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ESTIMATIVA DA PRODUÇÃO DE ENERGIA E DEFINIÇÃO DO
LAYOUT DE UM PARQUE EÓLICO NA REGIÃO SUDESTE DO
BRASIL
Ana Carolina Jardim Salgado Martins
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia Mecânica, da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio
de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção de título de
Engenheira.
Orientador: Profº. Ph.D. Gustavo César
Rachid Bodstein
Rio de Janeiro
Março de 2015
ii
ESTIMATIVA DA PRODUÇÃO DE ENERGIA E DEFINIÇÃO DO LAYOUT DE UM
PARQUE EÓLICO NA REGIÃO SUDESTE DO BRASIL
Ana Carolina Jardim Salgado Martins
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRA MECÂNICA
Examinado por:
Prof. Gustavo César Rachid Bodstein, Ph.D.
(Orientador)
Prof. Flávio de Marco Filho, D.Sc.
Prof. Manuel Ernani de Carvalho Cruz, Ph.D.
RIO DE JANEIRO
MARÇO DE 2015
iii
Martins, Ana Carolina Jardim Salgado
Estimativa de Produção de Energia e Definição de Layout
de um Parque Eólico na Região Sudeste do Brasil/ Ana
Carolina Jardim Salgado Martins - Rio de Janeiro: UFRJ/
Escola Politécnica, 2015.
VII 89 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Gustavo César Rachid Bodstein
Projeto de Graduação - UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de
Engenharia Mecânica, 2015
Referências Bibliográficas: p. 77
1. Energia Eólica 2. Parque Eólico 3. Metodologia 4.
Otimização I. Bodstein, Gustavo César Rachid II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica,
Curso de Engenharia Mecânica III. Título
iv
AGRADECIMENTOS
A conclusão desta etapa e a elaboração deste trabalho não seria possível sem a ajuda de
algumas pessoas que foram fundamentais, não só nessa reta final, mas ao longo de todo o curso
de Engenharia Mecânica.
Primeiramente quero agradecer aos meus pais, Ricardo Salgado Martins e Alexandra
Ferreira Jardim Salgado Martins, por terem me educado com amor e carinho e terem me dado
todas as ferramentas para que eu pudesse me tornar uma pessoa integra, honesta e dedicada.
Essa conquista seria impossível sem todo o sacrifício e o suporte que tive de vocês;
Às minhas irmãs, Ana Júlia Jardim Salgado Martins, Ana Luíza Jardim Salgado Martins
e Ana Clara Jardim Salgado Martins pelo carinho e amor que sempre foram fundamentais em
todos os momentos de minha vida;
Ao meu noivo e companheiro Lucas Zurli Monteiro pela paciência, pelo
companheirismo e por me apoiar e me incentivar sempre;
Ao meu orientador Gustavo César Rachid Bodstein pela disponibilidade e orientação
não só neste trabalho, mas ao longo de todo o curso;
À Natural Energia pela excelente formação profissional que proporciona aos seus
funcionários e por ceder o espaço e as ferramentas fundamentais para a conclusão desse
trabalho;
Aos meus amigos de trabalho Leandro Nunes Mota e Daniel Agnese Ramos, pela
paciência, pelo apoio e por todo o conhecimento que partilharam comigo em cada etapa deste
projeto;
Ao Sérgio Melo e a Vanessa Gonçalves Guedes do Cepel pela preciosa ajuda neste
trabalho, estando sempre presentes ao longo de toda a sua elaboração;
Aos meus amigos do básico e da mecânica que fizeram desses cinco anos os melhores,
em especial a Fábio Antunes, Thiago Veloso, Rafael D’ Angelo, Eduardo Zech, Flávio Andre,
Hayla Miceli, Isabela de Almeida, Jorge Ricardo, Pedro Henrique Queiroz, Fernanda Schröder
e Thiago Gomes dos Santos;
A Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro e todos os seus
professores, pela excelente formação e por todos os ensinamentos ao longo desses cinco anos
de graduação, em especial aos professores Flávio de Marco e Manuel Ernani membros da banca
de avaliação deste trabalho.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos
requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheira Mecânica.
Estimativa de Produção de Energia e Definição de Layout de um Parque Eólico na Região
Sudeste do Brasil
Ana Carolina Jardim Salgado Martins
Março de 2015
Orientador: Gustavo César Rachid Bodstein
Curso: Engenharia Mecânica
A necessidade de diversificação da matriz energética é uma realidade em todos os países do
mundo a fim de mitigar o risco de falta de energia. Neste cenário, a energia eólica é uma solução
sustentável e cada vez mais economicamente competitiva. O presente trabalho tem como
objetivo mostrar as principais etapas da elaboração de um projeto eólico, detalhando desde a
prospecção de novas áreas até a otimização através de software de simulação com base num
caso real situado na região sudeste do Brasil.
Palavras-chave: Energia Eólica, Parque Eólico, Metodologia, Otimização
vi
Abstract of Undergraduate Project presented to Poli/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Mechanical Engineering.
Energy Yield Assessment and Layout Definition of a Wind Power Project in the Brazilian
Southeastern Region
Ana Carolina Jardim Salgado Martins
March of 2015
Advisor: Gustavo César Rachid Bodstein
Course: Mechanical Engineer
The need to diversify sources of energy is a reality in all countries in the world in order to
mitigate the risk of power shortage. In this scenario, wind energy is a sustainable and
increasingly economically competitive solution. This project aims at showing the main stages
in the development of a wind project, detailing from prospecting of new areas to the
optimization through simulation software based on a real case located in southeastern region of
Brazil.
Keywords: Wind Power, Wind Farm, Methodology, Optimization
vii
ÍNDICE ANALÍTICO
ÍNDICE ANALÍTICO ......................................................................................................... VII
ÌNDICE DE FIGURAS .......................................................................................................... IX
ÍNDICE DE TABELAS ......................................................................................................... XI
CAPÍTULO I. INTRODUÇÃO ........................................................................................... 1
I.1. FATOS HISTÓRICOS RELEVANTES [3] ............................................................................. 3
I.2. OBJETIVOS ..................................................................................................................... 7 I.3. REGIÃO DE ESTUDO ....................................................................................................... 8 I.4. ESTRUTURA DESTE TRABALHO ...................................................................................... 9
CAPÍTULO II. PRINCIPAIS TIPOS DE TURBINAS EÓLICAS ............................... 10
II.1. TURBINAS DE ARRASTO ............................................................................................ 10 II.2. TURBINAS DE SUSTENTAÇÃO .................................................................................... 11 II.3. ORIENTAÇÃO DO EIXO DE TURBINAS EÓLICAS ......................................................... 12
II.4. DESEMPENHO DE UM AEROGERADOR ....................................................................... 13
II.4.1. Rendimento do Aerogerador ............................................................................. 14 II.4.2. Disponibilidade de um Aerogerador ................................................................. 14 II.4.3. Fator de Capacidade de um Aerogerador .......................................................... 15
II.5. AEROGERADORES COMERCIAIS ................................................................................ 15 II.5.1. Classe de um Aerogerador ................................................................................ 15
II.5.2. Tamanho dos Aerogeradores ............................................................................ 17
CAPÍTULO III. PARÂMETROS DE PROJETO DE UM PARQUE EÓLICO ......... 18
III.1. ESTUDO DO TERRENO E SUA INFLUÊNCIA NO COMPORTAMENTO DO VENTO ............ 18 III.1.1. Camada Limite Atmosférica ............................................................................. 19 III.1.2. Velocidade do Vento com a Altura ................................................................... 20
III.1.2.1. Perfil Logarítmico [7] .................................................................................... 20 III.1.2.2. Perfil Exponencial [7] .................................................................................... 22
III.2. ESTUDO DO VENTO ................................................................................................... 23 III.2.1. Dados de Vento ................................................................................................. 23
III.2.1.1. Séries de Reanálise ........................................................................................ 23 III.2.1.2. Séries Sintéticas ............................................................................................. 24
III.2.1.3. Medidores de Vento....................................................................................... 24 III.2.2. Potência Eólica .................................................................................................. 26
III.2.2.1. Potência Eólica em Função da Altitude e da Temperatura Ambiente ........... 27
III.2.2.2. Potência do Vento em Função da sua Velocidade ......................................... 28 III.2.3. A Velocidade do Vento ..................................................................................... 28 III.2.4. O Comportamento Probabilístico do Vento ...................................................... 29
III.2.4.1. Distribuição de Frequência da Velocidade do Vento .................................... 29
III.2.4.1.1. Função Massa específica de Probabilidade da Velocidade do Vento ....... 31 III.2.5. A Direção do Vento .......................................................................................... 32
III.3. ESTUDO DA DISPOSIÇÃO DOS AEROGERADORES ....................................................... 33 III.4. ESTUDOS DA CONEXÃO À REDE ELÉTRICA ............................................................... 34
CAPÍTULO IV. METODOLOGIA PARA ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO EM
USINAS EÓLICAS ................................................................................................................ 35
viii
IV.1. ESCOLHA DO LOCAL A SER ESTUDADO ..................................................................... 35 IV.1.1. Busca de Regiões Promissoras .......................................................................... 35
IV.1.2. Topografia da Região ........................................................................................ 36 IV.1.3. Rugosidade do Terreno e do Entorno ............................................................... 36
IV.1.3.1. Método I ........................................................................................................ 37 IV.1.3.2. Método II ....................................................................................................... 39 IV.1.3.3. Método III ...................................................................................................... 39
IV.1.4. Obstáculos no Terreno e/ou ao seu Redor ........................................................ 41 IV.1.5. Acessos ao Local ............................................................................................... 41 IV.1.6. Distância da Rede Elétrica ................................................................................ 42 IV.1.7. Autorização do Proprietário .............................................................................. 42 IV.1.8. Restrições Ambientais ou Legais ...................................................................... 42
IV.2. CAMPANHA DE MEDIÇÃO ......................................................................................... 43
IV.3. DEFINIÇÃO DO COMPORTAMENTO E CARACTERÍSTICAS DO VENTO LOCAL .............. 43
IV.4. ESCOLHA DOS AEROGERADORES A USAR ................................................................. 44 IV.5. DEFINIÇÃO DO LAYOUT ............................................................................................ 44 IV.6. ESTIMATIVA DA PRODUÇÃO ..................................................................................... 45
CAPÍTULO V. SOFTWARES PARA A ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE
ENERGIA EM USINAS EÓLICAS ..................................................................................... 46
V.1. WASP ....................................................................................................................... 47
V.2. WINDSIM .................................................................................................................. 48 V.3. OPENWIND ............................................................................................................... 50
CAPÍTULO VI. OTIMIZAÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA UTILIZANDO
TRÊS TURBINAS EÓLICAS ATUALMENTE DISPONÍVEIS NO BRASIL ............... 56
VI.1. ANÁLISE ESTATÍSTICA DOS DADOS DE VENTO ......................................................... 56
VI.2. AQUISIÇÃO DE CONDIÇÕES DE CONTORNO PARA SIMULAÇÃO ................................. 60 VI.2.1. Topografia ......................................................................................................... 60
VI.2.2. Rugosidade ........................................................................................................ 61 VI.2.3. Dados de Vento ................................................................................................. 62
VI.3. CÁLCULO DO POTENCIAL EÓLICO ............................................................................. 63 VI.3.1. Windmap 90m ................................................................................................... 65
VI.3.2. Windmap 116m ................................................................................................. 65 VI.3.3. Windmap 120m ................................................................................................. 66
VI.4. OTIMIZAÇÃO ............................................................................................................. 66 VI.4.1. Layer de Turbinas ............................................................................................. 67 VI.4.2. Restrições .......................................................................................................... 69
VI.4.3. Parâmetros de Otimização ................................................................................ 70
VI.5. RESULTADOS ............................................................................................................ 71
VI.5.1. Layouts .............................................................................................................. 72 VI.5.1.1. Turbina A ....................................................................................................... 72 VI.5.1.2. Turbina B ....................................................................................................... 73 VI.5.1.3. Turbina C ....................................................................................................... 74
VII.5.2. Relatório de Geração Energética ...................................................................... 75
CAPÍTULO VII. CONCLUSÕES..................................................................................... 76
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................. 79
ix
ÌNDICE DE FIGURAS
Figura I.1 - Complementariedade hidro-eólica no Brasil. Fonte: [2] ...................................... 3
Figura I.2: Desenho esquemático de uma bomba de vento. Fonte: [4] ...................................... 5
Figura I.3: Exemplo de turbinas com eixo vertical. Fonte: [5] .................................................. 6
Figura I.4 - Desenho esquemático de uma turbina eólica moderna. Fonte: [6] ......................... 7
Figura I.5 - Foto tirada com o auxílio de um DRONE da região estudada ................................ 8
Figura II.1 – Tipos de turbinas de arrasto. Fonte: [7] .............................................................. 11
Figura II.2 – Turbina de sustentação. Fonte: [8] ...................................................................... 11
Figura II.3 – Forças atuantes sobre as pás da turbina. Fonte: [8] ............................................. 12
Figura II.4 - Curva de potência de uma turbina eólica de uso comercial. Fonte: [10] ............. 14
Figura II.5 - Evolução do tamanho e da capacidade nominal dos aerogeradores comerciais.
