LO SVILUPPO DELL’EOLICO DI PICCOLA TAGLIA

LO SVILUPPO DELL’EOLICO DI PICCOLA TAGLIA
L’energia eolica: una nuova sfida per l’industria italiana
Sabato 17 Maggio 2014, Fiere delle Marche - PESARO
Prof. Ing. Renato Ricci
Dipartimento di Ingegneria Industriale e Scienze Matematiche
Università Politecnica delle Marche
1

La produzione di energia dal vento nella storia -1
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700 A.D.: Il Mulino a Vento Persiano
Documenti certi mostrano che già in epoca persiana vennero introdotti
sistemi eolici per la macinatura del mais, il pompaggio dell’acqua ed il
raffreddamento delle case. Questo tipo di generatori era ad asse
verticale e sostanzialmente basato sulla resistenza aerodinamica di vele
rettangolari. Dai reperti pervenuti, è possibile notare come non fosse
possibile orientare il sistema eolico con la direzione del vento; il
funzionamento era infatti garantito solo nelle situazioni in cui il vento
giungeva in direzione allineata con l’apertura della camera di
contenimento della girante. Nel caso della macinatura, alla base della
girante era collegata una macina in pietra.
Questa tipologia di mulino fu largamente utilizzata nell’Asia centrale ed
orientale, sino alla Cina e all’India.
1700 B.C.: Prima Testimonianza Storica
Il primo reperto archeologico di mulino a vento è stato
identificato in Mesopotamia (Iran-Iraq). Da fonti storiche
sembrerebbe che il re di Babilonia Hammurabi tento di
utilizzare il vento per l’irrigazione dei campi mediante
generatori ad asse verticale, che avevano deflettori mobili.

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1270: Post Mill (Mulino a Palo).
Le prime informazioni di mulini a vento in Europa risalgono al 1200.
La configurazione dei Post Mill prevedeva lo sviluppo della
struttura del mulino attorno ad un singolo albero centrale che
consentiva la rotazione di tutto l’insieme. Per garantire
l’allineamento alla direzione del vento il mugnaio si occupava di
girare la struttura mediante una lunga asta di comando. Nella
struttura, il moto rotatorio dell’albero orizzontale della girante
veniva convertito da ingranaggi in legno per ottenere il moto
rotatorio dell’albero verticale che trascinava le macine di pietra.
1219: Cina
Una prima rappresentazione di generatore eolico utilizzato in
Cina per il pompaggio di acqua e la macinatura del grano,
risale a Yehlu Chhu-Tshai nel 1219. Analogamente ai mulini
persiani, quelli cinesi erano ad asse verticale, ma in aggiunta
avevano la possibilità di regolare la posizione delle vele in
relazione alla direzione del vento. Successivamente si hanno
notizie e rappresentazioni di mulini ad asse orizzontale usati
per il pompaggio dell’acqua.

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Tower Mill (Mulino a Torre)
Alla fine del 14° secolo lo Smock Mill venne sostituito dal mulino a
torre, che aveva la struttura principale in mattoni invece che in
legno. Il vantaggio della struttura in mattoni era chiaramente legato
alla maggiore solidità, che consentiva strutture più imponenti, giranti
più grandi e la possibilità di suddividere l’interno del mulino in più
piani destinati a vari usi. Erano quindi previsti il locale per la
macinatura, quello per la rimozione della pula ed il magazzino.
Alcuni di questi mulini sono in uso ancora oggi.
14° secolo: Smock Mill (Mulino a Grembiule)
Successivo al Post Mill è lo Smock Mill, che si diffuse
principalmente in Olanda. Il corpo principale in legno era
fisso rispetto al suolo ed accoglieva al suo interno i
macchinari per la macinatura. La parte superiore del
mulino, in cui si trovava la girante, era invece svincolata dal
corpo principale per consentire l’allineamento al vento.
Questa scelta
progettuale
consentì di
realizzare
mulini più
larghi ed alti,
con la
conseguente
possibilità di
avere pale più
lunghe.

Pag. 5
1888: Produzione elettrica su larga scala - Charles Brush
Il primo tentativo di produrre energia elettrica su una
larga importante è attribuito a Charles Brush nel 1887 in
Ohio, USA. La turbina eolica era ad asse orizzontale, con
un rotore di 17 metri di diametro, ed un hub a 18 metri di
altezza. La solidità del rotore era molto elevata e la
potenza nominale era di 12 kW. La produzione elettrica
era destinata ad autoconsumo ed al caricamento di
batterie.
1887: Generazione elettrica da turbina eolica; James
Blyth.
La prima turbina eolica utilizzata per la produzione di
energia elettrica fu progettata a Glasgow dal Prof. James
Blyth. Essa era un generatore eolico ad asse verticale
avente un diametro di 17 metri.
Le pale erano superfici concave funzionanti a resistenza.

