Energia eolica

ITI OMAR Dipartimento di Meccanica Energie alternative: energia eolica
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L’ENERGIA EOLICA
Premessa
Come si forma il vento
Venti perenni (alisei)
Venti stagionali (monsoni)
Venti giornalieri(brezze)
Misurare e prevedere i venti
I sistemi eolici
Turbina eolica (rotore)
Parco eolico on-shore
Parco eolico off-shore
Teoria dell’ala
Energia prodotta da un aerogeneratore
Sistemi di regolazione per le turbine eoliche
Regolazione passiva di stallo con velocità di rotazione fissa
Regolazione di pitch
Velocità variabile
Elementi costitutivi delle turbine
Le pale
Organi di trasmissione
Moltiplicatore di giri
Generatore
Generatori asincroni
Generatori sincroni
Trasformatore e cablaggio
Sistema di imbardata
Torre
Dispositivi ausiliari
Aspetti ambientali
Impatto visivo
Impatto acustico
Flora e fauna
Interferenze sulle comunicazioni
Considerazioni economiche
Dati di progetto e sicurezza
Norme tecniche relative alle strade
Distanza dalle strade provinciali o nazionali
Evoluzione dell’ombra giornaliera
Distanza dell’elettrodotto AT dall’area urbana
Distanza degli aerogeneratori dal perimetro dell’area urbana
Norme sulle linee elettriche
A.1. La distribuzione di Weibull
A.2. Limite di Betz-Prandtl
A.3. Andamento reale del coefficiente di potenza CP in funzione del rapporto di funzionamento λ
Bibliografia

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L’ENERGIA EOLICA
Premessa
L’energia eolica ha sempre fornito la forza propulsiva alle navi a vela ed è stata usata per almeno tremila
anni per azionare i mulini a vento1
. L’utilizzo di questo tipo di energia è caduto successivamente in disuso
con la diffusione dell’energia elettrica e con l’estesa disponibilità a basso costo di motori alimentati da
combustibili fossili. Sebbene il rapido aumento del prezzo del petrolio nel 1973 abbia stimolato, in molti
paesi, un gran numero di programmi di ricerca sull’energia eolica, questi sforzi si sono successivamente
ridotti, nel 1986, in concomitanza con la discesa del prezzo del petrolio. Tuttavia, le conoscenze acquisite in
quel periodo sono state sufficienti ad avviare lo sviluppo delle grandi turbine eoliche; inoltre, la recente
attenzione rivolta ai cambiamenti climatici, l’esigenza di incrementare la quota di energie rinnovabili e i
timori di una diminuzione futura della produzione di petrolio hanno promosso un rinnovato interesse per la
produzione di energia eolica. Questo tipo di energia, in confronto ad altre energie rinnovabili, richiede
investimenti molto inferiori e utilizza una risorsa generalmente disponibile ovunque e particolarmente
fruibile nelle zone temperate, dove si trova la maggior parte delle nazioni industrialmente sviluppate.
Durante l’ultimo decennio del XX secolo sono stati costruiti e testati diversi modelli di turbine eoliche: con
rotori ad asse orizzontale e verticale, con numero variabile di pale, con il rotore posizionato sopravvento o
sottovento alla torre, ecc. La turbina ad asse orizzontale con rotore a tre pale sopravvento si è dimostrata la
tipologia più idonea e ha avuto di conseguenza un notevole sviluppo, segnato sia da una rapida crescita in
dimensione e potenza, sia da un’ampia diffusione.
Come si forma il vento
Il vento è un movimento dell’aria determinato dall’azione dell’energia solare; il riscaldamento superficiale
in punti diversi del pianeta produce effetti differenti, che danno luogo a movimenti nell’atmosfera.
Possiamo distinguere correnti ventose perenni, periodiche(stagionali e giornaliere) e variabili
Venti perenni (alisei)
L'aria della troposfera (dal greco tropòs mutazione), che si estende per un'altezza di circa 11 km, è più calda
nelle zone equatoriali di quanto non lo sia nelle zone polari. Il riscaldamento dell'aria provoca una
diminuzione della sua densità e genera delle correnti ascensionali che la portano quasi al limite della
troposfera e quindi a diffondersi verso i poli terrestri dove, per effetto del raffreddamento, ridiscende a
livello del terreno. Se la terra non ruotasse avremmo una semplice circolazione d'aria dall'equatore ai poli e
ritorno. La rotazione terrestre fa sì che la direzione dell'aria di ritorno, al suo avvicinarsi alle zone più calde,
sia deviata (forza di Coriolis2
) assumendo direzioni prevalenti in relazione alla latitudine considerata. Più
precisamente questi venti, chiamati alisei, soffiano da nord-est nell’emisfero boreale (dal greco boréas
nord) e da sud-est in quello australe (dal latino auster sud). L’andamento e la velocità degli alisei sono più
regolari sugli oceani che non sui continenti: su questi ultimi infatti subiscono alterazioni anche notevoli per
1
I primi mulini a vento, sebbene di concezione diversa che quella che attualmente intendiamo, comparvero intorno al
XVII secolo a.C. nelle aree considerate la culla della civiltà: Mesopotamia, Cina ed Egitto. In Cina consentivano l'utilizzo
dell'energia eolica per la macinazione dei cereali, mentre è tramandato che il re di Babilonia, Hammurabi, progettò un
complesso impianto di irrigazione per mezzo degli stessi. In Europa i mulini a vento comparvero solamente nel
Medioevo, al tempo delle crociate. I classici mulini olandesi, che favorirono una prima fase di industrializzazione,
permettendo l’azionamento di pompe per l'acqua (per il drenaggio delle paludi), di segherie, cartiere, tintorie e
industrie del tabacco, rappresentano probabilmente l'esempio europeo più celebre.
2
Gaspard-Gustave de Coriolis (Parigi, 21 maggio 1792 - Parigi, 19 settembre 1843) è stato un matematico, scienziato
ed ingegnere meccanico francese. Nel 1816 Coriolis divenne assistente all'École Polytechnique dove svolse
esperimenti sull'attrito e sull'idraulica. La sua carriera si sovrappose con l'avvio della rivoluzione industriale, incentrata
sull'utilizzo della macchina a vapore con i suoi sistemi meccanici in rapida rotazione. Il suo interesse per la dinamica
della macchine rotanti lo condusse a formulare le equazioni differenziali del moto dal punto di vista di un sistema di
coordinate a sua volta in rotazione, presentate all'accademia francese delle scienze nel 1831. Il suo nome è legato alla
forza di Coriolis, una forza prevista dalle sue equazioni del moto, divenuta di grande importanza, tra l’altro, in
meteorologia per spiegare la formazione dei vortici

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molteplici cause locali, in particolare per le irregolarità morfologiche. Gli alisei hanno avuto in passato
un’enorme importanza per la navigazione: le prime celebri traversate oceaniche, i viaggi di esplorazione
navale e di circumnavigazione si svolsero seguendone la direzione. Non a caso gli alisei, in inglese vengono
detti Tradewinds, 'venti del commercio', in quanto anticamente favorivano la navigazione a vela e quindi i
traffici commerciali.
fig.1
Venti stagionali (monsoni)
fig.2
I monsoni (dall’arabo mausim
stagione) costituiscono un sistema di
venti stagionali che interessa le regioni
sud-orientali dell’Asia. Il diverso
riscaldamento delle zone continentali
e degli oceani genera una differenza di
pressione tra terraferma e mare, che
tende a essere colmata proprio dai
monsoni. Durante l’inverno, la
terraferma, raffreddandosi più
dell’oceano, viene interessata da un
sistema di alta pressione, che spinge i
venti dal continente verso il mare;
d’estate, al contrario, la terraferma si
riscalda e, creando un sistema di bassa
pressione sopra di sé, attira i venti dal
mare.
Così, da novembre a marzo, i monsoni spirano da nord-est, mentre per il resto dell’anno spirano nella
direzione opposta, da sud-ovest. I monsoni di sud-ovest, o monsoni estivi, sono di solito accompagnati da
intense piogge nell'India e in tutto il Sud-Est asiatico e costituiscono la principale caratteristica del clima di
quelle regioni.

