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INDICE
INTRODUZIONE ......................................................................................................................................... 2
1. INDIVIDUAZIONE DELL’AREA DI STUDIO ...................................................................................... 3
2. CARATTERISTICHE DELLE APPARECCHIATURE DI MISURA (sensibilità, installazione, calibrazione,
ecc.) 5
3. CARATTERISTICHE DELLA STAZIONE ANEMOMETRICA DI MELFI “Loc. ISCA DELLA RICOTTA DI
SOPRA” (PZ) .............................................................................................................................................. 6
9. METEO DATA REPORT STAZIONE ANEMOMETRICA ....................................................................... 10
10. REGIME DI VENTO DEL SITO - ANALISI DEI DATI ANEMOMETRICI .............................................. 14
DISTRIBUZIONE STATISTICA DELLA VELOCITA’ MEDIA AL CENTRO DELLA WIND FARM ......................... 14
11. CLASSIFICAZIONE DEL SITO SECONDO NORMATIVA CEI ENV 61400-1 IIIed. ............................. 18
12. PREVISIONE DI PRODUZIONE ENERGETICA ................................................................................. 20
Summary results ..................................................................................................... 20
Site results ............................................................................................................. 21
Site wind climates ................................................................................................... 22
13. VALUTAZIONE DELLE PERDITE TECNICHE .................................................................................... 24
14. CONCLUSIONI .............................................................................................................................. 25
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INTRODUZIONE
Lo scopo di tale documento è mostrare una sintesi delle caratteristiche anemologiche ed una
stima di produzione media annua di energia della Wind Farm prevista nel Comune di Melfi
(PZ) in località “Isca della ricotta ”.
Lo studio è stato eseguito utilizzando i dati anemometrici di una stazione a 60 m
equipaggiata con data logger e 5 sensori : 3 anenmometri e 2 banderuole per misurare i dati
del vento installato nel comune stesso.
Nei Requisiti Anemologici del PIEAR della Regione Basilicata è prevista la condizione per la
quale la stazione anemometrica in sito disponga di un periodo di rilevazione dati superiore a
nove mesi ed inferiore a dodici. Se per il periodo mancante al raggiungimento di un anno di
dati validi e consecutivi, si dispone dei dati del vento di una stazione anemometrica installata
in un’area che presenta confrontabili e similari caratteristiche di ventosità, il PIEAR da facoltà
al progettista di integrare, per la stazione anemometrica in sito, il periodo mancante con il set
di dati disponibili della nuova stazione di misura.
Nello specifico i dati di stazione sono di seguito riportati.
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1. INDIVIDUAZIONE DELL’AREA DI STUDIO
La stazione anemometrica utilizzata per stimare la risorsa eolica del sito posto nel Comune di
Melfi (PZ) :
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L’immagine seguente mostra la posizione della stazione anemometrica su cartografia
IGM 1: 25.000.
Figura 1: - Posizione della stazione anemometrica di Melfi (PZ) – C.da Leonessa.
Stazione Anemometrica
Melfi (PZ)
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2. CARATTERISTICHE DELLE APPARECCHIATURE DI
MISURA (sensibilità, installazione, calibrazione, ecc.)
Per poter adempiere ai requisiti anemologici indicati nel PIEAR della Regione Basilicata, di
seguito sono elencati e rappresentati sia i documenti sia le informazioni della stazione
anemometrica di altezza 60 m installata il 01/10/12 nel Comune di Melfi .
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3. CARATTERISTICHE DELLA STAZIONE ANEMOMETRICA
DI MELFI “Loc. ISCA DELLA RICOTTA DI SOPRA” (PZ)
Come anticipato in premessa al fine di approfondire, integrare, verificare i dati ottenuti dalle
misurazioni già eseguite con riscontri da punti diversi, valutare nel futuro con una sempre
maggiore attendibilità fornita dalla disponibilità di database sempre più ampi, in data
07/07/2010 è stata installata in località Isca della Ricotta di Sopra, e tutt’ora in esercizio, una
nuova stazione anemometrica di altezza 50 m, le cui caratteristiche tecniche sono di seguito
riportate.
La documentazione attestante il perfezionamento della procedura autorizzativa per
l’installazione di tale stazione anemometrica è consultabile in Allegato 1.
In tale sezione sono invece proposti i seguenti documenti:
1. Schema/Disegno tecnico della stazione di monitoraggio.
2. Caratteristiche delle apparecchiature di misura.
3. Certificato di calibrazione del sensore di velocità posto a 50 m.
4. Report di installazione della torre anemometrica e della strumentazione elettronica.
La dimensione della struttura della torre anemometrica da 60 m è indicata nella figura 16.
Nello schema è posto in evidenza l’ubicazione dei picchetti, la loro distanza dal centro della
torre e la posizione dei tiranti alle diverse altezze
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Figura 2: – Disegno struttura ed ingombro stazione anemometrica 50m
La stazione di misura, e la sua configurazione nell’installazione, rispettano i requisiti indicati
nella IEC 61400 essendo:
a) di altezza pari ad almeno un terzo dell’altezza del mozzo delle turbine utilizzate nel
progetto della Wind Farm;
b) corredata di mounting booms (bracci sensori) di lunghezza 1,5 m;
c) provvista di sensori posti a distanze tra loro maggiori di 1,5 m
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La tabella seguente mostra in dettaglio la tipologia dei sensori che allestiscono la stazione
anemometrica di Melfi sita in località Isca della Ricotta di Sopra e la tipologia dei cavi adottati
per i collegamenti elettrici.
Tabella 1: - Caratteristiche tecniche della torre anemometrica di 50 m di Melfi (Isca della Ricotta di Sopra)
Caratteristiche tecniche della stazione di rilevamento Descrizione Tipo
Anemometro 60m NRG Maximum Anemometer Calibrated Anemometro 20 m NRG Maximum Anemometer Banderuola 50 m NRG #200P Wind Direction Vane 10 K Banderuola 40 m NRG #200P Wind Direction Vane 10 K Data Logger Second Wind – Nomad 2 Data Card CF Card Torre ES 50 Cavo schermato tripolare sensor cable 3C 20 ga Cavo schermato bipolare sensor cable 2C 20 ga Calata in rame per scarico a terra giallo verde d= 16 mm Captatore di fulmini ES Dispersore di terra Acciaio ramato
I sensori di velocità utilizzati sono tutti del tipo NRG #40 Maximum Anemometer Calibrated
I sensori di direzione utilizzati sono del tipo NRG #200P Wind Direction Vane – 10K
Il sistema di raccolta e registrazione dati è affidato ad un componente elettronico DATA
LOGGER del tipo Second Wind - Nomad 2 dal quale periodicamente, in concomitanza dei
sopralluoghi manutentivi, si prelevano i dati attraverso sostituzione e formattazione del
supporto elettronico (memory card).
Le velocità del vento vengono registrate con un intervallo di campionamento di 1 s inoltre,
per ogni intervallo di 10 minuti vengono calcolati e memorizzati la velocità media, minima,
massima e la deviazione standard. Ciò consente una corretta stima della distribuzione
statistica dei dati ed una approfondita analisi della turbolenza del vento che è un parametro
importante per la corretta scelta delle macchine e della loro disposizione nel layout della Wind
Farm.
Tutti i sensori utilizzati sono fissati su supporti metallici con una lunghezza dei bracci sensori
(mounting booms) di 1500 mm.