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1931: La turbina Darrieus
Nel 1931 l’ingegnere aeronautico francese Georges Jean
Marie Darrieus costruì e brevettò la turbina eolica
Darrieus. La turbina eolica è di tipo ad asse verticale, è
utilizzata largamente anche oggi e si basa sullo
sfruttamento della portanza alare.
1891: Primi accorgimenti aerodinamici - Poul La Cour
Poul La Cour fu il primo a sviluppare i generatori eolici
introducendo i primi principi di sviluppo aerodinamico.
La Cour (Danese) fu uno dei pionieri della moderna
aerodinamica e condusse molti dei suoi studi in una propria
galleria del vento. La Cour si dedico al problema
dell’immagazzinamento dell’energia elettrica, convertendo
l’elettricità prodotta dalla turbina in idrogeno mediante
elettrolisi. Tra il 1891 ed il 1918 costruì più di 100 generatori
eolici con taglie comprese fra 20 e 35 kW.
1920: La Teoria del Disco Attuatore di Betz

Pag. 7
1941: Prima Turbina Eolica Multi-Megawatt
Nel 1941 Smith-Putman realizzò la prima turbina eolica
multimegawatt al mondo. La sua potenza nominale era di
1.25 MW, era ad asse orizzontale, aveva due pale centinate
per un diametro di 54 m, un’altezza di 37 m e un rotore di
tipo downwind. La turbina era connessa ad un generatore
elettrico sincrono e l’angolo di pitch delle pale veniva variato
per mantenere costante la velocità di rotazione. Per
problemi meccanici ad una pala, la turbina lavorò solamente
1100 ore; alla rottura infatti non venne riparata per la
scarsità di materiali durante la seconda guerra mondiale. Ci
vollero 40 anni per vedere una turbina eolica di potenza
maggiore.

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1978: Inversione del senso di rotazione
A partire dal 1978, per uniformare la percezione delle turbine
eoliche, si inizio a produrre le turbine ad asse orizzontale con un
moto orario anziché antiorario.
1980: Il primo parco eolico
Il primo parco eolico risale al 1980, nel sud del New Hampshire (USA)
ed era costituito da 20 macchine con potenza nominale di 30 kW
Anni ‘90: Diffusione delle turbine multi megawatt
A partire dai primi anni novanta la riduzione dei costi delle turbine
multimegawatt rese più competitive queste macchine che iniziarono
a diffondersi in Olanda, Germania e Danimarca.
2008: Realizzazione della turbina su terra più grande (7 MW)
Nel 2008 la Enercon ha costruito la più grande turbina eolica su terra:
la E-126, con 7.5 Megawatt di potenza nominale, un’altezza dell’hub
di 135 m ed un rotore di 127 m.
2012: Realizzazione del prototipo offshore più grande (7 MW)
La Vestas realizza il primo prototipo della turbina offshore V164 da 7
MW. La turbina ha un diametro del rotore di 164 m, una velocità di
avvio di 4 m/s, una velocità di rotazione nominale di 10.5 RPM ed un
peso della pala di 35 tonnellate. L’inizio della produzione è previsto
per il 2015
2011: Installazione della turbina offshore più grande (5 MW)
Il 22 marzo 2011 è stata installata presso la Ormonde Offshore Wind
Farm, nei mari irlandesi, la turbina Repower 5M da 5 Megawatt. Il
rotore ha un diametro di 126 m, un hub a 100 m e una velocità di
rotazione fra 7.7 e 12.1 RPM.
2014: Realizzazione del prototipo onshore più grande (8 MW)
Vestas ha annunciato il funzionamento del prototipo V164-8.0-MW
on-shore presso il sito di prova danese Danish National Test Center
for Large Wind Turbines ad Østerild. La turbina è dotata di una torre
di sostegno da 140 m di altezza.

Potenzialità eoliche globali

Potenzialità eoliche di alcuni paesi e mari europei
From the European Wind Atlas. Copyright © 1989 by Risø National Laboratory, Roskilde, Denmark.

