Per un operatore energetico, un asset remoto si riduce al ricavo netto che riesce a generare. Più energia produce, più a lungo e con meno costi, più l'asset è interessante. È per questo che le ispezioni pesano tanto su queste strutture: costano molto, perché bisogna portare persone sulla struttura, e l'asset non può produrre finché un rocciatore o un elicottero è sul posto. Ed è per questo che affiancare alle ispezioni un monitoraggio remoto permette all'operatore di scegliere il momento giusto per l'ispezione e di ridurre il costo dell'intervento.

Il costo delle ispezioni

Ispezionare una struttura remota è complicato dal punto di vista logistico. Un fornitore statunitense di ispezioni con drone quota da 3.000 a 5.000 USD per turbina per un'ispezione su fune della torre di un aerogeneratore, con 8-12 ore di fermo. Una squadra che scala un traliccio può costare da 800 a 1.500 USD per struttura e ne completa una o due al giorno. Il pattugliamento in elicottero di una linea di trasmissione costa da 1.200 a 2.000 USD per miglio, una squadra a terra con piattaforme aeree da 2.500 a 4.000 USD per miglio. Queste cifre riducono il ricavo netto dell'asset, quindi di norma si evitano finché non diventano necessarie.

Gli intervalli scritti nelle norme e nei piani O&M riflettono questa logica. La ANSI/TIA-222, riferimento statunitense per le torri di telecomunicazione e strutture in acciaio simili, raccomanda una valutazione dello stato ogni tre anni per i tralicci strallati e ogni cinque per le strutture autoportanti, più una visita dopo eventi di vento o ghiaccio severi. La maggior parte dei piani O&M dei parchi eolici prevede un'ispezione annuale delle fessure della fondazione e il riserraggio dei tirafondi dopo le prime 500 ore di esercizio e poi ogni cinque anni. I tralicci delle linee di trasmissione sono coperti da pattugliamenti a terra o sorvoli a intervalli di anni, e un'ispezione in quota si programma solo quando il pattugliamento ha segnalato qualcosa. Nessuno di questi intervalli deriva dalla velocità con cui una fondazione degrada o una flangia bullonata perde precarico. Derivano da quanto il proprietario può spendere per l'accesso.

Quello che accade nel frattempo può costare caro. Nel febbraio 2016 una frana a Badong, nello Hubei, ha fessurato la fondazione di un traliccio a 500 kV sul versante di Yanzi, sopra lo Yangtze, e la linea è rimasta fuori servizio per 100 giorni. Uno studio su Scientific Reports (2024) stima in circa 9,4 milioni di euro la ricostruzione e la ricollocazione dei tre tralicci coinvolti, con perdite indirette, tra cui 34,5 ore di chiusura della navigazione fluviale e l'evacuazione di 352 residenti, superiori a quelle dirette. Il versante era una frana nota. Il suo monitoraggio è iniziato dopo la scoperta delle fessure. Su scala più piccola, la squadra di manutenzione di un parco eolico nell'Europa meridionale ha notato durante una visita di routine fessure più larghe del limite di 0,3 mm dell'Eurocodice 2 sulla piastra di fondazione, con l'acqua che già raggiungeva l'armatura. La fondazione è stata riparata con un collare in calcestruzzo. Trovata una visita più tardi, sarebbe stata sostituita, con diverse centinaia di migliaia di euro di costo e mesi di produzione persa.

Esistono modi per allungare il tempo tra le ispezioni e limitare i costi legati al fermo dell'asset. Il monitoraggio remoto offre un flusso continuo di dati con cui seguire lo stato dell'asset senza metterne a rischio l'integrità. Un danno improvviso causato dal meteo e un lento declino dell'integrità strutturale sono entrambi osservabili con sensori che lo segnalano via comunicazione wireless.

Le alternative remote

Installare su un asset sensori di monitoraggio wireless come accelerometri o inclinometri è una soluzione rapida ed economica per osservarlo senza ricorrere a ispezioni continue. I sensori forniscono dati sull'integrità generale, ma anche sulle condizioni meteo e su parti specifiche della struttura.

I sensori non hanno bisogno di alimentazione. Un inclinometro o un accelerometro MEMS su collegamento LoRaWAN trasmette pochi byte per lettura e funziona per cinque anni o più con una cella al litio a basse frequenze di campionamento. L'unico elemento che richiede alimentazione continua è il gateway, che in una sottostazione o alla base di una turbina si collega all'alimentazione ausiliaria e altrove funziona con un pannello solare da 50-100 W e una batteria dimensionata per l'inverno locale. Il gateway GW-PRO integra un modem 4G/LTE, quindi il sito ha bisogno di copertura cellulare solo nel punto in cui si trova il gateway. I sensori lo raggiungono via LoRaWAN da alcune centinaia di metri fino a qualche chilometro a seconda del terreno, e un solo gateway sul traliccio che ha segnale può raccogliere i dati dei tralicci vicini.

