Scf minieolico 27feb15

Ordine degli Ingegneri della Provincia di In collaborazione Nuoro con

27 Febbraio 2015 Luogo: Locali dell' ExMe di Piazza Mameli, Nuoro

SEMINARIO TECNICO

MINIEOLICO IN SARDEGNA UNO SCENARIO IN EVOLUZIONE • La disponibilità e la previsione della risorsa vento.

• Prestazioni delle turbine e ritorno dell’investimento.

• Il Business Plan Mini eolico.

Dott.ing. Enrico Giordano Responsabile Commerciale AENTULA Srl

Aspetti generali Condizioni necessarie e sufficienti per un Investimento remunerativo nel Mini eolico

Caratteristiche del sito: - ventosità (min 4,5÷5,0 m/s)

Macchina Elettrica:

- idonea tecnologia - qualità ed efficienza - miglior ritorno dell’investimento

Aspetti generali N

K - Irradiazione solare nota

azimuth

(con la latitudine)

Enel

Impianto Utente

tilt

(o altri)

kWh

P∝K Tariffa premio autoconsumo

Tariffa Omnicomprensiva

kWh

Differenze della valutazione dell’Investimento tra FV e Minieolico ? – Analisi probabilistica ventosità V Enel

Impianto Utente

P ∝ V3

kWh

Tariffa Omnicomprensiva

Nessuna Tariffa Incentivante < tariffa omnicomprensiva kWh

(o altri)

kWh

Enel (o altri)

La risorsa vento Come posso prevedere la ventosità e quindi la produzione elettrica ?

Indagine Anemometrica

+ precisa se a lungo termine -richiede tempi di indagine lunghi -Ha un costo elevato rispetto all’investimento (soprattutto nel Mini e micro eolico)

Modelli probabilistici previsionali

affidabilità legata al criterio statistico – tempi di indagine ridottissimi + costi limitati e congrui all’investimento +

La risorsa vento Mappa eolica mondiale: velocitĂ media del vento a 10m dâ&#x20AC;&#x2122;altezza (Fonte Quaderni di Applicazione ABB)

La risorsa vento

Mappa eolica della ComunitĂ Europea (Fonte Quaderni di Applicazione ABB)

La risorsa vento

Mappa eolica Italiana (fonte Atlante Eolico Interattivo )

La risorsa vento

• • • •

Velocità media del vento Tipologia del vento Morfologia del terreno Turbolenza

La risorsa vento Modelli probabilistici previsionali

Densità di probabilità [(m/s)-1]

Distribuzione della densità di probabilità del vento in un determinato periodo di tempo

Velocità del Vento [m/s]

La risorsa vento Modello di WEIBULL

Dal nome del matematico svedese Waloddi Weibull che la descrisse nel 1951.

Per un dato valore di velocità scalare v, la funzione densità di probabilità è data da:

Le curve di Weibull rappresentano un modello di distribuzione efficace, in cui troviamo un parametro adimensionale k che definisce la forma della curva (più allungata o allargata) e dipende dalle condizioni al contorno del sito e un secondo parametro A espresso in [m/s], che definisce la scala della distribuzione ed è legato in modo univoco alla velocità media del vento.

Il fattore di forma rappresenta fisicamente la “dispersione” dei valori di velocità media; in particolare, tanto più grande è il valore di k, tanto minore risulta la dispersione attorno al valore medio: valori molto vicini a 1 rappresentano distribuzioni molto asimmetriche, mentre valori elevati (k > 2-3) creano distribuzioni simmetriche simili a quelle Gaussiane.

Per k =2 la curva assume il nome di curva di Rayleigh, che in genere è utilizzata per valutazioni di massima.

Trattandosi di densità di probabilità, l’area sottesa dalla curva è sempre pari a 1.

Il fattore k assume valori diversi al variare della morfologia del territorio e dipende dal regime dei venti che sussistono in una data regione.

D(v) = k/A x (v/A)k-1 x exp [-(v/A)k]

Distribuzione di Weibull con diversi valori del fattore di forma k

Densità di probabilità [(m/s)-1]

1

Velocità del vento [m/s]

La risorsa vento Modello di WEIBULL Il fattore k assume valori diversi al variare della morfologia del territorio e dipende dal regime dei venti che sussistono in una data regione.

Tipici valori di k per diverse situazioni geografiche sono rappresentati nella tabella sotto.