Atlante eolico del CESI
11
Velocità media annua a 25 m dal suolo
Mappa delle
installazioni
eoliche in
Italia
Fonte: Atlaeolico del RSE (Ricerca Sistema Energetico) LO SVILUPPO DELL’EOLICO DI PICCOLA TAGLIA

Potenzialità eoliche del Mare Adriatico
Source: POWERED European IPA Project 2013
by DIISM, Università Politecnica delle Marche, Italy.
Year: 2008
Height: 90 [m] SML

Direttiva 2009/28/CE
sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti
rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione
delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE
 Definisce “energia da fonti rinnovabili” l’ energia proveniente
da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire energia eolica,
solare, aerotermica, geotermica, idrotermica e oceanica,
idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi
di depurazione e biogas;
 L’obiettivo generale obbligatorio è nel raggiungimento di una
quota pari almeno al 20 % di energia da fonti rinnovabili nel
consumo finale lordo di energia della Comunità Europea nel
2020.
 Ogni Stato membro assicura che la propria quota di energia
da fonti rinnovabili in tutte le forme di trasporto nel 2020 sia
almeno pari al 10 % del consumo finale di energia nel settore
dei trasporti nello Stato membro.
 Ogni Stato Membro dovrà incrementare la produzione di
energia da Fonte Rinnovabile secondo quanto riportato in
Tabella e su un periodo di 10 anni: 2010-2020. Le percentuali
sono basate sul Consumo Finale di ogni Stato ed è accettata
una messa in funzione degli impianti al massimo entro il
2022.
 Entro il 2020 il 34% del consumo europeo di energia elettrica
dovrà essere soddisfatto dalla produzione di impianti basati
su fonti rinnovabili; l’energia eolica dovrà soddisfare almeno
il 14% del consumo.
13 LO SVILUPPO DELL’EOLICO DI PICCOLA TAGLIA

Position Paper dell’Italia
(10/09/2007)
Solare FV integrato
Solare FV a terra (100 kmq di
territorio)
Solare Termodinamico (20 kmq di
territorio)
Geotermico a media temperatura
ed alte profondità
Biomasse da RSU e residui
industriali
Moto marino costiero
Azioni per la produzione di
elettricità da FER
14

Consumo di elettricità da fonte rinnovabile al 2020 in risposta al
National Renewable Energy Action Plans
Il 34% dell’energia elettrica
consumata all’interno della EU27,
prevista in circa 3529 [TWh],
dovrà provenire da Fonte
rinnovabile secondo i contributi
seguenti:
1. Il 14 % dal vento
2. Il 10.5 % dall’acqua
3. Il 6.7 % dalle Biomasse
4. Il 2.4 % dal solare fotovoltaico
5. Lo 0.5 % dal solare a
concentrazione
6. Lo 0.3 % dal Geotermico
7. Lo 0.2 % dalle maree e dalle
onde

Capacità eolica
europea
16
Resto d’Europa: 4922 [MW]
Cina: 91424 [MW]
Nord America: 70885 [MW]
Sud America: 3505 [MW]
Totale Globo: 318137 [MW]
Consumo elettrico in Italia:
328.2 [TWh]
Produzione netta nazionale
di elettricità : 287.8 [TWh]
1. Wind: 13.3 [TWh]
2. FV: 18.6 [TWh]
3. Hydro: 43.3 [TWh]
4. Geothermal: 5.3 [TWh]

Produzione netta di energia elettrica in Italia
17
Produzione Netta (GWh)
ANNO 2011
ANNO 2012
ANNO 2013
ANNO 2014
(fino al 30/04/2014)
Termoelettrica 218500 207327 182528 54280
Idroelettrica 47202 43256 52515 18339
Geotermica 5300 5252 5305 1789
Eolica 9774 13333 14886 6148
Fotovoltaica 10668 18637 22146 6279
TOTALE 291444 287805 277380 86835
Potenza (MW)
ANNO 2011
Potenza (MW)
ANNO 2012
Potenza (MW)
ANNO 2013
Termoelettrica 76287 77831 N.D.
Idroelettrica 21736 21880 N.D.
Geotermica 728 728 728
Eolica 6918 8119 8551
Fotovoltaica 12773 14419 18216
Ore equivalenti
ANNO 2011
Ore equivalenti
ANNO 2012
Ore equivalenti
ANNO 2013
Termoelettrica 2864.2 2663.8 N.D.
Idroelettrica 2171.6 1977.0 N.D.
Geotermica 7280.2 7214.3 7287.1
Eolica 1412.8 1642.2 1740.8
Fotovoltaica 835.2 1292.5 1215.7 Fonte:TERNA

Produzione mensile in ITALIA (2013)
18
* Calcolata al netto dei pompaggi Fonte:TERNA
Il mix eolico-FV funziona bene in quanto la carenza di vento
estiva è compensata da un maggiore soleggiamento
generale. L’idroelettrico si mantiene quasi costante nel corso
dell’anno, grazie alla migliore programmabilità della fonte
rinnovabile. La quota di offerta FER sul totale nazionale di
energia elettrica prodotta ammonta al 34%, di cui il 5.3% è
imputabile all’eolico e circa lo 8% al FV.

