth Per le parti strutturali sommerse deve essere preso in considerazione un accrescimento dello spessore dovuto alla formazione di incrostazioni. Tale fenomeno acquista importanza per quanto concerne la variazione della scabrezza delle superfici esposte all’azione delle onde e delle correnti poiché da essa dipendono i valori dei coefficienti per la previsione delle sollecitazioni idrodinamiche (Tabella 8.2). Inoltre può
  55. 55. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 55 influenzare la massa e quindi la risposta dinamica della struttura. Nella Tabella 8.3 vengono riportati i valori suggeriti dallo Standard DNV-OS-J101 (2004): il diametro esterno del membro strutturale deve essere incrementato del doppio del valore di spessore riportato per la corrispondente profondità di immersione. Tabella 8.3 Valori consigliati per incrementare il raggio esterno del membro strutturale immerso. [DNV-OS-J101, 2004] 8.3.7 Azione del sisma Tra le differenti azioni ambientali è da annoverare anche quella dovuta al sisma. L’analisi strutturale per tale forzante viene condotta in termini di spettro di pseudo - risposta che fornisce, per una dato rapporto di smorzamento e per una prescritta frequenza, il massimo valore della risposta in esame durante la sua durata. La risposta può essere definita in termini di spettro di spostamenti (SD), spettro di velocità (SV) e spettro di accelerazione (SA). Lo spettro di pseudo - risposta viene calcolato attraverso la variazione temporale della accelerazione al suolo. L’analisi dinamica esclude eventuali fenomeni di instabilità dovuti alle componenti verticale ed orizzontale della forza indotta dal sisma. 8.3.8 Coazioni termiche Le strutture offshore possono essere soggette a gradienti di temperatura che inducono deformazioni differenziali: nascono così delle coazioni termiche dovute ai vincoli di continuità interna. Nella analisi strutturale dunque sono prese in considerazione le combinazioni di valori estremi delle temperature dell’aria e del mare che possono verosimilmente occorrere durante la vita di esercizio della struttura allo scopo di verificare gli stati di coazione termica più gravosi.
  56. 56. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 56 8.4 Carichi permanenti Appartengono alla presente categoria le sollecitazioni che non variano in entità e direzione durante il periodo considerato come ad esempio le masse della struttura e degli equipaggiamenti permanenti. 8.5 Carichi funzionali Appartengono alla presente categoria le sollecitazioni indotte sul sistema strutturale dal funzionamento, dalle operazioni e dal controllo della turbina. È importante verificare durante la fase progettuale che nelle possibili condizioni di esercizio si evitino situazioni in cui le forzanti assumano una frequenza prossima a quella naturale della pala. Figura 8.12 Diagramma di Campbell per pala di turbina eolica. [Burton, 2001] Tra queste vi sono le vibrazioni indotte da possibili asimmetrie della massa rotante (eccentricità tra centro di massa e centro di rotazione) che inducono delle oscillazioni con frequenza dipendente dalla velocità angolare del rotore. Pertanto sono fatte le analisi per la verifica di congruità con il diagramma Campbell [Burton, 2001].
  57. 57. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 57 Sono inoltre da considerare le sollecitazioni fluttuanti indotte dall’impatto dei vortici turbolenti sulle pale della turbina: questi dipendono sia dal campo fluidodinamico che dalla velocità di rotazione la quale influenza la frequenza con cui i vortici vengono intercettati. Infine è da considerare l’effetto giroscopico che in caso di manovre di orientamento sul piano orizzontale dell’asse del rotore induce un momento con asse orizzontale sulla struttura di supporto. 8.6 Carichi accidentali Sono da annoverare in questa sezione le possibili collisioni di natanti in transito con la struttura di supporto della turbina. Sebbene la probabilità di accadimento di tali eventi possa risultare in generale bassa, gli effetti possono essere gravosi sia per la struttura (necessità di riparazione, perdita di produttività etc.) che per la nave (danneggiamento dello scafo, sversamento di sostanze tossiche nell’ambiente). In termini generali, la valutazione dell’evento accidentale avviene con un’analisi di rischio [den Boon et al., 2006]. Nello specifico, è dimostrato che non è possibile nessun significativo inquinamento perché: • l’intera energia di collisione è assorbita dalla nave e dalla struttura della turbina; • la sottostruttura della turbina cede evitando di aprire lo scafo della nave. La sottostruttura è da considerarsi quindi collision friendly.