Fonte: [11] ................................................................................................................................ 17
Figura III.1 - Parâmetros de projeto eólico .............................................................................. 18
Figura III.2 - Camada Limite Atmosférica. .............................................................................. 19
Figura III.3 - Relação entre a velocidade do vento e o expoente de potência do local. ........... 23
Figura III.4 – Biruta e Anemômetro. Fonte: [14] ..................................................................... 25
Figura III.5 - Fluxo de ar através de um cilindro imaginário de seção transversal A. ............. 26
Figura III.6 – Gráfico da variação da massa específica de potência com a velocidade do vento
.................................................................................................................................................. 28
Tabela III.7 - Frequência de distribuição da velocidade do vento dos dados reais. ................. 31
Figura III.8 – Distribuição do vento e curva de Weibull dos dados reais ................................ 32
Figura III.9 – Rosa dos ventos de frequência dos dados reais ................................................. 32
Figura III.10 - Esteira de uma turbina eólica. .......................................................................... 33
Figura III.11 - Sombra de uma turbina eólica. Fonte: [7] ........................................................ 34
Figura III.12 - Sombra dos aerogeradores numa fazenda eólica para vento frontal e diagonal à
orientação das turbinas. Fonte: [7] ........................................................................................... 34
Figura IV.1 - Mapa Eólico do Brasil. Fonte: [17] .................................................................... 35
Figura IV.2 - Topografia real da região. .................................................................................. 36
Figura IV.3 - Comportamento da Camada limite em áreas com diferentes rugosidades.
Fonte: [18] ................................................................................................................................ 37
Figura IV.4 - Rugosidade real. ................................................................................................. 38
Figura IV.5 – Influência de um obstáculo no vento. Fonte: [34] ............................................. 41
Figura IV.6 - Transporte da pá de um aerogerador. Fonte: [19] .............................................. 42
Figura IV.7 - Análise de ruídos ................................................................................................ 43
Figura V.1 – Metodologia de análise do WAsP. Fonte: [21] ................................................... 48
x
Figura V.2 - Relação entre a velocidade e o ângulo de inclinação no WAsP e no WindSim.
Fonte: [22] ................................................................................................................................ 49
Figura V.3 - Módulos do WindSim. Fonte: [23] ...................................................................... 50
Figura V.4 - Disposição dos aerogeradores. Fonte: [26] .......................................................... 52
Figura V.5 - Resultados dos Testes. Fonte: [26] ..................................................................... 53
Figura V.5 - Resultados dos Testes (Continuação). Fonte: [26] .............................................. 54
Figura V.5 - Resultados dos Testes (Continuação). Fonte: [26] .............................................. 55
Tabela V.6 - Resultado dos testes onshore. Fonte: [26] ........................................................... 55
Figura VI.1 – Windographer Shear ......................................................................................... 57
Figura VI.2 - Windographer rosa dos ventos ........................................................................... 57
Figura VI.3 - Windographer comportamento mensal da média da velocidade dos ventos ...... 58
Figura VI.4 - Windographer comportamento diário da média da velocidade dos ventos ........ 58
Figura VI.5-Relatórios do Windographer ................................................................................ 59
Figura VI.6 - Raster de topografia ........................................................................................... 60
Figura VI.7 - Tela de interpretação da topografia .................................................................... 61
Figura VI.8 - Rater de rugosidade ............................................................................................ 61
Figura VI.9 - Tela de interpretação da topografia .................................................................... 62
Figura VI.10 - Layer de propriedades dos dados de vento....................................................... 63
Figura VI.11 - Layer para cálculo do windmap. ...................................................................... 64
Figura VI.12 - Workspace após o cálculo de um atlas eólico para uma determinada altura. .. 64
Figura VI.13 - Windmap para 90m .......................................................................................... 65
Figura VI.14 - Windmap para 116m ........................................................................................ 65
Figura VI.15- Windmap para 120m ......................................................................................... 66
Figura VI.16 - Workspace organizado para a otimização do site ............................................ 67
Figura VI.17 - Layer Properties da Turbina A ......................................................................... 68
Figura VI.18 - Layer de Turbinas ............................................................................................. 69
Figura VI.19 - Progresso da Otimização .................................................................................. 70
Figura VI.20 - Opções de otimização ....................................................................................... 71
Figura VI.21 - Layout Turbina A ............................................................................................. 72
Figura VI.22 - Layout Turbina B ............................................................................................. 73
Figura VI.23 - Layout Turbina C ............................................................................................. 74
Figura VII.1 - Fator de capacidade médio dos projetos brasileiros. Fonte: [27] ................. Erro!
Indicador não definido.
xi
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela I.1 - Matriz energética brasileira. Fonte: [1] .................................................................. 1
Tabela II.1 - Vantagens e desvantagens dos eixos verticais e horizontais ............................... 13
Tabela II.2 - Classe dos aerogeradores. Fonte: Adaptado de [9] ............................................. 16
Tabela II.3 - Classificação dos aerogeradores pelo tamanho. Fonte: [7] ................................. 17
Tabela III.1 - Possibilidades de uso para a energia eólica de acordo com a velocidade do
vento. Fonte: [24] ..................................................................................................................... 29
Tabela III.2 - Discretização dos dados de vento em forma de frequência de distribuição dos
dados reais. ............................................................................................................................... 30
Tabela IV.1 -Classificação da superfície quanto à rugosidade. Fonte: [33] ............................ 38
Tabela IV.2 – Classificação dos comprimentos de rugosidade. Fonte: [2] .............................. 40
Tabela IV.3 - Características de três modelos de aerogeradores comerciais ........................... 44
Tabela VI.3- Relatório comparativo de produção de energia .................................................. 75
Tabela VI.4 - Capital necessário para implantação de cada parque eólico .............................. 76
1
CAPÍTULO I. INTRODUÇÃO
Devido a abundância de recursos hídricos, a matriz energética brasileira foi montada
privilegiando usinas hidrelétricas, que atualmente correspondem a mais de 60% da capacidade
instalada do país, conforme mostra a tabela I.1
Tabela I.1 - Matriz energética brasileira. Fonte: [1]
Essa modalidade utiliza a energia potencial contida principalmente na água dos rios de
planaltos e montanhas, que ao passar pelas turbinas hidráulicas gera energia. Esta é então
transportada e distribuída para ser utilizada, de forma quase instantânea, pelos consumidores
do sistema elétrico brasileiro. Qualquer volume de água que passe pela usina sem ser
aproveitado pela unidade de geração é energia perdida através do vertimento. Como ainda não
Origem Fonte nível 1 Fonte nível 2 Nº de Usinas ( KW ) % N° de Usinas ( KW ) %
Bagaço de Cana
de Açúcar387 9.880.703 6,934
Biogás-AGR 2 1.722 0,0012
Capim Elefante 2 31.700 0,0222
Casca de Arroz 10 37.533 0,0263
Biocombustíveis líquidos Óleos vegetais 3 19.110 0,0134 3 19.110 0,0134
Carvão Vegetal 7 51.400 0,036
Gás de Alto
Forno -
Biomassa
7 107.865 0,0756
Licor Negro 17 1.785.102 1,2527
Resíduos de
Madeira46 357.725 0,251
Resíduos animais Biogás - RA 12 1.361 0,0009 12 1.361 0,0009
Resíduos sólidos urbanos Biogás - RU 11 66.595 0,0467 11 66.595 0,0467
EólicaCinética do vento Cinética do
vento238 5.139.489 3,6067 238 5.139.489 3,6067
Calor de
Processo - CM1 24.400 0,0171
Carvão Mineral 13 3.389.465 2,3786
Gás de Alto
Forno - CM8 179.290 0,1258
Calor de
Processo - GN1 40.000 0,028
Gás Natural 123 12.743.170 8,9428
Outros Fósseis Calor de
Processo - OF2 149.300 0,1047 2 149.300 0,1047
Gás de Refinaria 7 339.960 0,2385
Óleo
Combustível34 4.083.973 2,866
Óleo Diesel 1184 3.587.647 2,5177
Outros
Energéticos de
Petróleo
15 925.208 0,6492
HídricaPotencial hidráulico Potencial
hidráulico1160 89.377.775 62,723 1160 89.377.775 62,723
Nuclear Urânio Urânio 2 1.990.000 1,3965 2 1.990.000 1,3965
Solar Radiação solar Radiação solar 317 15.179 0,0106 317 15.179 0,0106
Paraguai 5.650.000 3,965 8.170.000
Argentina 2.250.000 1,5789 5,7335
Venezuela 200.000 0,1403
Uruguai 70.000 0,0491
Total 3609 142.495.672 100 3609 142.495.672 100
Importação
Fonte
Empreendimentos em Operação
Fóssil
TotalCapacidade Instalada
Gás natural
124 12.783.170 8,9709
Petróleo
1240 8.936.788 6,2716
Floresta
77 2.302.092 1,6155
Carvão mineral
22 3.593.155 2,5215
Agroindustriais
401 9.951.658 6,9838
Biomassa
2
é possível armazenar a energia elétrica em grande escala, é preciso armazenar a fonte primária.
No caso da hidrelétrica, significa armazenar água nos reservatórios a montante das turbinas
hidráulicas.
Há muita controvérsia a respeito da construção de novos reservatórios, o que somado a
questões legais e ambientais, tem feito com que o número de novas hidrelétricas desta
modalidade não cresça de forma expressiva. Consequentemente a quantidade de energia
hidrelétrica armazenada vem, ao longo dos anos, se tornando insuficiente para atender à
demanda crescente. Tal efeito, faz com que o sistema seja mais dependente das chuvas.
Neste cenário, a energia eólica entra como uma fonte primária complementar ao Sistema
Interligado Nacional. A energia adicional gerada por um parque eólico permite uma maior
disponibilidade de água para ser acumulada e uma otimização do uso dos reservatórios, com o
aproveitamento desses recursos em períodos secos e em horários de ponta1 do sistema.
Na figura I.1 é possível perceber como esses recursos se comportam de forma
complementar tanto sazonalmente quanto regionalmente. De dezembro a maio, meses
tipicamente mais chuvosos, a disponibilidade de recursos eólicos é menor, enquanto nos demais
meses do ano há menor precipitação e maior abundância de vento. Quanto ao aspecto regional,
é possível observar que os maiores volumes de chuvas se concentram no interior do país e as
maiores velocidades de vento nas regiões próximas ao litoral, principalmente no Nordeste e nas
costas dos Estados do Rio de Janeiro e Rio Grande do Sul.
1 Horários com maior demanda de energia.
3
Figura I.1 - Complementariedade hidro eólica no Brasil. Fonte: [2]
I.1. Fatos Históricos Relevantes [3]
As primeiras aplicações do vento como fonte de energia datam de 2.800 A.C., quando os
egípcios começaram desenvolveram as velas para ajudar a força dos remos dos escravos.
Eventualmente, as velas também eram utilizadas para ajudar o trabalho dos animais em tarefas
como moagem de grãos e bombeamento de água.
A primeira documentação de um moinho de vento é de 947 DC na Pérsia, próximo à
fronteira com o Afeganistão. Esse moinho contava com um eixo vertical e era usado na moagem
de grãos.
Somente no século XII foram construídos os primeiros moinhos de vento na Europa, na
costa do Mediterrâneo e no norte da França. Estes apresentavam uma mudança radical na
4
tecnologia: ao contrário do moinho persa que tinha o eixo vertical, o europeu tinha o eixo
horizontal. Mesmo com essa modificação e um rotor vertical, havia um problema tecnológico
que precisava de solução – como direcionar o rotor para o vento.
A partir do século XIII os moinhos foram ganhando o interior da Europa e logo se tornaram
a mais importante fonte de energia, posição que foi mantida até o fim do século XIX, quando o
motor a vapor foi desenvolvido e o industrialismo moderno decolou. Até então eram as fontes
hídrica e eólica que produziam separadamente metade da energia usada, excluindo-se a energia
de animais como cavalos e bois.
O moinho de vento também desempenhou um importante papel político. Ele era uma
importante ferramenta para o desenvolvimento social pelo fato de ser um mecanismo hábil e
que diminuía o fardo das mulheres, que antes moíam seus grãos com as mãos.
Os engenheiros desenvolveram um mecanismo automático que deu uma guinada no curso
dessa fonte de energia, o nome deste sistema é o Holandês. Ele era formado de uma roda
montada perpendicularmente ao rotor e se conectava a um sistema de engrenagens na torre.
Quando a direção do vento mudava e atingia o rotor com um ângulo lateral, essa roda era
acionada e começava a girar. A cúpula se mantinha rodando até que o rotor estivesse novamente
direcionado para o vento e o vento não atingisse mais lateralmente a roda. Além de moer grãos,
o moinho também era muito utilizado para bombear água, o que contribuiu muito para mitigar
os problemas de irrigação na agricultura e para promover energia mecânica para as fábricas.
No outro lado do Oceano Atlântico, nas pradarias americanas, outro tipo de moinho de
vento desenvolvia um importante papel: a bomba de vento, uma roda de vento usada para
bombear água. Essa invenção permitiu que os fazendeiros expandissem suas pastagens e o
rebanho de gado, possibilitando a colonização das pradarias americanas.
A bomba de vento era montada sob uma torre cilíndrica ou treliçada e era direcionada
por um eixo que rodava de acordo com o vento. Ela tinha que ser lubrificada regularmente e
precisava ficar sobre constante vigilância, pois quando o vento aumentava muito ela tinha que
ser desativada através de freio acionado manualmente.
A industrialização deslanchou no século XIX e em 1854 a bomba de vento com
regulagem de potência automática desenvolvida por Daniel Halladay2 foi introduzida no
mercado. Esta máquina não necessitava de vigilância constante e foi uma grande facilitadora
da colonização americana.
2 Daniel Halladay foi um engenheiro, inventor e empresário nascido em 1826 nos Estados Unidos, que se tornou
mais conhecido pela inovação da bomba de vento.
