CALCOLO DELLE STRUTTURE DI SUPPORTO DELLE TURBINE OFFSHORE - OFFSHORE WIND TURBINES SUPPORT STRUCTURE DESIGN

PARCO EOLICO OFF-SHORE – StroNGER s.r.l. – www.stronger2012.com
1
REALIZZAZIONE
DI UN PARCO EOLICO OFF-SHORE
NEL GOLFO DI MANFREDONIA
(FOGGIA)
Studio di fattibilità
CALCOLO
DELLE STRUTTURE DI SUPPORTO
DELLE TURBINE OFFSHORE
Franco Bontempi
Francesco Petrini
Konstantinos Gkoumas
Sauro Manenti

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REALIZZAZIONE DI UN PARCO EOLICO OFF-SHORE
NEL GOLFO DI MANFREDONIA (FOGGIA)
CALCOLO DELLE STRUTTURE DI SUPPORTO
DELLE TURBINE OFFSHORE
PREMESSA
PARTE I – INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA STRUTTURALE
1. GENERALITA’................................................................................................................................8
2. DESCRIZIONE, TIPOLOGIE E SCOMPOSIZIONE DEGLI OGGETTI.........................................8
3. QUADRO DI RIFERIMENTO NORMATIVO TECNICO...............................................................11
4. CODICI DI CALCOLO E LIVELLI DI MODELLAZIONE...............................................................14
5. DESCRIZIONE E SCOMPOSIZIONE DEI REQUISITI PRESTAZIONALI, DI SICUREZZA E
ROBUSTEZZA DEGLI OGGETTI................................................................................................16
6. SCENARI DI CONTINGENZA E CONDIZIONI DI CARICO........................................................19
7. COEFFICIENTI PARZIALI DI SICUREZZA SUI MATERIALI......................................................27
PARTE II - AZIONI E CARICHI
8. DESCRIZIONE E SCOMPOSIZIONE DELLE AZIONI AGENTI SUGLI OGGETTI ....................30
8.1 Generalità.........................................................................................................30
8.2 Condizioni ambientali .......................................................................................30
8.2.1 Parametri del vento ..........................................................................................30
8.2.2 Parametri delle onde ........................................................................................35
8.2.3 Parametri della corrente ...................................................................................39
8.2.4 Parametri del livello medio mare ......................................................................40
8.2.5 Marine growth...................................................................................................40
8.2.6 Parametri geotecnici.........................................................................................40
8.2.7 Parametri del sisma..........................................................................................41
8.2.8 Parametri della temperatura .............................................................................41
8.2.9 Parametri della traffico di natanti ......................................................................41
8.3 Azioni ambientali ..............................................................................................41
8.3.1 Azione del vento...............................................................................................42
8.3.2 Azione delle onde.............................................................................................45

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8.3.3 Azione della corrente........................................................................................48
8.3.4 Problemi del fondo marino................................................................................53
8.3.5 Variazione del livello medio mare .....................................................................53
8.3.6 Marine growth...................................................................................................54
8.3.7 Azione del sisma ..............................................................................................55
8.3.8 Coazioni termiche.............................................................................................55
8.4 Carichi permanenti ...........................................................................................56
8.5 Carichi funzionali..............................................................................................56
8.6 Carichi accidentali ............................................................................................57
PARTE III - MODELLAZIONE STRUTTURALI
9. MODELLI NUMERICI PRELIMINARI PER IL DIMENSIONAMENTO DELLE STRUTTURE
PORTANTI ...................................................................................................................................59
9.1 Scale di modellazione e livelli di dettaglio.........................................................60
9.2 Tipologie strutturali del supporto della turbina ..................................................61
9.2.1 Monopila (monopile).........................................................................................61
9.2.2 Tripode (tripod).................................................................................................62
9.2.3 Traliccio (jacket) ...............................................................................................62
9.3 Modelli..............................................................................................................62
9.4 Configurazione di riferimento............................................................................66
9.5 Modellazione del vincolo di fondazione ............................................................66
9.6 Analisi modale esplorativa delle tipologie di supporto adottabili........................69
9.7 Analisi statica esplorativa delle tipologie di supporto adottabili. ........................78
10.MODELLI NUMERICI PER IL DIMENSIONAMENTO DELLE STRUTTURE NELLA LORO
CONFIGURAZIONE DEFINITIVA (JACKET) ..............................................................................86
10.1 Configurazioni strutturali e carichi.....................................................................86
10.2 Scomposizione del sistema strutturale..............................................................87
10.3 Ddimensioni e pesi strutturali............................................................................91
10.4 Azioni indicative per il progetto dei pali.............................................................96
10.5 Osservazioni conclusive ...................................................................................97
11.LISTA DEI SIMBOLI RICORRENTI .............................................................................................98
12.BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................................99

5
PREMESSA
Nella presente relazione sono:
a) definiti i principi di progettazione delle strutture di supporto delle turbine offshore
di un Parco Eolico del Golfo di Manfredonia;
b) individuate le azioni e conseguentemente definiti i carichi;
c) sviluppate le analisi strutturali su configurazioni preliminari;
d) verificate le configurazioni finali.
La presente relazione e’ basata sulle altre relazioni specialistiche del progetto
complessivo, e particolarmente:
a) relazione sulle condizioni geofisiche e geologiche;
b) relazione sulle condizioni geotecniche;
c) relazione sulla caratterizzazione sismica;
d) relazione sulla caratterizzazione meteo-marina.
In considerazione delle non usuali caratteristiche dei sistemi strutturali considerati, la
presente relazione farà spesso riferimento alla letteratura scientifica e tecnica
pertinente, richiamando gli aspetti principali.
Nella figura della pagina seguente, è rappresentata la configurazione finale come
definita alla fine delle valutazioni qualitative e quantitative riassunte nella presente
relazione.

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7
PARTE I – INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA STRUTTURALE

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1. GENERALITA’
La presente relazione supporta la progettazione definitiva dell’impianto offshore di
turbine eoliche situate nel Golfo di Manfredonia per la parte relativa all’ingegneria delle
strutture.
2. DESCRIZIONE, TIPOLOGIE E SCOMPOSIZIONE DEGLI OGGETTI
Le turbine eoliche per la produzione di energia disposte nel mare (offshore wind
turbines) sono caratterizzate da molteplici aspetti, alcuni similari alle turbine disposte
sulla terraferma (onshore wind turbines), alcuni assolutamente differenti rispetto a
queste.
Le turbine eoliche offshore sono composte da parti strutturali e meccaniche che si
possono individuare in considerazione dello spazio occupato dalle stesse. Si hanno
dunque le seguenti parti:
A) parte immersa nel suolo o a diretto contatto con esso, costituente il sistema
fondazionale; le caratteristiche del suolo determinano il sistema fondazionale,
che a seconda della estensione in verticale ed orizzontale richiesta, influenza
la parte immersa nel mare, di cui al punto seguente;
B) parte immersa nel mare, costituente l’opera viva; nella relazione di seguito
riportata, può essere composta da elementi strutturali in acciaio di sezione
tubolare sottile chiusa, a conformare un singolo monotubo (“monopile”) ovvero
una configurazione più articolata a tripode (“tripod”) o a traliccio (“jacket”);
C) parte esposta all’aria, costituente l’opera morta; questa parte ha un’interfaccia
in una regione specifica flangiata che separa la parte strutturale la cui
configurazione e’ specifica del sito e la parte strutturale relativamente
standardizzata connessa alla macchina turbina; in testa a quest’ultima parte e’
disposto il rotore formato da una struttura scatolare (navicella) a cui sono
collegate le pale.
Con riferimento alla Fig.1, tratta da BSH, le parti strutturali tra il fondo marino e la
navicella, sono denominate nel loro complesso struttura di supporto o semplicemente
supporto della turbina. La struttura di supporto si suddivide in torre della turbina, al di
sopra della interfaccia flangiata sopra ricordata, e sottostruttura al di sotto.

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Oggetto specifico della presente relazione e’ la analisi e la progettazione strutturale
della struttura di supporto della turbina, con l’eccezione delle fondazioni, ovvero delle
parti B) e C), limitatamente agli aspetti specificatamente influenzati dal sito, ovvero alle
parti non definitivamente standardizzate. La morfologia delle parti oggetto della
presente relazione è significativamente influenzata dalla profondità del mare e dalle
condizioni offerte alla base.
Figura 1.1 – Parti costituenti una turbina eolica offshore (da BSH).
Di seguito viene fornita una visione sintetica delle caratteristiche generali e delle
dimensioni relative agli elementi principali per le tipologie strutturali analizzate.
Torre
Sottostruttura
Fondazioni
Flangia

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(a)
=
÷
(b)
÷
=
Figura 1.2 Riferimenti dimensionali globali alla base della progettazione, tipo monopila
(a), tipo Jacket (b)
La Figura 1.2 indica i riferimenti dimensionali globali assunti come base per la
progettazione:
- diametro del rotore, 100 m;
- altezza sul livello del mare dell’asse orizzontale del rotore, 105 m;
- profondità del mare, variabile fra un minimo di 15 m ed un massimo di 35 m.
- diametro massimo della sezione tubolare (torre tronco-conica in acciaio), 5 m;
- spessore della sezione tubolare, 70 mm;
Per la parte standardizzata sopra individuata, si fa invece riferimento a quanto previsto
nell’utilizzo di una macchina di potenza pari a 3MW, pur valutando la possibilita’ di
installare turbine di potenza superiore pari a 5MW.

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Figura 1-3 Rappresentazione globale delle tipologie considerate.
Nella Fig.3, sono rappresentate le tipologie di supporto considerate nella presente
relazione. Si hanno, infatti:
I) turbina eolica offshore con supporto a monopalo (“monopile”);
II) turbina eolica offshore con supporto a tripode (“tripod”);
III) turbina eolica offshore con supporto a traliccio (“jacket”).
3. QUADRO DI RIFERIMENTO NORMATIVO TECNICO
La progettazione di oggetti relativamente complessi come le turbine eoliche offshore,
deve essere necessariamente inquadrata all’interno di norme tecniche di riferimento.
Questo vale in merito particolare per la progettazione strutturale.
Nel caso di impianti composti da turbine eoliche offshore, non esistono correntemente
norme cogenti. Esistono nondimeno indicazioni e linee guida che si presentano
necessarie dal punto di vista ingegneristico per garantire un corretto inquadramento del

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problema progettuale ed una sua appropriata soluzione. In termini generali, tali
indicazioni o linee guida, sono di origini differenti, riconducibili a:
a) attività di associazioni di produttori con prerogative industriali;
b) iniziative di enti governativi diversi;
c) attività di società di certificazione;
d) iniziative di organismi internazionali.
Le valutazioni sviluppate nel seguito, sono coerentemente inserite all’interno delle
seguenti indicazioni e linee guida, anche se di alcune e’ disponibile solo la bozza:
- BSH – Design of Offshore Wind Turbines, 20 December 2007.
- GL-WT, Germanischer Lloyd Wind Energie GmbH: Guideline for the
Certification of Wind Turbines. Edition 2003 with supplement (2004).
- GL-OWT, Germanischer Lloyd Wind Energie GmbH: Guideline for the
Certification of Offshore Wind Turbines. Edition 2005.
- IEC 61400-1 Wind Turbines - Part 1: Design Requirements. Third edition 2005.
- IEC 61400-3 Wind Turbines - Part 3: Design Requirements for Offshore Wind
Turbines, Committee Draft, December 2005.
- DNV-OS-J101 Design of Offshore Wind Turbine Structures. Det Norske Veritas.
October 2007.
Per le valutazioni più specificatamente strutturali, si fa riferimento in particolare a
quanto previsto in:
- ISO 2394: General Principles on Reliability for Structures, Second edition,
1998-06-01;
- EN 1990 Eurocode 0 - EN 1991 Eurocode 1;
- EN 1993 Eurocode 3: Design of Steel Structures;
- API RP 2A WSD, Planning, Designing, and Constructing Fixed Offshore
Platforms – Working Stress Design. 21st
edition. December 2000;

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- API RP 2A LRFD, Planning, Designing, and Constructing Fixed Offshore
Platforms - Load and Resistance Factor Design. 1993 (supplement 1997);
- DNV-OS-C101 Design of Offshore Steel Structures. Det Norske Veritas.
- NORSOK Standard, N-001 – N-005.
Per la validazione delle modellazioni numeriche, lo sviluppo delle analisi strutturali e la
sintesi dei risultati si fa riferimento a:
- SSC-387, Ship Structural Committee, Guidelines for Evaluation of Finite
Elements and Results, 1996.
- SAND2002-0529, Sandia National Laboratories, Verification and Validation in
Computational Fluid Dynamics, 2002.
Infine, per quanto applicabile, si fa riferimento a:
- Norme Tecniche per le Costruzioni, D.M. 14 settembre 2005.
- Norme Tecniche per le Costruzioni, D.M. 14 gennaio 2008.
L’ordine precedente, riflette la logica di utilizzo delle stesse indicazioni e linee guida,
dal documento che riguarda aspetti più generali/globali a quello che considera aspetti
più specifici/locali.
In termini generali, è utile ricordare che:
i) e’ in corso un allineamento delle istruzioni e linee guida GL e DNV alle
indicazioni IEC sia per quanto riguarda le condizioni di carico sia per i
coefficienti parziali di sicurezza;
ii) le IEC risultano particolarmente accurate per la definizione delle azioni e per
la loro traduzione in termini di carichi sulle strutture;
iii) le DNV risultano particolarmente accurate per le valutazioni relative alle
verifiche di sicurezza e di integrità strutturali;
iv) le GL nel loro insieme, appaiono offrire il quadro più ampio, considerando in
modo esteso anche aspetti non strutturali.