Tali supporti vengono installati seguendo le indicazioni precisate dal committente e
consultabili nel rapporto di installazione rilasciato dalla ditta esecutrice dell’installazione.
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i sensori utilizzati sono di costruzione americana, prodotti dalla casa NRG Systems e sono di
due tipi:
NRG #40C Maximum Anemometer – Calibrated.
NRG #200P Wind Direction Vane – 10K
• Il sensore NRG #40C Maximum Anemometer Calibrtated: è fornito di un
certificato di calibrazione MEASNET ed è l'anemometro standard utilizzato
“nell'industria del vento” capace di registrare velocità fino a punte di 96 m/s. Il loro
basso momento di inerzia e l’uso di cuscinetti consente una risposta molto rapida sia
per venti costanti che per le raffiche. La linearità dell'uscita permette a questi sensori
di essere ideali per diversi utilizzi e per diversi sistemi di reperimento dei dati. Un
magnete a quattro poli induce una tensione sinusoidale in una bobina producendo un
segnale in uscita con una frequenza proporzionale alla velocità del vento. Il #40 è
costruito con coppe robuste di Lexan modellate a formare un unico pezzo per ottenere
delle prestazioni ripetibili.
Una descrizione sintetica delle caratteristiche tecniche del sensore, compresa la
sensibilità e il certificato di calibrazione, sono esposte nelle figure 3 e 4:
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9. METEO DATA REPORT STAZIONE ANEMOMETRICA
Di seguito sono riportati i risultati dell’analisi anemologica della stazione di Melfi elaborata su
un periodo di 12 mesi di dati validi e consecutivi le cui caratteristiche e la cui rispondenza ai
Requisiti Anemologici previsti dal PIEAR sono state ampiamente illustrate nel paragrafo
precedente:
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10. REGIME DI VENTO DEL SITO - ANALISI DEI DATI
ANEMOMETRICI
DISTRIBUZIONE STATISTICA DELLA VELOCITA’ MEDIA
AL CENTRO DELLA WIND FARM
I dati a disposizione sono stati analizzati ed elaborati al fine di stimare le caratteristiche della
risorsa eolica nella località di sviluppo del campo eolico. A tale scopo è stata calcolata la
statistica del vento con il software WindPRO utilizzando i dati di velocità e direzione del vento
dei sensori a 60, 40 e 20 m presenti sulla stazione anemometrica in sito. Di seguito è
sinteticamente riportata la distribuzione statistica della velocità media del vento e l’analisi
delle direzioni di provenienza al centro della Wind farm ad un’altezza media di 60 m s.l.t. nel
punto più esposto.
Figura 3: Distribuzione in frequenza della velocità con i dati rilevati in tutti i settori di direzione.
I parametri caratteristici nella tabella sopra sono i valori stimati della distribuzione Weibull per
ogni settore di direzione:
A = parametro di scala
k = parametro di forma
U = velocità media rilevata che coincide con la media della distribuzione.
Weibull Distribution
Wind speed [m/s]252015105
Fre
que
ncy
[%
]
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
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Figura 4: Frequenza percentuale dei dati nei diversi settori della rosa dei venti
Figura 5: Rosa dei venti in termini di Energia, indica le vere direzioni dominanti di produzione.
Come si può notare, i dati indicano che i settori più energetici sono relativi al quadrante Ovest
e Ovest-Sud-Ovest.
0 - 5 m/s5 - 10 m/s10 - 15 m/s15 - 20 m/s20 - 40 m/s
Frequency (%)
NNN
W
WNW
W
W SW
SSW
S
SSE
ESE
E
ENE
NN
E
17,5
15
12,5
10
7,5
5
2,5
15105
0 - 5 m/s5 - 10 m/s10 - 15 m/s15 - 20 m/s20 - 40 m/s
Energy Rose (kWh/m2/year)
NNN
W
WNW
W
W SW
SSW
S
SSE
ESE
E
ENE
NN
E750
500
250
750500250
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L’analisi di questi dati è di fondamentale importanza per la corretta progettazione
dell’impianto eolico poiché questi dati influiscono direttamente su parametri quali, ad
esempio, la disposizione degli aerogeneratori sul terreno, la mutua distanza da tenere tra le
macchine per evitare perdita di produzione di energia e fenomeni di stress sui componenti
meccanici degli aerogeneratori causati dall’effetto “scia”.
L’analisi anemometrica evidenzia una velocità media del sito che, al centro della zona di
impianto, arriva a 5.73 m/s a 50 m sul livello del terreno. e 6.7 m/s all’ altezza del mozzo
dell’aerogeneratore. Inoltre, la velocità media annua a 20m nel periodo di rilevazione risulta
essere di 5,5 m/s ed è molto superiore al limite della intensità minima del vento di 4 m/s a
25 m fissato nei Requisiti Tecnici Minimi del PIEAR della Regione Basilicata.
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La turbolenza è un parametro che fornisce un’informazione importante sulle caratteristiche
fluidodinamiche della vena fluida in quanto restituisce la variabilità relativa della velocità del
vento entro l’intervallo considerato. Ad esempio, un valore di turbolenza (TI) superiore a 0,18
(o equivalentemente 18%), indica un fenomeno ventoso piuttosto disturbato che potrebbe
sollecitare eccessivamente le macchine per la produzione di energia elettrica ed inficiarne la
produttività. In genere la turbolenza diminuisce man mano che ci si allontana dalla superficie
terrestre perchè gli ostacoli e l’orografia del terreno alterano negativamente il profilo
fluidodinamico del vento.
Per il sito in esame si riscontrano i seguenti valori, diagrammati in funzione della velocità
media e delle direzioni di provenienza:
Figura 6: Raffronto dei valori percentuali della turbolenza calcolata in sito con i principali parametri di
rispetto delle diverse edizioni della Norma di riferimento IEC 61400.
I parametri di turbolenza sono fortemente legati alla velocità del fluido e devono essere
studiati approfonditamente per comprenderne gli effetti sull’impianto. Nel caso specifico è
favorevolmente accettabile che il valore medio totale della turbolenza calcolato su tutti i dati,
per le diverse velocità, sia inferiore al 15%
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11. CLASSIFICAZIONE DEL SITO SECONDO NORMATIVA CEI
ENV 61400-1 IIIed.
Per scegliere correttamente il tipo di aerogeneratore, bisogna tener conto che le turbine per
installazioni “on-shore” vengono classificate in quattro differenti classi con robustezza che
diminuisce al crescere del numero identificativo della classe.
Un parametro fondamentale, indicato nella normativa, che definisce tali classi di
aerogeneratori è la Vref (velocità di riferimento del vento) definito come parametro base della
velocità estrema del vento che è la velocità del vento con un periodo di ritorno di 50 anni
calcolata su un intervallo base di 10 minuti.
La tabella che segue specifica i valori della Vref che definiscono le quattro classi degli
aerogeneratori.
Tabella 2: Classificazione degli aerogeneratori secondo i valori della Vref.
Parametro Classi di aerogeneratori
I II III IV
Vref (m/s) 50 42,5 37,5 30
È importante sottolineare che i valori sopra indicati si applicano all’altezza del mozzo della
turbina.
