Wind-turbine wake effects on the rate of accumulation of fatigue damage in overhead conductors

Esperimenti in galleria del vento che utilizzano la sensoristica a fibra ottica distribuita rivelano che, in condizioni atmosferiche forestali, i conduttori aerei posizionati al di sotto o parzialmente all'esterno della scia di una turbina eolica possono subire danni da fatica ridotti o gestibili, suggerendo che l'attuale linea guida di sicurezza del Regno Unito di mantenere una separazione di tre diametri del rotore potrebbe potenzialmente essere ridotta.

L'essenziale

Immaginate un enorme, invisibile fiume d'aria che scorre sulla campagna. A volte questo fiume è liscio; altre volte è increspato e selvaggio. Ora, immaginate una turbina eolica che si trova in questo fiume. Mentre la turbina ruota per catturare il vento, lascia una "scia" dietro di sé: una scia turbolenta e vorticosa di aria disturbata, molto simile alla scia lasciata da una barca che si muove nell'acqua.

La domanda che questa ricerca pone è: Cosa succede ai cavi elettrici (conduttori aerei) che attraversano questa scia turbolenta?

Nel Regno Unito, le attuali norme di sicurezza prevedono che i cavi elettrici debbano stare ad almeno tre volte la larghezza delle pale di una turbina eolica di distanza dalla turbina stessa. Il timore è che l'aria increspata nella scia faccia oscillare i cavi così violentemente da farli spezzare alla fine per fatica, proprio come una graffetta piegata avanti e indietro troppe volte.

Tuttavia, fino ad ora, nessuno aveva condotto un esperimento dettagliato e tecnologicamente avanzato per vedere se questa regola sia basata sulla fisica o solo su una supposizione. Questo articolo descrive tale esperimento.

L'Esperimento: Un Mondo in Miniatura

I ricercatori hanno costruito una versione in scala ridotta del mondo all'interno di una galleria del vento presso l'Imperial College di Londra.

• La Turbina Eolica: Hanno utilizzato un modello in scala di una turbina reale.
• Il Cavo Elettrico: Inveza di un pesante cavo d'acciaio, hanno usato un cavo di gomma flessibile (EPDM) che si comporta in modo simile a un vero filo quando vibra.
• Gli "Occhi": Per vedere esattamente come oscillava il cavo, hanno incollato un filo speciale a fibra ottica lungo tutta la sua lunghezza. Questo filo agisce come un sistema nervoso super sensibile, percependo ogni minima tensione e deformazione in migliaoli di punti lungo il cavo.

Hanno testato il cavo a diverse altezze e a diverse distanze dietro la turbina (1,5, 2, 3, 4 volte la larghezza della turbina). Hanno mantenuto costante la velocità del vento, simulando una giornata ventilata.

Le Sorprendenti Scoperte

1. Il "Morsetto" è il Punto Debole
Proprio come una corda di chitarra è più sollecitata dove è legata al ponticello, anche il cavo elettrico è più sollecitato proprio dove è fissato al morsetto. I ricercatori hanno scoperto che questo è il punto critico in cui il filo è più propenso a rompersi.

2. La Scia Non Sempre Peggiora le Cose
Ci si potrebbe aspettare che la scia turbolenta faccia sempre oscillare il cavo con più forza. Ma i risultati sono stati simili a un gioco di "Goldilocks" (non troppo caldo, non troppo freddo, ma giusto):

• In Alto (Vicino al Centro della Turbina): Quando il cavo era in alto, direttamente nel mezzo della scia, la turbolenza aumentava effettivamente le oscillazioni. Questo è lo scenario "negativo" in cui il danno da fatica si accumula più velocemente.
• In Basso (Vicino al Suolo): Quando il cavo era più basso, più vicino al terreno, la scia rendeva le cose meno pericolose. I ricercatori ritengono che il suolo agisca come un muro, "schiacciando" l'aria tra il terreno e la scia. Ciò crea un flusso d'aria più veloce e regolare che in realtà calma il cavo rispetto al vento selvaggio e senza ostacoli.
• Il "Punto Critico": Il luogo più pericoloso non era necessariamente la distanza più ravvicinata. Per i cavi a certe altezze, trovarsi a due larghezze della turbina causava le oscillazioni e i danni maggiori.

3. La Regola delle "3 Distanze" Potrebbe Essere Troppo Conservativa
L'attuale regola del Regno Unito dice "stare a 3 larghezze di distanza". Lo studio suggerisce che questa regola potrebbe essere troppo severa per i cavi che si trovano più bassi rispetto al suolo.

• Se un cavo è basso, trovarsi più vicino alla turbina (come a 1,5 o 2 larghezze) potrebbe essere in realtà più sicuro rispetto a stare più lontano, perché il cavo non è completamente immerso nella parte peggiore della scia.
• Il segno delle "3 larghezze" non è una linea magica dove il pericolo appare o scompare improvvisamente. Il pericolo dipende interamente da quanto è alto il cavo e da quanto profondamente si trova nella scia.

