Análise e dimensionamento de Torre Eólica Offshore : estudo paramétrico

(1)

An´alise e Dimensionamento

de Torre E´olica Offshore:

Estudo Param´etrico

Vasco Manuel Jer´onimo Maia

Licenciado em Engenharia Civil

pela Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Dissertação submetida para satisfação parcial dos requisitos do grau de mestre

em

Estruturas de Engenharia Civil Dissertação realizada sob a supervisão de:

Professor Doutor Rui Carneiro Barros do Departamento de Engenharia Civil

da Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

(2)

(3)

A temática da emissão de gases de efeito estufa, cuja principal consequência é o aquecimento global, tem-se tornado, cada vez mais, uma preocupação permanente nas sociedades ocidentais.

A redução do consumo de energia, o aumento de eficiência energética e a adopção de pol´ıticas que privilegiem a utilização de fontes de energia renováveis, constituem respostas aos problemas ambientais actuais e vindouros, resultantes do aquecimento global. A energia eólica apresenta-se como alternativa aos recursos energéticos convencionais.

Em Portugal, a publicação dos Dec.-Lei 312/01 e 339C/01 em Dezembro de 2001 representou a clara aposta em fontes de energia renováveis. Até 2010, a Direcção-Geral de Energia prevê a atribuição de pontos de interligação a aproveitamentos de energia eólicas, cuja potência totalizará 3750 MW .

Historicamente, o desenvolvimento de turbinas eólicas foi sempre terrestre. Contudo, há sempre que considerar parâmetros tais como: disponibilidade de espaço e capacidade eólica. O offshoretorna-se particularmente importante, uma vez que a primeira destas restrições deixa de existir. Além disso, as turbinas offshore apresentam uma outra vantagem: a potência disponibili-zada é cerca de 50% mais elevada que em turbinas onshore idênticas.

O principal objectivo desta dissertação é o dimensionamento da estrutura de apoio da turbina eólica offshore.

Primeiramente, refere-se o estado-da-arte da engenharia eólica offshore, assim como o seu crescimento notável ao longo dos últimos anos, nomeadamente em pa´ıses do norte da Europa como Dinamarca, Holanda e Suécia, para além das suas vantagens e desvantagens em relação à solução onshore.

De seguida, faz-se descrição algo detalhada da natureza vento e sua quantificação numérica, assim como de noções básicas de teoria da onda.

Referem-se os tipos de turbinas de eólicas existentes, tal como o seu modo de funcionamento. Mais tarde enumeram-se os diferentes tipos de fundação que podem ser adoptados para uma estrutura offshore, mencionando-se, de seguida, o método das curvas p-y para a modelação da interacção da estrutura-solo.

Finalmente procede-se à definição das acções presentes utilizando diferentes regulamentos, quer nacionais, quer internacionais, tal como as necessárias verificações de segurança, seguindo-se o dimensionamento da estrutura e as conclusões.

(4)

Abstract

The astonishingly increase of emission of greenhouse gases, which main consequence is global warming, has become an ongoing concern in western societies.

The reduction of energy consumption, increasing energy efficiency and the implantation of government programs that favor the use of renewable energy sources, are responses to current and future environmental problems, from global warming. Wind energy presents itself as an alternative to conventional energy resources.

In Portugal, the release of Decree-Law 312/01 and 339C/01 of December 2001 has reinforced government’s commitment of developing renewable energy sources. By 2010, the Department of Energy expect to attach wind farm grid conncections with a total power capacity of 3750 MW .

Historically, the development of wind turbines has always been onshore. However, there are parameters to be always regarded such as availability of land and wind capacity. The offshore becomes particularly important, since the first of these restrictions no longer exist. Furthermore, the offshore turbines have another advantage: the power available is 50% higher than on identical onshore turbines.

This dissertation main focus is on the design of the support structure of the offshore wind turbine.

First an overview of the offshore wind engineering state of the art, its remarkable growth over the last years, specially in northern european countries like Denmark, Netherlands and Sweden as well as the advantages and disadvantages regarding the onshore solution.

Then a detailed characterization of wind engineering and the basics wave theory are regarded, as such wind energy technology principles, followed by different offshore structure foundation types and the modelation of soil-structure by lateral soil resistance-deflection (p-y) curves.

Later the structure loading characterization is addressed using different codes both national and internations, and finally the design of the support structure itself and the conclusions.

(5)

O crescimento da população e a consequente escassez de espaço para a implantação de tor-res eólicas em terra, tem levado alguns pa´ıses a optar pelo desenvolvimento de parques eólicos offshore. A energia eólica offshore tem um futuro promissor, uma vez que as populações tendem, cada vez mais, a ocupar as regiões costeiras.

Em virtude da diminuição de instalação de energia eólica onshore, por volta de 2015, Portugal terá de encarar a criação de parques eólicos offshore, havendo na zona norte costeira, entre Viana de Castelo e Porto, um potencial de 500 MW até 40 m de profundidade.

´

E com base na certeza que a energia eólica offshore poderá contribuir para o crescimento da economia nacional, através do desenvolvimento de tecnologias e serviços associados à produção, instalação e operação/manutenção de torres eólicas, que surge esta dissertação.

Como pa´ıs desde sempre ligado à actividade mar´ıtima, dado à sua localização geográfica pri-veligiada e com uma zona económica exclusiva recém-alargada e de caraćter ´ımpar em toda a Europa, torna-se quase imperioso o aproveitamento deste recurso, especialmente quando estabe-leceu limites muito ambiciosos para a emissão de gases de efeito de estufa.

(6)

Agradecimentos

Ao Prof. Rui Carneiro de Barros pela sua disponbilidade e pela cedência de material bibli-ográfico indispensável à elaboração desta tese.

O Autor

(7)

Isambard Kingdom Brunel

(8)

Conte ´udo

1 Introduc¸˜ao 1

1.1 Estado-da-Arte . . . 1

1.2 Vantagens e Desvantagens da Energia E´olica Offshore . . . 3

1.3 Estrutura da Dissertac¸˜ao . . . 4

2 O Recurso Eólico 6 2.1 Origem e Mecanismo de Geração do Vento . . . 6

2.2 Mapas Meteorol´ogicos de Superf´ıcie e os Ventos . . . 7

2.2.1 Vento Geostr´ofico . . . 8

2.2.2 Vento Gradiente . . . 8

2.2.3 Vento `a Superf´ıcie . . . 8

2.3 Caracterizac¸˜ao do Vento . . . 9

2.3.1 Variac¸˜oes Anuais e Sazonais . . . 9

2.3.2 Variações Sinópticas e Diurnas . . . 10

2.3.3 Turbulˆencia . . . 11

2.3.4 Velocidade de Rajada . . . 13

2.3.5 Velocidades do Vento Extremas . . . 13

3 Teoria de Ondas e sua Aplicac¸˜ao 17 3.1 Ondas Lineares . . . 17

3.2 Teoria de Stokes de 2.a_{Ordem . . . .} ₁₉

3.3 Considerações sobre Condições de Aplicabilidade . . . 22

4 Turbinas E´olicas 25 4.1 Tecnologia . . . 25

4.1.1 Classificação de Turbinas Eólicas . . . 25

4.1.2 Rotor . . . 26

4.1.3 Cabina . . . 28

4.1.4 Forc¸as Actuantes na P´a . . . 29

4.1.5 Controlo de Potˆencia . . . 30

4.1.5.1 Entrada em Perda . . . 30

4.1.5.2 Variac¸˜ao do Passo . . . 31

4.1.5.3 Vantagens e Incovenientes . . . 31

4.2 Ciclo de Vida de E´olica Offshore . . . 32

4.2.1 Concepc¸˜ao e Planeamento . . . 32

4.2.2 Construção e Instalação . . . 32

4.2.3 Funcionamento e Gest˜ao . . . 33

4.2.3.1 Funcionamento do Parque E´olico . . . 33

(9)

4.2.3.2 Gestão e Manutenção . . . 33

4.2.4 Decomissionamento . . . 33

5 Fundações 34 5.1 Considerações Gerais . . . 34

5.2 Tipos de Fundac¸˜oes . . . 35

5.2.1 Fundac¸˜oes por Estaca . . . 35

5.2.2 Fundac¸˜oes por Gravidade . . . 36

5.2.3 Fundação por Tripé . . . 37

5.3 Caracterização Geológica e Geotécnica do Local . . . 37

5.3.1 Definic¸˜ao de Capacidade de Carga . . . 38

5.3.2 Deslizamento pela Base . . . 40

5.3.3 Capacidade de Carga de uma Estaca . . . 40

5.3.3.1 Resistˆencia Axial . . . 40

5.3.3.2 Resistˆencia Lateral . . . 41

5.3.4 Capacidade de Carga de uma Estaca: Resistência a Acções Laterais . . . 42

5.3.5 Resposta do Solo: Curvas p-y . . . 43

5.3.5.1 Curvas p-y para Argilas Moles Submersas . . . 43

5.3.5.2 Curvas p-y Argilas Rijas Submersas . . . 45

5.3.5.3 Curvas p-y para Argilas Submersas: Crit´erio Unificado . . . . 48

5.3.5.4 Curvas p-y para Areias . . . 51

5.3.6 Algumas Considerações Sobre os Métodos Apresentados . . . 54

6 Disposições Regulamentares e Considerações para o Cálculo de Torre Eólica Offshore 55 6.1 Considerações Gerais . . . 55