Per esempio un aerogeneratore progettato per la classe II, definita dalla velocità di
riferimento Vref di 42,5 m/s, è dimensionato per resistere a sollecitazioni delle velocità del
vento il cui valore medio estremo (su intervalli di 10 minuti) all’altezza del mozzo
dell’aerogeneratore, con un periodo di ricorrenza di 50 anni è inferiore o uguale alla relativa
Vref di 42,5 m/s.
Si comprende allora, una volta individuato il sito di installazione, che il sito di installazione,
una opportuna scelta dell’aerogeneratore può essere effettuata solamente dopo il calcolo della
velocità di riferimento Vref (all’altezza del mozzo della turbina) relativa al sito stesso.
Per la stima statistica della velocità di riferimento Vref di un sito occorre conoscere la
distribuzione statistica della massima velocità media annuale suddivisa in intervalli di dieci
minuti. Tale procedura è fortemente raccomandata per la installazione di strutture speciali
soprattutto laddove non ne esistano di precedenti. Per farsi un’idea di quale sia la classe del
vento del sito in esame si può applicare una procedura abbreviata anch’essa suggerita da una
norma IEC [Wind Energy Handbook Wiley] che consiste nel moltiplicare per 5 la velocità
media annuale del sito all’altezza del mozzo. Dai dati a disposizione, il sito in oggetto può
ritenersi un sito di classe I/II; tale dato risulta confermato anche da diverse simulazioni
effettuate con il software Wasp e da altri studi più accurati eseguiti nella stessa provincia.
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Le turbine prese in considerazione nel progetto consistono in 24 aerogeneratori del tipo
VESTAS V112 (3,0 MW); macchine di nuova generazione che possono essere installate in
classe I o II. Nella stima proposta è stata presa in considerazione la curva di potenza
certificata di seguito riportata.
Figura 7: Power curve della turbina di progetto utilizzata nel calcolo di produzione energetica
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12. PREVISIONE DI PRODUZIONE ENERGETICA
Con i dati anemometrici a disposizione (12 mesi continuativi relativi), è stata elaborata una
stima di producibilità utilizzando che rappresenta uno dei principali e più completi strumenti di
analisi del vento attualmente disponibili sul mercato. Il calcolo della stima di producibilità è
stato eseguito tenendo anche in conto l’incertezza totale di misura della velocità del vento
(calcolata in accordo alla ENV 13005 [10] e alla IEC 61400-12-1) rilevata dal sensore
utilizzato per la stima .
La Wind farm prevista nel progetto è situata in località “Isca della Ricotta “ed è composta da
24 aerogeneratori ed è stata valutata sulla scorta della curva di potenza di uno degli
aerogeneratori presi in considerazione nella ricerca di mercato in atto. In particolare per
questo studio è stata presa in considerazione il tipo Vestas V112 (3.0 MW) per una Potenza
Totale di impianto di 72.9 MW.
La figura precedente pone graficamente in evidenzia in modo simultaneo su stralcio
cartografico IGM 1:25000 sia il Sito di Installazione, sia la Disposizione degli
aerogeneratori (layout di impianto).
La tabella di seguito riportata mostra i risultati della stima di producibilità della Wind Farm
riportando la producibilità annua di ogni singola macchina, i valori medi e totali.
Il parametro NET AEP è la stima di producibilità annua che si ottiene tenendo in conto le
perdite di scia dovute alle mutue interferenze delle turbine, in particolare in questo caso sono
state calcolate anche le scie relative all’impianto autorizzato della Alfa Wind srl
(aerogeneratori nominati con la sigla AW) e degli aerogeneratori esistenti (S1 e S2), e il
deficit produttivo dovuto alla densità dell’aria che diminuisce all’aumentare della quota.
Summary results
Parameter Total Average Minimum Maximum
Net AEP [GWh] 315.127 8.293 5.710 11.575
Gross AEP [GWh] 343.733 9.046 5.902 12.392
Wake loss [%] 8.32 - - -
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Site results
Site Location
[m]
Turbine Elevation
[m a.s.l.]
Height
[m a.g.l.]
Net AEP
[GWh]
Wake loss
[%]
A1 (548932.3,4546860.0) V112-3000-94 404 94 8.085 14.62
A2 (547762.2,4543569.0) V112-3000-94 424 94 9.642 3.06
A3 (548593.1,4545962.0) V112-3000-94 467 94 7.964 17.77
A4 (549064.8,4543719.0) V112-3000-94 563 94 10.083 5.77
A5 (548428.5,4544040.0) V112-3000-94 476 94 8.648 7.47
A6 (549934.8,4543571.0) V112-3000-94 531 94 8.581 12.62
A7 (549831.7,4543029.0) V112-3000-94 517 94 9.006 10.66
A8 (547392.9,4543613.0) V112-3000-94 376 94 9.367 1.6
A9 (551272.1,4542166.0) V112-3000-94 536 94 10.301 2.55
A10 (547104.4,4546617.0) V112-3000-94 326 94 7.861 8.07
A11 (550555.3,4542832.0) V112-3000-94 497 94 9.459 4.64
A12 (547887.7,4545746.0) V112-3000-94 449 94 9.887 5.13
A13 (548042.2,4545382.0) V112-3000-94 476 94 9.771 7.8
A14 (548318.1,4544849.0) V112-3000-94 504 94 9.641 9.57
A15 (548730.6,4544987.0) V112-3000-94 546 94 10.354 11.66
A16 (549050, 4544877) V112-3000-94 589 94 11.575 6.6
A17 (549130.8,4544484.0) V112-3000-94 575 94 9.872 9.6
A18 (549648.2,4543859.0) V112-3000-94 577 94 9.956 7.62
A19 (549973.8,4543938.0) V112-3000-94 573 94 10.203 10.28
A20 (550323.2,4543250.0) V112-3000-94 473 94 7.809 9.71
A21 (549342.5,4542819.0) V112-3000-94 451 94 6.798 13.97
A22 (549149.5,4542425.0) V112-3000-94 398 94 6.604 4.49
A23 (550878.7,4542576.0) V112-3000-94 515 94 10.173 2.75
A24 (551579.4,4541546.0) V112-3000-94 529 94 8.741 3.15
Turbine Alfa Wind ed esistenti
SE02 (547490.4,4547092.0) E101-3000-99 298 99 6.558 11.25
SE01 (546693.4,4546452.0) E101-3000-99 312 99 7.724 0.6
AW12 (547678.7,4547751.0) N100-2500-h80 288 80 5.961 5.55
AW11 (548010.3,4547652.0) N100-2500-h80 323 80 6.496 7.33
AW10 (548240.6,4547420.0) N100-2500-h80 346 80 6.175 11.24
AW9 (548554.5,4547263.0) N100-2500-h80 376 80 6.713 10.36
AW8 (548074.3,4546876.0) N100-2500-h80 377 80 6.439 9.34
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22
AW7 (548636, 4546598) N100-2500-h80 447 80 6.986 14.44
AW5 (548317.4,4545645.0) N100-2500-h80 490 80 7.180 14.06
AW6 (548272, 4546221) N100-2500-h80 443 80 6.621 13.43
AW4 (548583.4,4545182.0) N100-2500-h80 529 80 8.115 12.64
AW3 (547228.6,4545571.0) N100-2500-h80 400 80 7.646 5.48
AW2 (547257.3,4546055.0) N100-2500-h80 359 80 6.423 6.03
AW1 (546821.6,4546378.0) N100-2500-h80 307 80 5.710 3.25
Tabella 3: Valori di producibilità annua del parco eolico di progetto
Site wind climates
Site Location
[m]
Height
[m a.g.l.]