Impianti eolici di piccola taglia in esercizio
19
Potenza < 200 [kW]
(*) Ultimo aggiornamento: 31/03/2014
Fonte:GSE

Contributo regionale per Impianti eolici di piccola taglia
20
Potenza < 200 [kW]
Ultimo aggiornamento: 31/03/2014
Fonte:GSE

Decreto Legislativo 29 Dicembre 2003 n.387
21
 Attuazione della Direttiva 2001/77/CE;
 Razionalizzazione e semplificazione delle procedure autorizzative:
l’Autorizzazione Unica;
 Approvazione di Linee Guida per lo svolgimento delle procedure
autorizzative (completato solo in parte);
 Gli impianti di produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile
possono essere ubicati in zone agricole senza variante urbanistica;
 Le opere per la realizzazione degli impianti alimentati da fonti
rinnovabili, nonché le opere connesse e le infrastrutture
indispensabili alla costruzione ed all’esercizio degli stessi impianti
sono di Pubblica Utilità ed Indifferibili ed Urgenti;
 E’ possibile attivare la procedura espropriativa sulle aree destinate
alla realizzazione degli impianti di cui sopra.

Gazzetta Ufficiale 18 Settembre 2010 Serie Speciale n.219
22
Linee guida per il procedimento di cui all'articolo 12 del decreto legislativo 29
dicembre 2003, n.387 per l'autorizzazione alla costruzione e all'esercizio di impianti
di produzione di elettricità da fonti rinnovabili nonché linee guida tecniche per gli
impianti stessi.
Definisce dei criteri di inserimento Paesaggistico ed individua in termini generali la tipologia di
Aree vietate alle Fonti Rinnovabili
Ai fini dell'applicazione dell'articolo 12, commi I e 3, del decreto legislativo 387 del 2003, tra le
opere connesse sono compresi anche i servizi ausiliari di impianto e le opere necessarie alla
connessione alla rete elettrica, specificamente indicate nel preventivo per la connessione. Ovvero
nella soluzione tecnica minima generale, redatti dal gestore della rete elettrica nazionale o di
distribuzione ed esplicitamente accettati dal proponente.
Le presenti linee guida non si applicano agli impianti offshore per i quali l'autorizzazione è
rilasciata dal Ministero delle infrastrutture e dei trasporti, sentiti il Ministero dello sviluppo
economico e il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, con le modalità di
cui all'articolo 12, comma 4, del decreto legislativo n. 387 del 2003 e previa concessione d'uso del
demanio marittimo da parte della competente autorità marittima

I meccanismi di incentivazione (D.M. 6/07/2012)
Taglia (kW) Tariffa €/MWh Durata
1<P≤20 291
20<P≤200 268
200<P≤1000 149
1000<P≤5000 135
P>5000 127
1000<P≤5000 176
P>5000 165
20 anni
25 anni
ON SHORE
OFF SHORE
1. Si applica alle FER diverse dal FV di potenza superiore a 1 kW;
2. ACCESSO DIRETTO – fino a 60 [kW];
3. REGISTRO – da 60 a 5000 [kW];
4. ASTA – oltre 5000 [kW];
5. Tariffa omnicomprensiva fino a 1 [MW];
6. Incentivo senza ritiro produzione oltre 1 [MW]
7. Incentivazione entro 18 mesi dalla dat di entrata in esercizio
8. Durata di incentivazione come da tabella seguente
9. Costo cumulato dell’incentivo per tutte le FER, escluso il FV, < 5800 M€/anno.

Costo annuo incentivi per FER diverse dal fotovoltaico
24
Fonte:GSE
Costoannuo
incentivazioni[€Mln]
CIP6/92
CertificatiVerdi
D.Lgs.79/99
Tariffa
Omnicomprensiva
DM18/12/2008
RegistrieAste
DM6/7/2012
Impiantiinesercizio
DM6/7/2012
Idraulica 0 743.4 213.3 84.4 28.2
Eolica 8.8 1256.3 5 90 17.3
Motoondoso 204.1 0 0 0 0
Geotermica 11.3 119.5 0 14.3 0
Biomasse 0 322.4 73 131.1 5.1
Bioliquidi 0 341.1 72.3 1.6 0
Biogas 0 104.2 1073.9 93.2 16.3
Totaleannuo 224.2 2886.9 1437.5 414.6 66.9
5030.1TOTALE2013