  58. 58. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 58 PARTE III - MODELLAZIONE STRUTTURALI
  59. 59. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 59 9. MODELLI NUMERICI PRELIMINARI PER IL DIMENSIONAMENTO DELLE STRUTTURE PORTANTI Il quadro complessivo del processo di analisi e sintesi e’ riportato in Figura 9.1. Nell’analisi del comportamento elastico di un sistema strutturale complesso quale quello costituito da una turbina eolica offshore, dal suo supporto e dal mezzo di fondazione, è indispensabile tenere conto del fatto che numerose azioni ambientali agiscono con una variabilità la cui scala temporale è comparabile con il periodo di risonanza della struttura medesima. Per tale ragione una corretta analisi è condotta in campo dinamico, considerando una applicazione sticastica dei carichi di cui solo possono essere stimati i parametri statistici. Condizioni ambientali Carichi e parametri esterni Predimensionamento strutturale Modello strutturaleModello delle azioni Fenomeni di interazione Modello del sistema strutturale Dettagli critici Codici e Standards Verifiche prestazionali Riscontro STOP No Si Condizioni ambientali Carichi e parametri esterni Predimensionamento strutturale Modello strutturaleModello delle azioni Fenomeni di interazione Modello del sistema strutturale Dettagli critici Codici e Standards Verifiche prestazionali Riscontro STOP No Si Figura 9.1 Procedura generale di analisi.
  60. 60. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 60 9.1 Scale di modellazione e livelli di dettaglio Per l’accertamento del quadro prestazionale dell’opera, si sviluppano diverse tipologie di modelli analitici e numerici, sia delle azioni agenti che delle strutture portanti l’opera. I modelli strutturali che vengono sviluppati sono di varie complessità e scala, con differenti livelli di dettaglio, con caratteristiche stabilite a priori sulla base della prestazione e/o del comportamento strutturale che si vuole investigare con la particolare analisi. Si definiscono a tal proposito quattro livelli di modellazione strutturale determinati dalla combinazione scala del modello-livello di dettaglio, così definite: • Livello Sistemico. Modellazione su scala pari a quella del parco eolico nel suo complesso. Può essere utilizzato, ad esempio, per analisi di robustezza del sistema. • Macro livello o Modellazione Globale (G). Modellazione su scala pari a quella del singolo generatore eolico, si raggiunge un livello di dettaglio sufficiente per la determinazione del comportamento globale della turbina eolica (spostamenti, reazioni dei vincoli esterni, determinazione delle risultanti dei carichi); cosi ad esempio non si modellano i particolari dei collegamenti tra i vari elementi strutturali ed i particolari di forma. • Meso livello o Modellazione Estesa (E). Modellazione su scala pari a quella del singolo generatore eolico, ma con livello di dettaglio maggiore del precedente, cosi ad esempio non si modellano i particolari dei collegamenti tra i vari elementi strutturali ma si modellano i particolari di forma. Viene utilizzato per la valutazione dell’influenza che tali parametri hanno sul comportamento globale e per la determinazione delle grandezze tensionali deformative più locali (tensioni e distorsioni). • Micro livello o modellazione di Dettaglio (D). Modellazione su scala del componente strutturale e livello di dettaglio del collegamento tra i componenti, sono utilizzati tipicamente per dimensionare questi ultimi. Analoga classificazione può essere fatta per la modellazione analitico - numerica delle azioni; cosi ad esempio l’azione del vento è modellata mediante componente media di picco e quantificata sul componente strutturale mediante coefficienti od ammettenze aerodinamiche (macrolivello), oppure è modellata con tecniche di
