Prevedere la velocità del vento, un sogno che può divenire realtà: uno studio del CNR IBIMET
Dare notizia di un nuovo interessante studio sulla possibilità di previsione della velocità del vento che vede autore un caro amico come l’Ingegner Giovanni Gualtieri del CNR IBIMET di Firenze, che mi ha dato l’onore di essere coautore di quattro studi sull’anemologia del Mediterraneo, oggi utilizzati in oltre 40 paesi di tutti i 5 continenti è per me fonte di gioia profonda. Uno studio importante che cerca di dare risposte per la forma di energia rinnovabile più imprevedibile e meno incline alla programmabilità, come quella eolica. (di Sauro Secci)
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E’ anche, tra gli altri, ai quattro studi citati che si ispira il nuovo studio di Giovanni Gualtieri, il quale precisa che “Poter prevedere, sulla base di semplici misure a terra, il profilo verticale della velocità del vento fino a quote difficilmente raggiungibili con strumentazione dai costi contenuti è un evidente vantaggio, soprattutto nella fase di prefattibilità di un progetto d’impianto eolico”.
Torri anemologiche preposte alla misura del profilo verticale del vento – a sinistra in mare aperto (offshore). Fonte: Bundesamt fuer Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) – a destra sulla terraferma (onshore): ripresa fotografica della torre di Cabauw (Olanda). Fonte: Bundesamt fuer Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH), http://www.fino3.de
Il corpo del nuovo studio di Gualtieri è ancora una volta affidato ai modelli di estrapolazione della velocità del vento, sempre di maggiore utilità applicativa considerando il costante aumento delle dimensioni dei moderni aerogeneratori, che si spingono ben oltre i 3 MW di potenza e i 100 metri di quota del mozzo, che arriva a superare, soprattutto nei modelli per offshore, anche i 150 m.
La nuova ricerca, che è stata pubblicata su Renewable and Sustainableenergyreviews, analizza, passandole in rassegna, ben 332 applicazioni condotte su un arco temporale di 40 anni, dal 1978 al 2018, su ben 96 località nel mondo, collocate a differenti altitudini comprese tra 0 e 2230 m s.l.m..
Sono state tre le grandi famiglie di modelli esaminate nello studio:
- modelli basati sul profilo logaritmico;
- modelli basati sulla legge di potenza;
- modello di Deaves ed Harris.
Esempi di variazione della velocità del vento con la quota: rappresentazione del profilo della velocità del vento osservato e modellizzato utilizzando la legge di potenza (PL), la legge logaritmica (LogL) ed il modello di Deaves ed Harris (DH). (Fonte: Gualtieri, G. (2017). Wind resource extrapolating tools for modern multi-MW wind turbines: comparison of the Deaves and Harris model vs. the power law. Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, 170, 107-117)
Lo studio di Gualtieri documenta l’accuratezza dei modelli applicati su ogni specifica località, discutendone nell’insieme l’andamento, prendendo in esame quattro diverse sitologie:
- pianeggiante e prevalentemente privo di ostacoli;
- collinare/ondulato con vegetazione/alberi;
- montuoso con orografia complessa;
- in mare aperto.
Risultati dello studio. Errori normalizzati (%), distinti tra sovra- e sotto-stima, commessi nella stima della velocità del vento in quota dai diversi modelli applicati in tutti i siti considerati. (Fonte: Gualtieri, G. (2019). A comprehensive review on wind resource extrapolation models applied in wind energy. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 102, 215-233)
Gli indicatori prestazionali dei diversi modelli sono stati individuati ed elaborati nella capacità di prevedere accuratamente il valore della velocità del vento in quota oltre che nel riuscire a raggiungere quote particolarmente elevate, come richiesto appunto dai nuovi moderni modelli di aerogeneratori. Come tiene a precisare lo stesso Giovanni Gualtieri “Oltre alla mera accuratezza numerica grande risalto è stato dato alla convenienza economica di un modello piuttosto che di un altro, e quindi alla strumentazione più o meno a basso costo richiesta per ogni applicazione”.
A livello di risultati, nello studio si evidenzia come i modelli basati sul profilo logaritmico (utilizzati in passato in circa il 25.6% dei casi), risultano inadeguati allo scopo, dal momento che non sono in grado di raggiungere l’altezza tipica delle moderne turbine eoliche, presentando anche lo svantaggio di richiedere un’accurata stima della lunghezza di rugosità del sito (z0), parametro di complessa determinazione. Relativamente al modello di Deaves ed Harris, Giovanni Gualteri spiega come, nonostante questo sia utilizzabile a quote molto elevate (teoricamente lungo tutto lo strato limite), è stato raramente applicato sino ad oggi (in meno dell’1% dei casi), visto che richiede come parametri di ingresso, oltre alla già citata lunghezza di rugosità, anche la conoscenza di un ulteriore problematico parametro come la velocità di attrito (u*). A risultare maggiormente utilizzati invece sono i modelli basati sulla legge di potenza, (utilizzati in letteratura nel 73.5% dei casi), sia per la loro semplicità d’impiego che per la loro affidabilità. Su questi ultimi Gualtieri precisa come “Essi non solo offrono una maggiore accuratezza nella previsione della velocità del vento in quota, ma riescono anche a raggiungere efficacemente le quote più elevate, tipiche delle moderne turbine”.
Un altro grande tassello che si inserisce in un quadro di studi di grande livello, capaci di dare un importantissimo contributo alla diffusione dell’energia eolica, grazie alla integrazione della modellistica con le rilevazioni strumentali, in un contesto tecnologico sempre più tecnologicamente sfidante.
Link allegato tecnico al Comunicato Stampa CNR-IBIMET
Per informazioni:
Giovanni Gualtieri
CNR – Istituto di biometeorologia
g.gualtieri@ibimet.cnr.it
Sauro Secci