6.2 Definição de Acções . . . 56

6.2.1 Metodologias de Dimensionamento . . . 56

6.2.1.1 Dimensionamento Apoiado na Experimentac¸˜ao . . . 57

6.2.1.2 Verificação pelo Método dos Factores Parciais . . . 57

6.2.2 Estados Limites . . . 57

6.2.3 Modelação Estrutural e Resistência . . . 58

6.2.4 Acc¸˜oes Permanentes . . . 58

6.2.5 Acc¸˜ao do Vento . . . 58

6.3 Determinac¸˜ao das Respostas da Estrutura . . . 59

6.3.1 Caso 1 - Resposta Permanente (Tipo A) na Direcc¸˜ao do Vento . . . 59

6.3.2 Caso 2 - Resposta Não-Permanente (Rajada) na Direcção do Vento . . . . 60

6.3.3 Caso 3 - Resposta Dinâmica na Direcção Transversal devido à Partilha de Vórtices . . . 60

6.4 Instabilidade das Torres Met´alicas . . . 62

6.4.1 Ovalização das Secções . . . 62

6.4.2 Efeitos P-Delta . . . 62

6.5 Acção de Vento na Torre Metálica . . . 62

6.6 Acção do Vento nas Pás e Rotor segundo RSA(2001) . . . 63

6.7 Acção da Água . . . 64

6.7.1 Efeitos da Ondulac¸˜ao . . . 64

6.7.2 Descrições Determin´ısticas de Ondas Oceânicas . . . 65

6.7.3 Forc¸as de Ondas em Estruturas . . . 66

6.7.4 Conservac¸˜ao do Momento Linear de um Fluido . . . 67

(10)

CONTE ´UDO viii

6.9 Combinações de Acções e Verificação de Segurança . . . 72

6.9.1 Fundações: Verificação ao Derrube . . . 73

6.9.2 Fundac¸˜oes: Capacidade de Carga . . . 73

6.9.3 Efeitos Dinˆamicos: Partilha de V´ortices . . . 74

6.9.4 Efeitos Dinâmicos: Ovalização de Secções . . . 75

6.9.5 Estabilidade da Torre: Verificação de Segurança das Secções . . . 75

6.9.6 Estabilidade da Torre: Verificação de Segurança dos Elementos . . . 76

6.9.7 Combinação de Acções . . . 77

7 Dimensionamento de uma Torre E´olica Offshore 78 7.1 Condicionantes da Escolha do Local . . . 78

7.1.1 Medic¸˜ao do Vento . . . 79

7.1.2 Ocupac¸˜ao do Solo . . . 80

7.1.3 Local de Implantac¸˜ao . . . 80

7.2 Modelo de Turbina E´olica a Utilizar . . . 82

7.3 Pr´e-dimensionamento . . . 83

7.4 Modelac¸˜ao da Estrutura . . . 84

7.5 Determinação de Acções . . . 85

7.5.1 Acc¸˜oes Permanentes . . . 85

7.5.2 Quantificação da Acção do Vento . . . 87

7.5.2.1 Press˜ao Dinˆamica do Vento . . . 88

7.5.2.2 Coeficientes de Forc¸a . . . 88

7.5.2.3 Acc¸˜ao do Vento na Torre . . . 89

7.5.2.4 Acc¸˜ao do Vento no Rotor . . . 89

7.5.3 Determinação da Acção da Água . . . 90

7.5.4 Acc¸˜ao S´ısmica . . . 92

7.6 Esforc¸os na Estrutura . . . 95

7.7 Verificações de Segurança . . . 104

7.7.1 Fundações: Verificação ao Derrube . . . 104

7.7.2 Fundac¸˜oes: Capacidade de Carga . . . 104

7.7.3 Efeitos Dinˆamicos: Partilha de V´ortices . . . 107

7.7.4 Efeitos Dinâmicos: Ovalização de Secções . . . 109

7.8 Estabilidade da Torre: Verificac¸˜ao de Elementos . . . 110

8 Conclus˜oes 114

Referˆencias 118

(11)

1.1 Parque e´olico offshore de Vindeby na Dinamarca. . . 3

2.1 Mecanismo de gerac¸˜ao do vento. . . 7

2.2 Func¸˜ao Gama. . . 10

2.3 Func¸˜oes de densidade de probabilidade de Weibull. . . 11

2.4 Factor de Rajada. . . 14

3.1 Representac¸˜ao da onda linear. . . 17

3.2 Dom´ınios de aplicabilidade de diversas teorias de ondas segundo Le M´ehaut´e (Veloso-Gomes(1983)). . . 24

4.1 Componentes de uma turbina e´olica. . . 26

4.2 Sistema de forc¸as num perfil alar. Castro(2003) . . . 29

5.1 Fundac¸˜ao por monoestaca. . . 36

5.2 Fundac¸˜ao por gravidade. . . 36

5.3 Fundação por tripé. . . 37

5.4 Curva p-y para uma dada profundidade. . . 43

5.5 Curva p-y de uma argila mole submetida a acção estática. . . 44

5.6 Curva p-y de uma argila mole submetida a acc¸˜ao c´ıclica. . . 46

5.7 Constantes Ace Aspara argilas rijas. . . 47

5.8 Curva p-y para areias. . . 51

5.9 Constantes Ace Aspara areias. . . 52

5.10 Constantes Bce Bspara areias. . . 53

6.1 Cen´ario de dimensionamento considerado no RSA. . . 63

7.1 Distribuição de NEP em Portugal Continental por ano para um aerogerador com 2 MW de potência e a hub a 60 m de altura Estanqueiro(2001). . . 79

7.2 Rosa dos vento obtida pelo QuikScat. . . 80

7.3 Rosa dos vento obtida pelo SeaWinds. . . 81

7.4 Local de implantação (L1) da turbina eólica. . . 81

7.5 Solução para torre eólica. . . 84

7.6 Divis˜ao da estrutura em elementos. . . 86

7.7 Divis˜ao nodal da estrutura. . . 87

7.8 Frequˆencias dos per´ıodos de onda em Leix˜oes. . . 91

7.9 Elementos da estrutura nos quais se considera a acção da água. . . 91

7.10 Forc¸as resultantes de um estado de mar com per´ıodo T igual a 7s. . . 92

(12)

LISTA DE FIGURAS x

7.14 Modo de vibração da estrutura correspondente a uma frequência de 0.30Hz. . . . 94

7.17 Modo de vibração da estrutura correspondente a uma frequência de 7.456Hz. . . 96

7.24 Deslocamentos resultantes da acc¸˜oes s´ısmicas. . . 99

7.25 Curva p-y para uma profundidade 1.27m. . . 105

(13)

1.1 Parques e´olicos offshore em funcionamento. . . 4

1.2 Energia e´olica offshore vs. energia e´olica onshore. . . 4

2.1 Valores t´ıpicos de z0 Freris(1990). . . 12

2.2 Parˆametros que definem as classes de turbinas. . . 16

3.1 Grandezas cinem´aticas da teoria de ondas linear. . . 20

4.1 Angulo de ataque vs. regime. . . .ˆ 30 5.1 Dados comparativos entre uma estrutura offshore tradicional e uma torre e´olica. . 35

5.2 Parˆametro de dimensionamento de estacas em solos n˜ao coesivos . . . 42

5.3 Valores de ε50indicados por Skempton . . . 44

5.4 Valores de k para argilas rijas. . . 46

5.5 Valores de ε50para o crit´erio unificado . . . 48

5.6 Parˆametros da curva do crit´erio unificado. . . 49

5.7 Valores representativos de k . . . 50

5.8 Valores de k para areias sob acções estáticas ou c´ıclicas . . . 53

6.1 Classificação de Acções. . . 56

6.2 Tipos de Acc¸˜oes com origem no Vento . . . 59

7.1 Especificações de modelos de turbinas eólicas t´ıpicas . . . 82

7.2 Especificac¸˜oes do rotor da VESTAS V80 - 2MW. . . 82

7.3 Pesos dos diversos elementos da torre e´olica a considerar no dimensionamento. . 82

7.4 Dados para dimensionamento das torres e´olicas offshore. . . 83

7.5 Caracter´ısticas dos diferentes tipos de soluções dispon´ıveis para torres eólicas offshore. . . 83

7.6 Resultados de uma prospecção geotécnica realizada no Golfo do México. . . 83

7.7 Divis˜ao em elementos da torre el´olica. . . 85

7.8 Divis˜ao nodal da torre e´olica. . . 86

7.9 Identificação do local de instalação para efeitos da acção do vento. . . 88

7.10 Acc¸˜ao do vento na torre. . . 89

7.11 Acc¸˜ao do vento no rotor . . . 90

7.12 Dados para ac¸˜ao s´ısmica. . . 92

7.13 Esforc¸os axiais resultantes do permanente ou peso pr´oprio (G). . . 100

7.14 Esforço transversos e momentos flectores resultante da acção do vento (V). . . . 100

7.15 Esforço transversos e momentos flectores resultante da acção da água (A). . . 101

7.16 Esforço transversos e momentos flectores resultante da acção s´ısmica (S). . . 101

(14)

