Mappa di rumorosità dell’area in presenza del vento previsto

Dopo aver conseguito previsioni affidabili per la velocità del vento in un certo intervallo temporale (nel nostro caso 24 ore), è possibile ottenere una mappatura acustica della zona di interesse. In particolare è stato sfruttato il programma Cadna-A impostando la conseguenziale emissione acustica delle turbine eoliche derivata dalla velocità del vento prevista con il modello SARIMA.

Di seguito si è scelto di presentare la mappatura della rumorosità relativa alla velocità media del vento nell’intervallo temporale che va dalle 7:00 alle 19:00 che costituisce l’intervallo “diurno” stabilito dalle direttive europee [81]. Questa velocità media è stata calcolata essere pari a 4.46 m/s: la stessa velocità del vento è funzionalmente legata ad una potenza di emissione acustica dell’aerogeneratore pari a 94.6 dBA, calcolata in accordo alla procedura descritta nell’articolo I (Integration of ARIMA and Software

Models for Wind Speed Forecast and Noise Map Prediction in a Wind Farm) firmato

anche dall’autore di questa tesi. La mappa di rumorosità risultante è mostrata in figura II.14.

Inoltre è stata elaborata la mappa di rumorosità (visibile in figura II.15) relativa alla massima velocità del vento prevista, 5.76 m/s alle 14:00, e legata la massimo valore di emissione acustica per ogni sorgente pari a 100.7 dBA.

Naturalmente in concomitanza con la massima velocità del vento si osservano i valori più alti di rumorosità nella mappatura. L’orografia del terreno influenza la propagazione del campo acustico, e naturalmente anche in questo caso può essere introdotta nel modello la direttività della sorgente per tenere in considerazione anche la direzione del vento.

Una volta che l’area di interesse è stata correttamente modellata nei programmi, la procedura qui presentata può essere sempre applicata per prevedere la velocità del vento e successivamente il campo acustico intorno ai generatori eolici per le successive 24 ore. Queste informazioni possono essere sfruttate per pianificare il tempo di funzionamento delle turbine riducendo l’impatto acustico sugli edifici circostanti. Per la valutazione dell’emissione acustica in funzione della velocità del vento si è fatto riferimento alla curva fornita a corredo dell’aerogeneratore installato, Vestas V52, mostrata in figura II.13 e ampiamente descritta nel manuale del produttore [78].

Fig. II.13: Livello di potenza acustica della sorgente in funzione della velocità del vento per una turbina Vestas V52, l’asse della pala è situato ad un’altezza di 65 metri.

Fig. II.14: Mappa del rumore relativa alla zona dell’impianto eolico; si è considerata la velocità media del vento prevista con il modello SARIMA. Il livello di potenza della sorgente è 94.6 dBA.

Fig. II.15: Mappa della rumorosità relativa alla zona dell’impianto eolico; si è considerata la velocità massima del vento prevista con il modello SARIMA. Il livello di potenza della sorgente è

100.7 dBA.

2.2.3 Discussione sui risultati ottenuti

In questa sezione è stato affrontato il problema della previsione della rumorosità prodotta da un parco eolico utilizzando prima una tecnica di analisi delle serie storiche della velocità del vento nella zona di interesse e dopo un programma per la mappatura acustica ambientale. In particolare è stato modellato un parco eolico situato a Postiglione, il software di mappatura ha permesso di eseguire molteplici simulazioni, con diverse velocità del vento e considerandone anche la direzione di provenienza. I risultati hanno mostrato che il funzionamento delle turbine produce una mappa del rumore che è chiaramente influenzata dalla posizione di ciascuna turbina rispetto al pendio della collina. Infatti, anche se la velocità del vento è il parametro più influente nella produzione di rumore, fondamentalmente perché fissa il livello di potenza della sorgente, l'orografia del terreno rappresenta una caratteristica importante nella propagazione del rumore, in quanto influenza la distanza tra le sorgenti e i ricevitori. L'introduzione della direttività della sorgente, correlata alla direzione del vento e, di conseguenza, alla propagazione del campo acustico, ha portato a variazioni significative nella mappatura dei livelli di rumorosità. In particolare, la forma del campo sonoro viene modificata, introducendo, come previsto, uno spostamento dei livelli di rumore nella direzione del vento (si veda I,

Integration of ARIMA and Software Models for Wind Speed Forecast and Noise Map Prediction in a Wind Farm).

Nella seconda parte della sezione, viene presentato un modello lineare stocastico basato sull'analisi di serie storiche univariate, in particolare qui ci si è soffermati sull’analisi di una sequenza di dati composta dalla velocità media oraria del vento nella regione di interesse. Grazie allo studio del correlogramma dei dati è stato selezionato un modello ARIMA stagionale per la previsione della velocità del vento.

I parametri sono stati valutati su un set di dati di calibrazione di 135 dati di velocità e le previsioni sono state confrontate con 24 dati di validazione. La verifica di affidabilità del modello scelto, svolta con l’analisi dei residui, ha confermato i presupposti teorici (media dell’errore pari a zero e distribuzione normale) nel set di dati di calibrazione e ha mostrato buone prestazioni in termini di statistiche di errore nella fase di validazione. In quest’ultima fase, le previsioni ottenute hanno mostrato una leggera sovrastima e un breve ritardo (tipico dei modelli auto-regressivi) rispetto ai dati reali osservati. Ricordiamo inoltre che l’orizzonte previsionale scelto, in accordo con la marcata periodicità dei dati, è stato scelto pari a 24 ore.

Infine, i valori della velocità del vento previsti sono stati utilizzati come input nel modello software per la mappatura di rumorosità, al fine di produrre mappe dei livelli acustici relative alle condizioni del vento ipotizzate.

La procedura descritta, ossia la fusione della previsione di velocità del vento e la mappatura acustica, è utile per valutare la propagazione del rumore nella zona del parco eolico con qualsiasi condizione di velocità e direzione del vento: fornisce dunque un valido strumento per aiutare sia nella scelta del posizionamento degli aerogeneratori sia nella progettazione complessiva di un parco eolico.