A
[m/s]
k U
[m/s]
E
[W/m²]
RIX
[%]
dRIX
[%]
A1 (548932.3,4546860.0) 94 7.7 1.92 6.80 360 0.3 -0.2
A2 (547762.2,4543569.0) 94 7.9 1.84 7.00 412 2.4 1.9
A3 (548593.1,4545962.0) 94 7.7 1.95 6.87 365 0.5 -0.1
A4 (549064.8,4543719.0) 94 8.2 1.91 7.31 449 1.3 0.8
A5 (548428.5,4544040.0) 94 7.6 1.89 6.73 355 1.6 1.1
A6 (549934.8,4543571.0) 94 7.8 1.92 6.92 381 0.5 0.0
A7 (549831.7,4543029.0) 94 7.9 1.88 7.03 407 0.8 0.3
A8 (547392.9,4543613.0) 94 7.7 1.83 6.82 381 2.7 2.1
A9 (551272.1,4542166.0) 94 8.2 1.90 7.25 441 1.5 0.9
A10 (547104.4,4546617.0) 94 7.2 1.86 6.41 312 0.6 0.0
A11 (550555.3,4542832.0) 94 7.9 1.85 6.97 405 0.6 0.1
A12 (547887.7,4545746.0) 94 8.1 1.86 7.18 438 0.7 0.2
A13 (548042.2,4545382.0) 94 8.2 1.87 7.25 450 0.7 0.2
A14 (548318.1,4544849.0) 94 8.2 1.86 7.29 459 0.9 0.4
A15 (548730.6,4544987.0) 94 8.8 1.84 7.79 568 0.7 0.2
A16 (549050, 4544877) 94 9.1 1.85 8.13 638 0.9 0.4
A17 (549130.8,4544484.0) 94 8.3 1.92 7.39 463 2.3 1.7
A18 (549648.2,4543859.0) 94 8.3 1.93 7.32 447 0.9 0.3
A19 (549973.8,4543938.0) 94 8.6 1.90 7.60 508 0.7 0.2
A20 (550323.2,4543250.0) 94 7.3 1.88 6.45 313 0.7 0.2
A21 (549342.5,4542819.0) 94 7.0 1.95 6.18 265 1.0 0.5
A22 (549149.5,4542425.0) 94 6.6 1.95 5.81 221 1.3 0.8
A23 (550878.7,4542576.0) 94 8.1 1.86 7.20 443 1.2 0.6
A24 (551579.4,4541546.0) 94 7.4 1.90 6.60 333 0.4 -0.2
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23
Turbine Alfa Wind ed esistenti
SE02 (547490.4,4547092.0) 99 6.8 1.89 6.07 260 0.4 -0.1
SE01 (546693.4,4546452.0) 99 7.0 1.87 6.22 283 0.6 0.1
AW12 (547678.7,4547751.0) 80 6.8 1.89 6.05 258 0.2 -0.3
AW11 (548010.3,4547652.0) 80 7.2 1.90 6.39 303 0.2 -0.4
AW10 (548240.6,4547420.0) 80 7.2 1.91 6.37 297 0.2 -0.3
AW9 (548554.5,4547263.0) 80 7.5 1.93 6.63 333 0.3 -0.3
AW8 (548074.3,4546876.0) 80 7.3 1.90 6.44 309 0.3 -0.2
AW7 (548636, 4546598) 80 7.9 1.93 6.97 386 0.5 -0.1
AW5 (548317.4,4545645.0) 80 8.0 1.91 7.07 407 0.6 0.0
AW6 (548272, 4546221) 80 7.6 1.92 6.71 346 0.5 0.0
AW4 (548583.4,4545182.0) 80 8.6 1.83 7.61 534 0.6 0.1
AW3 (547228.6,4545571.0) 80 7.8 1.81 6.94 410 0.9 0.4
AW2 (547257.3,4546055.0) 80 7.1 1.83 6.30 302 0.7 0.2
AW1 (546821.6,4546378.0) 80 6.6 1.83 5.86 244 0.6 0.1
Tabella 4: Valori di producibilità annua del parco eolico di progetto
I dati relativi alla produzione delle singole macchine evidenziano una buona scelta della
disposizione delle turbine in quanto le perdite medie annue dovute all’effetto scia sono
dell’ordine del 7.97 %, inferiore al 10%.
La media di ore di funzionamento annue alla potenza nominale è di 3060 ore/anno. Questi
valori, associati ai parametri di turbolenza specifici del sito d’installazione, garantiscono sia
una buona produzione dell’impianto, sia ottime caratteristiche strutturali attinenti al
fenomeno di sollecitazione a fatica su lungo periodo.
Dai dati contenuti nella tabella 8, ogni aerogeneratore rispetta i valori di ore equivalenti di
funzionamento e densità volumetrica di energia annua unitaria previsti dai Requisiti
Minimi Tecnici delle PROCEDURE PER LA COSTRUZIONE E L’ESERCIZIO DEGLI IMPIANTI EOLICI
incluso nel PIEAR della Regione Basilicata.
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13. VALUTAZIONE DELLE PERDITE TECNICHE
La produttività stimata e riportata in tabella 8 alla voce Net AEP riporta la produttività attesa
al netto delle perdite di scia (wake loss). Esistono però una serie di altre perdite fisiologiche
associate ad una installazione di questo tipo essenzialmente ed dovute alle perdite elettriche
legate ai processi di trasformazione e conduzione, nonché alla disponibilità tecnica della
macchina intesa come “availability” e garantita dal fornitore.
Nella tabella seguente sono dettagliate le voci di tali perdite e la conseguente produzione
netta attesa al contatore
Tabella 5: Perdite tecniche
Valutazione delle perdite tecniche
Perdite Totale [GWh]
Produzione lorda stimata
[GWh] 220.381 Disponibilità
[%] 3,00% 213.770 Cavidotto int-
est e GRID 2,50% 208.425 Trasformatore
[%] 1,00% 206.341 Fermo
macchina - Varie 0,50% 205.309
Produzione al netto perdite
tecniche [GWh] 205.309 Ore di Funz.to
medie (50° percentile) [MWh/MW] 2.852
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25
14. CONCLUSIONI
La stazione anemometrica evidenzia una velocità media al sito che, al centro della zona
di impianto, arriva mediamente a 7.0 m/s a 94 m sul livello del terreno nel punto più
esposto.
Come si evince dai dati di producibilità del sito, con l’installazione di torri Vestas V112 da 3.0
MW, le turbine mostrano una produzione media di 2852 ore equivalenti di funzionamento
all’anno ed un’energia netta di 205,309 GWh, rendendo molto valida la realizzazione del
parco eolico da un punto di vista tecnico-economico. L’alto valore di producibilità dell’impianto
è da imputare anche alla scelta degli aerogeneratori che appartengono alla nuova
generazione di macchine di “High output in modest winds”.
Dai dati puntuali rilevati dai sensori risulta inoltre che l’impianto entra in funzione quasi tutti
giorni dell’anno, infatti i dati (fino od oggi disponibili) della stazione anemometrica indicano
che per tutti i giorni in cui è stato possibile monitorare esiste un intervallo di tempo sufficiente
all’avvio ed al funzionamento delle macchine.