LISTA DE TABELAS xii

7.17 Esforços resultantes das acções G e V combinadas. . . 102

7.18 Esforços resultantes das acções A e S. . . 102

7.19 Esforços nas secções cr´ıticas da estrutura para a combinação 1. . . 102

7.24 Verificac¸˜ao da capacidade de carga do solo. . . 107

7.25 Verificação de partilha de vórtices. . . 109

7.26 Verificação de ovalização de secções. . . 109

7.27 Caracter´ısticas mecânicas das secções. . . 110

7.28 Verificação do esforço transverso. . . 110

7.29 Dados auxiliares de cálculo para a verificação da flexão composta. . . 111

7.30 Verificação da flexão composta para a combinação 1. . . 111

7.34 Verificação da flexão composta para a combinação 5. . . 112 7.35 Definição das secções dos elementos da torre eólica em termos de classes de aço. 113

(15)

EC1 Eurocódigo 1: Bases de Projecto e Acções em Estruturas EC2 Eurocódigo 2: Projecto de Estruturas de Betão

EC3 Eurocódigo 3: Projecto de Estruturas de Aço EC7 Eurocódigo 7: Projecto Geotécnico

ELA Estados Limites de Acidentes ELF Estados Limites de Fadiga ELS Estados Limites de Servic¸o ELU Estados Limites ´Ultimos

REBAP Regulamento de Estruturas de Betão Armado e Pré-esforçado

RSA Regulamento de Segurança e Acções para Estruturas de Edif´ıcios e Pontes

A Acção da água para efeitos de dimensionamento

E M´odulo de Elastcidade (Young)

G Acção do peso próprio para efeitos de dimensionamento S Acção s´ısmica para efeitos de dimensionamento

V Acc¸˜ao do vento para efeitos de dimensionamento

(16)

Cap´ıtulo 1

Introduc¸˜ao

No in´ıcio do século I, o vento, a água e a lenha eram os recursos utilizados na produção de calor e de força motriz. Em tempos mais recentes, as novas fontes (o carvão, o petróleo, o gás e o nuclear) ocuparam o lugar destes recursos tradicionais, em particular nos pa´ıses mais industrializados.

O renovado interesse nas energias renováveis dá-se a partir dos choques petrol´ıferos da década de 70. Por um lado, a necessidade de garantir a diversidade e segurança no fornecimento de energia e, por outro lado, a obrigação de proteger o ambiente, cuja degradação é tem-se vindo a agravar devido à utilização de combust´ıveis fósseis, têm possibilitado o resurgimento das renováveis.

1.1 Estado-da-Arte

De forma a reduzir a sua dependência em relação ao petróleo externo, diversas nações criaram programas de investigação e desenvolvimento no âmbito do aproveitamento da energia do vento para produção de electricidade.

Em 1973 (Righter(1996)), deu-se o in´ıcio da instalação, perto de Cleveland, no estado norte-americano do Ohio, a primeira turbina eólica da era moderna, a Mod 0 com um rotor de duas pás com 38 m de diâmetro e 100 kW de potência.

A experiência de operação adquirida pela instalação desta turbina, e mais outras quatro entre-tanto instaladas entre 1977 e 1980, possibilituou concluir acerca da viabilidade da sua exploração em modo abandonado.

Em 1981, novamente nos EUA, procedeu-se à instalação das turbinas de elevadas dimensões, Boeing Mod 2 de 91 m de diâmetro e 2.5 MW de potência, incorporando os mais recentes pro-gressos tecnológicos conseguidos até à data.

(17)

Entretanto, começaram a constituir-se os primeiros consórcios compostos por empresas ame-ricanas e europeias, nomeadamente suecas e alemãs, em programas de investigação e desenvolvi-mento de turbinas de grande potência. Um dos exemplos mais relevantes destas parceiras foram as turbinas americano-suecas W T S3 (3 MW ) e W T S4 (4 MW ) instaladas em 1982.

O sucesso destes programas de investigação em grandes máquinas estimulou o desenvolvi-mento da indústria da energia eólica que, logicamente, se iniciou com turbinas de dimensão muito inferior. As primeiras turbinas eólicas comerciais foram instaladas no in´ıcio dos anos 80, tanto na Europa (principalmente na Dinamarca e Holanda) como nos EUA (em particular na Califórnia), tendo tipicamente entre 10 a 20 m de diâmetro e potências de 50 a 100 kW .

A pol´ıtica de incentivo à disseminação de energias renováveis promovida pelas autoridades do estado norte-americano da Califórnia foi decisiva para do desenvolvimento da energia eólica, que conjugada com os elevados valores registados para a velocidade do vento em alguns locais deste estado, possibilitou o rápido desenvolvimento de parques eólicos financiados por entidades privadas.

Em 1987, a potência instalada em sistemas de conversão de energia eólica era de 1500 MW fornecidos por cerca de 15000 turbinas eólicas, a maior parte delas com diâmetros entre 15 a 25 m.

A experiência positiva da operação com turbinas mais pequenas, associada as resultados obti-dos pelos programas de investigação, conduziram a que a dimensão das turbinas eólicas comerciais não tenha parado de crescer.

No in´ıcio da d´ecada de 90, a capacidade standard das turbinas era da ordem de 300 kW e actualmente (2009) j´a se situa na gama de 2 a 5 MW .

O sucessivo crescimento do tamanho das turbinas é benéfico em termos económicos e ambien-tal. Normalmente, num dado local, quanto maior for a potência unitária mais energia é produzida e melhor rentabilizadas são as infra-estruturas eléctricas e de construção civil. Por outro lado, a redução do número de rotores em movimento diminui o impacto visual.

Os programas de investigação desempenharam um papel fundamental na uniformização do desenvolvimento tecnológico das turbinas. Analisando a actual oferta comercial dos fabricantes verifica-se a predominância de algumas opções básicas de projecto, nomeadamente, as turbinas de eixo horizontal relativamente às de eixo vertical, os rotores de três pás (cerca de 90%) em relação aos de duas e a colocação do rotor à frente da torre relativamente à sua colocação na parte de trás (em relação à direcção do vento).

Apesar destas aspectos comuns subsiste ainda um conjunto de questões de projecto não total-mente esclarecidas. Tais como as opções relacionadas com os materiais empregues no fabrico das pás e da torre, o tipo de rotor (flex´ıvel ou r´ıgido), o sistema de controlo da potência para velocida-des do vento acima da nominal (regulação do passo das pás ou entrada em perda aerodinâmica), o tipo de gerador eléctrico (s´ıncrono ou ass´ıncrono com interface electrónica de ligação à rede ou ass´ıncrono directamente ligado à rede), o modo de exploração (velocidade constante ou variável). Sucintamente, pode afirmar-se que a tecnologia dos sistemas de conversão de energia eólica atingiu já um estado de maturidade considerável, sendo os equipamentos considerados fiáveis,

(18)

1.2 Vantagens e Desvantagens da Energia E´olica Offshore 3

com taxas m´edias de disponibilidade superiores a 90%, e duradouros, com vidas ´uteis estimadas em cerca de 20 anos.

Uma das áreas onde se tem registado, e sobre a qual este trabalho se debruça, é a instalação de turbinas no mar. A tendência para o aumento da potência unitária, associada a um profundo conhecimento da tecnologia de fundações das turbinas no mar e das condições de vento no local, está a contribuir o aumento do grau de competitividade desta forma de aproveitar a energia do vento em condições ambientais diferentes.

Os pa´ıses do norte da Europa, designadamente a Dinamarca, têm liderado a instalação offshore: o primeiro parque eólico deste tipo foi o de Vindeby (figura1.1), instalado em 1991, localizado no mar Báltico a cerca de 2 km da costa, composto por 11 turbinas de 450 kW ; em 2002 entrou em operação o parque de Horns Rev, com 160 MW instalados em 80 turbinas de 2 MW . No final do ano de 2006, a Dinamarca detinha uma potência eólica offshore instalada de cerca de 400 MW .

Figura 1.1: Parque e´olico offshore de Vindeby na Dinamarca.

A tabela1.1indica quais os parques eólicos offshore europeus a operar correntemente. A operação dos parques não se revelado problemática o que tem contribu´ıdo para aumentar as esperanças no offshore, esperando-se que, a prazo, a maior produtividade destes aproveitamentos compense o sobreinvestimento inicial.