L'Analogia del Quadro Generale

Pensate alla scia della turbina eolica come a una pista da ballo disordinata e vorticosa.

• Se vi trovate proprio nel mezzo della pista da ballo (cavo alto), verrete urtati e spinti molto spesso, e potreste stancarvi (fatica) rapidamente.
• Se vi trovate vicino al bordo della stanza, vicino alla parete (cavo basso), i ballerini (il vento) potrebbero effettivamente spingervi lontano dal caos, oppure la parete potrebbe bloccare i colpi peggiori. In alcuni casi, stare più vicini alla parete vi mantiene più sicuri rispetto a stare più lontani, in uno spazio aperto.

La Conclusione

L'articolo conclude che la regola "taglia unica" di stare a 3 larghezze della turbina di distanza potrebbe non essere necessaria per tutti i cavi elettrici. Se il cavo è basso rispetto al suolo, potrebbe essere sicuro installarlo più vicino alla turbina senza preoccuparsi che si spezzi per la fatica del vento. La chiave è comprendere che il vento non si comporta allo stesso modo a ogni altezza.

In breve: La scia della turbina eolica è un groviglio complesso e vorticoso. A volte fa oscillare i cavi elettrici con più forza, ma a volte, specialmente per i cavi più vicini al suolo, li fa oscillare meno. La vecchia regola di "stare lontani" potrebbe essere più sicura del necessario per alcuni cavi, il che potrebbe far risparmiare spazio e denaro per i nuovi progetti energetici.

Sommario tecnico

Sintesi Tecnica: Effetti di scia delle turbine eoliche sul tasso di accumulo del danno da fatica nei conduttori aerei

Definizione del problema
La transizione globale verso le emissioni zero sta guidando una simultanea espansione della generazione di energia eolica onshore e della costruzione di nuove linee di trasmissione aeree (OHL). Questa convergenza richiede la co-locazione di turbine eoliche e conduttori aerei (OHC). Le attuali linee guida riguardanti la distanza minima di sicurezza tra questi asset variano significativamente a seconda della giurisdizione; ad esempio, il Regno Unito raccomanda una distanza minima di tre diametri del rotore (3D) per mitigare la fatica indotta dalla scia, mentre altre nazioni offrono linee guida aerodinamiche differenti o assenti. Nonostante le implicazioni economiche derivanti dall'imposizione di tali distanze, la base fisica della raccomandazione 3D rimane in gran parte non verificata da dati sperimentali ad alta fedeltà. Studi precedenti si sono basati su modelli grossolani o misurazioni sul campo limitate con ampie incertezze, concludendo spesso che gli effetti di scia sulla fatica siano minimi, ma fallendo nel risolvere i meccanismi contrastanti del deficit di velocità della scia e dell'aumento dell'intensità della turbolenza.

Metodologia
Per affrontare questa lacuna, gli autori hanno condotto esperimenti in galleria del vento ad alta fedeltà presso l'Imperial College London, progettati per simulare l'interazione tra la scia di una turbina eolica e un conduttore aereo in condizioni atmosferiche forestali.

• Configurazione sperimentale: Un modello in scala di una turbina eolica (diametro del rotore $D = 500$ mm) è stato posizionato a monte di un modello di conduttore strumentato. La configurazione ha simulato il parco eolico di Gordon Bush in Scozia, replicando il terreno boschivo mediante spire di tipo Counihan, una recinzione e rugosità superficiale a cubi per ottenere un esponente di Hellmann $\alpha = 0,22$.
• Scaling e parametri: Gli esperimenti hanno mantenuto la similitudine geometrica per la separazione turbina-conduttore ($x_C$) e l'altezza del conduttore ($H$) rispetto al diametro della turbina. Sono state testate tre altezze del conduttore ($H/D \in \{0,25; 0,475; 0,925\}$) e quattro distanze di separazione ($x_C/D \in \{1,5; 2; 3; 4\}$), insieme a una linea di base senza turbina. La velocità del vento incidente sul conduttore è stata fissata a $7$m s$^{-1}$, un valore scelto per rappresentare l'estremità superiore dell'intervallo tipicamente responsabile della vibrazione eolica.
• Strumentazione: Un'innovazione chiave è stata l'uso di sensori di deformazione a fibra ottica distribuiti basati sullo scattering di Rayleigh (RBS). Una fibra ottica è stata incollata al conduttore, fornendo misurazioni della deformazione spazialmente risolte con una risoluzione di 2,6 mm lungo l'intero tracciato di 1,125 m. Ciò ha permesso di catturare sia le deformazioni medie che quelle fluttuanti con un'alta fedeltà spaziale, superando i limiti dei sensori di deformazione discreti.
• Analisi della fatica: I dati di deformazione sono stati elaborati utilizzando il conteggio rainflow per decomporre i cicli di stress. È stata calcolata una metrica di danno da fatica relativa ($D_{rel}$) utilizzando una formulazione a legge di potenza ($D_{rel} = \sum n_i (\Delta \sigma_b)^m$) con esponenti $m=1,5$ e $m=2$ per tenere conto delle proprietà materiali sconosciute del modello in gomma EPDM, selezionato per migliorare il rapporto segnale-rumore pur mantenendo la similitudine dinamica.