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4. CODICI DI CALCOLO E LIVELLI DI MODELLAZIONE
Nell’implementazione dei modelli strutturali e nei processi di analisi si fa particolare
riferimento alle seguenti parti di documenti normativi precedentemente indicati:
- Appendix 5.A, Strength Analyses with the Finite Element Method,
Germanischer Lloyd Wind Energie GmbH: Guideline for the Certification of
Wind Turbines. Edition 2003 with supplement (2004).
- Appendix K, Calculations by Finite Element, DNV-OS-J101 Design of Offshore
Wind Turbine Structures, Det Norske Veritas (2007).
Come richiesto da tali istruzioni/linee guida, si dichiara che i modelli numerici sono
sviluppati principalmente attraverso i seguenti codici di calcolo:
• ANSYS rel.11 Structural + CivilFEM
Licenza N. 00369676;
Distributore: Ingeciber S.A., Avda. Monforte de Lemos, 189 - 28035 – Madrid,
SPAGNA;
Produttore: ANSYS, Inc., Southpointe 275 Technology Drive - Canonsburg, PA
15317, USA.
• NASTRAN NeiFusion Analyst Expert version: 9.1.2.259
Licenza N. NIW-IX86-01910-6157;
Ditributore/Produttore: NORAN Engineering, 5555 Garden Grove Blvd. Ste.
300; Westminster, CA 92683-1886, USA.
• STRAUS7 rel.2.3.6 Nonlinear Sparse Solver
Licenza N. USBNTFC1;
Distributore: HSH S.r.l. Via Tommaseo, 13, 35131 Padova;
Produttore: G+D Computing, Sydney, AUSTRALIA.
• ALGOR DesignCheck V21 Build 21.00.00.0304
Licenza N. AE58265;
Distributore/Produttore: ALGOR Inc., 150 Beta Drive, Pittsburgh, PA 15238-
2932, USA.
• SAP2000 ver.10.1 Advanced
Licenza N. C6F6 0525Y25101A25 LM 7;

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Distributore: Brunetta E Brunetta Engineering S.r.l. Vicolo Chiuso 4, 33170
Pordenone;
Produttore: Computers & Structures, Inc. Berkeley USA.
Come richiesto da IEC e GL, la progettazione strutturale e le verifiche prestazionali, di
sicurezza e di robustezza, sono basate fondamentalmente su modellazioni dinamiche
che permettono di rappresentare correttamente l’andamento temporale delle azioni
agenti sulle turbine, simulare il comportamento delle stesse e valutarne la risposta.
In dettaglio, nel presente lavoro sono considerati diversi livelli di analisi strutturale:
• modelli globali (G), ottenuti dall’assemblaggio di elementi finiti formulati
secondo la teoria delle travi (“BEAM elements”), al fine di simulare il
comportamento complessivo della turbina tenendo opportunamente in conto i
fenomeni aeroelastici e idroelastici, connessi con elementi tridimensionali
(“BRICK elements”) per modellare l’interazione suolo-struttura;
• modelli estesi (E), che rappresentano configurazioni e dimensioni significative
estrapolate dai modelli (G), e che permettono una valutazione accurata dello
stato tensionale e deformativo della struttura e delle sue parti essendo basati
sull’assemblaggio di elementi finiti formulati secondo la teoria dei gusci
(“SHELL elements”); in questo modo si può valutare sia il regime membranale a
lastra, sia il regime flessionale a piastra; in particolare, la corretta deformabilità
degli elementi strutturali tubolari è valutata e trasmessa ai modelli di livello più
elevato (G); inoltre, da questi modelli si traggono indicazioni per le verifiche a
fatica e per le verifiche nei confronti dei fenomeni di instabilità; va ricordato,
infine, che questi modelli sono quelli necessari alla corretta valutazione dello
stato di sforzo in assenza di concentrazioni come richiesto per le verifiche nei
riguardi della fatica secondo l’approccio con sforzi nominali;
• modelli di dettaglio (D), che rappresentano regioni speciali della struttura della
turbina che manifestano regimi statici diffusivi complessi, analizzabili solo con
modelli basati su elementi finiti tridimensionali o, al limite, bidimensionali; va
ricordato che questi modelli sono quelli necessari alla corretta valutazione dello

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stato tensionale in presenza di concentrazioni di sforzo come richiesto per le
verifiche nei riguardi della fatica secondo l’approccio mediante “hot-spot” stress.
I modelli globali (G) sono parametrizzati sia per poter rappresentare le differenti
dimensioni e tipologie in funzione della profondità del fondo marino, sia per permettere
una valutazione probabilistica della risposta strutturale ed una relativa ottimizzazione.
I modelli (E) e (G) sono ottenuti dai modelli (G) in maniera rispettosa delle condizioni di
interfaccia come richiesto dalle Appendici delle istruzioni/linee guida richiamate
all’inizio del paragrafo.
Sempre come richiesto dalle istruzioni/linee guida sopra ricordate, i dati alla base della
modellazione, i modelli strutturali sopra citati ed i relativi risultati sono forniti archiviati in
forma elettronica; questo vale in particolare per le analisi dinamiche che prevedono
una quantità di dati di input e di risultati di output notevole rappresentando funzioni del
tempo.
5. DESCRIZIONE E SCOMPOSIZIONE DEI REQUISITI PRESTAZIONALI, DI
SICUREZZA E ROBUSTEZZA DEGLI OGGETTI
Le basi del progetto delle strutture identificate all’inizio della presente relazione fanno
riferimento ai principi contenuti nelle ISO2394 e negli Eurocodici. I requisiti generali
prestazionali, di sicurezza e di robustezza individuati per il progetto delle parti strutturali
sono raggruppabili come di seguito, dovendo:
I) garantire operabilità e funzionalità della turbina, e, quindi, dell’impianto
nel suo complesso; a tal fine, è fondamentale un’idonea distribuzione
delle caratteristiche strutturali di rigidezza ed inerzia che devono
risultare opportunamente calibrate;
II) garantire adeguata durabilità della turbina per la vita utile prevista di 29
anni; a tal fine, è necessario un controllo del degrado per fenomeni di
fatica e per processi di corrosione;
III) garantire necessaria sicurezza rispetto al collasso nelle situazioni
gravose probabili; questo vale anche per le varie fasi transitorie in cui la
struttura o le sue parti possono trovarsi, ad esempio nelle condizioni di
trasporto e montaggio, che vanno analizzate e verificate;

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IV) garantire idonea robustezza al sistema strutturale, ovvero assicurare
una proporzionalità fra eventuali danneggiamenti e il conseguente
decremento di integrità strutturale e capacità resistente,
indipendentemente dalla causa scatenante, garantendo allo stesso
tempo una possibile capacità di sopravvivenza della turbina nelle
condizioni estreme ipotizzabili.
A valle di questi requisiti generali per il sistema strutturale costituito da una turbina
eolica offshore, si possono individuare i seguenti criteri prestazionali e, se del caso, gli
opportuni Stati Limite come usuale nelle consuete verifiche strutturali:
• Caratterizzazione dinamica della turbina per l’operabilità (requisito
prestazionale - I):
- frequenze naturali di vibrazione dell’intera turbina, comprensiva del rotore (pale
e navicella), della torre, della sottostruttura e delle fondazioni; in particolare, va
tenuto conto della massa aggiunta dell’acqua; nel caso di
sovradimensionamento degli spessori strutturali al fine di compensare la
riduzione degli stessi nel tempo a causa dei processi di corrosione, sono
valutate come variano le caratteristiche dinamiche intrinseche durante la vita
utile;
- compatibilità delle caratteristiche vibrazionali intrinseche dell’intera turbina e
delle sue parti con le frequenze delle sollecitazioni dovute sia alle azioni naturali
legate al vento ed alle onde, sia alle azioni connesse con la funzionalità della
turbina, ovvero azioni dinamiche generate dal rotore, comprensive delle azioni
dinamiche generate dal sistema di controllo della turbina; il comportamento
vibrazionale della turbina è sintetizzato nel diagramma di risonanza di
Campbell;
- controllo di compatibilità dell’ampiezza degli spostamenti e delle accelerazioni
in tutte le situazioni funzionali della turbina; è indagata in particolare la massima
deformata assunta dalle pale, che deve essere compatibile con la posizione
della torre, e la massima velocità rotazionale del rotore;

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• Comportamento strutturale nei riguardi della funzionalità (Stato Limite di
Servizio – SLS) (requisito prestazionale - I):
- limitazione delle deformazioni;
- eventuale decompressione di collegamenti;
• Mantenimento dell’integrità strutturale nel tempo (requisito di sicurezza - II):
- durabilità nei confronti dei fenomeni di corrosione, anche in relazione alla
strategia di manutenzione prevista;
- comportamento strutturale nei riguardi del fenomeno di fatica (Stato Limite di
Fatica – SLF); particolare importanza è data ai fenomeni di interazione
aeroelastico e idroelastico che richiedono una modellazione dinamica esplicita;
meccanismi di sollecitazione particolare, quali il “rotational sampling” dovuto al
movimento del rotore sono valutati di conseguenza; ulteriore aspetto è legato
alla modellazione tridimensionale del campo stocastico di velocità del vento;
• Comportamento strutturale in prossimità di situazioni di collasso (Stato Limite
Ultimo – SLU) (requisito di sicurezza - III):
- valutazione delle azioni singole e complessive sull’intera turbina, sulle sue parti,
sui suoi elementi e sulle sue connessioni;
- valutazione della resistenza complessiva del sistema strutturale;
- valutazione della resistenza nei confronti dei fenomeni di instabilità globali e
locali;
• Comportamento strutturale in presenza di scenari accidentali (Stato Limite
Accidentale – SLA) (requisito di sicurezza e robustezza - IV);
- decremento delle capacità di resistenza proporzionale al danno;
- sopravvivenza del sistema strutturale in presenza di azioni estreme;
- nel caso specifico di collisione con nave, valutazione del danneggiamento nello
scafo della nave, al fine di:
o non comprometterne la galleggiabilità,

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o non mettere in pericolo l’incolumità delle persone,
o non provocare la fuoriuscita di materiali dannosi per l’ambiente;
- sempre nel caso specifico di collisione con nave, la valutazione della posizione
e dei movimenti dei componenti della turbina, in particolare della navicella, in
presenza dell’azione di impatto al fine di evitare una sua caduta sulla nave.
In termini generali, la valutazione dell’evento accidentale avviene con una analisi di
rischio. Nello specifico caso di collisione, deve dimostrarsi che non è possibile nessun
significativo inquinamento perché:
- l’intera energia di collisione è assorbita dalla nave e dalla struttura della turbina;
- la sottostruttura della turbina cede evitando di aprire lo scafo della nave;
La sottostruttura deve considerarsi quindi “collision friendly”.
6. SCENARI DI CONTINGENZA E CONDIZIONI DI CARICO
In termini generali, le azioni di origine esterna agenti su una turbina eolica offshore
possono essere considerate come normali o estreme. Le condizioni ambientali normali
sono quelle che si riverberano sul comportamento strutturale a lungo termine e sulle
condizioni di operabilità e funzionalità, mentre quelle estreme riguardano situazioni
critiche, rare ma possibili. Le situazioni di progetto considerano combinazioni di queste
condizioni ambientali con i differenti stati di operabilità e funzionalità della turbina.
In relazione al periodo di vita utile della turbina, 29 anni, alle condizioni ambientali
normali è assegnato convenzionalmente un periodo di ritorno di 1 anno, mentre a
quelle estreme è assegnato periodo di ritorno di 50 anni (IEC 61400-3, 2005). Questi
valori sono differenti da quelli utilizzati per le usuali costruzioni del’ingegneria civile,
anche in considerazione della scarsa influenza che si aspetta dalla crisi di questi
sistemi strutturali nei riguardi dell’incolumità delle persone e delle conseguenze
negative sull’ambiente.
In considerazione dei caratteri innovativi dell’intervento previsto nel Golfo di
Manfredonia per il panorama italiano e per le intrinseche caratteristiche di difficolta’
presenti nel sito, in questa fase della progettazione viene assunto un tempo di ritorno
per gli eventi estremi pari a 100 anni. Questo e’ coerente con quanto fatto a livello
internazionale in contesti di esposizione al rischio simili.