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Venti giornalieri (brezze)
Le brezze sono dovute ad un diverso riscaldamento tra la terraferma e le masse d’acqua, con conseguente
formazione delle brezze quotidiane di terra e di mare.
fig. 3
Brezza di Mare Brezza di terra
E’ importante infine sottolineare che i venti , e le loro caratteristiche locali, sono profondamente influenzati
anche dalla presenza di masse d’acqua e dal profilo e dalle irregolarità della superficie della terraferma.
E’ ben noto infatti che il vento soffia con maggiore velocità su superfici grandi e piatte come il mare, e
questo rappresenta l’elemento principale di interesse per gli impianti eolici costieri o marini. Inoltre il vento
si rafforza sulla sommità delle alture o nelle valli orientate parallelamente alla sua direzione dominante,
mentre rallenta su superfici irregolari, come città o foreste, e la sua velocità rispetto all’altezza o al wind
shear è influenzata dalle condizioni di stabilità atmosferica.
Misurare e prevedere i venti
Per poter sfruttare l’energia eolica, è molto importante tenere conto delle forti variazioni di velocità tra
località diverse: siti distanti tra loro pochi chilometri possono essere soggetti a condizioni di vento
nettamente differenti e rivestire un interesse sostanzialmente diverso ai fini dell’installazione di turbine
eoliche.
Pertanto, quando si prende in considerazione un sito per l’installazione di una turbina eolica, è
fondamentale valutare l’entità reale della risorsa eolica. Si installa quindi nel sito una stazione
meteorologica per diversi mesi, in modo da monitorare la velocità e la direzione del vento e i livelli di
turbolenza a quote diverse. I dati registrati consentono la valutazione sia della produzione futura di energia,
sia della fattibilità economica del progetto.
Il regime di vento in un determinato sito può essere caratterizzato statisticamente mediante la
distribuzione di Weibull la cui funzione di densità di probabilità (il cui integrale su un qualsiasi intervallo di
velocità fornisce la probabilità che il vento abbia una velocità compresa in tale intervallo) ha la seguente
espressione:
 
1
exp
k k
k v x
f v
c c c

    
  
    
    
(1.1)
in cui v è la velocità del vento, 0
k  il parametro di forma e 0
c  il parametro di scala.
La fig. 4 illustra un confronto tra i dati registrati in un sito e una funzione di distribuzione di Weibull,
calcolata con un parametro di scala c uguale a 7,9 m/s e un parametro di forma k uguale a 2. Si usa
caratterizzare le condizioni locali di vento mediante il valore della sua velocità media v . Di regola, si può

6
considerare la velocità media del vento come il parametro di scala della distribuzione di Weibull
moltiplicato per 0,89.1
fig.4
La forza del vento cambia su una scala di giorni o di ore, a seconda delle condizioni meteorologiche; le
brezze, per esempio, sono responsabili di una componente quotidiana del vento. Infine, fa parte
dell’esperienza comune il fatto che la direzione e l’intensità del vento fluttuano rapidamente intorno al
valore medio: si tratta della turbolenza, che costituisce una caratteristica importante del vento, poiché
determina fluttuazioni nella forza esercitata sulle pale delle turbine, aumentandone così l’usura e
riducendone la vita media. L’intensità della turbolenza viene determinata, in modo statistico, come la
deviazione standard della velocità del vento su brevi scale di tempo. Su un terreno complesso il livello di
turbolenza può variare tra il 15% e il 20%, mentre in mare aperto questo valore può essere compreso tra il
10% e il 14%.
Una turbina eolica deve poter sopportare la peggiore tempesta che possa aver luogo nel sito di
installazione, durante l’intera vita del progetto. Se la turbina rimane installata per 20 anni, la raffica
estrema che si considera è quella che si ripresenta in media ogni 50 anni. Sono stati stabiliti degli standard
che forniscono i valori indicativi da considerare. La tab. 1 riproduce le diverse classi prese in considerazione
dalla Commissione elettrotecnica internazionale (IEC, 1999); la velocità del vento di riferimento è definita
come la media, calcolata su 10 minuti, di un vento estremo che si presenti in media ogni 50 anni.
tab.1
Di seguito riportiamo la distribuzione dei venti on-shore e off-shore in Europa nonché la definizione della
scala dei venti secondo Beaufort2
.
1
Si veda, per una giustificazione del fattore 0.89, quanto detto nell’appendice A1 e segnatamente nella (A.1.4)
2
Sir Francis Beaufort (Navan, 7 maggio 1774 – Hove, 17 dicembre 1857) è stato un ammiraglio, cartografo ed
esploratore britannico, direttore dell'Ufficio idrogafico della Royal Navy e inventore dell'omonima scala per la
misurazione del vento.

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fig. 5 Mappa europea del vento on -shore
fig. 6 Mappa europea del vento off-shore

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tab. 2 - Scala dei venti secondo Beaufort
Intensità del vento
Descrizione
Altezza
onde(m)
Effetti a terra
Gradi#
Nodi§
Km/h
0 0 0 Calma 0 Il fumo sale verticalmente
1 1-3 1-6 Bava di vento 0.1 Il vento piega il fumo
2 4-6 7-11 Brezza leggera 0.2 Fruscio di foglie
3 7-10 12-19 Brezza tesa 0.6 Foglie e rami piccoli in movimento costante
4 11-16 20-29
Vento
moderato
1 Sollevamento polvere carta
5 17-21 30-39 Vento teso 2 Oscillano gli arbusti
6 22-27 40-50 Vento fresco 3
Movimento di grossi rami. Difficoltà ad usare
l’ombrello
7 28-33 51-62 Vento forte 4
Interi alberi agitati. Difficoltà a camminare
controvento
8 34-40 63-75 Burrasca 5.5
Piccoli rami strappati. Impossibilità a camminare
controvento
9 41-47 76-87 Burrasca forte 7
Leggeri danni alle strutture (camini e tegole
asportate)
10 48-55 88-102 Tempesta 9
Sradicamento di alberi. Considerevoli danni
strutturali
11 56-63 103-117 Fortunale 11.5 Vasti danni strutturali
12 >63 >117 Uragano >14 Danni ingenti ed estesi alle struttura
# Un grado della scala Beaufort corrisponde all’arrotondamento all’intero più vicino della radice cubica del
quoziente tra il quadrato della velocità del vento (espressa in km/h) e 9.
2
3 0.5 con 118 km/h
9
v
Grado Beaufort INT v
 
 
  
 
 
§ 1 nodo = 1.852 km/h
Le mappe dei venti riportano in genere le velocità corrispondenti ad un’altezza dal suolo pari a 10m.
Data la velocità v0 del vento a quota h0, la velocità v del vento alla quota h può essere stimata con la
seguente relazione logaritmica (Prandtl).
 
 
0
0
log
log
h m
v v
h m
 (1.2)
Dove m è un coefficiente di scabrezza dipendente dalla natura del suolo (tab.3).
tab. 3 Classi e coefficienti di scabrezza m
Classe m Caratteristiche del terreno
0 0.0002 Superficie di acqua ferma
0.5 0.0024 Terreni completamente aperti, superficie liscia (aeroporti, prati falciati…)
1 0.03 Aree agricolo aperte senza recinzioni o siepi con edifici molto radi; colline a declivio dolce
1.5 0.055 Terreni agricoli con qualche casa e filari di recinzione alti 8 m a distanza di circa 1250 m
2 0.1 Terreni agricoli con qualche casa e filari di recinzioni alti 8 m a distanza di circa 500 m
2.5 0.2 Terreni agricoli con molte case, arbusti e piante, o filari di recinzione di 8 m a circa 250 m
3 0.4 Villaggi, piccoli paesi, terreni agricoli con molte siepi alte, foreste e terreni scabri e irregolari
3.5 0.8 Grandi città con edifici alti
4 1.6 Metropoli con edifici alti e grattacieli

9
I sistemi eolici
I sistemi eolici sono un insieme di componenti – fluidi, meccanici ed elettrici – integrati che hanno lo scopo
di convertire l’energia cinetica del vento in altra forma direttamente utilizzabile (elettrica, meccanica e
idraulica). Il vento va considerato parte integrante del sistema
Il componente primario di un sistema eolico è la turbina eolica cioè una macchina che, come qualunque
altra turbina, è in grado di convertire l’energia del vento in energia meccanica.
Nella fig.6 sono illustrati gli schemi dei sistemi eolici che trovano più frequente applicazione.
fig. 1.6
Turbina eolica (rotore)
La turbina è costituita da un certo numero di pale (da un minimo di 1 ad un massimo di 20 e anche più)
fissate ad un albero motore. Tale albero può essere orizzontale (caso tuttora più diffuso) o verticale: nei
due casi si parlerà rispettivamente di turbina eolica ad asse orizzontale (HAWT Horizontal Axis Wind
Turbine) e di turbina eolica ad asse verticale (VAWT Vertical Axis Wind Turbine).
La differenza sostanziale deriva dal loro diverso comportamento nei riguardi della direzione del vento: le
prime hanno bisogno di orientarsi in modo da ricevere il vento ortogonalmente al piano del rotore, le
seconde sfruttano il vento in qualsiasi direzione.
A causa dei rendimenti più elevati, a parità di costi, quasi tutte le installazioni eoliche adottano rotori con
asse orizzontale.1
Nei rotori ad asse verticale le pale si muovono nella direzione del flusso d’aria. In questo tipo di rotore non
serve un sistema di orientamento delle pale, tuttavia non tutta la superficie è esposta al vento visto che
1
Nel seguito quando parleremo di turbine, rotori, aerogeneratori senza alcuna ulteriore precisazione, intenderemo
riferirci sempre a dispositivi ad asse orizzontale

