politecnico di milano di milano – tesi di laurea di gaetano belluccio – a.a. 2014-2015 2 indice...

POLITECNICO DI MILANO

Scuola di Ingegneria Industriale e dell’Informazione

Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Elettrica

ALIMENTAZIONE DIRETTA DA FONTI RINNOVABILI DEI

SISTEMI FERROVIARI 3 kVcc

Relatore: Prof. Morris Brenna

Tesi di Laurea Magistrale di:

Gaetano Belluccio

Matr. 822967

Anno Accademico 2014-2015

1 Politecnico di Milano – Tesi di Laurea di Gaetano Belluccio – A.A. 2014-2015

Ringraziamenti

Desidero ringraziare il Prof. Morris Brenna, relatore di questa tesi, per la grande disponibilità

dimostratami e per tutti i preziosi consigli che mi ha fornito nel corso del lavoro di ricerca che ha

portato alla stesura di questo elaborato. In particolar modo, desidero ringraziare i miei genitori,

per avermi concesso la bellissima opportunità di intraprendere la carriera universitaria in una

città lontana da casa e per il loro fondamentale sostegno, sempre presente. Ringrazio mia sorella

che si è sempre preoccupata di starmi vicino e di assicurarmi dei momenti di svago tra le

numerose ore di studio. Desidero ringraziare Margherita Tancredi, la sua costante vicinanza ed

il suo indispensabile sostegno mi hanno permesso di raggiungere questo traguardo. Ringrazio

inoltre tutti i parenti sempre presenti nel garantirmi un supporto morale durante il percorso

universitario. Esprimo infine la mia sincera gratitudine agli amici e compagni di studio per

essermi stati vicini nei momenti difficili e soprattutto in quelli felici.


INDICE

INTRODUZIONE ........................................................................................................................................... 5

CAPITOLO 1: STORIA DEL TRASPORTO FERROVIARIO ................................................................. 6

1.1 SISTEMA DI ALIMENTAZIONE FERROVIARIO ITALIANO..................................................................................11

1.1.1 LE LINEE PRIMARIE .............................................................................................................................................. 12

1.1.2 LE SOTTOSTAZIONI ELETTRICHE DI CONVERSIONE ............................................................................................. 13

1.1.3 LE LINEE DI CONTATTO ........................................................................................................................................ 47

1.1.4 IL CIRCUITO DI RITORNO .................................................................................................................................... 60

1.2 SISTEMA DI ELETTRIFICAZIONE A 25 kV IN CORRENTE ...................................................................................66

CAPITOLO 2: IL CARICO FERROVIARIO ........................................................................................... 72

2.1 CONSUMI ENERGETICI NEL TRASPORTO FERROVIARIO ITALIANO ........................................................................74

2.2 EMISSIONI DI GAS SERRA NEL TRASPORTO FERROVIARIO ...................................................................................77

CAPITOLO 3: LE FONTI RINNOVABILI DI ENERGIA ...................................................................... 79

3.1 ENERGIA IDROELETTRICA .....................................................................................................................................81

3.1.1 COSTO IMPIANTO IDROELETTRICO ..................................................................................................................... 86

3.1.2 IMPATTO AMBIENTALE IDROELETTRICO ............................................................................................................. 87

3.1.3 MERCATO MONDIALE IDROELETTRICO ............................................................................................................... 89

3.2 ENERGIA EOLICA ..................................................................................................................................................91

3.2.1 COSTI IMPIANTO EOLICO .................................................................................................................................... 99

3.2.2 IMPATTO AMBIENTALE EOLICO ........................................................................................................................ 101

3.2.3 MERCATO MONDIALE EOLICO .......................................................................................................................... 103

3.3 ENERGIA GEOTERMICA ...................................................................................................................................... 105

3.3.1 COSTI IMPIANTO GEOTERMICO ....................................................................................................................... 109

3.3.2 IMPATTO AMBIENTALE GEOTERMICO ............................................................................................................. 110

3.3.3 MERCATO MONDIALE GEOTERMICO ............................................................................................................... 112

3.4 ENERGIA DA BIOMASSE ..................................................................................................................................... 113

3.4.1 COSTI IMPIANTO A BIOMASSE ......................................................................................................................... 115

3.4.2 IMPATTO AMBIENTALE BIOMASSE ................................................................................................................... 116

3.4.3 MERCATO MONDIALE BIOMASSE ..................................................................................................................... 117

3.5 ENERGIA SOLARE FOTOVOLTAICA ..................................................................................................................... 118

3.5.1 COSTI IMPIANTO FOTOVOLTAICO .................................................................................................................... 128

3.5.2 IMPATTO AMBIENTALE FOTOVOLTAICO .......................................................................................................... 130

3.5.3 MERCATO MONDIALE FOTOVOLTAICO ............................................................................................................ 131

3.6 ALIMENTAZIONE RETE FERROVIARIA DA FONTI RINNOVABILI ........................................................................... 134


CAPITOLO 4: DESCRIZIONE DEL PROGETTO IN ESAME ............................................................ 140

4.1 POSSIBILE SITO DI INSTALLAZIONE DELL’ IMPIANTO FOTOVOLTAICO ............................................................... 140

4.2 DATI RELATIVI ALLA RADIAZIONE SOLARE DEL SITO .......................................................................................... 142

4.3 CARATTERISTICHE TECNICHE IMPIANTO ........................................................................................................... 144

4.4 LAYOUT CENTRALE FOTOVOLTAICA .................................................................................................................. 154

4.5 CONVERTITORI DC-DC BOOST ............................................................................................................................ 159

4.6 SISTEMI DI PROTEZIONE .................................................................................................................................... 171

4.7 SISTEMI DI MANOVRA O SEZIONAMENTO ......................................................................................................... 173

4.8 SISTEMI DI MISURA E MONITORAGGIO ............................................................................................................. 174

4.9 SCHEMA DI CONNESSIONE DELLA CENTRALE FOTOVOLTAICA ............................................................................ 174

4.10 STUDIO DI FATTIBILITA’ TECNICO-ECONOMICO............................................................................................... 176

CONCLUSIONI .......................................................................................................................................... 181

BIBLIOGRAFIA ......................................................................................................................................... 184


ABSTRACT

I cambiamenti climatici, l’aumento del prezzo del petrolio e le elevate emissioni di CO2

hanno riacceso, negli ultimi anni, l’interesse per le fonti energetiche rinnovabili applicate

soprattutto al settore dei trasporti: allo stato attuale è pertanto necessario ridurre il

consumo dei combustibili fossili. Le energie rinnovabili, in quanto tali, rinnovano la loro

disponibilità in tempi brevi e producono un inquinamento ambientale trascurabile.

L’energia fotovoltaica, nonostante i suoi costi in rapida diminuzione, stenta ad affermarsi a

causa degli elevati costi iniziali d’investimento. L’argomento trattato è stato diviso in tre

sezioni principali: la prima riguarda un’introduzione e descrizione dei sistemi di

alimentazione ferroviaria focalizzando l’attenzione sullo schema italiano 3 kV corrente

continua. La seconda si occupa di illustrare le fonti rinnovabili maggiormente utilizzate ed

analizzare costi, impatto ambientale e mercato mondiale. La terza parte, invece, riguarda il

dimensionamento di un impianto fotovoltaico da connettere alla tratta ferroviaria 3 kV

corrente continua e della successiva valutazione tecnico-economica dell’investimento.


INTRODUZIONE

I sistemi elettrici dedicati ai trasporti sono da sempre in forte evoluzione, al fine di

sopperire a esigenze sempre più importanti per quanto riguarda l’aumento della

potenzialità delle linee e il raggiungimento di standard sempre più elevati in termini di

sicurezza e affidabilità della circolazione ferroviaria. Dato che il sistema italiano a 3 kV in

corrente continua sembrava aver raggiunto il massimo delle proprie potenzialità, si è

sentita la necessità di introdurre un impianto completamente nuovo: “Il sistema Alta

Velocità”. Questa nuova soluzione ha consentito sia collegamenti più frequenti, veloci e

confortevoli tra i grandi centri urbani dove si concentra oltre il 65% della domanda di

mobilità, sia di migliorare il traffico regionale e metropolitano cui sarà interamente dedicata

la rete convenzionale. Contrariamente a quanto appena espresso, però, presenta lo

svantaggio sia per quanto riguarda i costi, sia per quanto riguarda lo sfruttamento delle

infrastrutture già esistenti. Con questo lavoro si vuole affrontare la sfida di aumentare le

potenzialità e l’efficienza energetica delle linee in corrente continua esistenti, sfruttando le

Energie Rinnovabili. Il sistema proposto è basato sulla connessione di un impianto

fotovoltaico direttamente in corrente continua alla linea di contatto 3 kV alimentata dalla

sottostazione elettrica di conversione (SSE) di Milano-Bovisa, esteso nella zona limitrofa.

Oggetto di questo lavoro è quindi quello di trovare una soluzione alternativa, che sia in

grado di competere con il nuovo sistema attualmente in costruzione. Per comprendere

bene però le peculiarità del sistema ferroviario italiano e le scelte che hanno portato alle

attuali caratteristiche tecniche è opportuno richiamarne brevemente la storia.


CAPITOLO 1: STORIA DEL TRASPORTO FERROVIARIO

I primi sistemi, impiegati in genere per lo spostamento delle merci ma anche per le

persone nelle antiche tranvie cittadine, sono stati quelli a trazione animale (generalmente

con cavalli ma a volte anche con buoi). Grazie alla rivoluzione industriale del Diciottesimo

secolo, era giunta alla ribalta la grande forza che il vapore era in grado di sprigionare. Si

pensò quindi di applicarla a un veicolo, per rendere i trasporti di persone e di merci più

veloci e meno difficoltosi. I primi tentativi portarono, nel 1804, grazie all'inventore inglese

Richard Trevithick, alla nascita della prima locomotiva a vapore (Figura 1), operante nella

miniera di Pennydarren, nel Galles.

Figura 1 : Modello di prima locomotiva a vapore

La trazione a vapore fece presto emergere le proprie difficoltà legate non solo alle

prestazioni e rendimento delle locomotive ma soprattutto all’inquinamento ambientale

provocato dai fumi e polveri combuste. Da allora innumerevoli furono le migliorie

apportate, giungendo nel 1869 al primo veicolo mosso da motore elettrico con

alimentazione da linea di contatto, entrato in servizio sulla tranvia del Gramme, in Usa

(Figura 2).

https://it.wikipedia.org/wiki/Tranvia#Storia

https://it.wikipedia.org/w/index.php?title=Trazione_animale&action=edit&redlink=1

https://it.wikipedia.org/wiki/Cavallo

https://it.wikipedia.org/wiki/Bos_taurus


Figura 2 : Prima locomotiva elettrica con alimentazione da linea di contatto.

Dopo le prime applicazioni della trazione elettrica, ci si rese conto della possibilità di

utilizzare la trazione termica con motori a benzina, a nafta o a gas. Le due soluzioni,

elettrica e termica, si svilupparono poi in modo parallelo, tanto che ancora oggi, a parte in

qualche zona dell’Africa e dell’Asia, dove vengono utilizzate locomotive a vapore, la

trazione ferroviaria è quasi esclusivamente o Diesel o elettrica. In Italia i primi tram elettrici

in corrente continua fecero la loro comparsa solo nel 1890 nelle città di Roma e di Firenze.

Nel 1899 venne inaugurata la tranvia Milano - Monza e, successivamente, ne venne

installata una tra Bologna e San Felice. Alla fine del secolo si sviluppò, oltre che il sistema

a corrente continua, quello a corrente alternata trifase a bassa frequenza, che utilizzava

per l’alimentazione 2 fili di contatto e le rotaie come terza fase. I veicoli utilizzati nei due

sistemi elettrici erano ovviamente diversi. Il sistema trifase a bassa frequenza alimentava

mezzi di trazione dotati solitamente di due motori asincroni a rotore avvolto, mentre quello

in corrente continua alimentava locomotive dotate di motori a collettore con eccitazione

serie. Il sistema in corrente continua e il sistema trifase a frequenza ferroviaria subirono,

fino agli anni ‘30, uno sviluppo parallelo, non riuscendo nessuno dei due a prevalere

sull’altro dal punto di vista tecnico - economico.


Solo dopo l’esperimento, tenutosi nel 1928, della linea Benevento – Foggia, alimentata a

3000 V in corrente continua (Figura 3), fu chiara la superiorità di questa tipologia di

alimentazione rispetto al sistema trifase a frequenza ferroviaria, che venne da allora

abbandonato.

Figura 3 : Locomotiva alimentata a 3000 V in corrente continua della linea Benevento-Foggia.

La strada del sistema trifase a frequenza ferroviaria era stata originariamente imboccata

per due ragioni principali: la robustezza dei motori asincroni e la facilità con la quale

poteva essere effettuato il recupero dell’energia in frenata a velocità leggermente superiori

a quella di sincronismo. I limiti del sistema trifase risultarono però ben presto molto

evidenti. Vi era una grande difficoltà nella regolazione della velocità, dato che questa è

strettamente legata al numero di giri del motore. La scelta di una frequenza inferiore a

quella industriale (resa necessaria dalle caratteristiche del motore asincrono trifase)

richiedeva la realizzazione di appositi impianti di produzione e di trasporto dell’energia,

comportando quindi un grande investimento economico iniziale. La doppia linea di contatto

creava poi forti inconvenienti meccanici al raggiungimento di velocità superiori a 100 km/h

e inoltre la sua manutenzione era abbastanza problematica. Questi motivi fecero optare

per l’abbandono del sistema trifase.


Del sistema in corrente continua molto apprezzata era la facilità di regolazione della

velocità, dovuta intrinsecamente alla caratteristica meccanica del motore a collettore, ma

realizzabile anche attraverso semplici apparecchiature elettromeccaniche (reostato). Non

vi era poi la necessità di creare un sistema apposito per la produzione e il trasporto

dell’energia, dato che era possibile utilizzare quello industriale attraverso sottostazioni di

conversione corrente alternata / corrente continua. L’inconveniente principale risiedeva

però nel valore di tensione abbastanza contenuto che era possibile utilizzare con la

tecnologia a disposizione, che si traduceva in elevate correnti, elevate sezioni dei

conduttori e forti cadute di tensioni in linea. Ciò nonostante il sistema risultò alla fine più

conveniente dal punto di vista tecnico ed economico rispetto a quello trifase, tanto da

essere definitivamente adottato. L’avvio al passaggio definitivo al sistema in corrente

continua si ebbe in occasione della ricostruzione degli impianti distrutti nella seconda

guerra mondiale. Solo nel esistenti e soltanto nel 1976 il processo si poté ritenere

concluso. Da allora numerose sono state le migliorie apportate al sistema ferroviario

italiano a corrente continua, mosse da esigenze sempre più impellenti per quanto riguarda

la sicurezza, la velocità di percorrenza e l’affidabilità del trasporto. A tal proposito basti

pensare alle migliorie subite dai gruppi di conversione, un tempo dotati di valvole ai vapori

di mercurio e oggi invece formati da diodi al silicio, dei sistemi di rilevazione ed

eliminazione dei guasti, dei sistemi di gestione delle sottostazioni elettriche, oggi

completamente comandate in telecontrollo da un posto centrale e l’introduzione degli

azionamenti elettronici che hanno permesso di disaccoppiare le caratteristiche elettriche

dell’impianto da quelle dei motori, permettendo un’ottimizzazione delle prestazioni degli

apparati di trazione.


Dato che i limiti tecnici in termini di potenzialità delle linee e di velocità di percorrenza del

sistema in corrente continua sembravano ormai quasi insormontabili, si è sentita la

necessità di rivoluzionare il panorama del trasporto ferroviario, andando a sviluppare il

sistema Alta Velocità / Alta Capacità (Figura 4).

Figura 4 : Linea Alta Velocità del sistema ferroviario Italiano.

In linea generale, questo prevede la costruzione di un’infrastruttura ferroviaria

completamente nuova, in quanto l’alimentazione dei convogli, le cui velocità risultano

essere superiore ai 300 km/h, viene effettuata in corrente alternata monofase a 50 Hz col

noto sistema 2 × 25 kV. Le sue caratteristiche consentono una riduzione notevole delle

correnti di linea, con benefiche conseguenze sulle cadute di tensione e sui sistemi di

protezione, permettendo anche un aumento importante della potenzialità delle linee. Oggi

la rete italiana consta di 22.933 km di binari elettrificati in corrente continua e 1.350 km

dedicati al sistema Alta Velocità, sviluppando un volume di traffico pari a 316 milioni di

treni per km/anno. Questi numeri sono in continua crescita, giustificando sia la continua

introduzione di migliorie tecniche più o meno evidenti, ma tutte fondamentali per un

esercizio sempre più sicuro e affidabile, sia la ricerca di nuovi sistemi che permettano un

aumento della potenzialità delle linee esistenti. Conclusa questa breve parentesi storica, si

vuole descrivere in dettaglio il sistema elettrico ferroviario italiano in corrente continua,

cominciando dall’alimentazione in alta tensione fino ad arrivare alla linea di contatto.


1.1 SISTEMA DI ALIMENTAZIONE FERROVIARIO ITALIANO

Come tutti i sistemi elettrici dedicati ai trasporti, il sistema ferroviario italiano si compone di

una rete di alimentazione, di posti di conversione e di circuiti di alimentazione dei convogli

(Figura 5). Le principali componenti del sistema elettrico ferroviario italiano sono:

1) Le Linee Primarie (LP);

2) Le Sottostazioni Elettriche di Conversione (SSE);

3) La Linea di Contatto (LdC);

4) Il Circuito di ritorno (CdR).

Figura 5 : Schema rappresentativo di un sistema elettrico ferroviario Italiano.

Le linee primarie sono collegate alla rete di distribuzione nazionale e hanno lo scopo di

fornire energia ad alta tensione alle SSE, rendendo conveniente la trasmissione su lunghe

distanze. Nelle SSE la tensione subisce una doppia trasformazione: in primo luogo un

abbassamento attraverso trasformatori e in seguito un raddrizzamento mediante ponti di

Graetz trifasi. Quindi mediante gli alimentatori, viene fornita energia alla linea di contatto,

dalla quale i mezzi di trazione captano corrente, che rientra nella SSE attraverso il circuito

di ritorno.


1.1.1 LE LINEE PRIMARIE

Per linee primarie si intendono le linee elettriche a tensione superiore a 1 kV a corrente

alternata a frequenza industriale di 50 Hz. La Ferrovia dello Stato (FS) le classifica in 3

livelli a seconda del valore di tensione nominale della linea:

LIVELLO TENSIONE NOMINALE (kV) IMPIEGO

1° 1 < Vn ≤ 30 Alimentazione SSE in MT

2° 30 < Vn ≤ 120 Alimentazione SSE in AT

3° 120 < Vn ≤ 220

Le LP di primo livello vengono alimentate dalle SSE, e forniscono energia agli impianti

ausiliari del sistema ferroviario (illuminazione, officine, ecc.). Quelle di secondo e terzo

livello collegano invece la rete di trasmissione nazionale alle SSE. Sia per le linee in AT

che per quelle in MT sono utilizzate normalmente linee aeree come mostrato in Figura 6 e

l’utilizzo di cavi è limitato a rari casi [1] e [2].

Figura 6 : Linee primarie di alimentazione delle SSE.


1.1.2 LE SOTTOSTAZIONI ELETTRICHE DI CONVERSIONE

Le Sottostazioni Elettriche (SSE) sono gli impianti dediti alla conversione dei parametri

dell’energia proveniente da una o più linee primarie, al fine di alimentare opportunamente

le linee di contatto e, conseguentemente, i mezzi di locomozione. Una generica SSE può

essere suddivisa in 3 grandi zone (Figura 7):

1) Zona Alta Tensione (in corrente alternata);

2) Zona a 3 kV in corrente continua al chiuso;

3) Zona a 3 kV in corrente continua all’aperto.

Figura 7 : Esempio di SSE di RFI per alimentare le linee ferroviarie FS a 3kVcc.

Questi impianti hanno subito nel corso degli anni notevoli cambiamenti, dovuti sia a

un’evoluzione tecnologica sempre più spinta, sia a requisiti sempre più rilevanti in termini

di affidabilità di esercizio e sicurezza. In passato era molto diffusa l’alimentazione della

SSE a 66 kV, anche se ora risulta essere quasi del tutto scomparsa, rimpiazzata dalle

linee primarie a 132 kV o 150 kV. Frequente era anche il caso in cui sia il reparto AT che

quello a 3 kV fossero sistemati all’interno di un edificio.


La SSE era in tal caso definita di tipo chiuso. Oggi invece solitamente il reparto AT è

collocato all’aperto e la SSE viene per questo motivo denominata di tipo misto. Inoltre, un

sempre più largo utilizzo di sistemi di telecontrollo, rende non più necessaria la presenza

di personale all’interno delle SSE, che risultano quindi impresenziate. Questo processo è

in fase di ulteriore sviluppo con l’adozione del Dirigente Operativo Trazione Elettrica

(DOTE), un posto centrale di controllo in grado non solo di sorvegliare e gestire le SSE e

le cabine TE, ma anche le linee primarie e le linee di contatto in parti di rete sempre più

ampie. La presenza delle sale gru per il sollevamento dei trasformatori non è più

necessaria, dato che questi non vengono più ispezionati e riparati sul posto. Dagli anni ‘70

anche lo schema di potenza delle SSE ha subito una notevole semplificazione, adottando

raddrizzatori con diodi al silicio al posto delle valvole al mercurio. Notevoli migliorie hanno

subito le condizioni di sicurezza per il personale, grazie a una diversa disposizione delle

apparecchiature nei locali e l’adozione di sistemi di blocco elettrici e di segnalazione. Negli

ultimi anni si sta anche affrontando il tema dell’impatto ambientale che una SSE può

recare e i possibili danni alle persone dovuti all’inquinamento elettromagnetico. In questo

senso si sta sviluppando sempre più l’impiego di scomparti modulari per le

apparecchiature delle SSE, che utilizzano non più collegamenti mediante linee aeree o

sbarre, ma linee in cavo.

COLLEGAMENTO DELLE SSE ALLE LINEE PRIMARIE

Gli schemi di collegamento delle SSE alle linee primarie hanno seguito una graduale

evoluzione, diventando man mano più complessi e consentendo sempre più una

flessibilità di esercizio dell’impianto.


Una prima fondamentale suddivisione è data dalla differenza tra collegamento in serie e

collegamento in derivazione:

Figura 8 : Tipologie di collegamento di una SSE a) in SERIE, b) in parallelo.

Con la prima configurazione la SSE può essere alimentata da una delle due linee primarie

o da entrambe (figura 8a), garantendo quindi la continuità di esercizio in caso di guasto su

una delle due tratte. La seconda prevede l’alimentazione della SSE da un’unica linea

primaria (figura 8b), prediligendo la semplicità di impianto rispetto alla continuità di

esercizio. Le principali configurazioni per il collegamento serie sono rappresentate nelle

successive figure:

Figura 9 : Schema di collegamento di una SSE in serie con singola sbarra.


Questo primo schema prevede la presenza di due linee primarie, che insistono su una

singola sbarra (Figura 9). Risulta abbastanza semplice, data la presenza di una sola

sbarra, ma viene meno la flessibilità di esercizio della SSE, in quanto non è possibile

alimentare ogni gruppo con una linea differente. Altra configurazione simile può

presentarsi nel seguente modo:

Figura 10 : Schema di collegamento di una SSE in serie con doppia sbarra.

Il secondo schema prevede sempre la presenza di due linee primarie distinte, che

insistono però su una doppia sbarra, consentendo di collegare la linea primaria in entrata

con quella in uscita e contemporaneamente di alimentare la SSE con una o entrambe le

linee (Figura 10).


Negli schemi unifilari sono rappresentati anche gli organi di protezione della linea, il cui

significato è spiegato nella seguente tabella:

Tabella 1: Organi di protezione della linea primaria.

Uno schema generale per il collegamento in derivazione si presenta invece nel modo

seguente:

Figura 11 : Schema di collegamento di una SSE in derivazione.

Si nota in questo caso la necessità di avere un posto di sezionamento nella linea primaria,

dal quale parte un’antenna che va ad alimentare la SSE. Il posto di sezionamento

comprende 5 sezionatori: 2 per la linea primaria in entrata (uno è di sicurezza con lame di

terra), 2 per la linea in uscita e 1 per l’antenna. Lo schema risulta poi analogo al

precedente. Esistono poi molte altre configurazioni, che si adattano alle esigenze e alle

varie tipologie di SSE esistenti [3] e [5].

SIMBOLO TIPO DI PROTEZIONE DESCRIZIONE

S1 Sezionatore Sezionatore di linea in entrata e in uscita

Ssb Sezionatore Sezionatore della sbarra lato A o lato B

St Sezionatore Sezionatore di sicurezza di terra

Sg Sezionatore Sezionatore di gruppo

I1 Interruttore Interruttore di linea

Ig Interruttore Interruttore di gruppo


DISTANZIAMENTO DELLE SSE

Per una corretta alimentazione della linea di contatto risulta fondamentale una corretta

disposizione delle SSE lungo la linea ferroviaria. Il parametro fondamentale da

considerare per un corretto dimensionamento è la potenza complessiva assorbita dai

convogli nella tratta considerata, che dipende ovviamente dal numero di treni, dalla

potenza assorbita dal singolo carico e dalla configurazione del tracciato. A titolo di

esempio si riportano alcuni dati riguardanti la potenza assorbita da varie tipologie di mezzi

di trazione a determinate velocità (Tabella 2):

TIPOLOGIA

CONVOGLIO

TIPOLOGIA

LOCOMOTORE

VELOCITA’

(Km/h)

POTENZA

ASSORBITA (MW)

Elettrotreno per linea AV ETR 1000 360 9.8

ETR 500 300 8.8

Elettrotreno AV per

servizio ETR 600 250 5.5

Treno Intercity E 402B 200 6.0

Elettrotreno Trenord

(Coradia Meridian) ETR 425 160 2,1

Treno Interregionale E 464 160 3.5

Treno Merci E 633 120 2.35

Tabella 2: Potenza assorbita (MW) da alcuni mezzi di trazione ferroviaria.

La potenza installata in SSE dovrà essere superiore alla totale potenza assorbita dai

carichi, per sopperire a eventuali sovraccarichi e per costituire una certa riserva. Con

l’aumentare del traffico e della potenza assorbita dal singolo convoglio, si è reso

necessario un adeguamento della potenza e del distanziamento delle SSE, accompagnato

da un aumento della sezione dei conduttori della linea di contatto.


La Tabella 3 riporta, invece, l’evoluzione degli standard adottati per le SSE da parte di FS,

che rispecchiano quanto detto in precedenza:

DISTANZIAMENTO

SSE (Km)

GRUPPI DI CONVERSIONE VELOCITA’

MASSIMA DEI

TRENI (Km/h)

SEZIONE DEL

RAME DELLA

CATENARIA

(mm2)

N° TIPO POTENZA

(kW)

20 2 o 3 A diodi al

silicio 3600 160 440

12 3 o 4 A diodi al

silicio 5400 250 610

Tabella 3: Standard adottati per le SSE da parte di FS.

Dunque, per poter distanziare correttamente le SSE, è fondamentale conoscere la

potenza complessiva assorbita dai convogli nella tratta ferroviaria considerata che dipende

dalla densità di traffico e dal tipo di sistema di alimentazione ferroviario.

ZONA ALTA TENSIONE

Seguendo il flusso dell’energia, il reparto AT è il primo che si incontra provenendo dalle

linee primarie. In esso avviene l’adeguamento del valore della tensione di alimentazione

dei gruppi di conversione a livelli adatti alla trazione elettrica. Il confine di entrata del

reparto è dato dalle strutture ad amarro sulle quali insistono le linee primarie, mentre

quello di uscita è formato dagli isolatori passamuro che portano alla zona a 3 kV in

corrente continua al chiuso. Il layout del reparto deve rispettare i vincoli dovuti al numero

di linee primarie presenti, all’orografia del terreno, allo spazio a disposizione e alla

sistemazione dei fabbricati. In ogni caso devono essere rispettate le distanze di sicurezza

tra i vari componenti.


Le principali apparecchiature presenti in questo reparto sono:

Trasformatori di misura (TA e TV);

Sezionatori (S);

Interruttori (I);

Scaricatori per AT (SC);

Trasformatore di potenza (TP);

Trasformatore dei servizi ausiliari (TSA).

I vari componenti della zona AT possono essere illustrati nel seguente schema unifilare

(Figura 12):

Figura 12: Esempio di schema unifilare di un reparto AT.

Al fine di una descrizione più semplice, si può considerare il reparto composto da due

unità: la prima comprende tutte le apparecchiature comprese tra la linea primaria e le

sbarre AT, mentre nella seconda ricadono tutti i dispositivi compresi tra quest’ultime e la

parete d’ingresso del fabbricato contenente il reparto 3kVcc della SSE.


Seguendo il flusso di potenza, si incontrano quindi nella prima unità il trasformatore di

tensione TV, il sezionatore di linea Sl, il trasformatore di corrente TA, l’interruttore di linea Il

(Figura 13), il sezionatore di sbarra Sb, e le sbarre AT .

Figura 13: Rappresentazione di TV, sezionatori, TA e interruttori del reparto alta tensione.


Nella seconda unità si incontrano invece il sezionatore del trasformatore AT/MT Sg,

l’interruttore di macchina Ig, lo scaricatore SC, il trasformatore di potenza TP e il

trasformatore dei servizi ausiliari TSA (Figura 14).

Figura 14: Rappresentazione dello scaricatore, trasformatore di potenza e servizi ausiliari.


I trasformatori di misura hanno il compito di rilevare le grandezze in ingresso alla SSE

(tensione e corrente) e di mettere a disposizione una grandezza proporzionale che possa

essere misurata. Essi sono montati su cavalletti metallici di altezza adeguata per evitare

pericoli di tensioni di contatto. I sezionatori sono degli organi elettromeccanici che

permettono di isolare in aria alcune parti del circuito, per potervi accedere senza pericolo.

Le norme antinfortunistiche prevedono che, nel caso in cui si debbano eseguire lavori fuori

tensione, il sezionamento del circuito sia ben visibile. Dunque il sezionatore deve dare

un’indicazione visiva evidente e non deve prevedere il comando da dispositivi automatici,

per evitare chiusure intempestive. La differenza principale rispetto agli interruttori si

evidenzia nel fatto che i sezionatori non possono essere manovrati sotto carico, ma solo a

circuito aperto. Nei reparti AT all’aperto, i sezionatori si presentano solitamente come tre

colonnine di isolatori alettati per ogni fase. La colonna centrale, in grado di ruotare attorno

al proprio asse, è solidale con la lama che porta il contatto mobile mentre le altre due sono

sede dei contatti fissi. Questo tipo di sezionatore è detto trifase rotativo. A seconda delle

esigenze di spazio, è possibile adottare due distinte configurazioni: la prima prevede che,

a contatti chiusi, le lame delle tre fasi risultino parallele. Il sezionatore di dice in questo

caso a lame affiancate (Figura 15).

