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8/7/2019 Presentazione__31_Marzo_2011
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2. Natural and Cultural Resources andRisk PreventionPriority
P O W E R E DP O W E R E DAcronim
0 8 70 8 7Project code
Project of Offshore Wind Energy:Research, Experimentation, DevelopmentProject title
Italy (10) Albania (1)Croatia (1) Montenegro (1)Countries involved
K I C K O F F M E E T I N GK I C K O F F M E E T I N G31 Marzo 2011
POWERED: Le Ragioni e gli obiettivi del progetto
Prof. Renato Ricci
Dipartimento di Energetica
Universit Politecnica delle Marche
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INDICE
Gli impegni del Governo Italiano nel campo delle Rinnovabili
Le linee guida nazionali
La situazione delleolico in Italia
Perch operare in mare
La tecnologia delleolico offshore I costi
Le installazioni europee
La conoscenza della risorsa eolica dellAdriatico
Gli obiettivi generali del Progetto POWERED
Pescara, 31 Marzo 2011 Prof. Ing. Renato RICCI - Kick off Meeting 2
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Direttiva 2009/28/CEsulla promozione delluso dellenergia da fontirinnovabili, recante modifica e successivaabrogazione delle direttive 2001/77/CE e2003/30/CE
Pescara, 31 Marzo 2011 Prof. Ing. Renato RICCI - Kick off Meeting 3
Definisce energia da fonti rinnovabili l energia
proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a direenergia eolica, solare, aerotermica, geotermica,
idrotermica e oceanica, idraulica, biomassa, gas di
discarica, gas residuati dai processi di depurazione e
biogas;
Lobiettivo generale obbligatorio nel raggiungimentodi una quota pari almeno al 20 % di energia da fonti
rinnovabili nel consumo finale lordo di energia della
Comunit Europea nel 2020.
Ogni Stato membro assicura che la propria quota dienergia da fonti rinnovabili in tutte le forme di trasporto
nel 2020 sia almeno pari al 10 % del consumo finale di
energia nel settore dei trasporti nello Stato membro.
Ogni Stato Membro dovr incrementare la produzionedi energia da Fonte Rinnovabile secondo quanto
riportato in Tabella e su un periodo di 10 anni: 2010-
2020. Le percentuali sono basate sul Consumo Finale
di ogni Stato ed accettata una messa in funzione
degli impianti al massimo entro il 2022.
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Position Paper dellItalia(10/09/2007)
Pescara, 31 Marzo 2011 4
Solare FV integratoSolare FV a terra (100 kmq di
territorio)
Solare Termodinamico (20 kmq di
territorio)
Geotermico a media temperatura ed
alte profondit
Biomasse da RSU e residui
industriali
Moto marino costiero
Azioni per la produzione di
elettricit da FER
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Gazzetta Ufficiale 18 Settembre 2010 Serie Speciale n.219
Pescara, 31 Marzo 2011 Prof. Ing. Renato RICCI - Kick off Meeting 5
Linee guida per il procedimento di cui all'articolo 12 del decreto legislativo 29
dicembre 2003, n.387 per l'autorizzazione alla costruzione e all'esercizio di impiantidi produzione di elettricit da fonti rinnovabili nonch linee guida tecniche per gli
impianti stessi.
Definisce dei criteri di inserimento Paesaggistico ed individua in termini generali la tipologia di
Aree vietate alle Fonti Rinnovabili
Ai fini dell'applicazione dell'articolo 12, commi I e 3, del decreto legislativo 387 del 2003, tra leopere connesse sono compresi anche i servizi ausiliari di impianto e le opere necessarie alla
connessione alla rete elettrica, specificamente indicate nel preventivo per la connessione.
Ovvero nella soluzione tecnica minima generale, redatti dal gestore della rete elettrica
nazionale o di distribuzione ed esplicitamente accettati dal proponente.
Le presenti linee guida non si applicano agli impianti offshore per i quali l'autorizzazione
rilasciata dal Ministero delle infrastrutture e dei trasporti, sentiti il Ministero dello sviluppoeconomico e il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, con le modalit
di cui all'articolo 12, comma 4, del decreto legislativo n. 387 del 2003 e previa concessione
d'uso del demanio marittimo da parte della competente autorit marittima
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Italian Regions Wind Power distribution (June 2010)
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Vertic l i s eed gr dient nd s rf ce r ghness
Geostrophic wind
Moderate turbulences
Boundary layer
near the sea
hardly anyturbulence
Boundary
layer near
the ground
High turbulences
Geostrophic wind
44 5 km5 km
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Offs ore Wind Turbines
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Turbine Transport
WindACE, water depht > 15 mMonoACE Crossed Tension Legs
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Foundations
Monopile, is adopted in shallow water ( < 25 m); Pile diameter is generally 4 m and it is inserted 12-15 m inthe sea bed
Tripdod or Four legs foundations are commonly used in deep water installations (> 30m)
Gravity Foundations are in concrete or in steel, successively fulfilled by Ovuline.