5
Na década de 1930, com o começo da utilização comercial da energia elétrica surgiu um
novo mercado para a utilização de turbinas eólica. Nesta época a energia ainda estava restrita
às cidades, onde os geradores eram movidos a carvão e as regiões ao redor de estações de
energia hidroelétrica, o que significava que a maior parte dos países continuava sem energia.
Com a invenção do rádio, as pessoas de todas as partes queriam ter acesso a novidade e
para isso precisavam da eletricidade. Para atender essa nova demanda dos fazendeiros um novo
tipo de turbina eólica foi desenvolvido acoplada a um dínamo gerando energia elétrica. A
madura indústria aeronáutica da época utilizou os conhecimentos em aerodinâmica para dar às
pás do rotor um perfil otimizado, melhorando muito o rendimento destas máquinas. Desta
forma, uma pequena turbina de duas ou quatro-pás passou a trabalhar como as hélices de uma
aeronave, conforme apresentado na Figura I.2. Foi a indústria aeronáutica quem batizou essas
máquinas como turbinas eólicas.
As primeiras turbinas eólicas tinham uma velocidade do rotor de cinco a dez vezes
maiores que a velocidade do vento e tinham uma eficiência rotacional capaz de acionar um
gerador sem uma caixa multiplicadora. Dessa forma, estas passaram a servir para ligar rádios e
acender lâmpadas nas fazendas americanas e no interior da Europa.
Em 1957, uma turbina com 200 kW de potência nominal e com gerador de corrente
alternada foi construída em Gedser, Dinamarca. Nesta mesma época a Dinamarca começou um
programa de medição dos ventos em todo o país.
Figura I.2: Desenho esquemático de uma bomba de vento. Fonte: [4]
6
Durante a primeira metade do século XX dois novos tipos de turbinas eólicas foram
desenvolvidos: o rotor Savonius e a turbina Darrieus, ambos apresentados na Figura I.3.
O desenvolvimento da energia eólica teve um grande empurrão na década de 1970, com
a crise do petróleo, que atingiu diversos países e os forçou a optarem por novas fontes de energia
buscando diminuir a dependência do petróleo e do carvão.
Com o avanço dos estudos aerodinâmicos, consolidou-se o projeto de turbinas eólicas
com as seguintes características: eixo de rotação horizontal, três pás, alinhamento ativo, gerador
de indução e estrutura não flexível, como ilustrado na Figura I.4.
Figura I.3: Exemplo de turbinas com eixo vertical. Fonte: [5]
7
Figura I.4 - Desenho esquemático de uma turbina eólica moderna. Fonte: [6]
A tendência atual é a combinação das duas técnicas de controle de potência (stall e pitch)
em pás que podem variar o ângulo de passo para ajustar a potência gerada.
Nos últimos anos, as maiores inovações tecnológicas foi o aumento do diâmetro dos
rotores o que permite a utilização destes equipamentos em locais onde antes não poderia haver
geração de energia economicamente viável. Estes avanços somente foram possíveis com o
progresso dos estudos aerodinâmicos e da ciência de materiais.
I.2. Objetivos
O presente trabalho tem como objetivo apresentar uma metodologia de análise de
projetos eólicos, que incorpora desde a busca de uma região adequada até a otimização do
8
layout e estimativa da produção de energia, passando pela determinação dos principais
parâmetros de projeto, análise da metodologia e escolha do software mais adequado para ser
usado na simulação. O projeto foi montado utilizando dados reais de uma área litorânea, de
clima sub-úmido seco e muito calor distribuído ao longo do ano, localizada na região sudeste
brasileiro.
Especificamente, objetiva-se analisar três tipos de turbinas e otimizar, para cada tipo, a
quantidade e a posição de cada uma na região de modo a otimizar a produção de energia anual.
I.3. Região de Estudo
O site estudado no presente trabalho se localiza em uma região litorânea do sudeste
brasileiro, cujo relevo é de terras baixas, com altitudes inferiores a cem metros em relação ao
nível do mar. O clima é sub-úmido seco, com chuvas regulares no verão e muito calor
distribuído ao longo do ano. A vegetação é predominantemente rasteira. A imagem I.5 foi tirada
com o auxílio de um DRONE numa visita de prospecção à essa região.
Figura I.5 - Foto tirada com o auxílio de um DRONE da região estudada
9
I.4. Estrutura deste Trabalho
Este trabalho é dividido em sete capítulos, sendo o primeiro esta introdução. O capítulo
II trata dos principais tipos de turbinas eólicas, fazendo um breve resumo sobre as turbinas de
arrasto e de sustentação, discutindo as vantagens e desvantagens de cada tipo de eixo,
abordando a parte de desempenho das máquinas e as características dos aerogeradores
comerciais.
O capítulo III trata dos parâmetros de projeto detalhando o estudo do terreno, o estudo
do vento, o estudo da disposição dos aerogeradores e o estudo da conexão à rede elétrica. No
capítulo IV define-se uma metodologia de projeto que aborda desde a parte de prospecção até
a etapa de definição do layout e estimativa da produção de energia, utilizando todos os dados
reais do projeto analisado.
No capítulo V, é feito um comparativo entre três softwares disponíveis no mercado,
explicando, resumidamente, a metodologia utilizada por cada um. No capítulo VI, são
apresentados os resultados da otimização realizada com um dos softwares descritos no capítulo
anterior. O capítulo VII encerra este trabalho com uma conclusão do caso estudado.
10
CAPÍTULO II. PRINCIPAIS TIPOS DE TURBINAS EÓLICAS
As turbinas eólicas são máquinas capazes de converter a energia cinética, contida no ar em
movimento nas camadas inferiores da atmosfera, em energia mecânica e elétrica. A geração
com este tipo de tecnologia é considerada limpa, abundante, disponível em muitos lugares e
não precisa de nenhum combustível.
A tecnologia empregada nessas máquinas se desenvolveu de diversas maneiras e com o
tempo os sistemas de controle se tornaram mais baratos e mais avançados, novos perfis para as
pás do rotor foram criados permitindo maior geração de energia. Já os novos equipamentos
eletrônicos permitiram a variação da velocidade e a otimização da capacidade das turbinas.
II.1. Turbinas de Arrasto
Ao incidir na pá, o vento perde energia e desacelera, gerando uma força perpendicular
à superfície da pá, que empurra-a, fazendo o rotor girar. Essa força é conhecida como força de
arrasto, conforme mostra a equação (II.1).
𝐹𝑎 =1
2𝜌𝐶𝑎𝐴𝑉2, (II.1)
onde:
𝐹𝑎 = força de arrasto aerodinâmica [N];
𝜌 = massa específica do ar [kg/m³];
𝐶𝑎 = coeficiente de arrasto [adimensional];
𝐴 = área da pá [m²].
Essa força varia com as dimensões da pá que entram na fórmula através do coeficiente
de arrasto 𝐶𝑎.
Essas turbinas normalmente são usadas para bombear pequenos volumes de água com
ventos de baixa velocidade, uma vez que a velocidade das pás não pode ser maior que a
velocidade do vento, o que limita sua eficiência. Os três tipos principais de turbinas de arrasto
são: plana, tipo cálice e panemone, ilustradas na figura II.1
11
Figura II.1 – Tipos de turbinas de arrasto. Fonte: [7]
II.2. Turbinas de Sustentação
Em uma turbina de sustentação, o vento ao passar sobre o lado mais longo da pá com
uma velocidade maior gera uma área de baixa pressão. A diferença de pressão entre as duas
superfícies resulta em uma força de sustentação, processo similar ao que ocorre na asa do avião,
porém, enquanto no caso do avião a força de sustentação causa a elevação da aeronave, no caso
da pá da turbina eólica, como as pás são fixadas ao cubo elas só podem se movimentar em um
plano, o que faz com que a força de sustentação gere uma rotação Conforme ilustra a figura
II.2.
Figura II.2 – Turbina de sustentação. Fonte: [8]
12
Considerando uma velocidade do vento vista no referencial da pá de �� 𝑅𝐸𝐹 𝑃Á, incidente
a um ângulo de ataque α (ângulo entre a �� 𝑅𝐸𝐹 𝑃Á e a linha de corda), temos que a força resultante
sobre a pá (𝐹 ) pode ser decomposta em força de arrasto (�� ) e força de sustentação (�� ) conforme
ilustra a figura II.3.
Figura II.3 – Forças atuantes sobre as pás da turbina. Fonte: [8]
A força de sustentação 𝐿 pode ser expressa por:
𝐿 =1
2𝜌𝐶𝑆′𝐴𝑉2 , ((II.2)
onde:
𝐿 = força de sustentação [N];
𝐶𝑆′ = coeficiente de sustentação [adimensional].
Assim como o coeficiente de arrasto para as turbinas de arrasto, o coeficiente de
sustentação, muitas vezes chamado de coeficiente de empuxo, também depende das dimensões
e características aerodinâmicas da seção da pá.
II.3. Orientação do Eixo de Turbinas Eólicas
As turbinas eólicas podem ser construídas com o eixo vertical ou horizontal, sendo esta
última a mais usada atualmente. As vantagens e desvantagens de cada um podem ser observadas
na tabela comparativa II.1.
13
Tabela II.1 - Vantagens e desvantagens dos eixos verticais e horizontais
Vantagens Desvantagens
Eixo
Horizontal
As pás encontram-se dis-
postas em torno do centro de
gravidade da turbina, ajudan-
do assim na sua estabilidade;
A possibilidade de controle
do ângulo de ataque faz com
que a turbina tenha um
melhor aproveitamento da
energia.
Dificuldade de operar perto do
chão devido à grande turbulên-
cia do vento;
Necessidade de reposiciona-
mento em virtude de mudança
de direção do vento, o que
implica em parar a máquina e
alinhar o eixo de acordo com a
direção do vento a montante;
Auto custo de transporte e
necessidade de pessoas com
maior nível de qualificação,
devido as grandes dimensões.
Eixo
Vertical
Fácil manutenção, devido à
baixa altura dos componen-
tes;
Não há dependência da di-
reção do vento, logo não há
necessidade de parar a
máquina e alinhar o eixo de
acordo com a direção do
vento a montante;
Não há necessidade de
dispositivo de controle de
alinhamento, uma vez que as
partes mais importantes se
encontram perto do solo.
A grande maioria destes rotores
necessita de ser instalado num
local relativamente plano;
Alguns modelos necessitam de
energia exterior para começar o
movimento de rotação.
Apresentam menor perfor-
mamce em ventos de maior
velocidade.
II.4. Desempenho de um Aerogerador
A eficiência de um aerogerador comercial depende principalmente de três fatores:
perdas que reduzem o rendimento, disponibilidade da máquina e variações da velocidade do
vento.
14
II.4.1. Rendimento do Aerogerador
O rendimento do aerogerador se deve as perdas nos seus componentes. Dentre essas pode-
se destacar [7]:
As perdas em forma de calor no multiplicador, causadas principalmente pelo atrito entre
as engrenagens, que podem ser minimizadas através do uso de óleo de lubrificação e
refrigeração das engrenagens;
As perdas aerodinâmicas causadas pela redução de energia cinética do vento;
As perdas mecânicas, elétricas e magnéticas nos geradores, causadas respectivamente
pelo atrito das partes móveis, pelo efeito Joule e pelas perdas por histerese;
As perdas eletromagnéticas dos transformadores, devido as perdas por histerese e por
saturação magnética;
As perdas nos sistemas elétricos associadas aos fenômenos elétricos tais como efeito
Joule, dependendo do tipo de dispositivo.
A potência total de um aerogerador pode ser obtida através da curva de potência do
fabricante da máquina utilizada. Na figura II.4 pode-se observar a curva de potência de uma das
máquinas que serão testadas neste trabalho.
Figura II.4 - Curva de potência de uma turbina eólica de uso comercial. Fonte: [10]
II.4.2. Disponibilidade de um Aerogerador
Assim como qualquer máquina, os aerogeradores precisam de manutenção, o que
algumas vezes exige sua parada total (como por exemplo revisão geral do gerador, nivelamento
e balanceamento do rotor e manutenção corretiva das pás).
15
Normalmente os fabricantes garantem uma disponibilidade mínima de 97%.
II.4.3. Fator de Capacidade de um Aerogerador
O fator de capacidade de um aerogerador é a relação entre a energia elétrica gerada e
sua capacidade de produção, de modo que depende fortemente do perfil do vento no local onde
a máquina será instalada. Usualmente utiliza-se sua verificação anual conforme mostra a
equação II.3.
𝐹𝐶 =𝐸𝐴𝐺
8760 𝑃 , (II.3)
onde:
𝐹𝐶 = fator de capacidade [adimensional ou %];
𝐸𝐴𝐺 = energia anual gerada [kWh];
𝑃 = potência nominal [kW].
II.5. Aerogeradores Comerciais
Os aerogeradores comerciais estão em constante transformação em virtude da
constante disputa comercial e evolução da tecnologia. Dentre as principais modificações
pode-se destacar a crescente evolução no tamanho e envergadura das máquinas. No Brasil, os
aerogeradores devem seguir a Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), que adota
a norma internacional IEC 61.400-1.