Figura 15: Sezionatore a lame affiancate del reparto alta tensione.


Nella seconda configurazione le lame, a contatti chiusi, risultano invece allineate e il

sezionatore viene detto a poli in fila indiana (Figura 16).

Figura 16: Sezionatore a poli in fila indiana del reparto alta tensione.

Il sezionatore di linea è dotato, oltre alle tre lame di sezionamento, di tre lame di terra, che

muovendosi in modo simultaneo rispetto alle prime, cortocircuitano la linea di

alimentazione a terra. Questo accorgimento è necessario in quanto, nel caso di debbano

eseguire lavori sulla linea, le norme prescrivono la messa a terra della stessa per la

sicurezza del personale. La manovra dei due tipi di lame è interbloccata meccanicamente,

permettendo quindi il collegamento a terra se e solo se il sezionatore è aperto. Gli

interruttori del reparto AT (Figura 17) hanno lo scopo di interrompere o dare continuità al

circuito elettrico nel quale sono inseriti.

Figura 17: Vista frontale e laterale di un interruttore del reparto alta tensione.


A differenza dei sezionatori, sono destinati a intervenire anche sotto carico, essendo in

grado di provocare l’interruzione delle correnti presenti. Per questo motivo sono utilizzati

per proteggere l’impianto dalle sovracorrenti che si possono verificare a seguito di guasti o

fulminazioni, limitandone gli effetti. Sono costituiti da tre poli, posti in serie al circuito da

proteggere, contenenti un fluido isolante in grado di eliminare l’arco elettrico che si origina

al momento dell’apertura dell’interruttore. Ciascun polo poggia su un cavalletto metallico,

per distanziare da massa le parti sotto tensione, ed è formato da due isolatori cilindrici

alettati, al cui interno sono posti i contatti e il fluido isolante. Nell’isolatore superiore è

installato il dispositivo di interruzione, mentre in quello inferiore il dispositivo di

movimentazione dei contatti e quello di rilevazione della corrente o della tensione. In

passato, come fluido isolante, sono stati utilizzati aria compressa o olio, mentre oggi viene

utilizzato quasi esclusivamente il gas SF6. L’azionamento contemporaneo dei tre poli può

essere realizzato a comando o in modo automatico qualora il dispositivo rilevi qualche

anomalia. Si riportano di seguito alcune specifiche tecniche relative agli interruttori

utilizzati nei reparti AT delle SSE:

PARAMETRO VALORI NOMINALI

Tensione nominale (kV) 66 – 132 - 150

Corrente nominale (A) 600 – 650

Potere di interruzione (A) 7000 – 30000

Sovraccarico nominale per 1 secondo (A) 8000 – 22000

Rapporto del riduttore di corrente K Interruttore di linea 800 – 200/5

Interruttore di gruppo 40/5

Tempo di apertura (s) 0,08 – 0,12

Tempo di chiusura (s) 0,30 – 0,23

Durata dell’arco (s) <0,01

Tabella 4: Caratteristiche tecniche relative agli interruttori utilizzati nei reparti AT.

Lo scopo degli scaricatori è di proteggere le apparecchiature del reparto AT da eventuali

sovratensioni condotte dalle linee primarie. La loro ubicazione è fondamentale agli effetti

delle apparecchiature da proteggere.


Nelle nuove installazioni, viene in tal senso posto subito a monte del trasformatore di

potenza, dato che questa è l’apparecchiatura più costosa e sensibile del reparto. I tipi di

scaricatori in uso nelle SSE sono molteplici. Tra questi i più utilizzati risultano però essere

gli scaricatori all’ossido di zinco e gli scaricatori TIBB (Figura 18).

Figura 18: Scaricatore di sovratensione.

I trasformatori di potenza utilizzati nelle SSE sono a tre avvolgimenti con primario

(avvolgimento di alta tensione) collegato a stella, secondario (avvolgimento di bassa

tensione) a stella e il terzo avvolgimento a triangolo Yyd11. Come si nota dalla sigla, non è

previsto il collegamento del centro stella degli avvolgimenti a massa. Questa

configurazione consente inoltre di ottenere sui due avvolgimenti secondari tensioni sfasate

di 30° elettrici, rendendo possibile quindi l’utilizzo di un ponte a dodici impulsi nella fase di

raddrizzamento della tensione.

Figura 19: Sezione laterale di un trasformatore di potenza.


Costruttivamente presenta un nucleo a 3 colonne con le bobine degli avvolgimenti di

bassa tensione interne rispetto a quelle di alta tensione, dato che quest’ultimo è dotato di

varie prese intermedie collegate al variatore sotto carico. Generalmente sono con

isolamento in carta a bagno d’olio con raffreddamento naturale e dotati di numerosi

dispositivi di protezione atti a rilevare eventuali anomalie di esercizio. Uno dei più

importanti al fine della rilevazione dei guasti interni è il relè Buchholz (Figura 20),

posizionato nel tubo di collegamento tra il cassone e il recipiente di espansione dell’olio.

Figura 20: Rappresentazione schematica del Relè di Buchholz.

Il principio di funzionamento si basa sul fatto che, in presenza di guasti interni, si verifica la

formazione di bollicine di gas all’interno dell’olio, dovuto alla decomposizione dello stesso

a causa delle elevate temperature raggiunte. Questi vanno a raccogliersi nella parte più

elevata del relè, spostando un galleggiante; si hanno due soglie di intervento a seconda

dell’entità del gas sviluppato, legato a sua volta alla gravità del guasto. La prima soglia

genera semplicemente un allarme, mentre nei casi più gravi, viene comandata

automaticamente l’apertura dell’interruttore di gruppo.


Allo scopo di regolare la tensione di uscita dei gruppi di conversione, i trasformatori sono

dotati di variatore automatico di rapporto sotto carico(Figura 21).

Figura 21: Schema di variatore di rapporto sotto carico a funzionamento automatico.

Questi dispositivi consentono di inserire o escludere un certo numero di spire, ottenendo

una variazione del rapporto del numero di spire dell’avvolgimento primario e degli

avvolgimenti secondari con conseguente regolazione del valore della tensione al

secondario. Fissato il valore di riferimento della tensione al secondario (solitamente sono

disponibili 3 soglie: 3300, 3575 e 3850), il regolatore valuta lo scostamento tra questa e la

tensione effettivamente presente. Se la differenza risulta essere superiore rispetto alla

soglia prevista (normalmente ± 75 V), il relè comanda lo scatto del variatore, riportando la

tensione entro il limite prefissato. È presente anche un dispositivo ritardatore di tempo, il

quale impedisce manovre intempestive causate da fluttuazioni repentine della tensione al

secondario. Con questo accorgimento si riesce a mantenere la tensione al secondario

entro i limiti citati, anche con variazioni della corrente erogata da 75 A a 3000 A e

variazioni della tensione al primario comprese tra i 115 kV e 135 kV. Una particolarità dei

trasformatori di potenza utilizzati riguarda la tensione di cortocircuito, che i Capitolati

Tecnici impongono essere compresa tra il 5% e il 12%. Questi valori sono molto superiori

a quelli che si incontrano nei normali trasformatori di distribuzione.


Il motivo di questa scelta risiede nel fatto che questi trasformatori sono soggetti molto più

frequentemente dei secondi a cortocircuiti. Devono quindi sopportare più efficacemente gli

effetti delle sovracorrenti e cercare di ridurre l’entità delle stesse, il che equivale ad

aumentare le reattanze di dispersione del trasformatore. È necessario trovare però un

compromesso in quanto, impedenze di cortocircuito troppo elevate andrebbero ad

aumentare le cadute di tensione e le perdite del trasformatore, con conseguenze negative

sull’alimentazione della linea di contatto. Per questo motivo solitamente vengono scelti

trasformatori con tensioni di corto circuito intorno al 10%. Si riportano di seguito in tabella

alcune specifiche che i trasformatori di potenza utilizzati nelle SSE devono soddisfare:

PARAMETRO TAGLIA TRASFORMATORE

Tensione (kV) 66 132 150

Sigla Yy0 – Yd11 Yyd11 Yyd11

Tensione nominale primaria (kV) 63 ± 5,6% 125 ± 8% 150 ± 8%

Rapporto di trasformazione 63000/2710 125000/2710 150000/2710

Gradino di regolazione 1,902 % 1,67 % 1,67 %

Campo di regolazione ± 22,82 ± 20 % ± 20 %

Potenza nominale (kVA) 3880 5750 5750

Potenza del gruppo (kW) 3600 5400 5400

Peso complessivo (Kg) 18760 28000 28000

Peso dell’olio (Kg) 5500 8500 8500

Tensione di corto circuito < 13,5 %

Sovraccarico 200 % per 2 ore e 5 minuti

300 % per 5 minuti

Tabella 5: Vincoli dei trasformatori di potenza utilizzati nelle SSE.

Il trasformatore dei servizi ausiliari ha lo scopo di alimentare tutti i circuiti accessori della

SSE in corrente alternata. Viene alimentato da una delle due uscite del trasformatore di

gruppo ed è posizionato tra questo e il fabbricato contenente il reparto a 3 kV in corrente

continua. È a raffreddamento naturale con isolamento in carta a bagno d’olio.


Si riportano di seguito in Tabella 6 alcune caratteristiche tecniche del trasformatore dei

servizi ausiliari del trafo considerato:

PARAMETRO VALORI NOMINALI

Tensione nominale (V) 2750

Rapporto di trasformazione 2710 – 380

Potenza nominale (kVA) 100

Tabella 6: Caratteristiche tecniche del trasformatore servizi ausiliari.

ZONA A 3 kV IN CORRENTE CONTINUA AL CHIUSO

Questo reparto segue immediatamente quello appena descritto. I suoi confini sono definiti

da un lato dai passamuro installati sul fabbricato che ospita le apparecchiature del reparto,

e dall’altro dalle celle contenenti gli interruttori extrarapidi.

Figura 22: Schema elettrico del reparto 3 kV in corrente continua al chiuso.


La funzione di questa porzione di impianto è di compiere il raddrizzamento della tensione

al fine di alimentare le linee di contatto connesse alle SSE in corrente continua. Le

principali strutture e apparecchiature presenti in questo reparto sono:

Fabbricato;

Passamuro e sezionatore esafase;

Gruppi raddrizzatori;

Sistema di filtraggio;

Sbarre omnibus e sezionatori bipolari;

Cella misure;

Interruttori extrarapidi;

Servizi ausiliari (SA);

Sala quadri.

I fabbricati contenenti le apparecchiature del reparto erano edificati su due piani, in quanto

dovevano ospitare anche il reparto AT. Oggi invece vengono costruiti solo a un piano, con

strutture in muratura o cemento armato. Le dimensioni dipendono ovviamente dalla

potenza e dal numero di gruppi convertitori, mentre la disposizione delle varie

apparecchiature è tale da minimizzare il più possibile la lunghezza dei collegamenti. Data

la tendenza attuale a gestire il sistema in telecontrollo, nelle nuove installazioni, lo spazio

dedicato al personale risulta essere molto ridotto e sono installati sistemi di blocco negli

accessi e di segnalazione per evitare situazioni di possibile pericolo.


Gli isolatori passamuro hanno lo scopo di collegare i secondari dei trasformatori posti

all’esterno ai sezionatori esapolari posti all’interno dell’edificio (Figura 23). Il collegamento

è effettuato con tubi rigidi di rame dal diametro di 30 mm.

Figura 23: Isolatori passamuro di un reparto 3 kVcc.

Il sezionatore esapolare è posto subito a monte del gruppo raddrizzatore e consente,

assieme al sezionatore bipolare, di isolarlo elettricamente dal resto dell’impianto. È dotato

di un blocco elettromagnetico, che ne impedisce l’apertura se non è aperto l’interruttore di

gruppo e di una segnalazione luminosa; la luce verde indica che sia il sezionatore

esapolare che quello bipolare sono aperti, mentre quella rossa indica che almeno uno dei

due è chiuso e il gruppo raddrizzatore è in servizio. Il raddrizzatore è l’apparecchiatura

principe di questo reparto. Nel corso degli anni ha subito notevoli cambiamenti, dovuti

essenzialmente all’adozione di componenti con caratteristiche elettriche sempre più

spinte.


Tralasciando i convertitori a valvole di mercurio ormai del tutto scomparsi, si sono potuti

realizzare raddrizzatori a ponte di Graetz trifase (Figura 24) con un numero sempre minore

di diodi per ogni ramo.

Figura 24: Schema del ponte raddrizzatore a) passato, b) attuale.

Si può osservare la differenza tra la configurazione con la quale veniva realizzato il ponte

raddrizzatore in passato e quella utilizzata nelle moderne SSE, infatti, si è passati da una

configurazione a 216 diodi a una realizzata con soli 30 diodi. L’utilizzo di diodi in parallelo

era necessario per aumentare l’intensità di corrente transitante nel ramo. I diodi utilizzati,

infatti, avevano caratteristiche di corrente e di tensione inversa abbastanza modeste,

come si osserva dalla seguente tabella:

CARATTERISTICA DIODO VECCHIO

TIPO DIODO NUOVO

TIPO

Tensione ripetitiva (V) 400 3000

Corrente media diretta in un periodo (A) 300 2700

Corrente di sovraccarico accidentale (A) 5500 27000

Tensione inversa di picco ripetitiva (V) 1700 3000

Corrente inversa di picco ripetitiva (mA) 20 75

Tabella 7: Caratteristiche tecniche dei diodi utilizzati per i ponti raddrizzatori nelle SSE.


Il collegamento in parallelo (Figura 25a) aveva però l’inconveniente di richiedere diodi con

curve caratteristiche pressoché uguali, per avere una distribuzione delle correnti uniforme

sui due elementi. Una soluzione adottata per ridurre gli squilibri delle correnti è stata

l’inserzione di resistenze in serie ai componenti, con però un’inevitabile dissipazione di

energia. Il collegamento in serie (Figura 25b) è invece tuttora effettuato per far fronte a

tensioni inverse abbastanza elevate. Anche in questo caso le caratteristiche dei due

componenti devono risultare simili, al fine di evitare che un diodo vada in interdizione

prima degli altri, andando quindi a sopportare da solo l’intera tensione inversa con possibili

danneggiamenti. Per rimediare a tale inconveniente vengono poste delle resistenze di

valore elevato (circa 2000 Ω) in parallelo ai diodi, capaci di ripartire in modo più uniforme

le tensioni inverse sul ramo. Per proteggersi poi da tensioni inverse dovute a fenomeni

molto rapidi, sono installati anche dei condensatori in parallelo al diodo, in serie ai quali

vengono poste delle resistenze, per rendere più smorzato il transitorio di applicazione

della tensione inversa. I condensatori utilizzati hanno una capacità di 0.5 μF e le

resistenze un valore di circa 10 Ω. A valle del ponte raddrizzatore viene posto anche un

gruppo composto da due resistenze e una capacità (RCR), che ha la funzione di attenuare

le sovratensioni di origine esterna o interna sia lato corrente continua che corrente

alternata. Il condensatore è isolato in olio e presenta una capacità di circa 10 μF, mentre

ciascuna resistenza ha un valore di circa 12 Ω. Altro sistema di protezione del gruppo

raddrizzatore è il dispositivo di rilevamento guasto diodi, in grado di segnalare

tempestivamente la rottura di uno dei componenti del ramo, evitando il danneggiamento

successivo di tutto il filare e dell’intero convertitore. Dato che il trasformatore fornisce ai

secondari due tensioni sfasate di 30° elettrici, i due ponti raddrizzatori possono essere

collegati in serie o in parallelo, ottenendo in entrambi i casi un convertitore dodecafase. La

differenza principale tra i due diversi collegamenti è costituita dalle tensioni secondarie del

trasformatore, che a parità di tensione raddrizzata devono essere di valore diverso.


Nel caso di collegamento serie, per ottenere una tensione raddrizzata a vuoto di 3600 V,

le tensioni nominali al secondario devono essere di 1355 V, mentre nel caso di

collegamento in parallelo i valori devono essere pari a 2710 V. Il collegamento in parallelo

richiederebbe poi l’inserzione di una bobina interfasica per una corretta suddivisione del

carico tra i due ponti, ma questa viene di solito omessa, dato che gli avvolgimenti del

trasformatore realizzano la stessa funzione.

Figura 25: Collegamento di due ponti trifase a) in parallelo, b) in serie.

A partire dagli anni ’60 le SSE sono state costruite dando per scontato un successivo

innalzamento della tensione da 3000 a 6000 V. Per questo motivo venivano installati

trasformatori con secondari di eguali caratteristiche, collegati in parallelo, in previsione di

un loro successivo collegamento serie. Dato che le tensioni ai secondari del trasformatore

risultavano identiche e in fase tra loro, si otteneva un convertitore esafase. Il passaggio al

convertitore dodecafase è stato dettato dal fatto che presenta, a differenza del primo,

armoniche di tensione a frequenza più elevata (la fondamentale è a 600 Hz rispetto ai 300

Hz del ponte esafase), che determinano un ripple più ridotto e comunque più facilmente

filtrabile. Bisogna poi prestare particolare attenzione ai problemi di raffreddamento dei

diodi, disponendo i convertitori in locali ben ventilati e dotando l’intelaiatura del

convertitore di opportuni radiatori. Il sistema di filtraggio ha lo scopo di bloccare le

armoniche generate dal gruppo raddrizzatore, per evitare disturbi nelle linee di

telecomunicazione e negli impianti di sicurezza.


Viene installato tra l’intelaiatura del gruppo raddrizzatore e il sezionatore bipolare (Figura

26). In passato era utilizzato un solo filtro aperiodico comune a tutti i gruppi, con reattore in

serie alla sbarra catodica e condensatore derivato fra sbarra anodica e catodica. La

tendenza attuale è invece quella di installare un filtro per ciascun gruppo e disporre il

reattore in serie alla sbarra anodica.

Figura 26: Schema elettrico di collegamento delle tre celle dei condensatori del filtro.

Il reattore è costituito da un avvolgimento in aria ad asse verticale che presenta un valore

di induttanza di circa 6-13 mH (Figura 27). La batteria di condensatori è suddivisa in tre

sezioni, ognuna formata da quattro condensatori, isolati in olio, con una capacità di 30 μF.

La totale capacità installata risulta quindi essere pari a 360 μF.

Figura 27: Induttanza di filtro di assorbimento delle armoniche.


Ogni sezione è collegata alle sbarre da un sezionatore bipolare, il quale, a batteria

disinserita, collega tra loro i terminali della stessa, cortocircuitandola a terra. Il

collegamento del filtro di ciascun gruppo alle sbarre anodica e catodica (sbarre omnibus),

si realizza attraverso un sezionatore bipolare, molto simile a quello esapolare posto a

monte del gruppo raddrizzatore. Anche questo presenta, infatti, un dispositivo di blocco,

che ne consente l’apertura solo se è aperto anche l’interruttore di gruppo. Le sbarre

omnibus sono installate su appositi isolatori (Figura 28), poggiati su mensole che corrono

lungo le pareti dell’edificio, andando ad alimentare prima la cella misure e

successivamente le celle contenenti gli interruttori extrarapidi. Solitamente la sbarra

anodica è contraddistinta da vernice rossa mentre quella catodica da vernice azzurra.

Figura 28: Sistema di isolamento e fissaggio delle sbarre omnibus.

Come già detto, il primo locale incontrato dalle sbarre omnibus è la cella misure,

contenente:

Strumenti per la verifica dei valori di uscita delle grandezze lato corrente continua e

la misurazione dell’energia erogata dalla SSE;

Il collegamento della sbarra catodica al circuito di ritorno del sistema di

alimentazione;

La valvola di tensione detta “Valvola Soulè”;

Eventuale sezionatore bipolare per il collegamento alla SSE mobile.


La strumentazione di misura è collegata alla sbarra anodica attraverso un sezionatore

unipolare (Su), un fusibile di protezione (Fu), un partitore di tensione da 6000/100 Vcc

(RVT) e un trasduttore di isolamento (TV). Lo shunt per la misura di corrente è posto

invece sul collegamento alla sbarra catodica e alimenta la strumentazione attraverso un

altro trasduttore di isolamento (TA). Anche la valvola Soulè è collegata alla sbarra catodica

(Figura 29), e ha lo scopo di connettere l’impianto di terra della SSE con il circuito di

ritorno in caso si manifestino differenze di tensione superiori a 100 V. Nel regolare

esercizio, infatti, i due impianti devono risultare separati, per evitare l’insorgere di

corrosioni della rete di terra della SSE.

Figura 29: Esempio di schema elettrico dei collegamenti nella cella misure.

Le sbarre omnibus alimentano quindi le celle contenenti gli interruttori extrarapidi (Figura

30), i dispositivi atti a rilevare e interrompere gli eventuali cortocircuiti che si possono

verificare lato alimentazione ferroviaria.


Figura 30: Interruttore extrarapido del reparto 3 kVcc al chiuso.

Le celle, di numero pari alle linee alimentate dalla SSE, sono collocate davanti ai

passamuro che delimitano il reparto 3 kV in corrente continua al chiuso. Le celle sono

accessibili solo frontalmente e sono dotate di numerosi dispositivi di sicurezza, che

comprendono anche segnalazioni luminose per l’indicazione della posizione del

sezionatore bipolare attraverso il quale è collegato l’interruttore extrarapido. L’utilizzo di un

interruttore in grado di limitare le correnti di corto circuito in pochi millisecondi (da qui

l’appellativo extrarapido) risulta fondamentale per evitare un’eccessiva sollecitazione di

tutti i componenti dell’impianto, dato che l’entità delle correnti di guasto è molto importante.

Il fatto poi che la corrente da interrompere sia continua e non alternata, rende il tutto molto

più complesso, non potendo l’interruttore sfruttare i naturali passaggi per lo zero della

grandezza sulla quale deve intervenire. Il principio di funzionamento di questo interruttore

è basato quindi sull’allungamento dell’arco elettrico, creato dall’apertura dei contatti del

dispositivo, e un suo successivo frazionamento, permettendone l’estinzione. Per ottenere

questo risultato viene utilizzato un “Soffio Elettromagnetico”, creato dalla stessa corrente

di guasto percorrendo delle spire con asse perpendicolare all’arco elettrico (Figura 31).


Per la nota legge di Lorentz, si crea una forza sulla corrente che spinge l’arco fra due

corna che si affacciano sui contatti che si sono aperti. Le corna conducono poi l’arco in un

caminetto nel quale avviene la sua suddivisione in sezioni meno energetiche e quindi più

facili da estinguere.

Figura 31: Principio di funzionamento del "Soffio Elettromagnetico".

Il comando di apertura può essere dato o dal dispositivo elettromagnetico di apertura o da

uno shunt magnetico. Il primo è in grado di rilevare l’entità delle sovracorrenti, mentre il

secondo è sensibile al gradiente di corrente, permettendo quindi un intervento più rapido

nel caso di corto circuito vicino alla SSE. Dato che la frequenza dell’insorgere di guasti è

abbastanza elevata, fondamentale risulta la presenza del dispositivo di prova terra, che

consente la richiusura automatica dell’interruttore se è stata verificata l’assenza di un

guasto permanente sulla linea. L’entità della corrente di guasto dipende dalla distanza alla

quale si verifica la perdita di isolamento rispetto alla SSE; tanto più il guasto è vicino alla

SSE, tanto più la corrente è elevata.


Dato che le linee di contatto sono di norma alimentate un modo bidirezionale da due SSE

attigue, risulta evidente che gli interruttori extrarapidi di entrambe devono poter rilevare un

guasto che si verifica in qualsiasi punto della linea. La condizione più sfavorevole si ha con

guasto vicino a una delle due alimentazioni, in quanto la corrente vista dall’altra SSE non è

molto elevata. Le tarature degli interruttori devono in questo caso essere mantenute

basse, con rischi di scatti intempestivi, dovuti a normali correnti di carico. Per ovviare a

questo problema è stato introdotto un sistema di asservimento, che assicura la protezione

della linea anche quando le tarature degli interruttori sono tenute più alte rispetto alla

corrente di corto circuito che si verifica nel caso più sfavorevole (in prossimità di una delle

due SSE). Questo accorgimento fa aprire entrambi gli interruttori quando almeno uno dei

due ha rilevato una corrente di guasto. Ogni interruttore deve proteggere quindi solo metà

tratta, con conseguente possibilità di aumento dei valori di taratura e riduzione degli scatti

intempestivi. I servizi ausiliari hanno lo scopo di alimentare in bassa tensione tutti gli

impianti di manovra, protezione, allarme e di servizio della SSE. Funzionano in parte in

corrente alternata (con valori nominali di 380 V per i servizi trifasi e 220 V per quelli

monofasi) e in parte in corrente continua (con valore unificato di alimentazione di 130 V).

Le apparecchiature in corrente alternata vengono alimentate normalmente dal

trasformatore dei servizi ausiliari, posto nel reparto AT della SSE. È prevista però

un’alimentazione di riserva, per garantire la continuità di funzionamento, solitamente

costituita da un allacciamento alla rete di distribuzione nazionale. I servizi ausiliari in cc

sono invece normalmente supportati da un alimentatore stabilizzato, collegato al circuito di

alimentazione dei servizi ausiliari in corrente alternata e che esegue la conversione 380 V

c.a. / 130 V c.c.. Questo alimenta anche in carica tampone una batteria di accumulatori al

piombo, che costituisce la riserva di alimentazione per i servizi ausiliari in cc. Tutte le

apparecchiature del reparto devono essere facilmente controllabili dalla sala quadri, dalla

quale il personale preposto gestisce il funzionamento della SSE.


Questa sala è presente anche nelle SSE gestite in telecontrollo dal DOTE (dirigente

operativo trazione elettrica), in quanto è essenziale in caso di manutenzione o di

funzionamento a regime ridotto (Figura 32). Ospita gran parte delle attrezzature dedite ai

servizi ausiliari, ma l’elemento fondamentale della sala è il quadro sinottico, uno schema

dell’intera SSE realizzato con una serie di barre e strisce colorate, che riporta lo stato di

tutti i componenti, facilitando l’individuazione di eventuali situazioni di anormalità.

Figura 32: Sala di comando e controllo circolazione ferroviaria.


ZONA A 3 kV IN CORRENTE CONTINUA ALL’APERTO

Lo scopo di quest’ultimo reparto è andare ad alimentare tutte le linee di contatto afferenti

alla SSE. I suoi confini sono determinati da un lato dagli isolatori passamuro posti a valle

degli interruttori extrarapidi e dall’altro dai terminali dei sezionatori aerei ai quali sono

collegati i conduttori che portano alla linea di contatto (Figura 33).

Figura 33: Schema del reparto alimentatori di una SSE con linea a doppio binario.

I componenti principali di questa parte dell’impianto sono:

I passamuro e gli scaricatori;

I sezionatori;

Le linee di alimentazione;

Il collegamento al negativo della SSE.

Seguendo sempre il flusso dell’energia, dagli isolatori passamuro si incontrano gli

scaricatori e i sezionatori di prima fila. A valle di questi sono montati i sezionatori di

seconda fila e infine le linee di alimentazione collegano la SSE alle linee di contatto.


Gli isolatori passamuro sono del tutto analoghi a quelli utilizzati a valle dei trasformatori di

potenza. Sono però dotati in questo caso di scaricatori, aventi la funzione di condurre a

terra le eventuali sovratensioni provenienti dalla linea di contatto (Figura 34), evitando

sollecitazioni agli interruttori extrarapidi.

Figura 34: Esempio rappresentativo di uno scaricatore e isolatore passamuro.

Viene solitamente fissato alla struttura muraria dell’edificio ed è costituito da uno

spinterometro, un condensatore da 4 μF, al quale viene posta una resistenza in parallelo

da 100 kΩ. Con queste caratteristiche, lo scaricatore presenta una tensione di innesco di

circa 7 kV. I sezionatori utilizzati in questo reparto sono unipolari del tipo a corna come

mostrato in Figura 35. Vengono di solito posti su palificazioni, in numero pari alle linee di

contatto alimentate dalla SSE.

Figura 35: Schema di un sezionatore utilizzato nel reparto a 3 kVcc all'aperto.


Oltre a questi, detti di prima fila, ne sono installati altri, detti di seconda fila, che

consentono il collegamento alternativo delle linee di contatto in caso di avaria della SSE

considerata. Solitamente quindi i sezionatori di prima fila sono chiusi, mentre quelli di

seconda fila sono aperti. La particolarità di questa tipologia di sezionatori è la capacità,

grazie alle corna, di aprire il circuito anche in presenza di correnti di intensità limitata,

riuscendo ad allungare l’arco elettrico fino a spegnerlo. Le linee di alimentazione collegano

i vari sezionatori fra loro e rendono possibile l’alimentazione della linea di contatto. Sono

costituite da uno o più conduttori in rame, con le caratteristiche riportate nella tabella di

seguito:

TIPO SEZIONE CONDUTTORI

(mm2)

SEZIONE COMPLESSIVA

(mm2)

RESISTENZA

(Ω/Km)

1 corda 103 103 0,182

2 corde 2 x 103 206 0,091

Tabella 8: Caratteristiche dei conduttori utilizzati per le linee di alimentazione.

Il numero di corde da utilizzare dipende ovviamente dall’intensità del traffico previsto nella

linea alimentata. Il collegamento del circuito di ritorno alla sbarra catodica della SSE viene

invece realizzato mediante appositi cavi, collegati al centro della connessione induttiva più

vicina alla SSE stessa. Fondamentale per la sicurezza della SSE risulta l’impianto di terra

(Figura 36), al quale devono essere collegate tutte le masse che, in caso di guasto,

possono andare in tensione.

Figura 36: Rappresentazione schematica degli impianti di terra di una SSE.


Le linee primarie, le SSE e il circuito di alimentazione ferroviaria devono essere dotati di

un proprio impianto di terra, indipendente l’uno dall’altro nel normale esercizio. Solo in

caso di possibili pericoli dovuti a gradienti di tensione troppo elevate in prossimità della

SSE, è previsto il collegamento dell’impianto della SSE con quello del circuito di ritorno,

abbassando conseguentemente l’impedenza del sistema dispersore e quindi riducendo il

rischio di raggiungere tensioni di passo o di contatto troppo elevate. Sempre per motivi di

sicurezza, i collegamenti delle masse verso terra sono raggruppati in settori, ognuno dei

quali insiste su un relè (relè di massa), in grado di individuare quando vi è la presenza di

una corrente di guasto e di far scattare l’interruttore generale di SSE. Solitamente

l’impianto di terra è costituito da una maglia di corde di rame nudo, più larghe verso il

centro della SSE, interrate a una profondità superiore a un metro, coronata da picchetti

dispersori posti in pozzetti ispezionabili. Nella sua realizzazione, non deve presentare una

resistenza superiore a 1 Ω [2],[3] e [5].


