Relazione tecnico descrittiva - Regione Calabria

PARCO EOLICO “SANTO STEFANO”
ISOLA CAPO RIZZUTO
Relazione tecnico descrittiva

Indice
1. GENERALITA’ ........................................................................................... 4
1.1. Le fonti di energie rinnovabili (FER) ..................................................... 4
1.2. Normativa di riferimento per le fonti di energia rinnovabile in Italia ...... 6
1.3. Normativa di riferimento nella Regione Calabria .................................. 8
1.4. L’energia eolica .................................................................................... 9
1.5. Le classi di rugosità ............................................................................ 10
1.6. Occupazione del territorio .................................................................. 10
1.7. Impatto visivo ..................................................................................... 10
1.8. Rumore .............................................................................................. 11
1.9. Effetti su flora e fauna ........................................................................ 11
1.10. Interferenze sulle telecomunicazioni ed effetti elettromagnetici ......... 11
2. IL PARCO EOLICO “Isola di Capo Rizzuto - Santo Stefano ” ................. 12
2.1. Descrizione dell’intervento ................................................................. 12
2.2. Inquadramento geografico e territoriale ............................................. 12
2.3. Iter autorizzativo ................................................................................. 13
2.4. Studio anemologico ............................................................................ 14
2.5. Potenza installata ............................................................................... 14
2.6. Producibilità ....................................................................................... 14
2.7. Accessibilità al sito ............................................................................. 15
2.8. Viabilità interna .................................................................................. 15
2.9. Vincoli e disposizioni legislative ......................................................... 15
2.10. Interferenze e compatibilità antropiche e ambientali .......................... 17
2.11. Criteri progettuali ................................................................................ 17
3. DESCRIZIONE TECNICA E SPECIFICHE DEGLI AEROGENERATORI E
- 82 19
3.1. POTENZA DEGLI AEROGENERATORI ............................................ 20
3.2. FUNZIONE STORM CONTROL ........................................................ 23
3.3. Curva di potenza senza lo storm control ............................................ 23
3.4. Curva di potenza con lo storm control ................................................ 24
3.5. DIMENSIONE DEGLI AEROGENERATORI E MATERIALI DA
COSTRUZIONE ................................................................................ 25
3.6. FONDAZIONI ..................................................................................... 29
3.7. Geometria della fondazione ............................................................... 30
3.8. Carichi alla base della fondazione ..................................................... 31
3.9. Geometria del palo di fondazione ...................................................... 32
3.10. Carichi del palo di fondazione per i calcoli geotecnici ........................ 33
3.11. Carichi per il dimensionamento dello sforzo interno ai pali ................ 33
4. VIA DI ACCESSO E PIAZZOLA PER LE TORRI IN CEMENTO DA 97 M
(E - 82) 34
4. OPERE ELETTRICHE ............................................................................ 48
4.1. Opere elettriche.................................................................................. 48
4.2.1. Cavidotti in MT interni al parco .................................................... 48
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4.2.2. Sottostazione AT/MT ................................................................... 49
5. GESTIONE DELL’IMPIANTO .................................................................. 50
5.1. Descrizione ................................................................................. 50
6. DISMISSIONE DELL’IMPIANTO ............................................................. 51
6.1. Ripristino dei luoghi a fine costruzione ........................................ 51
6.2. Modalità di dismissione e ripristino dei luoghi ............................. 51
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1. GENERALITA’
1.1. Le fonti di energie rinnovabili (FER)
Le fonti “rinnovabili” di energia sono quelle fonti che, a differenza dei combustibili
fossili e nucleari destinati ad esaurirsi in un tempo definito, possono essere considerate
inesauribili.
Sono fonti rinnovabili l’energia solare e quelle che da essa derivano, l’energia
idraulica, del vento, delle biomasse, delle onde e delle correnti, ma anche l’energia
geotermica, l’energia dissipata sulle coste dalle maree e l’energia prodotta dalla
combustione dei rifiuti solidi urbani.
Con opportune tecnologie è possibile convertire queste fonti in energia termica,
elettrica, meccanica e chimica. Le FER (Fonti Energetiche Rinnovabili) possiedono due
caratteristiche fondamentali che rendono auspicabile un loro maggior impiego.
La prima consiste nel fatto che esse rinnovano la loro disponibilità in tempi
estremamente brevi: si va dalla disponibilità continua nel caso dell’uso dell’energia solare,
ad alcuni anni nel caso delle biomasse.
L’altra è che, a differenza dei combustibili fossili, il loro utilizzo produce un
inquinamento ambientale del tutto trascurabile.
Esistono comunque alcuni limiti che devono essere considerati: le fonti rinnovabili, e
tra esse soprattutto l’eolico e il solare, forniscono energia in modo intermittente.
Questo significa che il loro utilizzo può contribuire a ridurre i consumi di combustibile
nelle centrali convenzionali, ma non può sostituirle completamente.
Inoltre, per produrre quantità significative di energia, spesso è necessario impegnare
rilevanti estensioni di territorio. Tuttavia va ricordato che ciò non provoca effetti irreversibili
sull’ambiente e che il ripristino delle aree utilizzate non ha costi eccessivi.
Il bisogno di trovare rapidamente fonti di energia alternative ai combustibili fossili
nacque in seguito alla crisi economica del 1973, quando i Paesi arabi produttori di petrolio
incrementarono improvvisamente il suo prezzo comportando a catena rincari dei prezzi
della benzina, del riscaldamento e dell’energia elettrica.
Contemporaneamente nel mondo della ricerca crebbe la consapevolezza della
esauribilità dei combustibili fossili.
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Fu allora che per la prima volta si diffusero i termini di risorse “alternative” e
“rinnovabili”; alternative all’idea che l’energia potesse prodursi solo facendo bruciare
qualcosa, e rinnovabili nel senso che, almeno virtualmente, non si potessero mai esaurire.
Oggi, l’utilizzo delle fonti rinnovabili di energia è ormai una realtà consolidata e il loro
impiego per la produzione di energia è in continuo aumento.
Questo è reso possibile non solo dal continuo sviluppo tecnologico, ma soprattutto
perché gli Stati hanno attribuito a tali fonti un ruolo sempre più strategico nelle scelte di
politica energetica, sia nel tentativo di ridurre la dipendenza economica e politica dai paesi
fornitori di combustibili fossili, sia per far fronte alla loro esauribilità e alle diverse
emergenze ambientali.
Un ulteriore incentivo all’impiego delle fonti rinnovabili viene dalle ricadute
occupazionali, soprattutto a livello locale, legate alla produzione di energia con fonti
disponibili sul territorio nazionale.
Esistono numerosi studi e programmi della Comunità Europea tendenti a favorire lo
sviluppo delle energie rinnovabili. Così per esempio gli obiettivi del programma
ALTERNER della Commissione per l'anno 2005 sono:
• portare il contributo delle energie rinnovabili all'8% del totale delle domande;
• triplicare la produzione di energia elettrica generata con energie rinnovabili
(escludendo la produzione delle grandi centrali idroelettriche);
• utilizzare biocombustibili per un 5% del consumo dei veicoli.
L'importante aumento di produzione pianificata si basa sullo sviluppo dell'energia
eolica, fotovoltaica e idroelettrica con particolare attenzione per la prima i cui costi sono
competitivi con le altre fonti di energia.
Di fatto, la potenza elettrica di origine eolica nella Comunità Europea è passata da
pochi MW nel 1983, a 1.000 MW installati nel 1993 ed a 48.042 MW nel 2006.
La Comunità Europea favorisce lo sviluppo di queste energie in varie forme, così per
esempio attraverso il programma THERMIE sono stati finanziati aerogeneratori da 1 MW
di potenza e ciò ha permesso importanti miglioramenti tecnologici.
Attualmente la Commissione europea propone (Bruxelles, 10 gennaio 2007) un
pacchetto completo di misure per istituire una nuova politica energetica per l'Europa
finalizzata a combattere i cambiamenti climatici e a rafforzare la sicurezza energetica e la
competitività dell'UE. Il pacchetto di proposte definisce una serie di obiettivi ambiziosi con
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iferimento alle emissioni di gas serra e all'energia rinnovabile e punta a creare un vero
mercato interno dell'energia e a rendere sempre più efficace la normativa.
La Commissione ritiene che, con il raggiungimento di un accordo a livello
internazionale sul regime applicabile dopo il 2012, entro il 2020 i paesi industrializzati
dovrebbero riuscire ad abbattere le proprie emissioni del 30%. Per sottolineare
ulteriormente il proprio impegno, la Commissione propone che l'Unione europea si impegni
ora ad abbattere le emissioni di gas serra di almeno il 20% entro il 2020, in particolare
attraverso misure energetiche. Entro questo termine, l'utilizzo delle energie rinnovabili
dovrà aumentare dall'attuale media del 6 al 20 per cento del consumo energetico globale
dell'Unione europea.
In particolar modo, l’Unione Europea (UE) mira ad aumentare l’uso delle risorse
rinnovabili per limitare la dipendenza dalle fonti fossili convenzionali ed allo stesso tempo
far fronte ai pressanti problemi di carattere ambientale che sono generati dal loro utilizzo.
A conferma di ciò nella Direttiva 2001/77/CE “Promozione dell’energia elettrica prodotta da
fonti rinnovabili”, viene posto come traguardo il soddisfacimento, entro il 2010, di una
quota pari al 12% del consumo interno lordo di energia ed al 22% di quello dell’energia
elettrica, attraverso l’utilizzo di fonti rinnovabili. Per ottenere questi risultati nella direttiva
sono indicati degli obiettivi differenziati per ogni singolo Stato membro e l’Italia si è prefissa
di raggiungere, entro il 2010, una quota pari al 22% della produzione elettrica nazionale.
E’ appurato che la penetrazione delle fonti rinnovabili dovrebbe innanzi tutto
cambiare la distribuzione geografica dell’occupazione in quanto, per lo meno per alcuni
fonti primarie, la loro disponibilità è maggiore nelle aree meridionali del paese. Questo è
certamente vero per l’energia solare e quindi per le sue applicazioni sia elettriche sia
termiche, ma anche le condizioni anemologiche favoriscono alcune zone del Sud.
1.2. Normativa di riferimento per le fonti di energia rinnovabile in Italia
Deliberazione CIP 14 novembre 1990, n° 34/1990
(GU 19 novembre 1990, n° 270) Modificazioni al provvedimento CIP n° 15 del 12
luglio 1989 concernente l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, da cogenerazione e
da altre fonti assimilate, i prezzi di cessione all’ENEL ed i contributi di incentivazione alla
nuova produzione.
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Legge 9 gennaio 1991 n° 9
(s.o. alla G.U. 16 giugno 1991, n° 13) Norme per l’attuazione del nuovo Piano
energetico nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e
geotermia, autoproduzione e disposizioni fiscali.
Legge 9 gennaio 1991, n° 10
(s.o. alla GU 16 gennaio 1991, n° 13) Norme per l’attuazione del Piano energetico
nazionale in materia di uso razionale dell’energia, di risparmio energetico e di sviluppo
delle fonti rinnovabili di energia.
Provvedimento n° 6/1992 CIP (Comitato Interministeriale dei Prezzi)
Prezzi dell’energia elettrica relativi a cessione, vettoriamento e produzione per conto
dell’ENEL, parametri relativi allo scambio e condizioni tecniche generali per l’assimilabilità
a fonte rinnovabile (G.U. n° 109 del 12 maggio 1992).
Decreto 4 agosto 1994
Modificazioni ed integrazioni al provvedimento CIP n° 6/1992 in materia di prezzi di
cessione dell’energia elettrica (G.U. n° 186 del 10 agosto 1994).
Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n° 79
Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno
dell’energia elettrica (c.d. Decreto Bersani).
Decreto 11 novembre 1999
Direttive per l’attuazione delle norme in materia di energia elettrica da fonti rinnovabili
di cui ai commi 1, 2 e 3 dell’articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n° 79 (c.d.
decreto Certificati Verdi).
Direttiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio
Direttiva Europea del 27 settembre 2001 sulla promozione dell’energia elettrica
prodotta da fonti energetiche rinnovabili.
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1.3. Normativa di riferimento nella Regione Calabria
Delibera della Giunta regionale n. 736 del 12 ottobre 2004
In attuazione della direttiva 85/337/CEE la Regione Calabria disciplina le procedure
di valutazione ambientale (VIA) con le norme con le quali vengono definite le procedure di
verifica (screening) e di valutazione di impatto ambientale.
Sono disciplinati il funzionamento dell’organo tecnico competente a svolgere nella
Regione Calabria le procedure di Valutazione di Impatto Ambientale, nonche’ la modalita’
di copertura dei costi relativi all’iter amministrativo di valutazione. Infine disciplina l’iter
amministrativo per l’applicazione delle procedure di verifica e valutazione, i contenuti degli
elaborati tecnici necessari all’espletamento delle procedure.
Delibera della Giunta regionale n. 832 del 15 novembre 2004
Il processo di autorizzazione per la localizzazione e l’esercizio di nuovi impianti eolici,
interventi di modifica, potenziamento, rifacimento totale o parzile e riattivazione e’
disciplinato da tale delibera in attuazione del Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre
2003; indica nel dettaglio, inoltre, gli elementi da approfondire nell’ambito del quadro
ambientale del SIA (Studio di Impatto Ambientale).
Delibera del Consiglio regionale n. 315 del 14 febbraio 2005
In questa delibera viene approvato il Piano Energetico Ambientale delle regione
Calabria.
Delibera della Giunta regionale n. 55 del 30 gennaio 2006
In ragione della necessita’ di disciplinare la localizzazione dei parchi eolici da
realizzarsi secondo i criteri di massima minimizzazione dell’impatto e con condizione di
ripristino dei luoghi a fine ciclo vitale viene approvato il documento contenuto nell’atto
allegato sotto la lettera A “L’eolico in Calabria: Indirizzi per l’inserimento degli impianti
eolici sul territorio regionale”.
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1.4. L’energia eolica
L’energia eolica è l’energia posseduta dal vento e trasformata in energia elettrica
tramite macchine generatrici chiamate aerogeneratori.
Esistono aerogeneratori diversi per forma e dimensione. Possono, infatti, avere
rotore composto da due a tre pale con diametri che variano da pochi metri ad oltre 80 m:
