“La scelta del tipo di turbina in molti luoghi conferma che sono previsti grandi carichi sia sulle pale del rotore che sulla costruzione stessa. L’usura e le emissioni possono essere suddivise in tre fasi:
- Fase 1 – usura dei rivestimenti in poliuretano, la protezione del bordo d’attacco (LEP), che non è così ambienntalmente critico ma rilascia microplastiche che contengono isocianati e altre sostanze cancerogene e allergeniche. Alcune turbine hanno epossidico come (LEP) al posto del poliuretano.
- Fase 2 – usura del gelcoat, che è un epossidico. Ciò provoca emissioni ma non un indebolimento meccanico importante sulla pala della turbina.
- Fase 3 – usura dello strato di epossidico di vetro sotto il gelcoat. Ciò comporta un aumento delle emissioni e problemi strutturali sulle pale della turbina.
I fornitori di servizi di manutenzione mostravano e discutevano i lavori insieme a cifre e documentazione. Nel 2021, quasi tutte le informazioni sono tenute nascoste ed è molto difficile trovare cifre e dati disponibili. Ciò può essere considerato una conferma che le emissioni sono elevate. Vale la pena notare che il peso, il volume e di conseguenza le cifre delle emissioni aumenteranno nella terza potenza a causa dell’aumento delle dimensioni delle turbine e la salinità nell’aria aumenterà questo problema di un altro 40%.
Il report “Sustainable_End-of-Life_Management_of_Wind_Turbine”14 riconosce il problema: “Per la protezione dall’erosione, una strategia di riduzione del carico può essere realizzata come il cosiddetto controllo sicuro dell’erosione, ovvero la riduzione della velocità della punta durante forti piogge”. (pagina 4). Segnala Accelerated rain erosion of wind turbine di DTU15: “I materiali di rivestimento liquidi contengono gli stessi componenti compositivi di base: resina, solventi, pigmenti e additivi.” (pagina 9)”, spiegano Asbjørn Solberg, Bård-Einar Rimereit e Jan Erik Weinbach nello studio “Erosione del bordo d’attacco e inquinamento da pale di turbine eoliche”..
Abbiamo esaminato una serie di segnalazioni e tutte concludono che l’erosione dovuta alla pioggia è un problema importante. Le segnalazioni si concentrano principalmente sul funzionamento e sulla manutenzione, non sulle emissioni e sui danni ambientali.
Con l’aumento delle dimensioni delle turbine, che conferisce elevata velocità alle pale, sembra che il nastro di bordo e simili non raggiungano gli obiettivi. Le turbine eoliche moderne e di grandi dimensioni utilizzano quindi uno strato di vernice/vernice a base di poliuretano sopra il gelcoat epossidico o il rivestimento epossidico come protezione.
Oltre alla Leading Edge Erotion (LEE), diverse fonti di ricerca menzionano la corrosione e la delaminazione come problemi noti.
Ci sono esempi sia dal Regno Unito che dalla Danimarca che dopo 5 anni si devono effettuare riparazioni critiche e costose molto grandi come al London Array Park o la demolizione/sostituzione e Anholt in Danimarca. Entrambe le località con un diametro delle pale di 120 metri. La temperatura media in molti luoghi della costa norvegese è inferiore a 4 gradi da novembre ad aprile. Ciò significa minimo 5 mesi con rischio di ghiaccio e grandine. In alcune zone (come Troms e Finnmark) ci sono condizioni meteorologiche più estreme. La Norvegia avrà un carico meccanico medio e delle emissioni più elevate rispetto a quelle riscontrate in Danimarca, Inghilterra e Scozia.
L’erosione del bordo d’attacco (LEE) causa una perdita di produzione annuale compresa tra 56 e 75 milioni di euro. È emersa una grande industria attorno alla manutenzione delle pale del rotore. Che questa industria possa vivere delle presunte emissioni/perdite di massa di 0-50 grammi (max 150 grammi per turbina) è una lacuna logica che nella migliore delle ipotesi sembra ingenua. Ma le nostre autorità ambientali accettano questo come verità. Per la Norvegia (con 1164 turbine) la manutenzione annuale totale sarebbe di massimo 174 kg.
I costi di manutenzione per un impianto eolico offshore da 500 MW saranno compresi tra 2 e 8 milioni di sterline all’anno. Un rapido calcolo indica che possono arrivare fino a 80.000 sterline per turbina.
La stessa fonte afferma che riparazioni e perdite di produzione causano costi di vita pari a 1,3 milioni di sterline16. Ciò conferma che il settore calcola grandi emissioni dovute all’usura delle pale del rotore.
Diversi rapporti mostrano che la velocità massima per le grandi turbine odierne è appena inferiore a 100 m/s, mentre le turbine più grandi avranno velocità fino a 110 m/s. La velocità non può aumentare indefinitamente poiché la velocità del flusso diventa sfavorevolmente elevata e l’efficienza diminuirà.
Bibliografia
https://pubmed.ncbi.nlm.nih.gov/33673684/
https://backend.orbit.dtu.dk/ws/portalfiles/portal/116954840/Shizhong_Zhang_978_87_93054_49_3_fil_fra_trykkeri.pdf
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