10
mentre una pala raccoglie il flusso d’aria e viene spinta, l’altra gira in senso contrario opponendosi con la
conseguente riduzione del rendimento. Le caratteristiche principali di questa tipologia di rotore eolico
sono:
• bassa velocità di rotazione;
• coppia meccanica elevata;
• modesto rendimento.
Sono adatti per utilizzazioni meccaniche come le pompe per l'acqua. In effetti il loro uso è limitato anche se
vi sono studi e ricerche per migliorare questo tipo di tecnologia.
fig.7

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Gli aerogeneratori possono essere convenientemente classificati in accordo con la tabella sotto riportata:
tab. 4
Taglia Potenza (kW) Diam. Rotore (m) Altezza torre (m)
Piccola 0,4-100 1-25 3-25
Media 100-1000 25-60 25-60
Grande 1000-3000 60-70 60-100
Gli aerogeneratori possono essere collocati sia sulla terra ferma (on shore), sia fuori costa (off-shore).
Il parco eolico on - shore “Wind farm” (fig.7)
L'esempio tipico di parco eolico è costituito dalla wind-farm, "fattorie del vento", in cui gli aerogeneratori
sono disposti sul territorio e collegati attraverso una unica linea alla rete locale e nazionale. Un parco eolico
costituito da 30 aerogeneratori da 300 kW ciascuno, ubicato in una zona con venti dalla velocità media di 7
m/s, che consenta di raggiungere la potenza nominale degli aerogeneratori, può produrre per un
funzionamento annuo di 2000 ore, 20 milioni di kWh all'anno, riuscendo a coprire il fabbisogno di circa
7.000 famiglie.
fig.7
Il parco eolico off-shore (fig.8)
Gli impianti off-shore non sono altro che wind-farm costruite in mare. Rispetto alle wind-farm presentano
maggiori costi di realizzazione. Ricoprono un ruolo importante soprattutto nel nord Europa dove si hanno
condizioni di vento che giustificano tali investimenti. Lo sfruttamento di questi impianti potrebbe portare
alla produzione del 20% del fabbisogno elettrico dei paesi costieri. Gli aerogeneratori che vengono utilizzati
negli impianti off-shore hanno potenze che vanno da 1 MW a 3.5 MW e vi sono alcune macchine
recentemente realizzate che hanno una potenza di 5 MW. Si stima che in Italia si potrebbe arrivare
all’installazione di 3.000 MW, in grado di fornire il 4% dell’ attuale consumo di energia elettrica.

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fig. 8
Teoria dell’ala (pala)
Nella fig. 9 è illustrato schematicamente il flusso d’aria. Il rotore fronteggia il vento, e la figura mostra la
forma del tubo di flusso tangente all’estremità delle pale. Poiché al vento viene sottratta una certa quantità
di energia cinetica, la velocità sottovento al rotore risulta inferiore a quella sopravvento. Di conseguenza il
diametro del tubo di flusso è maggiore alle spalle del rotore rispetto al davanti. In assenza del rotore l’aria
attraverserebbe la sezione A con velocità v0.
fig. 9
La potenza Nd associata al flusso, indicata con ρ la densità dell’aria, vale1
:
3
0
1
2
d
N A v

  (1.3)
Dal punto di vista teorico questa potenza potrebbe essere totalmente sfruttabile solo a condizione che la
velocità a valle della turbina si annullasse completamente. E’ evidente che ciò è fisicamente impossibile: se
la velocità a valle della turbina fosse nulla si creerebbe un effetto “muro” che impedirebbe il passaggio
ulteriore di aria attraverso la turbina.. Possiamo quindi definire un coefficiente CP di potenza pari al
rapporto tra la potenza effettivamente resa dalla turbina NR e la potenza disponibile Nd:
R
P R P d
d
N
C N C N
N
    (1.4)
1
Per una sua giustificazione si veda la (A.2.1)

13
Si può dimostrare(vedi (A.2.11)) che la velocità vd dell’aria sul piano del rotore vale:
 
0 3 2
d
v v v
 
(1.5)
in cui v3 è la velocità dell’aria nella scia sottovento al rotore.
Si può esprimere il valore del coefficiente di potenza come funzione del rapporto tra la velocità della scia
sottovento al rotore e quella sopravvento : il valore ottimale di CP si ha quando questo rapporto vale 1/3. In
questo caso CPMAX = 16/27 = 0,593; il rapporto 16/27 deriva dalla teoria del momento assiale, assumendo
valide alcune approssimazioni, ed è noto come limite di Betz-Prandtl (vedi paragrafo A.2).
Non è possibile progettare una turbina con un maggior valore del coefficiente di potenza1
; le turbine
odierne hanno dei coefficienti di potenza pari a circa il 70-80% del limite teorico. La teoria prevede che la
potenza sia proporzionale al cubo della velocità del vento, il che giustifica l’interesse verso siti molto
ventosi per l’installazione delle turbine eoliche. La potenza è anche proporzionale alla densità dell’aria e le
turbine devono essere declassate quando operano in climi caldi o sulle montagne.
Una pala è essenzialmente un’ala. La fig. 10 mostra le diverse forze che agiscono su un segmento di pala.
fig. 10
1
Facendo uso di teorie più complete, si dimostra che in realtà il CPMAX è leggermente superiore al limite di Betz,
raggiungendo il valore 0.69. Tale maggiore potenza deriva dal fatto dietro al disco della turbina si determina una
depressione che provoca una aspirazione di aria supplementare dallo spazio circostante.

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Se chiamiamo con Ω la velocità angolare del rotore, la velocità tangenziale u di un segmento di pala a
distanza r dall’asse è uguale a Ωr. La velocità tangenziale dell’aria vt ha praticamente lo stesso modulo. Il
vettore di velocità risultante w forma un angolo Φ con il piano del rotore, determinato da:
tan d d
r
v v
v r
  

(1.6)
L’angolo β‚ tra il piano del segmento di pala e il piano del rotore si definisce angolo di pitch, e l’angolo α tra
il vettore del flusso incidente e il piano del segmento di pala si chiama angolo d’attacco. Abbiamo quindi:
  
  (1.7)
La forza aerodinamica su un segmento di pala di area S si può scomporre in una forza di portanza (lift) FL
(perpendicolare alla direzione del vento apparente w sull’elemento di pala) e una forza a essa
perpendicolare di resistenza (drag) FD:
3 3
1 1
2 2
L L D D
F C S w F C S w
 
        (1.8)
dove CL e CD sono rispettivamente i coefficienti di portanza e di resistenza.
Come si vede dalla fig. 10, la composizione di queste forze genera una forza propulsiva FM nel piano del
rotore, e una forza assiale FT perpendicolare alla prima. Un assegnato profilo dato della pala è caratterizzato
dalla relazione tra α, CL e CD. La fig. 11 mostra, per esempio, i valori dei coefficienti di portanza e di
resistenza per il profilo alare DU-91-W2-250.
fig. 11
Come si può vedere, il coefficiente di portanza è quasi proporzionale all’angolo di attacco per valori di α
minori di 10°. Per valori maggiori dell’angolo di attacco la portanza crolla e la resistenza aumenta
drasticamente. Per piccoli angoli, in condizioni di flusso laminare, l’aria avanza con regolarità intorno al
profilo; per angoli grandi, il flusso va in stallo e si forma una scia turbolenta.
Il rapporto tra la velocità tangenziale all’estremità della pala e la velocità del vento si indica con λ prende il
nome di rapporto di funzionamento.
0
R
v


 (1.9)
con R raggio del rotore.

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Energia prodotta da un aerogeneratore
La produzione di energia elettrica di un aerogeneratore dipende dalla velocità del vento, al variare
della quale si produrrà una diversa potenza di energia elettrica.
fig. 12
L’avviamento dell’aerogeneratore avviene in presenza di un vento di velocità sufficiente (detta velocità
di cut-in), solitamente dell’ordine dei 3÷4 m/s per macchine di media taglia da qualche centinaio di kW
di potenza. La fermata della macchina, avviene quando vi è un vento di velocità superiore a quella
massima per la quale la macchina è stata progettata (detta velocità di cut-off) intorno ai 25 m/s.
A seconda delle condizioni locali prevalenti di vento, si possono scegliere i parametri della curva di potenza
(velocità del vento minima, nominale e massima) per ottimizzare la progettazione della turbina. La fig. 13
mostra come esempio l’energia prodotta nell’arco di un anno da una turbina da 2.000 kW, caratterizzata da
una distribuzione di Weibull con parametro di scala di 9 m/s e parametro di forma pari a 2.
fig. 13
I risultati in figura sono espressi come numero totale di ore/anno in cui la potenza è superiore a un certo
valore. L’erogazione annuale di energia è data dall’area sottesa alla curva. Come si può vedere, la turbina
funziona per 7.500 ore in un anno, delle quali soltanto 700 circa alla potenza nominale, mentre la maggior
parte dell’energia viene prodotta a velocità di vento intermedie. L’efficienza nell’utilizzo di una turbina in

