No domínio das aplicações da energia eólica torna-se fundamental conhecer e caraterizar a escala temporal/espacial da energia dos fenómenos meteorológicos. Desse modo, pode-se considerar o vento como uma sobreposição de escalas, que se assumem como independentes, tornando possível descrevê-lo à custa de um espectro de energia, normalmente o espectro de Van der Hoven (fig. 2.14) (Estanqueiro, 2012b; Simões, 1999).
A região do espectro micrometeorológico, situada entre os primeiros segundos e os dez minutos, carateriza os fenómenos de turbulência atmosférica, onde são sentidos os picos de velocidade do vento. Segue-se a região entre os dez minutos e as oito horas, designada de vazio espectral e caraterizada pelo reduzido conteúdo energético, devido às reduzidas variações da velocidade nesse período de tempo. Esta região é adequada para os períodos de cálculo da média da velocidade entre medições, porque dentro da mesma, quaisquer que sejam os períodos de cálculo, não sofrem na maioria dos casos de grandes variações. De modo a minimizar os erros de avaliação dos momentos estatísticos com o tempo, utilizam-se curtos períodos de tempo no cálculo da velocidade média horizontal, normalmente uma hora ou dez minutos (Estanqueiro, 2012b; Simões, 1999).
Figura 2.14 - Espectro de energia do vento caraterizado pelo "espetro de Van der Hoven" (Estanqueiro, 2012b). A região do espectro macrometeorológico, situada entre as oito horas e um ano, caracteriza os fenómenos meteorológicos de larga escala, tais como: o ciclo semidiurno (12 horas), o tempo médio de passagem das superfícies frontais (4 dias), a oscilação do eixo da Terra (6 meses) e o movimento da Terra em torno do Sol (1 ano) (Estanqueiro, 2012b).
Estes fenómenos variam de intensidade consoante a latitude, as características do local e o rigor da estação do ano, por exemplo. Para exemplificar, no caso de Portugal, com recurso à analise dos registos de estações meteorológicas costeiras12 do IPMA (Instituto Português do Mar e da Atmosfera) e de dados de produção energética dos parques eólicos nacionais, fornecidos pela REN (2012b), verifica-se as diferenças existentes nos ciclos, diurno e anual, nas regiões costeiras e interior montanhoso do território continental. Daí resulta que, no ciclo diurno, a intensidade média do vento é maior durante a tarde e anoitecer em regiões costeiras, enquanto em regiões montanhosas do interior, é maior durante a noite e madrugada. Sazonalmente, a intensidade média do vento, depende do rigor das estações em cada ano, sendo geralmente, maior no Inverno em regiões de montanha e maior no Verão em regiões costeiras.
Desta forma, verifica-se uma variabilidade sazonal que exige um período mínimo de 12 meses consecutivos de registos do recurso eólico (Estanqueiro, 2012b; Rio et al., 2006). Porém, para caracterizar a variabilidade anual, é necessário um período de tempo um pouco mais longo, o suficiente para estimar com elevado nível de confiança a produção energética do parque eólico. No caso de Portugal, tem-se verificado que o período ideal das campanhas experimentais é 3/4 anos, sendo que daí em diante não se obtém melhoria significativa na diminuição dos desvios face ao registo da velocidade média de longo termo (Estanqueiro, 2012b; Rio et al,. 2006).
A potência disponível do vento por unidade de área de captação da turbina eólica e unidade de tempo, provem da equação da energia cinética e vem dada por (Manwell et al., 2002):
12
Estações meteorológicas costeiras - Registos analisados para o ano de 2005 das estações do, Cabo Carvoeiro, Lisboa e Sagres. Registos analisados no período 1971-1980 para Lisboa e Sagres por Costa (2004).
