Cap33 – energia eolica
Sommario
1
3
4
5
6
7
8
9
Introduzione ................................................................................................................ 2
Tecnologia Eolica ....................................................................................................... 5
La risorsa eolica .......................................................................................................... 7
4.1 CALCOLO DELLA POTENZA DI UNA VENA FLUIDA ............................. 10
4.2 Stato dell‟arte della Tecnologia.......................................................................... 13
4.3 AEROGENERATORE ...................................................................................... 16
4.3.1
Il rotore........................................................................................................ 16
4.3.2
Il sistema frenante ....................................................................................... 16
4.3.3
La torre e le fondamenta ............................................................................. 16
4.3.4
La navicella e il sistema di imbardata ......................................................... 17
4.4 Evoluzione delle tipologie hardware .................................................................. 18
4.5 Descrizione del sistema di generazione ............................................................. 21
4.5.1
Progetto di impianti a velocità variabile ..................................................... 23
Generatore asincrono o sincrono .............................................................................. 25
5.1 Macchina Asincrona........................................................................................... 26
5.1.1
Caratteristica meccanica ............................................................................. 27
5.1.3
Generatore asincrono, a velocità totalmente variabile, allacciato alla rete . 30
5.1.4
Generatore asincrono, connesso ad isola .................................................... 31
5.2 Generatore asincrono a doppia alimentazione ................................................... 32
5.2.1
Introduzione al funzionamento del DFIG ................................................... 34
5.2.2
Esempio applicativo di turbina eolica ......................................................... 36
5.3 Generatore Sincrono ........................................................................................... 37
5.4 Generatore sincrono a PM .................................................................................. 38
5.4.2
Vantaggi e svantaggi del generatore sincrono ............................................ 39
Turbine ...................................................................................................................... 40
6.1.1
Controllo ..................................................................................................... 42
6.2 Modelli per lo studio della variabilità della potenza del vento .......................... 42
Infrastrutture della rete elettrica ................................................................................ 43
7.1 Tipologie di connessione di gruppi di impianti eolici ........................................ 44
7.2 Problematiche connesse al sistema di generazione ............................................ 46
7.2.1
Misura della velocità del vento ................................................................... 46
7.2.2
Potenza estratta dalla turbina eolica ............................................................ 47
7.2.3
Misura di velocità e posizione del generatore............................................. 47
7.2.4
Riduzione THD e perdite ............................................................................ 48
7.2.5
Capacità del condensatore posto nel DC-link ............................................. 49
La generazione eolica e la rete europea .................................................................... 50
Progetti in corso e di prossimo avvio ........................................................................ 51
9.1 Dati tecnico economici ....................................................................................... 52
9.1.1
Punti di forza e di debolezza del sistema Italia ...................................... 52
9.2 Impianti eolici off-shore ..................................................................................... 53
1
Cap33 – energia eolica
1
Introduzione
Durante il Congresso di Kyoto del 1997, i Paesi che hanno ratificato il protocollo allegato
si sono impegnati ad indirizzare la produzione di energia da fonti rinnovabili per
contenere il consumo di combustibili fossili e ridurre le emissioni inquinanti in
atmosfera, che provocano il pericoloso effetto serra. Il primo posto occupato dall‟energia
eolica, nella lista delle fonti rinnovabili presentata dalla Commissione, è un
riconoscimento del fatto che questa energia rappresenta una delle opportunità più
concrete a disposizione per raggiungere tale ambizioso obiettivo.
In Europa, leader mondiale in termini di MW installati, sono aumentati notevolmente i
siti per la produzione di energia elettrica dal vento (Wind Farm), nei luoghi dove le
condizioni climatiche, orografiche e ambientali permettono il migliore sfruttamento della
risorsa eolica. Dai 28.568 MW del 2003, la potenza eolica installata in Europa è passata a
34.205 nel corso del 2004, per poi raggiungere e superare l‟incoraggiante traguardo dei
40.000 MW a fine 2005, corrispondente al 70% della produzione di energia eolica del
mondo (fonte EWEA). In particolare, i cinque mercati principali dell‟eolico in Europa
sono localizzati in Spagna, Germania, Danimarca, Regno Unito, Portogallo, Italia. In fig.
1.1 è illustrata la distribuzione europea di potenza elettrica installata derivante da energia
eolica.
Dal punto di vista percentuale, in Danimarca la produzione eolica rappresenta il 21%
della domanda di energia, in Spagna almeno il 12%, in Portogallo il 9%, e in Germania
il 7%, e in alcune particolari regioni la percentuale è ancora più alta, per esempio
nell‟ovest della Danimarca supera il 100% della domanda.
2
Cap33 – energia eolica
Fig. 33.1 - Potenza eolica installata in Europa
La Figura 33.2 riporta la stima della producibilità specifica teorica di un aerogeneratore
tipico di grande taglia (altezza di circa 100 m) supposto installato in un generico punto
del territorio italiano onshore e offshore, consentendo quindi una stima della capacità del
vento nelle diverse aree.
Figura 33.2 – Stima della producibilità specifica teorica di un aerogeneratore sul territorio italiano
e fino a 40 km dalle coste (fonte: CESI RICERCA)
La producibilità specifica è espressa in produzione annua attesa (MWh) rispetto alla
potenza nominale (MW), ossia in numero di ore equivalenti annue di generazione alla
potenza nominale.
produzione
totale.
Abruzzo
Basilicata
Calabria
2004
MWh
176.500
157.000
16.971
2005
MWh
177.800
147.700
115.156
2006
MWh
210.200
173.600
57
2007
MWh
236.508
262.028
2008
MWh
243.758
283.786
Var
(%)MWh
3,1
8,3
8,5
Campania
519.800
560.500 7
653.200,
777.628
Emilia
Romagna
Liguria 9
3.700
2.200
3.000
3.589
992.944
27
3.222 -
10,2
4.100
8.700
8.400
16.797
17.118
1,
Molise
60.200
56.900
95.900
145.135
172.476
18,8
3
Cap33 – energia eolica
Lazio
Puglia
1.900
545.000
5.900
586.500
9.700,
746.400 2
9.849
1.077.316
13.115
1.316.880
33
2,22
Sardegna
218.200
409.300
575.200
590.155
615.611
4,3
Sicilia
152.200
382.300
488.700
854.744
1.043.970 22,1
Toscana
4.300
3.000
3.900
37.134
36.009 3,0
Trentino100
100
3.508
4.215
20,2
Alto Adige
Umbria
3.600
2.600
2.400
2.997
3.053
1,9
2 Produzione degli impianti eolici in Italia dal 2004 al 2008
Nel quinquennio 2004-2008 la produzione di impianti eolici in Italia è cresciuta ad un
tasso medio annuo pari al 21%. La Puglia mantiene il primato in termini di produzione
regionale sul totale nazionale pari al 27% nel 2008, malgrado la sua quota fosse pari al
30% nel 2004. Segue la Sicilia col 21%, che dal 2007 ha sopravanzato la Campania
(20%). Insieme alla Sardegna (13%), queste quattro regioni rappresentano l‟82% della
produzione totale.
La suddivisione degli impianti per classe di potenza ha evidenziato che in Italia
l‟intervallo di potenza tra 1 e 5 MW è quello che contiene il maggior numero di impianti
(61). In Puglia l‟83% degli impianti ha potenza minore di 25 MW, in Sicilia la classe più
numerosa è quella compresa nell‟intervallo 5-10 MW e vi sono istallati 2, dei 4 impianti
esistenti in Italia, con potenza più elevata (ossia compresa tra 70-75MW). La Campania
ha il 62%degli impianti compresi nell‟intervallo tra 1 e 15 MW. Singolare il caso della
Sardegna nella quale il maggior numero di impianti ha potenza compresa nell‟intervallo
20-25 MW
4
Cap33 – energia eolica
.
Fig.33.3 – Distribuzione regionale degli impianti eolici italiani
La rappresentazione cartografica della distribuzione regionale della numerosità degli
impianti mostra che in Italia il numero maggiore di installazioni di parchi eolici è
presente nelle regioni meridionali. Infatti nell‟Italia meridionale vi è il più alto numero di
impianti realizzati: in particolare in Puglia ed in Campania, che insieme esprimono oltre
il 43% del totale nazionale.
Sicilia e Sardegna esprimono valori molto elevati pari rispettivamente al 16,1% ed al
10,3%.
In molte Regioni dell‟Italia settentrionale non sono stati installati impianti
eolici e nelle regioni in cui sono presenti la percentuale è molto bassa. In Italia centrale
l‟Abruzzo ed il Molise, sono le regioni con la più elevata percentuale, totalizzando più
del 13%.
3
Tecnologia Eolica
L‟energia eolica non è nient‟altro che l‟energia del vento trasformata in energia elettrica
in corrente continua, che può essere immagazzinata in batterie ed utilizzata quando
necessario, oppure può essere riversata nella rete elettrica fino a formare delle grandi
centrali di produzione. Per produrre tale energia ci serviamo, appunto dei generatori
eolici, che possono essere di diversi modelli e potenza, quali ad esempio:generatori ad
asse orizzontale: l‟asse del rotore è parallelo alla direzione del vento e al terreno; questi
generatori sono composti da:
5
Cap33 – energia eolica
un involucro che contiene il generatore elettrico, il moltiplicatore di giri e alcune
apparecchiature di controllo,
il rotore su cui sono montate le pale,
il dispositivo di orientamento del generatore in base alla direzione del vento
generatori ad asse verticale: l‟asse del rotore è perpendicolare alla direzione del vento e al
terreno, questi generatori sono composti da:
un albero tubolare mantenuto verticale da degli stralli,
due o tre pale curvate in modo che entrambe le estremità siano collegate
all‟albero,
un basamento che contiene l‟eventuale generatore elettrico.
I generatori eolici si differenziano anche per grandezza:
generatori piccoli: hanno una potenza che va dai 5 ai 100 kW; e il diametro del
rotore varia dai 3 ai 20 metri; l‟altezza del mozzo (su cui sono fissate le pale) và
invece da 10 a 20 metri;
generatori medi: hanno una potenza che và dai 250 agli 800 KW; il diametro del
rotore varia dai 25 ai 50 metri; l‟altezza del mozzo và dai 25 a 50 metri;
generatori grandi: hanno una potenza che và dai 1.000 ai 2.500 KW; il diametro
del rotore và dai 55 ai 70 metri; l‟altezza del mozzo varia dai 60 agli 80 metri.
I generatori eolici inoltre possono essere costruiti con due o tre pale che possono variare
di lunghezza:
quelli con le pale lunghe circa 50 cm, solitamente vengono utilizzati come
caricabatteria;
quelli con le pale lunghe 30 metri, in grado di produrre una potenza di 1.500 KW,
riescono a soddisfare il fabbisogno di energia elettrica giornaliera di circa mille
famiglie.
Il tipo più diffuso è il generatore eolico di grandezza media con due o tre pale lunghe
circa 20 metri.
6
Cap33 – energia eolica
Fig.33.4 – Andamento temporale della taglia e della dimensione degli impianti eolici
Il grande vantaggio dell‟energia eolica sta proprio nel fatto che è una fonte di energia
alternativa inesauribile, dando dei buoni risultati anche durante la notte quando non è
presente la luce, e con condizioni atmosferiche non ottimali.
I generatori eolici sono concepiti per resistere anche a venti di forte intensità, sono
silenziosi e compatti, e come per i pannelli fotovoltaici, per poter immagazzinare energia
nelle batterie hanno bisogno di un regolatore di carica (la sua funzione è quella di
proteggere gli accumulatori da sovraccarichi e da eccessive scariche in modo da
aumentarne la vita utile e farli lavorare in un intervallo di tensioni adeguate all‟utilizzo),
infatti se si vuol fare un impianto misto è necessario che si scelga un regolatore di carica
idoneo ad entrambi gli impianti.
Per ciò che riguarda invece le applicazioni tipiche della sola energia eolica esistono gli
impianti wind-farm (fattorie del vento) e gli impianti offshore (come le wind-farm, però
in mare). Negli impianti wind-farm i generatori eolici sono disposti in modo vario sul
territorio, però collegati fra loro ad un‟ unica linea che si collega alla rete locale e
nazionale. La distanza con la quale vengono installati è circa cinque-dieci volte il
diametro delle pale , quindi se per esempio si installano generatori con pale di circa 30
metri, vanno messi ad una distanza fra loro di circa 300 metri. Per quanto riguarda gli
impianti offshore, sono uguali alle wind-farm, però costruiti in mare, sono molto utili in
quelle zone vicine al mare, dove la superficie del territorio non sarebbe sufficiente in
quanto densamente popolata.
4
La risorsa eolica
Il vento, data la sua imprevedibilità in termini di direzione, intensità e durata, è stato
oggetto di lunghe ed estese misurazioni. Sulla base dei dati prelevati sono stati elaborati
innumerevoli modelli, i quali tengono conto di molteplici fattori tra i quali la rugosità del
7
Cap33 – energia eolica
suolo, la quota, la turbolenza. Tale impiego di forze è finalizzato allo studio di fattibilità
di un impianto eolico in un determinato sito dove sia stata rilevata l‟effettiva presenza di
vento.
Si noti che non è importante la conoscenza su base annua della media dei venti in un
determinato sito, bensì conoscere con che tempi caratteristici e in che intensità avviene un
mutamento della disponibilità ventosa in un arco di tempo molto più ristretto, dell‟ordine
del minuto, per poter valutare che tipo di comportamento dovrà assumere l‟azionamento
eolico al fine di massimizzare l‟estrazione di energia dal vento. Come verrà analizzato in
seguito infatti, per catturare la massima potenza è necessario che la velocità della turbina
vari in funzione della velocità del vento. Pertanto, ai fini del controllo che viene attuato
sul generatore flangiato alla turbina eolica, è opportuno conoscere i fattori che
caratterizzano l‟andamento del fenomeno meteorologico in esame, in modo da poter
valutare se sia conveniente o meno, o addirittura possibile, inseguire per mezzo del
controllo dell‟azionamento elettrico, cambiamenti non molto significativi di velocità del
vento, ovvero le raffiche.
In letteratura è difficile rinvenire dati sul breve periodo, poiché le analisi di tipo statistico
e predittivo sono orientate prevalentemente su valori medi giornalieri su scala annuale.
Uno studio effettuato sul medio e breve termine da Van der Hoven nel 1957 sul sito di
Brookhaven, nello stato di New York è riassunto in fig. 33.5. In questo grafico viene
riportato uno spettro di frequenza di variazioni di condizioni ventose, con picchi ben
distinguibili in base all‟intervallo di tempo considerato. La parte sinistra del grafico
indica che la variazione significativa di condizioni ventose avviene ogni 4 giorni
(coerentemente con la variazione di condizioni meteorologiche), mentre la parte destra
fornisce informazioni sulla frequenza di variazioni su piccolissima scala temporale;
proprio da quest‟ultima si evince una frequenza modale di variabilità significativa delle
condizioni ventose pari ad 1 minuto. Sebbene questo dato sia peculiare della zona
considerata, lo studio riportato dà una informazione di massima sul fenomeno di
variazioni turbolente del profilo ventoso, ovvero delle raffiche.