II.5.1. Classe de um Aerogerador
Os aerogeradores são classificados quanto a sua capacidade de suportar determinadas
condições de vento e turbulência. A classificação adotada internacionalmente é a da norma IEC
e pode ser observada na tabela II.2:
16
Tabela II.2 - Classe dos aerogeradores. Fonte: Adaptado de [9]
Classe dos
Aerogeradores
I II III S
Vave3 (m/s) 10,00 8,50 7,50 Valores
especificados
pelo projetista Vref (m/s) 50,00 42,50 37,50
A 𝑰𝒓𝒆𝒇(%) 16
B 𝑰𝒓𝒆𝒇(%) 14
C 𝑰𝒓𝒆𝒇(%) 12
onde:
𝑉𝑟𝑒𝑓 = velocidade de referência (média no intervalo de 10 minutos) [m/s];
𝐼𝑟𝑒𝑓(%) = valor esperado médio da intensidade da turbulência a 15 m/s [%];
𝐴 = categoria para características de turbulência mais alta [adimensional];
𝐵 = categoria para características de turbulência média [adimensional];
𝐶 = categoria para características de turbulência mais baixa [adimensional].
Essas classes abordam a maioria das aplicações, de modo que os parâmetros de
turbulência e velocidade tem por objetivo representar muitos sítios distintos sem dar muita
precisão.
As classes I, II e III definidas na norma da IEC não se aplicam as condições marítimas
nem as condições de ventos decorrentes de tempestades tropicais, tais como: furacões, ciclones
e tufões [7]. Para tais condições deve-se utilizar um aerogerador de classe S, em que o projetista
defina as condições que a máquina deve atender.
3 Na terceira edição da norma IEC 61400-3ed essa linha foi retirada da tabela, e os parâmetros de velocidade
média de longo prazo ficaram definidos como: 𝑉𝑎𝑣𝑒 = 0,2𝑉𝑟𝑒𝑓.
17
II.5.2. Tamanho dos Aerogeradores
A potência e o tamanho dos aerogeradores têm aumentado significativamente conforme mostra
a figura II.5Esse aumento de dimensões é travado basicamente pela evolução tecnológica da
sua fabricação e pela disponibilidade de infraestrutura para a montagem e o transporte da
máquina.
Figura II.5 - Evolução do tamanho e da capacidade nominal dos aerogeradores comerciais.
Fonte: [11]
A tabela II.3 apresenta uma classificação de aerogeradores pelo tamanho, indicando as
respectivas faixas de potência:
Tabela II.3 - Classificação dos aerogeradores pelo tamanho. Fonte: [7]
Classificação Diâmetro (m) Área (m²) Potência, até (kW)
Pequeno 0,0 a 8,0 0,0 a 50,0 20
8,1 a 11,0 50,1 a 100,0 25
11,1 a 16,0 100,1 a 200,0 60
Médio 16,1 a 22,0 200,1 a 400,0 130
22,1 a 32,0 400,1 a 800,0 310
32,1 a 45,0 800,1 a 1.600,0 750
Grande 45,1 a 64,0 1.600,1 a 3.200,0 1.500
64,1 a 90,0 3.200,1 a 6.400,0 3.100
18
CAPÍTULO III. PARÂMETROS DE PROJETO DE UM PARQUE
EÓLICO
A avaliação técnica do potencial eólico exige um conhecimento detalhado do
comportamento dos ventos. Os dados relativos a esse comportamento, que auxiliam na
determinação do potencial eólico de uma região, são relativos à intensidade da velocidade e à
direção do vento. Para obter esses dados, é necessário também analisar os fatores que
influenciam o regime dos ventos na localidade do empreendimento, como o relevo, a
rugosidade do solo e outros obstáculos distribuídos ao longo da região. A partir dessa análise,
é possível definir os principais parâmetros do projeto, ilustrados na figura III.1.
Figura III.1 - Parâmetros de projeto eólico
III.1. Estudo do Terreno e sua Influência no Comportamento do Vento
O vento é uma fonte de energia renovável gerada a partir de uma diferença de
temperatura e pressão no ar que ocorre devido à distribuição desigual da radiação solar no
planeta. Seu comportamento é fortemente influenciado pelas características topográficas e
orográficas do terreno, de modo que a produção de energia será função do espaço.
19
III.1.1. Camada Limite Atmosférica
O conceito de camada limite é uma aproximação de engenharia introduzida pelo alemão
Prandtl4 em 1904 para descrever a região de contato entre o fluido incompressível em
movimento e um sólido, não possuindo qualquer formalidade física. Define-se como espessura
de camada limite a distância da superfície na qual a velocidade é 99% da velocidade do
escoamento potencial.
A camada limite atmosférica é turbulenta e pode ser estratificada em três regiões
distintas conforme mostra a figura III.2: Subcamada viscosa (região muito estreita onde os
efeitos viscosos prevalecem, o que significa que as forças de atrito do solo compensam as
demais forças que agem sobre o ar); região turbulenta (região onde os efeitos turbulentos são
responsáveis pelo transporte de momento) e por último a região de esteira, ou zona de defeito
(região onde os efeitos de inércia dominam).
Figura III.2 - Camada Limite Atmosférica.
Os ventos mais fortes e constantes ocorrem na atmosfera livre, situada a cerca de 1 km
da superfície da terra [12], onde há o balanço das forças sem o atrito e se estabelece o fluxo de
ar com a velocidade do vento de gradiente5 ao longo das isóbaras [7]. Como ainda não é possível
colocar os aerogeradores nessas altitudes, o espaço de interesse encontra-se limitado a região
turbulenta da camada limite atmosférica. Nessas alturas, o vento é diretamente afetado por
forças de atrito (devido à fricção da massa de ar em movimento com a superfície terrestre), o
que provoca uma diminuição na sua velocidade.
4 Prandtl foi um físico alemão nascido em 1875 responsável pelo desenvolvimento da base matemática para os
princípios fundamentais da aerodinâmica subsônica Entre seus estudos mais importantes estão a camada limite, os
aerofólios finos e a teoria da linha de sustentação. O número de Prandtl recebeu este nome em sua homenagem.
[28] 5 Vento de gradiente é aquele resultante do balanço entre a força do gradiente de pressão e a força de Coriolis, mas
que devido à curvatura do escoamento experimentam uma força centrífuga.
20
Com o aumento da altura, a direção do vento também tende a variar até se alinhar com
as isóbaras6. Como nas proximidades da superfície as variações de direção são muito pequenas,
exceto em terrenos complicados, pode-se tratar essa variável como sendo constante. Deste
modo, para efeito de estudos relacionados a produção de energia eólica considera-se que a
direção do vento não varia ao longo do círculo inscrito no plano de rotação da pá (sweep area).
III.1.2. Velocidade do Vento com a Altura
Para fins de produção de energia eólica, existem dois modelos de análise do
comportamento da camada limite atmosférica: o perfil logarítmico e o perfil exponencial.
III.1.2.1. Perfil Logarítmico [7]
O perfil logarítmico é dado pelas equações (III.1) e (III.2), onde pode-se determinar a
velocidade do vento 𝑉 de acordo com a altura ℎ acima do nível do solo e a velocidade de atrito
𝑉∗, respectivamente.
𝑉 =𝑉∗
𝐾ln (
ℎ
𝑧0) , (III.1)
ou
𝑉∗ =𝑉 𝐾
ln(ℎ
𝑧0) , (III.2)
onde:
𝑉∗ = velocidade de atrito [m/s];
K = constante de von Karman (K = 0,4) [adimensional];
ℎ = altura acima do solo [m];
𝑧0 = comprimento de rugosidade do solo [m].
A velocidade 𝑉∗ representa a tensão de cisalhamento da camada viscosa, e pode ser
definida como:
𝑉∗ ≡ √𝜏𝑤
𝜌 , (III.3)
onde:
𝜏𝑤 = tensão de cisalhamento na superfície do solo [N/m²];
6 Isobaras é um termo meteorológico que representa linhas de um mapa que ligam pontos de igual pressão
atmosférica, medido em bares. Além da pressão, o mapa de isobaras também pode dar informações sobre a força
do vento e direção do presente, em uma determinada área.
21
𝜌 = massa específica do ar [kg/m³].
Com o comportamento logarítmico da velocidade do vento é possível estimar a
velocidade do escoamento numa determinada altura sabendo–se sua velocidade em outra altura,
conforme a equação III.4.
𝑉1
𝑉2=
ln(ℎ1𝑧0
)
ln(ℎ2𝑧0
) , (III.4)
onde:
ℎ1 = altura acima do solo do ponto 1 [m];
ℎ2 = altura acima do solo do ponto 2 [m];
𝑉1 = velocidade do vento no ponto 1 [m/s];
𝑉2 = velocidade do vento no ponto 2 [m/s].
Para alturas superiores a aproximadamente 50 m o comportamento logarítmico do vento
sofre alguns desvios, uma vez que a influência da rugosidade sobre o vento diminui, não sendo
mais a única característica da superfície relevante no comportamento do vento. Para grandes
alturas o escoamento quente da superfície adquire grande importância, fazendo com que o perfil
de velocidade passe a se comportar conforme descrito na equação III.5.
𝑉 =𝑉∗
𝐾[ln (
ℎ
𝑧0) − Ψ] , (III.5)
onde:
Ψ = fator de correção do perfil atmosférico devido à influência do fluxo de calor
no solo [função empírica – adimensional].
Essa função Ψ faz a correlação da influência do fluxo de calor do solo no
comportamento da camada limite. Essa função é fortemente dependente de estratificação
atmosférica. Para condições estáveis:
Ψ = −4,7ℎ
𝐿 , (III.6)
E para condições instáveis:
Ψ = (1 − 16ℎ
𝐿)
1
4 , (III.7)
onde:
L = comprimento de estabilidade de Monin-Obukov [m²/kg].
22
O comprimento de Monin-Obukov é um parâmetro para a estabilidade atmosférica que
relaciona o perfil da velocidade do vento à distribuição vertical da temperatura, que é similar a
velocidade do vento [7]. Esse parâmetro pode ser determinado por:
𝐿 =𝑇0
𝐾 𝑔
𝐶𝑝.𝑉∗3
𝐻0 , ( ((((((((III.8)
onde:
𝑇0 = temperatura absoluta da superfície [K];
𝐶𝑝 = calor específico do ar à pressão constante [J/(kg.K)];
𝑉∗= velocidade de atrito [m/s];
g = aceleração da gravidade [m/s²];
𝐻0= fluxo de calor na superfície [J/s].
III.1.2.2. Perfil Exponencial [7]
Outra forma de determinação da velocidade do vento em alturas diferentes é através do
perfil exponencial, também conhecido como lei de potência (power law), dado pela equação
III.9:
𝑉2 = 𝑉1 (ℎ2
ℎ1)𝛼
, (III.9)
onde:
𝛼 = expoente de potência no local [adimensional].
É possível observar que as entradas da equação III.5 são praticamente as mesmas da equação
III.4, com exceção do exponente 𝛼 que é uma variável que depende da velocidade do vento, da
rugosidade e da estabilidade atmosférica, podendo variar de acordo com a rugosidade de 0,06
(locais lisos) até 0,6 (locais com alta rugosidade). Esta lei é a mais utilizada em estudos de
produção de energia através de recursos eólicos.
23
A figura III.3 ilustra esse comportamento exponencial, comparando os perfis de
velocidades sobre a água, vegetação rasteira e cidades, de modo que é possível perceber que
quanto menor o valor de 𝛼 mais rápido o escoamento recupera a velocidade.
Figura III.3 - Relação entre a velocidade do vento e o expoente de potência do local.
III.2. Estudo do Vento
Para poder utilizar a energia contida no vento, é necessário que haja um escoamento
permanente e razoavelmente forte de vento.
III.2.1. Dados de Vento
Como a instalação de torres anemométricas é uma etapa que necessita um certo
investimento financeiro, utiliza-se dados de reanálise ou séries sintéticas para fins de
prospecção de projetos eólicos. Uma vez que seja constatado que a região tem potencial eólico
investe-se em estações de medição de ventos para coleta e armazenamento dos dados reais de
vento.
III.2.1.1. Séries de Reanálise
As bases dados de reanálise permitem uma visão geral da climatologia global dos ventos
e podem ser utilizados como estimativas para regiões onde a quantidade de dados coletados em
superfície é muito pequena ou quando se está em fase de prospecção. Esses dados são
desenvolvidos através de modelos numéricos de previsão do tempo com base na manipulação
24
de dados coletados em diversas fontes (como estações sinóticas, radiossondas, satélites, boias
oceânicas, dentre outras) para alimentar cada um dos pontos de grade do modelo numérico.
Neste trabalho, serão usados os dados de Merra (Modern Era Retrospective-analysis for
Research and Applications) que fazem parte de uma reanálise da NASA (National Aeronautics
and Space Administration) dos dados de satélites [13].
Devido ao alto valor de mercado dos dados de ventos reais, este trabalho se baseia em
um ano de dados de reanálise de Merra.
III.2.1.2. Séries Sintéticas
Uma das formas de se prever o comportamento das usinas é através de séries de
velocidade de vento de longo prazo. Como torres anemométricas para projetos eólicos não
costumam ter grandes períodos de medição7, uma ferramenta muito utilizada para contornar
essa situação são séries sintéticas de vento.
Através de ferramentas estatísticas, como regressões lineares, é possível utilizar uma
série de vento real de curto prazo para correlacioná-la com uma série de longo prazo, seja de
uma torre mais antigas ou até mesmo de séries de reanálise nos pontos próximos ao
empreendimento, expandindo, dessa forma, seu tempo de medição. Essa técnica é conhecida
como MCP (Measure Correlate and Predict). Para que essa ferramenta produza um resultado
satisfatório, é necessário que os pontos sejam próximos8 e tenham um perfil de vento
semelhante.