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1
INDICE
INTRODUZIONE ......................................................................................................................................... 2
1. INDIVIDUAZIONE DELL’AREA DI STUDIO ...................................................................................... 3
2. CARATTERISTICHE DELLE APPARECCHIATURE DI MISURA (sensibilità, installazione, calibrazione,
ecc.) 5
3. CARATTERISTICHE DELLA STAZIONE ANEMOMETRICA DI MELFI “Loc. ISCA DELLA RICOTTA DI
SOPRA” (PZ) .............................................................................................................................................. 6
9. METEO DATA REPORT STAZIONE ANEMOMETRICA ....................................................................... 10
10. REGIME DI VENTO DEL SITO - ANALISI DEI DATI ANEMOMETRICI .............................................. 14
DISTRIBUZIONE STATISTICA DELLA VELOCITA’ MEDIA AL CENTRO DELLA WIND FARM ......................... 14
11. CLASSIFICAZIONE DEL SITO SECONDO NORMATIVA CEI ENV 61400-1 IIIed. ............................. 18
12. PREVISIONE DI PRODUZIONE ENERGETICA ................................................................................. 20
Summary results ..................................................................................................... 20
Site results ............................................................................................................. 21
Site wind climates ................................................................................................... 22
13. VALUTAZIONE DELLE PERDITE TECNICHE .................................................................................... 24
14. CONCLUSIONI .............................................................................................................................. 25
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2
INTRODUZIONE
Lo scopo di tale documento è mostrare una sintesi delle caratteristiche anemologiche ed una
stima di produzione media annua di energia della Wind Farm prevista nel Comune di Melfi
(PZ) in località “Isca della ricotta ”.
Lo studio è stato eseguito utilizzando i dati anemometrici di una stazione a 60 m
equipaggiata con data logger e 5 sensori : 3 anenmometri e 2 banderuole per misurare i dati
del vento installato nel comune stesso.
Nei Requisiti Anemologici del PIEAR della Regione Basilicata è prevista la condizione per la
quale la stazione anemometrica in sito disponga di un periodo di rilevazione dati superiore a
nove mesi ed inferiore a dodici. Se per il periodo mancante al raggiungimento di un anno di
dati validi e consecutivi, si dispone dei dati del vento di una stazione anemometrica installata
in un’area che presenta confrontabili e similari caratteristiche di ventosità, il PIEAR da facoltà
al progettista di integrare, per la stazione anemometrica in sito, il periodo mancante con il set
di dati disponibili della nuova stazione di misura.
Nello specifico i dati di stazione sono di seguito riportati.
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3
1. INDIVIDUAZIONE DELL’AREA DI STUDIO
La stazione anemometrica utilizzata per stimare la risorsa eolica del sito posto nel Comune di
Melfi (PZ) :
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4
L’immagine seguente mostra la posizione della stazione anemometrica su cartografia
IGM 1: 25.000.
Figura 1: - Posizione della stazione anemometrica di Melfi (PZ) – C.da Leonessa.
Stazione Anemometrica
Melfi (PZ)
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5
2. CARATTERISTICHE DELLE APPARECCHIATURE DI
MISURA (sensibilità, installazione, calibrazione, ecc.)
Per poter adempiere ai requisiti anemologici indicati nel PIEAR della Regione Basilicata, di
seguito sono elencati e rappresentati sia i documenti sia le informazioni della stazione
anemometrica di altezza 60 m installata il 01/10/12 nel Comune di Melfi .
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6
3. CARATTERISTICHE DELLA STAZIONE ANEMOMETRICA
DI MELFI “Loc. ISCA DELLA RICOTTA DI SOPRA” (PZ)
Come anticipato in premessa al fine di approfondire, integrare, verificare i dati ottenuti dalle
misurazioni già eseguite con riscontri da punti diversi, valutare nel futuro con una sempre
maggiore attendibilità fornita dalla disponibilità di database sempre più ampi, in data
07/07/2010 è stata installata in località Isca della Ricotta di Sopra, e tutt’ora in esercizio, una
nuova stazione anemometrica di altezza 50 m, le cui caratteristiche tecniche sono di seguito
riportate.
La documentazione attestante il perfezionamento della procedura autorizzativa per
l’installazione di tale stazione anemometrica è consultabile in Allegato 1.
In tale sezione sono invece proposti i seguenti documenti:
1. Schema/Disegno tecnico della stazione di monitoraggio.
2. Caratteristiche delle apparecchiature di misura.
3. Certificato di calibrazione del sensore di velocità posto a 50 m.
4. Report di installazione della torre anemometrica e della strumentazione elettronica.
La dimensione della struttura della torre anemometrica da 60 m è indicata nella figura 16.
Nello schema è posto in evidenza l’ubicazione dei picchetti, la loro distanza dal centro della
torre e la posizione dei tiranti alle diverse altezze
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7
Figura 2: – Disegno struttura ed ingombro stazione anemometrica 50m
La stazione di misura, e la sua configurazione nell’installazione, rispettano i requisiti indicati
nella IEC 61400 essendo:
a) di altezza pari ad almeno un terzo dell’altezza del mozzo delle turbine utilizzate nel
progetto della Wind Farm;
b) corredata di mounting booms (bracci sensori) di lunghezza 1,5 m;
c) provvista di sensori posti a distanze tra loro maggiori di 1,5 m
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8
La tabella seguente mostra in dettaglio la tipologia dei sensori che allestiscono la stazione
anemometrica di Melfi sita in località Isca della Ricotta di Sopra e la tipologia dei cavi adottati
per i collegamenti elettrici.
Tabella 1: - Caratteristiche tecniche della torre anemometrica di 50 m di Melfi (Isca della Ricotta di Sopra)
Caratteristiche tecniche della stazione di rilevamento Descrizione Tipo
Anemometro 60m NRG Maximum Anemometer Calibrated Anemometro 20 m NRG Maximum Anemometer Banderuola 50 m NRG #200P Wind Direction Vane 10 K Banderuola 40 m NRG #200P Wind Direction Vane 10 K Data Logger Second Wind – Nomad 2 Data Card CF Card Torre ES 50 Cavo schermato tripolare sensor cable 3C 20 ga Cavo schermato bipolare sensor cable 2C 20 ga Calata in rame per scarico a terra giallo verde d= 16 mm Captatore di fulmini ES Dispersore di terra Acciaio ramato
I sensori di velocità utilizzati sono tutti del tipo NRG #40 Maximum Anemometer Calibrated
I sensori di direzione utilizzati sono del tipo NRG #200P Wind Direction Vane – 10K
Il sistema di raccolta e registrazione dati è affidato ad un componente elettronico DATA
LOGGER del tipo Second Wind - Nomad 2 dal quale periodicamente, in concomitanza dei
sopralluoghi manutentivi, si prelevano i dati attraverso sostituzione e formattazione del
supporto elettronico (memory card).
Le velocità del vento vengono registrate con un intervallo di campionamento di 1 s inoltre,
per ogni intervallo di 10 minuti vengono calcolati e memorizzati la velocità media, minima,
massima e la deviazione standard. Ciò consente una corretta stima della distribuzione
statistica dei dati ed una approfondita analisi della turbolenza del vento che è un parametro
importante per la corretta scelta delle macchine e della loro disposizione nel layout della Wind
Farm.
Tutti i sensori utilizzati sono fissati su supporti metallici con una lunghezza dei bracci sensori
(mounting booms) di 1500 mm.