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Per formalizzare il processo di verifica, si definisce:
- scenario: un insieme organizzato e realistico di situazioni in cui il sistema
turbina potrà trovarsi durante la vita utile di progetto;
- configurazione strutturale: stato del sistema strutturale, che può essere in
condizioni nominali, ovvero con perfetta integrità, oppure danneggiato, ovvero
con integrità ridotta; inoltre, dal punto di vista dell’operabilità, la turbina può
essere perfettamente efficiente o parzialmente o totalmente non operativa;
- scenario di carico: un insieme organizzato e realistico di azioni che cimentano il
sistema turbina;
- scenario di contingenza: l’identificazione di uno stato plausibile e coerente per il
sistema turbina, in cui un insieme di azioni (scenario di carico) è applicato su
una configurazione strutturale.
In generale, gli scenari di contingenza in cui può trovarsi la turbina si ottengono
combinando:
- configurazioni nominali ovvero integre e condizioni esterne normali;
- configurazioni nominali ovvero integre e condizioni esterne estreme;
- configurazioni danneggiate e probabili condizioni esterne;
- configurazioni transitorie, quali trasporto, installazione e manutenzione, insieme
a probabili condizioni esterne.
In considerazione della relativa complessità di una turbina eolica offshore, legata al suo
funzionamento con diverse modalità, è necessario dunque analizzare e valutare
molteplici scenari, che raggruppano differenti combinazioni di carico indicate in IEC
61400-3, e che sono riassunte nella Tab. 1.1 di seguito riportata.

21
Tabella 1.1 Combinazioni di carico.

22
Tabella 1.1 Combinazioni di carico (parte 2)

23

24

25
Nella Tabella 1.1 le combinazioni di carico della prima colonna hanno il significato che
segue:
1. Produzione di energia (Power production);
2. Produzione di energia con l’occorrenza di guasto o perdita della
connessione elettrica (Power production plus occurance of fault or loss of
electrical network)
3. Avvio (Start up)
4. Interruzione normale (Normal shut down)
5. Interruzione d’emergenza (Emergency shut down)
6. Inattivo (Parked)
7. Inattivo con condizioni di guasto (Parked plus fault conditions)
8. Trasporto, montaggio, manutenzione e riparazione (Trasport, assembly,
maintenance and repair)
Nella Tabella 1.1 sono inoltre introdotti i seguenti simboli:
- F: combinazioni di carico utili ai fini della verifica di sicurezza nei confronti della
fatica (SLF);
- U: combinazioni di carico utili ai fini della verifica di sicurezza nei confronti del
collasso (SLU);
- N: situazioni di progetto normali;
- A: situazioni di progetto anormali;
- T: situazioni di progetto transitorie.
Nella tabella 1.2 sono riportate le restanti abbreviazioni.
Si sottolinea la necessità della valutazione adeguata delle situazioni che presentano
crisi di operabilità o funzionalità, perché tali situazioni possono portare in brevissimo
tempo alla perdita della turbina nel suo complesso.

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COD Co-directional (bidirezionale)
DLC Design load case (combinazione di carico)
ECD
Extreme coherent gust with direction change (raffica di massima correlazione con
cambio di direzione)
ECM Extreme current model (modello di corrente estremo)
EDC Extreme direction change (cambio di direzione estremo)
EOG Extreme operating gust (raffica estrema di funzionalità)
ESS Extreme sea state (stato estremo del mare)
EWH Extreme wave height (altezza d’onda estrema)
EWLR Extreme water level range (estensione del livello del mare estremo)
EWM Extreme wind speed model (modello di vento di velocità estrema)
EWS Extreme wind shear (sforzo tangenziale del vento estremo)
MIS Misaligned (disallineato)
MSL Mean sea level (Livello medio del mare)
MUL Multi-directional (Multi direzionale)
NCM Normal current model (Modello di corrente normale)
NTM Normal turbulence model (Modello di turbolenza normale)
NWH Normal wave height (Altezza d’onda normalizzata)
NWLR Normal water level range (Estensione del livello del mare normale)
NWP Normal wind profile model (Modello di profillo di vento normalizzato)
NSS Normal sea state (Condizioni di mare normali)
RWH Reduced wave height (Altezza d’onda ridotta)
RWM Reduced wind speed model (Modello di velocità ridotta di vento)
SSS Severe sea state (Condizioni di mare severe)
SWH Severe wave height (Altezza d’onda severa)
UNI Uni-directional (monodirezionali)
Vr±2m/s
Sensitivity to all wind speeds in the range shall be analysed
(Campo di velocità di vento per l’analisi di sensitività)
* Partial safety factor for fatigue (Coefficienti parziali di sicurezza per la fatica)
Tabella 1.2 – Tabelle delle abbreviazioni

27
7. COEFFICIENTI PARZIALI DI SICUREZZA SUI MATERIALI
Nella Tab.1.3 sono evidenziati i coefficienti parziali di sicurezza previsti per i carichi.
Carichi a sfavore di sicurezza
Carichi a favore di
sicurezza
Situazione di progettoCarichi
N
Normali
E
Estreme
A
Anormali
T
Transitorie
Tutte le situazioni di
progetto
Ambientali 1.2 1.35 1.1 1.5 0.9
Funzionali 1.2 1.35 1.1 1.5 0.9
Gravitazionali 1.1/1.35*
1.1/1.35*
1.1 1.25 0.9
Altri inerziali 1.2 1.25 1.1 1.3 0.9
Influenza del
calore
- 1.35 - - -
*
qualora le masse non sono determinate per pesatura
Tabella 1.3 – Coefficienti parziali di sicurezza sui carichi (GL, 2005).
La Tab. 1.4 riassume i coefficienti parziali di sicurezza previsti sui materiali costituenti i
vari componenti: tali coefficienti sono differenti anche in base all’ispezionabilità ed alla
manutenibilità delle varie parti strutturali.
Stato Limite Ultimo
FaticaMateriale
Rottura e instabilità non
“fail- safe”
“fail- safe”
Stato Limite di
Servizio
1.151
1.01
Acciaio
1.1
(buckling analysis) 1.252
1.152
1.0
Calcestruzzo 1.5 - (1.3) 3
- (1.2)4 1.5 1.0
Acciaio d’armatura 1.153
- (1.3) 3
1.15 1.0
1
Monitoraggio e manutenzione periodici; buona accessibilità; controllo in produzione ed installazione
2
Monitoraggio e manutenzione non periodici; possibile o poca accessibilità
3
Per situazioni di progetto inusuali (per esempio calcolo sismico)
4
Per il calcolo delle deformazioni quando si tiene conto delle non-linearità geometriche e dei materiali
Tabella 1.4– Coefficienti parziali di sicurezza sui materiali (GL, 2003).

28
Infine, in accordo con IEC, è introdotto un ulteriore fattore di sicurezza per tenere in
conto le conseguenze della crisi del componente oggetto di verifica; infatti si
introducono due livelli pari a:
- γn=1 per il caso di collasso “fail-safe”, ovvero quando sono previsti meccanismi
ridondanti di resistenza;
- γn>1 per il caso di collasso “non fail-safe”, quando non sono previsti
meccanismi alternativi di resistenza e si è in presenza di collassi critici.
Relativamente agli acciai che si pensa di utilizzare, si premettono i seguenti punti
critici:
a. deve essere tenuto in conto il rischio elevato di corrosione per gli acciai ad alta
resistenza;
b. devono essere considerate le caratteristiche di saldabilita’, specie con
riferimento alle configurazioni geometriche dei nodi in cui convergono gli
elementi struturali tubolari;
c. devono essere considerati gli aspetti relativi alla presenza di spessori
relativamene elevati, superiori a 40 mm;
d. per la configurazione monopila, il rapporto massimo diametro palo / spessore
palo, deve essere sicuramente minore di 100, con limitazioni ulteriori in
funzione del tipo di acciaio, al fine di evitare fenomeni di instabilita’ locali,
Gli acciai utilizzati appartengono alle categorie S235 – 355, opportunamente distribuiti
sulle parti strutturali.

29
PARTE II - AZIONI E CARICHI

30
8. DESCRIZIONE E SCOMPOSIZIONE DELLE AZIONI AGENTI SUGLI
OGGETTI
8.1 Generalità
Nel presente Capitolo vengono prese in esame le azioni agenti sul sistema
rappresentato dal mezzo di fondazione, dalla struttura di supporto e dalla sovrastante
turbina eolica (nel seguito sinteticamente sistema strutturale).
Nella Sezione 8.2 vengono descritte le condizioni ambientali di maggiore rilevo per
il sito di installazione (i.e. clima di vento, clima d’onda, correnti, livelli della superficie
marina etc.). Nella Sezione 8.3 vengono specificate le metodologie di calcolo delle
sollecitazioni indotte sul sistema strutturale in accordo con i recenti Standard
Internazionali di cui al Paragrafo 3.
L’obiettivo finale è quello di fornire i carichi equivalenti da adottare nelle analisi
numeriche. I valori di progetto delle forzanti (vento, onde correnti) sono forniti da studi
specialistici pregressi o definiti in accordo con le vigenti Norme; le corrispondenti
sollecitazioni vengono calcolate attraverso le predette metodologie e l’effetto di
amplificazione dinamica è stimato attraverso l’adozione di opportuni coefficienti di
ragguaglio (DAF).
8.2 Condizioni ambientali
Nella maniera più generale rientrano in tale categoria i fenomeni inerenti a: vento,
onde, correnti, livello marino, marine growth, ghiaccio, aspetti geotecnici, sisma,
variazioni termiche, urti di natanti. Nel seguito vengono presi in esame quelli di
maggiore rilievo per il sito di interesse.
8.2.1 Parametri del vento
L’analisi delle sollecitazioni stocastiche indotte dal vento presuppone la
caratterizzazione dei parametri statistici per il sito di installazione della struttura. I dati
necessari per tale scopo sono rappresentati dalle misure anemometriche usualmente
sintetizzate in un diagramma noto come rosa del vento in cui, per ogni direzione
geografica di provenienza, sono riportate le informazioni relative alle varie classi di
intensità ed alla corrispondente percentuale relativa di occorrenza.
A partire dall’analisi di tali dati è possibile definire le caratteristiche di progetto della
forzante di vento da impiegare nelle verifiche strutturali.