1.2 Vantagens e Desvantagens da Energia E´olica Offshore

São várias as vantagens da energia eólica offshore. A velocidade média do vento offhore pode ser 20% superior que a velocidade do vento onshore, o que conduz a um aumento de 70% da energia resultante. O problema de espaço para instalação de parque eólicos é bem maior onshore, devido ao elevado povoamento, que offhore. Apesar do maior custo de construção, este pode ser compensado através de parques eólicos offhore maiores e com turbinas mais potentes. O uso de fundações em aço em vez de betão pode minimizar os custos de construção (mais fáceis de transportar e instalar). A diferença de temperatura entre a supef´ıcie do mar e do ar é mais pequena que a correspondente diferença entre a terra e o ar, o vento torna-se menos turbulento permitindo aumentar o tempo de vida dos aerogeradores.

(19)

Normalmente, as turbinas são constru´ıdas para instalação a profundidades inferiores a 30 m (para profundidades superiores os custos são demasiado elevados).

Parque Potˆencia Pa´ıs N◦de In´ıcio da

Eólico (MW ) turbinas Exploração

Arklow Bank 25 Irlanda 7 2004

Barrow 90 Reino Unido 30 2006

Beatrice 10 Reino Unido 2 2007

Blyth 4 Reino Unido 2 2000

Bockstigen 2.75 Su´ecia 5 1998

Burbo Bank 90 Reino Unido 25 2007

Egmond aan Zee 108 Holanda 36 2006

Frederikshavn 11 Dinamarca 4 2003

Horns Rev 160 Dinamarca 80 2002

Irene Vorrink 11 Holanda 28 1996

Kemi Ajos 24 Finlˆandia 8 2008

Kentish Flats 90 Reino Unido 30 2005

Lely 2 Holanda 4 1994

Lillgrund 110 Su´ecia 48 2007

Lynn and Inner Dowsing 194 Reino Unido 54 2008

Middelgrunden 40 Dinamarca 20 2001

North Hoyle 60 Reino Unido 30 2003

Nysted 166 Dinamarca 72 2003

Princess Amalia 60 Holanda 60 2008

Samso 60 Dinamarca 10 2003

Scroby Sands 60 Reino Unido 30 2004

Thorton Bank I 30 B´elgica 6 2008

Vindeby 5 Dinamarca 11 1991

Yttre Stengrund 10 Su´ecia 5 2002

Tabela 1.1: Parques e´olicos offshore em funcionamento.

A tabela1.2apresenta alguns dados comparativos entre a energia e´olica offshore e onshore.

Ambiente Investimento Custo de Energia Custos de Operação e Manutenção Offshore 700 a 1000e/kW 3 a 8e/kWh 1 a 3% Custos de Instalação

Onshore _{≈ 1650 e/kW} 5 a 10e/kWh ≈ 30 e/kW

Tabela 1.2: Energia e´olica offshore vs. energia e´olica onshore.

1.3 Estrutura da Dissertac¸˜ao

O cap´ıtulo2aborda o vento, quanto aos seus mecanismos de geração e natureza, a variabili-dade da sua velocivariabili-dade, quer no tempo, quer no espaço por intermédio de funções de distribuição de probabilidade e perfis de de velocidade, não esquecendo os valores extremos de velocidade

(20)

1.3 Estrutura da Dissertac¸˜ao 5

com elevados per´ıodos de retorno. Também o fenómeno da turbulência é tratado, através da sua caracterização matemática e o seu impacte nas turbinas eólicas.

No cap´ıtulo3 descreve-se de uma forma simples as teorias de ondas corrente, com especial destaque para a teoria de Airy e a teoria de Stokes.

No cap´ıtulo4faz-se uma caracterização das turbinas eólicas, quer em relação ao seu princ´ıpio de funcionamento, quer aos seus componentes, materiais constituintes e tipos de turbinas, com destaque para as respectivas vantagens e desvantagens.

No cap´ıtulo 5 abordam-se, essencialmente, métodos de cálculo de esforços em estacas cra-vadas em diferentes tipos de solos e que permitem de forma relativamente simples modelar a interacção solo-estaca.

No cap´ıtulo6descrevem-se algumas metodologias pass´ıveis de serem aplicadas no dimensio-namento da torre eólica, bem como as acções que têm de ser consideradas e respectivas verificações de segurança.

No cap´ıtulo7procede-se ao dimensionamento da torre e´olica. Finalmente, no cap´ıtulo8referem-se as conclus˜oes deste trabalho.

(21)

O Recurso E´olico

2.1 Origem e Mecanismo de Gerac¸˜ao do Vento

O vento resulta do aquecimento não homogéneo da atmosfera, que representa uma das con-sequência das irregularidades da superf´ıcie terrestre (por exemplo terra versus mar), da rotação da Terra (noite versus dia) e da forma quase esférica do nosso planeta. As massas de ar quente sobem na atmosfera e geram zonas de baixa pressão junto à superf´ıcie terrestre. Consequentemente, mas-sas de ar frio deslocam-se para esmas-sas zonas de baixa pressão e dão origem ao vento. As regiões equatoriais, que recebem os raios solares quase que perpendicularmente, são mais aquecidas do que as regiões polares (figura2.1). Assim, o ar quente que se encontra nas baixas altitudes das regiões tropicais tende a subir, sendo substitu´ıdo por uma massa de ar mais frio que se desloca das regiões polares. O deslocamento de massas de ar determina a formação dos ventos.

Existem regiões no globo terrestre nos quais os ventos não páram de “soprar”, pois os me-canismos que os produzem - aquecimento no Equador e arrefecimento nos pólos - estão perma-nentemente presentes na natureza. Estes ventos planetários ou constantes podem ser classificados em:

• Al´ısios: ventos que sopram dos trópicos para o Equador, a baixas altitudes; • Contra-al´ısios: ventos que sopram do Equador para os pólos, a altitudes elevadas; • Ventos do oeste: ventos que sopram dos trópicos para os pólos;

• Polares: ventos friso que sopram dos p´olos para as zonas temperadas.

A existência de variações sazonais na distribuição de radiação recebida na superf´ıcie da Terra, em virtude da inclinação de 23.5◦ em relação ao plano da sua órbita, resultam em variações sa-zonais de intensidade e duração dos ventos, em qualquer local da superf´ıcie terrestre. Como tal, surgem os ventos continentais ou periódicos nos quais se incluem as monções - ventos periódicos que mudam de direcção a cada seis meses - e as brisas.

(22)

2.2 Mapas Meteorol´ogicos de Superf´ıcie e os Ventos 7

De acordo com as diferentes capacidades de reflexão, refracção e emissão, inerentes a cada tipo de superf´ıcie - tais como mares e continentes - surgem as brisas que se caracterizam por serem ventos periódicos que sopram do mar para o continente e vice-versa.

Durante o per´ıodo diurno, devido à maior capacidade da terra de refletcir os raios solares, a temperatura do ar aumenta, formando-se uma corrente de ar que sopra do mar para a terra (brisa mar´ıtima). À noite, a temperatura da terra decresce de forma mais acentuada do que a temperatura da água, resultando uma brisa terrestre que sopra da terra para o mar.

Geralmente, a intensidade da brisa terrestre é menor do que a da brisa mar´ıtima devido à menor diferença de temperatura que ocorre durante o per´ıodo nocturno. Paralelamente ao sistema de geração dos ventos acima descritos, encontram-se os ventos locais, que são originados por outros mecanismos mais espec´ıficos. Tratam-se de ventos que sopram em determinadas regiões e resultam de condições locais, que os tornam bastante individualizados. Durante o dia, o ar quente nas encostas da montanha se eleva e o ar mais frio desce sobre o vale para substituir o ar que subiu. No per´ıodo nocturno, a direcção do vento inverte-se e o ar frio das montanhas desce e acumula-se nos vales.

Figura 2.1: Mecanismo de gerac¸˜ao do vento.

2.2 Mapas Meteorol´ogicos de Superf´ıcie e os Ventos

A pressão atmosférica é o peso da atmosfera - é a força (o peso) que o ar exerce (por unidade de área) sobre uma superf´ıce. Quando o número de moléculas de ar sobre uma superf´ıcie aumenta, aumenta a pressão sobre ela. Nos mapas meteorológicos de superf´ıcie estão desenhadas as linhas que unem as áreas com igual pressão à superf´ıcie - as linhas isobáricas - a partir das quais se podem localizar as áreas de baixas e a altas pressões que correspondem a ciclones e anticiclones.

São as diferenças de pressão à superf´ıcie (o gradiente de pressão) que causam o movimento do ar, sob a forma de vento, das altas para as baixas pressões, num esforço para conseguir o equil´ıbrio. Além disso, para um observador na Terra, no Hemisfério Norte, o vento parece desviar-se para a direita do desviar-seu caminho (e, no Hemisfério Sul, para a equerda). Este efeito aumenta com a velocidade do vento e com a latitude, sendo nulo no equador e deve-se à rotação da Terra. Para um observador, o vento parece ser desviado por uma força - a força de Coriolis .