Morfologia del terreno

Tipologia del vento

1,2 ÷ 1,7

Siti montani

Molto Variabile

1,8 ÷ 2,5

Grandi pianure Colline

Variabile

2,5 ÷ 3,0

Aperte campagne

Abbastanza regolare

3,1 ÷ 3,5

Zone costiere

Regolare

3,5 ÷ 4,0

Piccole isole

Molto regolare

Densità di probabilità [(m/s)-1]

Fattore di forma K

Distribuzione di Weibull con diversi valori del fattore di forma k

Velocità del vento [m/s]

La risorsa vento Modello di WEIBULL

Ep anno [kwh] = 8760 x ∫Pg(v)D(v) dv

Distribuzione di Weibull con diversi valori del fattore di scala A

Densità di probabilità [(m/s)-1]

Individuato un fattore di forma k possiamo utilizzare la distribuzione di Weibull per valutare la sua curva con diversi valori di scala A, ovvero delle diverse velocità media probabili nel sito di installazione.

E’ prassi dei costruttori fornire i dati di produzione delle proprie macchine a diverse velocità medie del vento almeno con un fattore di forma k = 2 (ventosità moderatamente variabile), come rappresentato nel grafico a fianco.

Sono ovviamente da preferire siti con ventosità costante (k elevato) e velocità media elevata.

Nota la densità di probabilità della velocità del vento D(v), la produzione annuale di un aerogeneratore risulta pertanto pari a:

dove Pg(v) è la potenza elettrica erogata dal generatore ad una data velocità del vento (v).

Velocità del vento [m/s]

La risorsa vento Stima della PRODUCIBILITA’ ENERGETICA annua per installazioni tipiche Ep anno [kwh] = 8760 x ∫Pg(v)D(v) dv dove Pg(v) è la potenza elettrica erogata dal generatore ad una data velocità del vento (v).

Prestazioni delle turbine

Prestazioni delle turbine Principi teorici Potenza disponibile e limite di Betz (Fonte Quaderni di Applicazione ABB e Protos Minieolico)

fisico e ingegnere navale tedesco che pubblicò nel 1926 il testo «L'energia eolica ed il suo utilizzo tramite mulini»

I rotori moderni ammettono valori nell'intervallo da 40-50% che è il 70-80% di quello teoricamente possibile.

Indipendentemente dalla progettazione della turbina eolica, solo i 16/27 (ovvero il 59%) dell’energia cinetica del vento possono esser convertiti in energia meccanica.

Prestazioni delle turbine Principi teorici Curva di Potenza e Coefficiente di Potenza

P[kw]

Interpolazione dati

PBetz

Tronca media

Pc

Tronca in base alla Pc di targa

vvento Pc

Vvento [m/s] Per ciascuna velocitĂ del vento il costruttore indica la Potenza estratta dalla macchina Pc che definisce una CURVA DI POTENZA.

Prestazioni delle turbine Principi teorici Curva di Potenza e Coefficiente di Potenza Nota l’area spazzata dal rotore della macchina AS AS ricavo la Potenza unitaria estratta per ciascuna velocità del vento: Pcs = Pc /As (W/mq) essendo PDs = PD /As (W/mq) definisco Pc CP = PCs /PDs Cp : coefficiente di potenza della macchina, per ciascuna velocità del vento.

Il rapporto adimensionale fra la Potenza unitaria estratta Pcs e la potenza disponibile del vento PDs

Prestazioni delle turbine Principi teorici Curva di Potenza e Coefficiente di Potenza

P[kw] PBetz CPbetz = PCs /PBetz = 59,26%

Pc

vvento Pc

CP = PCs /PDs

Vvento [m/s] Sono da considerarsi ottimi valori quando 35% < Cp >45%

Prestazioni delle turbine Importante considerazione in merito alle tipologie (fonte Protos nel suo rapporto: Minieolico: sosteniamo lo sviluppo – La Best Practice per la finanziabilità, Ed. Luglio 2012) “Le aziende che operano in questo settore, essendo generalmente di piccole dimensioni e in fase di start-up, non dedicano molto tempo alla ricerca e all’innovazione dei loro prodotti.

Di conseguenza il livello tecnologico è da considerare ancora medio e spesso vengono replicati, in scala ridotta, i design progettuali dei grandi aerogeneratori, mentre quelli di piccola taglia hanno peculiarità ed esigenze specifiche che non possono essere sottovalutate e che devono essere considerate nella progettazione.

Ricerca e innovazione tecnologica, quindi se applicate al minieolico in tempi brevi, potranno sostenere e accelerare ulteriormente la crescita e la redditività del settore”.

Ritorno dellâ&#x20AC;&#x2122; Investimento