gli aerogeneratore con rotore di diametro superiore ad 80 m sono in grado di erogare una
potenza di 2÷3 MW, riuscendo a soddisfare il fabbisogno elettrico giornaliero di circa 1.000
famiglie.
Più aerogeneratori collegati insieme formano le wind-farm, “fattorie del vento”, che
sono delle vere e proprie centrali elettriche.
Nelle wind-farm la disposizione planimetrica degli aerogeneratore non e’ casuale:
infatti e’ fondamentale evitare indesiderati effetti scia dovuti alla presenza di piu’ macchine
lungo la direzione del vento. Per tale motivo esiste una complessa e rigida disciplina che
permette di disporre al meglio le macchine in un determinato sito per evitare che le
interferenze reciproche possano causare riduzioni di produzione.
Di regola gli aerogeneratori vengono disposti ad una distanza di almeno cinque
diametri del rotore tra le file parallele e tre diametri del rotore tra aerogeneratori della
stessa fila.
Nel caso di un aerogeneratore da 2÷3 MW, con diametro del rotore di 90÷100 m, si
preferisce tenere le macchina ad una distanza di 450÷500 m l’una dall’altra.
Per produrre energia elettrica in quantità sufficiente è necessario che il luogo dove si
installa l’aerogeneratore sia molto ventoso.
Per determinare l’energia eolica potenzialmente sfruttabile in una data zona bisogna
conoscere la conformazione del terreno e l’andamento nel tempo della direzione e della
velocità del vento.
La conformazione di un terreno influenza la velocità del vento. Infatti, il suo valore
dipende, oltre che dai parametri atmosferici, anche dalla regolarità del terreno e/o dalla
presenza di irregolarità morfologiche come rilievi, versanti, creste ecc.
Più un terreno è rugoso, cioè presenta variazioni brusche della pendenza, più il
flusso del vento sarà irregolare e non facilmente prevedibile.
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1.5. Le classi di rugosità
Per definire la conformazione di un terreno sono state individuate quattro classi di
rugosità:
Classe di rugosità 0: suolo piatto come il mare, la spiaggia e le distese nevose.
Classe di rugosità 1: suolo aperto come terreni non coltivati o a seminativo con
vegetazione bassa.
Classe di rugosità 2: aree agricole con rari edifici e pochi alberi.
Classe di rugosità 3: suolo rugoso in cui vi sono molte variazioni di pendenza del
terreno, boschi e edifici.
In generale la posizione ideale di un aerogeneratore è in un terreno appartenente ad
una classe di rugosità bassa e che presenta pendenze comprese tra i 5 e i 15 gradi.
1.6. Occupazione del territorio
Gli aerogeneratori e le opere a supporto (opere civili, elettriche e di viabilita’)
occupano solamente il 2-3% del territorio necessario per la costruzione di un impianto. È
importante notare che nelle wind-farm, a differenza delle centrali elettriche convenzionali,
la parte del territorio non occupata dalle macchine può essere impiegata per l’agricoltura,
la pastorizia e all’uso del suolo antecedente l’installazione del parco eolico.
1.7. Impatto visivo
Gli aerogeneratori per la loro configurazione sono visibili in ogni contesto ove
vengono inseriti.
Ma una attenta disposizione planimetrica che eviti il cosiddetto effetto “selva” ed una
scelta accurata dei colori dei componenti dell’aerogeneratore, per evitare che le parti
metalliche riflettano i raggi solari, consente di armonizzare la presenza degli impianti eolici
nel paesaggio ed in alcuni casi , come nelle ex aree industriali, apportare un miglioramento
all’impatto paesaggistico delle stesse.
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1.8. Rumore
Il rumore che emette un aerogeneratore viene causato dall’attrito delle pale con
l’aria. Questo rumore può essere smorzato migliorando sia l’inclinazione delle pale e la
loro conformazione.
1.9. Effetti su flora e fauna
I soli effetti riscontrati riguardano il possibile impatto dell’avifauna con il rotore delle
macchine. Il numero di esemplari interessati è limitato a poche unità e comunque inferiore
a quello dovuto al traffico automobilistico, ai tralicci della rete elettrica..
1.10. Interferenze sulle telecomunicazioni ed effetti elettromagnetici
Per evitare possibili interferenze sulle telecomunicazioni e la formazione di campi
elettromagnetici è sufficiente mantenere la distanza minima fra l’aerogeneratore e, ad
esempio, stazioni terminali di ponti radio, apparati di assistenza alla navigazione aerea e
televisori.
Per quanto riguarda gli effetti causati dalla presenza di campi elettrici ed
elettromagnetici, questi sono fortemente trascurabili e comunque contenuti ben al di sotto
di quanto fissato dalle normative vigenti.
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2. IL PARCO EOLICO “Isola di Capo Rizzuto - Santo Stefano ”
2.1. Descrizione dell’intervento
L’intervento di realizzazione del parco eolico prevede l’installazione di 16
aerogeneratori tipo Enercon E82 da 2MW per una potenza complessiva installata pari a 32
MW. L’allacciamento alla rete elettrica di Alta Tensione (AT) gia’ esistente avviene in
corrispondenza di una nuova stazione di smistamento ( nel seguito della relazione definita
come sottostazione) ubicata in loc. S.Anna nel Comune di Isola C.R..
Il progetto prevede l’installazione di 16 aerogeneratori, della sottostazione e di tutte
le opere accessorie e di servizio per la costruzione e gestione dell’impianto quali:
• Piazzole di montaggio e manutenzione per ogni singolo aerogeneratore,
• Viabilita’ interna di accesso alle singole piazzole sia per le fasi di cantiere che
per le fasi di manutenzione;
• Cavidotti MT interrati interni all’impianto per il convogliamento dell’energia
prodotta da ogni singolo aerogeneratore;
• Cavidotto di vettoriamento dell’energia prodotta dall’intero parco eolico alla
sottostazione.
2.2. Inquadramento geografico e territoriale
L’area interessata dall’intervento è cartograficamente inuadrata nel Foglio 577
sezione IV Isola di Capo Rizzuto serie 25 dei tipi IGM della Carta Topografica d’Italia alla
scala 1:25000. Tale aerea è situata all’interno del Comune di Isola di Capo Rizzuto (KR) e
comprende località S. Stefano. In riferimento agli assi ortogonali coincidenti con le
principali direzioni geografiche, i confini sono individuati dai seguenti toponomi:
• A nord “Rositello”;
• Ad est “Timpone Rosso”;
• A sud “Manche del Pirano e Manche Longhe;
• Ad ovest “Fronte di Corvino”.
Nelle vicinanze della delimitazione descritta, precisamente in direzione sud-ovest è
posizionato l’abitato della frazione S.Leonardo di Cutro del Comune di Cutro (KR); in
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direzione sud l’abitato della frazione Le Castella del comune di Isola di Capo Rizzuto (KR);
ad est l’abitato del comune di Isola di Capo Rizzuto.
L’area interessata si estende per circa 216 Ha ad un’altitudine media di 165 m s.l.m.
presenta una struttura orografica pianeggiante
All’interno del sito ricadono pochi insediamenti abitativi prevalentemente di tipo
agricolo e l’area è facilmente raggiungibile attraverso viabilità esistente a medio traffico.
Gli aerogeneratori sono stati posizionati nelle aree prescelte tenendo conto,
principalmente, delle condizioni di ventosità dell’area (direzione, intensità) e della natura
geologica del terreno oltre che del suo andamento plani altimetrico.
Il territorio è classificato, nel Piano di Fabbricazione del Comune di Isola di Capo
Rizzuto, come terreno agricolo prevalentemente ad uso seminativo.
2.3. Iter autorizzativo
L’iter autorizzativo del parco eolico Marcedusa sara’ quello previsto dalla normativa
nazionale e regionale vigente in materia del progetto.
La procedura di Valutazione di Impatto Ambientale seguira’ quanto indicato dal
D.P.R. 12 aprile 1996, dalla Delibera della Giunta regionale n. 736 del 12 ottobre 2004 e
successive modifiche ed integrazioni. In particolare essendo il progetto assoggettato alla
procedura di verifica ai sensi dell’art.10 del citato D.P.R. 12 aprile 1996, la societa’
proponente presentera’ all’Autorita’ competente domanda di “screening” allegando il
progetto preliminare e la relazione relativa all’individuazione e valutazione degli impatti
ambientali del progetto.
La procedura di Autorizzazione Unica seguira’ quanto indicato nel D.Lgs. 29
dicemnbre 2003 n. 387 e dalla Delibera della Giunta regionale n. 832 del 15 novembre
2004. In particolare la Tess energia S.r.l. presenterà all’Autorità’ competente la domanda
di autorizzazione unica trasmettendo il progetto definitivo del parco eolico, tutta la
documentazione tecnica del gestore delle rete (TERNA S.p.a) con indicazione del punto di
connessione e delle modalita’ di allaccio e procedera’ con la richiesta di pareri e nulla osta
agli Enti qualora sull’area oggetto dell’intervento gravino i vincoli di competenza.
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L’iter autorizzativo si concludera’ con la Conferenza dei Servizi, conferenza per
l’acquisizione di tutte le intese, le concessioni, le autorizzazioni, le licenze, i pareri, i nulla
osta e gli assensi comunque necessari per la realizzazione del progetto in base alla
normativa vigente. Durante tale conferenza tutte le amministrazioni ed enti convocati
esprimeranno in modo vincolante la volonta’ su tutte le decisioni di competenza della
stessa.
2.4. Studio anemologico
Lo studio anemologico e’ stato eseguito utilizzando i dati raccolti da stazione
anemometrica posizionata in prossimita’ del sito e correlando tali dati con le informazioni in
possesso della societa’ proponente. Dalla mappa della producibilità energetica specifica,
elaborata dal CESI congiuntamente all’Università di Genova per l’area d’interesse, ed
attraverso uno studio anemologico svolto correlando dati desunti da rilevamenti puntuali in
prossimità delle aree di interesse si ricava un valore di 1.797 MWh per ogni MW installato.
2.5. Potenza installata
La potenza totale del parco eolico prevista dal progetto è di 32 MW e sarà prodotta
con la installazione di n° 16 aerogeneratori della potenza unitaria di 2 MW, per una
produzione stimata (secondo le tabelle di potenza delle macchine prescelte e dei dati del
vento) di almeno 57.504 MWh/anno.
2.6. Producibilità
Dalla mappa della producibilità energetica specifica elaborata dal CESI
congiuntamente all’Università di Genova per l’area d’interesse ed attraverso uno studio
anemometrico svolto correlando dati desunti da rilevamenti puntuali in prossimità delle
aree di interesse si ricava un valore di 1.797 MWh per ogni MW installato per cui,
moltiplicando questo valore per la potenza installata, si ottiene un valore dell’energia
annua prodotta pari a:
EAP = P x Na = 1.797 x 50= 57.504 MWh
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Dove:
EAP = Energia Annuale Prodotta;
P = Producibilità specifica in MWh/MW;
Na = Totale MW istallati;
2.7. Accessibilità al sito
L’accessibilita’ al sito non presenta difficolta’ significative’. E’ possibile raggiungere il
parco eolico e le sue aree di cantiere con il seguente percorso:
• L’accessibilita’ al sito si sviluppa in direzione della SS106 “Jonica” e lungo la
SP 43 in direzione di Cutro.
Non sono previsti adeguamenti o grossi interventi sulle strade in quanto, le stesse,
sono adeguate al trasporto dei componenti degli aerogeneratori.
2.8. Viabilità interna
La viabilità interna al sito, tranne per piccoli tratti, corrisponderà con quella esistente
(strade provinciali, comunali e rurali) idonea per il trasporto dei componenti degli
aerogeneratori. Verranno realizzati brevi tratti per il raggiungimento delle piazzole di
montaggio degli aerogeneratori in modo poco invasivo e con l’utilizzo di materiale inerte.
2.9. Vincoli e disposizioni legislative
Lo strumento Urbanistico vigente nel Comune di Isola di Capo Rizzuto è il Piano di
Fabbricazione nel quale l’area interessata dal progetto è classificata come zona per attività
agricola.
La scelta delle aree idonee all’installazione del parco eolico e’ avvenuta attraverso
l’individuazione dei seguenti criteri territoriali e dall’esclusione delle aree interessate dai
seguenti vincoli ai sensi dell “Allegato A-Indirizzi per l’inserimento degli impianti eolici sul
territorio regionale” contenuto nella DGR n. 55 del 30 gennaio 2006:
1. Piano di Assetto Idrogeologico della Regione Calabria DGR n.115 del 28 dicembre
2001 con indicazione delle aree non idonee e le aree di attenzione;
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2. Aree comprese tra quelle di cui alla Legge 365/2000 (decreto Soverato);
3. Zone A, B, C, D di Parchi Nazionali e Regionali individuate dagli strumenti di
pianificazione vigenti, ovvero nelle more di definizione di tali strumenti, Zona 1 e
Zona 2 cosi’ come indicato nelle leggi istitutive delle stesse aree protette;
4. Aree afferenti alla Rete Natura 2000 come di seguito elencate:
• Proposte di Siti di Interesse Comunitario (pSIC), comprensive di una fascia
di rispetto di almeno 0.5 km;
• Siti di Importanza Nazionale (SIN), comprensive di una fascia di rispetto di
almeno 0.5 km;
• Siti di Importanza Regionale (SIR), comprensive di una fascia di rispetto di
almeno 0.5 km;
5. Zone Umide individuate ai sensi della Convenzione Internazionale di Ramsar;
6. Riserve statali o regionali e oasi naturalistiche comprensive di una fascia di rispetto
di almeno 0.5 km;
7. Aree Archeologiche e Complessi Monumentali individuate ai sensi dell’art. 101 del
D.Lgs 22 gennaio 2004, n. 42 comprensive di una fascia di rispetto di almeno 0.5
km;
8. Zone di Protezione Speciale (ZPS);
9. Aree prossime alla Rete Natura 2000;
10. Ambiti territoriali non compresi in ZPS (Zone Protezione Speciale), come valichi,
gole montane, estuari e zone umide interessati dalla migrazione primaverile e
autunnale di specie veleggiatrici nonche’ dalla presenza, nidificazione,
svernamento e alimentazione di specie di fauna e delle specie inserite nell’art.2
della L. 157/92 comma b) le cui popolazioni potrebbero essere comprese dalla
localizzazione degli impianti;
11. Aree con presenza di alberi ad alto fusto e siti con presenza di specie di flora
considerate minacciate secondo i criteri IUCN (Unione Mondiale per la
Conservazione della Natura) inserite nella Lista Rossa nazionale e regionale che
potrebbero essere compromesse dalla localizzazione degli impianti;
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12. Aree interessate dalla presenza di Monumenti naturali regionali ai sensi della L.R.
10/2003 per un raggio di 2 km;
13. Corsi d’acqua afferenti al reticolo idrografico regionale, ivi comprese le sponde per
una fascia di rispetto di 150 ml;
14. Corridoi di connessione ecologica della Rete Ecologica Regionale;
15. Aree riconducibili a istituende aree protette ai sensi della L.R. n. 10/2003
individuabili sulla base di atti formalmente espressi dalle amministrazioni
interessate;
Per definizioni più dettagliate relative agli strumenti pianificatori territoriali e di settore
si rimanda alla Relazione di Prefattibilità ambientale.
2.10. Interferenze e compatibilità antropiche e ambientali
Per la realizzazione dell’impianto in progetto non si prevedono particolari interferenze
con l’utilizzo antropico del luogo né tanto meno rilevanti interferenze di tipo ambientale.
Ad ogni buon conto si rimanda alla Relazione di Prefattibilità ambientale che descrive
gli impatti ambientale dell’opera.
2.11. Criteri progettuali
I criteri che hanno guidato l’analisi progettuale sono stati relativi al minimo disturbo
ambientale dell’opera e si distinguono in:
• Criteri di localizzazione;
• Criteri strutturali.
I Criteri di localizzazione del sito hanno guidato la scelta tra varie aree disponibili in
località diverse del comune e le componenti che hanno influito maggiormente sulla scelta
effettuata sono stati:
17