(23)

Segundo Moran(2006), para baixas altitudes, ou seja, para altitudes inferiores a 100 m, os ventos locais são extremamente influenciados pela superf´ıcie, sendo deflectidos por obstáculos e zonas mais rugosas, sendo a sua direcção o resultado da soma dos efeitos globais e locais.

2.2.1 Vento Geostr´ofico

Inicialmente, o fluxo de ar move-se perpendicularmente às linhas isobáricas, impulsionado pela força resultante de gradiente de pressão. A força de Coriolis só começa a agir após o in´ıcio do movimento, desviando o fluxo para a direita (Hemisfério Norte). Na ausência de outras forças como, tais como o atrito de superf´ıcie, à medida que tempo passa e o vento aumenta de velocidade, a inflexão vai aumentando até que passadas cercas de 24 h, o fluxo já terá acelerado o suficiente para que a força de Coriolis fique dirigida no sentido exactamente oposto ao da força de gradiente de pressão, ficando com uma magnitude igual a esta. O fluxo de ar resultante é o designado por vento geostrófico, que é paralelo às linhas isobáricas e tempre as baixas pressões à sua esquerda (no Hemisfério Norte).

No Hemisfério Norte, quando um avião voa com vento de cauda, as pressões mais baixas es-tarão sempre à sua esquerda. Se voa na direcção das pressões mais baixas, o vento estará incidindo da esquerda.

Na atmosfera real, esse equil´ıbrio geostrófico entre a força de gradiente de pressão e a força de Coriolisno plano horizontal só se dá quando o gradiente de pressão é uniforme (linhas isobáricas rectas e paralelas). Quando as isóbaras são curvas que convergem ou divergem, o vento real será mais rápido ou mais lento do que corresponderia ao equil´ıbrio geostrófico.

2.2.2 Vento Gradiente

Na vizinhança de um centro de pressões, as linhas isobáricas são curvas e o gradiente não é uniforme. O fluxo de ar que roda em torno de centro de pressões é designado por vento gradiente. Verifica-se um movimento acelerado, mesmo se a velocidade for constante e existe uma força centr´ıpeta dirigida para o vento de rotação que representa a diferença entre a força de gradiente de pressão e a força de Coriolis.

Para uma depressão ciclónica no Hemisfério Norte, a força de gradiente de pressão está di-rigida para o centro e a força de Coriolis para o exterior. Consequentemente, resulta uma força que assegura a aceleração centr´ıpeta que mantém o ar numa trajectória circular. Num anticiclone, a força de gradiente de pressão está dirigida para fora de e a força de Coriolis para o centro. A velocidade do vento é maior do que a do vento geostrófico e a força de Coriolis será mais forte do que a da força de gradiente de pressão.

2.2.3 Vento `a Superf´ıcie

O efeito da fricção na superf´ıcie faz-se sentir apenas na camada mais baixa da atmosfera, até cerca de 1 km de altitude. A fricção diminui a velocidade do vento e, consequentemente, a força de Coriolis também diminui. Os ventos geostróficos têm uma velocidade cerca de 50% maior que

(24)

2.3 Caracterizac¸˜ao do Vento 9

os ventos de superf´ıcie, por não estarem sujeitos a efeitos de fricção. O equil´ıbrio geostrófico é substitu´ıdo pelo equil´ıbrio de três forças vectoriais: a força de Coriolis, a força de gradiente de pressão e a força de fricção na superf´ıcie, que actua no sentido oposto ao do vento. Devido ao efeito de fricção, os ventos, designados por barostróficos não soprarão por não serem paralelos às isobáricas, mas sim ligeiramente inclinados, na direcção das baixas pressões. A inclinação média devida ao efeito de fricção é de cerca de 10◦sobre o mar, 45◦sobre a terra e 70◦em montanhas.

2.3 Caracterizac¸˜ao do Vento

2.3.1 Variac¸˜oes Anuais e Sazonais

Num dado local, a velocidade do vento pode variar de forma gradual a longo prazo. É poss´ıvel estabelecer-se uma relação entre esta variação com a da temperatura do ar nesse mesmo local, a longo prazo. Reconhece-se, também a influência do aquecimento global, causado pelo Homem, na variação do vento.

A distribuição de probabilidade de Weibull permite obter uma boa representação da variação horária da velocidade do vento média durante um ano, na grande maioria dos locais. Tal função é dada por: F(U) = exp " − U A k# (2.1)

onde F(U) representa a fracção do tempo para a qual a velocidade média horária é superior ao valor U .

Os dois parâmetros que definem esta distribuição de probabilidade são: • O parâmetro de escala, A (m/s) ;

• O parˆametro de forma, k .

O parâmetro de forma, k traduz a variabilidade da velocidade em relação á média. O parâmetro de escala, A relaciona-se com a velocidade média horária anual, ¯U através da relação:

¯ U= AΓ 1+1 k (2.2) onde Γ representa a func¸˜ao gama .

Analisando a figura2.2, pode ter-se uma ideia da densidade de probabilidade de ocorrˆencia de uma determinada velocidade do vento.

(25)

k k - factor de forma Γ 1 +1 k - Fun¸c˜ao Gama 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 0.88 0.9 0.92 0.94 0.96 0.98 1

Figura 2.2: Func¸˜ao Gama.

f(U) = d dU [1 − F(U)] = k Uk−1 Ak exp " − U A k# (2.3)

Quando o parâmetro de forma da distribuição é igual a 2, obtém-se a distribuição de Rayleigh . Neste caso, Γ 1+1 2 = √ π

2 = 0.8862. Se o valor de k for superior a 2.0, está-se na presença de um local onde a variação horária da velocidade média em relação à média anual é relativamente baixa. Para valores inferiores de k a 2, como 1.5 ou 2, indicam grande variabilidade em relação à média.

2.3.2 Variações Sinópticas e Diurnas

Segundo Burton et al.(2001), para per´ıodos de tempo reduzidos, como por exemplo 10 min, as variações da velocidade do vento são mais aleatórias, logo menos previs´ıveis. Contudo, tais variações têm padrões bem definidos e a sua frequência de ocorrência é aproximadamente de qua-tro dias, entre picos. Esta variação designa-se por sinóptica e está associada a padrões climáticos de larga escala, tais como zonas de alta ou baixa pressões e respectivas frentes, enquanto estas se movem ao longo da superf´ıcie terrestre. Quando o ar se desloca das zonas de baixa pressão para zonas de alta pressão, a força de Coriolis introduz uma rotação neste movimento, afectando assim os padrões de circulação atmosférica.

(26)

U (m/s)

f

(U

)

Fun¸cão densidade de probabilidade da velocidade média horária do vento k=1.25 k=1.5 k=2.0 k=2.5 k=3.0 k - parâmetro de forma

A - parˆametro de escala (A = 3.0)

f (U ) = kU k−1 Ak exp " − U A k#

Fun¸c˜ao densidade de Weibull:

0 5 10 15 20 25 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4

Figura 2.3: Func¸˜oes de densidade de probabilidade de Weibull.

2.3.3 Turbulˆencia

A turbulência do vento tem origem na transformação da sua energia cinética em energia térmica de acordo com Manswell e Sharpe(2002), através da criação e destruição de turbilhões progressivamente mais pequenos. O vento turbulento pode ter um valor médio aproximadamente constante ao longo de um per´ıodo igual ou superior a uma hora, mas para intervalos de tempo inferiores, ou seja com duração de apenas alguns minutos apenas, tal valor pode variar significa-tivamente. Numa primeira análise, a variabilidade do vento parece ser aleatória, mas na realidade tem aspectos bastante distintos.

A turbulência é constitu´ıda por três componentes: longitudinal, lateral e vertical. A compo-nente longitudinal tem a mesma direcção predominante do vento é designada por u(z,t), a lateral é ortogonal à componente longitudinal e representa-se por v(z,t) e a componente vertical é defi-nida por w(z,t). Cada uma destas componentes é frequentemente encarada como uma velocidade média a curto prazo. A componente longitudinal define-se como sendo a soma do valor médio de velocidade ¯Ucom a flutuação ˜u, ou seja:

u= ¯U+ ˜u (2.4)

onde u representa a componente longitudinal da velocidade instantˆanea do vento.

(27)

o retardamento do último. As camadas inferiores do ar retardam as lhe que estão por cima, re-sultando numa variação da velocidade média do vento com a altura do solo. O efeito da força de atrito vai diminuindo até praticamente se anular a uma altitude de 2000 m.

Na superf´ıcie terrestre, a condição fronteira obriga a que a velocidade do escoamento seja nula. Esta zona da atmosfera definida pela variação de velocidade com a altura designa-se por camada limite atmosférica; acima desta diz-se que a atmosfera é livre.