1.1.3 LE LINEE DI CONTATTO

Le linee di contatto sono quella parte dell’impianto che permette l’alimentazione dei veicoli

ferroviari (Figura 37). Per questa ragione deve risultare isolata dalle strutture di sostegno e

deve assicurare il passaggio delle correnti di linea senza causare interruzioni,

surriscaldamenti o perdite eccessive. Viene quindi realizzata con corde e fili di rame di

idonea sezione, ben tesi rispetto al piano delle rotaie e con andamento a zig zag rispetto

all’asse del binario per evitare pericolosi danneggiamenti dell’organo strisciante. Assieme

al circuito di ritorno, costituisce un impianto abbastanza particolare in quanto i carichi non

sono fissi, ma mobili e i contatti sono assicurati da organi striscianti (pantografo con

archetto) lato LdC e dalle ruote lato binario.

Figura 37: Linea di contatto aerea ferroviaria.

Le parti fondamentali costituenti questa porzione di impianto sono di seguito elencate:

1) L’infrastruttura;

2) I sostegni;

3) I conduttori;

4) L’impianto di terra.


L’INFRASTRUTTURA

Data l’estensione delle tratte ferroviarie alimentate in corrente continua e le sollecitazioni

elettriche e meccaniche cui le linee di contatto sono sottoposte, l’infrastruttura di sostegno

di questa parte dell’impianto deve essere molto solida. Importantissimo risulta il profilo

plano-altimetrico della tratta considerata, in quanto a seconda del tipo di tracciato

(rettilineo, in galleria, in curva ecc.), sono diverse le soluzioni tecniche da adottare per

ottenere un impianto di alimentazione sicuro ed efficiente. Ad esempio, nelle curve, la

rotaia esterna viene posta in sopraelevazione rispetto all’altra, al fine di cercare di

equilibrare la forza centrifuga a cui è soggetto il treno. Per quanto riguarda il tracciato,

esistono poi dei vincoli di natura tecnica che impongono un raggio di curvatura minimo di

150 metri, per non avere limitazioni sulla tipologia di treni che interessano la tratta, e una

pendenza massima del 4%, per evitare perdite di aderenza delle ruote con conseguenti

slittamenti. Anche le soluzioni per la realizzazione del corpo stradale sono diverse a

seconda dell’orografia del terreno. In generale è composto da una piattaforma, ben

livellata e pendente in senso trasversale per favorire il deflusso delle acque, sopra alla

quale viene posto uno strato di materiale bituminoso (sub ballast) dallo spessore di 5 cm e

successivamente del pietrisco (ballast), il quale ospita le rotaie (Figura 38).

Figura 38: Sezione del corpo stradale su cui poggiano le rotaie (misure in mm).


Le dimensioni della piattaforma variano secondo il numero di binari in parallelo e della

distanza tra questi, dipendente a sua volta dalla velocità dei treni. Lo strato di ballast ha lo

scopo di meglio distribuire i carichi al passaggio dei treni e il suo spessore è fissato in 35

cm nel caso di linee non molto trafficate, mentre in 50 cm per le linee della rete

fondamentale. Le caratteristiche dell’armamento verranno descritte in dettaglio nel

prossimo paragrafo.

I SOSTEGNI

I sostegni utilizzati per la sospensione della linea di contatto devono essere progettati per

avere idonee caratteristiche meccaniche, dipendenti dal numero e dalla tipologia di binari

considerati. Come per il resto dell’impianto, numerose sono state le migliorie tecniche

impiegate, che hanno portato allo sviluppo di un gran numero di tipologie di sostegni,

ognuno caratterizzato da propri aspetti peculiari. Le caratteristiche meccaniche principali

che la linea di contatto richiede sono inerenti all’altezza, all’elasticità e all’insensibilità

rispetto alle variazioni di temperatura e alle condizioni climatiche (presenza di vento,

ghiaccio, ecc.). Le normative prescrivono che l’altezza della linea di contatto debba

rimanere la più possibile costante e a un valore di 5 metri rispetto al piano del binario.

Variazioni importanti porterebbero, infatti, a un continuo distacco degli striscianti, con

conseguenti archi elettrici e consumo degli archetti. Per cedevolezza si intende il rapporto

tra il sollevamento della linea di contatto e la spinta esercitata dal pantografo. Questo

valore deve rimanere il più possibile costante, ossia la linea non deve presentare zone a

rigidità diversa, che potrebbero portare a fenomeni di risonanza in relazione alle

oscillazioni dei conduttori.


Per rispettare questo vincolo, vengono adottati vari accorgimenti, come l’utilizzo di una

freccia leggermente positiva a metà campata o l’utilizzo di una corda a Y in

corrispondenza della sospensione (Figura 39).

Figura 39: Catenaria semplice con sospensione longitudinale a Y.

Le variazioni di temperatura portano invece ad allungamenti e accorciamenti dei

conduttori, con un’alterazione conseguente nei tiri e nelle frecce. È stata introdotta per

questo motivo la regolazione automatica del tiro dei conduttori (Figura 40); un sistema di

pulegge e contrappesi montato su alcuni sostegni in grado di far fronte agli allungamenti o

accorciamenti dei conduttori, con benefiche conseguenze sulla qualità dell’alimentazione

dei veicoli.

Figura 40: Sistema di regolazione automatica del tiro dei conduttori.


Per rispettare i vincoli sopra esposti, la linea di contatto viene sostenuta o da pali infissi

lateralmente al binario o da portali sovrastanti la tratta. Per quanto riguarda il primo tipo di

sostegno abbiamo tre principali tipologie di pali utilizzati: pali tipo Mannesmann, pali tipo

LS (Figura 41) e i pali di fortuna. I primi sono dotati di una struttura tubolare rastremata

verso l’alto e reggono molto bene i carichi orientati in qualunque direzione. Rappresentano

il 75% del totale dei sostegni utilizzati. I pali di tipo LS sono invece costituiti da due profilati

a C, collegati fra loro da tondini di ferro a forma di zig zag. Rispetto ai pali tipo

Mannesmann hanno un costo unitario inferiore del 50%, ma presentano un momento

resistente in senso longitudinale alla linea ridotto. I pali di fortuna sono invece utilizzati in

caso di ripristino provvisorio della linea, a seguito di eventi eccezionali quali incidenti

ferroviari o spostamento temporaneo dei binari, in quanto non richiedono blocchi di

fondazione. Sono di tipo tubolare e dotati di un’appendice sulla quale sono montate due

piastre da fissare sotto le rotaie.

Figura 41: Principali tipologie di pali utilizzati come tipo Mannesmann e tipo LS (misure in mm).


I portali invece hanno una struttura composta da una travata orizzontale, fissata a due

montanti verticali (Figura 42). Le travate sono a traliccio, solitamente di tipo rettangolare,

mentre i montati possono essere dei semplici pali tipo Mannesmann oppure apposite

tralicciature a sezione rettangolare.

Figura 42: Esempio di portale per ormeggio binari a travata rettangolare.

Sono largamente utilizzati nei posti di sezionamento elettrico a spazio d’aria e nelle

stazioni, in quanto consentono un efficace distanziamento dei conduttori e richiedono

spazi tra i vari binari ridotti. Qualunque tipo di sostegno venga utilizzato, fondamentale

risulta il corretto dimensionamento dei blocchi di fondazione, le cui dimensioni variano a

seconda del tipo di sostegno e dall’entità delle sollecitazioni applicate allo stesso. Devono

essere costituiti da conglomerato cementizio con forma parallelepipeda. La superficie

superiore deve essere sagomata a quattro spioventi, allo scopo di favorire lo scolo delle

acque piovane. Per aumentare la stabilità dei sostegni, possono essere utilizzati dei tiranti,

costituiti da tondi in acciaio, collegati ad appositi blocchi di calcestruzzo. Per quanto

riguarda lo spazio da porre tra sostegno e binario, le normative attuali prescrivono, per

tratte in piena linea, una distanza di 2.25 m dalla rotaia più vicina.


La lunghezza delle campate dipende invece dal tracciato della linea e in particolare dal

raggio delle curve. La lunghezza massima ammessa è di 60 m; lunghezza adottata

normalmente in rettifilo e per curve con raggio maggiore di 1400 m. Per curve più

importanti, la lunghezza della campata deve essere ovviamente ridotta. Ai sostegni sono

fissate le mensole (Figura 43), strutture caricate a sbalzo che hanno la funzione di

posizionare le sospensioni per la linea di contatto. Sono sostenute da tiranti, costituiti da

aste o corde metalliche, anch’essi assicurati ai sostegni. Le più diffuse hanno forma

tubolare, dal diametro esterno di 76 mm e interno di 66 mm. In stazione la lunghezza può

essere molto variabile, dipendente dal numero di binari presenti, mentre in piena linea le

lunghezze sono ampiamente standardizzate.

Figura 43: Mensola ferroviaria per linea di contatto.

Le sospensioni sono quel complesso di elementi che hanno lo scopo di sostenere, isolare

e poligonare la linea di contatto. In generale sono composte da due isolatori; il primo è

avvitato in un perno infilato in una staffa fissata direttamente alla mensola, il secondo

invece è sostenuto dal braccio di poligonazione, anch’esso collegato alla mensola

attraverso un apposito attacco. Il secondo isolatore non è dotato di cappa in bronzo come

il primo, ma di un attacco che ospita il tirantino di poligonazione in grado di sopportare

spostamenti in orizzontale e verticale, mantenendo però la poligonazione entro i limiti di

±20 cm.


Più recentemente sono state introdotte sospensioni tipo MEC (Figura 44) in cui tutto

l’isolamento è garantito in corrispondenza del sostegno; la sospensione risulta quindi

normalmente tutta sotto tensione. È composta da un tirante orizzontale e da una mensola

inclinata, alla quale è collegata un’asta di registrazione, mantenuta orizzontale da un

apposito pendino, che ospita l’attacco per la corda portante. All’asta è poi collegato il

tirantino di poligonazione [3] e [5].

Figura 44: Sospensione tipo MEC della linea.

I CONDUTTORI

Prima di dare una descrizione dettagliata di tutti i conduttori che costituiscono la linea di

contatto, si richiamano alcuni concetti per una migliore comprensione delle scelte

dimensionali dei vari componenti. Il dimensionamento dei conduttori che compongono la

linea di contatto consiste nel determinare la sezione utile di rame rispetto alle condizioni di

carico (Tabella 9).


La scelta di una sezione troppo grande comporterebbe, infatti, oneri economici troppo

elevati e problemi di captazione, mentre una sezione troppo esigua sarebbe causa di

cadute di tensione elevate, maggiori perdite e di surriscaldamento dei conduttori. Per un

corretto dimensionamento, bisogna quindi considerare i seguenti parametri elettrici inerenti

alla linea: la resistenza ohmica, la densità di corrente nel rame e le cadute di tensione

ammesse. Per valutare la resistenza chilometrica dei conduttori di rame viene solitamente

utilizzata la seguente formula:

dove S è la sezione espressa in mm2. Si riportano di seguito le varie configurazioni

possibili utilizzate nelle linee di contatto indicando la resistenza ohmica:

COMPOSIZIONE SEZIONE DEI

CONDUTTORI (mm2)

SEZIONE

COMPLESSIVA (mm2)

RESISTENZA

(Ω/Km)

1 filo sagomato +

1 corda portante

1 x 100 163 0,115

1 x 63

2 fili sagomati +

1 corda portante

2 x 100 317 0,059

1 x 117

2 fili sagomati +

2 corde portanti

2 x 100 434 0,043

2 x 117

2 fili sagomati +

1 corda portante

2 x 150 460 0,041

1 x 160

2 fili sagomati +

2 corde portanti

2 x 100 510 0,037

2 x 155

2 fili sagomati +

2 corde portanti

2 x 120 540 0,035

2 x 150

2 fili sagomati +

2 corde portanti

2 x 150 610 0,031

2 x 155

Tabella 9:Caratteristiche delle possibili configurazioni di conduttori utilizzati per le linee di contatto.


La densità di corrente ammissibile dipende invece dalla sovratemperatura sopportabile dai

conduttori, senza che questi subiscano allungamenti o deformazioni troppo importanti. Le

norme prescrivono una densità di corrente massima di 4 A/mm2, che corrisponde a una

sovratemperatura dei conduttori di 45 °C rispetto a quella ambiente. I limiti previsti invece

per le cadute di tensione impongono che per il sistema a 3000 V in corrente continua la

tensione di linea sia sempre compresa tra -33% e +20% della tensione nominale (quindi

compresa tra 2000 V e 3600 V). Se la tensione scende al di sotto del limite previsto viene

prescritta la sospensione del traffico per alcuni mezzi pesanti (ad esempio dei treni merci),

in attesa di apportare migliorie al sistema di alimentazione. La classificazione delle linee di

contatto prevista dalla normativa prevede cinque possibili configurazioni, come riportato

nella seguente tabella:

TIPO

SEZIONE DELLA

CORDA

PORTANTE

(mm2)

SEZIONE DEI

FILI DI

CONTATTO

(mm2)

SEZIONE

COMPLESSIVA

(mm2)

VELOCITA’

MASSIMA

AMMESSA

(Km/h)

A 1 X 120 fissa 2 x 100 regolati 320 140

B 1 x 120 regolata 2 x 100 regolati 320 180

C 2 x 117 regolate 2 x 100 regolati 434 180

D 1 x 160 regolata 2 x 150 regolati 460 200

E 2 x 120 regolate 2 x 150 regolati 540 250

Tabella 10: Classificazione della tipologia della linea di contatto secondo FS.

La catalogazione non è però rigorosa e, dove necessario, può essere aumentata la

sezione della linea di contatto per ridurre le cadute di tensione. I conduttori utilizzati nel

sistema di alimentazione sono solitamente di rame e, solo in casi particolari, vengono

utilizzati altri materiali.


Tre sono i tipi utilizzati: il filo sagomato, a contatto con gli organi striscianti dei mezzi di

trazione, il filo tondo, usato nella costruzione dei pendini, e le corde e i trefoli, usati per

sostenere i fili di contatto, per i collegamenti equipotenziali e per le linee di alimentazione.

Il filo sagomato a una sezione di 100 mm2 o 150 mm2 e presenta due scanalature per

consentire l’attacco delle ganasce dei pendini, costituiti da un filo tondo dal diametro di 5

mm. Le corde e i trefoli hanno varie sezioni e funzioni, come riportato nella seguente

tabella:

IMPIEGO MATERIALE DIAMETRO STRUTTURA SEZIONE

(mm2)

MASSA

(Kg/m)

Corda portante binario

principale Rame 14 19 x 2,8 117 1,07

Corda per cavallotti

continuità Rame 11,9 37 x 1,7 107 0,78

Corda per cavallotti di

scorrimento Rame 10,5 19 x 2,1 65 0,603

Corda per binario

secondario Rame 10,2 7 x 3,4 63 0,570

Corda di terra Alluminio 14,5 19 x 2,9 125 0,350

Circuito di terra Rame 7 7 x 0,8 24,5 0,194

Tabella 11: Caratteristiche di varie corde utilizzate nel circuito di alimentazione ferroviaria.

Data la grande estensione degli impianti di alimentazione, risulta necessario l’impiego di

morsetti, dispositivi di collegamento a pressione di due conduttori metallici, che rivestono

sia una funzione elettrica che meccanica. La distanza tra filo di contatto è corda portante

in corrispondenza di ciascuna sospensione è di circa 1.4 m, mentre l’altezza del filo di

contatto rispetto al piano del ferro è di 5.2 m. Il collegamento dei fili di contatto con la

corda portante è dato da appositi sostegni, detti pendini. Questi sono di varia lunghezza,

per tenere conto della diversa posizione che devono assumere nella campata compresa

tra due sostegni.


Nelle tratte in cui le corde non prevedono la regolazione automatica, i pendini devono

essere liberi di spostarsi, trascinati dai movimenti del filo di contatto a causa delle

variazioni di temperatura. Per questo motivo solitamente vengono utilizzati solo nella parte

centrale della campata, dato che in vicinanza della sospensione vengono utilizzati

cavallotti di scorrimento, in grado di creare brevi tratti orizzontali nella corda portante e di

ridurre l’attrito in corrispondenza dell’accavallamento tra questa e il cavallotto. I pendini

non sono sufficienti a garantire un buon collegamento elettrico tra fili di contatto e corda

portante per cui si utilizzano dei cavallotti di continuità [3] e [5].

L’IMPIANTO DI TERRA

Fondamentale ai fini della sicurezza elettrica risulta il circuito di terra di protezione

dell’impianto di alimentazione ferroviaria. Bisogna subito sottolineare come questo debba

essere normalmente mantenuto separato dal circuito di ritorno della corrente di linea, al

fine di ridurre il rischio di corrosioni elettrolitiche e conseguente indebolimento delle

strutture. Solo al verificarsi di differenze di potenziale troppo elevate (maggiori di 200 V)

tra i due circuiti, è prescritta la messa in parallelo degli stessi attraverso le valvole di

tensione. Nel complesso, il circuito di terra viene ottenuto connettendo i singoli sostegni a

paletti dispersori e collegandoli poi tra loro attraverso corde di alluminio dalle seguenti

caratteristiche espresse in tabella:

MATERIALE DIAMETRO STRUTTURA SEZIONE

(mm2) MASSA (Kg/m)

Alluminio 14,5 19 x 2,9 125 0,350

Tabella 12: Caratteristiche delle corde utilizzate per il collegamento di terra dei sostegni.


Come detto, il collegamento al circuito di ritorno è affidato a valvole di tensione, disposte a

intervalli di circa 3000 m in apposite cassette fissate ai sostegni (Figura 45).

Figura 45: Separazione del circuito di ritorno da quello di terra dei sostegni.

L’impianto deve essere tale da presentare, in corrispondenza di ogni sostegno, una

resistenza di messa a terra inferiore ai 2 Ω. In caso contrario devono essere realizzati

alcuni accorgimenti (l’utilizzo di dispersori profondi, l’aggiunta di una corda di terra, ecc.)

tali da riportarsi entro il limite previsto. Nelle linee a semplice binario è previsto l’utilizzo di

due corde di terra, mentre in quelli a doppio binario è prevista l’installazione di una sola

corda se la sezione della linea è inferiore a 320 mm2. La corda si trova all’esterno del

sostegno e viene posizionata generalmente a una quota di 20 cm più bassa dei fili di

contatto. Ogni 1500 metri è previsto, nel caso di linee a doppio binario, un collegamento

equipotenziale tra le corde di terra dei due binari. Al fine della protezione dalle fulminazioni

è prevista, in modo analogo a quanto viene fatto per le linee di primarie, la presenza di

trefoli di guardia, disposti sulla sommità dei sostegni e realizzati con funi di acciaio zincato

da 60 mm2 o di bronzo da 35 mm2. La tendenza attuale è però quella di limitare

l’installazione di tali conduttori e di posizionare una delle due corde di terra in posizione più

elevata delle sospensioni, affidandole quindi anche una funzione di protezione unica.


1.1.4 IL CIRCUITO DI RITORNO

L’importanza del circuito di ritorno e delle sue caratteristiche è pari a quella che riveste la

linea di contatto al fine di garantire un regolare esercizio ferroviario. È costituito da una o

entrambe le rotaie del binario, anche se bisogna subito sottolineare che parte della

corrente può disperdersi nel terreno prima di ritornare nella SSE, dato che non è previsto

l’isolamento totale dei binari rispetto alla terra. In ogni caso deve essere sempre verificata

la continuità elettrica del circuito, assicurando un collegamento permanente tra i vari

spezzoni di rotaia. Nel fissare le rotaie alle traverse, vengono utilizzati espedienti affinché

assumano una leggera inclinazione verso l’asse del binario, per aumentare la stabilità dei

convogli in transito. Ogni rotaia risulta composta di 3 elementi: il fungo, il gambo e la suola

(Figura 46). La parte superiore del fungo risulta arrotondata per meglio adeguarsi alla

forma dei cerchioni delle ruote mentre la suola offre un’ampia base di appoggio che

favorisce la stabilità del binario durante il transito dei treni. Il gambo distanzia le due parti

sopra citate e presenta una zona centrale in grado di sopportare eventuali forature senza

subire indebolimento della struttura del binario.

Figura 46: Rappresentazione schematica di una rotaia.


Le varie tipologie di rotaie si contraddistinguono per il loro peso per metro, misurato in

kg/m. Si riportano di seguito le caratteristiche di 3 tipi di rotaie, con indicate le misure

principali:

TIPO

PESO PER

METRO

(Kg/m)

A

(mm)

B

(mm)

C

(mm)

D

(mm)

a

(mm)

S

(mm)

SEZIONE

(cm2)

FS 46 46,30 65,00 36,87 135 145 8,12 14,00 55,50

50 UNI 49,86 70,00 38,80 135 148 10,00 14,00 63,50

60 UNI 60,36 74,30 37,50 150 172 11,50 16,50 76,86

Tabella 13: Dimensioni principali di 3 tipi di rotaie.

Data la lunghezza delle tratte ferroviarie, nella costruzione dei binari risulta necessario

l’unione di più sezioni elementari successive. In passato molto utilizzate erano le giunzioni

meccaniche, sostituite adesso da saldature. Questa evoluzione ha portato a una maggiore

stabilità nella struttura della rotaia, in quanto non è più necessaria la foratura del gambo

che può portare a corrosioni, e una riduzione della resistenza del circuito di ritorno. A tal

proposito, con le giunzioni meccaniche, la formula pratica da utilizzare per la

determinazione della resistenza chilometrica longitudinale è la seguente:

dove m è il numero di rotaie in parallelo (solitamente 2 per ogni binario), p è la massa per

metro lineare di rotaia e l è la lunghezza in metri di ogni tratto continuo di rotaia. Con la

tecnica rotaia saldata, la resistenza chilometrica viene valutata con la formula seguente:


La Tabella 14 riporta i valori di resistenza chilometrica per 3 configurazioni di rotaie:

TECNICA ADOTTATA TIPO DI ARMAMENTO P

(kg/m) m

l

(m)

r

(Ω/Km)

Giunzione FS 46 46,30 2 12 0,0223

Giunzione FS 46 46,30 2 18 0,0195

Saldatura 60 UNI 60,36 2 36 0,0082

Tabella 14: Caratteristiche tecniche di 3 configurazioni diverse di rotaie (“p” indica la massa per metro, “m” il numero di rotaie in parallelo ed “l” la lunghezza tratto continuo di rotaia).

Si nota la convenienza dell’utilizzo della tecnica a rotaia saldata, che comporta una

diminuzione sensibile della resistenza del circuito di ritorno e quindi anche dell’intero

circuito di alimentazione ferroviaria. Nelle rotaie, per il funzionamento dei circuiti di binario,

devono essere inseriti dei giunti isolanti, con lo scopo di interrompere la continuità elettrica

del circuito di ritorno. Per ristabilirla vengono usate apposite connessioni longitudinali del

tipo a treccia, la cui resistenza deve risultare inferiore a quella corrispondente a 3 metri di

rotaia. Molto importante dal punto di vista elettrico risulta la conduttanza di dispersione

verso terra delle rotaie. Queste, infatti, non sono perfettamente isolate dal terreno,

permettendo a parte della corrente di ritorno di fluire a terra. Questo accorgimento evita

che il binario si porti a tensioni pericolosamente alte quando percorso dalla corrente di

alimentazione, ma è causa di possibili corrosioni su strutture adiacenti alla linea. La

conduttanza di dispersione non è legata alla natura dei binari, ma alle condizioni della

massicciata, allo stato di conservazione delle traverse e alle condizioni ambientali,

risultando quindi molto variabile. Il suo valore condiziona il funzionamento dei circuiti di

binario, per cui viene prescritto che la resistenza di isolamento tra le due rotaie non debba

essere inferiore a 2 Ω∙km (quindi in termini di conduttanza non superiore a 0,5 S/km) per le

tratte di piena linea, mentre 1,4 Ω∙km (quindi una conduttanza inferiore a 0,71 S/km) per i

binari nell’ambito delle stazioni.


La normativa distingue tre tipi di circuito di ritorno, suddivisi in base alla funzione che le

rotaie rivestono nel circuito (Figura 47). La prima tipologia prevede entrambe le rotaie

isolate, separate da giunti isolanti, dove la continuità del circuito viene data da apposite

connessioni induttive, necessarie per il funzionamento del circuito di binario. Il secondo è

costituito da una sola rotaia isolata, anche se in entrambe le sezioni delle rotaie sono

separate da giunti isolanti. La continuità del circuito di ritorno è data da opportuni

collegamenti. Il terzo tipo prevede invece entrambe le rotaie non isolate e assicuranti la

continuità del circuito di ritorno attraverso opportuni collegamenti longitudinali.

Figura 47: Casi dei circuiti di ritorno previsti dalla normativa.

I collegamenti trasversali fra rotaie sono sempre possibili solo per il circuito di tipo 3 e

vengono solitamente poste ogni 180 m. Nel caso di circuito di tipo 2 sono possibili solo nel

caso di linee a doppio binario, collegando fra loro le rotaie non isolate dei due binari

sempre a intervalli di 180 m. Per il circuito di tipo 1, le connessioni trasversali non possono

essere applicate in nessun caso. Uno degli aspetti fondamentali nell’esercizio ferroviario

risulta la sicurezza. Tanti sono stati gli sforzi compiuti in questo senso, che hanno reso il

treno uno dei mezzi più sicuri per il trasporto di persone e di merci. Uno dei problemi

principali era legato alla verifica dell’occupazione o meno di una tratta ferroviaria, al fine di

evitare disastrosi incidenti. A tale scopo, grazie all’introduzione dei circuiti di binario

(Figura 48), venne sviluppato un sistema a blocco elettrico manuale tipo FS. Questo

impianto di protezione consentiva l’identificazione dell’occupazione o meno di una tratta di

binario, suddividendola in sezioni di blocco.


Le porzioni di linea erano delimitate dai posti di distanziamento (detti anche posti di

blocco), che dovevano risultare sempre presenziati. Il sistema richiedeva l’installazione in

ogni posto di blocco di appositi apparecchi chiamati strumenti di blocco il cui

funzionamento è semiautomatico.

Figura 48: Schema elettrico del circuito di binario.

La funzione principale di questi è il rilascio del consenso all’occupazione di una sezione di

blocco previa richiesta dal posto di blocco dal quale il treno deve partire. In caso positivo,

veniva dato un segnale di partenza in forma luminosa e il treno poteva occupare la tratta

successiva. La verifica della liberazione della tratta era affidata ai circuiti di binario, mentre

compito dell’operatore presente nel posto di blocco era il controllo della completezza del

treno. I margini di errore umano vennero poi completamente eliminati con l’introduzione

del blocco automatico, ancora oggi utilizzato per la sua grande affidabilità e sicurezza. Il

circuito di binario utilizzato nelle tratte dotate di sistema a blocco automatico, funziona in

corrente alternata a 50 Hz. In serie all’alimentazione, data da un trasformatore

abbassatore da 50 VA che fornisce una tensione di 150 V, viene inserita una resistenza

zavorra che ha lo scopo di limitare la corrente quando gli assi del treno cortocircuitano le

rotaie.


Il relè di ricezione del circuito di binario è posto all’estremo opposto della sezione di blocco

(Figura 49) e viene alimentato da un trasformatore elevatore, in grado di portare la

tensione a valori consoni al funzionamento del relè stesso.

Figura 49: Schema elettrico del collegamento alla valvola di tensione.

Quando la tratta interessata non è percorsa da treni, la corrente del circuito di binario si

richiude attraverso il secondo trasformatore e il relè non scatta. In presenza invece di un

convoglio, le ruote cortocircuitano le rotaie, diseccitando il relè che segnala quindi la

presenza del treno sulla sezione considerata. Se le sezioni di blocco non sono troppo

lunghe, è sufficiente utilizzare un circuito di ritorno del secondo tipo, utilizzando delle

connessioni in treccia di rame tra le due rotaie non isolate appartenenti a sezioni contigue.

Quando i circuiti di binario sono di notevole lunghezza (compresa tra 700 m e 2000 m) si

adotta invece il circuito di ritorno di tipologia a, con entrambe le rotaie che partecipano alla

conduzione della corrente di ritorno[3], [5] e [6].


1.2 SISTEMA DI ELETTRIFICAZIONE A 25 kV IN CORRENTE ALTERNATA

Finora si è parlato principalmente del sistema di alimentazione ferroviaria a 3 kV corrente

continua descrivendone tutti gli elementi che lo costituiscono. Come già accennato

nell’introduzione, si è sentita la necessità di rivoluzionare il panorama del trasporto

ferroviario, andando a sviluppare il sistema Alta Velocità / Alta Capacità. Sulle nuove linee

veloci AV/AC è adottato il sistema di elettrificazione monofase a 25kV corrente alternata

50Hz, innovativo rispetto al sistema a 3kV corrente continua con il quale è elettrificata

l'intera rete ferroviaria italiana. Sulle interconnessioni con le linee esistenti e sui nodi

urbani la tensione di alimentazione è a 3kVcc. Questo sistema di alimentazione a 25kV è il

più utilizzato in Europa per linee veloci ad elevata capacità di traffico visto che consente di

disporre della potenza necessaria a far viaggiare convogli frequenti e veloci in modo

economicamente più vantaggioso rispetto ai 3kV. Contemporaneamente evita l’impiego

all’interno delle Sottostazioni Elettriche Ferroviarie di apparecchiature di conversione da

corrente alternata a continua, riduce il numero di SSE lungo la linea, riduce le cadute di

tensione lungo la linea e permette potenziamenti futuri della capacità della linea senza

ulteriori interventi sugli impianti. Il sistema elettrificato a 25 kV è allacciato direttamente

alla rete elettrica nazionale (RTN) a 380-220 kV ed è in grado di assorbire carichi

monofase con squilibri ridotti rispetto alla rete a 132 kV, senza arrecare disturbi alla

distribuzione urbana di energia elettrica. Gli allacciamenti sono realizzati attraverso un

insieme di apparecchiature dedicate sulla sbarra ad altissima tensione (AAT) tramite un

autotrasformatore di elevata potenza (250 MVA) con il secondario alla tensione di 150 o

132 kV su di una sbarra dedicata dalla quale è derivato l’elettrodotto di proprietà RFI.


Tale elettrodotto che alimenta direttamente una sottostazione elettrica (SSE) alla

medesima tensione primaria di 150 o 132 kV (come mostrato nella seguente Figura 50).

Figura 50: Schema tipo di alimentazione primaria delle tratte AV 2 x 25 kV c.a..

Tali sottostazioni prelevano energia dagli elettrodotti solamente su due fasi e trasformano

l'energia prelevata tramite due trasformatori di potenza nominale 60 MVA (di cui uno

riserva dell'altro) con il primario a 150 o 132 kV e il secondario collegato da un capo a +25

kV dall'altro a -25 kV da cui nasce la denominazione 2 x 25 kV. L'inserzione bifase viene

effettuata sul sistema di linea e quindi senza possibilità di funzionamento in parallelo.


Figura 51: Tipico schema di una SSE a 25 kV c.a..