(2.22) Onde, é a massa volúmica do ar e a velocidade instantânea. Pode-se constatar que a potência é proporcional ao cubo da velocidade, daí a importância de descrever corretamente a velocidade média do recurso por curtos períodos de tempo. Dessa forma é estendido e integrado no intervalo de tempo adequado por (Estanqueiro, 2012b):
̅ ∫ (2.23)
Onde, ̅ é o valor médio da componente horizontal da velocidade no intervalo de tempo . O fluxo de potência média disponível nesse intervalo de tempo vem dado por (Estanqueiro, 2012b):
̅ ̅̅̅ (2.24)
Como a velocidade instantânea pode ser decomposta por:
̅ (2.25)
E, têm-se as seguintes relações estatísticas: ̅ ̅̅̅̅ ̅̅̅ ̅ ̅̅̅ ̅ ̅̅̅̅ ̅̅̅̅ ̅
(2.26)
Então, o fluxo de potência incidente vem dado por:
̅ ̅̅̅ (2.27)
Onde é a intensidade de turbulência, já descrita anteriormente. Conhecendo o fluxo de potência incidente para um curto período de tempo adequado, é agora necessário caraterizar a distribuição do recurso eólico ao longo de um longo período de tempo mais longo (1 ano), de modo que posteriormente se possa estimar a energia produzida por uma turbina eólica em determinado local. Para isso, recorre-se a uma função de distribuição do vento, nomeadamente uma das que melhor se ajusta à frequência de ocorrência das classes de velocidade do vento e também mais frequentemente utilizada, a lei de distribuição de Weibull, expressa matematicamente por (Costa, 2004; Estanqueiro, 2012b; Manwel et al., 2002):
̅ ( ̅)
( ( ̅) ) (2.28)
Onde, ̅ representa a probabilidade de ocorrência da velocidade média do vento ̅, e os parâmetros de escala (m/s) e de forma (adimensional), respetivamente.
Considerando a distribuição de Weibull, a velocidade média do vento pode ser dada por:
̅ ∫ ( ) (2.29)
∫ (2.30) O fluxo de potência incidente é agora dado por:
( ) (2.31)
Para estimar a energia anualmente produzida por uma turbina eólica no local onde se registou determinada distribuição do vento, faz-se a integração do produto da curva de potência da turbina
pela respetiva função de distribuição do vento ̅ por (Estanqueiro, 2012b):
∫ ̅ (2.32)
No caso geral de se tratar da função de distribuição de Weibull, a energia anualmente produzida (MWh) é estimada da seguinte forma (Estanqueiro, 2012b):
∫ ( )
( ( ) ) (2.33)
De modo a obter-se uma interpretação qualitativa e direta da quantidade de energia produzida, recorre-se a indicadores de produção energética, calculados a partir da estimativa de produção do parque eólico. Dessa forma, é comum utilizarem-se dois simples indicadores de base anual. O fator de capacidade (FC) definido como (Costa, 2004):
(2.34)
Onde, é a potência nominal da turbina (MW) e o número de horas do ano (8760).
E, o número de horas equivalentes à potência nominal (NEP's) que pode ser obtido a partir de FC por:
(2.35)
O recurso eólico poderá ser considerado razoável se o número de horas equivalentes à potência nominal for superior 2300 (Costa et al., 2006a). No entanto a viabilidade do parque eólico, depende da tarifa aplicada e custo do investimento. Em condições offshore este valor poderá subir consideravelmente, devido aos custos de investimento, geralmente tornando-se tanto maior quanto maior a profundidade do mar e distância à costa (IEA, 2013).
3 Caracterização do escoamento atmosférico na região da Berlenga
Neste capítulo pretende-se encontrar qual ou quais os perfis de velocidades médias do escoamento atmosférico que são esperados ocorrer na costa oeste portuguesa, para que posteriormente possam ser reproduzidos em túnel de vento e em CFD (Computational Fluid Dynamics). Dado que não é conhecida a forma como determinado perfil de velocidades médias do escoamento de aproximação se irá comportar perante um obstáculo (a ilha), torna-se fundamental obter uma caracterização, tanto quanto mais aproximada possível, do escoamento atmosférico esperado para a região. Para isso serão usadas os recursos disponíveis, nomeadamente as observações do escoamento sobre a ilha e um modelo de previsão atmosférica.
Nesse contexto, é efetuada a caracterização da campanha experimental em curso na ilha Berlenga, bem como avaliação dos registos do escoamento observado, com o intuito de se obter as primeiras conclusões sobre o comportamento do escoamento atmosférico na região.
Com recurso à teorias anteriormente apresentadas para o perfil do escoamento, poderá ser possível obter-se os perfis de velocidades médias sobre o mar. Porém, as mesmas exigem o conhecimento de alguns parâmetros do escoamento atmosférico, os quais não se encontram disponíveis por observação, sendo necessário recorrer-se a um modelo de previsão atmosférico.
Por outro lado, torna-se importante sustentar com maior nível de confiança possível, os perfis do escoamento obtidos. Assim, é realizada uma análise dos perfis do escoamento observado por estações meteorológicas no Mar do Norte, cuja semelhança com este caso de estudo, contribuirá para uma melhor perceção e afirmação da realidade esperada.
Com os resultados obtidos, concluir-se-á qual ou quais os perfis do escoamento de aproximação à ilha, que se poderão adequar melhor à realidade esperada na região e portanto, que deverão ser experimental e numericamente reproduzidos.