ENERGIA EÓLICA

Profa Eliane Aparecida Faria Amaral Fadigas

Escola Politécnica – Universidade de São Paulo

Escola Politécnica

Universidade de São Paulo

PEA 2420 – PRODUÇÃO DE ENERGIA

Profa Eliane Aparecida Faria Amaral Fadigas

2007

ENERGIA EÓLICA Fundamentos, Conversão, aplicações e viabilidade técnico-econômica

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ENERGIA EÓLICA

1- INTRODUÇÃO

A energia eólica é vista hoje, como uma fonte de geração de eletricidade com perspectivas de gerar quantidades substanciais de energia sem os impactos ambientais provocados por grande parte das fontes convencionais. Sua escala de desenvolvimento dependerá mais dos cuidados que se deve tomar ao escolher a turbina ideal e o local mais apropriado para implantação da mesma. A energia eólica já vem sendo utilizada há milhares de anos para moagem de grãos, bombeamento d’água e outras aplicações mecânicas. Atualmente, existem milhares de turbinas eólicas em operação ao redor do mundo, não apenas para gerar energia mecânica com também eletricidade. Para esta última aplicação, as turbinas são descritas normalmente como sistemas de conversão de energia eólica ou aerogeradores. Pesquisas voltadas à geração de eletricidade através do aproveitamento dos ventos vêm sendo realizadas desde o século XIX (com vários graus de sucesso). Existe hoje, uma extensa gama de turbinas comerciais, disponíveis, fabricadas por aproximadamente 30 empresas instaladas ao redor do mundo. O custo de uma turbina eólica vem decrescendo desde 1980. A tecnologia continua sendo aperfeiçoada com o objetivo de baratear os custos e tornar-se mais segura. Assim sendo, espera-se que em poucos anos, este tipo de geração se torne competitiva com as tecnologias convencionais. O funcionamento de uma turbina eólica envolve vários campos do conhecimento, incluindo meteorologia, aerodinâmica, eletricidade, controle, bem como a engenharia civil, mecânica e estrutural. 2- HISTÓRICO DA UTILIZAÇÃO DA ENERGIA OS VENTOS A energia dos ventos foi uma das primeiras fontes de energia mecânica de origem não animal a ser explorada pelas primeiras civilizações. Consiste na energia cinética contida nos movimentos das massas de ar na atmosfera (ventos), produzidos essencialmente através do aquecimento diferenciado das camadas de ar pelo Sol (geração de diferentes densidades e gradientes de pressão), e através do movimento de rotação da Terra sobre o seu próprio eixo.

A primeira utilização da energia dos ventos foi para impulsionar barcos à vela, porém sua exploração de forma estática por meio de moinhos de vento acredita-se que se deu há aproximadamente 3000 anos. A partir de então, estes equipamentos se difundiram rapidamente nos países da Europa e Ásia em diversas aplicações tais como moagem de grãos, bombeamento d’água, entre outros. O país dos moinhos de vento sempre foi a Holanda. Cerca de 20 000 moinhos de vento, estavam em funcionamento neste país ao final do século XVIII. Ao final do século XIX, países como a Alemanha, Inglaterra e Dinamarca possuíam cada um mais de 10 000 moinhos instalados. Entretanto, neste século, a introdução das máquinas a vapor durante a Revolução Industrial, conduziu a um declínio gradual no uso destes equipamentos na Europa. Por outro lado, à medida que o Oeste Americano foi se desenvolvendo no século XIX, milhares de moinhos de vento foram surgindo, a maioria utilizada no bombeamento de água nas fazendas e ranchos. Por volta de 1900, pequenos sistemas eólicos foram desenvolvidos para gerar energia elétrica em corrente contínua para carregar baterias. A maioria destes sistemas, por volta de 1930, caiu em desuso quando a rede elétrica que proporcionava uma energia elétrica mais barata começou a alcançar as áreas rurais.

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O desenvolvimento de sistemas eólicos de grande porte começou na Dinamarca por volta de 1890. No começo da década de 40, um sistema eólico de 1,25 MW foi colocado em operação em Vermont; o gerador eólico “Grandpa’s Knob”, interligado a rede elétrica local durante a II Guerra Mundial. No entanto, após a guerra, o declínio nos preços do petróleo fez com que este sistema fosse desativado. Após o “choque do petróleo” em 1973, a pesquisa, desenvolvimento e utilização dos sistemas eólicos voltam a ter um grande impulso mantido até os dias de hoje. Inúmeras pesquisas foram conduzidas nos EUA, Alemanha, Dinamarca e outros países resultando em aperfeiçoamentos nas tecnologias existentes como também em inovações. Turbinas de maior porte foram instaladas nos EUA, França, Dinamarca, Alemanha, entre outros países.