• disponibilità di territorio a basso valore relativo alla destinazione d’uso
rispetto agli strumenti pianificatori vigenti;
• basso impatto visivo;
• esclusione di aree di elevato pregio naturalistico, ad esempio aree protette
nazionali e regionali, SIC ecc. o aree importanti per l’avifauna (ZPS, IBA
ecc.);
• viabilità opportunamente sviluppata in modo da ridurre al minimo gli
interventi su di essa;
• vicinanza di linee elettriche per ridurre al minimo le esigenze di
realizzazione di elettrodotti;
• esclusione di aree vincolate da strumenti pianificatori territoriali o di settore
ad esempio Piano stralcio di Assetto Idrogeologico;
I Criteri strutturali che hanno condotto all’ottimizzazione della disposizione delle
macchine, delle opere e degli impianti al fine di ottenere la migliore resa energetica
compatibilmente con il minimo disturbo ambientale sono stati:
• Disposizione degli aerogeneratori in prossimità di tracciati stradali già
esistenti che richiedono interventi minimi o nulli, al fine di evitare in parte o
del tutto l’apertura di nuove strade;
• Scelta dei punti di collocazione per le macchine, gli impianti e le opere civili
in aree non coperte da vegetazione o dove essa è più rada o meno
pregiata;
• Distanza dai fabbricati maggiore di 500 m per quelli abitati stabilmente;
• Condizioni morfologiche favorevoli per minimizzare gli interventi sul suolo,
escludendo le pendenze elevate; tenendo un franco da scarpate ed impluvi,
tutte situazioni peraltro dove potrebbero verificarsi fenomeni di dissesto;
• Soluzioni progettuali a basso impatto quali sezioni stradali realizzate in
massicciata tipo con finitura in ghiaietto stabilizzato;
• Percorso per le vie cavo interrato adiacente al tracciato della viabilità interna
18