Classificazione di una turbina eolica di piccole dimensioni
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A fini costruttivi la definizione di Small Wind Turbine (SWT) è data dalla
norma IEC 61400-2 Ed.3.0 (2013), che fissa le seguenti condizioni:
1) Area spazzata dal rotore inferiore a 200 [mq], ossia diametro del rotore
inferiore a 16 [m] per turbine ad asse orizzontale (HAWT);
2) Voltaggio di uscita inferiore a 1000 Vac o a 1500 Vdc.
rimandando alla norma IEC61400-1 Ed.3.0 (2005) i requisiti di progettazione
per turbine di maggiori dimensioni.
Qualora l’area spazzata dal rotore fosse minore di 2 [mq] il palo di sostegno
viene escluso dal dimensionamento; quest’ultima condizione porta
frequentemente, ed erroneamente, ad identificare come MICROTURBINE
tale categoria.
A fini economici Il DM6/07/2012 ha previsto una forma di Accesso Diretto
all’incentivo per impianti eolici di piccola potenza, limitando a 60 [kW] la
potenza massima della turbina; è diventata così una prassi comune
identificare il minieolico italiano nelle turbine di potenza fino a 60 [kW].
SI ricorda, a tal proposito, come la Finanziaria 2008 ed il DM 18/12/2008
avessero precedentemente previsto una Tariffa particolare (Tariffa
Omnicomprensiva) per le turbine di taglia inferiore a 200 [kW] che, per un
certo periodo, furono appellate come «Turbine minieoliche».

Lo strato limite ambientale
26
La velocità del vento diminuisce mano a mano che ci
si avvicina al suolo per effetto dell’attrito dell’aria con
la superficie terrestre. Lo spessore di atmosfera
all’interno del quale si fa risentire questo effetto di
rallentamento si chiama STRATO LIMITE AMBIENTALE
(Atmospheric Boundary Layer ABL). Nello strato limite
ambientale la velocità media del vento aumenta con
la quota fino ad un’altezza oltre la quale il suo valore
si mantiene costante. La quota in cui la velocità media
raggiunge il suo valore massimo (e costante) definisce
l’altezza dell’ ABL, essa è definita ALTEZZA DI
GRADIENTE (δ). L’altezza di gradiente non è costante e
dipende, in primo luogo, dalla velocità dell’aria e dal
tipo di superficie terrestre su cui essa fluisce; per
luoghi con piccole asperità, quali zone desertiche o
superfici del mare, lo strato limite ambientale arriva
ad altezze di circa 300 metri, per regioni a elevata
rugosità, come zone fortemente urbanizzate, si arriva
a valori di circa 500 metri. Tali valori si riferiscono a
condizioni di stabilità termica atmosferica, ovvero
situazioni in cui sono assenti i gradienti termici
verticali dell’aria o, comunque, sono inferiori a –1 °C
ogni 100 metri di salita.

La misura del vento vicino al terreno
Pag. 27
0.01 0.1 0.5 1.5 3
0.112 0.160 0.213 0.257 0.289
h (m)
0 0 0 0 0 0
10 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50
15 4.71 4.80 4.91 5.00 5.06
20 4.86 5.03 5.21 5.38 5.50
25 4.99 5.21 5.47 5.70 5.87
30 5.09 5.36 5.68 5.97 6.18
35 5.18 5.50 5.87 6.21 6.47
40 5.26 5.62 6.04 6.43 6.72
45 5.33 5.72 6.20 6.63 6.95
50 5.39 5.82 6.34 6.81 7.17
Cittàconpalazzialti
Altezza di rugosità-z0 (m)
Esponente della Power Law
V (m/s)
TerrenoInnevato
Erbaalta
Alberisparsi
ForesteeBoschi
Periferiaurbana
0.01 0.1 0.5 1.5 3
0.112 0.160 0.213 0.257 0.289
h (m)
0 0 0 0 0 0
10 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50
15 3.66 3.73 3.82 3.89 3.94
20 3.78 3.91 4.06 4.18 4.28
25 3.88 4.05 4.25 4.43 4.56
30 3.96 4.17 4.42 4.64 4.81
35 4.03 4.28 4.57 4.83 5.03
40 4.09 4.37 4.70 5.00 5.23
45 4.14 4.45 4.82 5.15 5.41
50 4.19 4.53 4.93 5.30 5.58
Cittàconpalazzialti
Altezza di rugosità-z0 (m)
Esponente della Power Law
V (m/s)
TerrenoInnevato
Erbaalta
Alberisparsi
ForesteeBoschi
Periferiaurbana