16
un sito specifico viene valutata spesso in termini di rapporto tra l’energia totale annuale prodotta (in kWh)
e la potenza nominale della turbina (in kW). Il risultato è espresso in numero equivalente di ore/anno.
nell’esempio di fig. 6 sono 3.150. Dividendo questo numero per le ore di un anno (8760 h), si ottiene il
fattore equivalente di utilizzo, in questo caso, pari al 36%. Un progetto di impianto eolico viene considerato
economicamente fattibile se il numero equivalente di ore/anno supera le 2.000. Località ventose sono
caratterizzate da valori tipici di 2.500 ore/anno, mentre gli impianti in mare aperto possono superare le
3.000 ore/anno. Il numero di ore/anno si può ottimizzare scegliendo accuratamente il tipo di turbina eolica.
I costruttori di turbine ne offrono diverse versioni per ogni determinato tipo a seconda delle risorse locali:
per esempio, rotori più ampi per le aree meno ventose.
Lo sfruttamento dell'energia eolica presuppone innanzitutto una conoscenza approfondita dei
meccanismi fisici che provocano e regolano il vento terrestre. L'individuazione di siti aventi
caratteristiche ottimali per quanto riguarda lo sfruttamento dell'energia eolica è il primo fondamentale
passo e grande cura deve essere spesa in questa attività. Vengono eseguite campagne di misurazione
del vento per un periodo di tempo sufficientemente lungo (almeno un anno) al fine di garantire poi
una buona resa dell'impianto. Nel caso dei grandi impianti eolici, tale durata è di due - tre anni, un
limite minimo necessario a garanzia della qualità e costanza dei venti. Parametri importanti sono:
• Percentuale di tempo in cui il vento ha velocità idonea ad un corretto funzionamento del
generatore eolico.
• Qualità del vento che deve essere il più possibile uniforme.
• Direzione prevalente del vento che risulta fondamentale relativamente alla locazione
dell'aerogeneratore, in particolare nel caso di installazione multiple (wind-farm).
La valutazione delle caratteristiche del vento (principalmente direzione prevalente e intensità media)
sono determinanti per una corretta progettazione del siting degli aerogeneratori e del loro congruente
dimensionamento. Gli errori derivanti da una non corretta analisi sui dati di derivazione anemometrica
possono determinare un parco eolico non efficiente, con gli aerogeneratori che non sono in grado di
sfruttare la stessa dinamica del vento. Sbagliate ipotesi sulla ventosità del sito, possono pregiudicare di
conseguenza il ritorno economico previsto, alterando lo studio di fattibilità dell’impianto effettuato
nella fase preliminare della realizzazione del parco eolico.
Assume un’importanza fondamentale lo studio statistico, basato sui dati storici riferiti ad un arco
temporale minimo di un anno nei casi più semplici e che può è deve essere esteso a diversi anni nei
restante casi, questo affinché si possano evitare discrasie tra la potenzialità del sito individuato e una
corretta valutazione delle caratteristiche della struttura produttiva.
In tal senso, appare ancor più evidente l’importanza di una corretta scelta del sito al fine di assicurare
all’impianto un numero di ore annue di funzionamento sufficiente a ripagare l’investimento iniziale.

17
Sistemi di regolazione per le turbine eoliche
Regolazione passiva di stallo con velocità di rotazione fissa
Consideriamo una turbina eolica che ruota a velocità costante. Al crescere della velocità del vento l’angolo
di attacco sulle pale aumenta. Le pale sono disegnate in modo tale che al crescere della velocità del vento
entrino in stallo progressivamente partendo dalla punta verso la base1
; in tal modo una parte sempre più
estesa della pala diventa inefficiente e non contribuisce alla produzione di potenza. Lo stallo progressivo
fornisce pertanto un meccanismo automatico di regolazione della potenza. La regolazione passiva di stallo
era utilizzata diffusamente nelle prime turbine commerciali con potenze nominali di poche centinaia di kW,
dotate di generatori asincroni (le cosiddette turbine eoliche danesi). Questo tipo di regolazione pone dei
problemi associati al fenomeno stesso dello stallo: vibrazioni, instabilità, difficoltà nella previsione sia
dell’entrata in stallo, sia del ritorno al flusso laminare. Le vibrazioni inoltre causano nel tempo un’usura
supplementare delle pale. Se il rotore può ruotare a diverse velocità è possibile in qualche misura regolare
l’entrata in stallo; molte turbine degli anni Novanta erano dotate di generatori asincroni a due velocità: a
seconda delle condizioni di vento il rotore girava alla velocità superiore o a quella inferiore.
La fig. 14 rappresenta le curve di potenza di una tipica turbina da 400 kW con regolazione passiva di stallo e
di una turbina da 660 kW, dotata di sistemi attivi di regolazione.
fig. 14
Relativamente alla turbina da 400 kW, la potenza raggiunge un valore massimo in corrispondenza della
velocità nominale del vento, al di sopra del quale si ha una perdita di potenza. Quando la velocità del vento
supera il massimo valore accettabile, in condizioni meteorologiche avverse, la turbina viene bloccata,
utilizzando freni ad aria collocati all’estremità delle pale.
Regolazione di pitch
Dalla fig. 10 si può vedere che se si aumenta l’angolo di pitch β e si riduce l’angolo di attacco α, la portanza
diminuisce e la pala è definita ‘messa in bandiera’. Tutte le grandi turbine moderne sono dotate di
meccanismi per la regolazione del pitch delle pale. Quando la velocità del vento diventa eccessiva, il rotore
viene fermato, ruotando le pale nella posizione in cui il bordo d’attacco è rivolto al vento. Il carico
aerodinamico sulle pale viene così ridotto al minimo. Al crescere della velocità del vento, invece di
aumentare l’angolo di pitch delle pale per metterle in bandiera si può anche ridurlo, allo scopo di provocare
intenzionalmente lo stallo. Con questo metodo l’ampiezza della rotazione delle pale necessaria per regolare
la potenza è inferiore a quella per metterle in bandiera, cosicché in teoria la regolazione è più rapida.
La regolazione dell’angolo di pitch β realizza la regolazione mediante la variazione del CP. Infatti ad ogni
angolo di pitch (angolo di calettamento) corrisponde una diversa curva CP(λ). Qualora ad esempio,
1
Nelle moderne turbine a controllo per stallo l’arresto della turbina viene realizza con un freno aerodinamico,
consistente nella rotazione di 90° della porzione terminale della pala o di flap che si aprono dalla superficie della pala.

18
all’aumentare della velocità del vento si voglia mantenere costante la potenza erogata dall’aerogeneratore,
si modifica l’angolo di pitch in modo tale da portasi su di una curva CP(λ) a cui corrisponde un minore
coefficiente di potenza.
fig. 15
Velocità variabile
Nelle grandi turbine eoliche la velocità del rotore può variare intorno al valore nominale (tipicamente del
30% in eccesso o in difetto). Questo è reso possibile da un allestimento specifico del generatore, che
incorpora dell’elettronica di potenza accoppiata con il sistema di regolazione del pitch delle pale, il quale
assicura un’erogazione costante di potenza, malgrado le fluttuazioni rapide del vento. Quando la forza del
vento aumenta improvvisamente, il rotore è lasciato libero di accelerare per alcuni secondi e l’incremento
di velocità di rotazione accumula energia cinetica nel rotore stesso. Se il vento resta forte, si varia l’angolo
di pitch delle pale per diminuire l’accumulo di potenza e mantenere la velocità del rotore entro i valori
accettabili. Durante un successivo calo di vento l’energia immagazzinata nel rotore viene rilasciata nel
rallentamento del rotore stesso. Se necessario, si cambia di nuovo l’angolo di pitch, in modo da far
recuperare velocità al rotore. La fig. 14 mostra la curva di potenza di una turbina da 660 kW, dotata di
questi sistemi attivi di regolazione. La produzione di energia ha luogo a partire da una velocità minima del
vento di 3-4 m/s. La curva di potenza segue, più o meno, la curva cubica teorica, finché la velocità del vento
si mantiene al di sotto di quella nominale (14-16 m/s). Al di sopra di questa velocità la potenza rimane
praticamente costante. Per motivi di sicurezza la turbina viene fermata con venti che superano una velocità
massima di circa 25 m/s.