E’ da notare inoltre che le SSE si comportano come utenze elettriche reversibili. Infatti

qualora un treno circolante restituisca in linea energia di recupero dovuta alla frenata e

questa non venga contestualmente assorbita sulla linea stessa da un altro carico mobile,

tale energia può essere restituita sulla linea primaria alimentante. Per l’architettura del

sistema di alimentazione 25 kV delle nuove linee veloci è stato adottato il cosiddetto

“sistema ad anello” ritenuto in grado di garantire allo stesso tempo sia maggiore efficacia

che sicurezza. Tale struttura prevede che le SSE siano collegate fra di loro ad una

distanza di circa 50 Km l’una dall’altra mediante linee dedicate a 132 kV in “entra - esci” e

che la prima e l’ultima sottostazione sia connessa a due centrali rete elettrica nazionale. In

alternativa si è valutata la possibilità di utilizzare il sistema a bastone, in cui ogni

sottostazione è collegata ad una centrale della rete elettrica nazionale.


La scelta ricade però sulla struttura ad anello per i seguenti vantaggi:

garantisce una riserva di linea in caso di guasto di una sottostazione ferroviaria;

economicità rispetto al sistema a bastone che utilizza un numero doppio di

trasformatori dedicati;

minore impatto ambientale sul territorio in quanto può seguire il tracciato della linea

ad Alta Velocità;

non richiede la costruzione di altre stazioni Enel comportando un risparmio oltre che

economico anche in termini di occupazione del suolo.

La tipologia costruttiva adottata per gli elettrodotti a 132kV è del tipo aereo con sostegni a

traliccio a basso impatto ambientale. In ambito urbano, in limitati tratti particolarmente

complessi dal punto di vista urbanistico o ambientale, è stata utilizzata la tipologia

interrata. Il sistema di trazione elettrica (TE) scelto per le linee a Alta Velocità/Alta

Capacità è del tipo 2 x 25 kV -50 Hz dove la catenaria presenta una tensione alternata di

+25 kV ed il feeder, parallelo ad essa, una tensione alternata di -25 kV (Figura 52).

Figura 52: Principio di funzionamento della trazione elettrica 2x25 kV-50 Hz.

Dunque l’energia elettrica viene consegnata al treno per mezzo della linea di contatto

(LdC) alimentata alla tensione di + 25 kV ed è costituita da una fune portante da 120 mm2

e da un filo di contatto da 150 mm2 posto a 5,30 m sul piano del ferro.


Il feeder, alimentato a - 25 kV ed in contrapposizione di fase rispetto alla LdC, è sostenuto

dagli stessi pali della TE, così come la fune di terra che collega tutti i sostegni tra di loro

(Figura 53).

Figura 53: Conduttori aerei della linea di contatto.

Il nuovo sistema di trazione 2 x 25 kV c.a. è infine caratterizzato da due singolari posti di

alimentazione elettrica: i Posto di Cambio Fase (PCF) e i Posti di Confine elettrico(POC). Il

Posto di Cambio Fase (PCF) è costituito da un apposito tratto neutro (Figura 54) ubicato in

maniera simmetrica tra due SSE. Il PCF è un posto tecnologico di tipo “funzionale” ed è

pertanto possibile spostarlo in altro luogo lungo linea in funzione delle necessità di

esercizio. I PCF, che sono appositamente segnalati lungo linea e presso l’RBC, devono

essere percorsi dai treni con pantografo alzato e carico disinserito. Il distacco del carico è

comandato automaticamente a bordo treno, tramite il sistema di comando-controllo della

circolazione.

Figura 54: Giunto isolante catenaria e binario del PCF.


I posti di Confine elettrico (POC) tra sistema a 3 kV c.c. e 25 kV c.a. sono ubicati in

corrispondenza degli imbocchi e delle interconnessioni tra le tratte AV/AC e la rete storica

(Figura 55). Essi sono realizzati con due tratti neutri con messa a terra centrale e vanno

percorsi dai treni con pantografi abbassati. Per ovviare a problemi di compatibilità

elettromagnetica (cioè correnti condotte e interferenze con i circuiti di binario) i POC sono

stati attrezzati con speciali filtri soppressori di armoniche nella sezione a 3 kV e con

particolari trasformatori di separazione nella sezione a 25 kV.

Figura 55: Schema di un posto di confine elettrico (POC).

Anche i POC sono segnalati lungo linea e presso l’RBC e devono essere percorsi dai treni

con pantografi abbassati. Di fatto prima del POC viene abbassato il pantografo in presa e

dopo il POC viene sollevato il pantografo utile per il sistema di trazione incontrato [4], [5] e

[7].


CAPITOLO 2: Il CARICO FERROVIARIO

Come precedentemente accennato, per il dimensionamento di una Sottostazione Elettrica

Ferroviaria, risulta di primaria importanza la valutazione della potenza assorbita nella tratta

alimentata dalla SSE stessa. I parametri che definiscono il carico utile alla linea di contatto

per soddisfare la richiesta di energia da parte dei convogli che la percorrono sono:

Densità del traffico ferroviario;

Potenza assorbita dal singolo treno;

Configurazione del tracciato.

Densità del traffico ferroviario

Data una tratta ferroviaria alimentata dalla sottostazione ad essa associata, la potenza

totale richiesta per soddisfare le esigenze dei convogli è caratterizzata dalla densità di

traffico cioè dal numero di treni che contemporaneamente attraversa la tratta considerata.

Per questa ragione vengono suddivise, in ambito ferroviario, le ore di un’intera giornata in:

Ore di morbida;

Ore di punta.

Questa suddivisione è data dal fatto che il carico ferroviario è molto variabile a seconda

della fascia oraria osservata ed è per questa ragione che vi è una classificazione delle ore.

Per ore di morbida si intende quelle ore dove il traffico ferroviario è molto variabile ma in

range molto bassi di potenza assorbita dai convogli attraversanti la tratta in oggetto.


Le ore di morbida ricoprono generalmente le fasce orarie dove il numero di treni passanti

su una tratta ferroviaria è basso (ad esempio le ore notturne). Invece, le ore di punta

definiscono quella parte del giorno dove il traffico ferroviario è sia variabile che intenso

causando picchi di potenza assorbita molto elevati (ad esempio le fasce orarie 6:00-9:00

oppure 17:00-20:00). I flussi di traffico ferroviario variano significativamente nel tempo:

durante la giornata (ore di punta, ore di morbida);

durante la settimana (traffico festivo e traffico feriale);

durante l’anno (mesi estivi e mesi invernali).

La variazione più significativa è quella giornaliera, infatti, la quantità di domanda nell’ora di

punta è la base per il dimensionamento delle infrastrutture e dei servizi di trasporti.

Potenza assorbita dal singolo treno

Il carico assorbito dai convogli dipende principalmente dalla potenza del locomotore che

varia in funzione della velocità assunta e dalla tipologia di locomotore passante nella tratta

in oggetto. Per osservare i diversi carichi in gioco richiesti dai convogli, si può osservare la

Tabella 2 riportata nel primo capitolo che, esprime le potenze assorbite in MW di alcuni

mezzi di trazione ferroviaria in funzione della velocità e tipologia del locomotore.


2.1 CONSUMI ENERGETICI NEL TRASPORTO FERROVIARIO ITALIANO

Il settore dei trasporti è responsabile di oltre un terzo dei consumi energetici nazionali. A

differenza del settore industriale che registra una leggera ma costante diminuzione dei

consumi, nell’ambito dei trasporti si verifica un aumento, dettato dalla crescente domanda

di mobilità di persone e merci. I consumi energetici dei trasporti in Italia sono originati dalle

diverse modalità di spostamento (auto, aereo, treno, etc) in misura molto differenziata.

Figura 56: Ripartizione dei consumi energetici dei trasporti in Italia.

Le ragioni di questa grande disparità sono da ricercarsi sia nelle diverse quantità di

persone e merci trasportate, sia nella maggiore efficienza energetica del treno rispetto

all’auto e all'aereo [8]. Il Gruppo Ferrovie dello Stato Italiane è uno dei principali

consumatori nazionali di energia e, come tale, è impegnato nella continua ricerca della

massima efficienza energetica in tutte le sue attività.

13%

2%

74%

11%

Ripartizione dei consumi energetici fra le diverse modalità di trasporto

Marittimo Ferroviario Auto Aereo


I consumi totali di energia primaria del Gruppo sono diminuiti del 4,3%, nonostante

l’allargamento del perimetro di rendicontazione (i dati 2014 includono Ataf Gestioni e

Umbria Mobilità Esercizio, controllate di Busitalia - Sita Nord, oltreché Bluferries controllata

da RFI).

A parità di perimetro la riduzione complessiva dei consumi, rispetto al 2013, si attesta al

7%. L’andamento dei consumi è favorevole, in diversa misura, per tutte le voci di

destinazione. I consumi per trazione ferroviaria, che rappresentano l’80% dei consumi di

energia primaria del Gruppo, diminuiscono del 4,5% nonostante l’offerta complessiva di

trasporto si sia ridotta in misura inferiore (-1,2% di treni-km sulla rete ferroviaria italiana

rispetto al 2013) e risulta positivo il bilancio anche rispetto al 2012 (-1,4% di energia

impiegata rispetto a un incremento del +1,3% di treni-km). I dati pertanto confermano

l’efficacia delle azioni di razionalizzazione delle attività e di risparmio energetico collegati

all’esercizio ferroviario [8].


Tuttavia, il miglioramento del trend può essere anche ricondotto a un progressivo

decremento dei treni-km effettuati con trazione diesel oltre che, relativamente al 2014, a

un fattore climatico favorevole che ha consentito di ridurre i consumi legati ai servizi di

climatizzazione, estiva e invernale, a bordo treno [8].


2.2 EMISSIONI DI GAS SERRA NEL TRASPORTO FERROVIARIO ITALIANO

Nel corso del 2014 le emissioni totali di gas serra del Gruppo Ferrovie dello Stato Italiane

sono diminuite del 7,2%, nonostante l’ampliamento del perimetro di rendicontazione, per

effetto della riduzione dei consumi complessivi del Gruppo. A questo fattore va aggiunta

una diminuzione significativa delle emissioni specifiche per la produzione di energia

elettrica [8].

L’offerta ferroviaria si mantiene pressoché stabile, tuttavia le emissioni specifiche per

trasporto passeggeri e merci registrano un importante risultato, da mettere in relazione alla

qualità del prodotto elettrico acquistato, ma anche all’introduzione di treni più efficienti,

oltreché alla sostituzione di mezzi a trazione diesel con mezzi elettrici.


In particolare, in Trenitalia le emissioni specifiche di CO2 per la trazione ferroviaria del

servizio passeggeri e di quelli merci registrano una flessione, rispettivamente del 14,4% e

del 22,7% [8].

Nel complesso il trend è in linea con la strategia del settore ferroviario. Oltre a ridurre il

proprio impatto sull’ambiente, il Gruppo Ferrovie dello Stato Italiane può fare molto per la

realizzazione di un modello di sviluppo sostenibile nel settore dei trasporti. In Italia, infatti,

il traffico su gomma contribuisce per oltre l’80% alle emissioni di gas serra, quello aereo e

marittimo per il 9% circa ciascuno e la ferrovia solo per il 2% [9].


CAPITOLO 3: LE FONTI RINNOVABILI DI ENERGIA

Negli ultimi anni singole nazioni, come pure gli organismi internazionali, si sono mossi per

trovare gli strumenti più adeguati per coniugare progresso e salvaguardia dell’ambiente,

nella consapevolezza della portata planetaria del problema. Uno degli strumenti disponibili

per realizzare quest’obiettivo è l’uso più esteso delle fonti rinnovabili di energia, che sono

in grado di garantire un impatto ambientale più contenuto di quello prodotto dalle fonti

fossili. 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

aumentarono improvvisamente il suo prezzo; di conseguenza aumentò il prezzo della

benzina, del riscaldamento e dell’energia elettrica. Contemporaneamente nel mondo della

ricerca crebbe la consapevolezza dell’esauribilità dei combustibili fossili. 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. Si definiscono fonti rinnovabili di

energia quelle fonti che, a differenza dei combustibili fossili e nucleari, possono essere

considerate teoricamente inesauribili, perché il loro ciclo di produzione, o riproduzione, ha

tempi caratteristici comparabili con quelli del loro consumo da parte degli utenti. Le fonti

rinnovabili comprendono l’energia solare che investe il nostro pianeta e quelle che da essa

derivano: idraulica, eolica, delle biomasse, delle onde e delle correnti marine.


E’ inoltre considerata rinnovabile l’energia geotermica, presente in quantità più o meno

rilevanti in molti sistemi profondi nella crosta terrestre. Dunque l’energia solare è la

sorgente primaria da cui hanno origine quasi tutte le fonti energetiche, sia convenzionali

che rinnovabili; solo la geotermica, la gravitazionale e la nucleare sono da questa

indipendenti. Molte delle tecnologie per la produzione di energia da fonti rinnovabili hanno

ormai superato la fase di ricerca ed hanno raggiunto la fase di commercializzazione e

diffusione su larga scala. Alcune di queste tecnologie sono già competitive rispetto a

quelle tradizionali o lo saranno a breve termine. Nonostante tali premesse, l’ostacolo alla

diffusione delle fonti rinnovabili deriva dalla sovrapposizione di più tipi di barriere distinte

tra loro:

barriere tecniche quali la maturità tecnologica, il rapporto costi/prestazioni,

l’affidabilità, la disponibilità e la durata del servizio;

barriere economiche e di mercato quali i costi di investimento e di gestione, il

valore del servizio offerto, l’incontro fra domanda e offerta, e l’accesso ai crediti;

barriere ambientali quali gli impatti, le scelte dei siti, la sicurezza degli impianti ed i

rischi a questi connessi.

Infine è importante notare che non tutte le energie rinnovabili sono equivalenti tra di loro.

Perciò è necessario suddividerle in due categorie ben definite:

1) le energie rinnovabili tradizionali, il cui rappresentante per eccellenza è la forza

idroelettrica, ormai ampiamente sfruttata in gran parte del mondo;

2) le nuove energie rinnovabili: di questo gruppo fanno parte l’energia eolica, la

geotermica, le biomasse, l’energia solare fotovoltaica, l’energia solare termica,

l’energia delle maree e i micro-impianti idroelettrici.


Nei paragrafi che seguono si tratterà principalmente della seconda categoria ed in

particolare dell’energia solare fotovoltaica; tuttavia si trascurerà l’energia delle maree e i

micro-impianti idroelettrici perché attualmente essi vivono la loro fase di sperimentazione e

quindi rappresentano una quota del tutto insignificante nel mercato energetico globale.

3.1 ENERGIA IDROELETTRICA

L’energia idroelettrica, chiamata anche energia idraulica o energia idrica, è quel tipo di

energia che si origina sfruttando il movimento di grandi masse di acqua in caduta. La

massa di acqua, cadendo, produce energia cinetica che, grazie a una turbina e a un

alternatore, viene poi trasformata in energia elettrica. I primi nella storia ad utilizzare la

potenza dell'acqua e l'energia cinetica derivante prodotta dal liquido al fine di azionare

mulini ad acqua per macinare il grano furono i greci e i romani. Nel basso Medioevo

quindi, e soprattutto grazie alle scoperte degli Arabi del Nord Africa, iniziò ad essere

sempre più utilizzata la ruota idraulica, un mulino senza pale capace di ruotare su un

punto fisso grazie forza esercitata dall'acqua, che veniva utilizzato per l'irrigazione dei

campi e per la bonifica delle zone paludose. In Europa, all'inizio della Seconda

Rivoluzione Industriale, alla fine del 1800, l'evoluzione della ruota idraulica in una turbina

motrice composta da una ruota a pale con perno su un asse, portò a un progresso tecnico

di vaste proporzioni che incrementò nella prima metà del 1900, con la realizzazione di una

turbina motrice maggiormente perfetta e funzionale. Nel tardo XIX secolo, l’energia

idroelettrica divenne una fonte per generare elettricità.


La prima centrale idroelettrica di elevata potenza fu realizzata da Thomas Alva Edison, nel

1895, nei pressi delle cascate del Niagara. In Italia, sul finire dell’800, intorno al «carbone

bianco» (come fu ribattezzata la nuova fonte di energia) si registrò l’entusiasmo degli

ambienti economici, convinti che il paese potesse affrancarsi dalle importazioni di carbon

fossile. Con la centrale idroelettrica di Paderno sull’Adda (Figura 57), realizzata nel 1898 e

destinata alla fornitura di energia della città di Milano, dove vi giungeva attraverso una

linea lunga 32 km, fu inaugurata la nuova fase del trasporto dell’energia a grande

distanza, grazie al quale l’elettricità prodotta nei grandi bacini idrici diveniva utilizzabile

anche per i consumi urbani o per quelli degli stabilimenti industriali più lontani.

Figura 57: Esterno della centrale idroelettrica della Edison di Paderno d'Adda.

L’energia idroelettrica sfrutta la trasformazione in energia cinetica dell’energia potenziale

gravitazionale posseduta da masse d’acqua in quota. La trasformazione avviene grazie al

superamento di un dislivello o di un salto. Dal salto si ottiene la trasformazione dell’energia

potenziale in cinetica e, successivamente, l’energia cinetica viene trasformata, grazie ad

un alternatore accoppiato ad una turbina, in energia elettrica. Nelle centrali idroelettriche

l’energia cinetica delle masse d’acqua in movimento (salto o pendenza) fa ruotare le

turbine. Queste trasmettono la loro energia meccanica all’alternatore per produrre energia

elettrica. L’acqua utilizzata viene interamente restituita all’ambiente.

http://energiealternative.soswiki.com/centrali-idroelettriche.php


La classificazione delle principali tipologie di centrali idroelettriche è la seguente:

Impianti a deflusso regolato o a bacino: utilizzano il salto dell’acqua accumulata

in bacini naturali o artificiali ottenuti grazie a dighe o opere di sbarramento.

Impianti a pompaggio: sono caratterizzati da un bacino di svaso (per accumulo

superiore) e da uno di invaso per l’accumulo inferiore. In caso di richiesta di poca

energia e quindi di basso consumo, l’acqua viene ripompata nel bacino in quota per

essere riutilizzata quando la domanda energetica aumenta.


Impianti ad acqua fluente: sono posizionati sui corsi d’acqua. Non possono

essere regolati o programmati e l’energia elettrica viene prodotta in base alla

quantità d’acqua disponibile.

La progettazione e il dimensionamento di un impianto idroelettrico si basa sulle

caratteristiche del sito in cui si realizza l’opera e del corso d’acqua, naturale o artificiale,

che si va a sfruttare. La specifica tipologia di turbina da installare dipende dalla portata del

corso d’acqua e dal salto idraulico presente ed è pertanto necessario effettuare una

preliminare valutazione di questi parametri.


Le turbine e le rispettive caratteristiche sono elencate nella tabella seguente:

TIPO DI TURBINA

SALTO DELL’ACQUA

(m) CARATTERISTICHE PECULIARI

Pelton 50-1300

Possibilità di impiego con portate limitate (1-1000 l/s). L’acqua abbandona le pale della turbina a velocità molto bassa e quindi la cassa che contiene la ruota può essere molto leggera.

Turgo 15-300

Impiego con portate comprese tra 1 l/s e 2 m3/s. Permette di ottenere velocità angolari elevate che consentono un accoppiamento diretto con il generatore senza moltiplicatore di giri, con conseguente riduzione dei costi e incremento dell’affidabilità. Sono consigliate in presenza di acque torbide.

Flusso incrociato

(Banki) 5-200

Possibilità di impiego con portate limitate (20-2000 l/s). Ha un rendimento massimo inferiore rispetto ad altre tipologie di turbina ma è meno influenzato dalle variazioni della portata rispetto al valore nominale

Francis 10-350 Impiego con portate comprese tra 5 l/s e 2 m3/s. Utilizzate prevalentemente negli impianti di media grandezza (sopra i 100 kW).

Kaplan 5-90 Impiego con portate elevate.

Elica a pale fisse

2-20 Utilizzate quando il salto e la portata sono praticamente costanti.

Tabella 15: Principali turbine idrauliche e rispettive specifiche tecniche.

Generalmente le turbine ad azione sono maggiormente indicate per situazioni in cui si ha

un salto elevato ed una bassa portata, mentre le turbine a reazione si adattano meglio a

salti più bassi e portate più elevate di quelli richiesti dalle turbine ad azione. La scelta del

tipo di generatore da installare varia a seconda della specifica applicazione dell’impianto

idroelettrico:

nel caso di impianti connessi con la rete centrale di distribuzione dell’elettricità

vengono utilizzati dalla centrale idroelettrica alternatori asincroni ad induzione;

nel caso di applicazioni per utenze isolate o che alimentano reti remote si ricorre a

alternatori sincroni.


La vita di un impianto idroelettrico aumenta all’aumentare della taglia dell’impianto stesso

e le varie componenti hanno durata diversa: le opere civili sono le componenti più durature

con un tempo di vita anche superiore a 50 anni [9], [10] e [11].

3.1.1 COSTO IMPIANTO IDROELETTRICO

Tra tutte le rinnovabili, la fonte idroelettrica è una di quelle che presenta le maggiori

difficoltà nel momento in cui si tenta di ipotizzare un costo di investimento medio per kW

installato. Infatti i costi di investimento per la realizzazione di impianti idroelettrici sono

molto variabili in funzione delle specificità del sito di installazione da cui dipendono le

scelte realizzative delle varie componenti dell’impianto e, della taglia. In particolare il costo

finale dell’impianto è particolarmente influenzato dalle opere civili realizzate per lo

sbarramento e l’adduzione dell’acqua. Le singole voci di costo che vanno ad influire sul

totale del costo di produzione:

Figura 58: Suddivisione percentuale dei costi di realizzazione impianto idroelettrico.

10%

40%

10%

30%

10%

Suddivisione dei costi di realizzazione impianto idroelettrico

assicurazioni e diritti

opere fisse in muratura

opere di adduzione escarico

opere elettriche e diregolazione

macchina idraulica


In Italia il costo di un impianto idroelettrico di taglia ridotta (inferiore a 100 kW) può variare

tra 1.500 e 3.000 euro al kW di potenza installata. In linea generale, i costi specifici (cioè

per kW installato) degli impianti diminuiscono all'aumentare della taglia. I costi operativi

sono solitamente compresi tra il 2 e il 3% dell’investimento iniziale per una durata di

produzione di 3700 ore circa. I costi di gestione possono essere ridotti nel caso di impianti

automatizzati con sistemi di controllo da remoto che non richiedono una presenza fissa di

personale presso la centrale. La parte più elevata di costo, dunque, deriva dalla

realizzazione delle opere murarie. Generalmente il tempo necessario per rientrare della

spesa e ammortizzare i costi di produzione di un impianto per l’energia idroelettrica si

aggira intorno ai 10 anni: tenendo conto che il tempo di funzionamento è superiore ai 30

anni medi, si possono ottenere almeno 20 anni di ritorni economici, senza dimenticare che

questa soglia è destinata ad alzarsi. Non mancano gli impianti costruiti un secolo fa tuttora

attivi, a maggior ragione con le tecnologie attuali dovrebbero poter resistere

adeguatamente allo scorrere del tempo per diversi decenni [10] e [11].

3.1.2 IMPATTO AMBIENTALE IDROELETTRICO

La fonte energetica sfruttata dalle centrali idroelettriche, grandi o piccole che siano, è una

fonte rinnovabile dato che nel meccanismo di produzione dell’elettricità proprio di questi

impianti non si genera un consumo o una modifica di composizione della risorsa idrica

utilizzata. Dal punto di vista dell’inquinamento atmosferico gli impianti idroelettrici, non

realizzando alcun processo di combustione, contribuiscono alla riduzione delle emissioni

di gas ad effetto serra associate alla produzione di energia elettrica.


La produzione di elettricità da impianti idroelettrici, in alternativa al funzionamento di

centrali termoelettriche a carbone, comporta una riduzione di 670 g di CO2 per ogni kWh di

elettricità prodotto, nonché di 668 g/kWh di diossido di azoto, 2 g/kWh di ossidi di azoto e

282 mg/kWh di particolato vario. I piccoli impianti realizzati nei territori montani inducono

miglioramenti, grazie alle opere di sistemazione idraulica effettuate per la creazione delle

centrali, in termini di difesa del suolo. La presenza delle centrali in territori non abitati

soggetti a possibili fenomeni di dissesto idrogeologico comporta un presidio degli stessi

che si traduce anche in un presidio del territorio circostante. Oltre all’insieme di impatti

ambientali positivi legati alla realizzazione di centrali idroelettriche, vanno tenuti presente

anche elementi di attenzione che, se non adeguatamente affrontati, possono portare a

ricadute ambientali negative in termini di impatto visivo, alterazione degli ecosistemi,

rumore. Più grandi sono gli impianti e più rilevanti sono tali possibili impatti ambientali. Le

diverse opere civili che compongono un impianto idroelettrico possono essere fonte di

impatto visivo sull’ambiente in cui si vanno a collocare; è possibile mitigare tale effetto

mascherando alcuni elementi con la vegetazione oppure colorare le opere con tonalità che

consentano un loro miglior inserimento nell’ambiente naturale. Può essere poi presa in

considerazione l’ipotesi di interrare una parte degli impianti (ad esempio la centrale).

L’ecosistema può essere influenzato dalla presenza di impianti idroelettrici a causa della

riduzione della portata del corso d’acqua che si ha tra il punto di presa e il punto di

restituzione; questo problema va affrontato progettando volumi di prelievo tali da garantire

il mantenimento del deflusso minimo vitale nel tratto del corso d’acqua ove si induce una

riduzione di portata. La presenza delle opere di sbarramento può rendere difficoltosa, se

non impedire, la risalita di alcuni pesci, nelle fasi migratorie della riproduzione, verso i

punti idonei alla deposizione delle uova. In questo caso diverse tecnologie che aiutano i

pesci a superare l’ostacolo (scala di monta, ascensori, ecc.) rispondono al problema.


Alcune situazioni di moria di pesci si possono infine avere nel caso in cui gli esemplari

siano trascinati nella condotta di adduzione dell’acqua alla centrale e finiscano quindi

schiacciati nella turbina. L’installazione di apposite griglie di protezione sulle opere di

presa previene tali incidenti. Il funzionamento dei macchinari con cui si produce l’energia

elettrica comporta una certa emissione sonora che però può essere contenuto fino a 70

dB all’interno della centrale ed essere praticamente impercettibile all’esterno [9], [10] e

[11].

3.1.3 MERCATO MONDIALE IDROELETTRICO

L’energia idroelettrica, fonte antica e preziosissima, rappresenta il 90% della produzione

mondiale di energia elettrica da fonti rinnovabili e contribuisce per una quota rilevante alla

domanda mondiale di energia primaria.

Figura 59: Scenario mondiale della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

http://energiealternative.soswiki.com/energia-idroelettrica.php


Ancora oggi vaste aree del Pianeta, per soddisfare i propri fabbisogni di energia,

dipendono fortemente dall’acqua: nel Sud America, per esempio, quasi il 58%

dell’elettricità prodotta è di origine idrica. Ma anche in numerose nazioni a forte sviluppo

(Austria, Canada, Islanda, Norvegia, Nuova Zelanda, Svezia, Svizzera) la principale fonte

di energia elettrica resta quella idrica, che è una risorsa rinnovabile e senza emissioni.

Figura 60: Principali Paesi per capacità installata di energia idroelettrica.

Anche in Italia l’energia idroelettrica ha rappresentato il motore dell’industrializzazione. In

tutto il mondo l’Italia, dopo il Giappone, è il Paese che ha utilizzato di più il suo potenziale

idroelettrico anche se con impianti dislocati con densità diversa da nord a sud. In Italia si

producono circa i 30-40 mila GWh annui di energia idroelettrica e tale quantità

mediamente copre il 10-15 % del fabbisogno energetico italiano. I dati e le percentuali

possono variare di anno in anno poiché dipendono da diverse fattori quali ad esempio la

maggiore o minore siccità della stagione.


Figura 61: Andamento della produzione idroelettrica in Italia dal 2000-2014.

In Italia comunque le fonti idroelettriche sono già state ampiamente utilizzate e pertanto è

poco probabile che si abbia un ulteriore significativo aumento di energia idroelettrica

prodotta [12] e [15].

3.2 ENERGIA EOLICA

L’energia eolica è l’energia ricavabile dal vento; infatti l’energia cinetica posseduta dalle

particelle di aria in movimento può essere convertita in energia meccanica, che può

essere sfruttata direttamente o per generare elettricità. La forza del vento è stata

largamente utilizzata sin dall’antichità in svariate applicazioni quali la navigazione a vela,

la ventilazione dei cereali e l’essiccazione dei prodotti dell’agricoltura e della pesca. L’uso

della vela per lo spostamento delle imbarcazioni apparve in Egitto già nel 2500 a.C. e

costituisce il primo esempio di utilizzazione delle energie naturali come forza motrice. I

primi mulini a vento per macinare il grano furono usati dai Persiani intorno all’800 d.C..

44

.19

9

46

.81

0

39

.51

9

36

.67

0

42

.33

8

36

.06

7

36

.99

4

32

.81

5

41

.62

3

49

.13

7

51

.11

7

45

.82

3

41

.87

5

51

.45

0

58

.06

7

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Evoluzione della produzione idroelettrica in Italia


In Europa i mulini a vento apparvero in ritardo, nel Medioevo al tempo delle Crociate

(1100-1200): essi poi furono impiegati per i più svariati usi, come la macinazione dei

cereali , la spremitura delle olive, il pompaggio dell’acqua, l’azionamento di segherie.

L’invenzione della dinamo, da parte del belga Gramme, alla metà del 1800, aprì nuove

orizzonti allo sfruttamento dell’energia eolica. Nel 1891 il meteorologo danese Poul La

Cour costruì la prima turbina a vento per la produzione elettrica (Figura 62). Nello stesso

periodo, a Cleveland (Ohio) l’americano Charles F. Brush costruì la prima centrale elettrica

eolica.

Figura 62: Prima turbina a vento per la produzione elettrica.

La risorsa naturale su cui si basa questa forma di energia è il vento: esso è il movimento di

masse d’aria che si spostano da aree ad alta pressione atmosferica verso aree adiacenti

di bassa pressione, con velocità proporzionale al gradiente di pressione. Ai fini dello

sfruttamento dell’energia eolica mediante sistemi di conversione elettrica o meccanica è

importante conoscere i seguenti dati: le variazioni diurne, notturne e stagionali; la

variazione della velocità del vento con l’altezza sopra il suolo; l’entità delle raffiche nel

breve periodo e valori massimi desunti da serie storiche almeno ventennali.


La forza del vento può essere indicata o con la misura della sua velocità, e cioè in nodi

che corrispondono alle miglia orarie (1 nodo = 1 miglio orario = 1.85 chilometri orari), o

attraverso delle scale dedicate. Generalmente il metodo più immediato per quantizzare un

vento consiste nel misurarne la velocità. A tale scopo sono stati costruiti degli strumenti

chiamati anemometri (Figura 63). Fra i più usati, il più semplice è il cosiddetto anemometro

a coppe con contagiri: il vento, soffiando sulle coppe, le pone in rotazione attorno ad un

asse verticale; un contatore, elettrico o meccanico, misura il numero di giri che esse

eseguono in un certo intervallo di tempo.