Para projetos ainda na fase de prospecção, onde não se tem nenhum dado de medição,
ainda é possível comprar séries sintéticas. Existem algumas empresas especializadas que,
através de técnicas de modelagem 3D e MCP, conseguem produzir séries sintéticas de longo
prazo para qualquer ponto no mapa brasileiro. Apesar de não serem dados precisos, já são
satisfatórios para uma primeira análise do potencial eólico presente no local estudado.
III.2.1.3. Medidores de Vento
Para obtenção de dados reais é necessário a instalação de medidores de vento. A
velocidade do vento pode ser medida por anemômetros (ilustrado na figura III.4) e a direção
7 A EPE exige um período de medição de 3 anos para que o potencial eólico do parque seja certificado. Como os
custos de manutenção de uma torre é alto, as empresas tendem a manter essas torres por períodos pouco maiores
que os exigidos. 8 O tipo de terreno vai influenciar na distância ótima entre o empreendimento e os pontos das séries de longo
prazo.
25
por birutas (também ilustrada na figura III.4). Essas instalações coletam os dados quase que
instantaneamente e armazenam os registros utilizando intervalos discretos de normalmente 10
minutos [7].
Figura III.4 – Biruta e Anemômetro. Fonte: [14]
Existem também formas remotas de medição de vento, dentre os quais pode-se destacar
o SODAR e o LIDAR.
O SODAR (Sound Deteccion and Ranging) mede o vento através de ultrassom,
enquanto o LIDAR (Light Detection and Ranging) utiliza feixes de luz laser que ao refletirem
nos aerossóis proporcionam uma medida da velocidade. Dentre as vantagens de cada modelo
pode-se destacar:
Vantagens SODAR [15]:
menor custo de aquisição e manutenção;
exige pouca energia, podendo funcionar com painéis solares remotamente;
devido as dimensões tende a sofrer menos roubos.
26
Vantagens LIDAR [16]:
maior precisão dos dados;
menor tamanho, o que o torna mais fácil de transportar;
capacidade de mapear ventos dentro do seu range, não apenas na direção
vertical;
funciona bem na chuva.
III.2.2. Potência Eólica
Considerando um fluxo de ar de massa m movendo-se perpendicularmente à seção
transversal de um cilindro imaginário, a uma velocidade v, conforme ilustra a figura III.5.
A
v
Figura III.5 - Fluxo de ar através de um cilindro imaginário de seção transversal A.
A energia cinética dessa massa é dada pela equação III.10:
𝐸 =m v²
2 , (III.10)
onde:
𝐸 = energia cinética [J];
m = massa de ar [kg];
v = velocidade do vento [m/s].
Sendo a potência disponível no vento 𝑃𝑜𝑡, definida como a derivada da energia no
tempo, tem-se que:
𝑃𝑜𝑡 = �� =m v²
2 , (III.11)
onde:
𝑃𝑜𝑡 = potência disponível no vento [W];
m = vazão mássica de ar [kg/s].
27
A vazão mássica de ar é dada por:
m = 𝜌v𝐴 , (III.12)
onde:
𝜌 = massa específica do ar [kg/m³];
𝐴 = área da seção transversal [m²].
Sendo assim, substituindo a equação (III.13) em (III.12), tem-se a potência disponível
no vento que atravessa a seção transversal 𝐴.
𝑃𝑜𝑡 =1
2𝜌𝐴v3 . (III.13)
A equação (III.4) também pode ser escrita por unidade de área, descrevendo assim a
potência disponível no vento em função da velocidade do vento e da massa específica do ar no
local, denominada massa específica de potência 𝐷𝑃:
𝐷𝑃 =𝑃𝑜𝑡
𝐴=
1
2𝜌v3 . (III.14)
III.2.2.1. Potência Eólica em Função da Altitude e da Temperatura Ambiente
A potência gerada por uma turbina eólica se relaciona de forma direta com a massa
específica do ar que impulsiona o rotor. Os fabricantes costumam fornecer as curvas de potência
para condições padrão da atmosfera (15°C, nível do mar, massa específica do ar de 1,225
kg/m³). Portanto, o desempenho das máquinas nas diversas condições de operação deve ser
corrigido para o efeito da variação da massa específica com a altitude e a temperatura locais.
A relação entre massa específica, temperatura e a pressão atmosférica, obedece a lei de
estado dos gases perfeitos conforme mostra a equação III.15:
𝜌 =𝑃
𝑅 𝑇 , (III.15)
onde:
𝑃 = pressão atmosférica [Pa];
𝑅 = constante do ar ≈ 287 J/kg.K;
𝑇 =temperatura ambiente [K].
28
A altitude também afeta a temperatura ambiente e a pressão atmosférica em cada ponto
do espaço e a massa específica também é uma função dessas duas variáveis. Uma forma de
estimar essa massa específica é [7]:
𝜌 ≈353,4 (1 −
𝑧
45271)5,2624
273,15+ 𝑇 , (III.16)
onde:
𝑧 = altitude do local [m];
𝑇 =temperatura ambiente [ºC].
III.2.2.2. Potência do Vento em Função da sua Velocidade
Conforme mostram as equações (III.15) e (III.16), pode-se perceber que existe uma
relação de proporcionalidade entre a potência disponível no vento e a velocidade do escoamento
ao cubo conforme mostra a figura (III.6). Isso significa que um aumento de 10% na velocidade
do vento representa um aumento de 30% na potência disponível.
Figura III.6 – Gráfico da variação da massa específica de potência com a velocidade do vento
III.2.3. A Velocidade do Vento
Conforme observado na seção III.2.2, a potência varia sensivelmente com a velocidade
do vento. Com isso, demonstra-se a importância da obtenção correta dos dados do vento para
que seja realizada uma estimativa confiável de energia disponível.
29
A velocidade média anual é um bom parâmetro para pesquisar o vento, conforme ilustra a
tabela III.1. Porém, quando se trata de uma investigação do abastecimento de energia é
necessário olhar também as variações diárias, mensais e até ao longo dos anos (longo prazo).
Tabela III.1 - Possibilidades de uso para a energia eólica de acordo com a velocidade do
vento. Fonte: [24]
Velocidade média anual
10 m acima do nível do solo
Possibilidades de uso para a energia
eólica
de 3 m/s Usualmente não viável, a menos em
ocasiões especiais
3-4 m/s
Pode ser uma opção para bombas
eólicas, improvável para geradores
eólicos
4-5 m/s
Bombas eólicas podem ser
competitivas com bombas à Diesel.
Pode ser viável para geradores eólicos
isolados
Mais que 5 m/s
Viável tanto para bombas eólicas
quanto para geradores eólicos
isolados.
Mais que 6 m/s Viável para bombas eólicas, geradores
eólicos isolados e conectados à rede.
III.2.4. O Comportamento Probabilístico do Vento
O comportamento do vento não é determinístico, o que faz com que o seu estudo deva
ser realizado através de análises probabilísticas.
III.2.4.1. Distribuição de Frequência da Velocidade do Vento
A velocidade do vento é uma variável aleatória contínua, obtida por meio de medições
de vento realizadas em estações anemométricas que medem e registram, de forma continua, a
velocidade do vento em períodos discretos. Para estudos de energia eólica, esse período é,
normalmente, de 10 minutos. A velocidade média do vento em determinado período em estudo
é calculada como:
30
�� =1
𝑛∑ 𝑉𝑖
𝑛𝑖=1 , (III.17)
onde:
𝑉 = velocidade do vento registrada [m/s];
n = número de registros [adimensional];
i = identificação do registro.
Para facilitar a análise, essas velocidades podem ser discretizadas, dividindo as
velocidades do vento em faixas de 1 m/s. A tabela III.2 mostra a discretização dos três anos de
dados de reanálise do projeto.
Tabela III.2 - Discretização dos dados de vento em forma de frequência de distribuição dos
dados reais.
Velocidade do Vento (m/s) Número de Ocorrências Frequência Relativa (%)
0 - 1 81 1,02
1 - 2 251 3,17
2 - 3 487 6,14
3 - 4 832 10,49
4 - 5 1218 15,36
5 - 6 1490 18,79
6 - 7 1350 17,03
7 - 8 1180 14,88
8 - 9 647 8,16
9 - 10 253 3,19
10 - 11 93 1,17
11 - 12 33 0,42
12 - 13 11 0,14
13 - 14 3 0,04
14 - 15 0 0,00
> 15 0 0,00
Total 7929 100
Na figura III.7 pode-se observar um histograma das frequências de distribuição da
velocidade do vento de acordo com a tabela III.2 acima.
31
Tabela III.7 - Frequência de distribuição da velocidade do vento dos dados reais.
III.2.4.1.1. Função Massa específica de Probabilidade da Velocidade do Vento
A distribuição da velocidade do vento pode ser representada por uma função de massa
específica de probabilidade 𝑓(𝑉). Desse modo, a equação da velocidade média também pode
ser escrita como:
�� = ∫ 𝑉𝑓(𝑉) 𝑑𝑉0
. (III.18)
A função de densidade de probabilidade mais utilizada para a distribuição de vento é a
função de Weibull [7], dada pela equação III.19.
𝑓(𝑉) =𝑘
𝑐(𝑉
𝑐)𝑘−1
𝑒−(𝑉
𝑐)𝑘
, (III.19)
onde:
c = fator de escala [m/s];
k = fator de forma [adimensional].
O fator c é relacionado à velocidade média do vento no local e o fator de forma k à
variância da velocidade do vento em torno da velocidade média.
Na figura III.8 pode-se observar a sobreposição da função de Weibull, para valores de c
e k, ajustados através do método dos mínimos quadrados, referentes aos dados de vento da
tabela III.2, com a distribuição da velocidade do vento.
32
Figura III.8 – Distribuição do vento e curva de Weibull dos dados reais
III.2.5. A Direção do Vento
Outra característica do vento que precisa ser estudada é a sua variação quanto à direção.
Para analisar graficamente esse comportamento dessa variável, divide-se as direções em setores
na rosa-dos-ventos. A figura III.9 ilustra a rosa dos ventos real do projeto.
Figura III.9 – Rosa dos ventos de frequência dos dados reais
Rosa dos Ventos de Frequência
C = 6,471 m/s
K = 2,727
33
III.3. Estudo da Disposição dos Aerogeradores
O estudo da disposição dos aerogeradores (também chamado micrositing) é
fundamental para maximizar a eficiência de um parque eólico. Além da produção de energia, a
definição do layout do parque deve levar em conta as indicações do fabricante, o relevo do
terreno, emissão de ruídos pelas turbinas, impactos ambientais (como por exemplo reservas
ambientais e rotas de migração de aves) e os impactos da esteira formada atrás da máquina.
Ao atravessar a turbina o vento perde energia cinética e com isso tem sua velocidade
reduzida. Após a passagem pelo rotor forma-se uma região turbulenta, com a presença de
vórtices, chamada de região de esteira (ilustrada na figura III.10). O escoamento de ar tende a
se estabilizar novamente à medida que se afasta da turbina. Entretanto, quanto maior o
espaçamento entre as turbinas, maior será a área necessária para o parque ou menor a quantidade
de aerogeradores que poderão ser alocados.
Figura III.10 - Esteira de uma turbina eólica.
Essa região onde é formada a esteira é chamada de sombra (figura III.11) e deve-se
evitar posicionar outros aerogeradores nela, uma vez que quando a turbina opera nessa região,
ela deve extrair energia de uma massa de ar com menor potencial que o escoamento original,
reduzindo assim o seu desempenho. Além disso há maior intensidade de turbulência, o que gera
mais esforços mecânicos nas pás das turbinas situadas na zona de esteira e reduz a vida útil do
equipamento.
34
Figura III.11 - Sombra de uma turbina eólica. Fonte: [7]
Os aerogeradores podem estar situados total ou parcialmente na sombra de outros
aerogeradores, conforme ilustra a figura III.12. A situação da sombra parcial é ainda pior, pois
faz com que sejam criadas cargas não uniformes nos rotores.
Figura III.12 - Sombra dos aerogeradores numa fazenda eólica para vento frontal e diagonal à
orientação das turbinas. Fonte: [7]
Também é importante analisar a rosa dos ventos do projeto a fim de se observar a direção
predominante e poder otimizar os espaços, reduzindo as distâncias laterais entre os
aerogeradores.
III.4. Estudos da Conexão à Rede Elétrica
O último dos principais parâmetros que devem ser analisados é a conexão à rede elétrica.
Para implementação de um parque eólico é necessário fazer estudos de estabilidade transitória
e de tensão, análise harmônica, perdas e outros que não serão discriminados por não fazer parte
do escopo deste trabalho.
35
CAPÍTULO IV. METODOLOGIA PARA ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO
EM USINAS EÓLICAS
O projeto de um parque eólico exige um estudo complexo e detalhado, onde diversos
conhecimentos e ferramentas devem ser aplicados a fim de aumentar ao máximo a energia que
será gerada pela usina. Neste capítulo define-se uma possível metodologia, aplicada a um
projeto na região Sudeste do Brasil.
IV.1. Escolha do Local a ser Estudado
A escolha do local é o passo mais importante de um projeto, sendo essencial para o seu
sucesso. Este processo requer bastante conhecimento e experiência e envolve a análise dos
diversos fatores apresentados a seguir.
IV.1.1. Busca de Regiões Promissoras
A primeira etapa da escolha do local consiste em identificar as regiões promissoras,
inicialmente através de ferramentas de sensoriamento remoto, como atlas eólicos (Ilustrado na
figura IV.1).