Tali supporti vengono installati seguendo le indicazioni precisate dal committente e
consultabili nel rapporto di installazione rilasciato dalla ditta esecutrice dell’installazione.
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i sensori utilizzati sono di costruzione americana, prodotti dalla casa NRG Systems e sono di
due tipi:
NRG #40C Maximum Anemometer – Calibrated.
NRG #200P Wind Direction Vane – 10K
• Il sensore NRG #40C Maximum Anemometer Calibrtated: è fornito di un
certificato di calibrazione MEASNET ed è l'anemometro standard utilizzato
“nell'industria del vento” capace di registrare velocità fino a punte di 96 m/s. Il loro
basso momento di inerzia e l’uso di cuscinetti consente una risposta molto rapida sia
per venti costanti che per le raffiche. La linearità dell'uscita permette a questi sensori
di essere ideali per diversi utilizzi e per diversi sistemi di reperimento dei dati. Un
magnete a quattro poli induce una tensione sinusoidale in una bobina producendo un
segnale in uscita con una frequenza proporzionale alla velocità del vento. Il #40 è
costruito con coppe robuste di Lexan modellate a formare un unico pezzo per ottenere
delle prestazioni ripetibili.
Una descrizione sintetica delle caratteristiche tecniche del sensore, compresa la
sensibilità e il certificato di calibrazione, sono esposte nelle figure 3 e 4:
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9. METEO DATA REPORT STAZIONE ANEMOMETRICA
Di seguito sono riportati i risultati dell’analisi anemologica della stazione di Melfi elaborata su
un periodo di 12 mesi di dati validi e consecutivi le cui caratteristiche e la cui rispondenza ai
Requisiti Anemologici previsti dal PIEAR sono state ampiamente illustrate nel paragrafo
precedente:
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10. REGIME DI VENTO DEL SITO - ANALISI DEI DATI
ANEMOMETRICI
DISTRIBUZIONE STATISTICA DELLA VELOCITA’ MEDIA
AL CENTRO DELLA WIND FARM
I dati a disposizione sono stati analizzati ed elaborati al fine di stimare le caratteristiche della
risorsa eolica nella località di sviluppo del campo eolico. A tale scopo è stata calcolata la
statistica del vento con il software WindPRO utilizzando i dati di velocità e direzione del vento
dei sensori a 60, 40 e 20 m presenti sulla stazione anemometrica in sito. Di seguito è
sinteticamente riportata la distribuzione statistica della velocità media del vento e l’analisi
delle direzioni di provenienza al centro della Wind farm ad un’altezza media di 60 m s.l.t. nel
punto più esposto.
Figura 3: Distribuzione in frequenza della velocità con i dati rilevati in tutti i settori di direzione.
I parametri caratteristici nella tabella sopra sono i valori stimati della distribuzione Weibull per
ogni settore di direzione:
A = parametro di scala
k = parametro di forma
U = velocità media rilevata che coincide con la media della distribuzione.
Weibull Distribution
Wind speed [m/s]252015105
Fre
que
ncy
[%
]
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
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Figura 4: Frequenza percentuale dei dati nei diversi settori della rosa dei venti
Figura 5: Rosa dei venti in termini di Energia, indica le vere direzioni dominanti di produzione.
Come si può notare, i dati indicano che i settori più energetici sono relativi al quadrante Ovest
e Ovest-Sud-Ovest.
0 - 5 m/s5 - 10 m/s10 - 15 m/s15 - 20 m/s20 - 40 m/s
Frequency (%)
NNN
W
WNW
W
W SW
SSW
S
SSE
ESE
E
ENE
NN
E
17,5
15
12,5
10
7,5
5
2,5
15105
0 - 5 m/s5 - 10 m/s10 - 15 m/s15 - 20 m/s20 - 40 m/s
Energy Rose (kWh/m2/year)
NNN
W
WNW
W
W SW
SSW
S
SSE
ESE
E
ENE
NN
E750
500
250
750500250
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16
L’analisi di questi dati è di fondamentale importanza per la corretta progettazione
dell’impianto eolico poiché questi dati influiscono direttamente su parametri quali, ad
esempio, la disposizione degli aerogeneratori sul terreno, la mutua distanza da tenere tra le
macchine per evitare perdita di produzione di energia e fenomeni di stress sui componenti
meccanici degli aerogeneratori causati dall’effetto “scia”.
L’analisi anemometrica evidenzia una velocità media del sito che, al centro della zona di
impianto, arriva a 5.73 m/s a 50 m sul livello del terreno. e 6.7 m/s all’ altezza del mozzo
dell’aerogeneratore. Inoltre, la velocità media annua a 20m nel periodo di rilevazione risulta
essere di 5,5 m/s ed è molto superiore al limite della intensità minima del vento di 4 m/s a
25 m fissato nei Requisiti Tecnici Minimi del PIEAR della Regione Basilicata.
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La turbolenza è un parametro che fornisce un’informazione importante sulle caratteristiche
fluidodinamiche della vena fluida in quanto restituisce la variabilità relativa della velocità del
vento entro l’intervallo considerato. Ad esempio, un valore di turbolenza (TI) superiore a 0,18
(o equivalentemente 18%), indica un fenomeno ventoso piuttosto disturbato che potrebbe
sollecitare eccessivamente le macchine per la produzione di energia elettrica ed inficiarne la
produttività. In genere la turbolenza diminuisce man mano che ci si allontana dalla superficie
terrestre perchè gli ostacoli e l’orografia del terreno alterano negativamente il profilo
fluidodinamico del vento.
Per il sito in esame si riscontrano i seguenti valori, diagrammati in funzione della velocità
media e delle direzioni di provenienza:
Figura 6: Raffronto dei valori percentuali della turbolenza calcolata in sito con i principali parametri di
rispetto delle diverse edizioni della Norma di riferimento IEC 61400.
I parametri di turbolenza sono fortemente legati alla velocità del fluido e devono essere
studiati approfonditamente per comprenderne gli effetti sull’impianto. Nel caso specifico è
favorevolmente accettabile che il valore medio totale della turbolenza calcolato su tutti i dati,
per le diverse velocità, sia inferiore al 15%
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11. CLASSIFICAZIONE DEL SITO SECONDO NORMATIVA CEI
ENV 61400-1 IIIed.
Per scegliere correttamente il tipo di aerogeneratore, bisogna tener conto che le turbine per
installazioni “on-shore” vengono classificate in quattro differenti classi con robustezza che
diminuisce al crescere del numero identificativo della classe.
Un parametro fondamentale, indicato nella normativa, che definisce tali classi di
aerogeneratori è la Vref (velocità di riferimento del vento) definito come parametro base della
velocità estrema del vento che è la velocità del vento con un periodo di ritorno di 50 anni
calcolata su un intervallo base di 10 minuti.
La tabella che segue specifica i valori della Vref che definiscono le quattro classi degli
aerogeneratori.
Tabella 2: Classificazione degli aerogeneratori secondo i valori della Vref.
Parametro Classi di aerogeneratori
I II III IV
Vref (m/s) 50 42,5 37,5 30
È importante sottolineare che i valori sopra indicati si applicano all’altezza del mozzo della
turbina.