Figura 63: Anemometro per la misurazione del vento.

Mediante opportune tabelle di taratura è possibile risalire alla velocità del vento. Infine

bisogna tener presente che la conformazione del terreno influenza la velocità del vento.

Infatti il suo valore dipende, oltre che dai parametri atmosferici, anche dalle caratteristiche

del suolo. Più un terreno è rugoso, cioè presenta variazioni brusche di pendenza, boschi,

edifici e montagne, più il vento incontrerà ostacoli che ridurranno la sua velocità. La

captazione dell’energia del vento si attua mediante macchine in cui delle superfici mobili

vengono azionate dal vento e poste in movimento, in genere, rotatorio. Questo movimento

si trasferisce ad un asse che rende disponibile una coppia ad una certa velocità di

rotazione.


Dunque le macchine eoliche vengono impiegate per trasformare l’energia eolica in energia

meccanica di rotazione, utilizzabile sia per l’azionamento diretto di macchine operatrici che

per la produzione di energia elettrica; in quest’ultimo caso il sistema di conversione viene

denominato aerogeneratore. In base alla loro disposizione rispetto alla direzione del vento

le macchine eoliche possono essere classificate in tre grandi categorie (Figura 64):

macchine ad asse orizzontale, parallelo alla direzione del vento;

macchine ad asse verticale, nelle quali l’asse del rotore è perpendicolare al terreno

e alla direzione del vento (Savonius o Darrieus).

Figura 64: Macchine eoliche ad asse verticale (Darrieus e Savonius) ed asse orizzontale.


Un aerogeneratore di una macchina ad asse orizzontale è costituito dai seguenti

componenti principali:

Figura 65: Sezione di un aereogeneratore ad asse orizzontale.

Il rotore: Esso è formato da un mozzo su cui sono state fissate un certo numero di pale; è

uno dei componenti critici delle macchine eoliche. Tra le diverse alternative di progetto è

fondamentale la scelta del numero di pale. I rotori degli attuali aerogeneratori hanno due o

tre pale: i primi sono meno costosi e girano a velocità più elevate, mentre i secondi

presentano migliori proprietà dinamiche, poiché forniscono una coppia motrice più

uniforme e hanno una resa energetica leggermente superiore. Sono stati realizzati anche

rotori con una sola pala, equilibrata da un contrappeso. A parità di condizioni, questi rotori

sono ancora più veloci dei bipala, ma le loro prestazioni sono inferiori. Le soluzioni

costruttive ideate per le pale variano a seconda della taglia delle macchine: in particolare,

per quelle di media e grossa taglia, la struttura della pala è simile a quella delle ali degli

aerei.


La navicella e il sistema di imbardata: La navicella è una cabina in cui sono ubicati tutti i

componenti di un aerogeneratore, ad eccezione, del rotore e del mozzo. Essa è

posizionata sulla cima della torre e può girare di 180° sul proprio asse. Per assicurare

sempre il massimo rendimento dell’aerogeneratore è importante mantenere un

allineamento più continuo possibile tra l’asse del rotore e la direzione del vento. Negli

aerogeneratori di media e grossa taglia, l’allineamento è garantito da un

servomeccanismo, detto sistema di imbardata, mentre nei piccoli aerogeneratori è

sufficiente l’impiego di una pinna direzionale. Nel sistema di imbardata un sensore indica

lo scostamento dell’asse dalla direzione del vento e aziona un motore che allinea la

navicella.

Il sistema frenante: E’ costituito da due sistemi indipendenti di arresto delle pale: un

sistema di frenaggio aerodinamico e uno meccanico. Il primo viene utilizzato per

controllare la potenza dell’aerogeneratore, come freno di emergenza in caso di velocità

eccessiva del vento e per arrestare il rotore. Il secondo viene utilizzato per completare

l’arresto del rotore e come freno di stazionamento.

Il moltiplicatore di giri: Serve per trasformare la rotazione lenta delle pale in una

rotazione più veloce in grado di far funzionare il generatore di elettricità.

Il generatore: Trasforma l’energia meccanica in energia elettrica.

Il sistema di controllo: Il funzionamento di un aerogeneratore è gestito da un sistema di

controllo che svolge due diverse funzioni. Gestisce automaticamente le varie operazioni di

lavoro e aziona il dispositivo di sicurezza che blocca il funzionamento dell’aerogeneratore

in caso di malfunzionamento e di sovraccarico dovuto ad un’eccessiva velocità del vento.


La torre e le fondamenta: La torre sostiene la navicella e il rotore; può essere a forma

tubolare o a traliccio. In genere è costruita in legno, in cemento armato, in acciaio o con

fibre sintetiche. La struttura dell’aerogeneratore per poter resistere alle oscillazioni e alle

vibrazioni del vento deve essere ancorata al terreno mediante fondamenta. Esse sono

molto spesso completamente interrate e costruite con cemento armato [9], [10] e [11].

Dal punto di vista delle dimensioni, le macchine eoliche si suddividono in:

TAGLIA POTENZA

(kW)

DIAMETRO ROTORE

(m)

ALTEZZA MOZZO

(m)

piccola 5 - 100 3 – 20 10 – 20

media 100 - 800 25 – 50 25 – 50

grande 800 - 2500 55 - 70 60 - 80

La potenza in uscita da un aerogeneratore è proporzionale al cubo della velocità del vento

e all’area spazzata dalle pale del rotore. Questi due fattori, uno legato al sito di

installazione e l’altro alle specifiche di progetto, sono determinanti per le prestazioni di un

impianto eolico. Dunque un piccolo aumento della velocità del vento determina un grande

incremento dell’energia elettrica prodotta: quest’ultima cresce di otto volte per ogni

raddoppio della velocità del vento. Tuttavia è dimostrato che solo una parte (al massimo il

59%) della potenza posseduta dal vento può essere teoricamente assorbita dal rotore.

Infatti, per cedere tutta la sua energia, il vento dovrebbe ridurre a zero la sua velocità

immediatamente alle spalle del rotore, con l’assurdo di una massa in movimento prima e

di una massa d’aria perfettamente immobile immediatamente dopo. In realtà il vento,

passando attraverso il rotore subisce un rallentamento e cede parte della sua energia

cinetica; questo rallentamento avviene in parte prima e in parte dopo il rotore.


Il vento è sfruttabile per la produzione di energia elettrica quando la sua velocità è

compresa tra un minimo di 5.5 m/s e un massimo di 20 m/s , al di sopra del quale la

macchina viene posta fuori servizio per tutelarne l’integrità. All’interno del suddetto

intervallo la produzione a potenza di progetto avviene soltanto a velocità del vento

superiori a quella di vento nominale (attorno a 10 – 12 m/s). In ogni modo l’energia eolica

presenta una bassa densità energetica per unità di area di superficie di territorio occupato.

Questo comporta la necessità di procedere all’installazione di più macchine per lo

sfruttamento della risorsa disponibile. L’esempio più tipico di un impianto eolico è

rappresentato dal “wind-farm” (fattoria del vento): un gruppo di più aerogeneratori disposti

variamente sul territorio, ma collegati ad un’unica linea che li raccorda alla rete locale o

nazionale come una vera e propria centrale elettrica. Nelle wind-farm la distanza tra gli

aerogeneratori non è casuale, ma viene calcolata per evitare interferenze reciproche che

potrebbero causare cadute di produzione. Di regola gli aerogeneratori vengono situati ad

una distanza di almeno cinque – dieci volte il diametro delle pale. La qualificazione di un

sito eolico per l’installazione degli impianti prevede varie fasi di sviluppo:

individuazione delle aree idonee;

caratterizzazione dei siti individuati;

studio anemometrico di dettaglio;

stesura del progetto;

valutazioni economico-finanziarie.

Un’analisi sistematica del territorio consente di evidenziare le macro-aree potenzialmente

più ventose, all’interno delle quali vengono individuati, mediante campagne sul territorio, i

siti idonei ad ospitare impianti eolici.


I dati raccolti sono elaborati per ottenere valutazioni di producibilità energetica. Infine

anche l’esistenza di strade adeguate e la vicinanza a linee elettriche devono essere tenute

presenti, poiché hanno notevoli implicazioni dirette sulla redditività del progetto.

Prescindendo dalla specifica soluzione progettuale, un aerogeneratore competitivo deve

produrre energia elettrica a bassi costi e con elevata affidabilità su un arco di vita tecnica

attesa di circa 20 anni [10] e [11].

3.2.1 COSTI IMPIANTO EOLICO

La redditività di un impianto eolico si rispecchia in un unico valore: i costi di generazione

dell’elettricità. Per questo motivo, bisogna innanzitutto considerare il rapporto fra i costi

annui (costi del capitale più le spese di esercizio e di manutenzione) e la produzione

annua di elettricità. I costi del capitale comprendono il costo della turbina eolica (60%),

l’allacciamento alla rete elettrica (20%), le opere di genio civile, ossia le fondamenta della

turbina, la costruzione di strade ecc. (10%), come pure l’engineering e il montaggio (10%).

Il costo medio delle installazioni eoliche oggi si aggira intorno a 1800 – 2000 €/kW

(onshore) e 2800 – 3000 €/kW (offshore). E’ evidente che questo livello può essere

raggiunto solo con un progetto realizzato in modo assolutamente professionale, con

un’infrastruttura in larga misura già esistente e con un montaggio efficiente. Le spese

d’esercizio e di manutenzione sono composte prevalentemente dai costi del contratto di

manutenzione con il costruttore della turbina, dai costi di riparazione dei piccoli guasti da

parte della centrale eolica, dai costi assicurativi e dall’indennizzo al proprietario del

terreno.


Per i grandi impianti eolici spesso i costi di esercizio e di manutenzione rappresentano il

2% circa dei costi di investimento. La produzione annua di elettricità dipende ovviamente

dalla velocità del vento nel punto in cui è ubicato l’impianto. Tuttavia la velocità esatta del

vento è molto difficile da prevedere con i modelli teorici a causa dell’influsso al tempo

stesso forte e complesso della topografia locale, dell’irregolarità del suolo e di vari ostacoli.

Gli inevitabili errori di previsione, inoltre, sono addirittura amplificati dalla relazione

esponenziale tra la velocità del vento e la potenza delle turbine, di modo che quando si

valuta una nuova ubicazione, i venti locali devono essere necessariamente misurati con

precisione per almeno un anno, se si vuole essere abbastanza al sicuro da spiacevoli

sorprese. Infine gli impianti eolici possono classificarsi in base alla loro dislocazione sul

territorio: impianti sulla terraferma (onshore) ed impianti offshore. Questi ultimi vengono

costruiti e posizionati sul mare ad una distanza di 2 km dalla costa. I vantaggi sono

evidenti: il vento è molto più uniforme e non risente dell’attrito terrestre. Dunque essi

rappresentano un’utile soluzione per quei paesi densamente popolati e con forte impegno

del territorio che si trovano vicino al mare. Tuttavia questa tecnologia eolica è ancora

condizionata negativamente dagli elevati costi delle fondazioni, degli impianti, della

manutenzione e da maggiori difficoltà di collegamento alla rete elettrica [10] e [11].


3.2.2 IMPATTO AMBIENTALE EOLICO

L’energia eolica è una fonte rinnovabile pulita ma presenta alcuni possibili effetti

indesiderati come:

Occupazione del territorio: Gli aerogeneratori e le opere a supporto (cabine elettriche,

strade) occupano solamente il 2 – 3% del territorio necessario per la costruzione di un

impianto. E’ 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 e la pastorizia.

Variazione del paesaggio: Gli aerogeneratori per la loro configurazione e per la loro

collocazione sono visibili in ogni contesto ove vengono inseriti. Infatti le wind-farm, per

funzionare bene, devono sorgere in posizioni esposte: su altipiani, sulle coste o comunque

su terreni aperti così da rendere massima la resa elettrica. Ciò non toglie che il fattore

estetico debba far parte delle precauzioni da osservare al momento di costruire un

impianto, soprattutto per quanto riguarda il terreno su cui va costruito e le sue

caratteristiche, il numero e il formato degli aerogeneratori, il design e i colori dei

componenti (per evitare che le parti metalliche riflettano i raggi solari), la disposizione e

l’allineamento, il profilo del paesaggio in cui l’impianto deve inserirsi. Oggi si preferiscono

macchine disposte su una sola fila e colori neutri (come il bianco) per le turbine.

Inquinamento acustico: Il rumore che emette un aerogeneratore viene causato dall’attrito

delle pale con l’aria e dai componenti meccanici all’interno della navicella. Questo rumore

può essere smorzato migliorando l’inclinazione delle pale e la loro conformazione, e

l’isolamento acustico della navicella.


Pertanto quest’aspetto è in primo piano nei progetti di nuove macchine e appare molto

meno problematico se lo confrontiamo, non con l’assoluto silenzio della campagna, ma

con altri rumori assai più insistenti con cui conviviamo ogni giorno. Il rumore proveniente

da un aerogeneratore deve essere inferiore ai 45 decibel in prossimità delle vicine

abitazioni. Le moderne turbine soddisfano questo requisito a partire da distanze di 150 –

180 metri.

Effetti su flora e fauna: I soli effetti riscontrati riguardano il possibile impatto degli uccelli

con il rotore delle macchine. Del resto questi animali, spesso dotati di ottima vista, non

hanno problemi nell’individuare in volo queste grosse macchine. Tuttavia si raccomanda

ad ogni buon costruttore di impianto eolico di tenere in considerazione le rotte degli uccelli

migratori.

Interferenze elettromagnetiche: Gli aerogeneratori possono essere fonte di interferenza

elettromagnetica a causa della riflessione e della diffusione delle onde radio che investono

la struttura. Pertanto per evitare possibili interferenze sulle telecomunicazioni, basta

stabilire e mantenere la distanza minima fra l’aerogeneratore e stazioni terminali di ponte

radio, apparati di assistenza alla navigazione aerea e televisori.

Dunque rispettando tutte queste accortezze si può ben dire che, tra tutte le industrie

produttrici di energia, quella eolica è certamente tra le più pulite e sicure, non solo durante

il funzionamento, ma anche dopo lo smantellamento. Infatti tutto può ritornare come prima,

poiché essa non lascia tracce né danni all’ambiente e alle persone. Del resto gli effetti

collaterali appena esposti diventano irrilevanti se confrontati con l’entità delle emissioni di

sostanze inquinanti e di gas serra prodotte dalle centrali termoelettriche, che l’energia

eolica consente di evitare [10] e [11].


3.2.3 MERCATO MONDIALE EOLICO

L’energia eolica è senza dubbio la più matura e commercialmente competitiva delle nuove

fonti rinnovabili e rappresenta il segmento di mercato con il più elevato tasso di crescita

dell’intero settore energetico. Il report di Settembre 2015 della World Wind Energy

Association (WWEA) fotografa lo sviluppo dell'eolico nel mondo e mostra un trend di

crescita costante che, a Giugno 2015, ha portato l'installato globale a circa 393 GW.

Figura 66: Andamento della potenza eolica mondiale installata 2011-2015 (in MW).

Di questi 392 GW circa la metà sono concentrati in due soli paesi: Cina (quasi 125 GW a

metà 2015) e Stati Uniti (68 GW). Segue la Germania, con 42 GW e, prima fuori podio, la

Spagna con 23 GW. L'Italia, a fine giugno, aveva 8,7 GW di eolico installato.

http://www.wwindea.org/webimages/Half-year_report_2013.pdf



POSIZIONE

NAZIONE

TOTALE CAPACITA’

GIUGNO 2015 (MW)

NUOVA CAPACITA’ 2015 (MW)

TOTALE CAPACITA’ FINE 2014

(MW)

NUOVA CAPACITA’ 2014 (MW)

TOTALE CAPACITA’ FINE 2013

(MW)

TOTALE CAPACITA’

GIUGNO 2013 (MW)

1 Cina 124.710 10.101 114.763 7.175 91.413 80.827

2 Stati Uniti 67.870 1.994 65.754 835 61.108 59.884

3 Germania 42.367 1.991 40.468 1.830 34.658 32.458

4 India 23.762 1.297 22.465 1.112 20.150 19.564

5 Spagna 22.987 0 22.987 0 22.959 22.918

6 Regno Unito 13.313 872 12.440 649 10.531 9.776

7 Canada 10.204 510 9.694 723 7.698 6.578

8 Francia 9.819 523 9.296 338 8.254 7.697

9 Italia 8.787 124 8.663 30 8.551 8.417

10 Brasile 6.800 838 5.962 1.301 3.399 2.788

11 Svezia 5.582 157 5.425 354 4.470 4.271

12 Danimarca 4.959 76 4.883 83 4.772 4.578

13 Portogallo 4.953 0 4.953 105 4.724 4.547

14 Turchia 4.193 431 3.763 466 2.958 2.619

15 Polonia 4.117 283 3.834 337 3.390 2.798

16 Australia 4.006 200 3.806 699 3.049 3.059

17 Resto del Mondo 34.600 2400 32.219 1.576 26.493 23.802

TOTALE 392.927 21.678 371.374 17.613 318.577 296.581

Tabella 16: Capacità installata alla fine di Giugno 2015 dei principali Nazioni sopra i 4GW.

La Cina, quindi, è ormai nettamente la regina mondiale dell'eolico. E non solo per quantità

totale installata e per potenza, ma anche per il trend di crescita: il 47% circa della nuova

potenza 2015 è su suolo cinese. Bene anche la Germania (9%), l'India (6%) e il Regno

Unito (4% del totale delle nuove installazioni). L'Italia conta per appena il 0,5% delle

installazioni globali di eolico nel 2015. Il nostro paese ha installato appena 124 MW nuova

potenza contro i 10,1 GW della Cina, gli 1,99 GW degli USA, gli 1,99 GW della Germania,

gli 1,29 GW dell’India e gli 872 MW del Regno Unito. Entro il 2020, il nuovo scenario

dell'IEA (Agenzia Internazionale dell’energia) indica che la potenza totale raggiungerà 587

GW, fornendo circa il 6% dell'energia elettrica mondiale [13].


3.3 ENERGIA GEOTERMICA

Per energia geotermica si intende l’energia contenuta, sotto forma di calore, nell’interno

della Terra. E’ una delle fonti energetiche più antiche: fin dall’alba della civiltà l’acqua

geotermica è stata usata dalle popolazioni. L’uso più antico e diffuso è stato, ovviamente,

quello termale. Greci, Etruschi e Romani impiegavano le acque calde che sgorgavano

naturalmente alla superficie per la balneoterapia e per il riscaldamento degli ambienti. Solo

agli inizi del XX secolo è iniziato lo sfruttamento dell’energia geotermica per la

generazione di elettricità per la prima volta al mondo proprio in Italia. Nel 1904 a Larderello

(frazione del comune di Pomarance, in provincia di Pisa), il principe Piero Ginori Conti

accese cinque lampadine mediante una dinamo trascinata da un motore alternativo

utilizzante vapore geotermico. L’anno seguente fu costruita la prima centrale sperimentale

da 20 kW. La prima vera centrale geotermoelettrica di Larderello (Figura 67), entrò in

servizio nel 1913 con un gruppo a turbina da 250 kW. Nel 1944 la potenza raggiunse i 127

MW, ma gli eventi bellici distrussero gran parte degli impianti.

Figura 67: Immagine storica della centrale geotermica di Lardello.


I primi pozzi geotermici furono scavati in Giappone nel 1919 e negli U.S.A. nel 1921.

Tuttavia solo dopo la Seconda Guerra Mondiale molte nazioni furono attratte dall’energia

geotermica, considerandola economicamente competitiva rispetto alle altre forme di

energia. Nel 1958 una piccola centrale geotermoelettrica entrò in funzione in Nuova

Zelanda; un’altra in Messico nel 1959. Il primo impianto geotermico negli Stati Uniti fu

inaugurato nel 1960 in California, presso la località denominata “The Geysers”; la sua

capacità era di 11 MW. Oggi risorse geotermiche sono state individuate in più di 80 paesi

e ci sono numerosi testimonianze dell’utilizzo dell’energia geotermica in tutto il mondo:

gran parte di questo sviluppo è avvenuto negli ultimi trent’anni. Lo sfruttamento

dell’energia geotermica comporta l’individuazione di un serbatoio geotermico ed una serie

di complesse attività articolate su diverse fasi, a partire dall’esplorazione di superficie di

una data area. Tecniche geologiche, idrogeologiche, geofisiche, e geochimiche vengono

impiegate per identificare e quantificare la risorsa geotermica. L’esplorazione consiste nel

censimento preliminare di manifestazioni quali geyser, getti di vapore, fumarole, presenti

nell’area. Successivamente segue la perforazione di pozzetti esplorativi di piccola

profondità (circa 100 m): essi consentono di effettuare misure accurate del gradiente

geotermico e dei flussi di calore terrestre. Si procede quindi alla perforazione di pozzi

profondi qualche km, che accertino l’effettiva esistenza e consistenza di fluidi. Se la ricerca

ha dato esito positivo, la fase finale è quella di sviluppo del campo geotermico individuato

con la perforazione di un numero di pozzi sufficiente a portare in superficie quantità di

fluido adeguate al suo sfruttamento industriale e possibilmente alla generazione di energia

elettrica. Le centrali geotermoelettriche producono elettricità con l’energia del fluido

geotermico proveniente dal sottosuolo.


Come principio di funzionamento sono simili alle centrali termoelettriche: il vapore o

l’acqua calda forniscono la forza necessaria a muovere le turbine collegate agli alternatori

(Figura 68). Tuttavia in questo caso non è presente la caldaia (generatore di vapore), che

è costituita dalle viscere della Terra.

Figura 68: Schema di funzionamento di una centrale geotermica.

L’acqua di scarico delle centrali geotermiche viene poi reiniettata in profondità, attraverso

appositi pozzi di reiniezione, mantenendo così la pressione del serbatoio e evitando

l’inquinamento di falde o corsi d’acqua in superficie. Gli impianti geotermici sono quelli

che, tra le varie forme di tecnologie rinnovabili, permettono le più alte potenze installate e

di conseguenza le più consistenti energie prodotte. Ciò è dovuto alla regolarità di

funzionamento: l’energia geotermica consente, infatti, di disporre di elettricità 24 ore su 24

e 365 giorni all’anno. Per quanto riguarda l’energia producibile, la temperatura del fluido

geotermico è di fondamentale importanza: più essa è alta, maggiore è l’efficienza.

L’intervallo di temperatura utile per poter utilizzare i fluidi geotermici in un impianto è quello

tra i 100°C e i 300°C. Il rendimento globale delle centrali geotermoelettriche è intorno al 10

– 17%, circa tre volte minore di quello delle centrali termoelettriche (il 35 – 40%), a causa

della bassa temperatura del vapore geotermico (in genere inferiore a 250°C).


Quest’ultimo ha una composizione chimica che differisce dal vapore acqueo puro; in esso

sono contenuti gas, la cui presenza determina una perdita di energia. La tipologia degli

impianti varia in funzione del tipo di sistema idrotermale disponibile: vapore dominante,

acqua dominante ad alta temperatura, acqua dominante a bassa temperatura. Pertanto le

centrali geotermiche si possono distinguere nelle seguenti categorie:

Centrali a “vapore secco”: Nei campi a vapore dominante, esso può essere

inviato direttamente alla turbina dell’impianto, attraverso dei vapordotti;

Centrali a “singolo o a doppio flash”: I serbatoi ad acqua dominante con

temperatura superiore a 170°C sono impiegati per alimentare centrali a singolo o

doppio flash;

Centrali a ciclo binario: Per serbatoi ad acqua dominante, che producono fluidi a

temperature moderate (tra i 120 e i 180°C), la tecnologia del ciclo binario è la più

redditizia;

Centrali ibride: Per serbatoi ad acqua dominante con temperature particolarmente

basse, si può usare il fluido geotermico per pre-riscaldare, attraverso uno

scambiatore di calore, un altro fluido (solitamente acqua) che viene poi vaporizzato

mediante il calore fornito da un combustibile fossile o proveniente da biomasse. Il

vapore che si ottiene aziona successivamente una turbina;

Centrali a ciclo combinato: E’ una tipologia di impianto geotermico in cui vengono

accoppiati un ciclo binario ed uno a singolo flash.

Oltre che generare elettricità, il calore geotermico è impiegato in applicazioni dirette, che

assicurano un risparmio di energia sfruttando acqua a temperature comprese tra i 20 e i

150°C. A seconda della temperatura del fluido geotermico, sono possibili svariati impieghi

come: itticoltura, serricoltura, teleriscaldamento, usi industriali [10].


3.3.1 COSTI IMPIANTO GEOTERMICO

I fattori più importanti che influiscono sui costi dell’energia elettrica di origine geotermica

sono: la profondità e la temperatura della risorsa, la produttività del pozzo, le infrastrutture

e le modalità di finanziamento del progetto. I costi di capitale per una centrale

geotermoelettrica si aggirano intorno ai 2500 € per ogni kW installato. La vita di esercizio

di un impianto è tipicamente di 30 – 40 anni. Pertanto si pianifica di recuperare i costi

dell’investimento entro i primi 15 anni di funzionamento; successivamente i costi

dell’impianto diminuiscono del 50 – 70 %, dovendo coprire solo i costi di esercizio e di

manutenzione. L’energia geotermica è caratterizzata da un notevole investimento per la

costruzione dell’impianto; infatti bisogna affrontare le seguenti attività: esplorazione

superficiale (6% dell’investimento totale), perforazione (53%), costruzione della centrale

(36%), vapordotti (5%). Dunque la voce di costo preponderante è quella dovuta alla

perforazione dei pozzi di produzione e di reiniezione. Infatti, a causa dell’alta temperatura

e della natura corrosiva dei fluidi, la trivellazione geotermica è molto più difficile e onerosa

rispetto a quella convenzionale dei pozzi petroliferi. Ogni pozzo geotermico può costare

vari milioni di euro; ogni impianto ne può contenere da 10 a 100. Normalmente essi sono

profondi 200 – 1500 metri per sistemi a basse e medie temperature, e 700 – 3000 metri

per quelli ad alta temperatura. D’altra parte anche se i costi di installazione di un impianto

geotermico sono alti, bisogna tener presente che la sua utilizzazione annua è altrettanto

intensa: 8200/8300 ore (più del 90% del tempo disponibile).


3.3.2 IMPATTO AMBIENTALE GEOTERMICO

Non esiste alcun modo per produrre o trasformare energia in una forma che possa essere

utilizzata dall’uomo senza generare qualche impatto diretto o indiretto sull’ambiente.

Pertanto anche l’energia geotermica presenta i suoi effetti collaterali, anche se bisogna

sottolineare che essa è una delle fonti energetiche meno inquinanti. Tali effetti sono:

Emissioni di gas incondensabili: All’interno del fluido geotermico sono solitamente

disciolti dei gas incondensabili. Questi non condensano alla temperatura e pressione

ambientali e quindi, dopo l’utilizzazione dei fluidi, vengono estratti dal condensatore, per

non pregiudicarne l’efficienza, e rilasciati nell’atmosfera. La quantità e la composizione di

tali gas possono essere molto variabili, ma normalmente sono formati per buona parte da

anidride carbonica, idrogeno solforato, metano, idrogeno e tracce di radon. Si tratta di

sostanze già presenti nell’atmosfera, e l’unica accortezza è quella di far sì che vengano

diluiti nell’ambiente in modo che non si presentino a livello del suolo con concentrazioni

potenzialmente nocive, per evitare effetti dannosi locali.

Reflui liquidi: Il fluido geotermico, dopo essere stato utilizzato per la produzione di

energia elettrica, deve essere portato fuori dalla centrale e fatto ritornare nell’ambiente

esterno. Esso può contenere una varietà di sostanze naturali alcune delle quali (come il

boro, l’arsenico, il mercurio, il piombo e lo zolfo) potenzialmente dannose per l’uomo e

l’ambiente, se presenti in elevate concentrazioni e se vengono liberate in superficie.

Solitamente i reflui liquidi di produzione delle centrali sono reiniettati nel sottosuolo, sia ai

fini del loro smaltimento che per una parziale ricarica del campo.


Rumore: Le emissioni sonore di un impianto geotermico sono ridotte e limitate ad un ben

preciso periodo di tempo: la fase di perforazione dei pozzi, quando si possono raggiungere

valori molto elevati di intensità sonora. Successivamente, durante l’esercizio dell’impianto,

i rumori prodotti dipendono soprattutto dalle aperture delle valvole di sfioro, le quali però

sono dotate di sistemi silenziatori.

Impatto estetico: I vecchi stabilimenti geotermici assomigliavano a tanti complessi

industriali presenti sul territorio, ma con l’aspetto positivo di occupare molta superficie in

meno. Di un certo impatto erano le torri di refrigerazione dei fluidi, che assumevano anche

dimensioni importanti (altezze dell’ordine di 15 – 20 m ). Oggi invece vengono costruite

secondo una filosofia diversa e il loro impatto è pari a quello di un normale edificio. Nelle

nuove realizzazioni e nei progetti di riqualifica di quelli esistenti si riescono a trovare

soluzioni esteticamente convincenti e che differenziano notevolmente tali impianti dal resto

delle installazioni industriali.

Dopo quest’elencazione degli effetti collaterali dell’energia geotermica, è doveroso

enunciare i suoi pregi, di gran lunga più importanti. La generazione di energia elettrica per

via geotermica presenta il vantaggio di evitare il ricorso all’utilizzo dei combustibili fossili.

Ciò comporta l’annullamento delle immissioni di sostanze inquinanti nell’atmosfera; infatti

le emissioni di anidride carbonica sono in larga misura quelle già presenti allo stato

naturale nell’aria. Inoltre le centrali geotermiche sono modulari, cioè possono crescere con

l’aumentare delle esigenze, flessibili nel loro utilizzo, funzionanti 24 ore al giorno e dalla

lunga vita utile. Gli impianti possono essere simultaneamente usati sia per produrre

energia elettrica che per applicazioni dirette del fluido geotermico, se la sua temperatura è

sufficientemente alta. Infine c’è da considerare che i bacini geotermici sono praticamente

inesauribili o comunque hanno una lunghissima durata [10].


3.3.3 MERCATO MONDIALE GEOTERMICO

Il rapporto realizzato dalla Geothermal Energy Association (GEA) evidenzia una crescita

considerevole nel periodo 2005-2015 nel mercato del settore geotermico. Oggi, vi è una

capacità di generazione elettrica pari ad una potenza installata di 12.635 MW, una cifra

che è cresciuta del 16% durante gli ultimi 5 anni. Si prevede un mantenimento di tale

trend, con una capacità stimata al 2020 pari a circa 21.400 MW.

Figura 69: Andamento della potenza geotermoelettrica mondiale 2005-2015 report GEA (in MW).