Figura IV.1 - Mapa Eólico do Brasil. Fonte: [17]
36
Após a identificação no mapa, é recomendado programar uma visita técnica a região a
fim de realizar investigações complementares que contemplam consultas aos moradores, busca
por evidências objetivas (como árvores curvadas na mesma direção, formato de dunas, locais
sem moradias, dentre outras) e localização das estações meteorológicas próximas a região.
Para esse projeto foi escolhida uma área situada na região sudeste brasileira, cujas
características foram descritas na seção I.3 do presente trabalho.
IV.1.2. Topografia da Região
A topografia é fundamental para prever os impactos no escoamento de ar. Ela nada mais
é do que a descrição do terreno através de curvas de nível.
O vento que circula no topo de morros e colinas tende a ter uma velocidade maior,
devido a lei da conservação da massa, que eliminando-se os aspectos referentes a temperatura
e descolamento da camada limite, faz com que as elevações funcionem como um bocal. Neste
caso o escoamento sofre uma aceleração no topo dos morros.
A figura IV.2 mostra a topografia da região sudeste do Brasil, com destaque na parte
que contem a área a ser analisada.
Figura IV.2 - Topografia real da região.
IV.1.3. Rugosidade do Terreno e do Entorno
A rugosidade do terreno é a altura média das saliências do solo, determinada pelo
tamanho e distribuição dos elementos de rugosidade como vegetações e construções que
37
compõe o terreno. Longos morros lisos não são considerados no cálculo da rugosidade, pois
não provocam aumento da turbulência.
Quando o fluxo de ar transita entre áreas com diferentes rugosidades, ocorre uma
modificação da camada limite que, devido à inércia da massa de ar em deslocamento, não é
instantânea. Conforme ilustra a figura IV.3, pode-se observar o comportamento do perfil de
vento quando o comprimento de rugosidade muda de Z01, que se aproxima da rugosidade de
vegetações rasteiras, para Z02, cuja comprimento de rugosidade pode representar áreas urbanas.
Essa característica é muito importante e faz com que seja possível se instalar uma turbina eólica
em um terreno de alta rugosidade, mas que opere com o vento de uma região cuja rugosidade
seja baixa, como áreas em costas de lagos e oceanos.
Figura IV.3 - Comportamento da Camada limite em áreas com diferentes rugosidades.
Fonte: [18]
Nesta seção, são descritos três métodos de determinação de rugosidades.
IV.1.3.1. Método I
Os dados de rugosidade são criados a partir de imagens do MODIS (Moderate
Resolution Imaging Spectroradiometer), que é um instrumento fundamental presente no satélite
TERRA, (um dos sistemas de observação da terra da NASA).
Para facilitar o reconhecimento de padrões e objetos homogêneos, preliminarmente,
utilizou-se imagens do Google Earth, onde foram identificados os principais elementos de
cobertura do solo (cultura / pastagens, água, mancha urbana, solo exposto e mata). Em seguida,
o mesmo ponto foi localizado na imagem MODIS, onde as amostras representativas dos temas
já com o comprimento de rugosidade atribuído, conforme a tabela VI.1, foram coletadas e
Z01 Z02
38
processadas. O resultado da classificação foi uma imagem digital, onde cada pixel representa o
comprimento da rugosidade.
Tabela IV.1 -Classificação da superfície quanto à rugosidade. Fonte: [33]
Tema Classificado Comprimento de Rugosidade Atribuído (m)
Solo exposto 0,02
Mata 0,5
Mancha urbana 0,8
Cultura/Pastagens 0,03
Água 0,0001
O mapa de rugosidade utilizado neste projeto foi obtido com base neste método e pode
ser observado na figura IV.4Pela imagem é possível perceber que a rugosidade do terreno é em
sua maioria baixa, o que faz sentido, uma vez que a região apresenta em sua maior parte uma
vegetação rasteira (conforme havia sido observado na figura I.5).
Figura IV.4 - Rugosidade real.
39
IV.1.3.2. Método II
Quando disponíveis as medições de vento no local em pelo menos duas alturas, é
possível calcular a real influência da rugosidade no perfil do escoamento e determinar o
comprimento de rugosidade do solo.
Para determinar esse comprimento é preciso analisar o comprimento da camada limite
atmosférica logarítmica, estudado no capítulo III. Como já visto na equação III.4, tem-se que:
𝑉1
𝑉2=
ln(ℎ1𝑧0
)
ln(ℎ2𝑧0
) . (III.4)
Pode-se isolar 𝑧0 e desenvolver a equação até chegar a:
𝑧0 = 𝑒(𝑉2.lnℎ1−𝑉1.lnℎ2
𝑉2−𝑉1) , (IV.1)
onde:
ℎ1= altura do solo no ponto 1 [m];
ℎ2=altura do solo no ponto 2 [m];
𝑉1= velocidade do vento no ponto 1 [m/s];
𝑉2= velocidade do vento no ponto 2 [m/s].
Assim chega-se ao comprimento de rugosidade no local em estudo. Caso haja a
necessidade de um estudo mais detalhado, pode-se fazer a determinação do comprimento de
rugosidade nas várias direções (ou por setor), pois pode haver alterações significativas do
solo.
IV.1.3.3. Método III
Nem sempre se tem acesso a mais de uma altura de medição de velocidade do vento
Nestes casos, partindo do comportamento logarítmico da camada limite, pode-se calcular o
parâmetro 𝑧0 com base em alguns parâmetros que definem um determinado comprimento de
rugosidade.
𝑧0 = 0,5ℎ 𝑆
𝐴𝐻 , (IV.2)
40
onde:
ℎ = altura do elemento de rugosidade [m];
𝑆 = seção transversal na direção do vento do elemento de rugosidade [m²];
𝐴𝐻= área média horizontal de cada elemento [m²]
Na prática não se calcula esses valores de comprimento de rugosidade, utiliza-se como
base os comprimentos tabelados no European Wind Atlas, publicado em 1989. Este atlas atribui
classes de rugosidades, como mostrado na tabela IV.2, aos valores de comprimento de
rugosidade.
Tabela IV.2 – Classificação dos comprimentos de rugosidade. Fonte: [2]
𝑧0 Características do Terreno Classe de Rugosidade
1,00 Cidade
0,80 Floresta
0,50 Subúrbios 3
0,40
0,30 Cinturões de árvores
0,20 Árvores e arbustos
0,10 Fazenda com vegetação fechada 2
0,05 Fazenda com vegetação aberta
0,03 Fazenda com poucas árvores/edificações
0,02 Áreas de aeroportos com edificações e árvores
0,01 Áreas de pistas de aeroporto
0,008 Pasto 1
0,005 Solo arado
0,001 Neve
0,0003 Areia
0,0002
0,0001 Água (lagos, rios e oceanos) 0
41
IV.1.4. Obstáculos no Terreno e/ou ao seu Redor
Depois da rugosidade e da topografia definidos, o próximo parâmetro a ser determinado
é a modelagem dos obstáculos na região que está sendo estudada. Considera-se como obstáculo
todo elemento que cause variações bruscas do terreno e estejam próximos ao local de interesse.
No caso de estarem distantes, fora da área do projeto, deve-se considera-los como rugosidade.
Os obstáculos atuam como quebra-ventos e seu efeito no escoamento de ar é função de
sua geometria e do número de Reynolds, o que significa que existe uma dependência das
dimensões do obstáculo e da velocidade do vento, conforme ilustra a figura IV.5.
Figura IV.5 – Influência de um obstáculo no vento. Fonte: [34]
IV.1.5. Acessos ao Local
Nesta parte da análise deve-se considerar dois aspectos: instalação e manutenção das
estações de medição anemométricas (que deve incluir visitas periódicas ao local para inspeções,
manutenções e coleta de dados) e a implantação do parque (que deve incluir a necessidade de
transporte de peças e acessórios de grande porte, conforme ilustra a figura IV.6, bem como de
guindastes para auxiliar na montagem).
42
Figura IV.6 - Transporte da pá de um aerogerador. Fonte: [19]
IV.1.6. Distância da Rede Elétrica
Este aspecto pode ter um custo representativo no orçamento do projeto caso não existam
linhas de transmissão próximas ao parque. Dependendo da distância, esse fator pode ser capaz
de inviabilizar um projeto.
IV.1.7. Autorização do Proprietário
A criação desses parques eólicos vem estimulado o crescimento de diversas cidades.
São inúmeros os hotéis, pousadas, restaurantes, centros comerciais e outros empreendimentos
que acabam sendo criados para atender as necessidades das pessoas que vão para essas cidades
trabalhar no desenvolvimento e implantação do parque. Além do desenvolvimento desses novos
centros, os proprietários que arrendam suas terras recebem uma remuneração em dinheiro e
ainda podem manter suas atividades no entorno dos aerogeradores.
IV.1.8. Restrições Ambientais ou Legais
Antes da instalação das torres de medição deve-se observar quais as restrições legais e
ambientais existentes e que precisam ser atendidas pelo projeto. No âmbito ambiental pode-se
destacar a manutenção das áreas de preservação ambiental (APP), rotas de pássaros, impactos
43
visuais à paisagem e a emissão de ruídos. Na figura IV.7 pode-se observar a distribuição de
ruídos para uma das máquinas que serão analisadas no capítulo de simulação. O impacto sonoro
dos aerogeradores do parque sobre a cidade é da ordem de 8dB. Segundo a norma alemã VDI
2741, o ruído deve ser limitado a 45 dB durante o dia e 35 dB durante a noite a uma distância
de 500m do aerogerador.
Figura IV.7 – Simulação do Impacto sonoro de um dos layouts.
Dentre as restrições legais pode-se destacar áreas de interesse público para outros fins, áreas
ocupadas por construções, litígio jurídico pelo terreno, dentre outros.
IV.2. Campanha de Medição
Uma vez definido o local para estudo, é hora de começar a campanha de medição de ventos.
Devido ao seu comportamento probabilístico, deve-se obter pelo menos um ano de medição
para determinar as características do vento no local [7].
IV.3. Definição do Comportamento e Características do Vento Local
Obtidas as medições de vento deve-se realizar sua análise conforme descrito e
exemplificado no capítulo de parâmetros deste projeto (capítulo III). O estudo deve contemplar
44
o comportamento do vento em toda a extensão do possível parque onde serão instalados os
aerogeradores.
IV.4. Escolha dos Aerogeradores a Usar
Definido o comportamento e as características do vento local, é a hora de escolher os
aerogeradores que melhor se adequam para fazer as simulações. Normalmente, eles são
responsáveis por cerca de 70% dos custos dos projetos onshore e por isso sua escolha precisa
levar em conta aspectos técnicos e financeiros como [7]:
fabricação e assistência técnica no país ou região;
tecnologia adotada;
modelos e tamanhos disponíveis;
infraestrutura para transporte e montagem;
produção de energia do aerogerador no local;
custo de instalação do aerogerador;
custo de operação e manutenção do aerogerador.
Neste trabalho são analisadas três marcas e alturas diferentes de aerogeradores. Serão elas:
Tabela IV.3 - Características de três modelos de aerogeradores comerciais
Modelo Turbina A Turbina B Turbina C
Cut in [m/s] 3 3 3
Cut out [m/s] 25 25 25
Altura (Hub hight) [m] 89 120 116
Diâmetro do Rotor [m] 122 114 107
Classe de Turbulência 3 3A 3
Potência [MW] 2,7 2 2,3
IV.5. Definição do Layout
Essa etapa pode ser realizada de duas formas diferentes. Na primeira, mais simples, define-
se um layout fixo das turbinas e calcula-se a produção energética; na segunda forma faz-se o
layout com o auxílio de software que conforme já mencionado anteriormente, consiste em
encontrar um arranjo que maximize a eficiência da usina. Aspectos como a facilidade de acesso
45
às turbinas, dificuldade de implantação da rede elétrica e distância das máquinas às residências
também devem ser levadas em conta.
IV.6. Estimativa da Produção
Passadas todas essas etapas é possível fazer uma estimativa da produção de energia da usina,
considerando sua eficiência. Essa estimativa é feita pelo próprio software de otimização.
46
CAPÍTULO V. SOFTWARES PARA A ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO
DE ENERGIA EM USINAS EÓLICAS
Um dos desafios de um projeto eólico é prever de forma confiável e precisa os
recursos eólicos. Esse desafio se torna ainda mais complicado em terrenos complexos, onde a
modelagem do escoamento não é tão trivial. Sendo assim, um dos passos mais importantes do
projeto é a escolha do software de simulação. Existem inúmeros programas disponíveis no
mercado, como por exemplo WindPro, WASP, WindSim, e OpenWind. Dentre suas aplicações,
pode-se destacar:
importar a distribuição de frequência de ventos de uma ou mais torres de
medição;
criar ou importar os resultados de simulações de escoamento de vento;
modelar a curva de potência das turbinas;
simular o posicionamento das turbinas na área do projeto;
fazer uma estimativa de produção de energia bruta e líquida;
calcular perdas por efeito esteira.
Esse processo configura uma simplificação da metodologia para a otimização de um
parque eólico e normalmente envolve encontrar um posicionamento ótimo que equilibre a
eficiência e produção de energia. Para projetos onshore, normalmente se usa um espaçamento
de cerca de 6 a 10 diâmetros do rotor na direção predominante do vento e 3 a 4 diâmetros do
rotor ao longo das direções de menor predominância do vento [20]. Já em projetos offshore, as
turbinas devem ficar mais espaçadas, uma vez que como a rugosidade é muito baixa, o efeito
esteira tende a se manter por uma distância bem maior.