Vacuum Tripod
Floating Systems, used in deep water ( 100 m)
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Beatrice Wind Farm Project (UK)
EU Project DOWNVInD(Distant Offshore Windfarms with No Visual Impact in Deepwater)
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Grid Connection
AC trasnmission in commonly used in moderate cable lenght ( < 60 km)
DC power transmission is used for very long distance,
36 kV
36 kV
150 kV
Offshore
SubstationOnshore
Substation
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Wind Energy Project Costs
Source: B. Snyder, M.J. Kaiser / Renewable Energy 34 (2009) 15671578
CAPITAL COSTSCAPITAL COSTSincluding wind turbines,
foundations, road
construction and grid
connection, which can be
as much as
80% of the total cost of
the project over its entire
lifetime.VARIABLE COSTSVARIABLE COSTS
the most significant
being the operation and
maintenance (O&M) of
wind turbines, but also
including other
categories such as land
rental, insurance and
taxes or managementand administration.
Variable costs are
relatively low and
will oscillate around a
level of 20% of the total
investment.
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Estimate of capital cost breakdown for an offs ore wind farm
Department of Trade and Industry, DTI. Study of the costs of offshore wind generation.
A report to the Renewables Advisory Board (RAB) & DTI. URN Number 07/779; 2007b.
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European Off-S ore Wind Farms (2008)
Change Adopted: 1 [] = 1.3518 [$]
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European Off-S ore Wind Farms (2009)
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European Off-S ore wind farm under construction (2009)
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European Off-S ore Wind Farms (2010) (Total Power:2946 MW)
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Trend of t e Offs ore Capital Costs
BEATRICE-
Demonstator Project
(UK)
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T e cost of Wind Energy
The cost of wind energy depend on the Capital and Variable costs but also by theproducibility of the wind farm. The latter is strongly connected with the annual wind
resource and project quality.
The Capacity Factor is a measurement of the wind farm producibility; it is defined as:
and ranging from 0.18 to 0.29 for European on-shore wind farm. The CV value for off-
shore wind farm is difficult to evaluate because of the small numbers of the plants but
the EWEA (European Wind Energy Agency) set at 40% the CV value at 2020.
The Wind Energy Cost and Capacity Factor are inversely proportional
Capacity factors based on yearly output do not reflect the long term potential of a region
because they are likely to evolve. An 10% average wind speed error induces a 30% error of the wind power
Sometimes CV is replaced by the Full-load hours parameter; the two parameter are
related by:
8760!
Annual Energy ProductionCV= Capacity Factor =
Max. Energy
a
n
E
P
Ea = Annual Energy Production
Pn = Turbine Nominal Power
8760 F ll-L a rs = CV
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Italian Capacity Factors for different energy tec nologies
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Capacity Factors for Wind Energy (2003-2007)
Source: N. Boccard / Energy Policy 37 (2009) 26792688
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Long term wind evolution
Danish monthly wind index
North Atlantic Oscillation (NAO)
Recent change in NAO index
NAO index over 3 centuries
One year moving average
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Capacity Factor of t e Italian Wind Power plants
Source: TERNA
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Global view ofItaly
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RISOE Offs ore Wind Map ofEurope (1989)
Risoe National Lab.,
Roskilde Denmark
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Mediterranean Wind Map
NOSTRUM EU Project by ENEA, Besel, Espace Eolienne Devellopment e CRESS
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NOSTRUM Project results
I dati relativi alle
condizioni di vento sono
stati derivati dai
rilevamenti delle stazioni
meteorologiche della
rete I.S.W.O.
(International Surface
Weather Observations)
nel periodo 1982-1997.
E stata condotta
unintegrazione con i dati
provenienti dalla rete
meteo European Net
Buoys) e quelli raccolti,
su base volontaria, dalle
navi commerciali.
La risoluzione della
griglia di calcolo di 2
km x 2 km e il codice di
calcolo utilizzato WAsP
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MeteorologicalData by offs ore platforms
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A plan for offs ore wind energy in t e Adriatic Sea - 1
Phase-1: The study of the wind resources study in the Adriatic
sea and shores1. Numerical Mesoscale modelling of the complete study area for a long
simulation period (5-10 year)
2. To collect the meteorological data by the offshore oil plattforms
3. To collect wind data by the commercial ships
4. To collect wind measurements of the militar coastal stations and
meteorological regional networks
5. To define a common protocol to compare different data sources
6. The validation of the numerical modelling by the experimental data
7. To localized, numerically, the best places for anemometric masts devoted
to wind energy measurements
8. To install wind measurements facilities in coastal and sea sites.
9. To define the Adriatic wind energy resources.
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A plan for offs ore wind energy in t e Adriatic Sea 2
Phase-2: The planning of the offshore development
1. To localize main wind basins
2. To investigate on the interference with the navigation
3. To analyse the problems connected with main enviromental impacts
4. To define a new common fishing Plan in order to satisfy the altereted
fish presence, expecially during the foundations construction.5. To plan, if possible, a marine electrical grid, reducing the overall cost of
the wind energy
6. To determine the main connection points at the High Voltage on-shore
electric network
Phase-3: To define the common rules to evaluate wind projects
Phase-4: To study solutions for the installations in deep waters
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Brussels 6 May 2009
The European Parliament passed 5 billion Recovery Plan at its plenary session.
The Plan include offshore wind and electricity grids: 565 million are allocated to
offshore wind energy projets and part of the 3.98 billion the Recovery Plan
earmarks for energy projects will go towards interconneting Europes power grids,
and initiating the first stage of an offshore electricity supergrid.
This should speed up offshore development and network integration even
further. As a result, it will also benefit consumers directly by improving cross-
border electricity flow and driving down the power price.