La regione principale per lo sviluppo dell'energia geotermoelettrica è rappresentata dai

paesi asiatici che si affacciano sull'Oceano Pacifico, con l'Indonesia, le Filippine e la

Nuova Zelanda in prima linea. Ma ci sono ottime prospettive anche in Nord America. I

paesi che hanno registrato un maggior tasso di crescita, in termini di potenza installata

aggiunta, negli ultimi anni sono stati il Kenya (+400 MW), la Turchia (+306 MW) e la

Nuova Zelanda (+234 MW).


Figura 70: Capacità geotermoelettrica installata alla fine di Giugno 2015 delle principali Nazioni

(report GEA).

L’Europa è tra le aree del pianeta, dopo gli USA, dove la geotermia ha trovato un

maggiore sviluppo. L’Italia rimane leader con una produzione che oggi copre circa il 50%

del totale di tutti i paesi Ue [14].

3.4 ENERGIA DA BIOMASSE

Il termine biomassa si riferisce a materia organica, prevalentemente vegetale, sia

spontanea che coltivata dall’uomo, terrestre e marina, prodotta per effetto del processo di

fotosintesi clorofilliana con l’apporto dell’energia dalla radiazione del sole, di acqua e di

svariate sostanze nutritive. Grazie a tale processo la materia vegetale costituisce la forma

più sofisticata in natura per l’accumulo dell’energia.

3.525

1.915

1.380

1.005 970 940 660 600 540 410

210 205 110 95 55 45 30 25 25 0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000


Sono quindi biomasse tutti i prodotti delle coltivazioni agricole e della forestazione, i residui

delle lavorazioni agricole, gli scarti dell’industria alimentare, le alghe, e, in via indiretta, tutti

i prodotti organici derivanti dall’attività biologica degli animali e dell’uomo, come quelli

contenuti nei rifiuti urbani. Sul finire del XX secolo, l’umanità ha incominciato a

fronteggiare il problema dell’inquinamento atmosferico dovuto all’uso massiccio dei

combustibili fossili. Da allora l’attenzione dei ricercatori si è rivolta alle fonti rinnovabili

come una possibile soluzione al problema ambientale e alla sicurezza

dell’approvvigionamento energetico. In quest’ambito le biomasse occupano un ruolo

interessante sia per la varietà delle risorse utilizzabili sia per i numerosi processi di

conversione energetica oggi disponibili oltre la tradizionale combustione. Dalle biomasse

si può produrre energia elettrica con impianti che utilizzano varie tecnologie. La più diffusa,

per taglie di qualche MW e fino ad alcune decine di MW e, si basa sulla combustione in

caldaie a griglia o a letto fluido.

Figura 71: Schema impianto a biomassa per la produzione di energia elettrica.

Le biomasse vengono bruciate in una camera di combustione, producendo il calore

necessario a trasformare, nella caldaia l'acqua in vapore che viene inviato sotto pressione

alla turbina (Figura 71). Il vapore mette in rotazione la turbina che a sua volta fa ruotare il

rotore di un alternatore che produce corrente elettrica alternata.


La corrente così prodotta viene inviata ad un trasformatore che la eleva di tensione prima

che venga immessa nella linea di trasmissione. All'uscita della turbina, il vapore viene

nuovamente trasformato in acqua grazie ad un condensatore nel quale circola acqua

fredda. L'acqua viene, da quest'ultimo, reimmessa nella caldaia. Tali cicli a vapore sono

caratterizzati da rendimenti piuttosto limitati: ad esempio impianti con ciclo a vapore da 10

MW e progettati con criteri moderni hanno rendimenti elettrici dell’ordine del 25–30%. Il

calore non convertito in energia elettrica viene disperso nell’ambiente, oppure può essere

recuperato negli impianti di tipo cogenerativo che producono anche calore impiegato per

processi industriali e per il riscaldamento residenziale. Il vantaggio della produzione

combinata di elettricità e calore consiste nell’alto rendimento complessivo del sistema

rispetto alla sola generazione elettrica. La biomassa può essere convertita in elettricità

anche in centrali tradizionali alimentate con combustibile fossile (carbone), sostituendo

una frazione di questo con biomassa (“co-combustione”). La co-combustione presenta

numerosi vantaggi: può essere attuata in centrali già esistenti, il costo di investimento è

inferiore rispetto alle centrali dedicate alle sole biomasse, l’efficienza di conversione è

elevata (35–40%). Tuttavia per piccoli impianti, di potenza inferiore al MW e, il rendimento

del ciclo a vapore diminuisce drasticamente fino a diventare antieconomico [11].

3.4.1 COSTI IMPIANTO A BIOMASSE

I costi degli impianti alimentati a biomassa variano a seconda della tecnologia impiegata e

della tipologia di utilizzo dell’energia prodotta. In generale, il costo di investimento previsto

per la realizzazione di una centrale tradizionale a biomassa di dimensioni medio-grandi si

aggira intorno ai 2.000-3.000 euro/kW.


Tale costo risulta più elevato rispetto a quello previsto per gli impianti tradizionali a

combustione fossile a causa della presenza di strutture ausiliarie al funzionamento della

caldaia. Il minor prezzo del combustibile utilizzato, tuttavia, consente di ottenere un valore

del costo del kWh prodotto analogo a quello degli impianti a combustibili fossili. I costi del

combustibile dipendono dalla tipologia e dalla disponibilità sul territorio: per la legna da

ardere il costo può raggiungere anche gli 11 euro/quintale; per il cippato il prezzo può

variare tra i 3 e i 6 euro/quintale. L’alimentazione standard è costituita da liquame e letame

bovino di costo nullo, insilato di mais con costo di circa 40-50 euro/tonnellata, insilato

d’erba con costo di circa 30 euro/tonnellata. Il principale vantaggio legato all’utilizzo delle

biomasse ai fini energetici riguarda la possibilità di trasformare in risorsa economica scarti

produttivi che altrimenti dovrebbero essere smaltiti con alti costi di esercizio.

3.4.2 IMPATTO AMBIENTALE BIOMASSE

La combustione delle biomasse concorre all'inquinamento dell'aria con i fumi della loro

combustione. Notevole il cattivo odore prodotto dai rifiuti e da considerare anche il loro

stoccaggio. Inoltre non trascurabili sono i danni all'ecosistema del corpo idrico utilizzato

per gli scarichi termici dell'acqua. L'impianto, come tutte le altre centrali del resto,

occupando una certa superficie, normalmente recintata, allontana dalla zona la fauna e i

vari edifici, connessi al suo funzionamento, comportano sempre un certo impatto

sull'ambiente dal punto di vista paesaggistico. Nella sala macchine sia le turbine, sia i

generatori di corrente producono un rumore costante di parecchi decibel.


Dopo quest’elencazione degli effetti collaterali dell’energia prodotta da biomasse, è

doveroso enunciare i suoi benefici, di gran lunga più importanti:

Benefici ambientali: Le biomasse sono neutre per quanto riguarda l’effetto serra poiché

l’anidride carbonica rilasciata durante la combustione viene riassorbita dalle piante stesse

mediante il processo di fotosintesi. Inoltre il basso contenuto di zolfo e di altri inquinanti fa

sì che, quando utilizzate in sostituzione di carbone e petrolio, le biomasse contribuiscano

ad alleviare il fenomeno delle piogge acide.

Benefici occupazionali: Essi derivano dal fatto che le diverse fasi del ciclo produttivo del

combustibile da biomassa di origine agricola o forestale creano posti di lavoro e

favoriscono la rivitalizzazione di questo settore.

Benefici per la politica energetica: L’energia dalle biomasse vegetali contribuisce a

ridurre la dipendenza dalle importazioni di combustibili fossili e a diversificare le fonti di

approvvigionamento energetico [11].

3.4.3 MERCATO MONDIALE BIOMASSE

Data la varietà dei prodotti energetici ricavabili dalle biomasse, è impossibile parlare di un

mercato ben definito per questa fonte rinnovabile. Il suo utilizzo mostra un forte grado di

disomogeneità fra le diverse nazioni. I paesi in via di sviluppo, nel complesso, ricavano

mediamente il 38% della loro energia dalle biomasse , ma in molti di essi tale risorsa

soddisfa fino al 90% del fabbisogno energetico totale, mediante la combustione di legno,

paglia, e rifiuti animali. Nei paesi industrializzati, invece, le biomasse contribuiscono

appena per il 3% agli usi energetici primari.


In particolare gli U.S.A. ricavano il 3,2% della propria energia dalle biomasse e l’Europa,

complessivamente, il 3,5%, con punte del 18% in Finlandia, 17% in Svezia, e 13% in

Austria. L’impiego delle biomasse in Europa soddisfa, dunque, una quota piuttosto

marginale dei consumi di energia primaria, ma il reale potenziale energetico di tale fonte

non è ancora pienamente sfruttato. In Italia la potenza degli impianti a biomasse è di circa

5 GW nel 2015: esse rappresentano la principale fonte rinnovabile non tradizionale.

Pertanto lo sfruttamento a fini energetici delle biomasse costituisce un importante

giacimento potenziale, che potrebbe permettere di ridurre la vulnerabilità degli

approvvigionamenti e di limitare l’importazione di energia elettrica. In Italia il problema più

serio per un impiego esteso delle biomasse da residui agroindustriali è costituito dagli alti

costi della raccolta delle materie prime, che viene effettuata su aree molto vaste [12].

3.5 ENERGIA SOLARE FOTOVOLTAICA

La tecnologia fotovoltaica (FV) consente di trasformare direttamente l’energia associata

alla radiazione solare in elettricità. Essa sfrutta il cosiddetto effetto fotovoltaico che è

basato sulle proprietà di alcuni materiali semiconduttori i quali, opportunamente trattati ed

interfacciati, sono in grado di generare elettricità se colpiti dalla radiazione solare, senza

bisogno di parti in movimento e senza l’uso di alcun combustibile. La scoperta dell’effetto

fotovoltaico risale al 1839 ad opera del fisico francese Edmond Becquerel durante alcuni

esperimenti con celle elettrolitiche: egli osservò il formarsi di una differenza di potenziale

tra due elettrodi identici di platino, uno illuminato e l’altro al buio. Tuttavia si deve aspettare

il 1876 (Smith, Adams e Day) per avere una simile esperienza ripetuta con dispositivi allo

stato solido (selenio).


L’idea di sfruttare l’effetto fotovoltaico quale fonte energetica non ebbe modo di svilupparsi

finché non si poté operare con materiali che avessero un miglior rendimento. Solo nel

1954 si ebbe la prima cella solare commerciale in silicio (Pearson, Fuller e Chapin)

realizzata all’interno dei laboratori Bell.

Figura 72: Prima cella fotovoltaica realizzata nel 1954.

I costi iniziali di questa nuova tecnologia erano ingenti e ne restrinsero il campo d’azione a

casi particolari, come l’alimentazione di satelliti artificiali. Le sperimentazioni vennero

quindi portate avanti per tale scopo e solo verso la metà degli anni settanta si iniziò a

rivolgere l’attenzione verso utilizzi terrestri. Le applicazioni concrete non sono mancate ed

oggi esistono numerosi impianti fotovoltaici. Attualmente la ricerca è volta soprattutto

all’abbassamento dei costi di produzione e al miglioramento dei rendimenti dei sistemi

fotovoltaici. La cella fotovoltaica è l’elemento base del processo di trasformazione della

radiazione solare in energia elettrica. Fino ad oggi il materiale maggiormente utilizzato per

la sua costruzione è stato il silicio cristallino. I suoi atomi, costituiti da 14 elettroni, ne

possiedono 4 di valenza, cioè disponibili per legarsi in coppia con elettroni di valenza di

altri atomi. Per esempio, in un cristallo di silicio puro ciascun atomo è legato in modo

covalente con altri quattro atomi: ogni elettrone di valenza si lega con uno simile di un altro

atomo.


Questo legame può essere spezzato con un’opportuna quantità di energia trasmessa

all’elettrone che, saltando così al livello energetico superiore, chiamato banda di

conduzione, diviene libero di muoversi nel semiconduttore e in grado di contribuire, in

presenza di un campo elettrico, al flusso di elettricità. Nel passare alla banda di

conduzione l’elettrone si lascia dietro una buca, chiamata lacuna, che facilmente può

venire occupata da qualche altro elettrone vicino. A sua volta questo, spostandosi, crea

una nuova lacuna nel posto lasciato libero. Il movimento degli elettroni determina così,

nella struttura atomica, anche il movimento delle lacune. Il flusso di elettroni e lacune è

ordinato e orientato da un campo elettrico creato all’interno della cella, con la

sovrapposizione di due strati di silicio, in ognuno dei quali si introduce un altro particolare

elemento chimico (operazione di drogaggio), per esempio fosforo (silicio di tipo N) e boro

(silicio di tipo P), in rapporto di un atomo per ogni milione di atomi di silicio.

Figura 73: Silicio drogato con un atomo di fosforo(a sinistra) e di boro(a destra).

Una cella fotovoltaica non è altro che un diodo a semiconduttore, essa converte l’energia

dei fotoni in energia elettrica. Si ottiene un diodo quando c’è una transizione da un

semiconduttore drogato di tipo p e un semiconduttore di tipo n.


Il movimento degli elettroni liberi e delle buche dà luogo ad una densità di carica netta

nella regione di giunzione (Figura 74).

Figura 74: Rappresentazione della giunzione p-n.

Infatti la cella fotovoltaica (Figura 75) è fatta da un wafer di silicio, generalmente di forma

quadrata, con circa 10 cm di lato e dello spessore di circa mezzo millimetro. La cella

fotovoltaica è in grado di produrre circa 1.5 W di potenza in condizioni standard, vale a

dire quando essa si trova ad una temperatura di 25°C ed è sottoposta ad una potenza

della radiazione pari a 1000 W/m2.

Figura 75: Funzionamento di una cella fotovoltaica.


La potenza in uscita da un dispositivo FV quando esso lavora in condizioni standard

prende il nome di potenza di picco (Wp) ed è un valore che viene usato come riferimento.

L’output reale in esercizio è in realtà minore del valore di picco a causa delle temperature

più elevate e dei valori più bassi della radiazione. Il silicio, materiale maggiormente

utilizzato dalle industrie per la fabbricazione delle celle fotovoltaiche, è l’elemento più

diffuso in natura dopo l’ossigeno. Per essere opportunamente sfruttato deve presentare

un’adeguata struttura molecolare (monocristallina, policristallina o amorfa) ed un elevato

grado di purezza, caratteristiche non riscontrabili nei minerali in cui si trova allo stato

naturale.

Figura 76: Esempio di celle monocristalline, policristalline e amorfe.

Nella struttura monocristallina gli atomi sono orientati nello stesso verso e legati gli uni agli

altri nello stesso modo; in quella policristallina gli atomi sono aggregati in piccoli grani

monocristallini orientati in modo casuale; in quella amorfa sono orientati in modo casuale,

come in un liquido, pur conservando le caratteristiche dei corpi solidi.


Si distinguono diversi tipi di silicio in dipendenza del grado di purezza:

silicio di grado elettronico: le impurezze sono circa di una parte su 100 milioni;

silicio di grado solare: le impurezze sono di una parte su 10.000;

silicio metallurgico: le impurezze sono di una parte su 100.

In particolare il silicio di grado elettronico, impiegato nella costruzione di componenti

elettronici (circuiti integrati, transistor, ecc.) deve essere estremamente puro e con

struttura monocristallina. Le tecnologie sviluppate permettono di ottenerlo partendo dal

silicio metallurgico. Il silicio di grado elettronico è molto costoso; fortunatamente per le

celle solari è sufficiente un grado inferiore di purezza e perciò vengono spesso usati scarti

dell’industria elettronica. Anche tra il silicio di grado solare esistono notevoli differenze di

costi: quello monocristallino, a fronte di un’alta efficienza energetica, ha dei costi di

produzione maggiori e dei consumi energetici per la sua produzione molto più elevati

rispetto al silicio amorfo. D’altra parte di tutta l’energia solare che investe una cella solare

sotto forma di radiazione luminosa, solo una parte viene convertita in energia elettrica

(energia utile). L’efficienza di conversione di celle commerciali al silicio monocristallino è in

genere compresa tra il 10% e il 14%, mentre realizzazioni speciali hanno raggiunto valori

del 23%. Se la massima efficienza raggiungibile dal silicio monocristallino è intorno al

20%, per altri tipi di celle questo valore si abbassa ulteriormente: al 17% per il silicio

policristallino ed intorno al 10% per il silicio amorfo. Più celle assemblate e collegate tra di

loro in un’unica struttura formano il modulo fotovoltaico. Esso è il componente elementare

dei sistemi fotovoltaici ed è ottenuto dalla connessione elettrica di più celle. I moduli FV più

comuni sono costituiti da 36 celle connesse in serie, assemblate fra uno strato superiore di

vetro ed uno strato inferiore di materiale plastico (Tedlar) e racchiuse da una cornice di

alluminio.


Il modulo fotovoltaico ha una dimensione di circa mezzo metro quadro e produce 40 – 50

Watt di potenza. Inoltre esso è una struttura robusta in grado di garantire molti anni di

funzionamento. A seconda della tensione necessaria all’alimentazione delle utenze

elettriche, più moduli possono poi essere collegati in serie in una stringa. Un gruppo di

moduli montati su una stessa struttura di sostegno si definisce pannello.

Figura 77: Schematizzazione di una stringa fotovoltaica.

La potenza elettrica richiesta determina poi il numero di stringhe da collegare in parallelo

per realizzare finalmente un generatore fotovoltaico. Il trasferimento dell’energia dal

sistema fotovoltaico all’utenza avviene attraverso ulteriori dispositivi, necessari per

trasformare ed adattare la corrente continua prodotta dai moduli alle esigenze del carico

finale. Il complesso di tali dispositivi prende il nome di BOS (Balance of System). Un

componente essenziale del BOS, se le utenze devono essere alimentate in corrente

alternata, è l’inverter, dispositivo che converte la corrente continua in uscita dal generatore

FV in corrente alternata.


Data la loro modularità, i sistemi fotovoltaici presentano un’estrema flessibilità di impiego;

essi possono essere suddivisi in due categorie principali:

1) Sistemi isolati (“stand-alone”): Essi vengono normalmente utilizzati per elettrificare

le utenze difficilmente collegabili alla rete perché ubicate in aree poco accessibili e per

quelle con bassissimi consumi di energia che non rendono conveniente il costo

dell’allacciamento. Tale tipo di sistema è caratterizzato dalla necessità di coprire la totalità

della domanda energetica dell’utenza. Gli elementi che costituiscono un sistema

fotovoltaico isolato sono i moduli FV, il sistema di accumulo (batterie) ed il regolatore di

carica. Se il carico prevede l’utilizzo di apparecchiature che richiedono corrente alternata,

diventa necessario anche l’inserimento di un convertitore c.c./a.c. (inverter).

Le batterie accumulano l’energia elettrica prodotta dai moduli FV e consentono di differire

nel tempo l’erogazione di corrente al carico. In sostanza garantiscono la fornitura di

energia elettrica anche nelle ore di minore illuminazione o di buio. Il regolatore di carica è

l’elemento che regola i passaggi di corrente tra moduli e batterie e tra batterie e carico. La

sua funzione principale è quella di proteggere le batterie da fenomeni di carica e scarica

profonde.


2) Sistemi connessi alla rete elettrica (“grid connected”) : Essi possono scambiare

energia elettrica con la rete locale o nazionale. Il principio della connessione alla rete è

quello dello scambio in due direzioni dell’elettricità: se la produzione del campo FV eccede

per un certo periodo il consumo, l’eccedenza viene inviata alla rete. Nelle ore in cui il

generatore non fornisce energia elettrica sufficiente per soddisfare il carico, l’elettricità è

acquistata dalla rete.

Questo meccanismo è reso possibile dalla presenza di due contatori che contabilizzano

l’energia scambiata nelle due direzioni. I sistemi connessi alla rete elettrica si dividono a

loro volta in:

a) Centrali fotovoltaiche: Esse sono tipicamente costituite da centinaia o migliaia di

moduli fotovoltaici di grandi dimensioni connessi in serie/parallelo, installati a terra su

strutture in cemento armato e acciaio. Con gli attuali valori dell’efficienza di trasformazione

dell’energia solare in elettrica, una centrale da 1 MW, capace di fornire energia ad un

migliaio di utenti, si estenderebbe su un’area grande come quattro campi di calcio.


Figura 78: Centrale fotovoltaica di Caltagirone in Sicilia da 11 MW.

L’impegno del territorio è dovuto per metà alle aree effettivamente occupate dai moduli

fotovoltaici, e per l’altra metà dalle aree necessarie per evitare l’ombreggiamento reciproco

delle file di moduli. Pertanto le centrali fotovoltaiche sono molto costose e tutti gli impianti

realizzati sinora sono sperimentali, costruiti da enti pubblici con incentivazioni statali.

b) Sistemi integrati negli edifici: I sistemi fotovoltaici godono dal punto di vista

architettonico di una serie di prerogative che li rendono unici per il loro utilizzo in ambiente

urbano. Negli ultimi tempi, architetti ed ingegneri hanno realizzato progetti che integrano,

con ottimo impatto visivo, i sistemi FV nelle strutture esterne degli edifici (terrazze, tetti,

facciate, ecc.) dimostrando che il fotovoltaico è una tecnologia perfettamente integrabile in

ogni tipologia edilizia.

Figura 79: Esempio di sistema fotovoltaico integrato negli edifici.


In generale la quantità di energia elettrica prodotta da un sistema fotovoltaico dipende da

numerosi fattori: superficie dell’impianto, posizione dei moduli FV nello spazio (angolo di

inclinazione rispetto all’orizzontale ed angolo di orientamento rispetto al sud), valori della

radiazione solare incidente nel sito di installazione, efficienza dei moduli FV, efficienza del

BOS, altri parametri (per esempio temperatura di funzionamento). Per quanto riguarda

l’orientamento dei moduli FV, si hanno sistemi ad inclinazione fissa, in genere pari

all’angolo corrispondente alla latitudine del luogo, oppure ad inseguimento (“solar

trackers”), in modo da realizzare l’inseguimento continuo del sole durante il giorno e i

diversi mesi dell’anno [10] e [11].

3.5.1 COSTI IMPIANTO FOTOVOLTAICO

Le voci che costituiscono il costo di un sistema fotovoltaico sono: costi di investimento,

costi di esercizio (manutenzione e personale) e altri costi (assicurazioni e tasse). Il costo di

investimento è in prima approssimazione diviso al 50% circa tra i moduli e il resto del

sistema:

3 kWp 20 kWp 100 kWp 1000 kWp

Moduli 35 % 47 % 48 % 49 %

Inverter 8 % 11 % 12 % 10 %

Strutture di supporto 8% 12 % 12 % 12 %

Cavi e Quadri 16 % 7 % 9 % 11 %

Progettazione e Installazione 33 % 23 % 19 % 18 %

TOTALE 100 % 100 % 100 % 100 %

In generale la distribuzione delle varie voci di costo dipende dalla potenza dell’impianto:

più è piccolo e maggiore sarà il peso dei servizi (installazione e progettazione) e minore

quello dei moduli, più è grande e maggiore sarà invece il peso dei moduli.


La voce di costo più rilevante nel preventivo per la realizzazione di un impianto solare è

certamente costituita dal costo di acquisto dei moduli fotovoltaici che incidono sul totale

per il 40-60% (a seconda della potenza). Da evidenziare il fatto che i moduli fotovoltaici

sono la componente più longeva di un impianto, in quanto progettati e realizzati in modo

da produrre energia elettrica per circa 30-40 anni. La progettazione e l’installazione,

insieme, vanno dal 30% per gli impianti più piccoli al 15% circa per gli impianti di grande

potenza. Ricordiamo che queste voci sono molto rilevanti ai fini di un buon rendimento

dell’impianto e della sua durata nel tempo: un impianto dimensionato e realizzato

correttamente permette infatti di produrre una quantità maggiore di energia e, quindi, porta

ad una riduzione dei tempi di ritorno dell’investimento sostenuto, nonché a un aumento del

tasso interno di rendimento dell’investimento stesso. Le rimanenti voci di costo sono quasi

sempre sotto il 10%. In particolare, l’inverter vale al massimo il 10% del costo totale

dell’impianto per potenze comprese tra i 20 e i 100 kWp, per scendere gradualmente fino

a un 7% nel caso di impianti da 3 kWp. Le strutture di supporto dei moduli variano invece

dal 5% all’8% per strutture tradizionali seconda della taglia del sistema. Numeri analoghi si

registrano per cavi e quadri. I costi dell’inverter, dei supporti e dei cavi restano voci minori.

Tuttavia nel corso degli ultimi due decenni il prezzo dei pannelli solari è notevolmente

diminuito al crescere del mercato. Oggi, il costo medio complessivo di un sistema FV

oscilla mediamente tra i 2.000 e i 3.500 euro/ kWp (kilowatt di picco) ed il costo per sistemi

collegati alla rete elettrica del kWh prodotto oscilla tra 0.2 e 0.6 euro. Dunque anche

tenendo conto dei costi sociali dell’inquinamento e del depauperamento delle risorse del

pianeta, attribuibili alle fonti fossili, si è ancora lontani dalla competitività. Affinché il

fotovoltaico possa essere utilizzato per la produzione di energia elettrica su larga scala,

occorre ridurre i costi di un buon 70%.


Poiché l’alto costo dell’elettricità fotovoltaica è determinato sostanzialmente dai costi

necessari per la produzione della cella, la riduzione delle spese richieste dovrà interessare

soprattutto i processi di lavorazione del silicio. Con nuovi sviluppi scientifici e tecnologici, e

l’aumento dei volumi di produzione si potrebbe avere una significativa riduzione del kWh

fotovoltaico, tale da assicurare maggiore competitività con il costo dell’elettricità

tradizionale raggiungendo la cosiddetta “Grid Parity”. La GP si intende raggiunta quando

c’è equivalenza tra il costo dell’energia prodotta da un impianto fotovoltaico ed il costo di

acquisto dell’energia elettrica dalla rete, ovvero il prezzo del kWh che si paga in bolletta

[10] e [18].

3.5.2 IMPATTO AMBIENTALE FOTOVOLTAICO

L’energia elettrica prodotta con il fotovoltaico, oltre ad avere un costo nullo per il

combustibile visto che per ogni kWh prodotto si risparmiano circa 250 grammi di petrolio,

evita l’emissione di circa 700 grammi di CO2 nonché di altri gas responsabili dell’effetto

serra con un sicuro vantaggio ambientale per la collettività. Inoltre i sistemi FV,

specialmente se integrati negli edifici, non hanno praticamente impatto ambientale (se non

per i processi industriali di produzione delle celle) e sono oggi particolarmente ben accetti

da tutta l’opinione pubblica. L’impatto visivo delle centrali fotovoltaiche è sicuramente

minore di quello delle centrali termoelettriche o di qualsiasi grosso impianto industriale; in

particolare le installazioni hanno altezze basse.


In definitiva i vantaggi principali dei sistemi fotovoltaici sono:

la modularità della tecnologia;

l’esigenza di manutenzione ridotta, dovuta all’assenza di parti in movimento;

l’assenza di rumore e di cattivi odori;

la semplicità d’utilizzo: un piccolo sistema FV isolato ha il vantaggio di produrre

energia elettrica dove serve e nella quantità prossima all’effettiva domanda;

un impatto visivo ridotto, anzi i moduli FV si prestano molto bene per l’integrazione

architettonica e per la valorizzazione estetica di case, edifici, e altri elementi;

un impatto ambientale praticamente nullo: l’energia solare fotovoltaica non

contribuisce all’effetto serra, alle patologie respiratorie e alle piogge acide.

3.5.3 MERCATO MONDIALE FOTOVOLTAICO

Il mercato fotovoltaico mondiale ha conosciuto negli ultimi anni un notevole sviluppo dando

un contributo più rilevante al fabbisogno elettrico mondiale. Il trend di crescita del mercato

verificatosi negli ultimi 30 anni ha consentito all’industria FV di decuplicare la produzione

mondiale ogni 10 anni. Questo grande risultato è stato possibile in virtù del parallelo

sviluppo di due tecnologie di applicazioni: gli impianti isolati, e quelli installati sugli edifici e

integrati alla rete elettrica. Gli incrementi più elevati nella potenza installata sono stati

senza dubbio quelli della Cina, del Giappone, degli Stati Uniti e della Germania,

soprattutto grazie ai programmi di incentivazione da parte dello stato.


Infatti, non solo ha fornito sussidi per l’installazione di impianti, ma in alcuni casi ha

comprato l’elettricità in eccesso e l’ha riversata in rete ad un prezzo molto maggiore di

quella tradizionale, come a voler premiare le caratteristiche ecologicamente compatibili di

tale energia. L’ultimo report IEA (International Energy Agency) riporta che la potenza

cumulativa installata di fotovoltaico nel mondo è arrivata a oltre 177 GW.

Figura 80: Capacità globale fotovoltaica installata nel 2000-2014 (report IEA).

Il 60% della nuova potenza nel 2014 è stato installato in Asia. I mercati più importanti sono

Cina, Giappone e Stati Uniti, ma tantissimi i Paesi emergenti come mostrato nella

classifica mondiale di nuova e totale capacità fotovoltaica installata:

PRIMI 10 PAESI PER NUOVA CAPACITA’

INSTALLATA NEL 2014

PRIMI 10 PAESI PER TOTALE CAPACITA’

INSTALLATA NEL 2014

1 st Cina 10,6 GW Germania 38,2 GW

2st Giappone 9,7 GW Cina 28,1 GW

3st USA 6,2 GW Giappone 23,3 GW

4st Regno Unito 2,3 GW Italia 18,5 GW

5st Germania 1,9 GW USA 18,3 GW

6st Francia 0,9 GW Francia 5,7 GW

7st Australia 0,9 GW Spagna 5,4 GW

8st Korea 0,9 GW Regno Unito 5,1 GW

9st Sud Africa 0,8 GW Australia 4,1 GW

10st India 0,6 GW Belgio 3,1 GW

Tabella 17: Classifica mondiale di nuova e totale capacità fotovoltaica (report IEA).


Cina, Giappone e Stati Uniti, come si vede nell'immagine, sono nell'ordine i mercati più

importanti con, rispettivamente, 10.6, 9.7 e 6.2 GW di nuova potenza connessa in rete nel

2014. Ma, come si vede dai dati, sono ormai molti, e presenti in diverse aree, i mercati che

stanno diventando rilevanti. Sono nove i paesi che nel 2014 hanno installato quasi 1 GW e

oltre. L'Europa, come sappiamo, registra un declino, con 7 GW installati, meno di un terzo

rispetto all'anno record 2011 (in Italia furono 9 GW). Ma ci sono nuovi mercati che sono

andati molto bene, come il Regno Unito, con quasi 2,3 GW di nuova potenza, o la Francia

con 1 GW, mentre la Germania nonostante un calo importante continua ad avere un buon

volume di installazioni, con 1,9 GW.

Figura 81: Evoluzione fotovoltaica Europea 2000-2014 (report IEA).