Antes de escolher o modelo a ser usado, é importante analisar suas características, suas
limitações de projeto (como número máximo de turbinas que podem ser modeladas), interface
com o usuário, capacidade computacional exigida, compatibilidade com outros tipos de
arquivo, opções de suporte técnico e preço.
A seguir são detalhados três dos principais softwares disponíveis no mercado, WAsP,
WindSim e OpenWind.
47
V.1. WAsP
O Wind Atlas Analysis and Application Program (WAsP) foi desenvolvido em 1987
pelo Departamento de Energia Eólica do Risoe National Laboratory na Dinamarca e é usado
como base para o cálculo de atlas eólicos em diversos programas.
Sua modelagem do escoamento é feita com base no modelo de Jackson-Hunt, que vai
além da conservação de massa e realiza a conservação do momentum através da resolução de
uma forma simplificada da equação de Navier-Stokes. A simplificação mais importante é que
as perturbações causadas pelo terreno são pequenas em um cenário onde os demais dados de
vento são constantes.
O WAsP funciona em basicamente dois passos, ilustrados na figura V.1. Primeiramente, o
vento medido nas torres anemométricas é extrapolado para gerar um escoamento potencial
preliminar, onde os efeitos do terreno são desconsiderados. Esses dados são armazenados como
um atlas eólico, que deverá ser atualizado na segunda etapa. Em seguida utiliza-se este
escoamento potencial e as informações do terreno (obstáculos, topografia e rugosidade) como
dados de entrada para prever o comportamento do vento em cada ponto do espaço e assim
concluir a análise do escoamento na região estudada.
Para regiões em que o terreno é relativamente plano, como o norte da Europa, onde os
fatores que mais influenciam no comportamento do vento são as variações de rugosidade e
existência de obstáculos, o programa consegue representar de forma bem aceitável a realidade.
Como o WAsP se baseia em um modelo que parte do princípio que a topografia influi pouco
no escoamento, ele acaba por não conseguir representar de forma satisfatória o comportamento
do vento em regiões de orografia complexa, isto é, cuja declividade é superior a 30% [20]. Além
dessa limitação, esse modelo também ignora efeitos de estabilidade térmica e gradientes de
temperatura.
48
Figura V.1 – Metodologia de análise do WAsP. Fonte: [21]
V.2. WindSim
WindSim é um software de energia eólica que foi inicialmente desenvolvido pela
empresa de consultoria Vector AS como uma ferramenta para a construção do Atlas Eólico
Norueguês. Ele trabalha com o modelo de Computational Fluid Dynamics (CFD) para prever
o comportamento do vento em determinada região, afim de gerar um atlas eólico.
49
CFD é uma metodologia numérica de solução de uma forma mais completa das
equações de escoamento de fluidos, em especial das equações de Navier-Stokes, através do
método de volumes finitos. Ao contrário da metodologia de Jackson-Hunt usada pelo WAsP, o
WindSim é capaz de simular respostas não lineares do vento em terrenos mais complexos. Isso
pode ser observado na figura V.2, onde pode-se observar a relação entre a velocidade e a
declividade do terreno (Casos A (ângulo de inclinação de 5,7º) e B (ângulo de inclinação de
11,3º)). Com o aumento do ângulo de inclinação o vento acelera, até um ponto em que o
escoamento descola (caso C (ângulo de inclinação de 21,8º)). Neste caso a recirculação
funciona como uma extensão do terreno, formando uma espécie de platô e causando perdas na
velocidade do escoamento. O gráfico no lado direito da figura V.2 mostra como cada modelo
relaciona a velocidade com o ângulo de inclinação α.
Além disso, o CFD também não faz outras hipóteses simplificadoras, como tensão de
cisalhamento e ação da turbulência só perto da superfície. Deste modo, ele consegue fornecer
informações úteis sobre as intensidades de turbulência, mudanças de direção e outras
características do escoamento de vento em terrenos complexos.
O programa pode ser rodado em um computador com alto processamento. Ele conta com
seis módulos interdependentes e ilustrados na figura V.3 [22]:
Figura V.2 - Relação entre a velocidade e o ângulo de inclinação no WAsP e no
WindSim. Fonte: [22]
50
Figura V.3 - Módulos do WindSim. Fonte: [23]
V.3. OpenWind
O OpenWind é um software desenvolvido pela AWS Truepower para auxílio no
desenvolvimento, otimização e avaliação de projetos de energia eólica. Ele foi construído em
torno de uma plataforma aberta para ter o máximo de transparência e encorajar o crescimento
de uma comunidade de usuários e desenvolvedores de software que vai manter o programa na
linha de frente da tecnologia. O programa é modelado a partir de Sistemas de Informação
Geográfica (SIG), o que permite que ele seja aplicado de forma eficaz e eficiente para uma
ampla gama de projetos de parques eólicos de diferentes complexidades e tamanhos.
Embora também seja um modelo linear, diferente do WAsP e do WindSim, o OpenWind
não resolve a equação de Navier-Stokes para modelar o comportamento do vento. Ele utiliza a
51
equação da continuidade para simular uma camada limite atmosférica e então realizar uma
estimativa da velocidade do vento em cada ponto da malha.
Para estimar a produção de energia, o OpenWind soma a energia produzida pelas
turbinas em mais de 72 direções e em 71 velocidades de vento (0 m/s até 70m/s com passo de
1m/s). Para cada direção e velocidade do vento, ele calcula a massa específica do ar em cada
turbina e a probabilidade de o vento vir daquela direção naquela velocidade para cada
aerogerador. Ele também calcula as perdas por efeito esteira devido as outras turbinas e
modifica a velocidade do vento em cada turbina antes de entrar com essa velocidade na curva
de potência.
O OpenWind conta com quatro modelos de efeito esteira (Park, Modified Park, Eddy-
Viscosity e Fast Eddy-Viscosity) [24], que utilizam Navier-Stokes para calcular as perdas de
energia do vento devido a interação do mesmo com as pás dos aerogeradores. Estes modelos
podem ser atualizados pela metodologia Deep Array Wake Model (DAWM) [25], que considera
a influência do parque eólico no escoamento potencial. Essa metodologia acrescenta aos
modelos anteriores a capacidade de perceber a presença do parque eólico como uma alteração
na rugosidade usada anteriormente para o cálculo do atlas eólico.
Para exemplificar como essa metodologia eleva a precisão dos modelos, foi analisada
pela AWS TruePower uma planta offshore localizada a 14km da costa oeste da Dinamarca. O
projeto consiste em 80 turbinas Vestas V809 com 1,8MW, distribuídas em uma matriz
trapezoidal regular, com um espaçamento constante de 7 X 7 diâmetros do rotor. Os dados de
vento medidos e os dados meteorológicos foram disponibilizados aos pesquisadores para a
realização de vários testes diferentes, cada uma compreendendo uma das três velocidades (6, 8
e 10 m/s) e uma das sete direções indicadas na figura V.4. O passo da velocidade é de 1 m/s e
o passo das direções de 5 graus. A direção central (reta de referência ER) foi escolhida de modo
que as turbinas sejam alinhadas uma atrás da outra ao longo da direção principal do vento. As
outras seis direções são geradas em incrementos de cinco graus em ambos os lados da direção
central. Com base nos dados, cada caso foi rodado duas vezes, uma utilizando apenas o modelo
tradicional Eddy-Viscosity (EV model) e outra acoplando a metodologia DAWM.
9 Turbina fabricada pela Vestas de 80m de diâmetro de rotor
52
Figura V.4 - Disposição dos aerogeradores. Fonte: [26]
Os resultados dos testes para as sete direções, na velocidade de 10m/s podem ser
observados na figura V.5 que relaciona o percentual do escoamento potencial com o
deslocamento ao longo das colunas de aerogeradores. Os gráficos a esquerda comparam a
performance da melhor configuração DAWM (linha vermelha) com o observado (linha azul)
para cada caso e as curvas a direita comparam o desempenho do EV model (linha vermelha)
também com os medidos (linha azul). Quando o vento se encontra na direção da reta de
referência ER, o EV model consegue prever bem e até mesmo superestimar as perdas de
escoamento ao longo das primeiras colunas. Contudo, para as demais direções, este modelo
subestima as perdas por efeito esteira, e vai progressivamente tendendo a estagnação a medida
em que avança ao longo das colunas, o que demonstra que o EV model falha na descrição das
perdas por esteira quando há uma grande quantidade de aerogeradores no parque, uma vez que
o aumento do número de turbinas gera uma mudança significativa na rugosidade que fora
anteriormente considerada para o cálculo do atlas eólico. Este efeito fica mascarado na direção
da reta de referência ER, devido ao fato de grande parte das perdas ocorrerem nas primeiras
colunas onde o número de aerogeradores ainda não é suficiente para representar um erro
significativo na rugosidade desconsiderando a presença do parque.
53
Figura V.5 - Resultados dos Testes. Fonte: [26]
54
Figura V.5 - Resultados dos Testes (Continuação). Fonte: [26]
55
Figura V.5 - Resultados dos Testes (Continuação). Fonte: [26]
Um outro teste realizado onshore na região centro-oeste dos Estados Unidos ilustra
como a metodologia DAWM representa, em menor proporção, ganhos na modelagem do efeito
esteira (figura V.6). Esse menor impacto nos resultados se deve ao fato da rugosidade em terra
ser maior em duas ou três ordens de grandeza em relação a em alto mar ser consideravelmente
mais variável.
Tabela V.6 - Resultado dos testes onshore. Fonte: [26]
Além dessas funções, este software também é capaz de realizar otimizações levando em
conta os custos da produção e realizar análise de zonas de impacto visual e de ruídos.
56
CAPÍTULO VI. OTIMIZAÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA
UTILIZANDO TRÊS TURBINAS EÓLICAS ATUALMENTE
DISPONÍVEIS NO BRASIL
A otimização é a etapa aonde se consegue testar várias configurações de layouts diferentes
até se obter aquele que se enquadre melhor nas especificações de projeto. Conforme abordado
no capítulo anterior, este trabalho foi realizado no OpenWind.
VI.1. Análise Estatística dos Dados de Vento
Após o download dos dados de vento do MERRA é necessário tratar os dados em um
programa de análise estatística Neste trabalho foi usado o software Windographer10. Essa
ferramenta gera um relatório com o georreferenciamento, dados da campanha de medição
(como início, fim, passo e duração), propriedades termodinâmicas médias (pressão, temperatura
e massa específica), rugosidade, shear, comportamento mensal e diário das médias das
velocidades dos ventos, frequência das médias e das direções e a classe da intensidade da
turbulência, conforme mostram as figuras VI.1 a VI.5.
A figura VI.1 representa o perfil de velocidade do vento (shear), através de um gráfico
de velocidade do vento pela altura. A figura VI.2 representa a rosa dos ventos de frequências
de direção dos dados de vento. A figura VI.3 é um gráfico do comportamento mensal das
velocidades médias do vento, enquanto a figura VI.4 ilustra o comportamento diário das
velocidades médias. A figura VI.5 é o relatório final gerado pelo Windographer, onde se tem
todas as informações dos dados de vento consolidadas.
10 Windographer é um software de análise de dados de vento.
57
Figura VI.1 – Windographer Shear
Figura VI.2 - Windographer rosa dos ventos
58
Figura VI.3 - Windographer comportamento mensal da média da velocidade dos ventos
Figura VI.4 - Windographer comportamento diário da média da velocidade dos ventos
59
Figura VI.5-Relatórios do Windographer
60
VI.2. Aquisição de Condições de Contorno para Simulação
VI.2.1. Topografia
Os dados de topografia deste projeto foram obtidos através de sensoriamento remoto.
Esses dados entraram no programa na forma de um raster11 de topografia, como o ilustrado na
figura VI.6.
Após a importação do raster de topografia, é necessário definir a forma como o mesmo
será interpretado pelo programa. No caso da orografia, deve-se escolher a interpretação de
elevação do terreno (Terrain Elevation) nas propriedades do layer12, conforme mostra a figura
VI.7 abaixo.
11 Dados raster são imagens que atribuem valores a cada pixel de uma imagem de acordo com uma classificação
específica. Diversos tipos de informações podem gerar arquivos raster. 12 O layer é uma camada que armazena um conjunto de dados vetoriais do mesmo tipo.
Figura VI.6 - Raster de topografia
61
Figura VI.7 - Tela de interpretação da topografia
VI.2.2. Rugosidade
Os dados de rugosidade, assim como os de topografia, também foram obtidos através
de sensoriamento remoto, com uma resolução de 500m. Esses dados entraram no programa na
forma de um raster de rugosidade, como o ilustrado na figura VI.8 abaixo.
Figura VI.8 - Rater de rugosidade
62
Após a importação do raster de rugosidade, é necessário definir a forma como o mesmo
será interpretado pelo programa. Neste caso, deve-se escolher a interpretação de comprimento
de rugosidade (Roughness Length) nas propriedades do layer, conforme mostra a imagem VI.9
abaixo.
Figura VI.9 - Tela de interpretação da topografia
VI.2.3. Dados de Vento
Os dados analisados e exportados do WindoGrapher são importados para o OpenWind
na forma de um arquivo .tab, que é um formato compatível tanto com o OpenWind quanto com
o WASP.
Quando há problemas no georreferenciamento dos dados, isto é, se os mesmos não
estiverem se sobrepondo corretamente, é possível realoca-los dentro do programa, alterando
manualmente as coordenadas no Met Mast no próprio Layer do arquivo, conforme mostrado na
figura VI.10.
63
Figura VI.10 - Layer de propriedades dos dados de vento.