Fig. 33.5 - Spettro di frequenza ventosa
Alcuni modelli che simulano un profilo di velocità del vento nel tempo mettono in luce
una frequenza di variazione maggiore. In fig. 33.6 è distinguibile un profilo che presenta
fluttuazioni significative di velocità entro i 10 secondi, anche se in questo intervallo di
8
Cap33 – energia eolica
tempo possono verificarsi raffiche di bassa entità, il cui inseguimento da parte del sistema
di controllo della turbina risulta indesiderato.
Fig.33.6 - Campione di profilo ventoso con piccole e larghe fluttazioni
Dall‟istituto di tecnologia energetica, con sede presso l‟università di Aalborg in
Danimarca, è stato acquisito un blockset per turbine eoliche al cui interno vi è un modello
di profilo ventoso realizzato con una piattaforma di simulazione presente all‟interno del
programma Matlab_ Simulink, dal quale si evince che l‟intervallo di tempo in cui si
verifica una sensibile, ma contenuta, variazione della velocità del vento è in media di
circa 15 secondi.
Fig. 33.7 - Modello di profilo ventoso
Dai dati a disposizione si può dedurre che in un azionamento per generazione eolica di
bassa potenza, con raggi delle pale al disotto dei 15 metri e conseguenti inerzie del
sistema turbina-generatore relativamente basse, è sicuramente possibile massimizzare il
flusso di potenza andando ad inseguire anche delle raffiche di bassa intensità che sono
9
Cap33 – energia eolica
visibili nelle precedenti figure. Al contrario, per un impianto di grossa taglia, modificare
la frenatura elettromagnetica, e quindi modificare il flusso di potenza, influisce in
maniera molto debole sulla velocità della turbina, caratterizzata ora da grandi inerzie,
dovute sia alla maggiore densità dei materiali costruttivi utilizzati per realizzare le pale
della turbina, il cui diametro può raggiungere i 100 metri, che dalla grossa taglia del
generatore. Di conseguenza, poiché l‟inerzia di turbina e generatore funge da filtro passa
basso per le perturbazioni del profilo ventoso di frequenze paragonabili a quelle riportate
sopra, ne risulterà che un impianto di tal genere sarà capace di inseguire esclusivamente
variazioni stabili delle condizioni ventose.
4.1
CALCOLO DELLA POTENZA DI UNA VENA FLUIDA
Al fine di poter effettuare qualche valutazione quantitativa a partire da grandezze fisiche
e geometriche che intervengono nei fenomeni in studio, si forniscono alcune relazioni che
consentono di valutare la potenza estraibile dal vento.
Il vento, come detto, è una massa fluida di gas che si muove ad una certa velocità. Se
consideriamo una massa volumica d'aria che si muove con velocità v attraverso un'area
A posta ortogonalmente alla direzione della velocità essa è dotata di una potenza pari a:
1
P
Av3
2
Se è data in kg/m3, v in m/s, A in m2 allora la potenza P è espressa in W. Se la
superficie considerata ha sezione circolare, come in pratica accade per quasi tutti i tipi di
aeromotori, essendo l'area del cerchio pari a d2/4 (d indica il diametro in metri),
l'espressione della potenza considerata diviene:
1
d2 3
P
v
2
4
Tale espressione mette in evidenza due peculiarità delle macchine eoliche.
La prima riguarda il ruolo fondamentale rivestito dalla velocità v del vento che,
intervenendo nella espressione con la potenza al cubo, condiziona la grandezza della
potenza captabile a parità di superficie "spazzata" dalle pale: pertanto è indispensabile
una accurata conoscenza anemologica del sito ove si intendono installare gli
aerogeneratori Naturalmente però come la potenza aumenta rapidamente all'aumentare
della velocità del vento, così aumentano in pari misura tutte le sollecitazioni
sull'aerogeneratore.
Ne segue che queste macchine vengono progettate affinché, avviate con una velocità del
vento da 2 a 4 m/s, siano dotate di un dispositivo di controllo della potenza quando il
vento raggiunge velocità dell'ordine di l0-12 m/s (velocità di taglio o alla rated power),
per mettere addirittura fuori servizio il gruppo quando la velocità raggiunge valori sui 2025 m /s (velocità di cut out).
La seconda caratteristica messa in evidenza consiste nella necessità di interessare un tubo
di flusso sufficientemente ampio per disporre di una potenza sensibile. Infatti la potenza
che può essere estratta dipende dall'area spazzata: pertanto, un singolo generatore estrae
tanta più energia quanto maggiore è l'area spazzata, cioè, quanto maggiore è la lunghezza
delle pale (ovvero il diametro del rotore).
La potenza che può essere estratta dalla massa d'aria considerata è notevolmente inferiore
a quella espressa dalla relazione (2). Infatti tale potenza sarebbe totalmente disponibile
10
Cap33 – energia eolica
solo se il vento perdesse tutta la sua energia cinetica: come a dire, solo se il vento a valle
dell'aeromotore fosse completamente fermo. Ovviamente, ciò è impossibile; già A. Betz
ha dimostrato che la massima frazione teoricamente estraibile di tale potenza vale
16/27=0.593 (il valore di 16/27 risulta dalla teoria del disco attuatore), dunque la potenza
massima che può essere estratta dalla massa d'aria considerata è pari a:
1
d2 3
Pv 0.593P 0.593
v
2 4
dove rappresenta il rendimento della macchina.
Le particelle dell'aria del vento, essendo in movimento, posseggono una determinata
energia cinetica che può essere ceduta ad un mezzo che venga interposto. Per calcolare la
potenza fornita dal vento al rotore si può fare riferimento alla teoria di Betz.
Fig.33.8 – tubo di flusso di una fluida
Le ipotesi alla base della teoria di Betz sono le seguenti:
1. Concetto di tubo di flusso: il tubo di corrente che attraversa il disco attuatore non
interagisca con la restante porzione di fluido che lo circonda.
2. In ogni sezione del tubo di flusso sussista una distribuzione di velocità
permanente, uniforme e mono dimensionale lungo l'asse. Il rallentamento di vena
sul disco attuatore è distribuito uniformemente sulla sezione del disco.
3. Nelle sezioni infinitamente a monte e a valle si possa ritenere una situazione
fluidodinamica indisturbata dalla presenza della macchina, ovvero sussista la
pressione atmosferica dell'ambiente esterno, proprio come nella condizione di
getto libero.
4. Il flusso eolico non incontri ostacoli oltre la turbina, né sopravento né sottovento.
5. Il vento sia stazionario e di intensità costante con la quota.
6. Non ci siano effetti di rotazione della vena a causa dell' "estrazione" di quantità di
moto.
7. Si trascuri la comprimibilità dell'aria, cioè la densità sia ritenuta costante.
8. La vena fluida, sia caratterizzata da una velocità v1 allorché raggiunge le pale del
rotore. Lì essa viene rallentata fino al raggiungimento di una velocità v2.
11
Cap33 – energia eolica
Naturalmente nel passaggio dalla sezione 1 alla 2 deve valere l'equazione di
continuità , per cui si può scrivere (supponendo la densità costante per l'ipotesi 7):
A
m
m
(1)
2 A2
Deve essere verificata l'equazione di conservazione della quantità di moto per cui:
d
(2)
F m v1 v2
m v
dt
F è la forza (orizzontale) esercitata dal flusso sulla macchina (da intendersi come media
 volume
temporale della forza nell'arco di una rivoluzione completa del rotore ed m
massico nell‟unità di tempo.
La potenza è dunque:
 (v1 v2 )
P F v Vm
[w]
(3)
Facendo un bilancio tra entrata e uscita dell' energia cinetica associata alla vena fluida si
trova la potenza ceduta:
1 1
(4)
ma, poiché le potenze trovate nel modo (3) e nel modo (4) devono coincidere, si ricava:
(5)
quindi:
(6)
Il rallentamento avviene dunque, per metà nel tratto di corrente a monte e per metà nel
tratto di corrente a valle del disco attuatore. Definendo un fattore di interferenza a come:
(7)
si ottiene:
(8)
ma poiché:
si ha:
(9)
Il fattore a rappresenta la misura in cui il flusso viene rallentato a monte della turbina (al
massimo a=0.5 quando si ha il blocco del flusso alla sezione 2).
Sostituendo la (9) nella (4) si ottiene la potenza estraibile da un flusso eolico secondo la
teoria di Betz:
1
2
(10)
P
A v13 4a 1 a
2
La forza agente sul rotore è quindi:
1
F
A v12 4a 1 a
2
12
Cap33 – energia eolica
Imponendo l'annullamento della derivata prima di P rispetto ad a, si può ricavare
l'interferenza aerodinamica ottimale (l'interferenza per cui si ha l'estrazione della
massima potenza):
Il valore a=1 non ha senso per cui si può definire un coefficiente di prestazione aott=1/3 e
conseguentemente il valore del coeff. di prestazione è:
W
(11)
c p max
1
3
A1 1
2
Si può dunque sottrarre al massimo il 60% della potenza associata alla vena fluida.
Ma
1 a
1
quindi, nelle condizioni di ottimo,
1
4.2
2
3
STATO DELL‟ARTE DELLA TECNOLOGIA
Gli impianti eolici che producono energia elettrica in collegamento alla rete ( più
generalmente detti dall‟ingl. wind farms) sono costituiti da un certo numero di
aerogeneratori installati sul terreno o in mare , secondo uno schema studiato in funzione
del suolo e del regime ventoso locale, in particolare delle direzioni prevalenti del vento.
Lo scopo è di collegare le varie unità nelle posizioni che garantiscono la maggiore
produzione, per es. lasciando fra macchina e macchina una distanza sufficiente che
garantisca una bassa interferenza aerodinamica. Queste distanze sono tipicamente
dell‟ordine di 3†7 volte il diametro del rotore della macchina.
Le possibili configurazioni hardware in un impianto di generazione eolica si sono evolute
nel corso degli anni, grazie soprattutto all‟abbattimento di costi relativi a tecnologie in
rapida via di sviluppo. La componente economica influenza pesantemente le scelte
operate in sede di progetto, risultando più importante utilizzare componenti ad alta
efficienza per impianti di grossa taglia (di 1,5 - 3 MW).
I componenti meccanici principali di un generatore eolico sono:
Il rotore: può avere 2 o 3 pale. I rotori a 2 pale sono più economici e il loro
campo di funzionamento è a velocità più elevate, quelli a tre pale presentano
prestazioni meccaniche e fluidodinamiche migliori.
13
Cap33 – energia eolica
Fig. 33.9 – vista frontale
dell‟albero di una turbina eolica
La navicella (o gondola): è l‟elemento, montato sulla sommità della torre, a
cui è collegato il rotore e che contiene al suo interno il moltiplicatore di giri
(non sempre presente), l‟azionamento elettrico, il freno meccanico, il sistema
di controllo e il sistema di imbardata.
Fig.33.10 – Montaggio
di una torre di impianto
eolico
14
Cap33 – energia eolica
Fig. 33.11 – Gondola di un impianto eolico
La caratterizzazione della ventosità di un sito rappresenta un fattore critico e
determinante per decidere la concreta fattibilità dell‟impianto. Infatti, tenuto conto che la
produzione di energia elettrica degli impianti eolici risulta proporzionale al cubo della
velocità del vento, piccole differenze nelle caratteristiche anemometriche del sito
possono tradursi in notevoli differenze di energia realmente producibile.
Le turbine eoliche possono suddividersi in classi di diversa potenza, in relazione ad
alcune dimensioni caratteristiche:
macchine di piccola taglia (1-200 kW): diametro del rotore, 1- 20 m; altezza torre,
10 – 30 m
macchine di media taglia (200 – 800 kW): diametro rotore, 20 – 50 m; altezza
torre, 30 – 50 m
macchine di grande taglia (oltre 1000 kW): diametro rotore, 55 – 80 m; altezza
torre, 60 – 120 m
Le macchine eoliche di piccola taglia possono essere utilizzate per produrre elettricità per
singole utenze o gruppi di utenze, collegati alla rete elettrica in bassa tensione o anche
isolati dalla rete elettrica. Le macchine di media e grande taglia sono utilizzate
prevalentemente per realizzare centrali eoliche o “fattorie del vento” (“wind farm”)
collegate alla rete di media oppure di alta tensione.
15
Cap33 – energia eolica
Fig.33.12 - Schema di un impianto eolico
4.3
4.3.1
AEROGENERATORE
IL ROTORE
Il rotore è costituito da un mozzo su cui sono fissate le pale . Le pale più utilizzate sono
realizzate in fibra di vetro. I rotori a due pale sono meno costosi e girano a velocità più
elevate, sono però più rumorosi e vibrano di più di quelli a tre pale, tra i due la resa
energetica è quasi equivalente.
Sono stati realizzati anche rotori con una sola pala, equilibrata da un contrappeso, a parità
di condizioni, questi rotori sono ancor più veloci dei bipala, ma hanno rese energetiche
leggermente inferiori.
Ci sono anche rotori con numerose pale, di solito 24, che vengono impiegati per
l‟azionamento diretto di macchine, come le pompe.
Sono stati messi a punto dei rotori con pale “mobili”, variando l‟inclinazione delle pale al
variare della velocità del vento è possibile mantenere costante la quantità di elettricità
prodotta dall‟aerogeneratore.
4.3.2
IL SISTEMA FRENANTE
È costituito da due sistemi indipendenti di arresto delle pale: un sistema di frenaggio
aerodinamico e uno meccanico. Il primo viene utilizzato per controllare la potenza
dell‟aerogeneratore, come freno di emergenza in caso di sovravelocità del vento e per
arrestare il rotore. Il secondo viene utilizzato per completare l‟arresto del rotore e come
freno di stazionamento.
4.3.3
LA TORRE E LE FONDAMENTA
La torre sostiene la navicella e il rotore, può essere a forma tubolare o a traliccio. In
genere è costruita in legno, in cemento armato, in acciaio o con fibre sintetiche. La
struttura dell‟aerogeneratore per poter resistere alle oscillazioni ed alle vibrazioni causate
16
Cap33 – energia eolica
dalla pressione del vento deve essere ancorata al terreno mediante fondamenta. Le
fondamenta molto spesso sono completamente interrate e costruite con cemento armato.
Il moltiplicatore di giri
Il moltiplicatore di giri serve per trasformare la rotazione lenta delle pale in una rotazione
più veloce in grado di far funzionare il generatore di elettricità.
Il generatore
Il generatore trasforma l‟energia meccanica in energia elettrica. La potenza del generatore
viene indicata in chilowatt (kW).
Il sistema di controllo
Il funzionamento di un aerogeneratore è gestito da un sistema di controllo che svolge due
diverse funzioni. Gestisce, automaticamente e non, l‟aerogeneratore nelle diverse
operazioni di lavoro e aziona il dispositivo di sicurezza che blocca il funzionamento
dell‟aerogeneratore in caso di malfunzionamento e di sovraccarico dovuto ad eccessiva
velocità del vento.