I dati arrivano in MyMove, dove le soglie si impostano su un singolo parametro o su combinazioni, per esempio inclinazione insieme a temperatura, così che un'ondata di freddo non faccia scattare una visita. La tensione della batteria viene trasmessa con ogni lettura, quindi un nodo in esaurimento viene segnalato mesi prima di fermarsi e la sostituzione finisce nell'ordine di lavoro di una visita già pianificata. Cosa misurano i sensori, e cosa deve guardare l'operatore, dipende dal tipo di asset.

Pali e tralicci di trasmissione

Un traliccio a reticolo di solito cede alla fondazione, e la causa è il movimento del terreno. Scorrimento del versante, scalzamento, sollevamento da gelo, subsidenza mineraria o uno scavo vicino spostano una gamba rispetto alle altre e la struttura si deforma. Il cambiamento richiede mesi e non è visibile da terra finché non è in stadio avanzato.

Con gli inclinometri si misura e si segue l'andamento dell'inclinazione. Un traliccio che si è inclinato di 3 mrad dalla costruzione e da allora non si è più mosso è in condizione stabile. Un traliccio che si è mosso di 1 mrad nelle ultime sei settimane ha bisogno di una visita, qualunque sia la sua inclinazione assoluta. L'allarme va quindi impostato sulla velocità di variazione in una finestra definita e non su un valore assoluto e, una volta disponibile un anno di dati, sullo scostamento dalla baseline stagionale.

Con inclinometri fissati alle gambe vicino alla fondazione, l'operatore segue l'andamento dell'inclinazione con risoluzione inferiore al milliradiante, per anni e senza alcun intervento fisico. Su una linea che attraversa un terreno instabile, basta strumentare i tralicci del tratto esposto. Il nostro inclinometro riporta con ogni lettura anche RMS e picco di vibrazione tra 0,1 e 31,25 Hz, così un salto di inclinazione che coincide con un urto o con un brillamento vicino si distingue da un lento movimento della fondazione. Dove la preoccupazione è il versante e non il traliccio, gli inclinometri vanno sul versante, l'approccio usato su muri di sostegno, argini e terrapieni.

Torri eoliche

Una torre tubolare in acciaio cede alle flange o alla fondazione. I bulloni delle flange perdono precarico per rilassamento e cicli termici, e un giunto con precarico ridotto ha una rigidezza rotazionale minore. Alla base, la malta di allettamento si frantuma, i tirafondi perdono tensione o il terreno sotto la platea si ammorbidisce su un lato. Ciascuno di questi fenomeni modifica la frequenza fondamentale della torre o l'inclinazione della sua base, ed entrambe si possono misurare con la turbina in esercizio.

Il primo modo flessionale longitudinale di una torre onshore moderna è sotto 0,5 Hz. Xing et al. (Frontiers in Built Environment, 2026) hanno misurato 0,249 Hz su una torre ibrida calcestruzzo-acciaio e hanno trovato che, con temperature ambiente tra 17 e 35,8 °C, la correlazione tra temperatura e le prime tre frequenze modali era tra 0,03 e 0,10, mentre la direzione del vento le spostava di meno del 2%. Una variazione di frequenza più grande di questa dispersione, sostenuta per diverse settimane, viene dalla struttura. Dai, Rotea e Kehtarnavaz (Sensors, 2025) hanno stimato la rigidezza rotazionale della fondazione entro il 7% usando solo dati di accelerazione e velocità del vento, quindi lo stato della fondazione si può seguire senza scavarla.

Con gli accelerometri si segue la prima frequenza naturale rispetto alla sua storia. Un DECKAXE-SHM sulla piattaforma sotto la navicella, campionando a 40 Hz, risolve un modo a 0,25 Hz con ampio margine, e il Modal Analysis Tool di MyMove segue la frequenza identificata per settimane, così una deriva del 2-3% emerge dalla variazione giornaliera una volta tenuto conto di velocità del rotore, imbardata e passo. Un inclinometro sulla flangia di base copre la fondazione. Due sensori per turbina sono una prima installazione tipica, ed entrambi si montano durante un fermo di manutenzione programmato senza aggiungere tempi di inattività.

Strutture di impianto in esercizio

Pipe rack, torce, gusci delle torri di raffreddamento e telai di supporto delle apparecchiature dentro un impianto in esercizio sono remoti in un altro senso. Il sito ha alimentazione e rete, ma alla struttura non si arriva senza un fermo.

Con inclinometri sulle colonne e accelerometri sull'impalcato si seguono tra una fermata e l'altra sia il cedimento delle singole fondazioni sotto apparecchiature vibranti sia la perdita di sezione per corrosione, che si manifesta come variazione di rigidezza. I sensori si installano durante una fermata e trasmettono fino alla successiva. I nodi a batteria evitano anche di posare una canalina in un'area classificata a rischio di esplosione, che in un'unità in esercizio è spesso la parte più lenta di un'installazione cablata.

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