31
In particolare è richiesta la stima della massima velocità media oraria del vento con
un prefissato tempo di ritorno (100 anni): questa può essere dedotta attraverso l’analisi
degli estremi al di sopra di una idonea soglia e la stima dei parametri di una opportuna
distribuzione di probabilità (comunemente la Gumbel) al fine di determinare il migliore
adattamento ai valori estremi del vento mediante una procedura di regressione lineare.
Oltre alla suddetta analisi dei carichi estremi per individuare le condizioni più
gravose per la struttura da progettare, si rende necessaria anche l’analisi a lungo
termine del clima di vento del sito sia per stimare la produttività del parco eolico, sia
per verificare il danno a fatica e lo stato tensionale deformativo del sistema strutturale.
(a) (b)
U(z2)
U(z1)
U(z3)
X
Z
Y
P
)(
~
tUy
)(
~
tUx
)(
~
tUz
),(U ptot pzt
U(z2)
U(z1)
U(z3)
X
Z
Y
X
Z
Y
P
)(
~
tUy
)(
~
tUx
)(
~
tUz
),(U ptot pzt
Figura 8.1 Distribuzione del campo di velocità del vento lungo la verticale.
Per entrambi gli scopi sono utilizzati dei modelli che forniscono il profilo verticale
della velocità media ed un idoneo modello spettrale per quantificare statisticamente le
fluttuazioni turbolente del campo di vento.
Infine vengono applicate delle adeguate relazioni per la stima delle corrispondenti
sollecitazioni indotte sul sistema strutturale.
Le strutture in questione si trovano in quella zona dell’atmosfera più a ridosso della
superficie terrestre denominata strato limite atmosferico (Fig. 8.1a). In tale zona si
riscontrano due caratteristiche peculiari:
- la corrente eolica ha una velocità nulla a ridosso della superficie terrestre e
crescente con la quota in maniera monotona;

32
- la corrente eolica è di tipo turbolento a causa dei disturbi indotti
dall’attraversamento di formazioni ostacolanti il flusso (opere dell’uomo ed
ostacoli naturali).
Il flusso di vento turbolento varia in modo complesso e in maniera casuale sia nello
spazio che nel tempo. La modellazione analitica avanzata delle azioni del vento si
avvale delle teorie dei processi stocastici. Il campo di velocità del vento viene
schematizzato mediante la sovrapposizione di una componente media ed una
turbolenta, la prima variabile nello spazio e la seconda variabile nel tempo. In un
riferimento cartesiano con origine sulla superficie terrestre, orientato in maniera tale
che la componente media delle velocità (U) abbia proiezione non nulla solamente
lungo l’asse x (Fig. 8.1b), il campo delle velocità del vento in un generico punto P può
essere descritto mediante l’equazione vettoriale (8.1):
( ) kjiU ⋅+⋅+⋅+= )(
~
)(
~
)(
~
)()( tUtUtUzUt zyxpptot (8.1)
dove con U(z) si intende la componente media del flusso di velocità e con
)(
~
),(
~
),(
~
tUtUtU zyx
le componenti turbolente rispettivamente longitudinale, laterale e
verticale.
Il profilo della componente media della velocità, variabile con la quota, può essere
modellato mediante la legge logaritmica:
0
ln
1
)(
z
z
k
uzU ∗= (8.2)
dove u* è la velocità di taglio ed è descritta da:
ρ
τ0
=∗u (8.3)
con τ0 tensione di taglio sulla superficie terrestre e ρ la densità dell’aria, k è la costante
di von Karman, avente un valore sperimentale pari a 0.4, 0z è la lunghezza di rugosità
ed è una misura della scabrezza del terreno.
La velocità di taglio *u di un generico sito è una grandezza aleatoria avente un
valore con varianza ciclica durante la vita utile delle strutture; ad ogni valore di
riferimento per *u (e conseguentemente di U(z)) può essere associato un determinato

33
periodo di ritorno definito come il lasso temporale, valutato statisticamente, durante il
quale la grandezza assume valori minori od uguali a quello di riferimento.
Lo Standard IEC 61400-3 prescrive una formulazione alternativa della variazione
della componente media della velocità del vento con la quota con legge di tipo:
α






=
hub
hub
z
z
UzU )( , (8.4)
essendo: α=0.14 per condizioni di vento normale; Uhub la velocità di riferimento alla
quota dell’asse del rotore zhub, generalmente rappresentata dal valore U10 mediato su
un intervallo di 10 minuti (DNV, 2004). La velocità U10 con tempo di ritorno di TR anni
può essere desunta dalla relazione:






−=
−
R
yearUT
T
FU R
1
1
1
1max,,,10 10
, (8.5)
in cui yearUF 1max,,10
rappresenta la probabilità cumulata della velocità massima
annuale mediata su 10 minuti U10, max, 1year e correlata a quella della velocità U10
tipicamente del tipo Weibull (DNV, 2004).
Le componenti turbolente di velocità, possono essere modellate matematicamente
come processi stocastici (successione di variabili aleatorie dipendenti da parametri
deterministici) stazionari gaussiani e a media nulla. Tra le varie tecniche analitico-
numeriche di rappresentazione per tali componenti, la più utilizzata nell’ambito di
progettazione di strutture come quelle oggetto della presente relazione, è costituita dal
modello spettrale. La tecnica di modellazione spettrale consiste nell’espressione del
segnale temporale turbolento (velocità del vento in un punto) come una
sovrapposizione di armoniche a fasi casuali, ovvero:
))(cos()(2)(
~
1 1
mlmljmml
j
m
N
l
mljmkj ΦωθtωωHΔωtU
ω
+−⋅⋅⋅⋅= ∑∑= =
(8.6)
con k=x, y, z e j=1,2,…,n; gli jmH sono gli elementi di una matrice ( )ωH tale che:
( ) ( ) ( )ω*ωω T
uu HHS ⋅= (8.7)

34
essendo ( )ωuuS matrice densità di potenza spettrale della componente
xU
~
(caratterizzante dal punto di vista spettrale il processo stocastico gaussiano a
media nulla):
( )
( ) ( )
( )
( ) ( )











=
ωω
ω
ωωS
ω
unununu1
u2u2
u1unu1u1
uu
S......S
...
.S.
S......
S (8.8)
dove:
( )
( )[ ]5/3
ju
ju
2
V
VV
/z10,302fL1ω/2π
/zfL6,686σ
ωS jj
+
=
(8.9)
( )j
j
zV2π
ωz
f = (8.10a)
( )
( )
( ) ( )( )kj
2
kj
2
z
jk
zVzV2π
zzCω
ωf
+
−
= (8.10b)
( )( ) 2
*0
0
u
2
u u1.75)log(zarctan1.16(n)dnSσ ⋅+⋅+== ∫
∞
(8.11a)
5.0
0
uu2
x
u
200
300(x)dxR
u
1
L 





⋅== ∫
∞
z
(8.11b)
Nelle quali ω rappresenta la frequenza circolare ed n il numero di punti dello spazio nel
quale si vuole rappresentare il campo di velocità turbolente; i pedici nelle formule
precedenti derivano dalle discretizzazioni spettrale, spaziale e temporale del problema.
L’insieme discreto delle frequenze contenute nel segnale risultante rappresenta lo
spettro della turbolenza, per il quale esistono molti tipi di modelli (Figura 8.2).

35
Figura 8.2 Modelli di densità spettrale dell’energia del vento.
8.2.2 Parametri delle onde
L’azione del moto ondoso si esplica sulla parte della struttura a contatto con l’acqua
per effetto del moto alternato delle particelle fluide indotto dalla perturbazione
ondulatoria della superficie liquida e, in condizioni di acqua bassa, per effetto
dell’eventuale frangimento dell’onda.
Per la determinazione dei carichi predetti, condotta con l’impiego delle formulazioni
analitiche descritte nella successiva Sezione 8.3, si procede in attraverso le seguenti
fasi:
(1) elaborazione delle statistiche del moto ondoso;
(2) determinazione dell’onda o lo spettro di progetto;
(3) individuazione la teoria appropriata (in relazione alla profondità
relativa) per calcolare la cinematica del fluido;
(1) Statistica del moto ondoso
L’elevazione della superficie libera rispetto al medio mare in un fissato punto η(t) è
una variabile stocastica dipendente dal tempo che può essere descritta attraverso dei
parametri statistici:
- altezza d’onda significativa HS: valor medio del terzo più alto delle realizzazioni

36
della variabile stocastica H (distanza tra cresta massima e cavo minimo tra due
successivi attraversamenti verso l’alto del livello medio mare nella registrazione
temporale della elevazione del pelo libero);
- periodo di picco spettrale TP: correlato al valore medio delle realizzazioni della
variabile stocastica T (intervallo di tempo tra due successivi attraversamenti
verso l’alto del livello medio mare nella registrazione temporale della elevazione
del pelo libero);
Per l’analisi degli eventi estremi in questa fase preliminare della progettazione viene
considerato uno stato di mare con tempo di ritorno TR=100 anni: in generale l’altezza
d’onda significativa con tempo di ritorno TR in anni è [DNV-OS-J101, 2004]:






−=
−
R
yearHTS
T
FH SR
1
1
1
1max,,,
, (8.12)
in cui FHs,max,1year rappresenta la probabilità cumulata dell’altezza significativa massima
annuale che può essere desunta assumendo una distribuzione del tipo Weibull.
(2) Onda di progetto
Le caratteristiche della forzante di moto ondoso richieste per la definizione delle
sollecitazioni indotte sulla struttura e dell’erosione al fondo sono rappresentate
dall’altezza significativa HS e dal periodo di picco spettrale TP dell’onda.
L’analisi a fatica della struttura soggetta alle sollecitazioni variabili del moto ondoso
richiede la definizione di una opportuna densità spettrale di energia nel dominio delle
frequenze per poter generare un processo stocastico nel dominio temporale.

37
Figura 8.3 Densità spettrale di energia del tipo JONSWAP e Pierson-Moskowitz per
condizioni di tempesta nel Mare del Nord. [IEC 61400-3, 2005 draft]
La densità spettrale S(f) rappresentativa dello stato di mare caratteristico per il sito
di progetto può essere definita attraverso i parametri HS e TP scegliendo un adeguato
modello matematico della funzione S(f). Lo Standard IEC 61400-3 (2005, draft)
prescrive di assumere due tipologie di spettro: JONSWAP, per mare con sviluppo non
completo e limitato dal fetch, e Pierson-Moskowitz per condizioni di mare
completamente sviluppato (Fig. 8.3). La densità spettrale del primo tipo è fornita dalla
relazione analitica:
( )
( )















 −
−−
−














−=
2
5.0exp4
5
4
2
4
5
exp
2
P
P
f
ff
Pf
f
f
g
fS
σ
γ
π
α , (8.13)
in cui: f=2π/T è la frequenza della generica componente, fP=2π/TP è la frequenza della
componente di picco spettrale, g ed σ delle costanti (l’ultima dipendente dal rapporto
f/fp), α e γ dei parametri dipendenti da HS e TP.
La formulazione dello spettro Pierson-Moskowitz è analoga alla precedente e
differisce da essa per l’assenza del fattore di amplificazione del picco 
















 −
−
2
5.0exp
p
p
f
ff
σ
γ e
per la presenza di un differente coefficiente numerico di normalizzazione.