Fig.33.13 – Apparecchi interni alla gondola
4.3.4
LA NAVICELLA E IL SISTEMA DI IMBARDATA
La navicella è una cabina in cui sono ubicati tutti i componenti di un aerogeneratore, ad
eccezione, naturalmente, del rotore e del mozzo.
La navicella è posizionata sulla cima della torre e può girare di 180° sul proprio asse. Per
assicurare sempre il massimo rendimento dell‟aerogeneratore è importante mantenere un
allineamento più continuo possibile tra l‟asse del rotore e la direzione del vento.
Negli aerogeneratori di media e grossa taglia, l‟allineamento è garantito da un
servomeccanismo, detto sistema di imbardata, mentre nei piccoli aerogeneratori è
sufficiente l‟impiego di una pinna direzionale.
17
Cap33 – energia eolica
Nel sistema di imbardata un sensore, la banderuola, indica lo scostamento dell‟asse della
direzione del vento e aziona un motore che riallinea la navicella
Fig.33.14 - La navicella e il sistema di imbardata
Le macchine eoliche di piccola taglia possono essere utilizzate per produrre elettricità per
singole utenze o gruppi di utenze, collegati alla rete elettrica in bassa tensione o anche
isolati dalla rete elettrica. Le macchine di media e grande taglia sono utilizzate
prevalentemente per realizzare centrali eoliche o “fattorie del vento” (“wind farm”)
collegate alla rete di media oppure di alta tensione.
4.4
EVOLUZIONE DELLE TIPOLOGIE HARDWARE
Lo sviluppo tecnologico nei sistemi di generazione eolica ha conosciuto un costante
incremento negli ultimi 25 anni e da allora si sono susseguite 3 principali generazioni di
realizzazioni hardware:
sistemi con connessione diretta tra generatore e rete senza inserzione di
elettronica di potenza;
18
Cap33 – energia eolica
sistemi parzialmente regolati dall‟elettronica di potenza;
sistemi interfacciati tramite elettronica di potenza alla rete.
L‟utilizzo della macchina asincrona ha conosciuto una grande diffusione nei primi anni
grazie alla sua applicazione generalizzata ad ogni settore dell‟energia elettrica; questo
trend si è verificato anche nel settore eolico.
Come esempio di generatore allacciato direttamente a rete è riportato lo schema illustrato
in fig. 1.11.
G.AS.
RETE
PITCH/
STALLO/
R.d.T.
STALLO
ATTIVO
COMPENSATORE
REATTIVO
Fig. 33.15. Sistema in assenza di elettronica di potenza
In questa soluzione, una delle più semplici, è utilizzato un generatore a induzione, che
indipendentemente dalla coppia presente mantiene una velocità fissa. La potenza è
limitata aerodinamicamente tramite stallo, stallo attivo o controllo dell‟angolo di
incidenza (pitch). È presente inoltre un compensatore che riduce (o elimina) la potenza
reattiva richiesta dal generatore, il quale generalmente è un banco di condensatori. I
vantaggi sono bassi costi di impianto e semplice realizzabilità.
L‟affacciarsi sul panorama del settore dell‟energia elettrica di convertitori statici di
potenza, a commutazione naturale prima e a commutazione forzata dopo, ha permesso di
svincolare la frequenza della fondamentale generata da quella fissa di rete, pari a 50 Hz in
Italia. Pertanto generare potenza elettrica ad una qualsiasi frequenza è risultato
vantaggioso in molti azionamenti preposti alla fornitura della stessa, soprattutto nel
campo dell‟energia eolica, dal momento che numerosi vantaggi si presentano se è
disponibile una velocità del rotore variabile, la quale è strettamente legata alla frequenza
della fondamentale generata.
Da queste considerazioni sono nati i veri e propri azionamenti elettrici. Infatti si definisce
azionamento elettrico il sistema costituito da una macchina elettrica e una stazione di
trasformazione con convertitori statici di potenza, sia a commutazione naturale che
forzata.
Pertanto rientrano nella seconda categoria, ovvero sistemi che sono parzialmente regolati
dall‟elettronica di potenza, alcuni azionamenti con convertitori mostrati in fig. 33.16, i
quali sono in grado di modificare la velocità di rotazione del rotore tramite parametri di
natura elettrica anziché di natura aerodinamica.
19
Cap33 – energia eolica
G.AS.
G.AS.
RETE
RETE
R.d.T.
R.d.T.
Controllo di
resistenza
AC
DC
Compensatore
potenza
reattiva
DC
AC
(a)
(b)
Fig. 33.16 - Tipologie di generatori parzialmente regolati
Nella fig. 33.16(a) si ha un generatore a induzione con rotore avvolto controllato in
coppia tramite la regolazione della resistenza rotorica; inoltre il sistema richiede la
presenza di un compensatore per la potenza reattiva, costituito questa volta da un
convertitore statico di potenza con switch a commutazione forzata. In 33.16(b) un
convertitore front-end controlla la corrente rotorica tramite anelli di scorrimento. Se il
generatore si trova a velocità superiore a quella sincrona, la potenza viene trasferita in
rete sia dallo statore che dal rotore; altrimenti la potenza viene trasferita dallo statore alla
rete e dalla rete al rotore. In questo modo è possibile avere una velocità del rotore che può
variare anche del 60% rispetto alla velocità sincrona, utilizzando una parte di elettronica
di potenza con dimensionamento pari al 30% della potenza nominale dell‟impianto.
G.S.
G.AS.
RETE
RETE
R.d.T.
AC
DC
R.d.T.
DC
AC
AC
DC
DC
AC
DC
AC
(a)
(b)
G.S.
RETE
AC
DC
DC
AC
(c)
Fig. 33.17 Tipologie di generazione eolica con convertitore front-end
Alla terza categoria appartengono i sistemi in cui tutta la potenza viene trasferita
attraverso l‟elettronica di potenza, con prestazioni migliori a fronte di costi riguardanti le
dimensioni dei dispositivi più ingenti. Nella fig. 33.17 sono illustrati alcuni esempi di
siffatti azionamenti. Le fig. 33.17 (a) e (b) sono caratterizzate dalla presenza del
moltiplicatore di giri. Nella 33.17 (b) è evidenziata la necessità di alimentare il rotore del
generatore sincrono tramite un raddrizzatore per la generazione del flusso. Queste ultime
soluzioni disaccoppiano completamente il generatore dalla rete grazie alla presenza di un
circuito intermedio in corrente continua, dotato di un condensatore per la stabilizzazione
20
Cap33 – energia eolica
della tensione: in questo modo la frequenza e l‟ampiezza delle grandezze elettriche
alternate lato generatore non dipendono più dai valori delle stesse lato rete.
In fig. 33.17 (c) è riportato lo schema di principale interesse, ovvero un generatore
sincrono a magneti permanenti che non necessita di alimentazione rotorica, ed è
allacciato ad un convertitore front-end che presenta più gradi di libertà per la gestione del
generatore. Negli ultimi anni, il prepotente affacciarsi nel panorama delle macchine
elettriche dei sincroni a magneti permanenti e l‟abbattimento dei costi dei componenti di
elettronica di potenza, sta comportando un graduale cambiamento nella scelta dei
componenti di un impianto. Il generatore sincrono con magneti permanenti del tipo
Neodimio-Ferro-Boro è oggi una delle soluzioni realizzative maggiormente considerate
nello sviluppo di futuri impianti eolici. Questa realizzazione permette di eliminare il
circuito di eccitazione sul rotore, consentendo una realizzazione più compatta dello
stesso, e facendo sì che il flusso di eccitazione sia pressoché costante e agganciato alla
posizione del rotore. Questo consente di eliminare, con un vantaggio economico, il
sensore di velocità e posizione (l‟encoder o il resolver), in quanto la posizione è
misurabile tramite la lettura dei parametri elettrici lato macchina e inserendo un sensore
hall al traferro, preposto ad annullare l‟errore che si accumula inevitabilmente utilizzando
questa procedura.
Addentriamoci adesso all‟interno dei blocchi rappresentanti i convertitori statici di
potenza passando di nuovo in rassegna le tappe “storiche” che hanno segnato
l‟evoluzione dell‟elettronica di potenza, con particolare riferimento alle topologie
appartenenti alla terza categoria.
4.5
DESCRIZIONE DEL SISTEMA DI GENERAZIONE
Come visto nel capitolo 1, le possibili configurazioni hardware in un impianto di
generazione eolica si sono evolute nel corso degli anni, grazie soprattutto
all‟abbattimento di costi relativi a tecnologie in rapida via di sviluppo. Ovviamente la
componente economica influenza pesantemente le scelte operate in sede di progetto,
risultando più importante utilizzare componenti ad alta efficienza per impianti di grossa
taglia, mentre per impianti di piccola taglia (sotto i 50 kW) le soluzioni già esaminate al
paragrafo 1.5.2 risultano altrettanto valide. Oggetto principale della tesi è la
determinazione di una strategia di controllo per la configurazione hardware illustrata in
fig. 33.18.
21
Cap33 – energia eolica
Fig. 33.18. Azionamento elettrico per generatore eolico
Per la conversione di energia, da meccanica ad elettrica, viene utilizzato un generatore
sincrono a magneti permanenti (Permantent Magnet Synchronous Generator, PMSG) a
poli salienti. A valle del generatore viene posto un raddrizzatore switching, il quale è
preposto alla trasformazione di tensione da alternata a continua, che a seconda del
controllo da effettuare, può regolare la tensione lato alternata o la tensione del link in
continua.
Nella fig. 33.19 è illustrata la configurazione hardware del raddrizzatore.
Fig. 33.19 - Voltage Source Converter
Sul link in continua viene posto in derivazione un condensatore. Questo componente ha
l‟importante azione di mitigare i ripple di tensione, inevitabilmente presenti sul lato DC,
e disaccoppiare le interferenze dinamiche generate nelle grandezze di tensione e corrente
dai due convertitori. La scelta delle dimensioni del condensatore deve essere effettuata
oculatamente.
22
Cap33 – energia eolica
La potenza elettrica deve a questo punto essere ritrasformata in alternata per l‟immissione
in rete. Per effettuare questa operazione si utilizza un inverter, nella sua classica
configurazione hardware, il quale può essere controllato in base alla scelta del parametro
di controllo del raddrizzatore switching. Pertanto, se il parametro di controllo sul
raddrizzatore è la corrente in alternata, l‟inverter sarà responsabile di forzare ad un valore
stabilito la tensione sul link in continua; se il parametro di riferimento al raddrizzatore è
invece la tensione di link, l‟inverter sarà controllato in corrente. In entrambi i casi l‟altro
parametro di controllo dell‟inverter sarà stabilito al fine di avere un alto PF sul lato rete.
A valle dell‟inverter troviamo un trasformatore del tipo bassa/media tensione per
consentire l„interconnessione del sistema con la rete di media tensione.
4.5.1
PROGETTO DI IMPIANTI A VELOCITÀ VARIABILE
Molteplici sono le ragioni che spingono verso un interesse verso il funzionamento a
velocità variabile:
1. L‟aspettativa tradizionale per la quale più è elevata l‟efficienza rotorica e
maggiore è l‟energia che può essere ricavata negli impianti che lavorano a
velocità variabile confrontata con il funzionamento a velocità fissa;
2. ridurre la velocità del suono in presenza di vento leggero, tenendo così conto
della maggiore attenzione prestata al rumore acustico nel mercato modern La
capacità di funzionamento a velocità variabile per o europeo, evitare in presenza
di vento forte valori elevati di coppia, raggiungendo velocità relativamente alte;
3. facilitare il controllo del passo, migliorare la qualità dell‟energia e ridurre i carichi
sul cinematismo (e quindi riducendo eventualmente i requisiti imposti nella
progettazione , e il costo del riduttore e del generatore).
Per massimizzare i benefici di cui sopra, è necessario un vasto range di variabilità della
velocità (Circa un fattore 2,5 a 3). Ci sono molti modi per fornire velocità variabile.
esistono sistemi meccanici, ma attualmente predominano quelli elettrici.
Una varietà di soluzioni di compromesso sono molto utilizzate, queste forniscono alcuni
ma non tutti i vantaggi presenti nel funzionamento a velocità variabile..
Essi comprendono:
Due sistemi di velocità,
Una serie di sistemi a velocità variabile in modo continuo in cui, al costo ridotto
di gamma di velocità generale, solo una parte della grandezza di uscita passa
attraverso il sistema a velocità variabile, l‟unità di alimentazione e il
condizionamento.
Nei progetti danesi di circa 10 anni fa era comune consentire la realizzazione di due
velocità tramite la commutazione tra due generatori collegati da una trasmissione a
cinghia.
In alcuni generatori per impianti eolici è presente la possibilità di variare il numero di
poli consentendo così di raggiungere due velocità di funzionamento con un unico
generatore, tra quelle presenti commercialmente nei progetti per turbine per impianti
eolici fatto 100 il totale è circa il 20% velocità variabile con continuità, il 38% a velocità
fissa ed il 42% a due velocità.
23
Cap33 – energia eolica
Tra i progetti di impianti a velocità variabile circa 1 / 3 impiega un range di variabilità
continua > 2.5:1. La disponibilità di un maggior range di velocità e di prestazioni
comporta un aumento del costo dei sistemi di condizionamento di potenza. Molti
produttori di studi di design hanno favorito il sistema a due velocità più economica, altri
dei sistemi a velocità variabile limitata (10% variazione di velocità in funzione della
potenza nominale . Altri costruttori hanno sistemi con variazione di velocità limitata
(Vestas , sistema OPTISLIP in cui l‟avvolgimento rotorico della macchina del tipo
asincrono ha in serie delle resistenze che vengono cortocircuitate con un convertitore ad
IGBT), circa il 10% della velocità nominale.
L'attuale enfasi sullo sviluppo di sistemi di azionamento con variazione continua di
velocità è legato alla riduzione dei costi dell‟impianto di condizionamento della tensione
e del controllo dell‟azionamento stesso, ed una riduzione di tali costi comporterà un
aumento degli impianti a velocità variabile.
gli impianti eolici si possono realizzare, a seconda della necessità, in due tipi di sistemi
base:
impianti eolici a isola,
impianti eolici integrati con la rete elettrica.
Fig.33.20 - Schema di impianto eolico ad isola
Gli impianti eolici a isola sono utili da realizzare nelle località lontane dalla rete elettrica
( ad es. rifugi,baite e case isolate, dove il costo di allacciamento alla rete elettrica sarebbe
molto dispendioso), o per realizzare impianti di pompaggio dell‟acqua in zone dove non è
presente la rete elettrica. Il sistema ad isola ha bisogno di accumulare l‟energia prodotta
in batterie per poter far fronte ai periodi in cui la presenza del vento è scarsa. Diciamo
quindi che per poter effettuare un impianto eolico a isola abbiamo bisogno di:
generatore eolico
batterie di accumulo dell‟energia.