per esigenze di minor disturbo ambientale.
3. DESCRIZIONE TECNICA E SPECIFICHE DEGLI AEROGENERATORI E - 82
La presente documentazione comprende la descrizione tecnica e le specifiche
dell’impianto eolico E-82.
Particolarmente adatto a velocità medie del vento, questo tipo di impianto è
caratterizzato da un rotore di grande diametro (82 m) e un’altezza del mozzo di 138 m e
ciò gli consente di avere, nella classe dei 2 MW, un rendimento ottimale anche nelle zone
interne.
Nella tabella qui di seguito riportata, sono riassunti i principali dati tecnici degli
aerogeneratori che saranno installati nell’area di intervento.
Tabella 3.1 – Dati tecnici degli aerogeneratori E – 82
Potenza nominale 2000 kW
Diametro del rotore 82 m
Altezza del mozzo 70-138 m
Classe di vento IEC/NVN II
Concetto della turbina
Rotore
Senza moltiplicatore di giri, numero di giri variabile, angolo delle
pale a regolazione individuale
Tipo Rotore sopravento con regolazione attiva delle pale
Direzione di rotazione Senso orario
Numero delle pale 3
Area descritta 5.281 m 2
Materiale delle pale Fibra di vetro (resina epossidica); sistema parafulmini integrato
Velocità di rotazione Variabile, 6 –19,5 giri al minuto (rpm)
Sistema di regolazione delle pale ENERCON, un sistema di
Sistema di regolazione delle
Azionamento con generatore
regolazione indipendente per ogni pala con alimentazione di
emergenza
Mozzo Rigido
Cuscinetto principale
Cuscinetto a rulli conici in doppia fila/
cuscinetto a rulli cilindrici ad una fila
Generatore Generatore ad anello ENERCON a trasmissione diretta
Immissione in rete Invertitore ENERCON
– 3 sistemi di regolazione delle pale indipendenti con
alimentazione di emergenza
Sistemi frenanti
– Freno di tenuta rotore
– Blocco rotore
Yaw control Attivo con azionatore, ammortizzazione dipendente dal carico
Velocità del vento di fermo 28 – 34 m/s (con storm control ENERCON)
Controllo a distanza ENERCON SCADA
19