Classe di una turbina di piccola taglia
Pag. 28
Classe I II III IV S
Vref (m/s) 50 42.5 37.5 30
Vave (m/s) 10 8.5 7.5 6
I15 0.18 0.18 0.18 0.18
Valori
specificati
dal
progettista
I15: Turbolenza misurata al mozzo ad una velocità del vento di 15 [m/s]
Vave: Velocità media annua misurata al mozzo
Vref: Velocità massima al mozzo per turbina parcheggiata
Classificazione secondo IEC 61400-2 Ed.2.0
Diametro
rotore
minore di
16 metri
Diametro
rotore
maggiore
o uguale a
16 metri
Classe I II III
Vref (m/s) 50 42.5 37.5
I15 classe A
I15 classe B
I15 classe C 0.12
Valori specificati dal
progettista
S
0.16
0.14
Classificazione secondo IEC 61400-1 Ed.3.0

Classificazione dei Generatori Eolici (1)
Pag. 29
Generatori Eolici
Azione Aerodinamica
Resistenza Portanza
Taglia
Micro Mini Maxi
Orientamento Asse
Orizzontale Verticale
Solidità Piano Rotorico Controllo Tubo Flusso Sito
Alta
Bassa
Upwind
Downwind
RPM
Pitch
Libero
Intubato
Onshore
Offshore

Pag. 30
Azione Aerodinamica
Resistenza Portanza
Una macro-divisione può essere fatta sulla base dell’azione aerodinamica che
viene principalmente sfruttata dal sistema eolico. Si possono distinguere i
generatori a resistenza, come ad esempio il Savonius e quelli a portanza come i
tipici aerogeneratori tripala usati nella produzione elettrica multi-megawatt.
L’azione di resistenza è sostanzialmente associata alla resistenza di forma
(pressione) che un oggetto evidenzia una volta investito da un flusso; essa è
dovuta ad importanti fenomeni di separazione del flusso. L’azione di portanza
deriva invece dalla curvatura che un oggetto aerodinamico induce alle linee di
flusso ed agli effetti di depressione che si innescano a bilanciamento delle forze
centrifughe nelle traiettorie curvilinee dei volumi di fluido. Le azioni di portanza,
per un profilo alare lontano dallo stallo, sono decisamente più importanti
rispetto a quelle di resistenza ed un loro sfruttamento consente di ottenere
prestazioni dell’aerogeneratore più significative.

Corso di Energetica – Energia EolicaPag. 31
Orientamento Asse
Orizzontale Verticale
La classificazione in relazione all’orientamento dell’asse di
rotazione prescinde dal fatto che l’aerogeneratore lavori
principalmente a portanza o a resistenza. Questa
suddivisione si sofferma infatti solo sull’orientazione
dell’asse di rotazione della parte captativa del vento in
relazione al suolo.
I tipici generatori ad asse verticale sono i Savonius e/o i
Darrieus, mentre nella categoria ad asse orizzontale
troviamo i tipici generatori tripala utilizzati nella
produzione di energia elettrica su vasta scala.
L’orientamento dell’asse di rotazione è importante
soprattutto nell’ottica dell’integrazione architettonica della
risorsa eolica; nell’esempio riportato accanto, di un palo di
illuminazione pubblica alimentato da fonti rinnovabili, lo
sviluppo verticale dell’elemento architettonico, tipico degli
arredi urbani, si fonde con degli aerogeneratori ad asse
verticale.
L’orientamento verticale dell’asse induce inoltre una
sostanziale indipendenza dalla direzione del vento.
D’altra parte i generatori tripala ad asse orizzontale offrono
coefficienti di potenza decisamente più elevati e
maggiormente adatti ad una produzione di energia
elettrica.

Pag. 32
Solidità
Alta
Bassa
La solidità del generatore eolico esprime il rapporto fra
la proiezione frontale dell’area del rotore e l’area
spazzata dallo stesso. Esistono legami diretti fra la
solidità di un aerogeneratore e la capacità di
produzione, che verranno approfonditi nel proseguo.
Tipici esempi di generatori ad elevata solidità sono i
multipala americani, normalmente utilizzati in
accoppiamento a pompe idrauliche per la captazione di
acque profonde; ciò grazie all’elevata coppia meccanica
che sono in grado di generare a basse velocità di
rotazione.
Generatori a bassa solidità sono invece i tripala, che
ruotano a velocità maggiori ed offrono maggiori
attitudini alla produzione di energia elettrica da
riversare in rete.