24
Cap33 – energia eolica
regolatore di carica (la sua funzione è quella di proteggere gli accumulatori da
sovraccarichi e da eccessive scariche in modo da aumentarne la vita utile e farli
lavorare in un intervallo di tensioni adeguate all‟utilizzo).
inverter (apparecchio elettronico che converte la corrente continua a 12-24-48 V c.c. in
corrente alternata a 230V a.c.), se necessario.
Fig. 33.21 – Schema di impianto eolico allacciato alla rete.
Gli impianti eolici integrati con la rete elettrica non necessitano accumulatori di energia,
in quanto, l‟energia prodotta in esubero, viene immessa nella rete elettrica generale
(misurandola) e quindi, al momento del bisogno (notte e giornate poco soleggiate) è
ripresa, in ambedue i casi passa attraverso il contatore generale (misurandola). Quindi per
poter effettuare un‟impianto eolico collegato in rete si ha bisogno di:
generatore eolico
inverter (apparecchio elettronico che converte la corrente continua a 12-24-48 V
c.c. in corrente alternata a 230V a.c.)
Con questo sistema è possibile effettuare uno scambio energetico con la rete elettrica
abbattendo così i costi della bolletta, inoltre non è necessario che il sistema eolico
soddisfi interamente la domanda dell‟utenza in quanto la rete stessa agisce come un
accumulo di energia infinita. I sistemi eolici possono avere una serie molto ampia di La
capacità di funzionamento a velocità variabile per utilizzo ad esempio: ricarica batterie
per camper, caravan, imbarcazioni, elettrificazione rurale, baite, rifugi e case isolate,
ossigenazione vivai ittici, stazioni di rilevamento meteorologico, centri sanitari mobili o
isolati, elettrificazione di basi scientifiche in zone remote, etc.
5
Generatore asincrono o sincrono
Esistono 2 tipi di generatori che normalmente vengono usati per l‟installazione
dell‟energia eolica, il generatore asincrono e quello sincrono, ciascuno dei due presenta
vantaggi e svantaggi, che brevemente vengono discussi di seguito.
25
Cap33 – energia eolica
5.1
MACCHINA ASINCRONA
Lo statore (figura 33.21a), è costituito da lamierini in lega d'acciaio-silicio a forma di
corona circolare, isolati tra di loro tramite un'apposita vernice. Nelle cave ricavate nella
struttura dei lamierini sono inseriti i tre avvolgimenti primari (ognuno costituito da più
bobine opportunamente collegate tra di loro), ai quali applicando un sistema di tensioni
trifase viene generato il campo magnetico rotante che interagendo con gli avvolgimenti di
rotore crea la coppia necessaria per mettere in rotazione la macchina.
Fig. 33.22a - Statore di un motore
asincrono trifase
Fig. 33.22b - Rotore a gabbia di scoiattolo
Il rotore (fig. 33.22b) viene posizionato all'interno dello statore e costituisce il circuito di
indotto della macchina; a seconda della tipologia con cui vengono realizzati gli
avvolgimenti rotorici, esistono diversi tipi di macchina asincrona, attualmente quello più
usato è quello a Gabbia di scoiattolo.
In questo caso il rotore è costituito da un sistema di sbarre conduttrici coassiali all'asse di
rotazione e pressofuse direttamente nelle cave ricavate lungo tutta la periferia esterna del
nucleo ferromagnetico. Le sbarre sono chiuse in cortocircuito da due anelli conduttori
posti agli estremi che costituiscono anche un fissaggio meccanico per le sbarre stesse.
I vantaggi di questo tipo di rotore sono la semplicità di realizzazione, la robustezza e
l'economicità; c'è da aggiungere che esso non ha un numero fisso di poli ma si adatta
autonomamente al numero di poli di statore rendendolo utilizzabile per motori con
numero di giri nominale diverso tra loro. Tra gli svantaggi si registrano una ridotta coppia
di avviamento ed un'elevata corrente di spunto, a causa della bassa resistenza rotorica
indispensabile per non compromettere il rendimento a regime. Per queste ragioni il rotore
a gabbia di scoiattolo viene utilizzato per potenze basse (fino a qualche kW). Per potenze
superiori si preferisce adottare particolari accorgimenti nel realizzare le cave, in modo da
mantenere i pregi eliminando i difetti sopra elencati. Si realizzano delle gabbie speciali (a
sbarre profonde o a doppia gabbia) in grado di sfruttare gli effetti che il flusso di
dispersione alle cave ha sulla distribuzione della corrente nelle sbarre rotoriche; in questo
26
Cap33 – energia eolica
modo si riesce ad ottenere una resistenza rotorica variabile con la velocità di rotazione.
Nel complesso la macchina si presenta come in fig. 33.23
Figura 33.23 - Componenti della macchina asincrona con rotore a gabbia di scoiattolo
5.1.1
CARATTERISTICA MECCANICA
Di seguito si ricava l‟espressione della coppia elettromagnetica della asincrona con
riferimento al circuito equivalente classico con il rotore riportato allo statore.
Successivamente sono analizzati i valori assunti dalla coppia elettromagnetica in funzione
dello scorrimento, in modo da tracciare la caratteristica meccanica.
R
R12
V12
V12
C 3 12 I122
2
R
Zs R12
R12
0s
0s
2 1
R1
X2
0Z
R12 Zs
Z
s
Con s si è inteso lo scorrimento, con R1 la resistenza statorica, con R12 la resistenza
rotorica riportata allo statore, con 0 la velocità angolare del campo rotante di statore,e
2
2
2
posto
0(L1+L12), e Z =R +X
I risultati ottenuti possono essere riassunti come:.
27
Cap33 – energia eolica
∞>s>1 La coppia parte da zero e cresce al diminuire dello scorrimento; la macchina
assorbe sia potenza meccanica sia potenza elettrica che vanno entrambe a compensare le
perdite: la macchina funziona da freno.
s=1 La coppia è positiva e viene chiamata coppia di avviamento ( Ca ) in quanto il
rotore in questo caso risulta fermo.
1>s>0 La coppia è positiva; partendo da Ca raggiunge il suo valore massimo CM per
sM=R12/ Z e poi decresce molto rapidamente fino ad annullarsi per s=0 . In
questo intervallo la macchina funziona come motore, assorbendo sia la potenza
per compensare le perdite joule sia la potenza che verrà convertita in meccanica.
s=0
La coppia è nulla, la macchina non assorbe né eroga potenza.
0>s>sr
La coppia è negativa; partendo da zero diminuisce rapidamente fino a
raggiungere il suo valore minimo CM ' per s 'M=−R12/ R1 per poi aumentare restando
comunque minore di zero. La macchina funziona da generatore, la potenza
meccanica assorbita viene convertita in potenza elettrica che in parte compensa le perdite
e in parte viene erogata alla rete.
Sr>s>−∞ La coppia è negativa; la macchina assorbe sia potenza elettrica che potenza
meccanica che vanno a compensare le perdite; la macchina funziona da freno.
L'andamento qualitativo della coppia elettromagnetica C in funzione della velocità n o
dello scorrimento s è mostrato in figura 33.24.
Le aree indicate in tratteggio corrispondono a campi di funzionamento stabile come
motore e come generatore; ad esempio quando la macchina opera da generatore, ad ogni
aumento della coppia motrice esterna, cresce la velocità di rotazione. Così la macchina si
porta a funzionare stabilmente ad un nuovo scorrimento cui corrisponde una coppia
resistente maggiore, di valore pari a quello della coppia motrice fornita.
Come si può osservare dalla figura 33.24, le zone di funzionamento stabile sia da
generatore che da motore sono caratterizzate da bassi valori di scorrimento e quindi da
velocità molto prossime a quelle di sincronismo, che rendono la macchina asincrona una
macchina praticamente a velocità costante, a dispetto del nome.
Esistono tuttavia diversi modi di variare la velocità e la coppia per ottenere una macchina
più versatile, tecniche che sono state sviluppate soprattutto grazie all'avvento
dell'elettronica di potenza.
Fig. 33.24 - Caratteristica
meccanica della macchina
asincrona.
5.1.2
Asincrono collegato direttamente alla rete
28
Cap33 – energia eolica
Esempi pratici dell'utilizzo di generatori asincroni a velocità fissa sono le turbine eoliche
di concezione danese sviluppate tra gli anni ottanta e novanta. Esse si basano sul
semplice impiego della macchina asincrona con rotore a gabbia di scoiattolo che ruota a
velocità supersincrona e collegata direttamente in parallelo alla rete (figura 33.25).
Come si può notare dalla caratteristica meccanica (figura 33.24), la macchina funziona da
generatore a velocità praticamente fissa, in quanto la zona di funzionamento stabile è
limitata a bassi valori di scorrimento (1-2%) che garantiscono un buon rendimento;
scorrimenti più elevati fino al 10% si possono accettare solo transitoriamente, per ridurre
le sollecitazioni sugli organi meccanici, come nel caso di improvvise raffiche di vento.
La velocità del rotore dipende dal moltiplicatore di giri e dal numero di poli della
macchina che verranno opportunamente scelti in base alle caratteristiche del vento nel
sito di installazione.
Figura 33.25 Turbina eolica equipaggiata con generatore asincrono direttamente collegato
alla rete.
I vantaggi offerti da questo tipo di generatore sono:
basso costo di investimento ed elevato rendimento (alla velocità nominale);
robustezza e affidabilità;
possibilità di essere messo in rotazione come motore e successivamente passare a
generatore senza bisogno di particolari accorgimenti per il collegamento in
parallelo alla rete;
buona risposta ai guasti: in caso di abbassamento improvviso della tensione sulla
rete, il generatore non contribuisce attivamente alla corrente di guasto, in quanto il
calo di tensione comporta una smagnetizzazione della macchina.
Tra gli svantaggi troviamo:
limitato intervallo di velocità del vento che è in grado di sfruttare: rappresenta
sicuramente la restrizione maggiore;
assorbimento dalla rete della potenza reattiva induttiva necessaria alla
magnetizzazione, ne consegue che a meno di particolati accorgimenti, come
l'inserzione di opportuni banchi di condensatori il generatore non può lavorare in
isola;
impossibilità di effettuare servizi di rete come per esempio il controllo della
potenza attiva (regolazione primaria di frequenza) e reattiva (regolazione primaria
di tensione) erogata, oppure l'inserimento graduale della potenza immessa;
29
Cap33 – energia eolica
elevata sensibilità agli abbassamenti di tensione: se la tensione ai terminali di
statore si abbassa rispetto a quella nominale (ad esempio sotto al 70% per più di
100ms ) bisogna disconnettere il generatore per proteggerlo da eventuali aumenti
pericolosi di velocità causati dal crollo della coppia resistente.
Per espandere l'intervallo di velocità utile è possibile equipaggiare le turbine di grossa
potenza con due generatori asincroni con diverso numero di poli oppure con un'unica
macchina con numero di poli variabili che possono essere commutati in modo da sfruttare
sia le situazioni di bassa che di alta velocità del vento. Questa soluzione presenta
comunque parecchie limitazioni.
Raffiche di vento e pressioni di ritorno sulla torre producono fluttuazioni di energia
immessa in rete. Per ridurre questi svantaggi è costruire un generatore con un elevato
rapporto di scorrimento, poiché scorrimento significa elasticità del sistema ed elasticità
significa possibilità di ridurre le fluttuazioni di energia nella rete. Questo può essere
ottenuto costruendo un generatore con un elevato numero di poli, un generatore con 6 o
con 8 poli ha una elasticità ed uno scorrimento maggiore di uno con 2 poli e
conseguentemente una minore fluttuazione. Un altro modo per aumentare lo scorrimento
è quello di aumentare la resistenza rotorica, questo impone per prima cosa una variazione
del rotore da gabbia di scoiattolo a rotore avvolto e successivamente una difficoltà di
regolazione.
5.1.3
GENERATORE ASINCRONO, A VELOCITÀ TOTALMENTE VARIABILE, ALLACCIATO ALLA
RETE
Una soluzione per rendere più versatile il generatore asincrono, eliminando il limite della
velocità, fissa è rappresentata in figura (33.26).
La macchina non viene interfacciata direttamente con la rete, ma viene interposto un
inverter che ha il compito di convertire alla frequenza imposta dalla rete tensione e
corrente in uscita dallo statore, che non risultano a frequenza fissa. In questo modo è
possibile uno sfruttamento della risorsa eolica più intensivo sia per velocità maggiori che
minori di quella “nominale”.
Gli svantaggi introdotti da questo tipo di interfacciamento con la rete risultano essere:
elevato costo dell'inverter che deve avere una potenza nominale corrispondente a quella
del generatore;
necessità di prevedere appositi filtri in uscita per limitare le armoniche immesse in linea
con relativi costi;
abbassamento del rendimento complessivo del sistema, in quanto il rendimento
dell'inverter gioca un ruolo importante;
30
Cap33 – energia eolica
Figura 33.26 - Turbina eolica equipaggiata con generatore asincrono con velocità
controllata
Si tenga presente che in questo caso la macchina asincrona lavora separata dalla rete
interfacciata con un raddrizzatore, un bus in continua ed un inverter così che la potenza
reattiva non può essere trasferita alla macchina dalla rete elettrica. Questa macchina sarà
allacciata ad un banco di condensatori, In questo caso è quindi necessario che vi sia
un‟autoeccitazione della macchina si può vedere in questo caso l‟autoeccitazione del
motore asincrono e come varia al variare della capacità del banco, Per giustificare
l‟instaurarsi dell‟autoeccitazione si deve ipotizzare la presenza di un magnetismo residuo
(eventualmente stabilito facendo circolare per breve tempo un‟opportuna corrente
continua negli avvolgimenti statorici) che permette di far circolare una piccola corrente
iniziale, che rinforza via via il flusso. L‟asincrono completamente controllato che può
auto eccitarsi avrà una velocità che dipende dalla velocità del vento che fa da motore
primo.
5.1.4
GENERATORE ASINCRONO, CONNESSO AD ISOLA
Questo caso per qualche verso è simile a quello del generatore connesso alla rete e
completamente controllabile. Infatti anche in questo caso il motore per funzionare da
generatore ha bisogno di potenza reattiva di tipo capacitivo e dovrà presentarsi come in
fig.33.27.
Fig.33.27 - Macchina sincrona eccitata con condensatori
31
Cap33 – energia eolica
I condensatori sono per lo più connessi a triangolo, se connessi a stella infatti la tensione
ai loro morsetti diminuisce di un fattore √3, e la potenza reattiva che può immagazzinare
il condensatore, CV2, diminuisce del fattore 3 rispetto alla potenza reattiva
immagazzinata dallo stesso condensatore ma connesso a triangolo, con la conseguenza di
un incremento dei costi del sistema non necessari. Se il circuito è chiuso su un carico
trifase, per esempio resistivo e di valore RL per ciascuna fase , il circuito può trasformarsi
in un circuito risonante nel caso in cui la reattanza capacitiva eguaglia per qualche
frequenza la reattanza induttiva, e la riduzione di RL può portare ad un aumento
dell‟oscillazione di tensione raggiungendo valori pericolosi per la macchina. Si tenga
presente che la riduzione di RL può talvolta essere utile per sfruttare il magnetismo
residuo ed ottenere in breve tempo un elevato valore di tensione ai capi della macchina,
raggiunta la quale si può aumentare nuovamente il valore di RL. Può pertanto essere
importante determinare il valore limite di resistenza di carico che non consenta al
generatore di raggiungere le tensioni critiche.