3.1. POTENZA DEGLI AEROGENERATORI
Per la misurazione delle curve di potenza secondo le norme vigenti, non vengono
considerati alcuni parametri dipendenti dal sito, come per esempio le intensità delle
turbolenze. Questo porta a diversi risultati di misurazione per lo stesso tipo di
aerogeneratore in diversi siti. Anche paragoni tra diversi tipi di aerogeneratori con curve di
potenza misurate, senza considerazione di tutti i parametri di misurazione, non sono chiari.
Per questo motivo, per determinare il rendimento energetico previsto degli
aerogeneratori, non si utilizzano curve di potenza misurate, ma calcolate.
Tali curve sono basate su:
• diverse misurazioni di curve di potenza per il relativo tipo di aerogeneratore da istituti
accreditati con certificazione di queste misurazioni nei rispettivi certificati delle curve
di potenza; oppure su risultati di altri tipi di aerogeneratori, in caso che le misurazioni
ancora non siano iniziate o ancora non siano terminate;
• un’intensità media delle turbolenze del 12%;
• una densità standard dell’aria di 1,225 kg/m 3 ;
• supposizioni realistiche per il comportamento dell’anemometro;
• funzionamento degli aerogeneratori con lo storm control, che consente un
funzionamento dell’aerogeneratore senza spegnimento in caso di elevata velocità del
vento.
La curva di potenza dell’aerogeneratore deriva quindi da un calcolo altamente
attendibile e realistico dei rendimenti energetici prevedibili secondo le condizioni del vento
sul relativo sito.
20

Figura 3.1 - Curva di potenza dell’aerogeneratore E – 82
21

Tabella 3.2– Curva di potenza dell’aerogeneratore E - 82
Vento [m/s] Potenza P [kW] Coefficiente di potenza Cp
1 0,0 0,00
2 3,0 0,12
3 25,0 0,29
4 82,0 0,40
5 174,0 0,43
6 321,0 0,46
7 532,0 0,48
8 815,0 0,49
9 1.180,0 0,50
10 1.612,0 0,50
11 1.890,0 0,44
12 2.000,0 0,36
13 2.050,0 0,29
14 2.050,0 0,23
15 2.050,0 0,19
16 2.050,0 0,15
17 2.050,0 0,13
18 2.050,0 0,11
19 2.050,0 0,09
20 2.050,0 0,08
21 2.050,0 0,07
22 2.050,0 0,06
23 2.050,0 0,05
24 2.050,0 0,05
25 2.050,0 0,04
22

3.2. FUNZIONE STORM CONTROL
Gli aerogeneratori scelti per la realizzazione del campo eolico nel comune di Isola Capo
Rizzuto funzionano con una speciale opzione di storm control. Questa permette un
funzionamento regolato dell’aerogeneratore con elevate velocità del vento senza le solite
procedure di arresto, che causano perdite di rendimento consistenti.
3.3. Curva di potenza senza lo storm control
Dalla figura seguente si evince che l’aerogeneratore si ferma a una velocità del vento di
spegnimento V3 definita. La causa è il superamento di una velocità massima del vento
impostata. Negli aerogeneratori senza storm control questo succede per esempio ad una
velocità di 25 m/s nella media di 20 sec. La turbina riparte solo quando la velocità media
del vento scende al di sotto della velocità del vento di spegnimento o eventualmente ad
una velocità di riavvio ancora più bassa (nel grafico V4, isteresi di vento forte). Con vento a
raffiche ciò può durare più a lungo, per cui possono verificarsi notevoli perdite di redditività.
Figura 3.2 - Curva di potenza di un impianto di energia eolica senza funzione storm control
23

3.4. Curva di potenza con lo storm control
Il grafico con le curve di potenza con lo storm control (Figura 3.3) mostra che
l’aerogeneratore non si spegne automaticamente quando si supera una determinata
velocità del vento VTempesta, ma semplicemente limita la potenza, riducendo il numero di giri.
Ciò avviene mettendo leggermente le pale fuori dal vento. Al ridursi della velocità del
vento, le pale variano la loro inclinazione di nuovo verso il vento e l’impianto comincia
subito a funzionare con la massima redditività. Così non si ha diminuzione di redditività
dovuta alle procedure di spegnimento e di riattivazione.
Figura 3.3- Curva di potenza di un impianto di energia eolica con funzione storm control
24

3.5. DIMENSIONE DEGLI AEROGENERATORI E MATERIALI DA COSTRUZIONE
Nella figura seguente sono illustrate le principali altezze dal suolo degli aerogeneratori in
esame, ossia:
‐ altezza della torre = 97,10 m
‐ altezza del mozzo = 98,38 m
‐ altezza complessiva dell’impianto = 139,38 m.
Inoltre, il diametro della torre in corrispondenza della base è pari a 7,50 m e va via via
riducendosi all’aumentare dell’altezza della torre, fino a raggiungere il valore di 2 m in
corrispondenza del mozzo.
Nella medesima figura, con FOK è indicata la sommità della fondazione e con GOK il
piano campagna: la distanza tra essi è pari a 0,20 m.
Sono infine segnate le strisce opzionali, per tale tipo di aerogeneratore, da
evidenziare sia sulle pale che sulla struttura della torre. Nel nostro caso, l’impianto è
interamente bianco, ad eccezione del tratto di torre più prossimo al suolo, che risulta
invece di colore verde per meglio inserirlo nel contesto paesaggistico del sito (cfr. Errore.
L'origine riferimento non è stata trovata.).
25

Nelle tabelle che seguono, sono riportate le caratteristiche dimensionali dell’impianto
eolico scelto, insieme ai materiali da costruzione impiegati. Per altezze al mozzo elevate
(come nel caso in esame), la soluzione economicamente più vantaggiosa è rappresentata
dalle torri ibride, con una costruzione in cemento armato e un segmento in tubo di acciaio.
27

