(Rinnovabili.it) – Il vento è una risorsa preziosa, ma per sfruttarlo serve un attento calcolo delle sue potenzialità, per definire con precisione localizzazione e struttura di un impianto eolico. Con questo fine, Giovanni Gualtieri, dell’Istituto di biometeorologia del Cnr (Ibimet-Cnr) di Firenze, ha appena pubblicato una ricerca su Renewable Energy. Il suo studio ha sviluppato un sistema di calcolo in grado di prevedere la producibilità degli impianti eolici, partendo da più semplici misure di superficie ed evitando così alti costi nella progettazione e nella localizzazione dei siti più idonei.
«L’intensità di turbolenza (I) di un sito è data dal rapporto tra la deviazione standard della velocità del vento (su) e il suo valore medio (v). In pratica si tratta di misurare di quanto il valore istantaneo di v si discosta da quello medio – spiega Gualtieri – In campo eolico è un parametro fortemente critico, in quanto al suo aumentare crescono anche diverse altre variabili: i carichi sulle turbine, che ne riducono il ciclo di vita, le perdite dell’energia prodotta e l’incertezza nella stima della produttività. Non a caso, tra i requisiti costruttivi cui le turbine in commercio devono ottemperare, uno dei più importanti è proprio la resistenza all’intensità di turbolenza del sito a cui sono destinate».
Il ricercatore del Cnr ha utilizzato due anni di dati della torre anemometrica di Cubaw, in Olanda.
L’intensità di turbolenza è un dato di superficie, per il quale sono sufficienti misure a 10-20 metri e non è necessario raccogliere dati a 100 metri di altezza. Di solito si sale a queste altezze per calcolare il “wind shear”, cioè il profilo verticale della velocità del vento. Ma il Cnr ha scoperto che l’intensità di turbolenza è fortemente correlata all’esponente del wind shear. Perciò, d’ora in poi, sarà possibile affidarsi a semplici misure da terra: un vantaggio evidente, in fase di progettazione di un impianto eolico.
Il metodo proposto ha fornito buoni risultati nel calcolo sia della velocità del vento (v) sia della densità di potenza (P). «Applicato tra i 10 e gli 80 metri – descrive Gualtieri – il sistema ha rivelato errori compresi tra il 4 e 7% per il primo parametro, e tra il 3 e l’8% per il secondo». Nelle prove su un set più di 40 turbine con altezze del mozzo a 80 m, l’errore è risultato compreso tra il 6.2 e il 14.5%.