19
Elementi costitutivi delle turbine
Le pale
Le pale sono gli elementi che interagiscono con il vento e la loro forma è progettata in modo da ottenere
una buona efficienza aerodinamica. La fig. 16 mostra il profilo di una tipica pala di turbina, in diverse sezioni
lungo il suo sviluppo longitudinale. In prossimità del mozzo la pala ha una sezione circolare. Un supporto
alloggiato nel mozzo consente il movimento di rotazione della pala per la regolazione del pitch. Un
elemento di raccordo collega la base alla parte aerodinamica della pala. Al crescere della distanza dall’asse
del mozzo (raggio) lo spessore della pala diminuisce così come la corda. La velocità tangenziale di un
segmento della pala cresce con il raggio. Secondo la fig. 10, si deve diminuire l’angolo di pitch per poter
mantenere un buon angolo di attacco. La pala si avvolge di un angolo complessivo di circa 25° tra l’inizio e
l’estremità della sezione aerodinamica. Le forze aerodinamiche variano con il quadrato della velocità
relativa locale e crescono rapidamente con il raggio. È quindi importante progettare la porzione della pala
vicina all’estremità in modo da avere una buona portanza e una bassa resistenza.
fig. 16
Le pale sono flessibili e possono subire quindi una deflessione sotto l’azione del vento. Per evitare che esse
possano sbattere contro la torre, l’asse del rotore è spesso inclinato di un piccolo angolo.
La sezione della pala di una turbina eolica è piuttosto spessa, allo scopo di ottenere l’elevata rigidità
necessaria per resistere ai carichi meccanici variabili che agiscono su di essa nel corso del funzionamento.
La forza centrifuga dovuta alla rotazione è tipicamente da sei a sette volte maggiore del peso della pala
nella sezione alla base. Il peso della pala stessa crea un momento flettente sulla base, in modo alternato a
ogni rotazione. Il vento esercita una forza non costante, sia per le fluttuazioni dovute alla turbolenza sia per
la maggiore velocità causata dall’altitudine. Una pala collocata in posizione elevata è sottoposta a un vento
più intenso rispetto a una posizionata più in basso; anche le corrispondenti fluttuazioni di carico si ripetono
a ogni rotazione. Tutti questi carichi variabili determinano usura, e ciò costituisce la maggiore difficoltà
tecnica nella progettazione delle pale. È necessario effettuare un’analisi accurata per eliminare il rischio di
risonanza tra i diversi oscillatori meccanici (pale, torre, organi di trasmissione, ecc.).
Le pale sono costruite con materiali leggeri, come le plastiche rinforzate in fibra, con buone proprietà di
resistenza all’usura. Le fibre sono in genere in vetro, ma per le pale più grandi vengono utilizzate le fibre di
carbonio nelle parti in cui si presentano i carichi più critici. Talune pale sono costruite interamente in fibra
di carbonio, mentre alcuni fabbricanti utilizzano laminati in legno. Le fibre sono incorporate in una matrice
di poliestere, resina epossidica o a base di vinilestere, e le pale sono costituite da due gusci uniti insieme. La
struttura è inoltre rinforzata da una matrice interna. La superficie esterna della pala viene ricoperta con
uno strato levigato di gel colorato, allo scopo di prevenire l’invecchiamento del materiale composito
causato dalla radiazione ultravioletta. I fulmini costituiscono una delle principali cause di avaria1
; viene
perciò fornita una protezione attraverso l’installazione di conduttori, sia sulla superficie della pala sia al suo
interno. A seconda della tecnologia utilizzata dal produttore e dalla sua esperienza, le pale possono essere
1
Un fulmine che si scaricasse in una pala ne provocherebbe l’esplosione per effetto del riscaldamento dell’aria in essa
contenuta.

20
dotate di elementi addizionali, come i generatori di vortice per aumentare la portanza, i regolatori di stallo
(stall strip) per stabilizzare il flusso d’aria o alette inserite all’estremità della pala per ridurre la perdita di
portanza e il rumore.
Organi di trasmissione
Le pale sono collegate al mozzo che ospita i meccanismi di regolazione del pitch. Il mozzo è di solito un
pezzo di acciaio o di ghisa sferoidale ed è protetto esternamente da un involucro di forma ovale, lo spinner.
L’albero del rotore è sostenuto da supporti e ruota a velocità relativamente bassa (10-40 giri al minuto). La
dimensione e il peso dei generatori elettrici sono approssimativamente inversamente proporzionali alla
velocità di rotazione. È quindi importante progettare i generatori con una velocità di rotazione elevata (per
esempio, 1.000 o 1.500 giri al minuto) e utilizzare un moltiplicatore di giri intermedio per trasformare la
rotazione lenta dell’albero nella velocità di rotazione elevata del generatore. La fig. 17 illustra lo schema
interno di una turbina tipica eolica.
fig. 17
Moltiplicatore di giri
Il moltiplicatore di giri è impiegato per incrementare la velocità del rotore fino ai valori richiesti dai
generatori convenzionali. In alcune turbine il rapporto del moltiplicatore può superare 1:100. L’effetto si
ottiene in tre fasi separate. Il primo stadio è di solito un moltiplicatore planetario, mentre gli altri sono
moltiplicatori paralleli o elicoidali. Il moltiplicatore di giri è comunque una sorgente di rumore, che i
produttori si sforzano di ridurre, per esempio utilizzando moltiplicatori elicoidali invece di moltiplicatori a
denti diritti. Il moltiplicatore viene lubrificato e l’olio viene continuamente filtrato e raffreddato.
Nell’ambito della manutenzione preventiva, che è pratica standard, si controllano normalmente sia la
temperatura del moltiplicatore sia le sue vibrazioni.
Generatore
Il generatore è l’unità di trasformazione dell’energia meccanica in potenza elettrica. Vi sono due tipi
principali di generatori: asincroni e sincroni.
Generatori asincroni
Sono caratterizzati da una velocità determinata dal numero di poli del rotore e dalla frequenza di rete.
Con una rete a 50 Hz e un generatore fabbricato con due paia di poli sul rotore, la velocità sincrona è di
1.500 giri al minuto. Se la coppia meccanica agente sull’albero fa aumentare la velocità di rotazione, il

21
generatore trasferisce energia elettrica alla rete. La differenza tra la velocità effettiva di rotazione e la
velocità sincrona è detta slip. Nei generatori asincroni convenzionali dotati di un rotore a gabbia di
scoiattolo, lo slip (scorrimento) è circa dell’ 1%, cosicché tali generatori sono considerati dispositivi a
velocità costante. La corrente di magnetizzazione per lo statore è fornita dalla rete stessa. All’avvio, lo
statore è collegato alla rete da un avviatore statico (soft starter) che limita la corrente iniziale. Il
generatore consuma una certa quantità di potenza reattiva, che deve essere compensata da un insieme
di capacitori. Quando una raffica di vento colpisce la turbina, la sua erogazione di energia subisce una
fluttuazione e, se la potenza di corto circuito della rete locale è bassa, ne possono derivare variazioni
rapide di potenza sui dispositivi collegati in prossimità, come, per esempio, le lampade elettriche.
Queste fluttuazioni di illuminazione, dette a volte ‘sfarfallii’, sono particolarmente spiacevoli e hanno
indirizzato la ricerca verso la realizzazione di sistemi a velocità variabile. Una soluzione consiste
nell’utilizzare un rotore a bobina alimentato da una corrente alternata indipendente, elaborata da un
convertitore di frequenza elettronico. La velocità sincrona è quindi una funzione della differenza tra la
frequenza di rete e la frequenza della corrente del rotore. Si può raggiungere una variazione di velocità
inferiore o superiore al 30%; vale la pena sottolineare che l’energia elettrica richiesta dal rotore è solo
una frazione (circa il 10%) dell’energia utile disponibile allo statore.
Generatori sincroni
In questo caso il rotore è costituito da un insieme di elettromagneti o magneti permanenti. La frequenza
della corrente prodotta da questo tipo di generatore è direttamente proporzionale alla velocità di
rotazione.
fig. 18
Un tale generatore, connesso direttamente alla rete, ruota a velocità fissa, senza alcuna variazione. Per
permettere una modalità di funzionamento a velocità variabile, si converte la corrente a frequenza
variabile del generatore in corrente continua, mediante un raddrizzatore elettronico, e si ritrasforma la
corrente continua in corrente alternata idonea alla distribuzione sulla rete. Tutti i generatori a
trasmissione diretta funzionano secondo questo principio. I generatori di questo tipo sono più costosi di
quelli asincroni, ma l’assenza di un moltiplicatore di giri elimina una fonte di problemi di manutenzione e
riduce il rumore complessivo della turbina. Per poter produrre la potenza elettrica richiesta, questi