Risultati chiave
Lo studio ha prodotto risultati critici riguardanti l'interazione tra le scie delle turbine e la fatica dei conduttori:

1. Posizione critica della deformazione: Le deformazioni medie più elevate sono state osservate costantemente in una regione immediatamente adiacente al morsetto del conduttore ($L_c$), dove il cavo si comporta come una trave libera vibrante. Questa regione è identificata come la più suscettibile al cedimento per fatica.
2. Comportamento della deformazione media: La presenza di una turbina eolica a monte non ha aumentato sostanzialmente la deformazione media nella posizione critica del morsetto rispetto alla linea di base senza turbina. Di fatto, per i conduttori completamente immersi nella scia (vicino all'altezza del mozzo), la deformazione media è diminuita. Per altezze del conduttore inferiori, la presenza della turbina ha talvolta indotto un effetto di "schiacciamento" tra la scia e il suolo, aumentando leggermente la deformazione a separazioni ravvicinate ($1,5D$ e $2D$), ma tali aumenti sono stati marginali.
3. Deformazione fluttuante e vibrazione eolica: Le deformazioni fluttuanti sono state dominate dalla vibrazione eolica (vibrazione indotta da vortici) piuttosto che dal buffeting turbolento. La scia della turbina ha generalmente aumentato l'ampiezza di queste vibrazioni riducendone la frequenza caratteristica a causa del deficit di velocità della scia.
   • Quando il conduttore era completamente immerso nella scia (altezza del mozzo), la deformazione fluttuante aumentava man mano che la turbina si spostava più a monte (recupero della scia), pur rimanendo al di sotto dei livelli di base.
   • Per altezze del conduttore inferiori, le separazioni più vicine ($1,5D$ e $2D$) hanno causato lievi aumenti della deformazione fluttuante, mentre le separazioni di $3D$ e $4D$ hanno spesso ridotto le fluttuazioni di deformazione rispetto alla linea di base.
4. Accumulo del danno da fatica: L'accumulo del danno da fatica cumulativo è altamente dipendente dall'altezza del conduttore e dalla separazione:
   • Completamente immerso (altezza del mozzo): I tassi di danno da fatica aumentavano quando il conduttore era completamente immerso nella scia, con il danno massimo che si verificava a una separazione di $2D$.
   • Altezze inferiori: Contrariamente all'assunto che la prossimità aumenti sempre il rischio, le altezze inferiori del conduttore hanno sperimentato un ridotto accumulo di danno da fatica quando posizionate più vicino alla turbina (specificamente a $1,5D$ e $2D$) rispetto alla linea di base.
   • La soglia 3D: I dati non hanno mostrato alcuna discontinuità specifica o comportamento "speciale" nella risposta meccanica o nell'accumulo di danno alla distanza di separazione $3D$ attualmente raccomandata nel Regno Unito.

Significatività e affermazioni
Gli autori affermano che questi risultati forniscono la prima base fisica derivata da esperimenti controllati ad alta fedeltà per contestare l'universalità dell'attuale guida di separazione 3D. Lo studio suggerisce che, in condizioni atmosferiche forestali, l'assunto che una scia di turbina acceleri invariabilmente il danno da fatica è errato. Nello specifico:

• Fattibilità di separazioni più ravvicinate: Il documento conclude che separazioni tra conduttore e turbina inferiori alla guida attuale di 3D possono essere fattibili, a condizione che il conduttore non sia completamente immerso nella scia della turbina. In tali casi, il deficit di velocità della scia può effettivamente ridurre l'accumulo di danno da fatica rispetto al flusso non impedito.
• Rischio dipendente dal contesto: Il rischio di cedimento per fatica non è una semplice funzione della distanza, ma è fortemente modulato dall'altezza del conduttore rispetto alla struttura della scia. La posizione "più pericolosa" identificata è $2D$ a valle per i conduttori completamente immersi nella scia, probabilmente a causa della rottura dei movimenti coerenti su larga scala (ad esempio, i vortici d'estremità) nella regione di transizione.
• Limitazioni: Gli autori riconoscono con modestia le limitazioni, incluso l'uso di un modello in gomma EPDM (che differisce dai conduttori reali in alluminio per proprietà dei materiali) e i limiti di risposta in frequenza del sistema RBS, che non è stato in grado di risolvere i fenomeni di distacco dei vortici ad altissima frequenza, ma ha catturato i modi di frequenza naturale dominanti.

In sintesi, il lavoro sostiene che l'applicazione indiscriminata di un margine di sicurezza di 3D potrebbe essere eccessivamente conservativa per i conduttori situati al di sotto dell'altezza del mozzo della turbina, consentendo potenzialmente un uso più efficiente del suolo nello sviluppo delle infrastrutture per le energie rinnovabili.