Nel punto di lavoro (a vuoto) la corrente IC erogata dai condensatori corrisponde alla
corrente magnetizzante Iμ richiesta dalla macchina asincrona : ciò corrisponde a trovare
l‟intersezione tra la caratteristica a vuoto E0(Iμ) e la retta Vc=XCIC (punti F1, F2, F3 per
diversi valori di C)
Fig.33.28 - Caratteristica a vuoto
5.2
GENERATORE ASINCRONO A DOPPIA ALIMENTAZIONE
Il generatore a doppia alimentazione (doubly fed induction generator – DFIG) è
un'evoluzione del generatore asincrono; il termine “doubly fed” riflette il fatto che la
macchina è doppiamente alimentata: dallo statore attraverso la rete e dal rotore tramite un
apposito convertitore statico. In figura (33.29) viene rappresentato un tipico sistema di
turbina eolica equipaggiata con un DFIG.
32
Cap33 – energia eolica
Figura 33.29 - Turbina eolica equipaggiata con generatore asincrono a doppia
alimentazione.
Le differenze costruttive rispetto alla macchina asincrona sono: nel rotore che deve essere
necessariamente di tipo avvolto e non a gabbia, a parte questa imposizione esso non è
stato comunque modificato, infatti lo statore non presenta differenze.
Come si può notare in figura (33.29), le principali caratteristiche che distinguono il DFIG
rispetto alla macchina asincrona classica sono:
i circuiti rotorici non vengono cortocircuitati, ma anch'essi alimentati;
la presenza del convertitore statico offre la possibilità di interfacciare i circuiti
rotorici con tensione e frequenza variabili.
Le limitazioni del generatore asincrono a velocità fissa sono:
limitato intervallo di velocità utile (30% di variazione dello scorrimento);
assorbimento dalla rete di potenza reattiva induttiva;
instabilità nel caso di funzionamento in isola sopratutto con carichi variabili;
impossibilità di effettuare servizi di rete come il controllo della frequenza e della tensione
oppure l' inserimento graduale della potenza immessa.
Presenza di anelli e spazzole
Il DFIG ha la possibilità di espandere il campo di velocità attorno a quello nominale
grazie agli scambi energetici che avvengono tra il rotore e la rete di alimentazione
attraverso il convertitore. Di conseguenza si dimostrerà che può funzionare come
generatore anche con scorrimento positivo (configurazione subsincrona). Questa
condizione è indispensabile per riuscire a sfruttare ottimamente fonti rinnovabili, come
per esempio il piccolo idroelettrico oppure l'eolico, che per loro natura non garantiscono
un flusso energetico costante.
33
Cap33 – energia eolica
Un'altra miglioria introdotta grazie al convertitore statico, fa sì che tutto avvenga come se
sul rotore fosse presente un generatore di tensione, analogamente a quanto succede nel
motore a corrente continua. La tensione di rotore può allora essere utilizzata come
variabile di controllo nel problema di regolazione della potenza attiva e reattiva generata
dalla macchina, offrendo in questo modo i servizi di rete che col generatore classico non
potevano essere forniti.
In questo caso non risulta critica la presenza dell'inverter che nell'ipotesi di generatore a
velocità totalmente variabile introduceva un aumento considerevole del costo e un
decremento della qualità del servizio a causa delle armoniche immesse in rete. Qui la
potenza nominale del convertitore statico non risulta infatti essere quella nominale del
generatore, bensì quella che fluisce attraverso il rotore; tale potenza è molto inferiore
(valori tipici si attestano attorno al 30% di quella nominale), con costi di investimento
minori, minore immissione di armoniche in rete e minore impatto sul rendimento del
sistema.
In definitiva i vantaggi introdotti con l'uso del DFIG sono:
ampio campo di variazione della velocità (valori tipici si trovano attorno al ±30%
rispetto alla nominale);
costo moderato dell'inverter e bassi valori di armoniche immesse in rete;
possibilità di erogare sia potenza attiva sia reattiva in base alla richiesta dei carichi;
possibilità di funzionamento in isola.
5.2.1
INTRODUZIONE AL FUNZIONAMENTO DEL DFIG
Come affermato in precedenza, dal punto di vista costruttivo il DFIG è una macchina
asincrona con rotore avvolto, in cui è possibile iniettare al rotore tensioni di opportuna
ampiezza e frequenza fornite dall'inverter, in questo modo si riesce ad aumentare il range
di funzionamento della macchina senza dover rinunciare ai suoi pregi.
Per chiarezza riproponiamo il significato di alcuni simboli che verranno riutilizzati in
seguito:
f , 0, n frequenza, velocità angolare e numero di giri del campo di statore (rete);
f 2, 2 frequenza e velocità angolare del campo di rotore;
, n velocità angolare e numero di giri meccanici di rotore;
Ps ,Qs potenza attiva e reattiva che fluisce attraverso lo statore;
Pr ,Qr potenza attiva e reattiva che fluisce attraverso il rotore;
Pe potenza elettrica totale che interessa la macchina;
Pn potenza nominale;
Pm potenza meccanica;
Pconv potenza di dimensionamento del convertitore statico;
RSC convertitore che interfaccia il rotore con il dc bus (rotor side converter);
GSC convertitore che interfaccia il dc bus con la rete (grid side converter).
Il concetto principale su cui basa il funzionamento del DFIG è che per ottenere una
frequenza f costante in uscita dallo statore, la frequenza f 2 di rotore deve essere variata
dal convertitore in modo da “adattarsi” alla velocità effettiva di rotazione , così da non
fare uscire la macchina dalla sua zona di funzionamento stabile da generatore.
L'imposizione da parte del RSC di una determinata frequenza agli avvolgimenti di rotore
34
Cap33 – energia eolica
determina dei flussi di potenza che in base allo scorrimento possono essere sia entranti
(positivi) che uscenti (negativi); per meglio comprendere le dinamiche di funzionamento
sono tracciati in figura (33.30) e (33.31) i flussi di potenza che interessano la macchina
funzionante da generatore nei due casi che riservano maggiore interesse, vale a dire il
funzionamento subsincrono (s>0) e il funzionamento supersincrono (s<0).
Nel caso di funzionamento subsincrono (figura 33.30), il rotore gira ad una velocità
minore rispetto a quella del campo rotante. Normalmente, per una macchina asincrona,
questo punto di funzionamento corrisponde al funzionamento come motore: per passare a
generatore, il DFIG, oltre ad assorbire la potenza meccanica Pm deve assorbire tramite il
rotore anche la potenza elettrica Pr necessaria a compensare la differenza, in termini di
frequenza, tra la velocità elettrica di statore e la velocità meccanica di rotore: in questo
modo è possibile ottenere un flusso di potenza uscente dallo statore.
Potenza
Meccanica
Potenza elettr.
di statore
DFIG
Pm
PS
Pr
Potenza elettr.
di rotore
Fig. 33.30 - Flussi di potenza nel DFIG nel caso di funzionamento subsincrono (s>0).
Nel caso di funzionamento supersincrono (figura 33.31) il rotore si muove ad una
velocità maggiore rispetto a quella di sincronismo. Per una macchina asincrona questo
corrisponderebbe già al funzionamento come generatore. C'è tuttavia da notare che oltre
al flusso di potenza immesso dallo statore verso la rete, ne esiste anche un altro
proveniente dal rotore, con un aumento dell'effettiva potenza immessa in rete.
Potenza
Meccanica
Pm
Potenza elettr.
di statore
DFIG
PS
Pr
Potenza elettr.
di rotore
Fig. 33.31 - Flussi di potenza nel DFIG nel caso di funzionamento supersincrono (s<0).
35
Cap33 – energia eolica
5.2.2
ESEMPIO APPLICATIVO DI TURBINA EOLICA
Come esempio di turbina eolica equipaggiata con tecnologia DFIG analizziamo un
modello i cui principali dati di targa sono riassunti in tabella (2.2):
Rated Power
2 MW
Cut-in wind speed
3 m/s
Nominal wind speed
12 m/s
Cut-out wind speed
25 m/s
Nominal rotation speed
16 rpm
Rotation speed range
9.8-18.4 rpm
Rotation speed control
pitch, active blade adjustment
Power regulation
pitch
Transmission
1:106
Generator induction
doubly-fed
Slippage
± 30%
Rated voltage
690 V
Grid frequencies
50 Hz
Inverter
IGBT-Inverter
Nominal grid voltages
10/20 kV
Rated current
1675 A
Power factor standard value
,1
Power factor, optional
0.9 cap.-0.95 ind.
Over/ under voltage
with adjustable parameter
Tabella 2.2 Principali caratteristiche di una turbina eolica
Dai dati forniti osserviamo che la turbina ha una velocità di rotazione compresa tra 9.8 e
18.4 rpm e che attraverso il moltiplicatore (1:106) si ottiene un numero di giri al rotore
che varia da 1039 a 1950 rpm. Si intuisce dunque che il generatore ha quattro poli, con
velocità di sincronismo n0=1500 giri al minuto. I limiti forniti dal costruttore
corrispondono esattamente a una variazione dello scorrimento del ±30% .
Grazie al pitch control è possibile controllare il passo delle pale ottenendo in questo
modo una regolazione della velocità. Il suo compito è quello di gestire la coppia motrice
sull'albero della turbina e in particolare di ridurre la potenza estratta dalla vena fluida in
regimi di vento superiori al valore nominale; in questo caso, come si può osservare anche
dal grafico (2.16), è circa 12 m/s. Da questo valore in poi si ottiene la potenza nominale
dichiarata dal costruttore.
Per potenza nominale in questo caso viene intesa la potenza totale che il DFIG è in grado
di erogare, cioè la somma della potenza di statore e di rotore Ps Pr .
Grazie al fatto che il DFIG opera a velocità variabile, e alla possibilità di modificare il
passo delle pale possiamo sfruttare velocità del vento comprese tra 3 e 25 m/s. La potenza
attiva, che in figura (33.16) è espressa in funzione della velocità del vento, viene erogata
36
Cap33 – energia eolica
a fattore di potenza unitario, con la possibilità di variazione da 0.9 capacitivo a 0.95
induttivo con eccitazione in continua.
Figura 33.32 - Andamento della potenza attiva in funzione della velocità del vento.
5.3
GENERATORE SINCRONO
In una macchina sincrona le f.e.m. indotte sono proporzionali al prodotto della velocità
con il flusso di eccitazione e nel caso lineare il flusso è proporzionale alla corrente di
eccitazione rotorica.
Ea K f I f
Se la corrente di eccitazione è proporzionale alla velocità la f.e.m. indotta può scriversi
Ea K 'f 2
La potenza elettrica può allora scriversi come:
K '2f 4 Ra
Ea2 Ra
Pe
2
2 2
Z2
Rs Ra
Ls
2
4
.
Con una appropriata scelta della induttanza di macchina e della resistenza di carico si
ottiene un valore di potenza funzione di v3.
A basse velocità della turbina la potenza elettrica di macchina è piccola, all‟aumentare
del vento la turbina accelera fino a raggiungere la velocità nominale, all‟aumentare della
quale per elevati valori di vento dovranno intervenire le protezioni. Per valori intermedi
di vento, il controllo di macchina deve essere in grado di decidere di variare il carico in
modo da mantenere costante la frequenza di uscita, si richiede pertanto un controllo
37
Cap33 – energia eolica
sofisticato che consenta una potenza di uscita vicina al fabbisogno. Il costo dell‟insieme
generatore, turbina, controllo e elettronica di potenza è elevato e attualmente poco
praticabile per potenze inferiori a 100kW, anche se rappresenta la scelta ottimale per
carichi separati dalla rete a causa della buona qualità dell‟energia prodotta.
Nel caso di macchina sincrona con avvolgimento di eccitazione lo schema è:
Fig.33.d33 – impianto eolico
connesso
in
rete
con
generatore
sincrono
ed
avvolgimento di eccitazione
5.4
GENERATORE SINCRONO A PM
Per la conversione di energia, da meccanica ad elettrica, viene spesso utilizzato un
generatore sincrono a magneti permanenti (Permantent Magnet Synchronous Generator,
PMSG) a poli salienti. A valle del generatore viene posto un raddrizzatore switching, il
quale è preposto alla trasformazione di tensione da alternata a continua, che a seconda del
controllo da effettuare, può regolare la tensione lato alternata o la tensione sul
collegamento (link) in continua con l‟inverter.
Sul link in continua è posto in derivazione un condensatore per ridurre i ripple di
tensione, inevitabilmente presenti sul lato in continua, e disaccoppiare le interferenze
dinamiche generate nelle grandezze di tensione e corrente dai due convertitori.
5.4.1
Fig. 33.d34 - Azionamento
elettrico per generatore eolico,
con sincrono a PM
La potenza elettrica deve a questo punto essere ritrasformata in alternata a 50 Hz per
l‟immissione in rete. Per compiere questa operazione si utilizza un inverter trifase, nella
configurazione a ponte, controllato in base alla scelta del parametro di controllo del
raddrizzatore switching. Pertanto, se il parametro di controllo sul raddrizzatore è la
corrente in alternata, l‟inverter sarà responsabile di forzare ad un valore stabilito la
tensione sul link in continua; se il parametro di riferimento al raddrizzatore è invece la
tensione di link, l‟inverter sarà controllato in corrente. In entrambi i casi l‟altro parametro
di controllo dell‟inverter sarà stabilito al fine di avere un alto fattore di potenza sul lato
38
Cap33 – energia eolica
rete. A valle dell‟inverter vi è un trasformatore del tipo bassa/media tensione per
consentire l‟interconnessione del sistema con la rete di media tensione.
L‟energia prodotta dai vari aerogeneratori è convogliata ad una sottostazione da cui parte
la linea di collegamento dell‟impianto con la rete elettrica, che sarà quella in media per
potenze orientativamente fino a 5MW, mentre per potenze più elevate il collegamento
potrà essere con la rete in alta tensione, non sempre raggiungibile con facilità.
L‟unità eolica può essere integrata con batterie di accumulatori per l‟immagazzinamento
dell‟energia
.
Fig.33.35 - immagazzinamento
dell‟energia con batterie di
accumulatori
5.4.2
VANTAGGI E SVANTAGGI DEL GENERATORE SINCRONO
Non ha bisogno della scatola del cambio né del freno meccanico. Funziona come un
generatore azionato direttamente e con freni a cariche elettriche in forma di cartucce di
diverse misure. Questo significa meno manutenzione e meno materiale mobile, evitando
così di salire sulla torre per lubrificare i componenti, cambiare freni ecc:.
Non necessita di un numero fisso di giri, infatti inizia a produrre corrente con un numero
di giri nominali pari a 0g/m. Questo è naturalmente un vantaggio considerando che il
vento non è sempre costante.