Tabella 3.3– Caratteristiche dimensionali dell’impianto eolico proposto
Altezza totale dal suolo 139,38 m
Altezza del mozzo dal piano campagna 98,38 m
Altezza della torre dal limite superiore della
fondazione
28
97,10 m
Progetto Torre in acciaio e cemento prefabbricato
Classe di vento (DIBt) DIBt III
Classe di potenza (IEC 61400 – 1/NVN 11400 – 0) IEC II A
Numero di sezioni
2 in acciaio
18 in cemento armato
Tabella 3.4– Caratteristiche geometriche dell’impianto eolico proposto per sezioni di riferimento
Lunghezza
Diametro
superiore
Diametro inferiore Peso
m m m to
Sezione 1 25,232 2,00/2,213 2,91 Ca 38
Sezione 2 3 2,91 3,019 Ca 16
Sezioni in
cemento armato
Peso totale della
torre
18x3,826 3,019 7,50 Ca 727
Ca 781

3.6. FONDAZIONI
La forma e le dimensioni delle fondamenta degli impianti di energia eolica dipendono
principalmente dalle caratteristiche del terreno del sito, per questo è necessario che le
condizioni del terreno siano controllate in più punti da periti qualificati e tramite perforazioni
di controllo.
Le fondamenta devono essere dimensionate in modo da non superare i limiti
massimi di pressione consentiti sul terreno e in modo tale che i carichi derivanti dal
funzionamento dell’impianto e da sollecitazioni estreme possano essere dispersi nel
terreno.
In caso di condizioni del terreno sfavorevoli, potrebbe essere necessario un cambio
del terreno presente nel luogo, rimovendo gli strati più deboli e sostituendoli con materiale
pressato, allo scopo di consentire trasmissioni al terreno di pressioni maggiori.
Oltre al rispetto del carico, è necessario che le fondamenta assicurino un
posizionamento sicuro dell’impianto e che il sistema di fondamenta e terreno raggiunga
una speciale resistenza di serraggio.
Nel caso in esame, si è resa necessaria l’esecuzione di fondamenta basate su pali
che penetrano in profondità per una lunghezza dipendente dalla qualità del terreno. Con la
realizzazione di questa struttura, si ottiene che alle teste dei pali siano trasmessi i carichi
che scaturiscono dal funzionamento dell’impianto.
29

3.7. Geometria della fondazione
Nella Errore. L'origine riferimento non è stata trovata. è riportata la geometria della
fondazione dell’impianto eolico, le cui caratteristiche dimensionali e i materiali da
costruzione sono riassunti nella Tabella 3.5.
30

Tabella 3.5 – Caratteristiche dimensionali e materiali da costruzione
Diametro esterno da 16,40 m
Diametro interno di 7,70 m
Diametro esterno della base dsoa 9,50 m
Diametro interno della base dsoi 5,60 m
Diametro dell’anello dei pali di
fondazione
31
dp 15,60 m
Altezza della fondazione hges 3,20 m
Distanza tra la sommità della
fondazione – piano campagna
hGOK
0,20 m
Tipo di cemento e quantità C 30/37 466 m 3
Tipo di acciaio del cemento armato e
peso
3.8. Carichi alla base della fondazione
BSt 500 S (A) 42,3 t
Si considerano compresi il peso della fondazione γ = 25 kN/m 3 e il peso del suolo γ = 18
kN/m 3 . Tutti i carichi sono con coefficiente di sicurezza parziale gF = 1,0
Tabella 3.6– Caratteristiche dei carichi alla base della fondazione del palo
γaero/γmasse Fxy [kN] Fz [kN] Mxy [kNm] Mz [kNm]
1.00/1.00
senza spinta
idrostatica
1.00/1.00
con spinta
idrostatica
1.10/1.35
senza spinta
idrostatica
1.10/1.00
con spinta
idrostatica
910 22231 78788 2140
910 15999 78788 2140
1000 29917 86700 2350
1000 15999 86700 2350

3.9. Geometria del palo di fondazione
Le caratteristiche del palo di fondazione utilizzato sono riportate nella Tabella 3.7.
Tabella 3.7 – Caratteristiche geometriche del palo di fondazione
Totale
Lunghezza dei pali 16,00 m
Numero di pali Inclinazione dei pali
24 4:1 verso l’esterno
12 10:1 verso l’interno
Sezione trasversale del palo quadrata 45 cm/45 cm
I pali di fondazione devono incastrarsi in terreno migliore per un tratto di 5 m. Per il sistema
complessivo costituito dalla torre eolica e dalla fondazione (inclusi i pali), il valore minimo
della rigidezza elastica di oscillazione per il serraggio tra fondazione e suolo, deve essere
pari a kf,dyn = 100000 MNm/rad (parametro dinamico del suolo), mentre kf,stat= 25000
MNm/rad (parametro statico del suolo).
L’inclinazione massima ammissibile dovuta a cedimenti di assestamento del suolo di
fondazione in 20 anni e in relazione al diametro dell’anello dei pali di fondazione è:
Δs ≤ 40 mm
32

3.10. Carichi del palo di fondazione per i calcoli geotecnici
I carichi del palo di fondazione da utilizzare per i calcoli geotecnici sono riportati nella
Tabella 3.8.
Tabella 3.8– Carichi del palo di fondazione da utilizzare per i calcoli geotecnici
Massimo sforzo di compressione -1451 kN
Massimo sforzo di trazione 357 kN
Tutti i carichi sono con un coefficiente di sicurezza parziale γF = 1,0
3.11. Carichi per il dimensionamento dello sforzo interno ai pali
I carichi per il dimensionamento dello sforzo interno ai pali sono riportati nella Tabella 3.9.
Tabella 3.9– Carichi per il dimensionamento dello sforzo interno ai pali
Massimo sforzo di
compressione
(alla sommità del palo)
Massimo sforzo di
trazione
(alla sommità del palo)
-1780 kN
465 kN
Tutti i carichi sono con coefficienti di sicurezza parziali
33
Momento di serraggio in
corrispondenza del piano di posa
Massimo momento al centro del
palo
50,0 kNm
35,0 kNm
A seconda della profondità, per il palo di fondazione devono considerarsi i moduli riportati
nella .Tabella 3.10.
Tabella 3.10– Moduli di elasticità considerati
Profondità (m) Es,stat (MN/m 2 ) Es,din (MN/m 2 )
0,00 – 4,50 0,0 0,0
4,50 – 7,50 1,0 4,0
7,50 – 10,50 2,0 8,0
10,50 – 16,00 4,0 16,0

4. VIA DI ACCESSO E PIAZZOLA PER LE TORRI IN CEMENTO DA 97 M (E -
82)
4.1. Montaggio della torre e dell’aerogeneratore
L’installazione della torre e dell’aerogeneratore prevede tre fasi di lavoro:
1. Fase 1. Premontaggio, sulla superficie indicata nella Figura 4.11, delle primi parti
della torre prefabbricata consegnate a semi-guscio con seguente montaggio sulle
fondazioni. La torre prefabbricata in cemento di 97,00 m consiste in 8 segmenti a
semi-guscio.
2. Fase 2. Montaggio dei rimanenti elementi di un solo pezzo della torre prefabbricata
in cemento.
3. Fase 3.Completamento della torre con il montaggio della sezione superiore in
acciaio, parziale premontaggio dei componenti consegnati dell’aerogeneratore e
successivo montaggio dell’aerogeneratore.
4.2. Aspetti tecnici della gru
−
− Specifiche tecniche della gru
Per le suddette fasi di lavoro, è necessaria una gru con le caratteristiche di cui alla Tabella
4.1.
Tabella 4.1– Caratteristiche della gru
− Base di appoggio e sbraccio forzato
La base di appoggio definisce la distanza dei quattro cilindri d’appoggio singoli al
quadrato (espressa in metri).
34