Per esempio un aerogeneratore progettato per la classe II, definita dalla velocità di
riferimento Vref di 42,5 m/s, è dimensionato per resistere a sollecitazioni delle velocità del
vento il cui valore medio estremo (su intervalli di 10 minuti) all’altezza del mozzo
dell’aerogeneratore, con un periodo di ricorrenza di 50 anni è inferiore o uguale alla relativa
Vref di 42,5 m/s.
Si comprende allora, una volta individuato il sito di installazione, che il sito di installazione,
una opportuna scelta dell’aerogeneratore può essere effettuata solamente dopo il calcolo della
velocità di riferimento Vref (all’altezza del mozzo della turbina) relativa al sito stesso.
Per la stima statistica della velocità di riferimento Vref di un sito occorre conoscere la
distribuzione statistica della massima velocità media annuale suddivisa in intervalli di dieci
minuti. Tale procedura è fortemente raccomandata per la installazione di strutture speciali
soprattutto laddove non ne esistano di precedenti. Per farsi un’idea di quale sia la classe del
vento del sito in esame si può applicare una procedura abbreviata anch’essa suggerita da una
norma IEC [Wind Energy Handbook Wiley] che consiste nel moltiplicare per 5 la velocità
media annuale del sito all’altezza del mozzo. Dai dati a disposizione, il sito in oggetto può
ritenersi un sito di classe I/II; tale dato risulta confermato anche da diverse simulazioni
effettuate con il software Wasp e da altri studi più accurati eseguiti nella stessa provincia.
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Le turbine prese in considerazione nel progetto consistono in 24 aerogeneratori del tipo
VESTAS V112 (3,0 MW); macchine di nuova generazione che possono essere installate in
classe I o II. Nella stima proposta è stata presa in considerazione la curva di potenza
certificata di seguito riportata.
Figura 7: Power curve della turbina di progetto utilizzata nel calcolo di produzione energetica
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12. PREVISIONE DI PRODUZIONE ENERGETICA
Con i dati anemometrici a disposizione (12 mesi continuativi relativi), è stata elaborata una
stima di producibilità utilizzando che rappresenta uno dei principali e più completi strumenti di
analisi del vento attualmente disponibili sul mercato. Il calcolo della stima di producibilità è
stato eseguito tenendo anche in conto l’incertezza totale di misura della velocità del vento
(calcolata in accordo alla ENV 13005 [10] e alla IEC 61400-12-1) rilevata dal sensore
utilizzato per la stima .
La Wind farm prevista nel progetto è situata in località “Isca della Ricotta “ed è composta da
24 aerogeneratori ed è stata valutata sulla scorta della curva di potenza di uno degli
aerogeneratori presi in considerazione nella ricerca di mercato in atto. In particolare per
questo studio è stata presa in considerazione il tipo Vestas V112 (3.0 MW) per una Potenza
Totale di impianto di 72.9 MW.
La figura precedente pone graficamente in evidenzia in modo simultaneo su stralcio
cartografico IGM 1:25000 sia il Sito di Installazione, sia la Disposizione degli
aerogeneratori (layout di impianto).
La tabella di seguito riportata mostra i risultati della stima di producibilità della Wind Farm
riportando la producibilità annua di ogni singola macchina, i valori medi e totali.
Il parametro NET AEP è la stima di producibilità annua che si ottiene tenendo in conto le
perdite di scia dovute alle mutue interferenze delle turbine, in particolare in questo caso sono
state calcolate anche le scie relative all’impianto autorizzato della Alfa Wind srl
(aerogeneratori nominati con la sigla AW) e degli aerogeneratori esistenti (S1 e S2), e il
deficit produttivo dovuto alla densità dell’aria che diminuisce all’aumentare della quota.
Summary results
Parameter Total Average Minimum Maximum
Net AEP [GWh] 315.127 8.293 5.710 11.575
Gross AEP [GWh] 343.733 9.046 5.902 12.392
Wake loss [%] 8.32 - - -
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Site results
Site Location
[m]
Turbine Elevation
[m a.s.l.]
Height
[m a.g.l.]
Net AEP
[GWh]
Wake loss
[%]
A1 (548932.3,4546860.0) V112-3000-94 404 94 8.085 14.62
A2 (547762.2,4543569.0) V112-3000-94 424 94 9.642 3.06
A3 (548593.1,4545962.0) V112-3000-94 467 94 7.964 17.77
A4 (549064.8,4543719.0) V112-3000-94 563 94 10.083 5.77
A5 (548428.5,4544040.0) V112-3000-94 476 94 8.648 7.47
A6 (549934.8,4543571.0) V112-3000-94 531 94 8.581 12.62
A7 (549831.7,4543029.0) V112-3000-94 517 94 9.006 10.66
A8 (547392.9,4543613.0) V112-3000-94 376 94 9.367 1.6
A9 (551272.1,4542166.0) V112-3000-94 536 94 10.301 2.55
A10 (547104.4,4546617.0) V112-3000-94 326 94 7.861 8.07
A11 (550555.3,4542832.0) V112-3000-94 497 94 9.459 4.64
A12 (547887.7,4545746.0) V112-3000-94 449 94 9.887 5.13
A13 (548042.2,4545382.0) V112-3000-94 476 94 9.771 7.8
A14 (548318.1,4544849.0) V112-3000-94 504 94 9.641 9.57
A15 (548730.6,4544987.0) V112-3000-94 546 94 10.354 11.66
A16 (549050, 4544877) V112-3000-94 589 94 11.575 6.6
A17 (549130.8,4544484.0) V112-3000-94 575 94 9.872 9.6
A18 (549648.2,4543859.0) V112-3000-94 577 94 9.956 7.62
A19 (549973.8,4543938.0) V112-3000-94 573 94 10.203 10.28
A20 (550323.2,4543250.0) V112-3000-94 473 94 7.809 9.71
A21 (549342.5,4542819.0) V112-3000-94 451 94 6.798 13.97
A22 (549149.5,4542425.0) V112-3000-94 398 94 6.604 4.49
A23 (550878.7,4542576.0) V112-3000-94 515 94 10.173 2.75
A24 (551579.4,4541546.0) V112-3000-94 529 94 8.741 3.15
Turbine Alfa Wind ed esistenti
SE02 (547490.4,4547092.0) E101-3000-99 298 99 6.558 11.25
SE01 (546693.4,4546452.0) E101-3000-99 312 99 7.724 0.6
AW12 (547678.7,4547751.0) N100-2500-h80 288 80 5.961 5.55
AW11 (548010.3,4547652.0) N100-2500-h80 323 80 6.496 7.33
AW10 (548240.6,4547420.0) N100-2500-h80 346 80 6.175 11.24
AW9 (548554.5,4547263.0) N100-2500-h80 376 80 6.713 10.36
AW8 (548074.3,4546876.0) N100-2500-h80 377 80 6.439 9.34
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AW7 (548636, 4546598) N100-2500-h80 447 80 6.986 14.44
AW5 (548317.4,4545645.0) N100-2500-h80 490 80 7.180 14.06
AW6 (548272, 4546221) N100-2500-h80 443 80 6.621 13.43
AW4 (548583.4,4545182.0) N100-2500-h80 529 80 8.115 12.64
AW3 (547228.6,4545571.0) N100-2500-h80 400 80 7.646 5.48
AW2 (547257.3,4546055.0) N100-2500-h80 359 80 6.423 6.03
AW1 (546821.6,4546378.0) N100-2500-h80 307 80 5.710 3.25
Tabella 3: Valori di producibilità annua del parco eolico di progetto
Site wind climates
Site Location
[m]
Height
[m a.g.l.]