22
generatori hanno un grande diametro. La fig. 18 mostra lo schema di una turbina a trasmissione diretta.
La gondola è molto più grande rispetto alle turbine dotate di moltiplicatore di giri e di generatore a
velocità di rotazione elevata, come quella mostrata in fig. 17. Alcuni fabbricanti di turbine propongono
una soluzione ibrida, con un generatore che ruota a velocità intermedia e un moltiplicatore di giri con un
basso rapporto di moltiplicazione.
Trasformatore e cablaggio
Il livello di tensione di uscita del generatore è relativamente basso (per esempio, 690 V) e deve essere
aumentato a un livello medio (per esempio, 36 kV) per mezzo di un trasformatore, per ridurre le perdite di
trasmissione. Il trasformatore è installato nella gondola, o alla base della torre. I cavi elettrici flessibili, che
collegano la gondola alla base della torre, formano un anello al di sotto della gondola, per consentirne i
movimenti di imbardata. Tali movimenti vengono monitorati: se la rotazione è superiore a due giri, la
gondola viene imbardata in direzione opposta durante il periodo successivo di assenza di vento, per
sbrogliare i cavi.
Sistema di imbardata
L’intera gondola viene fatta ruotare sulla sommità della torre da un sistema di imbardata, per fare in modo
che il rotore fronteggi sempre il vento. La velocità e la direzione del vento vengono monitorati
continuamente da sensori collocati sul tetto della gondola. In genere il rotore viene posizionato secondo la
direzione media del vento, calcolata sugli ultimi 10 minuti dal calcolatore della turbina.
Torre
L’altezza della torre dipende dal regime di vento locale. Sulla terraferma, la gondola viene collocata in
genere a un’altezza pari a 1 o 1,2 volte il diametro del rotore. In zone con venti deboli la gondola viene
posizionata in alto, in modo da essere esposta a venti più intensi; in mare essa può essere posizionata più in
basso, tipicamente a un’altezza pari a 0,8 volte il diametro del rotore. Le torri tubolari sono costruite
generalmente in acciaio laminato, anche se alcune sono in cemento; hanno forma conica, con il diametro
della base maggiore di quello all’altezza della gondola. Le diverse sezioni sono collegate da flange
imbullonate. Le torri tubolari hanno il vantaggio di proteggere la strumentazione all’interno e gli accessi alla
gondola per la manutenzione sono molto più sicuri e agevoli rispetto alle torri a traliccio. Si può accedere
alla gondola mediante una scala all’interno della torre e nelle turbine più grandi è disponibile un ascensore.
Le torri, che hanno sezione cilindrica per motivi di simmetria (poiché il vento può soffiare da ogni
direzione), creano una notevole scia sottovento; questo è il motivo principale per cui nella maggior parte
delle turbine il rotore è posizionato sopravvento. Si tratta inoltre di strutture molto visibili, che non devono
mostrare segni di corrosione per molti anni; a questo scopo si sceglie un rivestimento appropriato.
Le prime turbine eoliche erano installate su torri a traliccio. Queste si possono utilizzare anche per grandi
turbine e vengono tuttora preferite quando le capacità locali di realizzazione le rendono l’opzione più
razionale. Le torri sono fissate nel terreno grazie a fondamenta costituite in genere da piastre di cemento
collocate a una certa profondità.
Dispositivi ausiliari
I principali dispositivi ausiliari all’interno della gondola sono: un freno meccanico installato sull’albero di
rotazione veloce per bloccare la rotazione in condizioni meteorologiche avverse o per permettere la
manutenzione; un dispositivo idraulico per lubrificare il moltiplicatore di giri o altre parti meccaniche;
scambiatori di calore per il raffreddamento dell’olio e del generatore. Sulla sommità della gondola sono
collocati anemometri e banderuole per il controllo della turbina, luci di segnalazione per la navigazione
aerea, una piattaforma di supporto agli elicotteri (per l’accesso alle turbine in mare).
La strumentazione viene continuamente perfezionata, per migliorare l’affidabilità e la convenienza
economica delle turbine e si utilizzano oggi molti sensori per monitorare lo stato della strumentazione e
facilitarne la manutenzione. Ciò è particolarmente critico per le turbine in mare, alle quali non è facile
accedere.

23
In tab.5 sono riportate le caratteristiche di una turbina eolica da 4.5 MW.
tab. 5
La fig. 19 mostra la gondola di una turbina da 5 MW: il diametro del rotore è di 126 m e la gondola è
collocata a 100 m di altezza.
fig. 19

24
Aspetti ambientali
Il corretto inserimento degli impianti eolici nel paesaggio assume rilevanza, soprattutto nel nostro paese,
considerato il ricco patrimonio culturale ed ambientale esistente. A questo fine sono stati introdotti dei
criteri approvati dalla Conferenza Unificata Stato- Regioni volti a favorire lo sviluppo delle energie
rinnovabili nel rispetto dell’ambiente e del paesaggio, con l’obiettivo di creare il minor impatto possibile sul
sistema locale.
Le centrali eoliche, che costituiscono una risorsa importante a livello mondiale per la produzione di energia
da fonti rinnovabili, entrano a tutti gli effetti a far parte del paesaggio. Esse costituiscono una vera e propria
infrastruttura che si configura per avere un basso impatto ambientale tanto più quanto alla loro
realizzazione ha concorso l’impegno multidisciplinare dei tecnici (architetti, ingegneri, tecnici del paesaggio,
economisti territoriali ), delle istituzioni e delle realtà locali.
L'energia eolica è una fonte rinnovabile di energia, la quale a differenza dei combustibili fossili e nucleari
destinati ad esaurirsi, può essere considerata inesauribile e disponibile in molte zone del pianeta, non
provoca emissioni dannose per l'uomo e per l'ambiente.
Gli aerogeneratori non determinano alcun tipo di inquinamento atmosferico radioattivo o chimico, visto
che i componenti usati per la loro costruzione sono materie plastiche e metalliche di facile riciclabilità
anche a seguito di eventuali dismissioni. Una ulteriore valutazione che deve essere effettuata riguarda
principalmente le forme di inquinamento evitato strutturando centrali eoliche in luogo di centrali elettriche
tradizionali che immettono sostanze nocive nell’atmosfera.
Impatto visivo
Gli aerogeneratori per la loro configurazione sono visibili nel contesto in cui vengono inseriti, in modo più o
meno evidente in relazione alla topografia e all’antropizzazione del territorio.
L’impatto visivo è soprattutto un aspetto che riguarda l’accettazione culturale degli impianti di energia
rinnovabile nel territorio e la loro integrazione complessiva nel paesaggio; comunque è possibile ridurre al
minimo tale l’impatto visivo assicurando una debita distanza tra gli impianti e gli insediamenti abitativi.
Sono state individuate, inoltre, soluzioni costruttive tali da ridurre tale impatto: impiego di torri tubolari o a
traliccio a seconda del contesto, di colori neutri, adozione di configurazioni geometriche regolari con
macchine ben distanziate.
Impatto acustico
Il rumore emesso da una centrale eolica non è percettibile dalle abitazioni, poiché una distanza di poche
centinaia di metri è sufficiente a ridurre drasticamente la rumorosità dell’impianto. Alla base di un
aerogeneratore di media potenza si registra un livello di rumorosità intorno ai 100 dB, mentre ad una
distanza di 350 m il livello di rumorosità scende drammaticamente a 45 dB (40 dB è il livello del rumore di
fondo notturno).
Interferenze sulle comunicazioni
Le interferenze sulle comunicazioni che possono essere dovute alla presenza di un aerogeneratore sono
analoghe a quelle che si possono verificare con un qualsiasi ostacolo. Una adeguata distanza degli
aerogeneratori fa sì che l’interferenza sia irrilevante. Per ciò che concerne le interferenze
elettromagnetiche, queste vengono generate da parti metalliche in rotazione. Poiché le macchine
dell'attuale generazione hanno pale costruite con materiali non metallici il fenomeno non é
particolarmente significativo.
Flora e fauna
L’impatto sulla flora e sulla fauna è praticamente irrilevante, infatti il numero delle collisioni tra gli
aerogeneratori e i volatili è estremamente basso, questo anche in relazione al numero delle collisioni
causate dalle auto o dai tralicci della luce o del telefono.
Si possono segnalare i risultati di una ricerca realizzate negli Stati Uniti che stima la mortalità dell'avifauna
per collisione causata dagli impianti eolici pari allo 0,01-0,02% di tutte le morti per collisioni dei volatili.

25
Considerazioni economiche
L'energia eolica è tra le fonti rinnovabili quella tecnologicamente più matura e più vicina alla
competitività economica. I costi per l’installazione di una centrale eolica (on-shore) si aggirano
mediamente attorno a 850/1300 €/kW installato.
Tali costi comprendono tutte le fasi necessarie allo sviluppo di una centrale:
• la fase iniziale (individuazione del sito, studio della ventosità del sito)
• iter autorizzativi, accordi con i proprietari dei terreni, ecc.;
• la progettazione esecutiva della centrale;
• la realizzazione della centrale.
tab. 6
Il costo dell'unità di energia (kWh) prodotta da impianti eolici è frutto di un calcolo piuttosto
complesso. La sua valutazione deve tenere conto di diversi fattori: in primo luogo, l’investimento
iniziale dell'impianto, sul quale si è visto incide per circa l’80% il costo delle macchine; inoltre, occorre
considerare la vita utile dell'impianto e il relativo ammortamento, i tassi di finanziamento, i costi di
esercizio e di manutenzione (1-3% dell'investimento), l'energia globale prodotta su base annua.
tab. 7
Il tempo di ritorno dell’investimento per l’operatore varia in funzione del costo dell’elettricità pagato
dall’utente finale o dalle aziende acquirenti.