38
In genere uno stato di mare reale è caratterizzato da una distribuzione della densità
spettrale di energia funzione anche della direzione geografica di propagazione θ delle
componenti d’onda: ciò si ottiene comunemente moltiplicando lo spettro
monodimensionale S(f) per una funzione di dispersione direzionale D(θ) simmetrica
rispetto alla direzione principale di propagazione del campo d’onda θp.
Nella Tabella 8.1 sono riportate le caratteristiche del campo d’onda assunte nella
fase preliminare della progettazione (profondità di riferimento h=100m).
HS [m] TP [s] LP [m] Vtide0 [m/s]
8.0m 14.5 s 1146 1.45
Tabella 8.1 Parametri caratteristici per il moto ondoso e la corrente.
(3) Cinematica dell’onda
Il campo di velocità ed accelerazione dovuto alla perturbazione ondulatoria dipende dal
valore della profondità relativa kh che influenza la scelta della opportuna teoria in grado
di prevedere la cinematica delle particelle fluide tenendo in conto eventuali aspetti di
non linearità che si manifestano in modo crescente al ridursi di kh [Henderson et al.,
2004]. La Figura 8.4 fornisce le necessarie indicazioni per operare la scelta predetta.
In campo lineare sono adottate le seguenti espressioni delle componenti orizzontale
(u) e verticale (w) di velocità delle particelle fluide indotte dal moto ondoso [Dean &
Dalrymple, 1984]:
( ) ( )[ ]
( )
( )
( ) ( )[ ]
( )
( )tkx
kh
zhkH
tzxw
tkx
kh
zhkH
tzxu
ωω
ωω
−
+
=
−
+
=
sin
sinh
sinh
2
,,
cos
sinh
cosh
2
,,
, (8.14)
e conseguentemente le rispettive componenti di accelerazione:
( ) ( )[ ]
( )
( )
( ) ( )[ ]
( )
( )tkx
kh
zhkH
tzxw
tkx
kh
zhkH
tzxu
ωω
ωω
−
+
−=
−
+
=
cos
sinh
sinh
2
,,
sin
sinh
cosh
2
,,
2
2
ɺ
ɺ
. (8.15)
Sono fatte delle modellazioni con valori del tirante compresi tra 15÷35m per tenere
conto del regime ondoso che può verificarsi nelle varie condizioni di profondità relativa.

39
Figura 8.4 Intervalli di validità delle differenti teorie di moto ondoso. [IEC 61400-3,
2005 draft]
8.2.3 Parametri della corrente
Le correnti indotte dalla propagazione di onde di marea in acque basse sono
generalmente caratterizzate da un campo di velocità con andamento pressoché
orizzontale e la distribuzione dell’intensità decresce molto lentamente con la profondità.
In assenza di misure di campo si assume, in accordo con lo Standard IEC 61400-3
(2005, draft), un profilo verticale della velocità di corrente del tipo:
( ) ( ) ( )
( )
( ) 




 +
=





 +
=
+=
0
0
0
71
0
h
zh
VzV
h
zh
VzV
zVzVzV
windwind
tidetide
windtide
, (8.16)
in cui z è la distanza dalla superficie libera (positiva verso l’alto, Fig. 8.8)), Vtide0 e Vwind0
sono le velocità di corrente indotte dalla marea e dal vento sulla superficie libera ed h0
una profondità di riferimento (tipicamente 20m).

40
Un valore indicativo della velocità Vtide0 indotta dalla marea è riportato in Tabella 8.1.
La velocità del vento alla quota superiore al pelo libero viene determinata sulla base
di appropriate misure di campo per il sito di interesse; il predetto Standard fornisce la
seguente relazione per la stima della velocità indotta dal vento alla superficie libera:
)10(01.0 10 mzUV hourwind =⋅= , (8.17)
in cui U1hour rappresenta la velocità media oraria del vento a 10m sopra il livello del
mare. La velocità del vento e della corrente da esso indotta si ipotizzano concordi.
Le conseguenze indotte dalla presenza di una tale corrente fluida su un membro
strutturale in essa immerso sono molteplici; nel Paragrafo 8.3 saranno trattati quelli
rilevanti per un componente cilindrico snello quale caso di interesse per l’analisi
condotta nel presente rapporto tecnico.
8.2.4 Parametri del livello medio mare
Attraverso l’analisi delle misure relative al sito in oggetto vengono stimati i parametri
statistici della variazione del livello medio marino.
In tale maniera sono individuati i valori estremi dei livelli per la definizione delle
condizioni di carico maggiormente sfavorevoli in accordo con gli Standard e le Norme
vigenti.
8.2.5 Marine growth
Le specie organiche marine utilizzano le componenti strutturali immerse come supporto
per l’attecchimento e lo sviluppo. tale fenomeno causa potenziali fenomeni di
corrosione e l’accrescimento di massa solidale alla struttura.
In aggiunta viene considerato il fatto che la variazione della scabrezza delle
superfici a contatto con l’acqua induce una variazione a sfavore di sicurezza delle
conseguenti azioni idrodinamiche esercitate.
8.2.6 Parametri geotecnici
Appropriate indagini vengono condotte per caratterizzare la conformazione stratigrafica
ed i principali parametri dei sedimenti fino ad una idonea profondità in relazione alla
estensione dei pali di fondazione.
I dati ottenuti sono impiegati per definire, nel modello numerico, le caratteristiche
meccaniche del vincolo di fondazione.

41
8.2.7 Parametri del sisma
La sismicità dell’area di installazione della turbina viene valutata attraverso adeguate
indagini geologiche.
Il livello di sismicità del sito viene definito attraverso l’analisi di registrazioni di eventi
pregressi occorsi in un intervallo temporale significativo dal punto di vista statistico e
viene espressa in termini di frequenza di accadimento e magnitudine del sisma.
8.2.8 Parametri della temperatura
I valori estremi (positivi e negativi) della temperatura di aria ed acqua sono espressi in
termini della corrispondente probabilità di accadimento.
Nella successiva fase di analisi strutturale sono considerate le combinazioni che
originano i gradienti di temperatura più svantaggiosi ai fini dello stato tensionale del
sistema strutturale.
8.2.9 Parametri della traffico di natanti
Viene presa in considerazione la probabilità di urto da parte delle imbarcazioni sulla
struttura ed il conseguente rischio indotto.
8.3 Azioni ambientali
Nella presente Sezione sono trattate le componenti di azione derivanti da: vento, onde,
corrente, erosione e problemi del fondale, livello marino, incrostazioni, sisma, coazioni
termiche. Ciascuna di esse è trattata separatamente, individuando le appropriate
metodologie di calcolo della sollecitazione indotta secondo quanto previsto dagli
Standard Internazionali. Nell’analisi strutturale si tiene presente che l’effetto di
concomitanza delle azioni (e.g. vento ed onde) dà luogo in generale ad un
comportamento differente da quello previsto attraverso la sovrapposizione degli effetti
singoli [van der Tempel, 2004].
Occorre precisare che l’azione della corrente e del moto ondoso si esplica non
soltanto sulla struttura di supporto ma anche sulla zona di interfaccia del mezzo di
fondazione che appartiene al sistema strutturale analizzato. Ciò induce l’erosione del
sedimento al fondo con conseguenze sia sulle opere di collegamento elettrico della
turbina alla rete (J-tube) che sulla snellezza e dunque sul comportamento dinamico
della struttura di supporto [van der Tempel et al., 2004] influenzando tra l’altro lo

42
smorzamento aerodinamico. E’ pertanto necessario includere nella modellazione
anche tale effetto indiretto.
8.3.1 Azione del vento
Si premette che per configurazioni strutturali speciali, quali quella oggetto della
presente relazione, può essere necessaria l’effettuazione di adeguate prove
sperimentali e/o indagini numeriche, in modo da definire con affidabile accuratezza:
a) le caratteristiche del vento, in termini di velocità e direzione, tenendo altresì
conto della non correlazione delle fluttuazioni turbolente, se necessario
mediante storie temporali misurate o simulate;
b) le caratteristiche complessive dell’azione aerodinamica e/o della risposta
aeroelastica, anche mediante prove in galleria del vento e metodi di
fluidodinamica numerica.
In presenza di pronunciati comportamenti dinamici indotti dall’azione del vento, é
valutata la possibilità di fenomeni di fatica negli elementi strutturali dell’opera.
Le turbine eoliche offshore devono operare in sicurezza sotto l’azione del vento
caratteristico dello specifico sito di locazione dell’impianto. I parametri caratterizzanti il
sito dal punto di vista eolico sono:
- Velocità media del vento [U],
- Rugosità del sito [z0].
A partire da tali parametri è possibile ricostruire il campo di velocità del vento
nell’intorno della struttura e da questo valutare le azioni agenti.

43
Figura 8.5 Campo di velocità del vento incidente sulla turbina eolica.
Poiché la densità dell’aria è molto ridotta rispetto a quella dell’acqua, le azioni
aerodinamiche presentano una formulazione simile a quella dovuta ad onde e correnti
ma con la presenza del solo termine di trascinamento poiché in genere quello di inerzia
è trascurabile rispetto al primo.
Urel
U
Urot
φ
FL
FD
FD sinφ
FL cosφ
ca
Chord line
Rotor plane
Incoming wind
Rotation
α
Urel
U
Urot
φ
FL
FD
FD sinφ
FL cosφ
ca
Chord line
Rotor plane
Incoming wind
Rotation
α
Figura 8.6 Forza di lift FL e di trascinamento FD agenti sulla pala della turbina (FD
ingrandita).

44
Il calcolo delle predette sollecitazioni può essere decomposto in quelle agenti sulle
pale del rotore e sulla struttura di supporto. Nel primo caso, facendo riferimento alla
Figura 8.6, si assumono le seguenti formule per la forza di lift e trascinamento (drag):
( )
( ) RcUCF
RcUCF
arelariaDD
arelariaLL
2
2
2
1
2
1
ρα
ρα
=
=
, (8.18)
in cui i CL e CD sono i coefficienti di lift e di drag per i quali sono forniti alcuni valori
indicativi in funzione dell’angolo α di attacco nella Figura 8.7 per una caratteristica
tipologia di profilo alare, ca è la lunghezza della corda del profilo alare ed R il raggio del
rotore (Fig. 8.6).
La risultante delle forze FL ed FD contrastata dalla struttura risulta dunque:
φφ sincos DLx FFF += . (8.19)
Analogamente si assume che il supporto sia soggetto ad una forza di trascinamento
del tipo:
2
2
1
UACF ariaaeroD ρ= , (8.20)
in cui U rappresenta la velocità media del vento al centro dell’elemento di sezione
della torre, Caero rappresenta il coefficiente aerodinamico di drag dipendente dalla
forma e dalla rugosità delle superfici della struttura oltre che dalla velocità del vento
(0.7 per torre tubolare; van der Tempel, 2006).
Figura 8.7 Coefficienti di lift CL e di trascinamento CD in funzione dell’angolo di attacco
α per profilo alare NACA N63-212. [van der Tempel, 2006]

45
8.3.2 Azione delle onde
La presenza di un campo di moto ondoso che insiste sulla struttura di supporto induce
diverse tipologie di sollecitazioni agenti su di essa. Ciascuna viene descritta nel seguito
assieme alle relazioni analitiche per quantificarne l’entità in relazione ai parametri
cinematici del campo idrodinamico. Il riferimento adottato è indicato nella Figura 8.8.
d
|z|
z
x
d+z
dF(z,t)dz
A A Sect. A-A
D
tw
d
|z|
z
x
d+z
dF(z,t)dz
A A Sect. A-A
D
tw
Figura 8.8 Sistema di riferimento per l’analisi della cinematica delle particelle fluide e
dei carichi sulla struttura.
Forza di galleggiamento fluttuante; diretta verso l’alto è dovuta alla variazione della
parte immersa della struttura. Brebbia et al. (1979) riportano la seguente formulazione:
( ) ( )[ ]ttkb
k
gHb
FB ωω
ρ
−−−= sinsin , (8.21)
dedotta da semplici considerazioni idrostatiche e valida per una pila di sezione
quadrata di raggio b soggetta all’azione di un onda lineare di ampiezza H/2 frequenza
angolare ω e numero d’onda k.
Forza di impatto orizzontale; è dovuta al frangimento dell’onda a ridosso della
struttura. In condizioni di acqua bassa (h/L<0.05) la componente d’onda di lunghezza L
frange con caratteristiche che sono dipendenti dalla pendenza locale del fondale α e
dalla ripidità in acqua profonda ε =H0/L0 attraverso il parametro ξ=tan(α)/√(H0/L0). La
teoria sviluppata da Komar & Gaughan (1973) e Weggel (1972) permette di stimare
D
h
h+z