Lo sbraccio forzato definisce la distanza minima del gancio della gru rispetto alla
piattaforma girevole della gru.
Esempio: in caso di sbraccio forzato di 34,00 m, la distanza della ralla dal centro della
fondazione è di almeno 34,00 m (v. 2.7.8).
− Montaggio della gru a traliccio
Prevede le seguenti fasi di lavoro:
− arrivo della gru
− orientamento della gru verso il punto centrale dell’impianto (tenendo conto dello
sbraccio forzato)
− arrivo di circa 30 camion per la consegna degli accessori della gru
− stabilizzazione della gru nell’area destinata alla gru, utilizzando piastre di ripartizione
del carico
− montaggio dei bracci.
− Montaggio dei bracci
Il braccio (traliccio) viene montato partendo dai singoli componenti su una lunghezza di
130,00 m con l'aiuto di una gru ausiliaria e poi innalzato. Per tale operazione la gru
ausiliaria andrà posizionata lateralmente rispetto al braccio della gru principale.
Per poter montare le singole parti del braccio, per la gru ausiliaria è necessaria una
strada asfaltata. Pertanto si utilizzerà la strada di accesso all’aerogeneratore esistente. Le
strade di accesso esistenti risultano idonee a tale scopo.
4.3. Vie di accesso
Strade, ponti e vie di accesso devono essere realizzati in modo da risultare transitabili da
parte di mezzi adibiti al trasporto di merci pesanti con un carico massimo per asse di 12 t
ed un peso totale massimo di 120 t.
35

Figura 4.1– Esempio per la costruzione di vie di accesso
Tabella 4.2 – Requisiti minimi per le vie di accesso
36

La struttura sopra riportata è solo un esempio di fondo con una portata media. In presenza
di un sottofondo molle (terreno paludoso, ecc.) possono essere necessari uno sterro
maggiore nonché il ricorso a geogriglie e ghiaia.
Figura 4.2– Sagoma limite dei trasporti
37

4.4. Portata delle vie di accesso
Nei terreni coerenti è raccomandabile l’uso di un geotessile o di una geogriglia per ottenere una
migliore distribuzione del carico sul sottofondo delle vie di accesso. Si incrementa così anche la
durata e la resistenza delle vie di accesso. Durante la fase di montaggio devono essere effettuate
prove di pressione delle piastre di carico per poter certificare la portata richiesta.
Tabella 4.3– Parametri geotecnici
4.5. Principi fondamentali nella costruzione delle vie di accesso
− Larghezza utile del piano stradale di 4,00 m
− Assorbimento di un carico assiale fino a 12 t
− Assorbimento di un peso totale fino a 120 t
− Larghezza del piano stradale in curva di 5,50 m
− Nessun ostacolo all’interno / esterno della curva
− Larghezza libera di 5,50 m
− Altezza libera di 4,60 m
− Verifica della portata dei ponti
− Verifica della portata di passaggi e intubamenti
− Verifica delle distanze rispetto a fossi, avvallamenti e corsi d’acqua
− Verifica delle distanze rispetto ai cavi ad alta tensione, cavi elettrici e telefonici
nonché
− Controllo di pendenze in salita e discesa.
38

4.6. Raggi di curvature
− Requisiti minimi per incroci e curve
Rispetto all’incrocio, nella curva è necessario un grado di rinforzo minore, in quanto
viene meno il riempimento nell’angolo.
Incrocio. Negli incroci esistenti si deve scegliere la soluzione costruttiva raffigurata per gli
incroci. L’area punteggiata deve essere stabile; in caso contrario, occorre rinforzarla. Le
superfici ombreggiate devono essere libere da ostacoli, in quanto queste aree vengono
ricoperte dal carico dei trasporti (le pale del rotore vengono per esempio trasportate con
uno sbalzo di 7,00 m sulla parte posteriore del mezzo).
Curva. Nelle vie di accesso da costruire, all’interno delle curve occorre scegliere la
soluzione costruttiva raffigurata per le curve. Le aree ombreggiate devono essere libere da
ostacoli, poiché queste aree vengono ricoperte dal carico dei trasporti.
− Raggi di curvatura < 90 gradi
Per le curve con angolo < 90 gradi, occorre assicurarsi che il gomito si sposti verso
l’esterno e che l’area della larghezza necessaria di 5,50 m del piano (v. marcatura). Anche
39

qui nell’area interna ed esterna della curve le superfici vengono ricoperte (vedi “Requisiti
minimi per incroci e curve”).
Figura 4.3– Fascia di ingombro dei mezzi in manovra in curve al variare dell’angolo
40

− Tenuta di strada dei veicoli in curva
Di seguito viene rappresentata, a titolo di esempio, la percorrenza in curva di un trasporto di pale.
Figura 4.4– Ingombro dinamico di un mezzo in curva con carico di pale
41

4.7. Trasporto e logistica
− Principi fondamentali per i trasporti
Essenzialmente i mezzi di trasporto non devono superare un carico massimo per
asse pari a 10 t. Un trasporto con un peso effettivo totale di 100 t ha quindi almeno 10
assi.
Nei cantieri vengono utilizzati i seguenti veicoli:
− autocarri a caricamento verticale
− automezzi a rimorchio ribassato
− rimorchi
− semirimorchi e
− veicoli di adattamento.
I veicoli sono parzialmente variabili in lunghezza e in larghezza e possono essere
fatti rientrare di alcuni metri, una volta scaricati.
42

Figura 4.5- Camion a ponte - sezione di torre prefabbricata in cemento
Figura 4.6- Rimorchio / semirimorchio - sezione in acciaio
Figura 4.7 - Semirimorchio estraibile – componenti della gondola
Figura 4.8 - Rimorchio ribassato – mozzo
43

Figura 4.9- Semirimorchio a 8 assi – generatore
Figura 4.10- Rimorchio - pala rotore
44

4.8. Piazzola per la gru
− Requisiti minimi per la piazzola
La piazzola è la garanzia per uno svolgimento impeccabile e sicuro della fase di installazione.
Occorre realizzare una superficie piana a grana grossa con uno strato di copertura composto
da una miscela di materiale riciclato o di minerali, con uno spessore della grana di 0 - 32 mm.
L’altezza della piazzola dovrebbe superare il bordo superiore del terreno per garantire lo
scorrimento dell’acqua di superficie.
Durante la fase di montaggio devono essere effettuate prove di pressione delle piastre di
carico per poter certificare la portata richiesta.
Le gru da impiegare devono avere una pressione di appoggio di max. 200 t e vengono
scaricate sulla piazzola attraverso le piastre di ripartizione del carico. Le pressioni possono qui agire
sulla piazzola fino ad un max. di 18,50 t/m 2 , la pressione sulla superficie ammonta quindi ad un
max. di 185 kN/m 2 .
La piazzola deve essere, quindi, dimensionata in modo da poter eseguire in modo ottimale
tutti i lavori necessari per l’installazione dell’aerogeneratore, inclusa la torre.
L’esecuzione illustrata nel paragrafo successivo rappresenta uno standard. Potrà essere
adattata alle caratteristiche locali.
Come limite superiore della piazzola gru a seconda della fondazione è determinante il relativo
bordo esterno delle fondazioni. La superficie di premontaggio può essere disposta a sinistra o a
destra della piazzola gru, ma la strada di accesso si deve trovare sempre al lato della piazzola al
quale confina la superficie di premontaggio.
Per garantire un’eventuale sostituzione dei componenti che si trovano nella torre e per evitare
la penetrazione di sporco nell’impianto, dopo il riempimento della fondazione, occorre realizzare
una superficie fissa, larga 6,00 m, fra la piazzola e la torre.
Durante i lavori di costruzione della fondazione, la piazzola serve soprattutto come area di
deposito per materiali (es. acciaio per armature) e macchine.
Il materiale di sterro prodotto in eccesso nella fase di costruzione dovrà essere sempre
stoccato dietro la fondazione (v. paragrafo successivo).
La superficie di premontaggio può essere rimossa alla fine di tutti i lavori.
45

− Individuazione dell’area destinata alla gru
Figura 4.11– Individuazione dell’area destinata alla gru
46