26
Dati di progetto e sicurezza
Il progetto statico, firmato da professionista abilitato, dovrà includere:
• le caratteristiche costruttive delle fondazioni in cemento armato degli aerogeneratori;
• il progetto statico delle fondazioni con allegata relazione di calcolo delle strutture;
• le caratteristiche geotecniche del terreno secondo la relazione geologica, geotecnica ed
idrogeologica ai sensi dell’art. 27 del D.P.R. n. 554/99;
• la progettazione della pala, che dovrà tener conto dell’esigenza di assicurare a essa
un’adeguata resistenza a fatica; i carichi variabili sulla pala durante la sua rotazione sono dovuti
al peso proprio e a quello di eventuali manicotti di ghiaccio, alle rapide fluttuazioni in direzione
e intensità della velocità del vento, al fenomeno dello strato limite (l’intensità del vento che
investe le parti più alte del rotore è maggiore di quella che investe le parti più basse);
• la dimostrazione della gittata massima degli elementi rotanti in caso di rottura accidentale;
• documentazione attestante la certificazione degli aerogeneratori ad opera di soggetti abilitati,
tenendo conto delle condizioni meteorologiche estreme del sito.
Distanza tra aerogeneratori
La distanza tra gli aerogeneratori può variare a seconda delle caratteristiche anemologiche e orografiche1
del sito: di regola è di circa 3-5 volte il diametro delle pale. Considerando una centrale con aerogeneratori
di media potenza, con pale di raggio 25 metri, questo significa che viene installato un aerogeneratore ogni
200 metri circa.
Distanza degli aerogeneratori dal perimetro dell’area urbana
Ogni turbina eolica dovrà distare almeno 15 volte il diametro dell’elica dal confine dell’area edificabile
del centro urbano più vicino; tale distanza non potrà comunque essere inferiore ai 1,00 km.
Distanza dalle strade provinciali o nazionali
La distanza di ogni turbina eolica da una strada provinciale o nazionale deve essere superiore a 4 volte
il diametro dell’elica e comunque non inferiore a 300 m; inoltre tale distanza dovrà essere in ogni caso
superiore alla gittata massima degli elementi rotanti in caso di rottura accidentale.
Evoluzione dell’ombra giornaliera
Dovrà essere dimostrato, attraverso il calcolo della evoluzione giornaliera dell’ombra riportata sulla
strada, che non si verifichino impreviste permanenze di gelo sulle carreggiate.
Distanza dell’elettrodotto AT dall’area urbana
L’elettrodotto in Alta Tensione necessario per la connessione dell’impianto eolico alla Rete di
Trasmissione Nazionale, nonché la sottostazione di smistamento dovranno distare almeno 2,00 km dal
confine dell’area edificabile del centro urbano.
Norme tecniche relative alle strade
Il progetto preliminare (nel caso di procedura di verifica di assoggettabilità ambientale) o definitivo
(nel caso di procedura di VIA) delle strade di accesso all’impianto deve essere corredato dai profili
altimetrici e dalle sezioni tipo; ove l’acclività2
è elevata, dovranno essere elaborate sezioni specifiche
da cui risulti possibile evidenziare le modificazioni che saranno apportate in quella sede. Tali sezioni,
accompagnate da una simulazione fotografica, dovranno essere riportate nello Studio di Impatto
Ambientale.
1
L’orografia (dal greco oros monte) è quella branca della geografia fisica che studia i rilievi della Terra, sia quelli della
superficie che quelli sottomarini.
2
Acclivio (dal latino ad clivius pendio) sinonimo di pendio

27
Norme sulle linee elettriche
La progettazione, l’esecuzione e l’esercizio delle linee elettriche aeree dovranno rispettare la Legge n.
339/1986 ed il Regolamento di esecuzione approvato con Decreto del 21.03.1988. Oltre a rispettare la
normativa vigente.
In generale:
• le linee a Media Tensione dovranno seguire, ove possibile, il percorso stradale;
• se la distanza del parco eolico dalla Rete di Trasmissione Nazionale è inferiore ad 1 km, le linee
ad Alta Tensione devono confluire in un unico elettrodotto di collegamento, altrimenti
l’eventuale elettrodotto di nuova installazione deve essere interrato;
• le linee interrate dovranno essere ad una profondità minima di 1 m, protette, accessibili nei
punti di giunzione ed opportunamente segnalate;
• gli aerogeneratori di potenza superiore a 1 MW devono essere dotate di trasformatore
all’interno della torre;
• il valore del campo elettromagnetico dovuto alle linee elettriche da realizzare e/o potenziare,
non deve superare il valore previsto dalla Legge n. 36/2001;
• la distanza delle sottostazioni di trasformazione e connessione deve essere inferiore a 2,00 km
dal confine dell’area edificabile del centro urbano.

28
A.1. La distribuzione di Weibull
La variabile casuale di Weibull (dal nome dello svedese Waloddi Weibull, 1887-1979) è una variabile casuale
continua utilizzata ad esempio per il calcolo della vita media dei componenti nell'ambito dei controlli di
qualità industriali. Si impiega soprattutto in ricerche sugli affaticamenti di materiali fragili o sui guasti di
componenti elettronici, come pure in indagini statistiche sulle velocità del vento.
La funzione densità di probabilità di una variabile casuale x di Weibull è così definita:
 
1
exp 0
, ,
0 0
k k
k x x
x
f x c k c c c
x

    
 
    
     
 

(A.1.1)
dove 0
k  è il parametro di forma e 0
c  è il parametro di scala.
Quando 1
k  la distribuzione di Weibull coincide con la distribuzione esponenziale, per 2
k  viene anche
detta distribuzione di Rayleigh.
La media (valore atteso) E(x) e la varianza V(x) della variabile casuale x valgono rispettivamente:
1
( ) 1
E x c
k
 
  
 
 
(A.1.2)
con    
1
0
exp funzione gamma (tabulata)
n
n x x dx


   

  2 2
2 1
1 1
V x c
k k
 
   
     
 
   
   
 
(A.1.3)
Sperimentalmente si è osservato che l’intensità del vento, in un certa zona, segue un andamento nel tempo
che è sostanzialmente in accordo con una distribuzione di Weibull con 2
k  .
In tal caso il valore atteso della variabile casuale è solo funzione del parametro di scala c, ossia:
 
1
( ) 1 1.5 0.88623
2
E x c c c
 
      
 
 
(A.1.4)
Distribuzione di Weibull al variare del parametro di scala c (k = 2)

29
Distribuzione di Weibull al variare del parametri di forma k (c=10)
A.2. Limite di Betz-Prandtl
La potenza ideale resa disponibile da una corrente fluida di area A0 che investe una turbina eolica ad asse
orizzontale vale:
 
2 2 3
0 0 0 0 0
1 1 1
2 2 2
d
N mv v A v A v
 
       
 (A.2.1)
Dove con ρ si è indicata la densità del fluido e con v0 la sua velocità.
Dal punto di vista teorico questa potenza potrebbe essere totalmente sfruttabile solo a condizione che la
velocità a valle della turbina si annullasse completamente. E’ evidente che ciò è fisicamente impossibile: se
la velocità a valle della turbina fosse nulla si creerebbe un effetto “muro” che impedirebbe il passaggio
ulteriore di aria attraverso la turbina. Pertanto, per permettere un regolare flusso di attraversamento della
turbina , dovremo accettare che l’aria abbandoni la turbina con una certa velocità: quindi parte dell’energia
cinetica disponibile, pur ammettendo di operare con macchina e fluido ideali, non potrà essere sfruttata in
quanto necessaria allo smaltimento della portata.
Nel seguito, seguendo le indicazioni di Betz-Prandtl1
, determineremo la quota massima di potenza
estraibile da una turbina ideale operante con un fluido ideale. Tale quota, come sarà dimostrato in seguito,
è pari al 59.3%.
La teoria di Betz-Prandtl si fonda, tra l’altro, sulle seguenti ipotesi semplificative:
1. l’insieme delle pale è assimilabile ad un disco “poroso” di spessore nullo;
2. il disco sottrae energia cinetica al vento rallentando la massa d’aria che lo investe;
3. la massa d’aria che investe il disco rimane separata da quella che la circonda;
4. la massa d’aria fluisce solamente in direzione longitudinale;
5. il fluido è incomprimibile;
6. non ci sono trasferimenti di calore tra fluido e disco.
1
Albert Betz (25 December 1885 Schweinfurt - 16 April 1968 Göttingen) è stato un Fisico tedesco tra l’atro pioniere
nello studio aerodinamico delle turbine eoliche. Ludwig Prandtl (Frisinga, 4 febbraio 1875 – Gottinga, 15 agosto 1953)
è stato un Fisico tedesco. Fu pioniere dell'aerodinamica e sviluppò la base matematica per i principi fondamentali
dell'aerodinamica subsonica negli anni venti.