3- FUNDAMENTOS DA ENERGIA EÓLICA 3.1 O vento e suas características Os ventos que sopram na terra são massas de ar que se movem resultante das variações de pressão do ar. As variações na pressão do ar são causadas devido às diferenças no grau de aquecimento das diversas regiões da Terra. O vento é principalmente gerado pelo maior aquecimento da superfície da Terra perto do equador do que perto dos pólos. Isto faz com que ventos das superfícies frias circulem dos pólos para o equador para substituir o ar quente que sobe nos trópicos e move-se pela atmosfera superior até os pólos, fechando o ciclo. A rotação da Terra também afeta esses ventos planetários. A inércia do ar frio, que se move perto da superfície em direção ao equador, tende a girá-lo para o oeste, enquanto o ar quente, movendo-se na atmosfera superior em direção aos pólos, tende a ser desviado para o leste. Isso causa uma grande circulação anti-horária em torno de áreas de baixa pressão no hemisfério norte e circulação horária no hemisfério sul. Uma vez que o eixo de rotação da Terra é inclinado em relação ao plano no qual ela se move em torno do Sol, ocorrem variações sazonais na intensidade e direção do vento em qualquer lugar na superfície da Terra. Enorme quantidade de energia é constantemente transferida do Sol aos ventos da Terra, correspondendo a uma capacidade de potência total estimada em 1011 GW. Entretanto, apenas ventos das camadas atmosféricas mais baixas (até 150 m de altitude), apresentam interesse prático para conversão de sua energia. O vento também é fortemente influenciado pela topografia local. Onde há ausências de massas de terra, como no Mar Antártico, a circulação de ar é forte e razoavelmente uniforme. Mas onde há predominância de terra, a atmosfera envolvente é chamada a atuar como um trocador de calor entre o oceano próximo, estático termicamente, e as áreas de terras aquecidas no verão e resfriadas no inverno, produzindo circulação geral menos uniforme, que é muito influenciada pela topografia local.

Adicionalmente ao sistema de vento global (equador – pólos) há também os modelos de vento locais, como os do “mar para o continente” e vice-versa e o dos “vales para as montanhas” e vice-versa. As brisas marinhas e terrestres são geradas nas áreas costeiras como resultado da diferença nas capacidades de absorção de calor da terra e do mar. Durante o dia, devido à maior capacidade da terra de refletir os raios solares, a temperatura do ar aumenta e, como conseqüência, forma-se uma corrente de ar que sopra do mar para a terra (brisa marinha). À noite, a temperatura da terra cai mais rapidamente do que a temperatura da água e, assim, ocorre a brisa terrestre que sopra da terra para o mar.

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Os ventos das montanhas e vales são criados quando durante o dia, o ar frio da montanha se aquece e, quando este ar quente se eleva, dá lugar ao ar frio que flui dos vales. No período noturno, o fluxo se inverte, com o ar frio da montanha penetrando nos vales e o ar quente dos vales subindo em direção à montanha. A figura 1 ilustra o movimento diário do vento formado pela diferença de temperatura entre o mar e o continente e entre as montanhas e os vales.

Figura 1 – Circulação local dos ventos

Parâmetros que influenciam no perfil do vento

Os ventos locais sofrem a influência de diversos parâmetros do local, e estes devem ser conhecidos quando se deseja estimar o regime de vento em um determinado local através do conhecimento dos dados de vento de outros locais. Os fatores que influenciam na velocidade dos ventos em um determinado local são:

• Obstáculos próximos ao local de medição • Rugosidade do terreno. Tipo de vegetação, tipo de utilização da terra e construções. • Orografia. Existência de colinas e depressões

Informações sobre as condições de contorno do local podem ser obtidas através de mapas topográficos, dados de satélites ou visitas ao local de instalação. A velocidade do vento varia também com a altura. Normalmente os anemômetros das estações de medição são instalados a uma altura de 10 metros do solo. Em função da altura de instalação do cubo do aerogerador, a velocidade do vento tem que ser corrigida. Existem leis que regem a influência da altura na velocidade do vento e que serão detalhadas a seguir nesta seção. Variação da velocidade com a altura Da mecânica dos fluídos, experimentos mostram que a velocidade de um fluído que escoa próximo a uma superfície, se anula, função da viscosidade desse fluído. Levantando-se o perfil de velocidade do fluído com a altura, verifica-se que, no sentido perpendicular à altura, a velocidade passa de um valor nulo e atinge uma velocidade de escoamento “V”. A região junto à superfície em que ocorre esta rápida mudança no valor de velocidade é conhecida como camada limite. No interior da camada limite, normalmente o ar escoa com uma certa turbulência, tendo em vista a influência dos parâmetros tais como: massa específica e viscosidade do fluido, o acabamento da superfície (rugosidade), a forma da superfície (presença de obstáculos).