Pag. 33
Piano Rotorico
Upwind
Downwind
I generatori eolici possono avere il piano rotorico posto
a valle o a monte della navicella (HUB della macchina) in
relazione alla direzione del vento incidente.
La soluzione maggiormente utilizzata è quella di tipo
upwind, in cui il piano rotorico si trova a monte della
navicella e quindi viene investito prima dal flusso d’aria.
La soluzione downwind presenta invece il piano rotorico
a valle della navicella; questa posizione, che comporta
un maggior disturbo del flusso incidente sul rotore a
causa della scia della navicella e della torre di sostegno,
ha il vantaggio di essere auto-allineante rispetto alla
direzione del vento.

Pag. 34
Tubo Flusso
Libero
Intubato
Una possibile suddivisione per gli aerogeneratori è
legata al confinamento del tubo di flusso attorno al
rotore. I generatori maggiormente diffusi hanno il
tubo di flusso libero ed in grado di espandersi nella
fase di avvicinamento, attraversamento ed
allontanamento dal piano rotorico per la necessità di
conservare la portata massica elaborata.
I generatori intubati hanno invece una carenatura
attorno all’asse del rotore che consente un
convogliamento del flusso da elaborare verso le pale.
I secondi hanno chiaramente una maggiore difficoltà
realizzativa ed un impatto visivo non trascurabile.

Pag. 35
Sito
Onshore
Offshore
La classificazione sul controllo delle macchine eoliche
distingue fra controllo sui giri, fissi o variabili, e sull’angolo
di attacco delle pale, fisso o variabile. La soluzione più
semplice è quella a giri fissi ed angolo pale bloccato,
mentre quella più complessa prevede sia i giri variabili che
la possibilità di modifica dell’angolo di attacco delle pale.
La scelta fra le varie tipologie è legata sia a considerazioni
economiche che alla scelta del generatore elettrico.
Un’ultima classificazione dei generatori eolici può essere
fatta sulla base della loro destinazione di installazione. Si
possono infatti avere macchine destinate ad installazioni su
terra ferma (onshore) e macchine destinate ad installazioni
in mare (offshore). Le due tipologie si differenziano per i
tipi di fondazione, per le taglie di potenza, per le classi IEC
di appartenenza, per le caratteristiche costruttive.
Controllo
RPM
Pitch

Miniturbine ad asse verticale (1)
36
31
2
P
P
C
u A 

R
u




Source: E.Hau. Wind Turbines – Foundamentals, Technology, Application, Economics, 2° edition, Springer, 2006
Tip speed ratio: rapporto fra la
velocità periferica della pala e la
velocità del vento incidente
Rotor Power Coefficient: rapporto fra
la potenza estratta dal rotore e quella
fornita dal vento

Miniturbine ad asse verticale (2)
37
Simulazione effettuata per: λ=0.735
Overlap-jet
Counter rotating
vortices
Recirculating
Flow
Velocità assoluta

Effetto dell’aerodinamica del rotore di una HAWT
38
E2D=60
E2D=160
E2D=Efficienza di
profilo=rapporto fra
portanza e resistenza
sulla sezione alare

Profili per turbine eoliche
39
NACA 63-215
NACA 63-415
NACA 64-421
RISO A1-18
RISO A1-21
FFA-W3-211
FFA-W3-241
SERI 809
SERI 814
FX66-S196-V1
DU-W2-250
LS(1)-0417

Comportamento in post-stallo di un rotore
40
Il comportamento aerodinamico di un profilo palare deve essere studiato per angoli di incidenza variabili da 0 a 360 gradi, in quanto la
velocità relativa incidente sulla pala presenta un angolo di attacco elevato:; a macchina ferma e durante le fasi di regolazione. Oltre a ciò si
aggiunga anche il fatto che la turbina potrebbe avere il rotore non ortogonale al vento ma in posizioni sensibilmente diverse a seconda di
come la macchina è stata arrestata in precedenza. In letteratura è difficile avere dati sperimentali oltre l’angolo di STALLO, ossia circa 10-15
gradi, e perlomeno per un range fino a 90 gradi è necessario che il progettista sia in gradi di calcolare la distribuzione dei coefficienti
aerodinamici basandosi, ove possibile, da relazioni empiriche accreditate.

Vortex Generators

Flusso 3D sulle pale di una turbina
42
Nel flusso 3D che si instaura su un’ala di un aereo è ben noto che sono i vortici di estremità a modificare i valori dei
coefficienti di portanza e resistenza lungo l’apertura. In una pala di una turbina eolica, a causa della rotazione, entrano in
gioco anche la forza Centrifuga e la forza di Coriolis; l’effetto della prima tende a ridurre la parte ricircolante dei vortici di
estremità nella sezione di depressione, e ad incrementarla nella sezione in pressione. La forza di Coriolis tende invece ad
essere importante solo a basse velocità del vento quando da origine, insieme alla forza centrifuga, alla formazione di una
bolla di separazione sull’estradosso della pala, nelle vicinanze della radice. Tale separazione è da associare alla
distribuzione di portanza sulla pala stessa, che vede nella radice la zona a MAGGIOR PORTANZA e, quindi, quella che
prima delle altre andrà in separazione. In generale lo stallo 3D avviene per angoli di incidenza superiori a quello 2D.