30
Dalle equazioni di continuità riferite alle sezioni 0, d, 3, si ottiene:
0 0 3 3
d d
m A v A v A v
  
     
 (A.2.2)
La forza F agente sul disco può essere determinata dalla variazione della quantità di moto,
 
0 3
F m v v
 
 (A.2.3)
Dalla (A.2.2) si ottiene:
 
0 3
d d
F A v v v

   (A.2.4)
Introduciamo ora il fattore di interferenza a (inflow factor) come di seguito definito:
   
0 0 0 1
d d
a v v v v v a
     (A.2.5)
Sostituendo la (A.2.5) nella (A.2.4) si ottiene:
   
0 3 0 1
d
F A v v v a

    (A.2.6)
D’altro canto la forza F può essere ricavata in base alla variazione di pressione sulle facce del disco:
 
1 2 d
F p p A
   (A.2.7)
Sostituendo infine la (A.2.7) nella (A.2.6) si ottiene l’espressione del salto di pressione tra ingresso e uscita
dalla turbina:
   
1 2 0 3 0 1
p p v v v a

    (A.2.8)
Applicando la conservazione del trinomio di Bernoulli immediatamente a monte e a valle della turbina si ha:

31
 
 
   
2 2
0 1
2 2
1 2 0 3
2 2
3 2
1
1
2
1 2
2
d
d
v v p
p p v v
v v p




  

  


 


(A.2.9)
Uguagliando la (A.2.9) con la (A.2.8) si ottiene:
     
2 2
0 3 0 3 0
1
1
2
v v v v v a
 
    (A.2.10)
Da cui:
 
3 0 1 2
v v a
  e  
0 3 2
d
v v v
  (A.2.11)
Pertanto la riduzione della velocità dell’aria avviene per metà davanti al disco e per metà dietro al disco.
Dalle (A.2.11) e (A.2.5) si ha infatti:
0 0 0 0
d d
v v a v v v a v
     
Dalla (A.2.11) risulta inoltre evidente che il fattore di interferenza a non può mai essere maggiore di 0.5, in
caso contrario la velocità di uscita v3 assumerebbe un valore negativo.
La potenza NR estratta al vento dal disco vale:
   
0 3 0 1
R d d d
N F v A v v v a v

      
tenuta presente la (A.2.5) si ottiene:
 
2
3
0
2 1
R d d
N F v A v a a

       (A.2.12)
La potenza estratta NR dipende dal cubo della velocità del vento e dal fattore di interferenza a
(rallentamento del vento).
Note la potenza estratta NR definita dalla (A.2.12) e la potenza disponibile definita dalla (A.2.1) si può
introdurre il loro rapporto, ovvero il cosiddetto coefficiente di potenza ideale C’p
 
2
3
0
3
0 0
2 1
'
1
2
d
R
p
d
A v a a
N
C
N A v


 
 
Dato che A0 non è facilmente misurabile si preferisce fare riferimento ad un nuovo coefficiente di potenza
Cp, definito come segue:
 
 
2
3
2
0
3
0
2 1
4 1
1
2
d
R
p
d
d
A v a a
N
C a a
N A v


 
    (A.2.13)
Vogliamo ora determinare, se esistono, dei valori di a in grado di massimizzare la funzione  
p
C a .
 
   
2 1 3
0 4 1 8 1 0
1 inacettabile ( 0.5)
p
dC a a
a a a
a a
da


       
 

Il coefficiente di potenza raggiunge un massimo per 1 3
a  e tale massimo vale:
 
2
MAX
1 3
16
4 1 0.593
27
p
a
C a a

    (A.2.14)
Anche in una situazione perfettamente ideale, una turbina eolica, al più, può estrarre solo il 59.3% della
potenza incidente.
La massima estrazione di potenza si ha per un valore del fattore di interferenza a pari a 1/3 a cui
corrisponde un valore della velocità di uscita v3 pari 0 3
v
La fig. A.2.1 mostra l’andamento del coefficiente di potenza Cp in funzione del fattore di interferenza a.

32
fig. A.2.1
La figura A.2.2 illustra l’andamento del coefficiente di potenza in funzione del rapporto di funzionamento λ
tra la velocità periferica u del rotore e la velocità del vento incidente v.
fig. A.2.2
La funzione Cp(λ) è importante perché consente di valutare il coefficiente di funzionamento di turbine
operanti in condizioni di similitudine fluidodinamica (stesso valore di λ).
Sottolineiamo inoltre che dall’esame della Cp(λ) si ricava che per massimizzare il coefficiente di potenza è
conveniente lavorare con elevati valori del rapporto di funzionamento. Con ciò si dimostra che gli
aeromotori veloci sono più efficienti rispetto a quelli lenti.

33
A.3. Andamento reale del coefficiente di potenza CP in funzione del rapporto di funzionamento λ
Nella fig. A.3.1 è rappresentato l’andamento tipico della curva caratteristica CP(λ) di una turbina eolica.
Tale curva parte da zero per λ = 0 , presenta un massimo , CPMAX, per λ = λ0 (λ ottimo), e si annulla
nuovamente per λ = λf (λ di fuga).
E’ facile comprendere perché la curva presenti il tipico andamento a campana: infatti partendo dalle
condizioni di ottimo, al diminuire di λ – cioè al diminuire della velocità di rotazione o al crescere della
velocità del vento – diminuisce la capacità delle pale di catturare l’energia resa disponibile dal flusso d’aria,
una parte crescente del quale passa a distanza tale dalle pale da non interagire con esse; invece al crescere
di λle pale ruotano troppo velocemente rispetto al flusso d’aria, efficienza aerodinamica delle pale si riduce
e una parte crescente dell’energia disponibile viene dissipata. La condizione di fuga è quella in cui le pale
ruotano tanto velocemente che il disco battuto si comporta come una parete solida, rispetto al flusso di
vento che lo investe, per cui l’energia raccolta è nulla.
fig. A.3.1
La fig. A.3.1 mostra anche ciò che succede al profilo della pala al variare della di λ a partire dalle condizioni
di ottimo λ0 (condizione 1).
Al diminuire di λ – nella figura ciò è ottenuto diminuendo la velocità periferica u mantenendo costante la
velocità vd del vento – l’angolo di incidenza della velocità relativa w aumenta, con un aumento della
resistenza e una riduzione della portanza. Per valori di λ convenientemente piccoli si può formare sul dorso
della pala una scia vorticosa fino ad un eventuale distacco della vena fluida (stallo) che induce un
funzionamento aerodinamico instabile del profilo (condizione 2).
Al crescere invece di λ, l’angolo di incidenza della velocità relativa diminuisce , e ciò provoca la diminuzione
di tutte le forze in gioco: la potenza pertanto diminuisce. Per valori molto alti di λ la pala tende a disporsi
“sfilata” rispetto al vento ovvero nella condizione in cui l’azione tangenziale si annulla e si instaura la
cosiddetta condizione di fuga (condizione 3).
Il valore massimo di CP, la forma della curva caratteristica ed i valori di λ0 e λf dipendono dal tipo di turbina.
Poiché si tende a far funzionare la turbina sempre in prossimità di λ0, e questo valore è tanto più gtrande
quanto maggiore è la velocità periferica – a parità di velocità del vento – si parla di turbine veloci, lente o
intermedie a secondo del valore più o meno grande di λ0.
La fig. A.3.2 mostra le caratteristiche associate a varie categorie di turbine. E’ immediato riconoscere che i
valori di λ0 variano da 1 a 6-7 per i casi più frequenti, mentre in alcuni casi si può superare anche il valore
10. Anche i valori di CPMAX sono diversi a secondo del tipo di turbina , sebbene tale differenza sia meno
pronunciata di quella esistente tra i λ0. Sempre dalla fig. A.3.2 si osserva inoltre che, al diminuire dell’area
complessiva occupata dalle pale per un dato diametro del rotore, il valore ottimo di λ diventa via via più
grande. Si esprime questo andamento attraverso il concetto di solidità del rotore definita come il rapporto

34
tra l’area complessiva delle pale del rotore e l’area del disco “spazzata” dal rotore: tanto più bassa è la
solidità del rotore, tanto maggiore risulta il valore ottimo del rapporto di funzionamento.
fig. A.3.2
Pertanto, per una data velocità del vento, i rotori ad alta solidità, ad esempio i multipala, raggiungono il
CPMAX a velocità di rotazione relativamente basse, mentre i rotori a bassa solidità , ad esempio il rotore
tripala, raggiungono il CPMAX ad alte velocità di rotazione (fig. A.3.3). Ciò comporta che i rotori ad alta (bassa)
solidità, che consentono di raggiungere potenze elevate alle basse (alte) velocità, hanno coppie di spunto
elevate (ridotte) come ben rappresentato in fig. A.3.4
fig. A.3.3 fig. A.3.4

35
Bibliografia
AA,.VV. Energia eolica: lo stato dell’arte Uni Parma
AA.VV. Vademecum fonti rinnovabili: energia eolica Renael
Bellecci C. et al. Energia eolica Aracne
Cornetti G. Macchine idrauliche Il capitello
De Risi A. L’energia Eolica Univ. Lecce
Fortunato B. L’energia eolica: il vento Politecnico Bari
Henrik Stiesdal The Wind Turbine Components and operation Bonus Energy
Jeppe J. Unsteady airfoil flows with application to aeroelastic stability Risø R-1116 (EN)
Pallabazzer R.* Sistemi eolici Rubettino
Rossi C. Generazione eolica Univ.Bologna
Ruer J. Generazione elettrica da vento Treccani
Ruud van Rooij Design of Airfoils for Wind Turbine Blades
Univ. of Technology
The Netherlands
* riferimento di base

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