46
l’altezza d’onda ed il tirante in cui si verifica il frangimento partendo dalla pendenza del
fondale e dalle condizioni al largo.
In condizioni di acqua profonda (h/L>0.5) si può ugualmente verificare il frangimento
nel caso in cui la ripidità ε dell’onda superi il valore teorico di 1/7.
Su un membro cilindrico parzialmente immerso possono agire due tipologie di
sollecitazioni: quella indotta da onda frangente che impatta sul membro ad asse sub-
verticale (wave slap); quella indotta dal sollevamento della superficie marina al
passaggio della cresta dell’onda che colpisce dal basso verso l’alto il membro cilindrico
con asse sub-orizzontale (wave slam). Lo Standard IEC 61400-3 (2005, draft) fornisce
una formulazione per la stima della sollecitazione di slam:
nxSS vvDCF ρ
2
1
= , (8.22)
essendo CS il coefficiente di slam del cilindro (tipicamente tra π/2 e 2 π) ed vn il modulo
della componente di velocità della particella liquida in direzione normale alla superficie
del membro.
Per quanto concerne la forza d’impatto esercitata dall’onda frangente a ridosso del
cilindro con asse sub-verticale, lo Standard IEC 61400-3 (2005, draft) riporta
un’espressone maggiormente complessa della precedente proposta da Wienke per la
stima della sollecitazione di slap nelle varie fasi temporali dell’impatto.
Tabella 8.2 Valori del coefficiente CD(=cd) e CM(=ci) in funzione del numero di
Keulegan-Carpenter KC(=NKC). [DNV-OS-J101, 2004]

47
Forza orizzontale dell’onda; è dovuta al flusso indotto al passaggio della
perturbazione ondulatoria (senza frangimento). Se il rapporto tra la lunghezza
significativa dell’elemento strutturale (nel caso del cilindro il suo diametro D) e la
lunghezza d’onda L risulta inferiore a 0.2 [IEC 61400-3, 2005 (draft)] allora è possibile
applicare la relazione empirica proposta da Morison et al. (1950) per il calcolo della
forza totale agente in direzione x per unità di lunghezza della struttura ed alla
profondità z:
( ) ( ) ( ) ( ) dztzutzuDctzu
D
ctzdF di 





+= ,,
2
1
,
4
,
2
ρ
πρ
ɺ , (8.23)
in cui il primo addendo a secondo membro rappresenta il contributo dovuto alla forza di
inerzia ed il secondo quello generato dalla viscosità del fluido (forza di trascinamento).
Nella Tabella 8.2 sono riportati i valori indicativi contenuti nello Standard [DNV-OS-
J101, 2004] per i coefficienti ci e cd in ragione del valore assunto dal numero NKC
definito nella (8.25).
Nel caso di componenti strutturali snelle (D/L<0.2) inclinate rispetto all’orizzontale è
possibile considerare la relazione modificata della (8.23) proposta da Chakrabarti et al.
(1976):
( ) ( ) ( ) ( ) dztztzDctz
D
ctzd nndni 





+= ,,
2
1
,
4
,
2
vvvF ρ
πρ
ɺ , (8.24)
in cui si è indicato con nvɺ e nv la componente normale all’asse dell’elemento snello
rispettivamente del vettore accelerazione vɺ e velocità delle particelle fluide v.
Nello Standard [IEC 61400-3, 2005 (draft)] viene specificata la procedura analitica
per il calcolo della sollecitazione prodotta su una struttura cilindrica verticale nel caso in
cui il rapporto tra il suo diametro D e lunghezza dell’onda incidente L sia superiore a
0.2.
Forza di sollevamento laterale (lift); è dovuta alla formazione di vortici nella zona di
valle della struttura snella investita da un flusso stazionario. Essa è ortogonale all’asse
dell’elemento snello e alla direzione della corrente fluida e si inverte con la frequenza di
formazione dei vortici.
Nel caso di una perturbazione ondulatoria il fluido è soggetto ad una accelerazione
che si inverte ogni semiperiodo quindi è verosimile ipotizzare che tale forza si esplichi

48
in presenza di onde di lunghezza molto superiore alla dimensione caratteristica della
struttura (nel caso del cilindro il suo diametro D). Keulegan et al. (1958) suggeriscono
di assumere come condizione per la comparsa della forza in oggetto la:
DTuNN mKCKC =≥15 , (8.25)
in cui NKC rappresenta il numero adimensionale di Keulegan-Carpenter, um la massima
velocità orizzontale dell’acqua.
In prima approssimazione Brebbia et al. (1979) suggerisce di assumere la seguente
relazione per il calcolo della forza di lift diretta ortogonalmente al verso x di
avanzamento dell’onda:
( ) ( ) ( ) dztzutzuDctzdF lL 





= ,,
2
1
, ρ , (8.26)
in cui cl rappresenta il coefficiente di lift; va notata l’analogia formale con il termine
viscoso della relazione (8.23).
Chakrabarti et al. (1976) ha proposto una relazione maggiormente accurata della
(8.26) che fornisce la variazione nel tempo della forza di lift esprimendola come somma
di componenti armoniche con frequenze multiple di quella angolare dell’onda ω. In
questa fase preliminare per l’analisi statica della struttura è adottata la relazione
semplificata (8.26).
8.3.3 Azione della corrente
La concomitanza del campo di corrente con quello di onda viene tenuta in
considerazione in quanto puo’ indurre rilevanti effetti sulla determinazione delle
sollecitazioni idrodinamiche che vengono specificati nel seguito:
(1) Effetti sulla cinematica del campo d’onda
La corrente influenza la distribuzione di velocità delle particelle fluide dovuta alla sola
perturbazione ondulatoria: ciò si ripercuote sulle sollecitazioni idrodinamiche indotte sul
membro.
Se in particolare la struttura risulta snella (i.e. D/L<0.2) e la corrente stazionaria la
forza calcolata attraverso l’equazione di Morison (8.23) si modifica sensibilmente per
effetto della variazione del termine di trascinamento che dipende dal quadrato del
modulo della velocità (si noti che l’accelerazione e dunque il termine di inerzia non

49
varia essendo la corrente stazionaria).
Pertanto indicando con V la velocità della corrente e con α l’angolo che detto vettore
forma sul piano orizzontale con l’asse x (direzione di avanzamento dell’onda),
l’equazione (8.24) si modifica nella maniera seguente:
( ) ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( ) dztztztztzDctz
D
ctzd nnnndni 





+++= ,,,,
2
1
,
4
,
2
VvVvvF ρ
πρ
ɺ , (8.27)
in cui Vn rappresenta la componente della velocità di corrente normale all’asse del
membro snello immerso. Se l’elemento ha asse verticale (diretto lungo z), la (8.27) si
può porre in forma scalare proiettando sulle direzioni coordinate (si noti che v·j=0
perché x è la direzione di avanzamento dell’onda, v·k non figura perché la forza
dipende dalla componente normale all’asse del membro,V·k=0 perché la corrente è
orizzontale):
( ) ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )
( ) ( )( ) ( ) ( )
( ) ( )22
2
sincos
,,sin,
2
1
,
,,cos,,
2
1
,
4
,
αα
αρ
αρ
πρ
VVuu
dztztzutzVDctzdF
dztztzutzVtzuDctzu
D
ctzdF
dy
dix
++=+
+=






+++=
Vi
Vi
Viɺ
. (8.28)
Si deve tenere presente che cd dipende dalla velocità del fluido (Tabella 8.2) e
dunque deve essere valutato in rapporto alla velocità della corrente.
Inoltre la sovrapposizione dei campi di velocità dovuti all’onda e alla corrente è
applicabile nel caso in cui α<90°: nel caso di flusso trasversale non possono essere
trascurati gli effetti di rifrazione ed alterazione dell’ampiezza d’onda, della lunghezza e
della velocità di propagazione.
(2) Formazione di vortici
La presenza di una corrente stazionaria con date caratteristiche dà luogo alla
formazione di vortici nella zona a valle del membro investito per effetto del distacco
dello strato limite e l’inversione del flusso.
Poiché per valori del numero di Reynolds Re=V·D/ν >100 detti vortici vengono
rilasciati nella corrente da parti alterne, si origina una sollecitazione di lift che agisce
ortogonalmente alla direzione della corrente ad una frequenza che dipende da quella di
distacco dei vortici fl. Questa è legata alle caratteristiche del membro e della corrente

50
attraverso il numero di Strouhal:
VDfSt l /= , (8.29)
la cui variazione è tabulata per la geometria cilindrica circolare in funzione di Re
[Brebbia et al., 1979].
In accordo con la relazione (8.26), Brebbia et al. (1979) propone la seguente
formula:
( ) ( ) ( ) ( ) dztftzVtzVcDtzdF llL 





⋅⋅= πρ cos,,
2
1
, . (8.30)
Il coefficiente adimensionale cl è tabulato per la geometria cilindrica in funzione di
Re [Brebbia et al., 1979].
Si precisa che il calcolo della forza di lift attraverso la (8.26) e (8.30) presuppone
che il membro strutturale sia perfettamente rigido ed il fenomeno stazionario: in realtà
può accadere che detta sollecitazione sia prossima alla frequenza di risonanza ed il
moto della struttura conseguentemente indotto potrebbe interferire con la formazione di
vortici esaltandone l’azione.
Se vi sono più elementi strutturali allineati nella direzione della corrente fluida è possibile che essi
cadano nella scia prodotta dal membro antistante: l’effetto risultante dipende in generale dal numero di
Reynolds e dalla distanza di separazione nella direzione della corrente. Nel caso di bassi valori di Re (<
104
) i vortici sono localizzati a tergo della struttura di monte e, distanziando opportunamente i membri,
l’effetto sul secondo si limita ad una alterazione della direzione del flusso e quindi della forza di lift e di
drag. Per valori del numero di Reynolds più elevati si verifica la separazione dei vortici a formare una scia
e l’intensità delle predette sollecitazioni muta richiedendo una valutazione specifica del profilo di
velocità: la stima della forza indotta può essere poi effettuata attraverso la relazione proposta da Batchelor
(1967).
Figura 8.9 Modifica del campo fluidodinamica attorno ad un cilindro ed effetto
dell’erosione del fondale circostante. [van der Tempel, 2004]

51
(3) Erosione al piede
La presenza di una struttura immersa ed imbasata sul fondale causa una variazione
locale della cinematica del campo fluido. In corrispondenza del fondo l’incremento della
velocità delle particelle liquide indotta dalla corrente (e in condizioni di acqua bassa
anche dal campo d’onda) causa un aumento degli sforzi tangenziali al fondo e, al
superamento della soglia di resistenza critica dei sedimenti, ne comporta l’erosione.
Tale processo si evolve fino al raggiungimento di una configurazione di equilibrio che
comporta l’escavazione di materiale attorno alla struttura (Figura 8.9).
La riduzione della quota del fondo attorno alla base della struttura, e la conseguente
riduzione della lunghezza di fondazione, comporta effetti significativi sul suo
comportamento dinamico e della produttività che devono essere tenuti in
considerazione nella fase di progettazione:
(i) variazione della capacità portante. Questo fattore, che influenza
particolarmente la tipologia monopila in quanto i carichi vengono trasferiti al
terreno prevalentemente attraverso sforzi normali alla superficie laterale,
riduce in generale la capacità portante della fondazione: un idoneo
incremento della profondità di infissione deve essere preso in conto;
(ii) variazione della lunghezza fuori terra. Nel caso di strutture snelle, come la
monopila, una variazione della lunghezza fuori terra ha rilevanti effetti sugli
aspetti dinamici: la flessibilità aumenta avvicinando la frequenza naturale a
quella della forzante d’onda. Tale aspetto influenza le previsioni della analisi
a fatica e deve essere preso in considerazione.
(iii) connessione elettrica; gli apparati di generazione nella navicella sono
collegati ai cavi della rete elettrica attraverso dei dispositivi di raccordo (J-
tube) che poggiano sul fondale: la diminuzione della quota ne riduce i gradi
di vincolo rendendo il dispositivo soggetto al danno potenziale delle azioni
idrodinamiche.