4.9. Protezione antifulmine
Gli aerogeneratori attraggono fortemente i fulmini. Per questo motivo sono dotate di
sistemi antifulmine tali da scaricare a terra l’energia trasmessa dalla scarica atmosferica,
senza danneggiare le opere elettriche e le turbine stesse. La protezione antifulmine e dalla
sovratensione atmosferica della turbina eolica sarà progettata conformemente alla IEC
61024 e alla DIN VDE 0185.
47

4. OPERE ELETTRICHE
4.1. Opere elettriche
Le opere elettriche comprendono:
• Cavidotti in MT interni al parco;
• Cavidotto di vettoriamento MT dal parco eolico alla sottostazione AT/MT;
4.2.1. Cavidotti in MT interni al parco
Il collegamento dei singoli generatori alla cabina di interfacciamento con l’ente
distributore, avverrà con cavi interrati al fine di ridurre al minimo l’impatto ambientale. Sono
stati preferiti, laddove possibile, percorsi su strada comunale o provinciale per limitare gli
espropri. La tipologia di posa, differente da caso a caso in quanto dipenderà dal numero di
cavi da interrare, comunque garantirà dei requisiti minimi, pertanto, la profondità di
interramento dei cavidotti non dovrà essere inferiore a mt. 1.
I cavidotti dovranno essere distanziati in tutte le direzioni di almeno cm 25. Sul fondo
scavo sarà posato un letto di sabbia di spessore medio pari a mt. 1 e su questo i cavidotti.
Eventuali altri cavidotti potranno essere posati al disopra ad una distanza non inferiore a
cm 25 realizzata sempre con sabbia. Il tutto sarà ricoperto con della sabbia e del materiale
inerte. La presenza dei cavidotti sarà indicata con una bandella di segnalazione. Primo del
ripristino dello scavo con tappetino e binder sarà realizzato un massetto in cls dello
spessore non inferiore a m. 0,3.
Il dimensionamento preliminare è stato effettuato ai sensi delle normative di settore
in vigore ai ‘Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete AT di Enel
distribuzione’ ed in particolare ai sensi delle norme: CEI 11-17 impianti di produzione,
trasmissione e distribuzione di energia elettrica – linee in cavo. Nel dimensionamento si è
fatto riferimento a cavi del tipo NA2XS2Y V – 18/30 kV.
Analogamente sarà previsto cavidotti in tubi di protezione in PEAD dedicati per la
posa dei cavi di segnali in fibra ottica. La tipologia di posa sarà la stessa di quella
precedentemente descritta con l’eventuale giunta di pozzetti di ispezione in cls. Con
chiusino carrabile dove è definitivamente necessario.
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4.2.2. Sottostazione AT/MT
La sottostazione ed è ubicata in c/da S. Anna nel territorio del comune di Isola C.R. .
L’allacciamento alla rete elettrica in alta tensione, avverrà’ così come stabilito nella Guida
Tecnica del GRTN in corrispondenza della nuova sottostazione.
L’area sulla quale posizionare l’impianto di connessione alla rete AT ed il
conseguente collegamento alla linea e’ stata individuata prendendo come riferimento
l’ubicazione del futuro parco eolico. La sottostazione e’ composta da:
• Stallo trasformazione AT/MT; tale stallo concentra l’energia prodotta dagli
aerogeneratori i cui collegamenti verso la stazione di trasformazione sono
realizzati con cavi interrati a 20 kV, la trasforma alla tensione di 150 kV e la
consegna in rete; esso e’ costituito da due/tre stalli “arrivo macchina” di tipo
attivo, dal modulo trasformatore 150/20 kV e dal modulo misure 150 kV. Lo
stallo trasformazione comprende anche la Sezione 20 kV per l’uscita
trasformatore, le sbarre a 20 kV ed infine l’uscita linee per il campo eolico;
• Stazione di consegna alla RTN a 150 kV: la stazione comprende l’insieme
delle apparecchiature e degli organi necessari al collegamento del parco
eolico alla RTN; con i raccordi AT svolge la funzione di smistamento e
interfacciamento tra la RTN ed il Punto di consegna dell’energia prodotta
dal parco eolico;
• Raccordi a 150 kV alla linea RTN
• Edificio RTN: L’edificio e’ formato da un corpo di opportune dimensioni ed e’
destinato a contenere batterie, il gruppo elettrogeno, i quadri BT per le
alimentazioni dei servizi ausiliari, i quadri di comando e controllo della
sottostazione, gli apparati di teleoperazione ed i vettori, i locali per le
alimentazioni MT, i servizi per il personale di manutenzione. La costruzione
e’ di tipo tradizionale con struttura in c.a. Poiché il fabbricato è ubicato in
una zona non servita da rete idrica e fognaria, si farà fronte, alle necessità
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idrico-sanitarie, utilizzando una cisterna interrata in acciaio inox, che sarà
rifornita periodicamente, secondo le necessità, da autobotte debitamente
autorizzata con acqua potabile; mentre per i reflui fognari si è optato per la
realizzazione di una vasca Imhoff, svuotata periodicamente da ditta
autorizzata.
5. GESTIONE DELL’IMPIANTO
5.1. Descrizione
La durata media di un impianto di produzione di energia eolica è prevista in un
arco temporale di circa 25-30 anni.
Durante questo periodo, la centrale verrà tenuta sotto controllo sia direttamente in
loco che da posizione remota mediante un sistema continuo di controllo.
Del personale di controllo programmerà degli interventi periodici di manutenzione
ordinaria e, all’occorrenza, a seguito di segnalazione da parte del sistema di controllo,
potrà attivarsi per ogni ulteriore intervento. In particolare, le principali funzioni potranno
essere:
• manutenzione preventiva ed ordinaria;
• segnalazione di anomalie e malfunzionamenti;
• manutenzione straordinaria e richieste di riparazioni a ditte specializzate e
autorizzate dal produttore delle macchine;
• servizio di guardiania
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6. DISMISSIONE DELL’IMPIANTO
6.1. Ripristino dei luoghi a fine costruzione
Il ripristino dei luoghi a fine costruzione interesserà unicamente le piazzole di
montaggio degli aerogeneratori sulle quali si procederà allo scorticamento del piano in
materiale inerte compattato e successivo spandimento di terreno vegetale per ripristinare
lo stato dei luoghi originario.
6.2. Modalità di dismissione e ripristino dei luoghi
La Delibera della Giunta regionale n. 832 del 15 novembre 2004 fornisce le
indicazioni per la dismissione e ripristino dei luoghi interessati dall’intervento. Al fine di
fornire le adeguate garanzie della reale fase di dismissione del parco eolico gli interventi di
ripristino del suolo nelle condizioni naturali precedenti all’insediamento prevedono il
seguente elenco di lavorazioni:
• annegamento della struttura di fondazione in calcestruzzo sotto il piano di
campagna di almeno un metro;
• rimozione degli aerogeneratori e delle strutture aeree di sostegno;
• rimozione di tutte le altre strutture rimovibili;
• demolizione della virola (base di appoggio della torre) fino alle corrispondenti
fondazioni;
• livellamento del terreno secondo l’originario andamento;
• la completa rimozione delle line elettriche e conferimento agli impianti di recupero e
trattamento secondo quanto previsto dalla normativa vigente;
• eventuali opere di contenimento e di sostegno dei terreni;
• eventuale ripristino delle pavimentazioni stradali (se danneggiate);
• ripristino del regolare deflusso superficiale delle acque;
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• sistemazione a verde dell’area secondo le caratteristiche autoctone.
Per ogni categoria di intervento verranno adoperati la tipologia dei mezzi adeguata
ed il loro numero, il numero degli addetti secondo le fasi cui si svolgeranno i lavori come
sopra indicati.
Particolare attenzione viene messa nell’indicare la necessità di smaltire i materiali
di risulta secondo la normativa esistente, utilizzando appositi formulari sia per i rifiuti solidi
che per gli eventuali liquidi.
Saranno prese tutte le precauzioni per evitare eventuali sversamenti. La durata
dell’intervento è prevista per 6 mesi circa. Tutti i lavori verranno eseguiti a regola d’arte,
rispettando tutti parametri tecnici di sicurezza dei lavoratori ai sensi della normativa
vigente.
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Il Tecnico
Ing. Claudio Felicetti