Struttura della pala
VARTM: Vacuum-assisted resin transfer moulding
SPRINT: Partially pre-impregnated fabric
SCRIMP: a VARTM process
Resine utilizzate: Poliestere, Epossidiche e
Vinil Estere

Regolazione aerodinamica della potenza
Regolazione del Pitch Regolazione a Stallo

Struttura interna di una turbina tradizionale

Generatore asincrono (a induzione):
•Generatore a gabbia di scoiattolo
•Generatore a rotore avvolto:
A scorrimento variabile
Doppia alimentazione (DFIG)
Rendimento inferiore (-2/5%)
Robusto ed economico (come motore è il leader)
Funziona a induzione e necessita di potenza reattiva dalla
rete: per le scale più grandi è accompagnato da batterie di
condensatori variabili (manutenzione aggiuntiva)
Permette l’accoppiamento diretto alla rete, senza
convertitori (oscillazioni torsionali ridotte)
E’ usato soprattutto in piccole turbine regolate a stallo
passivo
Possibile funzionamento come motore
Possibile variazione del numero di poli
La versione DFIG pur con lo svantaggio dei contatti
striscianti, ha caratteristiche interessanti: conversione di
potenza parziale e controllo di potenza reattiva
Per questioni costruttive non si presta alla modalità direct
drive
Generatore sincrono
•Generatore a rotore avvolto:
Brushless
Con contatti striscianti
•Generatore a magneti permanenti
Rendimento elevato (le grandi macchine fino al 95%) anche
grazie alla capacità di produrre potenza reattiva
E’ più complicata meccanicamente e costosa
L’eccitazione magnetica può essere ottenuta anche con magneti
permanenti
Ha bisogno di un raddrizzatore-invertitore AC-DC-AC con
sistema di sincronizzazione, per la sua rigidezza di
accoppiamento diretto alla rete.
Per essere avviato deve affidarsi al rotore eolico (solo in casi
isolati funziona temporaneamente come motore a induzione)
Si presta a un elevato numero di poli (traferri non troppo ridotti)
La versione a magneti permanenti è più efficiente (senza perdite
di eccitazione) ma necessita di un convertitore di potenza totale
e i magneti sono costosi e smagnetizzabili ad alte temperature
La brushless a rotore avvolto: niente attriti ma peggiore
dinamica di controllo (il controllo della corrente di eccitazione è
meno pronto)
Generatori di turbine eoliche

Il generatore asincrono
47
Tipologie di rotori:
- Rotore a gabbia di scoiattolo
(in corto circuito)
- Rotore avvolto con contatti
striscianti (avvolgimenti di
rotore simili a quelli di statore)
Macchine asincrone
Sono molto diffuse anche nelle HAWT per via della loro robustezza economicità e semplicità di
collegamento alla rete. In alcuni casi vengono usati come motore per l’avvio, specie se in assenza
di pitch variabile

Giri fissi vs. Giri Variabili
48
Con una macchina a giri
variabili si è in grado di
inseguire, per ogni velocità
del vento, il punto di
massima potenza. La
convenienza di questa
macchina è presente solo
quando il vento è debole,
perché in aree con venti
stabili la macchina a giri
fissi fornisce produzioni
anche superiori.

Flexible Trailing Edges
Il progetto UPWIND, dal valore di 24.3 [M€] è stato finanziato per
14.3 [M€] dalla Comunità Europea. Al progetto fanno parte colossi
industriali come Gamesa, GE, Bosch-Rexroth e diversi istituti di
ricerca tedeschi, spagnoli e greci.
La turbina avrà un diametro di 250 [m] ed un mozzo posto a 153
[m] da terra. Una pala da 60 [m] presenta
un guscio di 15 [cm] di
spessore laddove una pala
da 120 [m] dovrebbe avere
un guscio da 30 [cm] di
spessore; ciò rende difficile
l’infusione della resina
durante la realizzazione dei
due semigusci che danno
origine alla pala.
Una soluzione è quella di
ridurre il carico
aerodinamico mediante dei
Flexible Trailing edges,
permettendo così di
adottare pale meno pesanti.

LO SVILUPPO DELL’EOLICO DI PICCOLA TAGLIA

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