In caso di turbolenza non crea alcun problema, poiché regola la forza del vento
aumentando per il momento il numero di giri e controllando le punte di velocità molto
alte.
Si auto magnetizza, cioè non ha bisogno di corrente per l'avviamento e non assorbe
corrente dalla cassetta di collegamento. Non crea alcun dislivello alla rete poiché è
galvanicamente separato dalla rete, con un sistema elettronico molto avanzato per la
messa in fase sulla rete.
La potenza elettronica si autogestisce e l'impianto costruito rimarrà inalterato per tutta la
durata operativa dell'installazione. Non è soggetto a letture nè adattamenti nè misurazioni
ecc: durante il corso dell'anno come nel caso del generatore asincrono.
I generatori sincroni sono meccanicamente molto silenziosi. Non ci sono cambi
meccanici che creano rumori, solo un sussurrio leggero del vento quando le pale sono in
movimento.
39
Cap33 – energia eolica
La presenza dei trasformatori, è ancora molto cara, il costo di questi è infatti quasi la
metà di tutta l' installazione.
6
Turbine
Nella scelta della turbina dovrà puntarsi alla massima efficienza del sistema, puntando
sopra tutto per quanto riguarda le pale al profilo ed alla composizione delle stesse; per il
primo punto il design delle pale è fondamentale dal punto di vista aerodinamico per
ottimizzare il rapporto fra l‟impatto del carico complessivo sulla turbina e il volume di
energia prodotta. Infatti grazie ad una ottimizzazione delle relazioni geometriche dei
nuovi profili aerodinamici, è possibile incrementare la generazione di energia, rendendo
al contempo la pala meno sensibile alle impurità che possono depositarsi sul bordo di
entrata. Ciò si traduce in una maggiore erogazione e in una riduzione dei trasferimenti di
carico, per un miglioramento complessivo delle prestazioni. Per quanto riguarda la
composizione delle pale, la loro leggerezza, ovviamente non a scapito della resistenza e
rigidità, rappresenta un parametro fondamentale quindi, pur considerando la fibra di vetro
per la sua efficienza ed assenza di manutenzione per almeno 20 anni, dovranno essere
presi in considerazione nuovi materiali ultraleggeri quali ad esempio la fibra di carbonio.
Per semplificare, tre dovranno essere i fattori principali per la scelta di una turbina: la
resa energetica, la qualità di potenza ed il livello di rumore.
Per una classificazione dell‟efficienza delle diverse turbine, si considera il coefficiente
adimensionale di prestazione Cp, che individua il tasso di potenza estratta rispetto a quella
disponibile dal vento. Per tale coefficiente si è passati da un C P di 0.3 dei mulini a vento
ad un valore di 0.5÷0.6 per gli odierni aerogeneratori. Il coefficiente di prestazione
inoltre dipende, per motivi di natura fluidodinamica, dal rapporto tra la velocità del vento
e la velocità periferica tangenziale delle pale, indicato con . Per massimizzare il valore
di potenza estratto da un impianto eolico è conveniente mantenere C P ad un valore
costante e intorno al suo valore massimo, pertanto la velocità della turbina dovrà essere
variabile ma tale da stare, istante per istante, nel medesimo rapporto con la velocità del
vento. Si individuano quindi quattro regioni distinte:
1. regione di cut-in. La velocità del vento è troppo debole da poter generare una
potenza apprezzabile, la turbina non ruota.
2. regione di massima efficienza del rotore. Quando il vento raggiunge la velocità di
cut-in (3-4 m/s) e la turbina comincia a generare potenza..
3. regione di potenza massima. Oltre una determinata velocità del vento (12-15 m/s),
la velocità della turbina è mantenuta ad un valore constante, tramite sistemi di
frenatura aerodinamica, meccanica od elettrica.
4. regione di cut-out. Se la velocità del vento raggiunge il valore limite di cut-out
(25-30 m/s), si pone fuori esercizio l‟impianto eolico per proteggerlo.
6.1 Controllo delle turbine eoliche
Vengono mostrati di seguito due esempi di controllo di un impianto con macchina
asincrona a doppia alimentazione e di macchina sincrona a magneti permanenti:
40
Cap33 – energia eolica
.
Fig.33.36b – Controllo della potenza attiva e reattiva immessa in rete da un impianto
eolico con generatore sincrono
Il controllo sulla macchina sincrona tende ad ottenere il massimo valore della potenza
ottenibile, mentre sulla turbina si opera al fine di controllare il pitch e limitare quando
necessario il valore della potenza.
Pertanto si tende ad ottenere dal sistema il controllo del valore di potenza attiva e reattiva
e la limitazione della potenza nel caso di elevata velocità del vento.
Fig.33.37 – Controllo della potenza attiva e reattiva immessa in rete da un impianto
eolico con generatore asincrono a doppia alimentazione
Il fine è il controllo della potenza attiva e reattiva in uscita dal generatore asincrono, il
controllo della tensione sul dc link, e un funzionamento del sistema quanto più possibile
vicino ad un fattore di potenza unitario. Dal lato turbina vi sarà il control pitch ed una
41
Cap33 – energia eolica
limitazione della potenza ottenibile in presenza di venti con velocità troppo alta. Anche in
questo caso si tende ad ottenere dal sistema il controllo del valore di potenza attiva e
reattiva e la limitazione della potenza nel caso di elevata velocità del vento.
6.1.1
CONTROLLO
Il controllo dovrà fare uso di un sistema di microprocessori per le funzioni delle turbine e
per il comando delle funzioni switching dell‟inverter, con l‟opzione per il monitoraggio
da remoto. Tali microprocessori saranno collegati ad una rete locale (LAN) e dovrà
essere definito il mezzo trasmissivo, l‟ architettura della rete e la struttura del protocollo
per l‟accesso alla rete, per stabilire le priorità dei dispositivi e le tecniche di distribuzione
delle informazioni.
La regolazione ed ottimizzazione della potenza in rete dovrà essere effettuato mediante
un sistema che consente una variazione della velocità del rotore che può arrivare fino a
circa il 60% rispetto ai giri nominali. Ciò significa che la variazione della velocità può
raggiungere il 30% in più o in meno rispetto alla velocità sincrona. In questo modo si
riducono al minimo sia le fluttuazioni indesiderate dell‟energia immessa in rete che i
carichi sulle parti vitali dell‟impianto. Sarà inoltre necessario rendere intelligente la rete
elettrica, il sistema di controllo potrebbe far circolare un messaggio lungo la catena di
distribuzione chiedendo una riduzione della domanda, facendo giungere un segnale ai
contatori di quegli utenti che hanno accettato, in cambio di una riduzione dei costi, di
permettere un intervento automatico per limitare temporaneamente il consumo di alcuni
elettrodomestici. Si ridurrebbe la necessità di ricorrere ad impianti di gas naturale
riducendo notevolmente la domanda di punta dell‟energia.
Per una gestione ottimizzata di sistemi wind-farm non è solo importante la conoscenza
su base annua della media dei venti in un determinato sito, ma anche conoscere con che
tempi caratteristici e in che intensità avviene una variazione della disponibilità ventosa in
un intervallo di tempo molto ristretto, per es. dell‟ordine del minuto, per poter valutare
che tipo di comportamento dovrà assumere l‟azionamento eolico al fine di massimizzare
l‟estrazione di energia dal vento
6.2
MODELLI PER LO STUDIO DELLA VARIABILITÀ DELLA POTENZA DEL
VENTO
L‟energia del vento è spesso indicata come sorgente di energia intermittente, in effetti
l‟energia del vento non parte e si arresta ad intervalli regolari ed è altrettanto variabile la
potenza in uscita, in conseguenza della capacità del vento sotto l‟influenza delle
fluttuazioni meteorologiche, presenti su tutta la scala temporale (secondi, minuti, ore,
giorni, stagioni, anni). Capire e predire queste variazioni è essenziale per integrare tali
impianti con successo nella rete, tenendo conto che in questo caso sia l‟offerta, sia la
domanda di elettricità sono intrinsecamente variabili.
Il vento, data la sua imprevedibilità in termini di direzione, intensità e durata, è stato
oggetto di lunghe ed estese misurazioni, sulla base dei dati così prelevati sono stati
elaborati innumerevoli modelli, i quali tengono conto di molteplici fattori tra i quali la
rugosità del suolo, la quota, la turbolenza.
42
Cap33 – energia eolica
Utilizzando tali modelli e le analisi statistiche, oltre che sistemi di sensori disposti su
grandi aree, è possibile predire con buona accuratezza (con errore compreso tra il 10 ed il
20% per le 36 ore precedenti, e con errori sempre più ridotti al diminuire del tempo di
anticipo) la capacità dell‟energia del vento.
Infine si deve considerare che questo tipo di energia può essere presente sull‟intero arco
della giornata e non su una sola parte come negli impianti fotovoltaici.
7
Infrastrutture della rete elettrica
La natura specifica degli impianti eolici, come sorgenti di energia distribuita, richiede
specifici investimenti nella infrastruttura, nell‟utilizzo di nuove tecnologie e di procedure
di gestione adeguate a tali impianti, in caso contrario si possono presentare problemi di
stabilità della rete stessa o comunque inadeguata efficienza nella trasmissione.
Significativi rimedi sono un aumento della capacità di trasmissione, mediante la
costruzione di nuove linee specialmente in aree in cui sono maggiormente presenti gli
impianti eolici. Questo punto è significativo per l‟Italia, in cui le maggiori possibilità per
gli impianti eolici sono in regioni in cui lo stato della rete si presenta di per se già più
critico. Per utilizzare questa energia saranno necessarie più linee di trasmissione in grado
di trasportare energia da una regione all‟altra, collegando così zone con altri consumi con
zone in cui si sta producendo energia rinnovabile, ma il sistema di trasmissione attuale
non ha la capacità di trasportare questa elettricità dove e nella quantità necessaria.
L‟espansione della rete non è comunque l‟unica necessità, bisogna infatti considerare la
presenza degli impianti di immagazzinamento.
Uno degli errori più frequenti nel trattare l‟integrazione dell‟energia eolica nelle reti
elettriche è considerarla isolatamente. Una rete elettrica è infatti un sistema con più
ingressi (centinaia di sistemi di generazione) che alimentano milioni di uscite
(consumatori), gli ingressi e le uscite possono aprirsi e chiudersi in qualsiasi istante.
L‟importante per gli operatori è che il sistema di controllo mantenga il sistema in
sicurezza, combinando gli effetti di tutte le tecnologie di produzione e di
immagazzinamento per rispondere alle possibili variazioni della richiesta di energia.
L‟esperienza ha mostrato che metodi di controllo e sistemi di immagazzinamento idonei
per gestire reti elettriche con richieste di carico ed offerte di potenza variabili sono tanto
più adeguati quanto più questa variabilità è inferiore al 20%. Questo 20% è puramente
indicativo e varia da sistema a sistema. Più un sistema è flessibile, in termini di risposta
alle variazioni di domanda e messa a disposizione della potenza elettrica, più facile è
l‟integrazione nella rete di sorgenti di energia quali quelle eoliche. Tali sistemi
richiedono maggiore presenza di impianti idroelettrici e turbogas, proprio per i loro
ridotti tempi di intervento, vi dovrà inoltre essere un crescente interesse
sull‟accrescimento sia di impianti di immagazzinamento di elevata energia, gestiti a
livello di rete di trasmissione, sia di impianti di elevata potenza e/o piccola energia gestiti
a livello di reti di distribuzione .
Per i primi si ricordano le tecnologie degli impianti di pompaggio (PAC pumped hydro
accumulation), e degli impianti ad aria compressa (CAES compressed air energy
storage), nel contempo dovranno essere portati avanti gli studi per gli impianti con
immagazzinamento dell‟idrogeno ottenuto per elettrolisi..
Per quanto riguarda gli impianti di immagazzinamento in scala ridotta si ricordano: i
flywheels, le batterie di accumulatori, le celle a combustibile ed i supercondensatori.
43
Cap33 – energia eolica
Certamente tali impianti causano perdite di energia e non sono opzioni efficienti per la
conduzioni di un complesso di impianti eolici, non rappresentano pertanto una via di
immagazzinamento necessaria ed economica. Tuttavia il loro impiego può rendersi
necessario, sia perchè rinforzando la sbarra intermedia in c.c. del sistema di generazione,
durante i transitori, consente di livellare le rapide variazioni di potenza della turbina
eolica, sia perchè si migliora la qualità dell‟energia elettrica generata dall‟impianto
eolico ed inserita nella rete trifase a 50 Hz. In particolare, tali impianti di
immagazzinamento possono consentire una riduzione delle principali cause di
inquinamento elettromagnetico causato da “Buchi di commutazione, Armoniche ed
Interarmoniche, Buchi e Fluttuazioni di tensione” ed un aumento del basso fattore di
potenza.
Sarà necessario come già fatto in altri paesi europei creare centri di controllo che possono
monitorare e gestire l‟intera flotta delle turbine eoliche e l‟esperienza in Europa, con
almeno 60GW installati, ha mostrato che è possibile gestire aree con alte, medie e basse
penetrazioni di impianti eolici, in presenza di differenti situazioni di richieste.
Numerosi studi nazionali e regionali indicano costi addizionali, per assicurare capacità di
riserva in sistemi in cui la penetrazione dell‟energia eolica è inferiore al 20%, dell‟ordine
di 3 €/MWh, ad esempio in Spagna in cui la penetrazione è del 12% il costo addizionale
per il bilanciamento del carico nel 2007 è stato dell‟ordine di 1.4 € /MWh. Tali costi
rappresentano, in realtà con larga scala di integrazione di impianti eolici, meno del 10%
del costo di generazione e si riducono all‟aumentare del grado di flessibilità della rete
elettrica e della prontezza di previsione della capacità del vento nelle diverse aree.
7.1
TIPOLOGIE DI CONNESSIONE DI GRUPPI DI IMPIANTI EOLICI
Diverse sono lo tipologie di connessione fra gruppi di impianti eolici , di seguito vengono
mostrate e discusse alcune fra quelle che sembrano più promettenti.
Il sistema più semplice è quello in cui i convertitori vengono posti in parallelo , si ha la
massima ridondanza e la migliore efficienza alle basse velocità del vento.
Fig.33d38 – schemi di
impianti interconnessi , in
presenza di velocità variabile
del vento
Si considerino impianti off shore che hanno un generatore asincrono del tipo a doppia
alimentazione, uno schema possibile è mostrato in figura, in cui per semplicità vengono
mostrati solo due impianti:
44
Cap33 – energia eolica
Fig. 33.39 – Connessione di impianti con generatore asincrono a doppia alimentazione.
Si osservi in questo caso la presenza della rete elettrica in cavo in mare, alimentata
attraverso trasformatori elevatori, la connessione tra il cavo e la stazione a terra è in ac,
uno svantaggio è il limitato supporto della rete off shore in presenza di guasti.
Si considerino impianti off shore od on shore che hanno un generatore sincrono con
avvolgimento di eccitazione sul rotore , uno schema possibile è mostrato in figura:
Fig. 33.40 – Connessione di impianti con generatore sincrono con avvolgimento di
eccitazione e connessione del tipo HVDC.