A área de camada limite atmosférica que se prolonga até 100 m de altura - camada superficial - representa a zona de interesse para as turbinas eólicas. Nesta zona, a topografia do terreno e a rugosidade do solo influenciam decisivamente o perfil de velocidades do vento, que pode ser adequadamente representado pela lei logar´ıtmica de Prandtl :

¯ U(z) = u ∗ κ ln z z₀ (2.5)

onde ¯U(z) é a velocidade média do vento à altura z, u∗ designa-se por velocidade de atrito e κ a constante de Von Kármán assume um valor de 0.4 e z0representa o comprimento caracter´ıstico da

rugosidade do solo, cujos valores limites s˜ao dados pela tabela2.1.

Tipo de Terreno z0min(m) z0max(m)

Lama/gelo 0.00001 0.00003 Mar Calmo 0.0002 0.0003 Areia 0.0002 0.001 Neve 0.001 0.006 Descampados 0.02 0.03 Floresta 0.1 1 Sub´urbios 1 2 Centro de Cidades 1 4

Tabela 2.1: Valores t´ıpicos de z0 Freris(1990).

Devido à dificuldade que geralmente constitui a determinação da velocidade de atrito, u∗, pelo facto de esta depender da rugosidade do solo, da velocidade do vento e de forças que se desenvolvem na atmosfera, para se determinar o perfil de velocidades do vento recomenda-se a aplicação de: ¯ U(z) ¯ U(zre f) = ln z z0 ln _z re f z0 (2.6)

A turbulência atmosférica é uma caracter´ıstica do escoamento e não do flu´ıdo. Uma tenta-tiva de visualização da turbulência consiste em imaginar uma série de turbilhões tridimensionais, de diferentes tamanhos, a serem transportados ao longo do escoamento médio. A turbulência é completamente irregular e não pode ser descrita de uma maneira determin´ıstica, sendo necessário

(28)

recorrer a técnicas estat´ısticas. A componente flutuante do vento pode conter energia significativa em frequências próximas das frequências de oscilação da estrutura da turbina eólica, pelo que, pelo menos, há que ter em consideração que os esforços a que a turbina fica sujeita afectam o per´ıodo de vida útil. Dado que a turbulência é um fenómeno inerente ao escoamento, não é poss´ıvel suprimi-lo: a solução é contemplar a turbulência como um elemento determinante no projecto das turbinas eólicas.

Na turbulência representa-se os desvios da velocidade instantânea do vento, u(t) em relação à média do regime quasi-estacionário - ¯U.

Um método de medir a turbulência é pela variância da sua componente longitudinal, σu2:

σu2= 1 T Z t0+T2 t0−T2 |u(t) −U|2_dt _(2.7)

onde T representa a duração do intervalo de tempo em análise.

De acordo com Hau(2006), a intensidadade de turbulˆencia, Iu ´e definida por:

Iu=

σu

u (2.8)

Atendendo que a variância varia de modo mais lento com a altura do que a velocidade média, resulta que a intensidade da turbulência normalmente decresce com a altura. A realização de experiências revelaram que a relação σu= 2.5u∗se verifica na camada superficial, o que permite

obter a seguinte express˜ao:

Iu(z) = 1 ln z z0 (2.9) 2.3.4 Velocidade de Rajada ´

E recomendável que se saiba, para um dado local, a rajada máxima para um determinado intervalo de tempo e que se traduz pelo coeficiente de rajada G. Tal coeficiente é a razão entre a velocidade da rajada e a velocidade média horária do vento. O valor de G é função da duração da respectiva rajada - assim o coeficiente de rajada de 1 s é superior ao coeficiente de rajada de 3 s .

Wieringa(1973) propˆos a seguinte express˜ao para determinar o coeficiente de rajada:

G(t) = 1 + 0.42Iuln 3600 t (2.10) onde t representa a duração da rajada em segundos e Iua intensidade de turbulência longitudinal.

2.3.5 Velocidades do Vento Extremas

Para além das descrições feitas das propriedades estat´ısticas médias do vento, é de todo o interesse estimar velocidades do vento extremas de longa duração que podem ocorrer num dado

(29)

Dura¸c˜ao da rajada, t(s) Fa ct or de ra ja da , G Iu= 10% Iu= 15% Iu= 20%

Iu- Intensidade de turbulˆencia longitudinal

G = 1 + 0.42Iuln 3600 t 100 ₁₀1 ₁₀2 ₁₀3 ₁₀4 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8

Figura 2.4: Factor de Rajada.

local.

Uma distribuição probabil´ıstica da velocidade média horária do vento como a distribuição de Weibull permite aferir da probabilidade de ocorrência de uma dada velocidade média horária acima de um dado valor. Contudo, esta distribuição não se adequa a velocidades extremas pois foi calibrada com dados obtidos a baixa velocidade de vento.

O dimensionamento de turbinas eólicas deve contemplar que estas suportem ventos extremos, assim como comportarem-se eficazmente em condições extremas. Desta forma os diversos regu-lamentos especificam velocidades do vento extremas para dimensionamento.

Condições extremas podem ser experimentadas com a máquina em operação, parada ou em ponto morto com ou sem vários tipos de falhas, ou durante operações especiais como a paragem da turbina. As condições de vento extremas podem ser caracterizadas por per´ıodos de retorno: por exemplo, uma rajada de 50 anos é aquela cuja severidade é admitida de 50 em 50 anos. Será expectável que uma turbina sobreviva a tal rajada, admitindo que não existem falhas na turbina.

Claro que é poss´ıvel considerar que devido a uma falha na turbina esta possa estar a ventos extremos, por exemplo, com ângulo de ataque errado, sendo desta forma as acções superiores ao considerado. Também é razoável considerar que esta probabilidade é extremamente baixa. Assim, geralmente admiti-se que uma turbina, em situação de falha, terá que resistir ao vento extremo com per´ıodo de retorno de 1 ano em vez de 50 anos. Para tal consideração ser válida é importante que as falhas em questão não directamente relacionadas com condições de vento extremas. Uma falha na rede eléctrica não é considerada como correlacionada com a turbina, mas sim com condições

(30)

extremas de vento, esta é uma situação poss´ıvel que tem grande importância para quem projecta a rede eléctrica, mas não sob o ponto de vista estrutural.

´

E ´obvio que ventos extremos e rajadas, ambos em termos de magnitude e forma, podem ser muito espec´ıficos de local para local. Estes podem variar consideravelmente de uma zona costeira para uma zona mais montanhosa, por exemplo.

IEC(1999), por exemplo, especifica uma velocidade do vento de referˆencia, U(zre f), ´e cinco

vezes maior que a velocidade m´edia anual.

U(zre f) = 5 ¯U (2.11)

O vento extremo de 50 anos à altura do rotor (hub), é então obtido multiplicando Ure f por 1.4,

e variando em altura atrav´es de uma lei de potˆencia com um expoente igual a 0.11, ou seja:

Ue50(zhub) = 1.4U(zre f) (2.12)

U_e50(z) = U_e50(zhub)

z zhub

0.11

(2.13)

O vento extremo anual é tido como 75% do valor a 50 anos. A descrição das informações presentes neste regulamento deve-se ao facto de que a norma DNV (2007) prevê o recurso ao mesmo na definição da acção vento.

IEC(1999) define, ainda, um número de cenários para os quais a turbina deverá a resistir:

• Extreme Operating Gust (EOG): rajada extrema em funcionamento; • Extreme Direction Change (EDC): alteração extrema da direcção do vento; • Extreme Coherent Gust (ECG): rajada extrema coerente;

• Extreme Coherent Gust with Direction Change (ECD): rajada extrema com mudança da direcção do vento;

• Extreme wind shear (EW S): acção transveral extrema do vento (forças verticais).

Estas situações são de rajadas determin´ısticas que representam variações turbulentas que se prevêem ocorrer para um dado per´ıodo de retorno. Não está previsto que ocorram em sobreposição à turbulência normal.

As condições extremas são usadas para determinar de cargas eólicas extremas que actuam nas turbinas eólicas. Estas condições incluem picos de ventos devido a tempestades e rápidas variações na velocidade e direcção do vento.

Os valores de velocidade do vento extremas Ue50 e Ue1 com per´ıodo de retorno de 50 anos

(31)

referˆencia, zre f. Para o dimensionamento de turbinas e´olicas de acordo com a tabela2.2os valores

de U50e Ue1s˜ao dados por:

Ue50(z) = 1.4Ure f z zhub 0.11 (2.14) Ue1(z) = 0.75Ue50(z) (2.15)

onde zhubrepresenta a altura do hub.

As condições externas a considerar no dimensionamento são dependentes do local selecci-onado para a instalação da torre eólica. As classes de turbinas são definidas em função de parâmetros dependentes da velocidade do vento e turbulência respectiva. A intenção dos valo-res da velocidade do vento e turbulência é reproduzir os valovalo-res caracter´ısticos de diferentes tipos de locais para instalação de turbinas. O objectivo é estabelecer uma classificação em função de parâmetros de velocidade e turbulência. A tabela2.2especifica os parâmetros básicos que definem as classes de turbinas eólicas, que A representa a categoria para as caracter´ısticas da turbulência elevada, B representa a categoria para as caracter´ısticas da turbulência reduzida, I15 é o valor

ca-racter´ıstico da intensidade de turbulˆencia para uma velocidade de vento igual a 15m/s.