Per quanto riguarda l’Italia, il mercato ha vissuto una battuta d’arresto delle nuove

installazioni, passando da oltre 1 GW nel 2013 a circa 385 MW nel 2014, ben al di sotto

delle stime di inizio 2014. Questa contrazione del mercato è dovuta principalmente a tre

cause: in primo luogo, è stato il primo anno in cui non è stato possibile accedere al Conto

Energia fornito dal GSE (Gestore Servizi Energetici) per l’incentivazione di nuovi impianti;

in secondo luogo, la definizione dello Spalma Incentivi, con la conseguente revisione della

tariffa e della durata dell’incentivo, ha generato una percezione di instabilità normativa che

ha scoraggiato gli investimenti nel settore.


Infine la delibera sui SEU (Sistemi efficienti d'utenza) , arrivata solo ad agosto 2014 e di

fatto ha congelato fino a quel momento la possibilità di implementare queste soluzioni.

Analizzando la ripartizione della potenza installata in Italia, è possibile osservare come la

fascia fino ai 20 kW ha coperto il 59% circa del mercato (valore inferiore solo al 66%

registrato nel 2006) mentre gli impianti compresi tra i 20 ed i 200 kW hanno assorbito il

25% delle installazioni complessive. La restante quota invece può essere suddivisa tra gli

impianti fino a 1 MW (pari al 12%) e gli impianti superiori al MW (per il 4%). Questa forte

spinta del settore residenziale è stata dovuta alla possibilità di accesso alla detrazione

fiscale al 50%, soluzione utilizzata praticamente dalla totalità degli impianti fino ai 20 kW.

Per i grandi impianti invece, a causa dell’impossibilità di accedere al C.E., si è potuto

assistere ad un crollo delle installazioni complessive passando in un solo anno dai circa

200 MW del 2013 ai circa 15 nel 2014 [12] e [15].

3.6 ALIMENTAZIONE RETE FERROVIARIA DA FONTI RINNOVABILI

Un primo passo per coniugare il crescente fabbisogno energetico con le sempre più

pressanti istanze ambientali consiste nella riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra

razionalizzando i consumi energetici ed adottando sistemi di produzione di energia da fonti

rinnovabili. In tutto il mondo si sa bene che il treno oggigiorno è una delle principali

alternative ai mezzi più inquinanti, ma ci sono dei paesi come l’Olanda in cui si cerca di

puntare sempre di più sulle tecnologie rinnovabili per diminuire in modo ancora più

marcato l’impatto sull’ambiente circostante, in questo caso usando l’energia eolica per

soddisfare il fabbisogno energetico della propria rete ferroviaria.


L’idea arriva proprio dall’Olanda, che ha in mente di trasformare le proprie ferrovie grazie

all’energia eolica: un progetto che è nato anche grazie alle forte spinta popolare, visto che

qualche mese fa più di ottocento cittadini olandesi hanno portato in Tribunale nientemeno

che il governo stesso, in modo tale che potesse dare il via a delle politiche contro la

diffusione di CO2 nell’ambiente. Una vera e propria causa legale che ha visto trionfare i

cittadini ed un tribunale dell’Aja ha obbligato il governo a trovare un sistema per ridurre le

emissioni inquinanti di almeno il 25% nel corso del prossimo quinquennio. Quindi, la novità

legata alle ferrovie olandesi rientra proprio nell’ottica di uniformarsi a tale provvedimento:

la joint venture VIVENS e la società Eneco ha previsto di riuscire, entro tre anni, a coprire

l’intero fabbisogno elettrico delle ferrovie olandesi grazie all’energia eolica. Si tratta,

ovviamente, di un progetto che ha già basi solide, dal momento che attualmente l’energia

eolica copre la metà del fabbisogno energetico delle ferrovie olandesi. Infatti la scelta della

fonte rinnovabile da utilizzare per alimentare la rete ferroviaria elettrica in modo sostenibile

è ricaduta sull’eolico per via della presenza di numerosi parchi eolici nel Paese. Per non

mettere eccessivamente sotto pressione il parco eolico esistente e mantenere i costi

bassi, Eneco utilizzerà per l’alimentazione delle ferrovie l’energia prodotta da impianti

eolici destinati allo scopo. Ad ogni modo, stando a quanto riportato dal principale manager

di Eneco, sembra proprio che tale progetto abbia tutte le carte in regola non solo per

raggiungere l’obiettivo prefissato, ma anche per cambiare e migliorare la maniera in cui

l’energia prodotta da fonti rinnovabili viene acquistata e poi sfruttata, non solo nel campo

ferroviario, ma estendendo il discorso anche in altri ambiti industriali. Il progetto olandese

prevede anche di aumentare l’efficienza dei treni e dei loro servizi, puntando a risparmiare

sempre più energia di anno in anno. Attualmente l’energia eolica copre il fabbisogno di

elettricità di metà della rete ferroviaria olandese, circa 2.890 chilometri. Il flusso di

passeggeri sui treni in Olanda è molto alto: 1,2 milioni di persone al giorno usufruiscono

dei servizi di trasporto su rotaia.

http://www.greenstyle.it/storie/eolico


Utilizzare esclusivamente energia pulita permetterebbe di ridurre notevolmente l’impatto

degli spostamenti in treno. La completa alimentazione da fonti rinnovabili della rete

ferroviaria sarà garantita entro il 2018, stando a quanto affermato dall’azienda

elettrica Eneco e dalla joint venture VIVENS.

Secondo quanto previsto dai i termini dell’accordo, la metà dei treni elettrici viaggerà

energia eolica già nel 2015. Nel 2016, i mezzi alimentati con energia sostenibile saliranno

al 70%, per arrivare poi al 95% nel 2017 e al 100% entro il 2018. La società Eneco

metterà a disposizione delle ferrovie, entro il 2018, l’energia necessaria di 1,4 TWh

ottenendola dai parchi eolici che a breve verranno attivati, dispersi nei Paesi Bassi, ma

anche in Scandinavia ed in Belgio [16]. Anche la Germania è uno dei paesi che più si è

distinto in questi anni per le scelte in materia di sostenibilità in ambito ferroviario. La

compagnia ferroviaria tedesca, la Deutsche Bahn, si è posta l’obiettivo di aumentare il

consumo di energie rinnovabili dal 30 % circa di oggi fino a un 100 % nel 2050. L’impatto

di questo cambiamento sarebbe notevole: Deutsche Bahn attualmente utilizza il 2%

dell’energia elettrica dell’intero paese e il funzionamento dei treni comporta una certa

quantità di emissioni di CO2 che in questo modo verrebbero ridotte. Un’ultima

interessante realizzazione è il tunnel fotovoltaico tra Parigi ed Amsterdam, sulla tratta

dell’alta velocità (Figura 82): è un tunnel ferroviario lungo circa 3 km in grado di produrre

energia fotovoltaica direttamente dal sole. Il tunnel, che non è una galleria sotterranea ma

in superficie, era stato pensato inizialmente per proteggere il bosco circostante la tratta di

Anversa. In seguito si è pensato di ricoprirlo di ben 16 mila pannelli fotovoltaici.


Il tunnel ha così acquistato un’ulteriore valenza ecologica accogliendo pannelli solari in

grado di produrre circa 3,5 MW di potenza elettrica pulita. Energia ipoteticamente

sufficiente per alimentare tutti i treni del Belgio per un giorno intero e per fornire elettricità

alla stessa stazione di Anversa. Si tratta in effetti di una vera e propria centrale

fotovoltaica, con numeri decisamente rilevanti. Il punto di forza di questa realizzazione è

comunque quello di sfruttare una vasta superficie già occupata per produrre elettricità

pulita, elettricità che può servire anche al funzionamento del treno stesso [17].

Figura 82: Tunnel fotovoltaico tra Parigi ed Amsterdam, sulla tratta dell’alta velocità.

In Italia le società del Gruppo Ferrovie dello Stato Italiane si sono impegnate nel

promuovere l’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili (dandone evidenza nei bandi di gara

per la fornitura di energia elettrica) acquistando e utilizzando circa il 20% della fornitura da

fonti rinnovabili certificate, pari a 11.400 MWh. Infatti, è stato firmato il 7 luglio 2009 un

Accordo di programma fra le Ferrovie dello Stato e il Ministero dell’Ambiente con l’obiettivo

di contenere dal 2012 le emissioni di CO2 di 600 tonnellate l’anno e l’impegno ad adottare

nei propri impianti ed edifici sistemi di produzione energetica alimentati con fonti

rinnovabili, con sensibili benefici in termini di impatto ambientale e di riduzione dei

consumi e dei costi di gestione.


L’Accordo rientra nel più ampio programma “Patto per l’Ambiente” promosso dalla

Presidenza del Consiglio e dal Ministero dell’Ambiente e sottoscritto da altre dieci grandi

Aziende italiane, oltre a Ferrovie dello Stato. Gli obiettivi dell’Accordo confermano

l’impegno del Gruppo FS nel contenimento dei consumi energetici e nella realizzazione di

un piano di investimenti strutturali e di rinnovo del proprio parco mezzi per lo sviluppo di

una modalità di trasporto sempre più sicura ed ecosostenibile. Nel corso del 2014 sono

stati attivati due impianti fotovoltaici, esattamente a Milano (IMC ETR 500 di Trenitalia) e a

Udine (officina di Serfer), e sono state avviate le attività per l’installazione di ulteriori

impianti fotovoltaici di Trenitalia per un totale di circa 4.500 kWp. I predetti impianti si

vanno ad aggiungere a quelli già produttivi della stazione AV di Torino Porta Susa (Figura

83), che ha garantito una produzione di circa 350 MWh, e nello Scalo San Lorenzo di

Roma, che ha generato 570 MWh nel corso dell’anno.

Figura 83: Copertura fotovoltaica della stazione AV di Torino Porta Susa.

Queste iniziative sono volte, però, al miglioramento dei parametri di efficienza delle

stazioni per il riscaldamento, i sistemi di illuminazione e altri servizi elettrici; dunque non

per la trazione ferroviaria.


Per quanto riguarda il mix energetico che alimenta il traffico ferroviario globale, la

situazione più green si registra nell’Unione Europea. Nel 2010, infatti, circa il 20%

dell’energia utilizzata dalle ferrovie europee era stata generata da fonti rinnovabili.

Rispetto all’obiettivo fissato dalle direttive europee che hanno indicato per il 2020 un

contributo del 10% di energie rinnovabili per il settore dei trasporti, il settore ferroviario ha

già fatto, dunque, con largo anticipo la sua parte. Questa direttiva, che modifica e abroga

le precedenti direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE, crea un quadro comune per l’utilizzo di

energie rinnovabili nell’UE in modo da ridurre le emissioni di gas serra e promuovere

trasporti più puliti [7] e [8].


CAPITOLO 4: DESCRIZIONE DEL PROGETTO IN ESAME

Il seguente progetto rappresenta una valutazione preliminare dell’ipotesi di installare un

impianto fotovoltaico da circa 1000 kWp in un’area limitrofa alla stazione ferroviaria di

Milano-Bovisa FNM, provincia di Milano. Per il presente studio sono state utilizzate le sole

immagini satellitari delle aree sopra elencate come unico dato utile all’individuazione di

superfici adatte all’installazione di pannelli fotovoltaici. La centrale fotovoltaica servirà a

fornire la propria energia prodotta alla Sottostazione Elettrica (SSE) di Milano-Bovisa FNM

posta nell’immediata vicinanza ed alimentante la tratta ferroviaria a 3 kVcc. Tale energia

fotovoltaica prodotta sarà immessa direttamente, mediante opportuna connessione, alla

linea di contatto in corrente continua 3 kVcc alimentata dalla SSE. L’obiettivo è quello di

ridurre l’assorbimento di potenza della tratta ferroviaria da fonti di produzione tradizionale

grazie all’impiego di fonti rinnovabili, in questo caso di energia solare, riducendo così

l’emissione di gas serra nell’atmosfera. A seguito di un’approfondita analisi, o meglio

valutazione della radiazione solare nel sito in oggetto, si effettuerà lo studio di fattibilità

tecnico-economico della centrale fotovoltaica.

4.1 POSSIBILE SITO DI INSTALLAZIONE DELL’ IMPIANTO FOTOVOLTAICO

Il possibile sito di installazione della centrale fotovoltaica da 1000 kWp, come mostrato in

Figura 84, viene osservato in prossimità della Sottostazione Elettrica di Milano-Bovisa

FNM così da rendere più semplice l’interconnessione tra le due e ridurre quindi al minimo

le perdite.


Fra le varie aree circostanti alla SSE si evidenziano come possibili soluzioni di

installazione il tetto della Stazione Milano-Bovisa che fornisce una superficie utile di circa

6.000 m2 oppure i parcheggi vicini che offrono rispettivamente un’area di 2.500 m2 e di

3.500 m2.

Figura 84: Mappa satellitare dei possibili siti di installazione della centrale fotovoltaica.

Inoltre vi sono due appezzamenti di terreno di circa 50.000 m2 e 24.000 m2 tipo

pianeggiante come mostrato nella precedente mappa satellitare. Si potrebbe utilizzare una

parte del sito da 50.000 m2 in modo da riqualificare e valorizzare l’area abbandonata ed

inutilizzata da anni. Inoltre, data la vasta area pianeggiante, si eviterebbero

ombreggiamenti dei moduli fotovoltaici a causa di edifici o alberi presenti invece nelle altre

aree valutate con conseguente perdita di energia.


4.2 DATI RELATIVI ALLA RADIAZIONE SOLARE DEL SITO

La disponibilità della fonte solare per i possibili siti di installazione considerati è verificata

utilizzando i dati del programma “PVGIS” disponibile sul sito del Joint Research Centre

relativi a valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale. I

valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale stimati sono

pari a quanto scritto nella seguente tabella:

PVGIS stime di generazione elettricità solare

Luogo: 45°29'56" Nord, 9°9'42" Est,Quota: 133 m.s.l.m.,

Database di radiazione solare usato: PVGIS-CMSAF

Potenza nominale del sistema FV: 1000.0 kW (silicio cristallino)

Stime di perdite causata da temperatura e irradianza bassa: 9.3%

Stima di perdita causata da effetti di riflessione: 2.7%

Altre perdite (cavi, inverter, ecc.): 10.0%

Perdite totali del sistema FV: 20.6%


I valori in tabella esprimono: Ed: Produzione elettrica media giornaliera dal sistema indicata (kWh);

Em: Produzione elettrica media mensile dal sistema indicata (kWh);

Hd: Media dell'irraggiamento giornaliero al metro quadro ricevuto dai panelli del sistema

(kWh/m2);

Hm: Media dell'irraggiamento al metro quadro ricevuto dai panelli del sistema (kWh/m2).

Figura 85: Andamento della produzione di energia (sinistra) e irraggiamento (destra) mensile.

L'impianto fotovoltaico previsto da 1000 kWp permetterà una produzione di 1.320.000

kWh/anno. Con tale energia prodotta, conoscendo ad esempio che un elettrotreno della

linea suburbana S13 assorbe mediamente 15 kWh/Km e dunque per la tratta

MilanoBovisa – Pavia lunga 32 Km assorbirebbe 523 kWh (andata e ritorno 1046 kWh), si

potrebbe soddisfare con il solo impianto fotovoltaico la potenza necessaria a far percorrere

al treno tale tratta (andata e ritorno) per 1262 volte.


4.3 CARATTERISTICHE TECNICHE IMPIANTO

La potenza dell’impianto sarà pari a 1000 kW e la produzione stimata di 1.320.000 kWh di

energia annua fornita da 3.920 moduli occupanti una superficie di circa 15.700 m2. A

seguito delle misure rilevate nella Sottostazione di Milano-Bovisa [20], si nota che

l’andamento giornaliero della corrente erogata alla linea di contatto 3 kV in corrente

continua e della tensione alle sbarre della SSE è il seguente:

Figura 86: Andamento giornaliero della corrente erogata e della tensione alle sbarre della SSE di Milano-Bovisa (giorno lavorativo).

Figura 87: Andamento giornaliero della corrente erogata e della tensione alle sbarre della SSE di Milano-Bovisa (giorno festivo).


Osservando l’andamento della corrente Icc erogata nell’arco della giornata si nota subito

come la richiesta di energia sia concentrata nella fascia oraria 6:00-10:00 e 17:00-21:00

con picco massimo di 1800 A e picco minimo di 400 A. L’energia prodotta dall’impianto

fotovoltaico vede la sua produzione massima proprio nella fascia centrale del giorno 10:00

– 16:00 dove l’irraggiamento solare è elevato. Per cedere tutta l’energia fotovoltaica

prodotta dalla centrale solare alla linea di contatto 3 kV in corrente continua si deve

scegliere dunque una taglia dell’impianto che sia al di sotto della potenza minima assorbita

dalla SSE in quella fascia oraria (P<V*I=1,4 MW). In questo modo tutta la potenza

prodotta viene utilizzata senza aver alcuna perdita di energia essendo un impianto senza

accumulo e non cedere alla rete industriale. Per tali ragioni l’impianto fotovoltaico sarà

dimensionato con una potenza massima di circa 1000 kW.

SCELTA DEI MODULI FOTOVOLTAICI

I moduli fotovoltaici scelti per lo studio di fattibilità sono della casa produttrice Suntech

Power in silicio policristallino, modello STP-255 ed hanno le seguenti caratteristiche:


Il costo di ogni modulo Suntech Power STP-255 è di 155,00 euro cioè 0,61 €/W diminuito

di circa 4 volte rispetto agli anni passati vista la revoca degli incentivi. Infatti, gli incentivi

GSE al fotovoltaico nel 2015, così come eravamo abituati a pensarli fino ad un paio di anni

fa, non ce ne sono più; restano soltanto dei benefici fiscali per impianti domestici (al

servizio dell’abitazione). Per questi si hanno, dunque, ancora le detrazioni fiscali Irpef sul

50% della spesa. Gli impianti aziendali, invece, non godono delle detrazioni fiscali 50%,

ma hanno il vantaggio che, autoconsumando nell’immediato gran parte dell’energia

prodotta, ottengono maggiori risparmi in bolletta (massimizzano infatti l’autoconsumo).

Algoritmi MPPT

L’energia prodotta da un modulo fotovoltaico dipende principalmente dall’irraggiamento e

dalla temperatura, ma dipende anche dal punto di funzionamento in cui esso si trova ad

operare. L’algoritmo MPPT (Maximum Power Point Tracking) viene utilizzato per

massimizzare l’energia estratta del modulo al variare delle condizioni atmosferiche. Esso

permette di far lavorare il modulo nel punto (MPP) della caratteristica I-V, dove si ha il

massimo trasferimento di potenza tra modulo e carico, come indicato nella Figura 88, per

le varie condizioni di irraggiamento.

Figura 88: Caratteristica I-V del modulo al variare dell’irraggiamento.


Per inseguire il punto di massima potenza, l’MPPT ha bisogno di un circuito di interfaccia

tra la sorgente fotovoltaica e il carico. Il compito viene svolto dai convertitori switching, i

quali, grazie alla proprietà di comportarsi come dei trasformatori dc-dc con rapporto di

conversione che è funzione della variabile di controllo duty-cycle, sono in grado di

posizionarsi nel punto MPP variando il duty-cycle, che è imposto dall’algoritmo MPPT.

Esistono vari algoritmi, tra i quali:

algoritmi Perturbe & Observe (P&O);

conduttanza incrementale;

metodo della open circuit voltage;

VLR MPPT;

Ripple correlation control (RCC).

In seguito sarà descritto soltanto il metodo P&O essendo il più efficiente tra i vari algoritmi

MPPT [21] e [22].

Algoritmi P&O

Questa famiglia di algoritmi calcola la potenza in uscita dalla sorgente fotovoltaica, come

moltiplicazione tra la corrente e la tensione e varia il duty-cycle del convertitore switching

fino ad ottenere la massima potenza. Quindi, come è evidenziato dal nome, questi

algoritmi perturbano il duty-cycle e osservano se la potenza in uscita dalla sorgente FV è

massima. In pratica, l’algoritmo permette di spostarsi lungo la caratteristica potenza-

tensione del modulo fino a quando non si incontrerà il punto MPP.


Una volta trovato, l’algoritmo continuerà ad oscillare nell’intorno di questo punto. Possiamo

avere tre tipi di algoritmi P&O:

controllo diretto sul duty-cycle;

controllo di corrente;

controllo di tensione.

Controllo diretto sul duty-cycle

Nella Figura 89 è riportato lo schema per il controllo diretto sul duty-cycle:

Figura 89: Schema del controllo diretto sul duty-cycle.

L’algoritmo viene implementato con un DSP. Lo scopo è di campionare la corrente e le

tensione del modulo, di calcolarne la potenza e di verificare se questa è maggiore della

potenza del passo precedente. Se ciò è verificato si varia il duty-cycle con un incremento

positivo, viceversa si decrementa. L’algoritmo è riportato in Figura 90.


Figura 90: Algoritmo del controllo diretto sul duty-cycle.

Una volta raggiunto l’MPP si continuerà ad oscillare nell’intorno di questo punto e

l’oscillazione dipenderà in maniera proporzionale all’ampiezza della perturbazione che si

applica al duty-cycle. Quindi tanto più piccola è la perturbazione, tanto minore sarà

l’oscillazione a regime della potenza estratta dal modulo, ma ciò comporterà un tempo

maggiore per il raggiungimento dell’MPP. Uno svantaggio di questo tipo di algoritmo è

dovuto alla mancanza di controllo sulla corrente e sulla tensione d’ingresso [21] e [22].


Controllo di corrente

In questo caso l’algoritmo MPPT fornisce il riferimento della corrente (IREF ), che viene

confrontata con quella presente all’ingresso del convertitore Boost, secondo lo schema

seguente:

Figura 91: Schema del controllo di corrente.

Dopo il nodo somma-differenza viene posto un regolatore PI e in uscita a questo si ha il

modulatore PWM. L’uscita di quest’ultimo sarà un segnale ad onda quadra che comanda

l’interruttore del convertitore Boost. Il tutto viene implementato con un DSP. In questo

caso, il nuovo algoritmo (Figura 92) consiste nel campionare con due sensori la corrente e

la tensione in uscita dal modulo solare, calcolare la potenza come moltiplicazione di

queste due grandezze e confrontarla con la potenza campionata al passo precedente. Se

essa risulta superiore di quella vecchia e la tensione appena campionata è maggiore di

quella precedente, si decrementa il riferimento di corrente della costante C. Questa

condizione si riferisce alla situazione di un aumento dell’irraggiamento e con il punto

operativo a destra dell’MPP.


Viceversa, se il punto operativo è a sinistra (tensione al passo k minore di quella

precedente) si incrementa il riferimento di corrente. La stessa cosa, in maniera opposta,

avviene se la potenza al passo k è minore di quella al passo precedente. Anche qui, una

volta trovato il punto di massima potenza (MPP), si avrà un’oscillazione nell’intorno di

questo. Più piccola è la variazione (C) del riferimento di corrente e minore risulta

l’oscillazione. Non si può avere un incremento C piccolissimo, perché si allungherebbero i

tempi per raggiungere l’MPP.

Figura 92: Algoritmo del controllo di corrente.

Questo tipo di algoritmo funziona anche nel caso in cui il convertitore Boost lavori in

funzionamento discontinuo (DCM). Per far ciò basterà scegliere una frequenza di

campionamento della corrente in uscita dal modulo solare (frequenza di aggiornamento

dell’algoritmo fC) tale che, il rapporto tra la frequenza di switching del convertitore (fS) e

questa sia un numero intero.


In questo modo verranno prelevati i campioni della corrente nell’induttanza a metà

ampiezza, come riportato in Figura 93. Questo comporterà una diminuzione della vera

potenza massima che può essere prelevata in uscita dal modulo in tale condizione, perché

la corrente campionata è metà di quella massima. Ciò è accettabile, perché il convertitore

Boost lavorerà in DCM solo in corrispondenza di piccole potenze in uscita dal modulo

fotovoltaico, ed essendo già queste minori, non si avrà una grande perdita.

Figura 93: Campionamento corretto della corrente nell’induttanza in funzionamento DCM del convertitore Boost.

Nel funzionamento continuo del convertitore (CCM) non ci sono problemi, perché

l’ondulazione di corrente nell’induttanze è piccola e quindi la corrente campionata è

all’incirca quella massima. Questo accorgimento permette di ottenere valori dell’induttanza

L del convertitore Boost non eccessivamente elevati [21] e [22].

Controllo di tensione

Questo tipo di controllo è analogo a quello precedentemente riportato, solo che in questo

caso l’algoritmo MPPT fornisce il riferimento della tensione d’ingresso e non quello della

corrente. Lo schema del circuito è simile a quello di Figura 91, sostituendo il confronto di

corrente con quello di tensione.


Il diagramma di flusso dell’algoritmo è invece simile a quello di corrente riportato in Figura

92 solo che in questo caso si va a variare la tensione di riferimento di ingresso e non la

corrente. Anche qui una volta raggiunto l’MPP si continuerà ad avere un’oscillazione

nell’intorno di questo punto. Si sceglierà, quindi, la costante C come compromesso tra la

velocità di raggiungimento di tale punto e della relativa ampiezza di variazione. Questi

algoritmi hanno un buon compromesso tra l’efficienza nell’estrarre la massima potenza dal

modulo fotovoltaico e la loro facilità di implementazione [21] e [22].

4.4 LAYOUT CENTRALE FOTOVOLTAICA

Nella scelta del posizionamento dei pannelli sul sito della centrale fotovoltaica si è cercato

di minimizzare la superficie occupata rispettando i vincoli di distanziamento al fine evitare il

mutuo ombreggiamento fra le file e raggiungere l’obbiettivo di potenza fissato. Inoltre si è

cercato di minimizzare il percorso dei cavi di collegamento fra i vari moduli. Nella seguente

figura è rappresentata l’ombra sistematica prodotta da una superficie di lunghezza X (nel

nostro caso 1.640 cm), inclinata rispetto al piano orizzontale di un angolo β (nel nostro

caso 36°). La distanza minima per il posizionamento delle file parallele con β ≠ 0° si può

ricavare dal triangolo delle ombre:


In linea di massima si usa posizionare i moduli ad una distanza pari a 3 volte l'altezza H,

quindi 2,64 metri:

I pannelli saranno installati su struttura metallica, ancorata a basamenti in conglomerato

cementizio armato, in grado di resistere alle sollecitazione previste dalle vigenti normative.

La superfice fotovoltaica sarà composta da 28 file di 140 moduli in posizione orizzontale

per un totale di 3.920 moduli. Ogni fila presenta 20 pannelli connessi in serie costituenti la

stringa. La connessione in parallelo di 49 stringhe costituisce poi il sottocampo. Dunque

4 sottocampi realizzano il campo fotovoltaico da circa 1.000 kW. Si riportano di seguito le

caratteristiche elettriche delle stringhe, dei sottocampi e dei campi:

TENSIONE DI ESERCIZIO OTTIMALE

(V)

TENSIONE A CIRCUITO

APERTO (V)

CORRENTE DI ESERCIZIO

OTTIMALE (A)

POTENZA (kW)

Stringa 616 752 8,3 5,1

Sottocampo 616 752 406 249,9

Campo 616 752 1623 999,7

Si noti che la potenza del campo fotovoltaico è leggermente al di sotto di 1 MW, ciò per

rendere più semplice la procedura di autorizzazione per la realizzazione dell’impianto.


Infatti, per quanto riguarda gli impianti fotovoltaici, emerge dalle fonti normative che

disciplinano la materia un panorama autorizzativo differente:

20 kW < P < 1 MW permesso di costruire da rilasciare da parte del Comune;

1 MW < P < 50 MW permesso di costruire da rilasciare da parte della Provincia;

P > 50 MW permesso di costruire da rilasciare da parte della Regione.

Dunque, si nota che all’aumentare della potenza dell’impianto fotovoltaico da realizzare,

aumenta la necessità di acquisire altre autorizzazioni. L’area occupata dall’impianto,

tenendo conto anche della distanza tra le file per evitare l’ombreggiamento, è di circa

15.700 m2. Dunque per sopperire a tutti gli spazi necessari alla realizzazione della centrale

fotovoltaica si stima di utilizzare una superficie di circa 20.000 m2.

Figura 94: Esempio di disposizione dei pannelli sul sito della centrale fotovoltaica.

Il campo fotovoltaico è suddiviso in più parti (sottocampi) dove viene effettuato il parallelo

tra le stringhe di moduli in serie, ognuno servito da due propri quadri. Da quest’ultimo si

arriva al quadro di campo, ognuno servito dal proprio convertitore: “impianto multi-

convertitore”.


Figura 95: Disposizione schematica dei moduli fotovoltaici sul sito di installazione.

In questo modo, l’avaria di un convertitore, comporta la perdita di produzione del relativo

sottocampo e non di tutto l’impianto. I collegamenti fra i moduli fino al quadro di campo

saranno effettuati con cavo tipo MC (doppio isolamento) idoneo ad applicazioni solari

fotovoltaiche con isolamento e guaina elastomerici, non propaganti la fiamma, senza

alogeni e resistenti ai raggi UV.

Figura 96: Cavi per applicazioni in impianti fotovoltaici.

Le condutture elettriche devono essere in grado di resistere a severe condizioni ambientali

(elevate T, pioggia, radiazione solare, etc). I cavi in corrente continua devono avere una

tensione nominale adeguata a quella del sistema elettrico; in cc la tensione del sistema

elettrico non deve superare 1,5 volte la tensione nominale dei cavi [18] e [19].


In particolare i cavi di stringa o solari collegano tra loro i moduli e la stringa al primo

quadro, questi devono resistere a T di circa 70°C. I quadri di sottocampo sono installati in

delle piccole scatole lungo le stringhe di moduli per effettuarne il parallelo e, contengono

protezioni e sezionatori.

Figura 97: Quadro di sottocampo per il parallelo delle stringhe.

L'unico fabbricato installato a servizio del campo fotovoltaico è costituito da una cabina in

calcestruzzo, al cui interno sono installati i convertitori, i sistemi di protezione, di misura, di

manovra o sezionamento e il sistema di monitoraggio.

Figura 98: Esempio di cabina convertitori.


Dunque non si hanno ne inverter e ne trasformatori come generalmente accade per questi

impianti che immettono in rete, in corrente alternata, l’energia fotovoltaica prodotta.

4.5 CONVERTITORI DC-DC BOOST

Il convertitore Boost ha il compito di elevare la tensione continua presente all’ingresso al

fine di ottenere una tensione continua d’uscita di circa 3600 V . Tale tensione è imposta

dalla linea di contatto ferroviaria 3 kVcc che alimenta i treni per la trazione. Per il

momento, nell’analisi del convertitore, in uscita viene collegato un carico resistivo. Lo

schema di principio del convertitore Boost è riportato in Figura 99; esso è composto da

una induttanza all’ingresso, da un interruttore di potenza (IGBT o Mosfet), da un diodo e

da un condensatore all’uscita. Questo convertitore può operare in funzionamento continuo

(CCM) e in funzionamento discontinuo (DCM). Di seguito verrà trattato il primo caso,

perché sarà in questa modalità, che si farà operare il convertitore [21] e [23].