VI.3. Cálculo do Potencial Eólico
Após definir as condições de contorno para o cálculo do potencial eólico, cria-se um
layer do tipo WRG (Wind Resource Grid), no qual é calculado o atlas eólico. Após este cálculo,
o WRG passa a ser interpretado como um raster malhado, onde cada ponto apresenta as
características do potencial eólico modelado (i.e. elevação e velocidade média de vento) para
uma altura determinada pelo usuário. Devido a essa característica, o WRG também é conhecido
como windmap.
Esse atlas será usado para o cálculo da produção energética. Para a realização deste
cálculo, é necessário que a altura do windmap seja a mesma que do aerogerador (hub height).
Como serão analisados três aerogeradores com alturas diferentes, serão criados três layers
distintos, cada um com um atlas eólico diferente para cada altura correspondente (90m, 116m
e 120m).
64
Nas figuras VI.11 e VI.12 abaixo pode-se observar a tela do cálculo do windmap, onde
insere-se as alturas que serão analisadas e a workspace, local onde ficam os layers com as
condições de contorno de cada caso após o cálculo do atlas eólico para uma dessas alturas.
Figura VI.11 - Layer para cálculo do windmap.
Figura VI.12 - Workspace após o cálculo de um atlas eólico para uma determinada altura.
65
VI.3.1. Windmap 90m
Para atender a turbina A, cuja altura é de 90m, foi gerado o atlas eólico ilustrado na
figura VI.13 abaixo.
Figura VI.13 - Windmap para 90m
VI.3.2. Windmap 116m
Para atender a turbina C, cuja altura é de 116m, foi gerado o atlas eólico ilustrado na
figura VI.14 abaixo.
Figura VI.14 - Windmap para 116m
66
VI.3.3. Windmap 120m
Para atender a turbina B, cuja altura é de 120m, foi gerado o atlas eólico ilustrado na figura
VI.15 abaixo.
Figura VI.15- Windmap para 120m
VI.4. Otimização
Nesta etapa utiliza-se o atlas eólico de cada altura para estimar a produção energética de
uma determinada configuração com um modelo específico de aerogerador. Este cálculo é um
processo interativo, no qual o programa testa inúmeros arranjos possíveis a fim de se obter
aquele que atende as especificações do projeto (que pode ser minimizar perdas de arranjo,
maximizar o fator de capacidade, meta de produção energética...).
Partindo de um layout inicial, o programa cria uma lista de todos os pontos do WRG
que não contém restrições. Feito isso, o OpenWind então ordena de forma decrescente esta lista
de acordo com a velocidade média de cada ponto. A partir daí, o programa causa perturbações
no layout original de duas maneiras diferentes:
(i) primeiro são aplicadas grandes variações nas posições dos aerogeradores. Essas
variações só ocorrem se não causarem grandes diminuições na velocidade do
vento;
(ii) se estas grandes variações não funcionarem, o programa aplica pequenas
perturbações gaussianas aleatórias nas coordenadas X e Y dos aerogeradores.
67
Uma vez que um novo layout foi criado, ele é testado com a função objetivo definida
para a otimização (que pode ser Geração Líquida ou Custo da Energia) e as usinas que,
aparentemente, pioraram sua produção são movidas de volta para a posição inicial. Se o
programa entende que esse novo layout, parcialmente perturbado, pode ser melhor que o
anterior, ele fará novos testes com a função objetivo. Esse processo pode ser realizado até 3
vezes por iteração. Se um layout perturbado performar melhor do que o original, em qualquer
momento, ele é adotado como o novo layout e o processo recomeça.
Portanto, pode-se observar que o programa jamais irá definir o layout ótimo, mas sim,
um layout otimizado e mais adequado ao seu recurso eólico em relação ao layout original. Para
que esse processo iterativo seja possível, define-se um layer de turbinas que deverá conter todas
as restrições do seu posicionamento conforme ilustra a figura VI.16.
Figura VI.16 - Workspace organizado para a otimização do site
VI.4.1. Layer de Turbinas
Neste layer, define-se todas as variáveis do aerogerador, como as curvas de potência
(que podem ser selecionadas a partir da biblioteca do programa) para uma faixa de valores da
densidade do ar (essa faixa engloba a maioria das condições usuais de um possível local de
projeto), a altura do aerogerador, o diâmetro do rotor e o espaçamento mínimo entre as
máquinas.
68
Como o recurso eólico da região estudada não é bem comportado, isto é, o vento
apresenta uma grande variação quanto à direção, deve-se utilizar um espaçamento circular para
cada turbina. Dessa forma é possível reduzir a imprevisibilidade das perdas aerodinâmicas
durante a fase de operação da usina. Como as pás do aerogerador devem sempre estar
perpendiculares à direção predominante dos ventos, a turbina deve realizar o chamado sector
management, o que significa parar a operação e, através de um sistema de guinada (yaw system),
virar sua nacele para voltar a ficar perpendicular novamente. Neste trabalho será utilizado um
espaçamento circular com raio igual a sete vezes o diâmetro do rotor
Para cada modelo de turbina deve-se preencher o Layer Properties com as
características da mesma, conforme exemplificado para a turbina A na figura VI.17 abaixo.
Figura VI.17 - Layer Properties da Turbina A
69
VI.4.2. Restrições
A etapa de definição das restrições consiste em indicar ao software as áreas que não podem
conter máquinas, seja por serem áreas alagadas, pela proximidade com edificações, dentre
outras. Neste projeto, existem apenas três tipos de restrições, que são:
restrições de fronteira: que proíbem a alocação de máquinas em uma região próxima à
fronteira do terreno. Essa distância vai depender do investidor e do projeto, mas neste
projeto foi adotado um valor de 200m;
restrições de áreas alagadas: que proíbem a alocação de máquinas dentro da área
alagada, mas permitindo a alocação em seu entorno;
restrições de edificações: que proíbem a alocação de máquinas nas proximidades de
construções. Neste trabalho foi utilizado um espaçamento igual à altura do aerogerador
mais a pá, a fim de proteger os proprietários caso ocorra uma queda da torre, mas não
existe uma regulamentação específica sobre isso.
Assim como as demais propriedades, as restrições entram como um layer dentro do layer
de turbinas. Esses layers se comunicam entre si obedecendo uma hierarquia lógica estabelecida
pelo próprio programa.
Figura VI.18 - Layer de Turbinas
70
VI.4.3. Parâmetros de Otimização
Para realizar a otimização do layout é necessário definir os critérios de convergência a
serem adotados. Primeiramente o OpenWind busca um layout inicial que atenda às restrições
impostas no projeto. Feito isso, o programa analisa possíveis variações no arranjo, tendo como
limite para o número de interações os critérios de convergência adotados (número de interações
e número de interações sucessivas sem ganho). Esse processo de otimização pode ser assistido
em tempo real na tela, conforme ilustra a figura VI.20. Além disso, o software é capaz de ir
adicionando aerogeradores no site sempre que as perdas de arranjo forem inferiores e o fator de
capacidade for superior a valores estipulados no projeto.
Para este projeto, conforme ilustrado na figura VI.21 abaixo, foi utilizado como critério
de convergência 1000 (mil) interações e um máximo de 200 (duzentas) interações sucessivas
sem ganho. Este valor pode ser maior ou menor de acordo com a qualidade esperada para os
resultados do projeto e a demanda de processamento que tal qualidade exigiria. Também foi
adotado um fator de capacidade mínimo de 30% (trinta por cento) e uma perda máxima de 10%
(dez por cento).
Figura VI.19 - Progresso da Otimização
71
Figura VI.20 - Opções de otimização
VI.5. Resultados
Passada todas as etapas supracitadas o programa gera o layout e um relatório de
produtividade energética da turbina selecionada.
Esse relatório completo retrata a simulação do layout em um período de um ano de
operação. Dentre as principais informações, ele apresenta a Geração Bruta e Líquida, fator de
capacidade, quais as perdas consideradas, qual a eficiência do layout escolhido quanto ao
espaçamento e ao relevo, densidade do ar média no parque entre outras.
Além de informações sobre o parque, o relatório apresenta também o funcionamento de
cada turbina individualmente, como velocidade média do vento, perdas de efeito esteira,
densidade do ar média na altura do rotor, geração e fator de capacidade.
72
VI.5.1. Layouts
Quando os critérios de convergência são atingidos, se obtêm o layout final, com os
aerogeradores alocados e o georreferenciamento de cada turbina em uma configuração ótima
para os parâmetros de projeto.
VI.5.1.1. Turbina A
Para o modelo de turbina A, o layout final contém nove aerogeradores dispostos como
mostra a figura VI.22 a seguir.
Figura VI.21 - Layout Turbina A
73
VI.5.1.2. Turbina B
Para o modelo de turbina B, o layout final contém dez aerogeradores dispostos como mostra a
figura VI.23 a seguir.
Figura VI.22 - Layout Turbina B
74
VI.5.1.3. Turbina C
Para o modelo de turbina C, o layout final contém sete aerogeradores dispostos como mostra a
figura VI.24 a seguir.
Figura VI.23 - Layout Turbina C
75
VII.5.2. Relatório de Geração Energética
Ao fim do processo de otimização, o programa gera um relatório de geração energética
com as características do projeto para cada turbina, conforme mostra a tabela VI.3 abaixo.
Tabela VI.3- Relatório comparativo de produção de energia
Turbina A Turbina B Turbina C
Número de turbinas 9 10 7
Potência instalada
[MW] 24,3 20 16,10
Geração de energia
líquida anual
[GWh/ano]
57,53 60,21 41,98
Fator de Capacidade
[%] 30,38 38,16 29,75
Perdas de arranjo [%] 3,76 3,64 2,69
Pode-se observar que o número de turbinas não é o mesmo para cada modelo, isto se
deve ao fato dos valores obtidos serem relativos ao layout ótimo de cada máquina.
Comparando os resultados é possível observar que a Turbina B foi a que obteve o maior
número de aerogeradores instalados, maior fator de capacidade e a maior geração líquida anual
de energia. A Turbina A vem logo atrás em termos de geração de energia e número de
aerogeradores, porém com perdas de arranjo superiores e um fator de capacidade 20% menor.
A Turbina C fica bem atrás em termos de fator capacidade e número de turbinas, mas apresenta
perdas bem menores. A variação do número e da posição das turbinas se deve as características
de cada fabricante, como altura e eficiência.
A decisão de qual layout é melhor vai depender também do aspecto financeiro para
implantação do projeto. Considerando que no Brasil o custo de implantação de um projeto
eólico é da ordem de R$4.000/kW [7], o capital inicial necessário para a construção de cada
parque pode ser observado na tabela VI.2 abaixo.
76
Tabela VI.4 - Capital necessário para implantação de cada parque eólico
Turbina A Turbina B Turbina C
Potência instalada
[MW] 24,3 20 16,10
Custo de implantação
[em milhões de reais] 97,2 80,0 64,4
VI.6. Conclusões
Através da otimização realizada com o auxílio do software OpenWind foram obtidos os
resultados para três máquinas distintas, conforme foi mostrado na tabela VI.3, onde é possível
observar a turbina B, cuja altura era de 120 m, o diâmetro do rotor era de 114 m e a potência
era de 2 MW, teve o maior fator de capacidade, cerca de 38 %, e a maior geração anual de
energia, cerca de 60,21 GWh/ano, a um custo de implantação de R$ 80 milhões. As demais
turbinas tiveram fatores de capacidades entre 29% e 31%.
De acordo com o Boletim das Eólicas de dezembro de 2014, que foi divulgado pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o fator de capacidade anual médio de 2014 dos
parques eólicos brasileiros em operação foi de 37%, valor superior ao de países que têm uma
indústria eólica mais consolidado como por exemplo os EUA, Espanha e a China, onde os
fatores de capacidade em 2013 foram de 32,1%, 26,9% e 23,7% respectivamente, conforme
mostra a figura VI.24.
77
Figura VI.24 - Fator de capacidade médio dos projetos brasileiros. Fonte: [27]
Pode-se então concluir que o projeto analisado tem um fator de capacidade superior à média
dos projetos brasileiros, o que o torna atrativo no mercado nacional. A nível internacional é
possível observar que o projeto pode ser considerado ainda mais competitivo.
37%
32%
27%
24%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
Brasil EUA Espanha China
78
CAPÍTULO VII. CONCLUSÕES
Este trabalho tinha como objetivo apresentar uma metodologia de análise de projetos
eólicos que incorporasse desde a busca de uma região promissora até a otimização do layout e
estimativa da produção de energia. A área escolhida para a simulação se localiza na região
litorânea da região sudeste do Brasil, tem um relevo plano, vegetação rasteira e clima sub-
úmido seco.
Após a simulação das três turbinas e a otimização da posição e da quantidade de
aerogeradores com o auxílio do software OpenWind foi possível observar a turbina B, cuja
altura era de 120 m, o diâmetro do rotor era de 114 m e a potência era de 2 MW, teve o maior
fator de capacidade, cerca de 38 %, e a maior geração anual líquida, cerca de 60,21 GWh/ano,
com um custo de implantação. Conforme mencionado na seção VI.6 as demais turbinas tiveram
fatores de capacidades entre 29% e 31%, valores pouco inferiores à média brasileira, mas
competitivos a nível internacional.
Pode-se então concluir que a metodologia aplicada foi eficiente e que o projeto com a
turbina selecionada através da simulação é atrativo e competitivo a nível nacional e
internacional.
79
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80
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[28] Wikipedia, Ludwing Prandtl. Disponível em: <www.pt.wikipedia.org> Acesso em: 03
fev. 2015