Si può osservare la presenza dei gear box, la rete comune in ac per la parte off shore, la
successiva connessione in dc, il supporto della rete durante possibili guasti e la capacità
di partire senza l‟appoggio della rete esterna.
45
Cap33 – energia eolica
Infine è mostrato un esempio di generatori sincroni a magnete permanente, connessi tra
loro con una rete dc.
Fig. 33.41 - – Connessione di impianti con generatore sincrono a magnete permanente.
7.2
PROBLEMATICHE CONNESSE AL SISTEMA DI GENERAZIONE
In questa sezione vengono passate in rassegna più dettagliatamente le varie
problematiche connesse ad un azionamento elettrico per la generazione di potenza
elettrica dalla fonte di energia eolica.
L‟obiettivo principale da conseguire, con questa precisa configurazione di convertitori, è
stato finora la necessità di abbattere il più possibile i costi relativi ai componenti che
costituiscono l‟intero impianto. Il problema nasceva dal fatto che il costo di un kWh
generato da un impianto eolico era maggiore rispetto al costo generato da altre fonti,
rinnovabili e non, sebbene fra le fonti di energia rinnovabile è sempre risultata la più
conveniente, anche considerando costi “esterni” alla generazione di potenza elettrica,
come, ad esempio, quelli relativi all‟installazione e allo smaltimento dell‟impianto, o
l‟impatto ambientale che si crea con la presenza di un aerogeneratore. Quindi è pensabile,
oltre che possibile, utilizzare specifici accorgimenti in luogo di alcuni costosi componenti
hardware, tali comunque da non svilire il beneficio che scaturisce dall‟inserzione di
dispositivi di ottime potenzialità. In virtù del progresso tecnologico di cui hanno
beneficiato i nuovi impianti, il costo del kWh relativo alla generazione eolica risulta
competitivo con quello proveniente da fonti ormai consolidate.
Perciò in questo paragrafo verranno analizzati gli aspetti connessi all‟azionamento
considerato in fig. 2.1 e verranno considerati possibili accorgimenti da adottare relativi a
problematiche presenti in un impianto eolico.
7.2.1
MISURA DELLA VELOCITÀ DEL VENTO
46
Cap33 – energia eolica
La misura di tale velocità risulta essere molto utile per la corretta gestione dei dispositivi
di controllo. Ovviamente lo strumento atto a tale misurazione è l‟anemometro. L‟utilizzo
di un anemometro presenta delle difficoltà di inserzione in quanto il posizionamento dello
stesso sulla torre può essere effettuato soltanto a valle della turbina, sulla navicella.
Perciò la vena aerea sarà affetta da turbolenze che non consentono una misura precisa di
velocità. D‟altro canto porre l‟anemometro a distanza dall‟aerogeneratore comporta
problemi sia dal punto di vista logistico, sia dal punto di vista della misurazione stessa,
essendo la velocità del vento variabile punto per punto in un campo aerodinamico.
Oltretutto il costo dello strumento pesa sulla fattibilità economica di un impianto
soprattutto se la sua inserzione è prevista per impianti di media e piccola taglia.
In luogo di un anemometro, nella maggior parte delle soluzioni realizzative comincia a
prendere piede l‟utilizzo di un algoritmo in seno al sistema di controllo per valutare non
tanto la velocità del vento stesso, ma il profilo di potenza estraibile al variare della
velocità della turbina. Questo algoritmo va sotto il nome di Maximum Point Power
Tracking, indicato dall‟acronimo MPPT.
7.2.2
POTENZA ESTRATTA DALLA TURBINA EOLICA
Dal momento che la velocità del vento è variabile in direzione ed intensità, al fine di
massimizzare la potenza estratta, nella quasi totalità delle installazioni più recenti si
predilige utilizzare una turbina a velocità variabile, capace quindi di inseguire, per vari
profili ventosi, il punto di funzionamento che garantisce un accoppiamento ottimale tra
vena fluida e pala dell‟aerogeneratore. In virtù di tale caratteristica, le turbine a velocità
variabile consentono guadagni percentuali di potenza annua dell‟ordine del 10-15%.
Sebbene vi sia un beneficio sotto il punto di vista energetico, potrebbe risultare
sconveniente sotto l‟aspetto del dimensionamento di alcuni componenti passivi (induttori
e condensatori), i quali debbono garantire la stabilità del controllo dei dispositivi, gestire
grandezze fondamentali lato generatore a frequenza variabile. Dal momento che si è
scelto, nel presente studio, di controllare una turbina a velocità variabile, occorrerà porre
attenzione quindi, in fase di tuning del controllo, nella determinazione delle bande
passanti relative agli anelli in retroazione che gestiscono le grandezze di interesse, anche
considerando il momento di inerzia del sistema turbina/generatore.
7.2.3
MISURA DI VELOCITÀ E POSIZIONE DEL GENERATORE
Dal momento che in un azionamento elettrico per generazione eolica, e in generale nella
quasi totalità degli azionamenti elettrici, viene effettuato un controllo vettoriale sulla
macchina, sia che sia controllata in velocità che in coppia, risulta indispensabile
conoscere la velocità e la posizione rotorica. Ovviamente la soluzione più efficace
sarebbe calettare sul rotore uno strumento specifico per tale misura. D‟altro canto la
necessità di abbattere i costi generali di impianto porta ad adottare degli espedienti, in
luogo di costosi strumenti quali l‟encoder o il resolver, per la conoscenza di posizione e
velocità rotorica. Esistono in letteratura molti algoritmi in grado di stimare le grandezze
suddette, ciascuno adatto ad un caso specifico (range di velocità, tipologia di macchina
elettrica…). Nel presente progetto di tesi si utilizza un algoritmo già presentato da F.
47
Cap33 – energia eolica
Carella in un precedente progetto di tesi, il quale ha analizzato la stabilità e la bontà di un
siffatto algoritmo, e che si avvale della misurazione del flusso effettuato da sonde a
effetto Hall, strumenti a basso costo e ad ottime prestazioni. Nel capitolo 4 verrà
presentato l‟algoritmo e i risultati ottenuti applicandolo al modello equivalente di
macchina studiata nel presente lavoro.
7.2.4
RIDUZIONE THD E PERDITE
I circuiti per la conversione di potenza elettrica antecedenti l‟utilizzo di convertitori
switching presentavano notevoli perdite di potenza attiva a causa dell‟ impossibilità di
modificare il fattore di potenza. L‟utilizzo di un raddrizzatore trifase a diodi impedisce al
generatore di poter trasferire tutta la potenza attiva in grado di generare a causa delle
distorsioni armoniche nelle forme d‟onda di corrente caratteristiche per questo tipo di
convertitore. Infatti i valori di tensione di uscita e di fattore di potenza di un ponte
raddrizzatore trifase a diodi sono immutabili e pari a:
Vdc
3 2
VLL
PF
3
(2.1)
Lo stesso si può dire del raddrizzatore a tiristori, il quale presenta la possibilità di variare
la tensione di link in base all‟angolo di innesco dei tiristori. In base all‟angolo di innesco
è possibile far funzionare il convertitore anche da inverter, con
90 . Tuttavia il
fattore di potenza dipende direttamente da tale angolo:
Vdc
3 2
VLL cos
PF
3
cos
(2.2)
Per quanto riguarda la distorsione armonica THD (Total Harmonic Distorsion) essa è data
dalla formula:
I an,rms
n 2
THD % 100
I a1,rms
2
(2.3)
Dove I an,rms è il valore efficace della n esima corrente di fase e I a1,rms è il valore
efficace della fondamentale della corrente di fase. Dal lato generatore la distorsione
armonica è indesiderabile poiché abbassa ancora di più il fattore di potenza, dato da:
PF
PFtot
1
THD
2
(2.4)
48
Cap33 – energia eolica
Inoltre la distorsione armonica delle correnti lato generatore può comportare ripple di
coppia sulla turbina le quali causano rumore, vibrazioni e una minore vita tecnica delle
componenti meccaniche.
Dal lato rete la distorsione armonica e il basso fattore di potenza sono indesiderati in
quanto responsabili di “sporcare” le grandezze elettriche della rete. Il gestore della linea
elettrica impone degli standard su questi due parametri. Secondo lo standard IEEE 519 il
valore del THD% deve essere contenuto entro il 4%, mentre il maggiore gestore di
energia elettrica in Italia, richiede un fattore di potenza non inferiore a 0,9.
L‟introduzione dei convertitori switching nell‟azionamento sia lato rete sia lato
generatore, controllati secondo le tradizionali strategie di modulazione PWM o SVM,
risolvono simultaneamente i problemi di fattore di potenza e di distorsione armonica,
poiché permettono di ottenere forme d‟onda praticamente sinusoidali e sfasamenti fra
tensione e corrente di fase molto bassi. Ciononostante, a titolo informativo, per diminuire
ulteriormente la distorsione armonica, si possono utilizzare strategie switching con
l‟obiettivo di eliminare completamente determinate armoniche di corrente, come ad
esempio la ZVT (Zero Voltage Transition). Tuttavia adottare una di queste tecniche, oltre
ad appesantire il software dedicato al controllo, comportano l‟inserzione di ulteriori
componenti switching. È sufficiente comunque l‟utilizzo dei convertitori che verranno
analizzati nel capitolo 3 per conseguire ottimi risultati sotto questo aspetto.
7.2.5
CAPACITÀ DEL CONDENSATORE POSTO NEL DC-LINK
Il compito del condensatore inserito sul link è finalizzato al mantenimento della tensione
ad un determinato valore, agevolando quindi il lavoro compiuto dal convertitore che deve
gestire questa grandezza. Una variabilità della tensione di link risulta indesiderata per
quanto concerne il funzionamento dell‟inverter. Infatti se ad un VSI (Voltage Source
Inverter) comandato in tensione è richiesto di lavorare con un ampio range di tensione di
link per ottenere una tensione lato trasformatore AC/AC pressoché costante, in termini di
valore efficace, e sviluppare una maggiore potenza a bassi indici di modulazione, è
possibile che gli switch debbano essere sovradimensionati, per la presenza di alti picchi
di corrente, con conseguenti alte perdite di conduzione e costi più alti dei semiconduttori.
Se l‟inverter invece è controllato in corrente, oltre a soffrire del basso rapporto di
utilizzazione degli switch, la variabilità della tensione di link impedisce alla corrente in
uscita di inseguire la corretta forma d‟onda richiesta. Al fine di minimizzare i costi di
impianto, le dimensioni del condensatore dovrebbero essere possibilmente ridotte. Inoltre
il condensatore ha il compito di mitigare i ripple della tensione assumendo quindi la
funzione di filtro passa-basso. La scelta delle dimensioni del condensatore deve essere
effettuata oculatamente. Da un lato è conveniente utilizzare un condensatore ad alta
capacità: una alta capacità disaccoppia le dinamiche presenti nei due convertitori e
permette al controllo riguardante il convertitore che regola la tensione di link di essere
meno “rapido”. D‟altro canto gli inconvenienti all‟inserzione di un condensatore ad alta
capacità sono: una ingombro in termini dimensionali del componente stesso, con
conseguenti problemi di layout; il costo, che aumenta più che proporzionalmente rispetto
alla capacità del condensatore stesso.
49
Cap33 – energia eolica
8
La generazione eolica e la rete europea
Nei prossimi decenni si prevede un incremento significativo dell‟energia da fonte eolica in
Europa. Gran parte dei nuovi impianti eolici saranno collocati nei Paesi del Centro Europa, dove
le condizioni di ventosità e profondità dei fondali marini sono quelle ideali in rapporto alle
tecnologie attualmente disponibili. Parte di questa produzione verrebbe assorbita dall‟aumento di
carico interno alle nazioni produttrici e in altri Paesi d‟Europa, parte sarebbe disponibile per
essere trasferita in Italia, spinta dal forte differenziale dei costi medi di produzione italiani
rispetto a quelli degli altri Paesi europei.
Alle frontiere italiane risulterebbe, in tal modo, un forte incremento medio del carico delle linee
di trasmissione. Tale incremento non potrebbe transitare dall‟attuale infrastruttura, già fortemente
congestionata per buona parte dell‟anno, ma sarebbe necessario realizzare significative espansioni
delle dorsali europee di trasmissione e delle interconnessioni tra la zona Nord italiana e le nazioni
confinanti.
A seguito della grande penetrazione della produzione eolica nel Centro Europa, le dorsali europee
risulterebbero sempre più “stressate” ed i flussi di energia mutevoli in conseguenza delle
condizioni di ventosità contingenti: in caso di ore con grande ventosità, i flussi sarebbero diretti
su un‟asse da nord-ovest a sud-est (da zone a costi di produzione inferiori a zone con costi
superiori) mentre, nelle ore a bassa ventosità, l‟uguaglianza generazione-carico può essere
realizzata solamente ricorrendo alle risorse di flessibilità.
Tra queste ultime, vi sono i turbogas e gli impianti idroelettrici. Tuttavia, i turbogas sono impianti
caratterizzati da costi variabili troppo elevati per gran parte delle ore di mercato e possono
svolgere un ruolo significativo solamente nelle ore di punta. Per contro, gli impianti idroelettrici,
caratterizzati da costi di produzione estremamente ridotti e in grado di prendere carico molto
velocemente, si configurano come la categoria più adatta a svolgere il ruolo di “back-up”
richiesto a supporto della produzione eolica.
Il massimo grado di flessibilità può essere riscontrato negli impianti di pompaggio, che, pertanto,
si configurano come una delle risorse di flessibilità più preziose a livello nazionale ed europeo.
Naturalmente il ricorso a questi ultimi impianti dovrà conciliarsi con i limiti fisici, abbastanza
stretti, che esistono alla loro realizzazione sul territorio.
Più avanti nel tempo potrebbero anche essere utilizzate altre tecnologie di accumulo ancora da
studiare a fondo, come quelle degli impianti ad aria compressa (CAES - Compressed Air Energy
Storage) e degli impianti con immagazzinamento dell‟idrogeno ottenuto per elettrolisi.
Per quanto riguarda gli impianti di immagazzinamento in scala e su tempi assai più limitati, si
ricordano: i volani (flywheels), le batterie di accumulatori, le celle a combustibile ed i
supercondensatori. Certamente tali impianti causano perdite di energia e non sono opzioni
efficienti per la conduzioni di un complesso di impianti eolici; non rappresentano pertanto una via
di immagazzinamento necessaria ed economica. Tuttavia il loro impiego può rendersi necessario,
sia perché rinforzando la sbarra intermedia in c.c. del sistema di generazione, durante i transitori,
consentirebbe di livellare le rapide variazioni di potenza della turbina eolica, sia perché si
migliorerebbe la qualità dell‟energia elettrica generata dall‟impianto eolico ed inserita nella rete
trifase a 50 Hz. In particolare, tali impianti di immagazzinamento possono consentire una
riduzione delle principali cause di inquinamento elettromagnetico causato da buchi di
commutazione, armoniche ed Interarmoniche, buchi e fluttuazioni di tensione ed un aumento del
fattore di potenza.