Classes de Turbinas I II III IV S

Ure f(m/s) 50 42.5 37.5 30

A definir pelo fabricante ¯ U(m/s) 10 8.5 7.5 6 A I15 0.18 0.18 0.18 0.18 a 2 2 2 2 B I15 0.16 0.16 0.16 0.16 a 3 3 3 3

(32)

Cap´ıtulo 3

Teoria de Ondas e sua Aplicac¸˜ao

A facilidade de utilização prática das teorias lineares tem concorrido para a sua grande divulgação. A consideração de teorias não lineares será um refinamento desncessário quando não se introduz, paralelamente, uma redução dos erros experimentais e um aumento na confiabilidade e disponi-bilidade de dados de campo. São dois limites que continuam a subsistir mas que, pelo menos, teoricamente, poderão vir a ser alterados a médio prazo.

3.1 Ondas Lineares

A teoria de ondas lineares, ilustrada na figura3.1, igualmente conhecida por teoria de Airy ou teoria de 1.a _{ordem é, provavelmente, a mais importante das teorias clássicas, pois é nela que a}

maioria dos espectros de ondas das teorias probabil´ısticas se apoia.

Figura 3.1: Representação da onda linear. Os nove pressupostos de aplicação desta teoria são:

• A amplitude A ´e pequena quando comparada com o comprimento de onda λ e a profundi-dade d.

(33)

• A altura cin´eticau

2_{+ w}2

2g é desprezável quando comparada com a carga piezométrica. Sendo ue w as velocidades de uma part´ıcula em x e z, repectivamente.

• A profundidade d ´e constante.

• O fluido é não viscoso e o escoamento irrotacional. • O fluido é incompress´ıvel e homogéneo.

• A força de Coriolis associada à rotação terrestre é desprezável. • O fundo é suave e impermeável.

• As tensões superficiais são desprezáveis. • A pressão atmosférica, patm, é uniforme.

Perante tais considerações requer-se que a velocidade da part´ıcula e pressão do fluido satisfaça as seguintes equações diferenciais, sendo que p é a pressão da água:

∂ u ∂ z− ∂ w ∂ x = 0 (3.1) ∂ u ∂ x+ ∂ w ∂ z = 0 (3.2) ∂ u ∂ t = − 1 ρ ∂ p ∂ x (3.3) ∂ w ∂ t = − 1 ρ ∂ p ∂ z − g (3.4) w=∂ η ∂ t , para z= 0 (3.5) w= 0, para z= −d (3.6) p= patm, para z= 0 (3.7)

(34)

3.2 Teoria de Stokes de 2.a_Ordem ₁₉ Assim se se considerar: η(x,t) = Acos(kx − ωt) (3.8) obt´em-se: u= Aωcosh k(z + d) sinh kd cos(kx − ωt) (3.9) w= Aωsinh k(z + d) sinh kd sin(kx − ωt) (3.10) p= patm− ρgz + ρgA cosh k(z + d) cosh kd cos(kx − ωt) (3.11)

onde −ρgz é a componente hidrostática da pressão. As equações 3.8 a 3.11 sastisfazem as equações3.1 a 3.6. De igual modo, estas equações também satisfazem as condições3.5 e 3.7, levando a que o número de onda e a frequência satisfaçam a seguinte relação:

ω2= gk tanhkd (3.12)

Sabendo que a velocidade de fase c ´e definida por:

c=ω

k =

λ

T (3.13)

Os resultados da teoria linear est˜ao resumidas na tabela3.1.

3.2 Teoria de Stokes de 2

.

a

_Ordem

A suposição base no desenvolvimento da teoria de ondas de amplitude finita é que o escoa-mento do fluido é irrotacional. Esta suposição pode ser justificada fisicamente se a viscosidade do fluido for muito pequena.

Desta forma, as equac¸˜oes que descrevem o movimento podem ser escritas da mesma forma que para a teoria linear:

∂ w ∂ x −

∂ u

(35)

Parˆametro F´ormula

Perfil de superf´ıcie η(x,t) = Acos(kx − ωt) Velocidade horizontal da part´ıcula u= 2πA_T cosh k(z+d)_{sinh kd} cos(kx − ωt)

Velocidade vertical da part´ıcula w=2πA_T sinh k(z+d)_{sinh kd} sin(kx − ωt) Acelerac¸˜ao horizontal da part´ıcula u˙=4πA_T2

cosh k(z+d)

sinh kd sin(kx − ωt)

Acelerac¸˜ao vertical da part´ıcula w˙=4π2A

T2

sinh k(z+d)

sinh kd cos(kx − ωt)

Press˜ao dinˆamica p= ρgAcosh k(z+d)_{cosh kd} cos(kx − ωt)

Celeridade da onda c=

q

g ktanh kd

Velocidade de grupo cg= c₂ 1+_{sinh 2kd}2kd

Tabela 3.1: Grandezas cinem´aticas da teoria de ondas linear.

∂ u ∂ x− ∂ u ∂ z = 0 (3.15) ∂ u ∂ t + u ∂ u ∂ x+ ω ∂ u ∂ z = − 1 ρ ∂ p ∂ x (3.16) ∂ w ∂ t + u ∂ w ∂ x + ω ∂ w ∂ z = − 1 ρ ∂ p ∂ z − g (3.17)

As expressões3.14e 3.15expressam a vorticidade nula e a condição de continuidade, já as equações3.16e3.17são as equações de conservação de momento.

A determinação do campo de velocidades possibilitará, igualmente, encontrar a solução do campo de pressões. A condição fronteira do campo de pressões está definida, visto que à superf´ıcie a pressão é constante, isto é:

p(x,t,z = η) = patm= ctt (3.18)

(36)

3.2 Teoria de Stokes de 2.a_Ordem ₂₁ ∂ p ∂ t + u ∂ p ∂ x+ w ∂ p ∂ z = 0 (3.19)

Assim, a condição fronteira de superf´ıcie livre é não linear em relação às variáveis u, w e p. Stokes(1847) solucionou as expressões3.14a3.19através de sucessivas aproximações onde a solução foi formulada em termos de séries com termos de ordem crescente.

O perfil de superf´ıcie ´e dado por:

η= H 2 cos(kx − ωt) + H2 8 π λ cosh kd

sinh3kd[2 + cosh2kd cosh2(kx − ωt)] (3.20) A velocidade horizontal da part´ıcula ´e definida por:

u= Hπ T cosh k(z + d) sinh kd cos(kx − ωt) + 3 4H 2 π2 T λ _{cosh k(z + d)} sinh4kd sin 2(kx − ωt) (3.21) A velocidade vertical da part´ıcula ´e representada por:

w= Hπ T sinh k(z + d) sinh kd sin(kx − ωt) + 3 4H 2 π2 T λ _{sinh 2k(z + d)} sinh4kd sin 2(kx − ωt) (3.22) A aceleração horizontal da part´ıcula é dada por:

˙ u=2π 2_H T2 cosh k(z + d) sinh kd sin(kx − ωt) + 3H 2 π3 T2_λ _{cosh 2k(z + d)} sinh4kd sin 2k(kx − ωt) (3.23) A aceleração vertical da part´ıcula é definida por:

˙ w=2π 2_H T2 sinh k(z + d) sinh kd sin(kx − ωt) + 3H 2 π3 T2_λ sinh 2k(z + d) sinh4kd cos 2(kx − ωt) (3.24) A pressão dinâmica é definida por:

p= ρgH 2 cosh k(z + d) coshkd cos(kx − ωt) + 3 4H 2ρ gπ λ cos2(kx−ωt) sinh 2kd _{cosh 2k(z + d)} sinh2kd − 1 3 (3.25) A celeridade da onda ´e representada por:

c= r

g

(37)

As expressões de ordem superior, da teoria de Stokes, são simplesmente aquelas nas quais as aproximações dos efeitos dos termos correctivos são desenvolvidos até ao termo de ordem corres-pondente. Normalmente, a teoria de Stokes, se usada uma ordem suficientemente elevada, deve ser adequada na descrição de ondas para qualquer profundidade da água. Na prática, isto apenas é poss´ıvel para ondas em águas profundas. Em águas de profundidade reduzida os termos correc-tivos tornam-se extensos, as séries têm convergência lenta e errática, sendo necessário número de termos para obter um grau de precisão uniforme.