  61. 61. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 61 fluidodinamica computazionale (CFD) che permettano di determinare la configurazione del fluido attorno al componente strutturale e valutare l‘evoluzione delle traiettorie (vortici, distacchi, ecc.) e la quantificazione puntuale delle pressioni attorno al corpo (microlivello). Un esempio sulla scelta del livello della modellazione strutturale è fornito nella Tabella 9.1. Comportamento investigato Performance investigata Livello Frequenze proprie di vibrazione Condizioni di risonanza supporto- sovrastruttura Fase 1: Macro Fase 2: Meso Inviluppo spostamenti Deformabilità Fase 1: Macro Fase 2: Meso Reazioni Resistenza strutturale Macro Tensioni Resistenza strutturale Meso Trasmissione azioni nei collegamenti Resistenza strutturale Micro Resistenza a fatica dei particolari strutturali Resistenza strutturale ai carichi ciclici Fase 1: Meso Fase 2: Micro Tabella 9.1 scelta del livello della modellazione strutturale 9.2 Tipologie strutturali del supporto della turbina In riferimento agli Standard IEC 61400-3 e DNV OS J101 sono identificate diverse tipologie di strutture di supporto fondate a terra da impiegare per turbine eoliche offshore. Sulla base di criteri economico-progettuali e dei vincoli di profondità del tirante nel sito di installazione vengono individuati i tipi di seguito descritti ed oggetto delle analisi numeriche. 9.2.1 Monopila (monopile) Preferibile per profondità inferiori ai 25 m, risulta, tra quelle considerate, la tipologia caratterizzata da completa simmetria strutturale. Il suo comportamento dinamico è valutato tenendo presente l’effetto delle variazioni della quota di fondo per opera di fenomeni erosivi (scour) che ne modificano l’estensione sia della parte interrata che di quella di supporto.
  62. 62. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 62 9.2.2 Tripode (tripod) Rappresenta una soluzione di transizione tra la monopila e il traliccio e dà luogo ad una differente modalità di accoppiamento e trasferimento dei carichi al mezzo di fondazione. La profondità del fondale raccomandata è compresa tra 20 m e 50 m. 9.2.3 Traliccio (jacket) Come nel caso del tripode il supporto è fondato su tre pali, ma in questo caso la parte immersa in mare è costituita da una struttura reticolare. L’intervallo di profondità del tirante raccomandato è compreso ancora tra 20 m e 50 m. 9.3 Modelli Per le strutture in esame sono costruiti modelli di Macro e Meso-livello. Sono modellate le tre tipologie di supporto introdotte in precedenza (monopila, tripode e jacket). Nei modelli di Macro-livello la struttura è costituita da elementi finiti a geometria lineare tipo BEAM. Di seguito vengono elencati gli elementi strutturali modellati: • Fondazioni • Struttura di supporto o Sottostruttura e torre Immersa Emersa • Pale della turbina A tale scala di dettaglio, l’elemento di transizione tra sottostruttura e torre non è distinguibile, come non lo è la forma delle pale della turbina. Nel caso di supporto tipo jacket, gli elementi della sottostruttura sono in grado di trasferire solamente sforzi assiali. I modelli di Macro-livello sono utilizzati per l’accertamento delle frequenze proprie e degli spostamenti, sono inoltre utilizzati per svolgere un’analisi parametrica delle configurazioni presenti nell’impianto, facendo riferimento alla Figura 9.2a, i parametri considerati in tale fase sono: Lfondaz, Hsurf. Nei modelli di Meso-livello la struttura è costituita da elementi finiti a geometria sia lineare (tipo BEAM) che piana (tipo SHELL). Di seguito vengono elencati gli elementi strutturali modellati:
  63. 63. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 63 • Fondazioni • Struttura di supporto o Sottostruttura Immersa Emersa o Transizione o Torre • Navicella • Pale della turbina A tale scala di dettaglio, l’elemento di transizione tra sottostruttura e torre é rappresentato mediante una zona di cambiamento di diametro della sezione tubolare, le pale della turbina sono rappresentate con la loro forma reale, i particolari dei collegamenti strutturali non sono distinguibili. I modelli di Meso-livello sono utilizzati per l’accertamento delle frequenze proprie e degli spostamenti, sono inoltre utilizzati per lo studio delle tensioni negli elementi strutturali e per la definizione delle zone critiche degli elementi strutturali. Nei modelli sia di Macro che di Meso-livello, i fenomeni di interazione con il terreno di fondazione sono tenuti in conto mediante una modellazione di questo sia mediante molle sia mediante elementi finiti tridimensionali tipo BRICK. Alcune immagini dei modelli che si utilizzano sono riportati in Figura 9.2 e 9.3
  64. 64. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 64 (a) z y x Vento Fluidodinamiche Geotecniche Parte interrata Parte sommersa Parte emersa Hsurf Lfondaz z y x z y x Vento Fluidodinamiche Geotecniche Parte interrata Parte sommersa Parte emersa Hsurf Lfondaz (b) (c) Figura 9.2 Modelli di Macro-livello.
  65. 65. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 65 (a) Parte interrata Parte sommersa Parte emersa Transizione z y x Vento Fluidodinamiche Geotecniche Parte interrata Parte sommersa Parte emersa Transizione z y x z y x Vento Fluidodinamiche Geotecniche (b) (c) Figura 9.3 Modelli di Meso-livello.
  66. 66. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 66 9.4 Configurazione di riferimento I risultati ottenuti vengono presentati parzialmente nel seguito, con riguardo ad una sola delle possibili configurazioni per le dimensioni delle strutture, detta di riferimento. I parametri della configurazione di riferimento sono riportati di seguito, e nella Figura 9.4. Hsurf Hsurf Hsurf Lfondaz Lfondaz Lfondaz Hemer Hemer Hemer Htrans R R R Hsurf Hsurf Hsurf Lfondaz Lfondaz Lfondaz Hemer Hemer Hemer Htrans R R R Figura 9.4 Dimensioni principali Monopila Tripode Jacket D [m] 5.0 5.0 5.0 tw [mm] 50.0 50.0 50.0 Lfondaz [m] 40.0 40.0 40.0 Hsurf [m] 35.0 35.0 35.0 Htrns [m] X X Hemer [m] 100.0 100.0 100.0 R [m] 50.0 50.0 50.0 Tabella 9.2 Configurazione di riferimento Dove D è il diametro della sezione tubolare del supporto, tw è lo spessore del tubolare. 9.5 Modellazione del vincolo di fondazione Generalmente le proprietà del mezzo di fondazione sono tali da non poter essere schematizzate con un vincolo d’incastro rigido e dunque richiedono una modellazione numerica più accurata. La tipologia di fondazione che si adotta è quella su pali. Si adottano due metodi di modellazione consistenti in:
  67. 67. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 67 • schematizzare il terreno attraverso l’impiego di molle non-lineari che quantificano la resistenza sulla superficie laterale ed alla punta. • modellare il terreno con elementi finiti tridimensionali tipo BRICK a legame costitutivo non lineare. Per ciò che concerne la modellazione mediante molle, la distribuzione tipo di queste per tenere in considerazione le componenti di reazione del terreno è mostrata in Figura 9.5. Le curve caratteristiche carico-spostamento da assumere per le differenti tipologie di molle in relazione ai parametri geotecnici del terreno vengono raccomandate dallo Standard API 2°-LRFD (1993). La reazione del terreno di fondazione viene mobilitata in maniera differente a seconda della tipologia di struttura e del conseguente tipo di fondazione (Figura 9.6). Per ciò che concerne la modellazione del terreno mediante elementi finiti tipo BRICK, la zona di sottosuolo modellata deve essere sufficientemente estesa (Figura 9.7) in modo da poter eliminare effetti di bordo, i quali possono condizionare la qualità dei risultati in maniera consistente. Figura 9.5 Modello di fondazione per palo singolo. [van der Tempel, 2006]. Figura 9.6 Schemi del trasferimento in fondazione della componente orizzontale e flessionale della sollecitazione [van der Tempel, 2006].