In Italia sarà altresì necessario, come già fatto in altri Paesi europei, creare centri di controllo che
possano monitorare e gestire l‟intera flotta delle turbine eoliche. L‟esperienza in Europa, con 65
50
Cap33 – energia eolica
GW già installati, ha mostrato che è possibile gestire aree con alte, medie e basse penetrazioni di
impianti eolici, in presenza di differenti situazioni di richiesta sulla rete.
9
Progetti in corso e di prossimo avvio
1
Negli ultimi anni la produzione di impianti eolici in Italia è cresciuta ad un tasso medio
annuo pari al 21%, a dichiararlo sono i dati ufficiali TERNA. La mappatura del vento in
Italia, fig.1.2, mostra che le condizioni più favorevoli sono nel Mezzogiorno.
La Puglia mantiene il primato in termini di produzione regionale sul totale nazionale pari
al 27% nel 2008 con una potenza installata pari a 861 MW, segue la Sicilia col 21% e
794 MW, che dal 2007 ha sopravanzato la Campania (20%) con 652 MW ; insieme alla
Sardegna (13%), queste quattro regioni rappresentano l‟82% della produzione totale.
Per quanto riguarda la Sardegna negli ultimi tempi sono stati installati 7 aerogengeratori
da 1,5 MW per una potenza istallata di 10,50 MW che vanno ad aggiungersi ai 54 già
attivi nel parco di Sedini (SS) e che complessivamente saranno in grado di produrre 90
milioni di kWh a pieno regime, evitando di immettere in atmosfera 70 tonnellate di CO2.
Per quanto riguarda la Sicilia, l‟ENEL ha reso noto che è stato realizzato il parco eolico
di Carlentini 2, a Siracusa, con 17 aerogeneratori da 850 kW, per un totale di potenza
installata di 14,45 MW. Questo si affianca all‟altro parco eolico, Carlentini 1, entrato in
funzione a fine del 2001, costituito da 11 turbine eoliche. La potenza complessiva dei due
parchi eolici è di 21,7 MW, con una produzione prevista a pieno regime di circa 38
milioni di kWh.
Nelle previsioni, l‟EWEA (European Wind Energy Association) stima che entro il 2010
si passerà ai 75.000 MW e ai 180.000 MW del 2020. Questi ultimi saranno capaci di
soddisfare il fabbisogno energetico di 195 milioni di Europei, ovvero metà della
popolazione del continente. A fine 2008 risultano installati più di 240 impianti
aerogeneratori, per una potenza complessiva di 3537 MW.
La generazione eolica rappresenta la quota maggiore dell‟incremento massimo di potenza
rinnovabile, ipotizzabile nell‟ambito del “Position paper” predisposto dal Governo
italiano in vista della definizione degli obiettivi nazionali al 2020. Si tratta, infatti, di 10
GW aggiuntivi rispetto ai valori del 2005, una quota pari al 40% dell‟aumento totale
dell‟elettricità verde ipotizzabile entro la fine del prossimo decennio.
Per raggiungere tali obiettivi è necessario individuare le risorse eoliche, effettuando una
predizione sotto fissate condizioni, tramite una campagna di misure, stimare, in funzione
delle risorse eoliche del sito, la potenza dell‟impianto, individuare il tipo di turbine e di
componenti più idonei per i diversi siti, sia riguardo all‟affidabilità che al rendimento, al
fine di ridurre i costi per kWh prodotto.
In tempi brevi dovranno essere sviluppate e provate turbine e generatori nel range di 10÷
20 MW, tenendo conto anche dei componenti elettronici di potenza (raddrizzatori ed
inverter) e sviluppando un sistema di controllo e di monitoraggio degli impianti. In tempi
più lunghi, anche alla luce dell‟esperienza effettuata, sarà necessario il progetto di rotori
di nuova generazione con impiego di materiali più idonei e di sistemi di controllo che
tengono conto delle diverse esperienze.
1
2004 - 2010
51
Cap33 – energia eolica
Per quanto riguarda il processo di costruzione si dovranno ridurre sia i costi che i tempi di
realizzazione dei diversi prodotti tecnologici sia elettromeccanici che elettronici, tanto di
potenza che di segnale, necessari alla realizzazione dei generatori eolici, riducendo nel
contempo i tempi di trasporto e montaggio in situ degli stessi.
Infine non trascurabile deve essere il lavoro per far accettare questi tipi di impianti sul
territorio, mostrando non solo la loro efficienza ma sopratutto il minore impatto rispetto
ad altri tipi di impianti e descrivendo le sue ricadute sia industriali che commerciali.
9.1
DATI TECNICO ECONOMICI
Nell'ultimo decennio, i costi di produzione di elettricità da fonte eolica sono diminuiti
costantemente. Secondo valutazioni della IEA (Agenzia Internazionale dell'Energia) e
della EWEA, nel 2006 i costi unitari di produzione da fonte eolica in campo
internazionale sarebbero stati dell'ordine di 40-60 €/MWh, per siti con velocità medie
annue del vento superiori ad almeno 6 m/s, a 10 m dal suolo [6]. Valori di un 30-40%
superiori si hanno nei Paesi con orografia in prevalenza complessa.
Più di recente vengono però segnalati rialzi dei costi, anche del 50%, soprattutto per la
forte domanda di macchine. Il costo d'impianto di terraferma sarebbe indicato oggi
attorno a 1,6-1,8 M€/MW, da suddividere mediamente al 75% per gli aerogeneratori e al
5% per fondazioni, strade, infrastrutture elettriche, installazione ecc.. Il costo dell'energia,
sempre secondo tali indicazioni, supererebbe i 100 €/MWh. Le centrali offshore
presentano un costo d'impianto più elevato a causa delle difficoltà dell'ambiente marino.
Rispetto alle stime inizialmente preventivate, il costo è oggi vicino a 3 M€/MW. Una
compensazione è data comunque dall'aumento della quantità di energia in media prodotta
rispetto alla terraferma.
Per il futuro la IEA (World Energy Outlook 2006) stima possibile una graduale riduzione
dei costi d'impianto, fino a circa 0,6 M€/MW sulla terraferma e a 1,2 M€/MW off-shore
nel 2030 .
9.1.1 PUNTI DI FORZA E DI DEBOLEZZA DEL SISTEMA ITALIA
I punti di forza del sistema Italia si possono trovare trasferendo in questo campo tutte
quelle esperienze presenti in altri campi applicativi e che rappresentano punte di
eccellenza , si pensi per esempio all‟esperienza per lo studio aerodinamico dei profili
delle autovetture e tale esperienza può essere trasferita allo studio e progettazione delle
pale delle turbine o alla esperienza maturate per la realizzazione hardware e software
delle macchine utensili.
Sempre punto di forza del sistema Italia è lo sviluppo delle coste che possono consentire
la realizzazione di Impianti eolici off-shore, incontrando minori resistenze di quelle che si
incontrano per gli impianti on-shore , resistenze che rappresentano senz‟altro un punto di
debolezza del sistema Italia. Un altro punto di debolezza è segnalato dal fatto che in
Italia, nel 2008, gli impianti eolici hanno generato meno energia rispetto a quanto
avrebbero potuto produrre a causa di limitazioni sulla capacità di trasporto della rete di
trasmissione che hanno, nei periodi ad alta ventosità, impedito il funzionamento degli
impianti a carichi eccedenti il 30%-40% del valore nominale.
Inoltre, per quanto riguarda il settore offshore l‟Italia vanta specifiche competenze nella
realizzazione di piattaforme e nei vari aspetti collegati, tra cui la posa dei cavi
sottomarini.
52
Cap33 – energia eolica
9.2
IMPIANTI EOLICI OFF-SHORE
La realizzazione di impianti eolici per la generazione di energia elettrica riscontra
talvolta, difficoltà legate alla loro accettabilità, specialmente in un contesto caratterizzato
da forte antropizzazione e da una importante vocazione turistica, quale quello italiano.
Una maggiore accettabilità verrebbe favorita dalla realizzazione di impianti eolici in
mare, opzione già adottata nei paesi del Nord Europa, dove gli impianti offshore stanno
superando la soglia dei 1000 MW di capacità complessiva. In questi paesi, infatti, i bassi
fondali consentono di realizzare fondazioni direttamente appoggiate sul fondo marino
anche a decine di chilometri dalla costa, determinando una maggiore accettabilità
ambientale e risvolti positivi sui costi di realizzazione degli impianti.
In effetti, nei mari italiani la necessaria combinazione tra alta ventosità e bassi fondali si
realizza in aree piuttosto limitate, di estensione comunque parecchio inferiore a quella
delle aree sulla terraferma. Inoltre, i tentativi tesi a proporre in Italia impianti offshore di
una certa consistenza hanno già evidenziato il tema dell‟accettabilità degli impianti eolici
a ridotta distanza dalla costa.
Stime effettuate portano però a ritenere che al largo delle coste di alcune regioni italiane
vi siano significative risorse eoliche sfruttabili, con tecnologie appropriate per operare in
presenza di fondali non bassi. Tali tecnologie sono in fase di studio, si tratta in particolare
di impianti galleggianti da ancorare sul fondo del mare, raggruppati fino a raggiungere
potenze di diverse centinaia di MW, e collegati con cavi elettrici sottomarini alla
terraferma.
Fig. 33.43 – Impianto fotovoltaico off-shore
L‟entità della risorsa eolica potenziale sulle aree marine al largo delle coste italiane (fino
a 40 km), fig. 33.43, consente di ritenere che al largo delle coste di alcune regioni, come
Sardegna, Sicilia e Puglia, in cui è in fase di sviluppo progettuale un impianto di 300
MW nel golfo di Manfredonia, vi possano essere interessanti risorse eoliche sfruttabili.
Per lo studio e la realizzazione tecnologica di impianti off-shore valgono tutte le necessità
di studio e sviluppo individuate nei punti precedenti, aumentate dal fatto che l‟esperienza
maturata sul suolo italiano è ridotta rispetto agli impianti realizzati a terra. Per quanto
riguarda la tecnologia degli impianti in acque basse, questa è già matura, per le acque
intermedie lo sarà nel medio termine, mentre per le acque profonde la tecnologia è
attualmente solo oggetto di ricerca.
53
Cap33 – energia eolica
Stime di larga massima delle potenzialità eoliche offshore in acque basse, intermedie e
profonde sono state effettuate già per la costruzione della fig. 33.43, in cui si sono state
considerate le aree poste tra 5 km e 40 km dalla costa. Le potenze installabili e le
producibilità sono state valutate in larga massima considerando una densità di potenza di
6÷7 MW/km2, determinata sulla base dei dati riscontrati in centrali eoliche offshore già
realizzate a livello mondiale. Questo ultimo valore è un compromesso tra le esigenze di
allontanare gli aerogeneratori tra loro, per ridurre gli effetti scia e le conseguenti
diminuzioni della potenza effettivamente producibile, e l‟esigenza di ridurre i costi dei
collegamenti elettrici e la superficie di mare occupata.
Nella progettazione di un impianto eolico offshore le strutture di sostegno degli
aerogeneratori rivestono un ruolo di primaria importanza, si hanno: strutture monopalo
installando ogni aerogeneratore su un grande palo infisso nel fondale marino, strutture a
traliccio per acque intermedie [6 ], strutture galleggianti per acque profonde [7].
Due schemi di connessione dei collegamenti elettrici sono stati utilizzati per i sistemi
eolici finora realizzati. Il primo, utilizzato per gli impianti più grandi, è realizzato con una
stazione di trasformazione MT/AT in mare e la posa di un cavo sottomarino AT (ad es. a
150 kV) fino alla costa, il secondo schema, usa invece più sistemi di cavi MT (ad es. a 33
kV) che raggiungono la terraferma, senza la presenza di un punto di raccolta a mare.
La soluzione di connessione mediante cavi MT è però economicamente svantaggiosa
all‟aumentare della distanza dalla costa e della potenza del complesso di aerogeneratori
eolici. Per questo motivo, per il caso di centrali eoliche in acque profonde, che saranno
caratterizzate da maggiori potenze e maggiori distanze, sembra opportuno applicare lo
schema che prevede di elevare la tensione di rete nel punto di raccolta a mare ad un
livello opportuno per la trasmissione.
Per quanto riguarda la profondità di posa dei cavi, ad alta (ad es. 150 kV) o ad altissima
tensione (ad es. 400 kV) in corrente alternata, fino a qualche centinaio di metri non si
prevedono criticità per il collegamento elettrico degli impianti eolici. In particolare la
profondità di 500 m è già stata raggiunta e superata sia per la tecnologia di trasmissione
in corrente alternata sia per la corrente continua, con isolamento in carta impregnata con
olio.
Ruolo potenziale degli stakeholders italiani
La capacità eolica installata in Italia è pari attualmente a 2.100 MW, con una produzione
di circa 3.200 GWh al 2006 (+ 37% rispetto al 2005)1. Il potenziale sfruttabile con la
tecnologia attuale è valutabile tra 10 e 15 GW, ipotizzando installazioni in siti con buonaottima velocità del vento.
L‟impegno nazionale nel settore appare ad oggi molto ridotto, rispetto agli altri paesi
industrializzati, sia per quanto riguarda la diffusione attuale degli impianti, che per le
opportunità per l‟industria di inserirsi in un mercato in forte espansione.
Nel settore manifatturiero eolico sono presenti in Italia: due unità produttive della Vestas
Italia, che realizzano pale e assemblano generatori di media taglia (660-850 kW), con una
capacità produttiva di circa 500 macchine/anno; imprese che hanno sviluppato prototipi
tripala a trasmissione diretta (Leitner e Moncada Costruzioni); piccole imprese che
realizzano aerogeneratori di piccola taglia e alcune imprese che costruiscono torri e
componenti (motoriduttori, trasformatori, cavi, ecc.). In totale alla fine del 2006
54
Cap33 – energia eolica
operavano nel settore oltre 4.000 addetti, tra occupazione diretta e indiretta; la sola
Vestas impiega circa 600 persone, con un indotto di circa 2.000.
Le potenzialità del sistema industriale per iniziative di ulteriore sviluppo sono notevoli: vi
sono medie e grandi imprese del settore aeronautico ed elettromeccanico in grado di
intervenire nella progettazione e realizzazione non solo degli aerogeneratori, ma anche
nel settore elettromeccanico e della power electronics per la parte relativa
all‟azionamento elettrico ed al controllo fra i diversi azionamenti con una sicura ricaduta
occupazionale. Inoltre, per quanto riguarda il settore offshore in Italia sono presenti realtà
industriali che operano nella realizzazione di piattaforme e nei vari aspetti collegati, tra
cui la posa dei cavi sottomarini.
55

Brochure Victory 26-60

Homework N 5 di Elettromagnetismo e Ottica (CCS Fisica), 22

Bonus 150 - 60 KW - Benvenuti su L

MINI EOLICO SERIE KGS 50kw

Fisica problema 1 e 2 integrale - Liceo B Croce

Esercizi sulle reti elettriche in corrente alternata (parte 1)