Ursell(1953) estudou a precis˜ao da teoria de 2a _{ordem comparando a amplitude do termo}

de 2aordem com a amplitude do termo de 1aordem. Ursell(1953) generalizou a comparação e expressou-a em função dos termos do parâmetro de Ursell, Ur, definido por:

Ur= H

λ

d3 (3.27)

onde H é a altura de onda. Quando o parâmetro de Ursell é reduzido, a teoria linear de pequena amplitude é válida. Contudo, apesar do parâmetro de Ursell ser útil, não constitui a única grandeza na determinação da importância relativa dos termos não lineares. Em águas pouco profundas, por exemplo, a amplitude relativa H

d torna-se o parˆametro mais relevante.

3.3 Considerações sobre Condições de Aplicabilidade

A facilidade de utilização das teorias lineares tem contribuido para a sua grande divulgação. A consideração de teorias não lineares será um refinamento desnecessário, quando não se introduz, paralelamente, uma redução dos erros experimentais e um aumento na confiabilidade e disponibi-lidade de dados de campo.

´

E importante salientar que uma boa correlação entre valores teóricos e experimentais de um dos parâmetros caracter´ısticos de um sistema de ondas, como por exemplo, o perfil da superf´ıcie livre, não significa, claramente, que essa teoria se ajuste bem a outros parâmetros, tais como as velocidades das part´ıculas, trajectórias, distribuição de pressões e celeridades. Poder-se-á equa-cionar o problema em termos da definição da teoria que melhor caracteriza um dado parâmetro em determinadas condições de estudo bem definidas, ou então numa perspectiva de tentativa de optimização global, procurando uma representação geral desses parâmetros. Sucintamente, pode referir-se que em sucessivas fases de investigação, foram e e estão a ser considerados dois tipos de análise.

Em primeiro lugar, a validade anal´ıtica das teorias de ondas, consistindo na identificação do grau de satisfação das diversas condições hidrodinâmicas. Uma validade anal´ıtica perfeita equi-valeria a uma teoria que satisfizesse na ´ıntegra tais condições, em particular condições fronteiras, que podem ser descritas por expressões matemáticas mais ou menos complexas. Uma não perfeita validade anal´ıtica de uma determinada teoria sugeria a contemplação de outras teorias ou tentativas de refinamento dessa teoria, por exemplo, pela consideração de aproximações de ordem superior.

(38)

3.3 Considerações sobre Condições de Aplicabilidade 23

Em segundo lugar, a validade experimental das teorias de ondas, consistindo na comparação de valores experimentais de perfis de superf´ıcie livre, órbitas de velocidades, pressões, com os respectivos valores teóricos. Com esta análise, poder-se-á constatar até que ponto uma teoria com uma determinada validade anal´ıtica simularia, ou não, correctamente a um fenómeno natural. A não consideração nos desenvolvimentos teóricos de, por exemplo, fenómenos de viscosidade e tensão superficial justifica a necessidade de constatação da validade experimental.

A situação limite hidrodinâmica correspondente ao in´ıcio da rebentação tem sido considerada. Considerando uma situação de interesse prático ilustrativa da necessidade de resposta aos pro-blemas levantados: o estudo das solicitações dinâmicas que se exercem sobre elementos estruturais submersos no mar submetidos a agitação.

Em muitos casos, considera-se que as forc¸as s˜ao proporcionais ao quadrado da velocidade local das part´ıculas fluidas, estando o coeficiente de arrasto CDinclu´ıdo no factor de

proporciona-lidade. A determinação do quadrado da velocidade local das part´ıculas fluidas através da aplicação das diferentes teorias conduz a valores d´ıspares, principalmente para certos dom´ınios (por exem-plo, H

d > 0.5, aplicando teorias da onda solit´aria).

As forças estimadas serão então bastante afectadas de acordo com a teoria seleccionada. O problema consistirá em utilizar a teoria que, sendo analiticamente válida, tenha tido uma boa comprovação experimental do campo de velocidades que prevê. Se poss´ıvel, deverá ainda ser de simples aplicação, dispensando sofisticados e laboriosos meios de tratamento.

Infelizmente, nem sempre assim se procede. Em primeiro lugar, os problemas nem sempre são tão simples quanto aparentam. Também não existe nenhuma teoria perfeita, quer do ponto vista anal´ıtico, quer em termos de comprovação experimental. Ao contrário do anteriormente sugerido, em geral existem vários parâmetros de interesse e fundamentais para o estudo de um determinado fenómeno e poucas ou nenhumas teorias adequadas a uma tradução fiel do comportamento global. Também os ´ındices de validade anal´ıtica que têm sido considerados isoladamente, como por exemplo o grau de satisfação das condições fronteira à superf´ıcie livre e quantificado para diversas teorias, só parcialmente são correctos.

A teoria linear de Airy apresenta um grau de satisfação das condições fronteira relativamente bom, em águas de pequena profundidade relativa.

A figura3.2apresenta um gráfico de grande utilidade par´tica, adaptado de Le Méhauté. Nesta figura, os dom´ınios de aplicabilidade prática, das diversas teorias são delimitados pelo parâmetros adimensionais: H gT2, d gT2, H d e L2H d3 .

(39)

Figura 3.2: Dom´ınios de aplicabilidade de diversas teorias de ondas segundo Le M´ehaut´e ( Veloso-Gomes(1983)).

(40)

Cap´ıtulo 4

Turbinas E´olicas

As turbinas eólicas foram concebidas para extrair a energia cinética do vento, o que é conse-guido através da passagem do vento pelas pás do rotor, provocando a sua rotação para accionar um veio.

Genericamente, as turbinas eólicas modernas dividem-se em dois tipos: turbinas de eixo hori-zontal e de eixo vertical. Actualmente, as turbinas de eixo horihori-zontal são a forma mais comum de turbinas eólicas utilizadas. São o único tipo de turbinas instaladas ao largo, sobretudo porque são mais eficientes e tanto podem ser instaladas perto da costa ou em águas mais profundas.

Graças a desenvolvimentos recentes, as instalações em águas mais profundas oferecem no-vas potencialidades de desenvolvimento. Estas instalações serão capazes de aproveitar ventos mais fortes em alto mar e representam uma oportunidade de desenvolvimento de mais áreas de exploração, minimizando o seu impacte visual em terra.

Tal como já referido, a energia eólica resulta da radiação solar uma vez que os ventos são gerados pelo aquecimento não uniforme da superf´ıcie terrestre. Uma estimativa da energia total dispon´ıvel dos ventos ao redor do planeta pode ser feita a partir da hipótese de que, aproximada-mente, 2% da energia solar absorvida pelo planeta é convertida em energia cinética dos ventos.

4.1 Tecnologia

4.1.1 Classificação de Turbinas Eólicas

As pequenas turbinas com menos de 50 kW servem normalmente para alimentar casas, antenas de telecomunicações, bombas de água, etc. As turbinas de maior potência (existem turbinas de vários megawatts) são geralmente agrupadas em parques eólicos e a electricidade por elas gerada é introduzida na rede de distribuição eléctrica.

Em termos de potência nominal, a classificação de turbinas é a seguinte: • Pequenas turbinas: potência nominal inferior a 30 kW ;

(41)

• Grandes tubinas: potˆencia nominal entre 30 e 1000 kW ; • MultiMW turbinas: potˆencia nominal superior a 1000 kW ;

Segundo Castro(2003) existem turbinas upwind com as pás viradas para o vento, e turbinas downwind que funcionam de modo oposto, dado que o vento passa pela parte de trás da turbina para os rotores. As turbinas eólicas, cujos componentes estão ilustrados na figura4.1, também podem ser classificadas de acordo com o método como a potência é regulada em altas velocidades de vento. As turbinas eólicas reguladas por um mecanismo de perda aerodinâmica (stall-regulated) são uma das categorias. Estas turbinas têm pás de rotor de ângulo constante que, à medida que aumenta a velocidade do vento, entram gradualmente em perda (stalled). A segunda categoria são as turbinas de ângulo regulado que, em vez de terem um ângulo de rotor fixo, alteram o ângulo para regular a potência da turbina eólica.

Figura 4.1: Componentes de uma turbina e´olica.

4.1.2 Rotor

De acordo com Hansen(2008) o dimensionamento das pás do rotor, no qual a forma da pá e o ângulo de ataque em relação à direcção do vento têm uma influência determinante, beneficiou do conhecimento da tecnologia das asas dos aviões, que apresentam um funcionamento idêntico.

Em relação à superf´ıcie de ataque do vento incidente nas pás, o rotor tanto pode ser instalado a montante (upwind) ou a jusante (downwind) da torre. A opção upwind, na qual o vento ataca as pás pelo lado da frente, generalizou-se pelo facto de o vento incidente não ser perturbado pela torre. A opção downwind, em que o vento ataca as pás pelo lado de trás, permite o auto-alinhamento do rotor na direcção do vento, mas tem vindo a ser progressivamente abandonada, pois o escoamento é perturbado pela torre antes de incidir no rotor.

Considera-se como solidez (solidity) a razão entre a área total das pás e a área varrida pelas mesmas. Se o diâmetro e a solidez das pás forem mantidos constantes, o rendimento aumenta com o número de pás. Tal se sucede, porque diminuem as chamadas perdas de extremidade.