  68. 68. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 68 (a) (b) Figura 9.7 Modellazione esplicita del terreno mediante elementi brick.
  69. 69. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 69 9.6 Analisi modale esplorativa delle tipologie di supporto adottabili. Obiettivo preliminare dell’analisi dinamica è verificare che la frequenza naturale della struttura di supporto fnat sia sufficientemente lontana dalle frequenze di eccitazione al fine di scongiurare una amplificazione dinamica della risposta con conseguente incremento delle deformazioni e sollecitazioni. In prima analisi il sistema strutturale costituito dal supporto e dalla turbina eolica è dunque schematizzato attraverso un pendolo rovescio (Figura 9.8) in cui la massa concentrata mtop rappresenta l’effetto della navicella avente massa molto superiore al supporto elastico di rigidezza flessionale EI, massa lineare µ e lunghezza L. L mtop µ EI A A Sect. A-A D tw L mtop µ EI A A Sect. A-A D tw Figura 9.8 Schematizzazione della struttura elastica di supporto e della turbina eolica (mtop). In prima battuta, la frequenza naturale della struttura di supporto fnat viene calcolata mediante la relazione approssimata: ( ) steel nat a E L D f ρ227.01042 +⋅ ≅ , (9.1) avendo assunto nel caso specifico: LtD m a tD tDI wsteel top wsteel w πρ πρµ π = = ≅ 3 8 1 , (9.2) Nelle quali D indica il diametro della sezione tubolare del supporto, wt indica lo
  70. 70. PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com 70 spessore della sezione, steelρ indica la densità dell’acciaio. Nel caso di una turbina eolica le possibili sorgenti di eccitazione sono rappresentate da: • azione della turbolenza del vento sulle pale rotanti; la frequenza dipende dal numero delle pale, dal loro diametro e dalla velocità di rotazione che può variare in relazione alle condizioni di vento per aumentare il rendimento della turbina; • azione delle onde; la densità spettrale di energia del campo d’onda presenta dei picchi generalmente su frequenze minori di quella del rotore (1P); In particolare, il rapporto tra la prima frequenza propria del supporto ( natf ) e le frequenze di passaggio di una pala (1P) e di una delle 3 pale (3P) durante il moto rotatorio della turbina, costituisce un parametro di classificazione per il comportamento delle strutture in questione. Infatti con riferimento alla Figura 9.9: • se 13 >Pfnat la struttura è classificata come “stiff-stiff”. Tali strutture sono dispendiose dal punto di vista economico per il considerevole impiego di materiale, i fenomeni di fatica nel supporto non sono predominanti poiché le elevate dimensioni delle sezioni rendono i componenti strutturali poco sensibili al danno; • se PfP nat 31 << la struttura è classificata come “soft-stiff”. Tali strutture, a parità di dimensioni dell’opera, sono più economiche delle precedenti in quanto sono realizzate con minor quantità di materiale. Lo smorzamento aerodinamico in generale aumenta con la flessibilità delle strutture ed è quindi maggiore che nelle precedenti. Tale fatto (in generale benefico per la fatica) non riesce a sopperire all’aumento di sensibilità al danno a fatica nel supporto dovuto alla diminuzione delle sezioni rispetto al caso precedente; • se 11 <Pfnat , l’impiego di materiale diminuisce rispetto ai precedenti, lo smorzamento aerodinamico aumenta, il danno a fatica nel supporto diminuisce e le frequenze di risonanza si collocano in prossimità del picco spettrale del moto ondoso; l’onda diventa dunque l’azione dinamica predominante.

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