A
[m/s]
k U
[m/s]
E
[W/m²]
RIX
[%]
dRIX
[%]
A1 (548932.3,4546860.0) 94 7.7 1.92 6.80 360 0.3 -0.2
A2 (547762.2,4543569.0) 94 7.9 1.84 7.00 412 2.4 1.9
A3 (548593.1,4545962.0) 94 7.7 1.95 6.87 365 0.5 -0.1
A4 (549064.8,4543719.0) 94 8.2 1.91 7.31 449 1.3 0.8
A5 (548428.5,4544040.0) 94 7.6 1.89 6.73 355 1.6 1.1
A6 (549934.8,4543571.0) 94 7.8 1.92 6.92 381 0.5 0.0
A7 (549831.7,4543029.0) 94 7.9 1.88 7.03 407 0.8 0.3
A8 (547392.9,4543613.0) 94 7.7 1.83 6.82 381 2.7 2.1
A9 (551272.1,4542166.0) 94 8.2 1.90 7.25 441 1.5 0.9
A10 (547104.4,4546617.0) 94 7.2 1.86 6.41 312 0.6 0.0
A11 (550555.3,4542832.0) 94 7.9 1.85 6.97 405 0.6 0.1
A12 (547887.7,4545746.0) 94 8.1 1.86 7.18 438 0.7 0.2
A13 (548042.2,4545382.0) 94 8.2 1.87 7.25 450 0.7 0.2
A14 (548318.1,4544849.0) 94 8.2 1.86 7.29 459 0.9 0.4
A15 (548730.6,4544987.0) 94 8.8 1.84 7.79 568 0.7 0.2
A16 (549050, 4544877) 94 9.1 1.85 8.13 638 0.9 0.4
A17 (549130.8,4544484.0) 94 8.3 1.92 7.39 463 2.3 1.7
A18 (549648.2,4543859.0) 94 8.3 1.93 7.32 447 0.9 0.3
A19 (549973.8,4543938.0) 94 8.6 1.90 7.60 508 0.7 0.2
A20 (550323.2,4543250.0) 94 7.3 1.88 6.45 313 0.7 0.2
A21 (549342.5,4542819.0) 94 7.0 1.95 6.18 265 1.0 0.5
A22 (549149.5,4542425.0) 94 6.6 1.95 5.81 221 1.3 0.8
A23 (550878.7,4542576.0) 94 8.1 1.86 7.20 443 1.2 0.6
A24 (551579.4,4541546.0) 94 7.4 1.90 6.60 333 0.4 -0.2
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Turbine Alfa Wind ed esistenti
SE02 (547490.4,4547092.0) 99 6.8 1.89 6.07 260 0.4 -0.1
SE01 (546693.4,4546452.0) 99 7.0 1.87 6.22 283 0.6 0.1
AW12 (547678.7,4547751.0) 80 6.8 1.89 6.05 258 0.2 -0.3
AW11 (548010.3,4547652.0) 80 7.2 1.90 6.39 303 0.2 -0.4
AW10 (548240.6,4547420.0) 80 7.2 1.91 6.37 297 0.2 -0.3
AW9 (548554.5,4547263.0) 80 7.5 1.93 6.63 333 0.3 -0.3
AW8 (548074.3,4546876.0) 80 7.3 1.90 6.44 309 0.3 -0.2
AW7 (548636, 4546598) 80 7.9 1.93 6.97 386 0.5 -0.1
AW5 (548317.4,4545645.0) 80 8.0 1.91 7.07 407 0.6 0.0
AW6 (548272, 4546221) 80 7.6 1.92 6.71 346 0.5 0.0
AW4 (548583.4,4545182.0) 80 8.6 1.83 7.61 534 0.6 0.1
AW3 (547228.6,4545571.0) 80 7.8 1.81 6.94 410 0.9 0.4
AW2 (547257.3,4546055.0) 80 7.1 1.83 6.30 302 0.7 0.2
AW1 (546821.6,4546378.0) 80 6.6 1.83 5.86 244 0.6 0.1
Tabella 4: Valori di producibilità annua del parco eolico di progetto
I dati relativi alla produzione delle singole macchine evidenziano una buona scelta della
disposizione delle turbine in quanto le perdite medie annue dovute all’effetto scia sono
dell’ordine del 7.97 %, inferiore al 10%.
La media di ore di funzionamento annue alla potenza nominale è di 3060 ore/anno. Questi
valori, associati ai parametri di turbolenza specifici del sito d’installazione, garantiscono sia
una buona produzione dell’impianto, sia ottime caratteristiche strutturali attinenti al
fenomeno di sollecitazione a fatica su lungo periodo.
Dai dati contenuti nella tabella 8, ogni aerogeneratore rispetta i valori di ore equivalenti di
funzionamento e densità volumetrica di energia annua unitaria previsti dai Requisiti
Minimi Tecnici delle PROCEDURE PER LA COSTRUZIONE E L’ESERCIZIO DEGLI IMPIANTI EOLICI
incluso nel PIEAR della Regione Basilicata.
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13. VALUTAZIONE DELLE PERDITE TECNICHE
La produttività stimata e riportata in tabella 8 alla voce Net AEP riporta la produttività attesa
al netto delle perdite di scia (wake loss). Esistono però una serie di altre perdite fisiologiche
associate ad una installazione di questo tipo essenzialmente ed dovute alle perdite elettriche
legate ai processi di trasformazione e conduzione, nonché alla disponibilità tecnica della
macchina intesa come “availability” e garantita dal fornitore.
Nella tabella seguente sono dettagliate le voci di tali perdite e la conseguente produzione
netta attesa al contatore
Tabella 5: Perdite tecniche
Valutazione delle perdite tecniche
Perdite Totale [GWh]
Produzione lorda stimata
[GWh] 220.381 Disponibilità
[%] 3,00% 213.770 Cavidotto int-
est e GRID 2,50% 208.425 Trasformatore
[%] 1,00% 206.341 Fermo
macchina - Varie 0,50% 205.309
Produzione al netto perdite
tecniche [GWh] 205.309 Ore di Funz.to
medie (50° percentile) [MWh/MW] 2.852
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14. CONCLUSIONI
La stazione anemometrica evidenzia una velocità media al sito che, al centro della zona
di impianto, arriva mediamente a 7.0 m/s a 94 m sul livello del terreno nel punto più
esposto.
Come si evince dai dati di producibilità del sito, con l’installazione di torri Vestas V112 da 3.0
MW, le turbine mostrano una produzione media di 2852 ore equivalenti di funzionamento
all’anno ed un’energia netta di 205,309 GWh, rendendo molto valida la realizzazione del
parco eolico da un punto di vista tecnico-economico. L’alto valore di producibilità dell’impianto
è da imputare anche alla scelta degli aerogeneratori che appartengono alla nuova
generazione di macchine di “High output in modest winds”.
Dai dati puntuali rilevati dai sensori risulta inoltre che l’impianto entra in funzione quasi tutti
giorni dell’anno, infatti i dati (fino od oggi disponibili) della stazione anemometrica indicano
che per tutti i giorni in cui è stato possibile monitorare esiste un intervallo di tempo sufficiente
all’avvio ed al funzionamento delle macchine.