Figura 99: Schema del convertitore Boost.


Nell’analisi del convertitore Boost in funzionamento continuo (CCM) si assumono le

seguenti ipotesi:

interruttore ideale;

diodo ideale;

componenti L e C ideali;

tensione d’ingresso Vi costante;

tensione d’uscita V0 costante;

funzionamento a regime (tensioni e correnti sono periodiche di periodo pari a

quello di commutazione TS).

Possiamo distinguere due stati topologici, che avvengono in un periodo TS:

1. interruttore chiuso;

2. interruttore aperto.

Intervallo interruttore chiuso

All’istante t = 0, l’interruttore (S) viene chiuso (acceso) e ciò causa l’interdizione del diodo

D, perché viene polarizzato inversamente (la tensione VD con il verso in Figura 100 è pari

a V0). Si ha flusso di potenza tra la sorgente e l’induttanza e tra il condensatore e il carico,

come riportato in Figura 100. In questa fase, quindi, il condensatore fornisce energia al

carico. La tensione ai capi dell’induttanza (VL) risulta costante e pari alla tensione

d’ingresso Vi.


Figura 100: Convertitore Boost nella fase di chiusura dell’interruttore.

Quindi, la corrente iL cresce linearmente partendo da un valore iniziale iLmin:

L’intervallo ton è il tempo durante il quale l’interruttore è chiuso e corrisponde a:

dove d è il duty-cycle. La tensione sull’interruttore è nulla, mentre la sua corrente è pari a

quella dell’induttanza. I vari andamenti di tensione e corrente sono riportati in Figura 102,

per l’intervallo di tempo ton [21] e [23].

Intervallo interruttore aperto

All’istante t=ton l’interruttore viene aperto e la corrente iL forza il diodo in conduzione. In

questa fase è la sorgente e l’induttanza che forniscono energia al condensatore di uscita e

al carico (Figura 101). La tensione sull’induttanza risulta costante e pari a Vi – V0, ed

essendo V0 maggiore di Vi, risulta una VL negativa. La corrente iL diminuisce linearmente,

partendo dal valore iniziale ILmax, raggiunto al termine della fase precedente.


Figura 101: Convertitore Boost nella fase di apertura dell’interruttore.

Questo andamento è espresso dalla relazione (dove si è assunto come istante iniziale

l’apertura dell’interruttore):

La tensione ai capi dell’interruttore risulta pari a V0, ed essendo aperto, la corrente è nulla.

Il diodo è attraversato dalla corrente iL, mentre la tensione ai suoi capi è nulla, perché è in

conduzione. Sempre nella Figura 102 sono riportati gli andamenti di tensione e di corrente

per i vari componenti, nell’intervallo di tempo toff . Essendo:

Al tempo TS poi, si ha la richiusura dell’interruttore S e il ciclo riprende.

Figura 102: Andamenti di tensione e corrente dei vari componenti.


Con l’ipotesi di funzionamento a regime si ha che la tensione media ai capi dell’induttanza

in un periodo deve essere nulla. Quindi le due aree grigie in Figura 102 devono coincidere:

Dalla combinazione delle precedenti espressioni si ricava la relazione statica tra tensione

d’uscita e tensione d’ingresso, che assume il nome di rapporto di conversione CCM

(MCCM):

L’ondulazione di corrente sull’induttanza (∆IL) risulta pari a:

La corrente media nell’induttanza (IL), che coincide con la corrente media di ingresso (Ii)

risulta pari a:

Invece, la corrente massima risulta:

La corrente media nell’interruttore è pari a:

Infine, la corrente media nel diodo è data dalla relazione:


Si passa ora alla stima dell’ondulazione di tensione residua ai capi del condensatore di

uscita (∆VC). In figura E sono riportati gli andamenti della corrente e della tensione del

condensatore. La corrente nel condensatore vale:

A regime la corrente media nel condensatore (IC) deve essere nulla, quindi le due aree

grigie in Figura 103 devono essere uguali [21] e [23].

Figura 103: Andamenti di corrente e dell’ondulazione di tensione del condensatore.

Da ciò si vede anche che la corrente media ID corrisponde alla corrente media di uscita

(I0). L’ondulazione di tensione ai capi del condensatore (∆VC) risulta pari al rapporto tra la

carica fornita nel tempo ton (area grigia) e la capacità.

Limite di funzionamento continuo/discontinuo

Si ha funzionamento continuo (CCM) fino a quando la corrente sull’induttanza è sempre

maggiore di zero nel periodo TS. Quindi, la corrente media nell’induttanza (IL) deve essere

maggiore o uguale a ∆IL/2. Il limite DCM/CCM si ha per:


Dimensionamento del Boost

Il circuito del Boost da realizzare è riportato in Figura 104:

Figura 104: Schema del convertitore Boost.

All’ingresso è presente un condensatore (Ci), che serve a mantenere costante la tensione

di ingresso Vi. All’uscita del convertitore è connessa un’induttanza di filtro L0 e la linea di

contatto a 3600 V. La spiegazione dell’inserimento dell’induttanza e del suo

dimensionamento verrà fatto alla fine. I dati che si conoscono sono i seguenti:

tensione di uscita: V0 = 3600 V ;

potenza massima fornita dal sottocampo fotovoltaico: Pmax = 250 kW;

frequenza di switching: fs = 5 kHz.

Considerando un rendimento unitario, la potenza in uscita è data dalla relazione:

𝑃0 = 𝑃𝑖

Quindi, in uscita si ha una potenza massima pari a:

𝑃0𝑚𝑎𝑥 = 250 𝑘𝑊

Dato che la tensione Vi all’ingresso del convertitore varia, per garantire un certo margine,

si sceglie un range della tensione d’ingresso pari a:

600 𝑉 < 𝑉𝑖 < 1000 𝑉


La corrente massima in ingresso al convertitore, che corrisponde alla corrente di

cortocircuito fornita dal sottocampo fotovoltaico è:

𝐼𝑖𝑚𝑎𝑥 = 429,24 𝐴

Il convertitore funzionerà in funzionamento CCM per una potenza che va da:

98 𝑘𝑊 < 𝑃0 < 250 𝑘𝑊

La potenza uguale a 98 kW si ha con un irraggiamento pari a circa 400 W/m2, che

corrisponde ad una situazione di sole appena percettibile. Si è scelto di porre questo limite

per non avere valori troppo elevati dell’induttanza L. Quindi, per potenze inferiori a 98 kW il

convertitore funzionerà in DCM. Con questi dati, la massima corrente media presente

all’uscita (I0) è uguale a:

𝐼0𝑚𝑎𝑥 =𝑃0𝑚𝑎𝑥

𝑉0=

250000

3600= 69,4 𝐴

Quella minima, alla quale si ha funzionamento CCM è:

𝐼0𝑚𝑖𝑛 =𝑃0𝑚𝑖𝑛

𝑉0=

98000

3600= 27,2 𝐴

Quindi:

I0max = 69,4 A I0min = 27,2 A

Si passa ora al calcolo del valore dell’induttanza L. Sempre in funzionamento continuo,

con i dati finora trovati, si determina il range di variazione del duty-cycle d:

1 −𝑉𝑖𝑚𝑎𝑥

𝑉0< 𝑑 < 1 −

𝑉𝑖𝑚𝑖𝑛

𝑉0

0,72 < d < 0,83


Dall’equazione dell’ondulazione di corrente sull’induttanza (∆IL) e del rapporto di

conversione CCM (MCCM) si ha:

Per garantire funzionamento CCM nell’intervallo di variazione della corrente d’uscita, si

pone la condizione limite CCM/DCM con I0 = I0min = 27,2 A. Utilizzando l’equazione della

condizione limite (ILlim) e della corrente media nell’induttanza (IL) si ottiene:

Eguagliando quest’ultima e l’equazione dell’ondulazione di corrente sull’induttanza (∆IL) si

ha:

Quindi, l’induttanza è pari a:

Si nota che il valore di L dipende da Vi, quindi per cercare quando è massima si esegue la

derivata e la si pone uguale a zero:

Da qui si ottiene che l’induttanza è massima per un duty-cycle di 0,33 e quindi una

tensione d’ingresso pari a:

𝑉𝑖 =2

3𝑉0 =

2

3× 3600 = 2400 𝑉


Questo valore è esterno all’intervallo della tensione d’ingresso, per cui si sceglie il valore

di duty-cycle inferiore, ottenendo una Vi pari a 1000 V . Quindi, il valore dell’induttanza

risulta uguale a:

𝐿 =10002

2 × 27,2 × 3600 × 5000(1 −

1000

3600) = 7,3756 × 10−4𝐻

Il massimo ripple di corrente nell’induttanza vale:

∆𝐼𝐿 =1000 × 0,66

7,3756 × 10−4 × 5000= 178,97 𝐴

Infine, la massima corrente nell’induttanza risulta:

𝐼𝐿𝑚𝑎𝑥 = 𝐼𝑖 +∆𝐼𝐿

2= 429,24 +

178,97

2= 518,72 𝐴

A causa dell’induttanza L, la corrente in uscita dal sottocampo fotovoltaico presenta un

certo ripple creando delle oscillazioni del punto di lavoro nella caratteristica I-V; quindi la

tensione di ingresso cambierà in continuazione, causando una variazione della massima

potenza estratta dall’algoritmo MPPT. Per impedire ciò, si inserisce un condensatore (Ci)

all’ingresso del convertitore Boost, in modo tale che il ripple di corrente sia assorbito. Per

cui, la corrente in uscita dal sottocampo solare (ipv) risulterà costante. In Figura 105 è

riportato l’andamento della corrente nel condensatore d’ingresso, che corrisponde al ripple

di corrente nell’induttanza.

Figura 105: Filtro d’ingresso e ripple di corrente assorbito dal condensatore Ci.


L’area grigia corrisponde alla carica e risulta pari a:

L’ondulazione di tensione nel condensatore è uguale a:

Imponendo un ripple ∆VCi di 0,1V si ottiene una capacità di:

𝐶𝑖 =∆𝐼𝐿𝑚𝑎𝑥

8𝑓𝑠∆𝑉𝐶𝑖=

178,97

8 × 5000 × 0,1= 0,04474 𝐹 = 44,74 𝑚𝐹

Come condensatore Ci si considera un valore di 45 mF, in questo modo si avrà

un’ondulazione ∆VCi di 0,10 V. Il filtro di uscita è composto dal condensatore C0 e

dall’induttanza L0. La corrente nel diodo è impulsiva, quindi ha un elevato contenuto

armonico. Per essere sicuri che le componenti ad alta frequenza della corrente nel diodo

si richiudano nel condensatore e non entrino nella linea di contatto, si pone un’induttanza

in serie a quest’ultima. In questo modo, essendo rispettivamente l’impedenza del

condensatore e dell’induttanza (L0) pari a:

se alla frequenza fondamentale l’impedenza dell’induttanza risulta maggiore di quella del

condensatore, le componenti impulsive della corrente nel diodo passeranno attraverso la

capacità. Ponendo |ZL0| ≥ 100 |ZC0| si ottiene la relazione:

dove ωS è la pulsazione di commutazione del convertitore pari a 2πfS.


Dalla relazione precedente si ottiene:

La pulsazione di risonanza del filtro è pari a:

Per evitare che nascano delle oscillazioni nel circuito di filtro deve essere la pulsazione di

risonanza inferiore alla pulsazione ωS. Quindi:

Sostituendo l’espressione ωSL0 in quella L0C0 e poi inserendola nella ωris si ottiene:

Per cui la scelta di porre |ZL0| ≥ 100 |ZC0| impedisce l’instaurarsi di oscillazioni nel circuito

di filtro. Dunque, il valore massimo dell’ondulazione di tensione nel condensatore C0, è

pari a:

Da questa relazione, imponendo una ∆VC0 pari a 0,2 V si ottiene:

𝐶0 =𝐼0𝑚𝑎𝑥𝑑𝑚𝑎𝑥

𝑓𝑆∆𝑉𝐶0=

69,4 × 0,83

5000 × 0,2= 0,0576 𝐹 = 57,6 𝑚𝐹

Per ottenere un valore dell’induttanza L0 non molto grande si sceglie un valore di C0 pari a

60 mF. Dalla relazione ωSL0 si ottiene il valore di L0:

𝐿0 =100

𝜔𝑆2𝐶0

=100

(2𝜋 × 5000)2 × 0,06= 1,6904 × 10−6𝐻 = 1,6904 𝜇𝐻


Nella seguente tabella sono riassunti i valori dei componenti del Boost, precedentemente

calcolati:

GRANDEZZE VALORI

Induttanza (L) 7,3756 × 10−4𝐻

Condensatore (Ci) 0,045 𝐹

Condensatore (C0) 0,060 𝐹

Induttanza (L0) 1,6904 × 10−6𝐻

Tabella 18: Valori dei componenti del Boost.

4.6 SISTEMI DI PROTEZIONE

Il generatore fotovoltaico è costituito da più moduli fotovoltaici collegati in serie a formare

una stringa e da più stringhe in parallelo per ottenere la potenza fissata. Le stringhe sono

protette contro la circolazione di correnti inverse dai diodi di blocco, ed ai loro terminali, sia

sul polo positivo che negativo, dovrebbero essere installati scaricatori di sovratensioni tra

poli e terra (Figura 106), per la protezione contro le sovratensioni e fulmini. Spesso

sono le scariche atmosferiche e la sovratensione a provocare danni.

Figura 106: Esempio di scaricatore di sovratensione del quadro di sottocampo.


Inoltre, per la protezione contro le sovracorrenti si impiegano normalmente fusibili

(Figura 107), la cui corrente nominale dovrebbe essere scelta in modo che sia pari a 1,25

volte la corrente circolante nella stringa.

Figura 107: Esempio di fusibile e porta fusibile del quadro di sottocampo.

Non è consigliabile l'impiego di interruttori automatici, sia per fattori economici che per

questioni tecniche; infatti gli interruttori sono facilmente soggetti ad interventi intempestivi

in seguito a sovratensioni transitorie (ad esempio di origine atmosferica) che

richiederebbero il loro riarmo manuale per il ripristino dell'erogazione di corrente della

stringa. Gli interruttori magnetotermici vengono però impiegati nei quadri di campo con

tensioni in corrente continua fino a 1000 V in c.c. per la protezione e sezionamento del lato

convertitori [19].


4.7 SISTEMI DI MANOVRA O SEZIONAMENTO

Gli organi di manovra sono dei dispositivi elettrici che garantiscono l’interruzione

dell’impianto fotovoltaico per:

SEZIONAMENTO, al fine di eseguire lavori elettrici;

INTERRUZIONE, per eseguire lavori non elettrici sulle apparecchiature;

INTERRUZIONE DI EMERGENZA, di fronte al rischio di pericolo imminente;

COMANDO FUNZIONALE, per aprire o chiudere un circuito.

Figura 108: Esempio di sezionatore del quadro di sottocampo.

Bisogna ricordare che un impianto fotovoltaico non può essere spento, in quanto in

presenza di radiazione solare si ha comunque il sistema sotto tensione; è così molto

probabile che si debba operare in condizioni pericolose, quando l’operazione inerisce

tutta la parte sotto tensione del generatore. La norma CEI 11-27 riporta tutte le prescrizioni

e le procedure da adottare nei lavori sotto tensione [19].


4.8 SISTEMI DI MISURA E MONITORAGGIO

Con i dispositivi di misura e monitoraggio dell'energia si può misurare e visualizzare i

parametri elettrici degli impianti fotovoltaici. I dati ottenuti sono analizzati con l'obiettivo di

ottimizzare l'energia consumata e di instaurare un sistema di gestione dell'energia. Se le

risorse devono essere utilizzate in modo efficiente, le caratteristiche elettriche devono

essere misurate e monitorate con precisione. I sistemi di monitoraggio attualmente in

commercio sono in grado di rilevare e registrare le grandezze meteo ed elettriche nei

diversi punti della catena di produzione e conversione/trasformazione dell’energia,

permettendo così di mantenere sotto controllo il funzionamento dell’impianto e di rilevare

rapidamente eventuali anomalie/malfunzionamenti che possano influire sulla produzione e

sulla sicurezza dell’impianto stesso.

4.9 SCHEMA DI CONNESSIONE DELLA CENTRALE FOTOVOLTAICA ALLA

RETE FERROVIARIA 3 kVcc

Lo schema a blocchi di connessione della centrale fotovoltaica alla linea di contatto 3 kV in

corrente continua alimentata dalla Sottostazione Elettrica di Milano-Bovisa è il seguente:

Figura 109:Schema a blocchi di connessione dell’impianto fotovoltaico alla linea di contatto 3kVcc.


L’impianto fotovoltaico cede l’energia elettrica prodotta ai convertitori dc-dc che innalzano

la tensione prima di alimentare la linea di contatto connessa alla SSE di Milano-Bovisa. Il

collegamento del sistema fotovoltaico alla linea di contatto avviene mediante organi

elettromeccanici di sezionamento come rappresentato nel successivo schema. Lo schema

unifilare di connessione del generatore fotovoltaico alla linea 3 kV in corrente continua è il

seguente:

Figura 110: Schema unifilare dell’impianto fotovoltaico analizzato.

Il precedente schema unifilare, partendo dai generatori elettrici fotovoltaici al punto di

connessione 3kVcc, è costituito da: fusibili per la protezione da sovracorrenti, scaricatori

per la protezione da sovratensioni, sezionatori per eventuale apertura/chiusura dei

circuiti, interruttori magnetotermici per la protezione e sezionamento del lato convertitori

[19].


4.10 STUDIO DI FATTIBILITA’ TECNICO-ECONOMICO

Una soluzione progettuale di un impianto deve essere supportata da due analisi di

fattibilità: una tecnica ed una economica. Effettuando l’analisi tecnica ci si trova spesso di

fronte a varie possibilità come osservato in precedenza; ciò che indirizza verso una

soluzione piuttosto che verso un’altra è il risultato della verifica di convenienza economica

dell’investimento. La suddetta analisi viene effettuata tramite l’analisi dei costi-benefici che

consiste in un confronto tra l’investimento iniziale e l’ammontare del guadagno attualizzato

che si presume fluisca in entrata per l’investimento stesso nel corso della vita

dell’impianto. Si tratta di determinare il guadagno di un dato investimento che consenta un

ricavo a fronte di una serie di costi:

U = R – C

Nel nostro caso l’analisi di fattibilità è volta alla valutazione:

del potenziale energetico disponibile;

della produzione annua di energia;

dell’investimento iniziale attraverso il mercato odierno, estrapolazioni sulla base di

impianti analoghi già realizzati o stime sulla base di appositi diagrammi o tabelle;

dei flussi di cassa annui attraverso le assunzioni in merito ai principali parametri

economico-finanziari (tasso di sconto, costi del personale, costi di manutenzione,

prezzi di vendita dell’energia elettrica, ecc.);

della redditività dell’investimento attraverso il calcolo dei principali indicatori di

redditività (valore attuale netto, tempo di ritorno, ecc.).


La valutazione economica della redditività dell'investimento e della sostenibilità dei flussi

finanziari richiesti, dopo un’approfondita analisi di mercato attuale ed estrapolazioni sulla

base di impianti analoghi già realizzati, viene condotta stimando i seguenti costi:

Quantità Costo unitario Importo (Euro)

Moduli 3.920 155 euro/cadauno 607.600,00

Sostegni 1.000 kW 120 euro/kW 120.000,00

Recinzione 1.420 m2 15 euro/m2 21.300,00

Cabina di campo completa 1.000 kW 400 euro/kW 400.000,00

Quadri sottocampi 8 300 euro/cadauno 2.400,00

Cancello motorizzato

2.500,00

Posa in opera 1.000 kW 80 euro/kW 80.000,00

Opere edili e scavi

15.000,00

Cavi elettrici 1.000 kW 100 euro/kW 100.000,00

Impianto di sorveglianza

10.000,00

Pratiche e progetto 1.000 kW 80 euro/kW 80.000,00

TOTALE

1.438.800,00

Tabella 19: Stima dei costi per la realizzazione dell’impianto fotovoltaico.

Il totale dell’investimento è stato stimato quindi in 1.438.800,00 Euro così ripartiti :

Anno Investimento (Euro)

-3 238.800,00

-2 400.000,00

-1 800.000,00

TOTALE 1.438.800,00

Tabella 20: Ripartizione dell’investimento totale stimato.

Alla base dei seguenti parametri per la valutazione economica:

aliquota ammortamento annuo 4%

tasso annuo di sconto 6 %

aliquota imposte 10 %

ritorno dell’investimento (ROI) 20 anni


La valutazione circa le possibilità di ritorno dell’investimento viene effettuata adottando la

tecnica del Valore Attuale Netto (VAN o NPV) che si basa sul calcolo dei flussi di cassa

alla fine di ogni anno solare e sull’attualizzazione di tali flussi all’anno di partenza

dell’investimento [10] e [18]. Si può tuttavia ragionare in maniera analoga anche nel caso

di investimenti non limitati all’inizio del primo anno: in questa situazione la cifra

dell’investimento deve essere attualizzata anno per anno. La formula impiegata risulta

dunque essere la seguente:

VAN = ∑𝐶𝐹𝑖

(1+𝐾)𝑖𝑁𝑖=1 - ∑

𝐼𝑖

(1+𝐾)𝑖𝑖=−2,−1

dove

N e il numero di anni previsti come periodo utile per il ritorno dell’investimento;

CFi e il flusso di cassa al termine dell’anno i-esimo;

Ii e l’investimento all’inizio dell’anno i-esimo;

k e il tasso di sconto per l’attualizzazione.

Questo metodo consente di fare le seguenti considerazioni:

se VAN > 0 l’operazione di investimento darà una certa utilità economica;

se VAN = 0 l’operazione servirà unicamente a restituire in n anni capitale ed

interessi al tasso “i”;

se VAN < 0 l’investimento è in perdita.

Gli investimenti previsti e la loro rispettiva attualizzazione sono di seguito riportati:

Anno Investimento (Euro) Investimento Attualizzato (Euro)

-3 238.800,00 284.414,62

-2 400.000,00 449.440,00

-1 800.000,00 848.000,00

TOTALE 1.438.800,00 1.581.854,62

mentre nella seguente tabella vengono mostrati i flussi di cassa, la corrispettiva

attualizzazione e il valore attuale netto anno per anno.


Rappresentando graficamente l’andamento del Valore Attuale Netto (VAN) si ha:

Come si può notare dalla tabella e dal grafico, il recupero dell’investimento per l’impianto

FV è di 16 anni (il VAN si annulla solamente tra il 16° e il 17° anno). Al 25° anno il VAN è

pari a 393.990 Euro tale valore indica il guadagno totale dell’azienda in seguito

all’investimento. Il principale traguardo ottenuto, oltre al ritorno dell’investimento, riguarda

l’integrazione dell’alimentazione ferroviaria da fonti rinnovabili e dunque la conseguente

diminuzione di CO2 immessa nell’aria generata da altre fonti tradizionali di produzione

dell’energia.

-2.000.000,00

-1.500.000,00

-1.000.000,00

-500.000,00

0,00

500.000,00

-3 -2 -1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

VAN (Valore Attuale Netto)


CONCLUSIONI

Nella presente tesi è stato analizzato un caso di utilizzo dell’energia prodotta da fonti

rinnovabili per alimentare la trazione ferroviaria, più precisamente il sistema ferroviario a

3kV in corrente continua. A tal proposito si è descritto, in una prima parte, lo schema che

compone tale sistema illustrando tutti i principali componenti (dalle linee 132 kV alla linea

di contatto) che lo costituiscono e ne garantiscono il corretto funzionamento. Nella

seconda parte si illustrano, invece, le principali fonti di energia rinnovabile esprimendone i

vantaggi e gli svantaggi, i costi e la situazione di collocamento nell’attuale mercato. Detto

ciò, la continua crescita della popolazione mondiale e la naturale aspirazione dei Paesi in

via di sviluppo a raggiungere standard economici e di qualità della vita vicini a quelli

industrializzati sono le principali cause dell’incremento inarrestabile della domanda di

energia e del contemporaneo aumento delle emissioni di gas serra. Soddisfare tale

domanda, mantenendo questi gas a livelli non pericolosi per l’ambiente e riducendo così il

rischio di cambiamenti climatici nel medio termine, rappresenta la sfida tecnologica del XXI

secolo. Essa può essere vinta solo con l’aumento dell’efficienza dei sistemi, la riduzione

del consumo di idrocarburi, e l’impiego di fonti a basso o nullo impatto ambientale, quali le

rinnovabili. Per questa ragione si è pensato di impiegare tale energia rinnovabile per

sopperire alla forte richiesta nel settore ferroviario, riducendo così, l’utilizzo di energia

prodotta da fonti non rinnovabili e dunque dei gas immessi nell’aria. Prima di sviluppare

tale progetto, si è osservato come altri Paesi siano già molto attivi nel campo di

alimentazione ferroviaria da fonti rinnovabili e sensibili nel ridurre l’impatto ambientale

provocato dai gas serra.


Il caso di studio affrontato in questo elaborato, a fronte di quanto detto in precedenza,

prevede l’impiego di energia prodotta da fonte solare ed alimentante in modo diretto il

sistema ferroviario 3 kVcc. Si evidenzia in particolar modo l’analisi tecnica per la corretta

scelta e funzionamento dei componenti costituenti il campo fotovoltaico a seguito

dell’individuazione dei possibili siti di installazione e dell’irraggiamento solare in tale area.

A tale analisi tecnica, si aggiunge quella economica effettuata tramite l’analisi dei costi -

benefici che consiste in un confronto tra l’investimento iniziale e l’ammontare del

guadagno attualizzato che si presume fluisca in entrata per l’investimento stesso nel corso

della vita dell’impianto. I costi utilizzati per lo studio di fattibiltà della centrale fotovoltaica

sono stati stimati in seguito ad un’approfondita analisi di mercato attuale ed estrapolazioni

sulla base di impianti analoghi già realizzati. Alla luce dei valori ottenuti dallo studio

economico-finanziario, si evince la convenienza realizzativa del campo fotovoltaico

alimentante la tratta ferroviaria 3 kVcc dato che il Valore Attuale Netto risulta essere

positivo allo scadere della vita utile dell’impianto (393.990 Euro). In effetti il tempo di

ritorno di tale investimento (16 anni) è abbastanza lungo rispetto alla media nazionale, ciò

principalmente causato dall’assenza di incentivazione per installazioni di questo tipo,

appunto terminati nel 2012. Ma il principale vantaggio nel realizzare questo impianto

fotovoltaico alimentante in modo diretto la rete ferroviaria 3kV in corrente continua

riguarda l’integrazione di energia elettrica pulita per la trazione su rotaia e dunque la

conseguente diminuzione di CO2 immessa nell’aria generata da altre fonti tradizionali di

produzione dell’energia. Inoltre, è una tecnologia innovativa che sta prendendo molto

campo e può rendere l’immagine delle ferrovie italiane all’avanguardia (tant’è che altri

Paesi importanti hanno già provveduto all’installazione di impianti da energie rinnovabili

atti all’esclusiva alimentazione ferroviaria).


Oltre a ridurre il proprio impatto sull’ambiente in termini di emissioni, realizzando quindi un

modello di sviluppo sostenibile nel settore dei trasporti, tale progetto consentirebbe la

riqualificazione e la valorizzazione di un’area dismessa da anni. Infatti, lo scopo di tale

lavoro è quello di aver introdotto, almeno dal punto di vista modellistico, un nuovo sistema

di alimentazione, in grado di far fronte in modo efficiente alle nuove esigenze di

potenzialità delle tratte ferroviarie in corrente continua riducendo di conseguenza

l’inquinamento ambientale. Le prospettive future nell’impiegare tale sistema di

alimentazione fotovoltaica alla rete 3kVcc vedrebbe maggiori benefici soprattutto in quelle

aree dove l’irraggiamento solare è più elevato e costante durante l’intero anno. E’ altresì

un investimento sicuro, dati i pochi componenti elettro-meccanici presenti nell’impianto e

data la fonte di energia che non dovrebbe esaurirsi prima di 5 miliardi di anni.


BIBLIOGRAFIA

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[2] Trazione elettrica linee primarie e sottostazioni, V. Finzi – Coedit Genova - 2002.

[3] Sistemi elettrici per i trasporti, F. Perticaroli - Editore: C.E.A. – 2002.

[4] Sistemi Elettrici per l'Alta Velocità Ferroviaria, D. Zaninelli - Editore: Polipress – 2010.

[5] Appunti Prof. Morris Brenna: Sistemi elettrici per il trasporto - A.A. 2013/2014.

[6] Impianti ferroviari di sicurezza, V. Finzi – Coedit Genova - 2001.

[7] www.ferroviedellostato.it .

[8] Rapporto di sostenibilità 2014 realizzato dalle Ferrovie dello Stato Italiane.

[9] Impianti elettrici: Volume 2 - Produzione dell'energia elettrica - Volta, Ezio - 1954.

[10] Appunti Prof. Alberto Berizzi: Impianti di produzione dell’energia elettrica - A.A.

2013/2014.

[11] Le energie rinnovabili: Energia eolica, Energia solare fotovoltaica, Energia solare

termodinamica, Energia da biomasse, Energia idroelettrica - Bartolazzi, Andrea -

2006.

[12] Renewables 2014: Global Status Report (GSR).

[13] Report 2015: World Wind Energy Association (WWEA).

[14] Report 2015: Geothermal Energy Association (GEA).

http://www.ferroviedellostato.it/

http://opac.biblio.polimi.it/SebinaOpac/Opac.do?locale=ITA





[15] Report 2014: International Energy Agency (IEA).

[16] www.rinnovabili.it/mobilita/olanda-ferrovie-futuro-eolico .

[17] www.fotovoltaiconorditalia.it/recensioni/treni-fotovoltaici .

[18] Progettazione di impianti solari fotovoltaici: Tecnologie e componenti,

Dimensionamento e configurazione, Integrazione architettonica, Aspetti economici e

incentivazioni – Scatizzi, Gianpaolo - 2008.

[19] Quaderni di applicazione tecnica: Impianti Fotovoltaici, ABB.

[20] Misure rilevate nella Sottostazione elettrica di conversione di Milano-Bovisa.

[21] Elettronica di Potenza, Mohan, Undeland, Robbins - Editore: Hoepli

[22] C.W.Tan, T.C. Green, and C.A. Hernandez-Aramburo, An Improved Maximum Power

Point Tracking Algorithm with Current-Mode Control for Photovoltaic Application,

Power Electronics and Drive Systems, Proceedings, 2005 6th IEEE International

Conference, 2005.

[23] Appunti Prof. Roberto Perini: Elettronica di potenza - A.A. 2014/2015.

http://www.rinnovabili.it/mobilita/olanda-ferrovie-futuro-eolico

http://www.fotovoltaiconorditalia.it/recensioni/treni-fotovoltaici

politecnico di milano di milano – tesi di laurea di gaetano belluccio – a.a. 2014-2015 2 indice...

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