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Como as turbinas eólicas são instaladas no interior da camada limite (até 150 metros), torna-se importante conhecer a distribuição da velocidade do vento com a altura. Da Mecânica dos Fluídos, dois modelos são utilizados no desenvolvimento da camada limite em aplicações para aproveitamento da energia eólica: modelos conhecidos como “Lei da potência” e “Lei logarítmica”

A lei de potência resultou de estudos da camada limite sobre uma placa plana. É a mais simples de ser aplicada, porém sem uma precisão muita apurada. A lei de potência é expressa por:

V= Vo (H/Ho)n

Onde: V – velocidade do vento na altura desejada (altura da turbina) Vo – velocidade do vento disponível na altura conhecida H – altura desejada (altura da turbina) Ho – altura conhecida (altura de medição) n – fator de rugosidade do terreno

A topografia do terreno e obstáculos, tais como árvores e construções influenciam no perfil vertical do vento, como demonstrado na equação através do fator “n”. A tabela 1 apresenta alguns valores do fator n para diferentes tipos de superfície.

Tabela 1 – Fator de rugosidade para terrenos planos

Descrição do terreno n Terreno sem vegetação 0,10 Terreno gramado 0,12 Terreno cultivado 0,19 Terreno com poucas árvores 0,23 Terreno com : muitas árvores, cerca viva ou poucas edificações

0,26

Florestas 0,28 Zonas urbanas sem edificações altas 0,32

O modelo baseado na Lei Logarítmica é mais complexo, pois leva em conta que o escoamento na atmosfera é altamente turbulento. A lei logaritima é expressa por:

onde Zo – comprimento de rugosidade V(Z) – velocidade do vento na altura Z (altura da turbina eólica) Zr – altura de referência (altura e medição) V(zr) – velocidade do vento na altura de referência A tabela 2 mostra valores de comprimento de rugosidade (Zo) para vários tipos de terrenos.

=

o

r

o

r

z

z

z

z

zVzV

ln

ln

)()(

6

Tabela 2 – Valores de comprimento de rugosidade (Zo)

Descrição do terreno Zo (mm) Liso, gelo, lama 0.01

Mar calmo 0.20 Mar agitado 0.50

Neve 3.00 Gramado 8.00

Pasto acidentado 10.0 Campo em declive 30.0

Cultivado 50.0 Poucas árvores 100.0 Muitas árvores 250.0

Poucos edifícios, florestas 500.0 Subúrbios 1.500.0

Zonas urbanas com edifícios altos 3.000.0 Rugosidade do terreno Na expressão da lei de potência, o parâmetro “n”, bem como o valor Zo na lei logarítmica, estão associados à rugosidade do terreno.

Na figura 2, observa-se a influência da mudança da rugosidade de um valor zo1 para zo2 no perfil vertical do vento, depois da distância x. O parâmetro zo é uma escala de comprimento e está associado à altura onde a velocidade média se anula, se o perfil de velocidade varia logaritmicamente com a altura. A altura h da nova camada limite é uma função de x. O valor de zo é considerado uma grandeza que muda com as mudanças naturais da paisagem.

Figura 2 – Influência da mudança da rugosidade no perfil vertical do vento

Obstáculos Os obstáculos também influenciam no nível e distribuição da velocidade dos ventos provocando o efeito de sombreamento. Vários fatores influenciam no escoamento, tais como: as formas das árvores, as distâncias entre elas, sua porosidade, etc. Em geral, nas análises, os obstáculos são considerados como caixas com seção transversal retangular. Deve-se analisar a posição do obstáculo relativa ao ponto de interesse, suas dimensões (altura, largura e comprimento) e sua porosidade, esta última definida como a relação entre a área livre e a área total de um obstáculo. A porosidade de árvores, por exemplo, varia com a queda das folhas, isto é, com a época do ano.