52
Figura 8.10 Profondità di erosione misurata per differenti valori del numero KC (=NKC)
in presenza di onde e di correnti. [Summer & Fredsøe, 2002]
La profondità di erosione (all’equilibrio) dovuta alla presenza di onde e correnti è
stimata seguendo la procedura di calcolo proposta da Summer & Fredsøe (2002) per
la geometria della singola pila cilindrica.
Nella Figura 8.10 sono rappresentati i dati sperimentali e le curve interpolanti della
profondità di erosione Sd adimensionalizzata rispetto al diametro del cilindro D. Queste
ultime sono parametrizzate rispetto al numero di Keulegan-Carpenter NKC definito nella
(8.25) che rappresenta un indicatore della turbolenza del flusso indotto dall’onda
attorno alla struttura.
La profondità di erosione per un fissato valore di NKC dipende dalla intensità relativa
del campo di corrente e d’onda: essa viene quantificata attraverso il rapporto:
mD
D
cw
uV
V
V
+
=
2/
2/ , (8.31)
in cui VD/2 rappresenta la velocità della corrente a D/2 sopra la quota iniziale del fondo
e um il massimo valore della componente orizzontale della velocità orbitale al fondo.
Le curve interpolanti sono fornite dalla Equazione:
( )[ ]{ }
( )cwcw
KC
Cdd
VBVA
BNA
D
S
D
S
7.4exp6
4
3
03.0
exp1
6.2
−=+=
−−−=
, (8.32)
Sd/D
Vcw

53
dove il rapporto SdC /D dipende dal valore medio e dalla deviazione standard delle
misure di erosione condotte in vari test di laboratorio.
La scala temporale del processo di erosione dovuto alla corrente ed alle onde è
stimata attraverso le formulazioni riportate in van der Tempel (2004). In questo modo è
possibile pianificare l’installazione di dispositivi funzionali come il J-tube al
raggiungimento della condizione di equilibrio del processo di erosione.
Lo Standard DNV-OS-J101 (2004) raccomanda l’utilizzo in prima approssimazione
di un valore della profondità di erosione al piede della struttura variabile tra 1.0 ÷ 1.5
volte il suo diametro D.
Nel caso di geometrie più complesse (i.e. campo di pali) oltre al predetto effetto
attorno al singolo membro è tenuto conto della erosione che si manifesta su scala più
ampia per effetto dei fenomeni di interazione tra pali (global scour).
Esistono anche cause responsabili della modificazione del profilo del fondale a
lungo termine; esse sono legate ad effetti morfologici su larga scala che si riflettono
sulla profondità media del fondale (sand waves) e vengono considerate nella fase
progettuale.
8.3.4 Problemi del fondo marino
In relazione ai fattori ambientali sopra analizzati, i seguenti aspetti vengono presi in
esame per quanto concerne:
• potenziale riduzione della stabilità del fondo marino a seguito di influenze
esterne quali correnti marine, moto ondoso eventi sismici;
• effetti dei fenomeni di erosione del fondo marino, anche in funzione
dell’interferenza provocata dalla presenza della sottostruttura;
• potenziale alterazione delle caratteristiche del suolo a causa del
comportamento reologico dello stesso in funzione delle azioni trasmesse
dalla turbina alla sottostruttura ed al sistema fondazionale.
8.3.5 Variazione del livello medio mare
In ultimo occorre precisare che tra i fenomeni associati alla propagazione delle onde di
marea astronomica vi è la variazione del livello medio mare che può indurre sensibili
modificazioni del contenuto di energia del campo d’onda per effetto della modifica del
tirante che influenza i processi di dissipazione.

54
I fenomeni di oscillazione della superficie media (sia di breve che di lungo periodo)
possono quindi alterare l’entità delle sollecitazioni sul sistema strutturale, anche in
conseguenza della modifica della parte immersa di struttura e quindi della quotaparte
soggetta alle azioni idrostatiche ed idrodinamiche (onde e corrente).
Figura 8.11 Oscillazioni del livello marino di lungo periodo: HSWL= massimo livello in
quiete; HAT= massima marea astronomica; MSL= livello medio mare; LAT= minima
marea astronomica; CD= datum della carta nautica; LSWL= minimo livello in quiete; A=
sovralzo di tempesta positivo; B= escursione mareale; C= sovralzo di tempesta
negativo; D= massima elevazione della cresta d’onda; E= minima elevazione del cavo
d’onda. [IEC 61400-3, 2005]
Lo Standard IEC 61400-3 (2005, draft) prescrive di tenere in conto, oltre alle
oscillazioni di marea astronomica, anche dei sopralzi dovuti agli eventi meteorologici
quali vento e variazioni della pressione barica. Le statistiche delle variazioni di livello
devono essere adottate come base per la rappresentazione delle condizioni del livello
liquido a breve e lungo termine.
8.3.6 Marine growth
Per le parti strutturali sommerse deve essere preso in considerazione un
accrescimento dello spessore dovuto alla formazione di incrostazioni. Tale fenomeno
acquista importanza per quanto concerne la variazione della scabrezza delle superfici
esposte all’azione delle onde e delle correnti poiché da essa dipendono i valori dei
coefficienti per la previsione delle sollecitazioni idrodinamiche (Tabella 8.2). Inoltre può

55
influenzare la massa e quindi la risposta dinamica della struttura.
Nella Tabella 8.3 vengono riportati i valori suggeriti dallo Standard DNV-OS-J101
(2004): il diametro esterno del membro strutturale deve essere incrementato del doppio
del valore di spessore riportato per la corrispondente profondità di immersione.
Tabella 8.3 Valori consigliati per incrementare il raggio esterno del membro
strutturale immerso. [DNV-OS-J101, 2004]
8.3.7 Azione del sisma
Tra le differenti azioni ambientali è da annoverare anche quella dovuta al sisma.
L’analisi strutturale per tale forzante viene condotta in termini di spettro di pseudo -
risposta che fornisce, per una dato rapporto di smorzamento e per una prescritta
frequenza, il massimo valore della risposta in esame durante la sua durata. La risposta
può essere definita in termini di spettro di spostamenti (SD), spettro di velocità (SV) e
spettro di accelerazione (SA).
Lo spettro di pseudo - risposta viene calcolato attraverso la variazione temporale
della accelerazione al suolo. L’analisi dinamica esclude eventuali fenomeni di instabilità
dovuti alle componenti verticale ed orizzontale della forza indotta dal sisma.
8.3.8 Coazioni termiche
Le strutture offshore possono essere soggette a gradienti di temperatura che inducono
deformazioni differenziali: nascono così delle coazioni termiche dovute ai vincoli di
continuità interna.
Nella analisi strutturale dunque sono prese in considerazione le combinazioni di
valori estremi delle temperature dell’aria e del mare che possono verosimilmente
occorrere durante la vita di esercizio della struttura allo scopo di verificare gli stati di
coazione termica più gravosi.

56
8.4 Carichi permanenti
Appartengono alla presente categoria le sollecitazioni che non variano in entità e
direzione durante il periodo considerato come ad esempio le masse della struttura e
degli equipaggiamenti permanenti.
8.5 Carichi funzionali
Appartengono alla presente categoria le sollecitazioni indotte sul sistema strutturale dal
funzionamento, dalle operazioni e dal controllo della turbina.
È importante verificare durante la fase progettuale che nelle possibili condizioni di
esercizio si evitino situazioni in cui le forzanti assumano una frequenza prossima a
quella naturale della pala.
Figura 8.12 Diagramma di Campbell per pala di turbina eolica. [Burton, 2001]
Tra queste vi sono le vibrazioni indotte da possibili asimmetrie della massa rotante
(eccentricità tra centro di massa e centro di rotazione) che inducono delle oscillazioni
con frequenza dipendente dalla velocità angolare del rotore. Pertanto sono fatte le
analisi per la verifica di congruità con il diagramma Campbell [Burton, 2001].

57
Sono inoltre da considerare le sollecitazioni fluttuanti indotte dall’impatto dei vortici
turbolenti sulle pale della turbina: questi dipendono sia dal campo fluidodinamico che
dalla velocità di rotazione la quale influenza la frequenza con cui i vortici vengono
intercettati.
Infine è da considerare l’effetto giroscopico che in caso di manovre di orientamento
sul piano orizzontale dell’asse del rotore induce un momento con asse orizzontale sulla
struttura di supporto.
8.6 Carichi accidentali
Sono da annoverare in questa sezione le possibili collisioni di natanti in transito con la
struttura di supporto della turbina.
Sebbene la probabilità di accadimento di tali eventi possa risultare in generale
bassa, gli effetti possono essere gravosi sia per la struttura (necessità di riparazione,
perdita di produttività etc.) che per la nave (danneggiamento dello scafo, sversamento
di sostanze tossiche nell’ambiente).
In termini generali, la valutazione dell’evento accidentale avviene con un’analisi di
rischio [den Boon et al., 2006]. Nello specifico, è dimostrato che non è possibile nessun
significativo inquinamento perché:
• l’intera energia di collisione è assorbita dalla nave e dalla struttura della turbina;
• la sottostruttura della turbina cede evitando di aprire lo scafo della nave.
La sottostruttura è da considerarsi quindi collision friendly.

58
PARTE III - MODELLAZIONE STRUTTURALI

59
9. MODELLI NUMERICI PRELIMINARI PER IL DIMENSIONAMENTO
DELLE STRUTTURE PORTANTI
Il quadro complessivo del processo di analisi e sintesi e’ riportato in Figura 9.1.
Nell’analisi del comportamento elastico di un sistema strutturale complesso quale
quello costituito da una turbina eolica offshore, dal suo supporto e dal mezzo di
fondazione, è indispensabile tenere conto del fatto che numerose azioni ambientali
agiscono con una variabilità la cui scala temporale è comparabile con il periodo di
risonanza della struttura medesima.
Per tale ragione una corretta analisi è condotta in campo dinamico, considerando
una applicazione sticastica dei carichi di cui solo possono essere stimati i parametri
statistici.
Condizioni
ambientali
Carichi e
parametri esterni
Predimensionamento
strutturale
Modello strutturaleModello delle azioni
Fenomeni di
interazione
Modello del sistema
strutturale
Dettagli critici
Codici e
Standards
Verifiche
prestazionali
Riscontro
STOP
No
Si
Condizioni
ambientali
Carichi e
parametri esterni
Predimensionamento
strutturale
Modello strutturaleModello delle azioni
Fenomeni di
interazione
Modello del sistema
strutturale
Dettagli critici
Codici e
Standards
Verifiche
prestazionali
Riscontro
STOP
No
Si
Figura 9.1 Procedura generale di analisi.

60
9.1 Scale di modellazione e livelli di dettaglio
Per l’accertamento del quadro prestazionale dell’opera, si sviluppano diverse tipologie
di modelli analitici e numerici, sia delle azioni agenti che delle strutture portanti l’opera.
I modelli strutturali che vengono sviluppati sono di varie complessità e scala, con
differenti livelli di dettaglio, con caratteristiche stabilite a priori sulla base della
prestazione e/o del comportamento strutturale che si vuole investigare con la
particolare analisi. Si definiscono a tal proposito quattro livelli di modellazione
strutturale determinati dalla combinazione scala del modello-livello di dettaglio, così
definite:
• Livello Sistemico. Modellazione su scala pari a quella del parco eolico nel suo
complesso. Può essere utilizzato, ad esempio, per analisi di robustezza del
sistema.
• Macro livello o Modellazione Globale (G). Modellazione su scala pari a quella del
singolo generatore eolico, si raggiunge un livello di dettaglio sufficiente per la
determinazione del comportamento globale della turbina eolica (spostamenti,
reazioni dei vincoli esterni, determinazione delle risultanti dei carichi); cosi ad
esempio non si modellano i particolari dei collegamenti tra i vari elementi
strutturali ed i particolari di forma.
• Meso livello o Modellazione Estesa (E). Modellazione su scala pari a quella del
singolo generatore eolico, ma con livello di dettaglio maggiore del precedente,
cosi ad esempio non si modellano i particolari dei collegamenti tra i vari elementi
strutturali ma si modellano i particolari di forma. Viene utilizzato per la valutazione
dell’influenza che tali parametri hanno sul comportamento globale e per la
determinazione delle grandezze tensionali deformative più locali (tensioni e
distorsioni).
• Micro livello o modellazione di Dettaglio (D). Modellazione su scala del
componente strutturale e livello di dettaglio del collegamento tra i componenti,
sono utilizzati tipicamente per dimensionare questi ultimi.
Analoga classificazione può essere fatta per la modellazione analitico - numerica
delle azioni; cosi ad esempio l’azione del vento è modellata mediante componente
media di picco e quantificata sul componente strutturale mediante coefficienti od
ammettenze aerodinamiche (macrolivello), oppure è modellata con tecniche di

61
fluidodinamica computazionale (CFD) che permettano di determinare la configurazione
del fluido attorno al componente strutturale e valutare l‘evoluzione delle traiettorie
(vortici, distacchi, ecc.) e la quantificazione puntuale delle pressioni attorno al corpo
(microlivello).
Un esempio sulla scelta del livello della modellazione strutturale è fornito nella
Tabella 9.1.
Comportamento investigato Performance investigata Livello
Frequenze proprie di vibrazione
Condizioni di risonanza supporto-
sovrastruttura
Fase 1: Macro
Fase 2: Meso
Inviluppo spostamenti Deformabilità
Fase 1: Macro
Fase 2: Meso
Reazioni Resistenza strutturale Macro
Tensioni Resistenza strutturale Meso
Trasmissione azioni nei
collegamenti
Resistenza strutturale Micro
Resistenza a fatica dei particolari
strutturali
Resistenza strutturale ai carichi ciclici
Fase 1: Meso
Fase 2: Micro
Tabella 9.1 scelta del livello della modellazione strutturale
9.2 Tipologie strutturali del supporto della turbina
In riferimento agli Standard IEC 61400-3 e DNV OS J101 sono identificate diverse
tipologie di strutture di supporto fondate a terra da impiegare per turbine eoliche
offshore.
Sulla base di criteri economico-progettuali e dei vincoli di profondità del tirante nel
sito di installazione vengono individuati i tipi di seguito descritti ed oggetto delle analisi
numeriche.
9.2.1 Monopila (monopile)
Preferibile per profondità inferiori ai 25 m, risulta, tra quelle considerate, la tipologia
caratterizzata da completa simmetria strutturale.
Il suo comportamento dinamico è valutato tenendo presente l’effetto delle variazioni
della quota di fondo per opera di fenomeni erosivi (scour) che ne modificano
l’estensione sia della parte interrata che di quella di supporto.

62
9.2.2 Tripode (tripod)
Rappresenta una soluzione di transizione tra la monopila e il traliccio e dà luogo ad
una differente modalità di accoppiamento e trasferimento dei carichi al mezzo di
fondazione.
La profondità del fondale raccomandata è compresa tra 20 m e 50 m.
9.2.3 Traliccio (jacket)
Come nel caso del tripode il supporto è fondato su tre pali, ma in questo caso la parte
immersa in mare è costituita da una struttura reticolare.
L’intervallo di profondità del tirante raccomandato è compreso ancora tra 20 m e 50
m.
9.3 Modelli
Per le strutture in esame sono costruiti modelli di Macro e Meso-livello. Sono modellate
le tre tipologie di supporto introdotte in precedenza (monopila, tripode e jacket).
Nei modelli di Macro-livello la struttura è costituita da elementi finiti a geometria
lineare tipo BEAM. Di seguito vengono elencati gli elementi strutturali modellati:
• Fondazioni
• Struttura di supporto
o Sottostruttura e torre
Immersa
Emersa
• Pale della turbina
A tale scala di dettaglio, l’elemento di transizione tra sottostruttura e torre non è
distinguibile, come non lo è la forma delle pale della turbina. Nel caso di supporto tipo
jacket, gli elementi della sottostruttura sono in grado di trasferire solamente sforzi
assiali.
I modelli di Macro-livello sono utilizzati per l’accertamento delle frequenze proprie e
degli spostamenti, sono inoltre utilizzati per svolgere un’analisi parametrica delle
configurazioni presenti nell’impianto, facendo riferimento alla Figura 9.2a, i parametri
considerati in tale fase sono: Lfondaz, Hsurf.
Nei modelli di Meso-livello la struttura è costituita da elementi finiti a geometria sia
lineare (tipo BEAM) che piana (tipo SHELL). Di seguito vengono elencati gli elementi
strutturali modellati:

63
• Fondazioni
• Struttura di supporto
o Sottostruttura
Immersa
Emersa
o Transizione
o Torre
• Navicella
• Pale della turbina
A tale scala di dettaglio, l’elemento di transizione tra sottostruttura e torre é
rappresentato mediante una zona di cambiamento di diametro della sezione tubolare,
le pale della turbina sono rappresentate con la loro forma reale, i particolari dei
collegamenti strutturali non sono distinguibili.
I modelli di Meso-livello sono utilizzati per l’accertamento delle frequenze proprie e
degli spostamenti, sono inoltre utilizzati per lo studio delle tensioni negli elementi
strutturali e per la definizione delle zone critiche degli elementi strutturali.
Nei modelli sia di Macro che di Meso-livello, i fenomeni di interazione con il terreno
di fondazione sono tenuti in conto mediante una modellazione di questo sia mediante
molle sia mediante elementi finiti tridimensionali tipo BRICK.
Alcune immagini dei modelli che si utilizzano sono riportati in Figura 9.2 e 9.3

64
(a)
z
y x
Vento
Fluidodinamiche
Geotecniche
Parte
interrata
Parte
sommersa
Parte
emersa
Hsurf
Lfondaz
z
y x
z
y x
Vento
Fluidodinamiche
Geotecniche
Parte
interrata
Parte
sommersa
Parte
emersa
Hsurf
Lfondaz
(b) (c)
Figura 9.2 Modelli di Macro-livello.

65
(a)
Parte
interrata
Parte
sommersa
Parte
emersa
Transizione
z
y
x
Vento
Fluidodinamiche
Geotecniche
Parte
interrata
Parte
sommersa
Parte
emersa
Transizione
z
y
x
z
y
x
Vento
Fluidodinamiche
Geotecniche
(b) (c)
Figura 9.3 Modelli di Meso-livello.

66
9.4 Configurazione di riferimento
I risultati ottenuti vengono presentati parzialmente nel seguito, con riguardo ad una
sola delle possibili configurazioni per le dimensioni delle strutture, detta di riferimento. I
parametri della configurazione di riferimento sono riportati di seguito, e nella Figura 9.4.
Hsurf
Hsurf Hsurf
Lfondaz
Lfondaz
Lfondaz
Hemer Hemer Hemer
Htrans
R R R
Hsurf
Hsurf Hsurf
Lfondaz
Lfondaz
Lfondaz
Hemer Hemer Hemer
Htrans
R R R
Figura 9.4 Dimensioni principali
Monopila Tripode Jacket
D [m] 5.0 5.0 5.0
tw [mm] 50.0 50.0 50.0
Lfondaz [m] 40.0 40.0 40.0
Hsurf [m] 35.0 35.0 35.0
Htrns [m] X X
Hemer [m] 100.0 100.0 100.0
R [m] 50.0 50.0 50.0
Tabella 9.2 Configurazione di riferimento
Dove D è il diametro della sezione tubolare del supporto, tw è lo spessore del
tubolare.
9.5 Modellazione del vincolo di fondazione
Generalmente le proprietà del mezzo di fondazione sono tali da non poter essere
schematizzate con un vincolo d’incastro rigido e dunque richiedono una modellazione
numerica più accurata. La tipologia di fondazione che si adotta è quella su pali.
Si adottano due metodi di modellazione consistenti in:

67
• schematizzare il terreno attraverso l’impiego di molle non-lineari che quantificano
la resistenza sulla superficie laterale ed alla punta.
• modellare il terreno con elementi finiti tridimensionali tipo BRICK a legame
costitutivo non lineare.
Per ciò che concerne la modellazione mediante molle, la distribuzione tipo di queste
per tenere in considerazione le componenti di reazione del terreno è mostrata in Figura
9.5. Le curve caratteristiche carico-spostamento da assumere per le differenti tipologie
di molle in relazione ai parametri geotecnici del terreno vengono raccomandate dallo
Standard API 2°-LRFD (1993). La reazione del terreno di fondazione viene mobilitata in
maniera differente a seconda della tipologia di struttura e del conseguente tipo di
fondazione (Figura 9.6).
Per ciò che concerne la modellazione del terreno mediante elementi finiti tipo
BRICK, la zona di sottosuolo modellata deve essere sufficientemente estesa (Figura
9.7) in modo da poter eliminare effetti di bordo, i quali possono condizionare la qualità
dei risultati in maniera consistente.
Figura 9.5 Modello di fondazione per palo singolo. [van der Tempel, 2006].
Figura 9.6 Schemi del trasferimento in fondazione della componente orizzontale e
flessionale della sollecitazione [van der Tempel, 2006].

68
(a)
(b)
Figura 9.7 Modellazione esplicita del terreno mediante elementi brick.

69
9.6 Analisi modale esplorativa delle tipologie di supporto adottabili.
Obiettivo preliminare dell’analisi dinamica è verificare che la frequenza naturale della
struttura di supporto fnat sia sufficientemente lontana dalle frequenze di eccitazione al
fine di scongiurare una amplificazione dinamica della risposta con conseguente
incremento delle deformazioni e sollecitazioni.
In prima analisi il sistema strutturale costituito dal supporto e dalla turbina eolica è
dunque schematizzato attraverso un pendolo rovescio (Figura 9.8) in cui la massa
concentrata mtop rappresenta l’effetto della navicella avente massa molto superiore al
supporto elastico di rigidezza flessionale EI, massa lineare µ e lunghezza L.
L
mtop
µ
EI
A A
Sect. A-A
D
tw
L
mtop
µ
EI
A A
Sect. A-A
D
tw
Figura 9.8 Schematizzazione della struttura elastica di supporto e della turbina
eolica (mtop).
In prima battuta, la frequenza naturale della struttura di supporto fnat viene calcolata
mediante la relazione approssimata:
( ) steel
nat
a
E
L
D
f
ρ227.01042
+⋅
≅ , (9.1)
avendo assunto nel caso specifico:
LtD
m
a
tD
tDI
wsteel
top
wsteel
w
πρ
πρµ
π
=
=
≅ 3
8
1
, (9.2)
Nelle quali D indica il diametro della sezione tubolare del supporto, wt indica lo

70
spessore della sezione, steelρ indica la densità dell’acciaio.
Nel caso di una turbina eolica le possibili sorgenti di eccitazione sono rappresentate
da:
• azione della turbolenza del vento sulle pale rotanti; la frequenza dipende dal
numero delle pale, dal loro diametro e dalla velocità di rotazione che può variare
in relazione alle condizioni di vento per aumentare il rendimento della turbina;
• azione delle onde; la densità spettrale di energia del campo d’onda presenta dei
picchi generalmente su frequenze minori di quella del rotore (1P);
In particolare, il rapporto tra la prima frequenza propria del supporto ( natf ) e le
frequenze di passaggio di una pala (1P) e di una delle 3 pale (3P) durante il moto
rotatorio della turbina, costituisce un parametro di classificazione per il comportamento
delle strutture in questione. Infatti con riferimento alla Figura 9.9:
• se 13 >Pfnat
la struttura è classificata come “stiff-stiff”. Tali strutture sono
dispendiose dal punto di vista economico per il considerevole impiego di
materiale, i fenomeni di fatica nel supporto non sono predominanti poiché le
elevate dimensioni delle sezioni rendono i componenti strutturali poco sensibili al
danno;
• se PfP nat 31 << la struttura è classificata come “soft-stiff”. Tali strutture, a parità
di dimensioni dell’opera, sono più economiche delle precedenti in quanto sono
realizzate con minor quantità di materiale. Lo smorzamento aerodinamico in
generale aumenta con la flessibilità delle strutture ed è quindi maggiore che nelle
precedenti. Tale fatto (in generale benefico per la fatica) non riesce a sopperire
all’aumento di sensibilità al danno a fatica nel supporto dovuto alla diminuzione
delle sezioni rispetto al caso precedente;
• se 11 <Pfnat
, l’impiego di materiale diminuisce rispetto ai precedenti, lo
smorzamento aerodinamico aumenta, il danno a fatica nel supporto diminuisce e
le frequenze di risonanza si collocano in prossimità del picco spettrale del moto
ondoso; l’onda diventa dunque l’azione dinamica predominante.

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