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Orografia Variações na altura do terreno, por exemplo, a presença de colinas, vales, depressões, provocam um aumento na velocidade e considerável mudança de direção. Para descrever o relevo de uma superfície normalmente são utilizadas curvas de nível. A figura 3 ilustra o escoamento de uma colina “ideal”, mostrando o desenvolvimento do perfil de velocidades a montante e no topo da colina.

Figura 3 – Escoamento em torno de uma colina “ideal”

3.2 Medições de vento Considerando que o vento, é um recurso aleatório, ou seja, impossível de se prever com exatidão devido ao seu processo de formação, e pelo fato da energia gerada ser proporcional ao cubo da velocidade do vento, torna-se extremamente importante que a determinação do regime dos ventos seja feita com a maior exatidão possível, pois erros de medição conduzem ao inadequado dimensionamento do sistema eólico, desempenho e predição da energia anual gerada e consequentemente riscos financeiros ao empreendedor. Existe atualmente no mercado uma variedade de instrumentos para medição de velocidade e direção do vento que vão desde anemômetros manuais até equipamentos automatizados. Na realização de medições para levantamento do potencial eólico para fins de geração de energia elétrica normalmente são utilizados os anemômetros com sistema informatizado de aquisição e transmissão de dados. O ideal seria também realizar a coleta de dados referentes à temperatura, umidade e pressão, pois todos esses parâmetros afetam a potência disponível. Considerações práticas justificam omissões de fatores cujos efeitos são menores que o percentual de erro esperado. A pressão atmosférica não causa mudanças na densidade do ar em mais de 5% anualmente. A umidade afeta os valores de potência em cerca de 2% e em menos de 1% nas regiões semi-áridas. A temperatura deverá ser coletada sempre que cause mudanças na densidade maior que 5%. A densidade do ar “d” em kg/m3 pode ser calculada pela seguinte expressão:

d=0,456 p / (273+T)

onde p é a pressão atmosférica, em milímetros de mercúrio, e T é a temperatura do ar, em graus centígrados. A direção do vento é um importante parâmetro a ser analisado, pois mudanças de direção freqüentes indicam situações de rajadas de vento. A medida de direção do vento auxilia na determinação do local ideal para instalação das turbinas em um parque eólico. Os dados relativos

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à direção do vento não entram nos cálculos da estimativa do potencial eólico, todavia, para maior precisão, estes são necessários no projeto dos sistemas de controle de guinada do sistema conversor. Se um aerogerador tem problemas de controle no sistema de guinada, a energia por ele gerada poderá ser substancialmente reduzida se a direção do vento mudar com freqüência. No aproveitamento da energia eólica para fins de geração de eletricidade, torna-se importante distinguir os vários tipos de variações temporais da velocidade dos ventos, a saber: variações anuais, sazonais, diárias e de curta duração.

Variações anuais – Para se ter um bom conhecimento do regime dos ventos é recomendável que se realize medições por vários anos. Com uma maior quantidade de dados, a determinação do regime dos ventos torna-se mais confiável. Variações sazonais - O aquecimento desigual da terra durante as estações do ano resultam em regimes diferenciados de vento. Como a energia contida no vento é proporcional ao cubo da velocidade do vento, a utilização de médias anuais ao invés de médias sazonais pode levar a resultados menos realistas. Variações diárias – Num projeto de um sistema eólico em que se deseja um dimensionamento ótimo (baixo custo e máxima confiabilidade), torna-se necessário utilizar dados em bases diárias e até mesmo horárias. Percebe-se que durante o ano há uma significativa variação do perfil diário do vento de um mês para outro. Também dentro de um determinado mês, ao longo de um dia também há significativas alterações no perfil de vento. Esta informação deve ser devidamente analisada nos estudos de compatibilização entre perfil de carga e geração. Variações de curta duração – Estão associadas a pequenas flutuações como também às rajadas de vento. É importante o conhecimento destas variações, pois as mesmas podem afetar a integridade estrutural do sistema eólico. A figura 4 mostra uma curva com dados de vários anos e a figura 5 mostra as variações típicas de curta duração para um dia.

Figura 4 – Velocidades médias para períodos de longa duração (anos)

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Figura 5 – Variações de curta duração 3.3 Estimativa do potencial eólico de um determinado local A medição detalhada de um determinado local, ou seja, cobrindo uma área extensa, com vários instrumentos instalados à distâncias relativamente próximas, é custosa, e para baratear os custos existem algumas técnicas que não fornecem informações tão precisas, mas podem dar uma indicação do potencial eólico do local e indicar se vale a pena realizar medições mais precisas.

a) Utilização de dados de medições realizadas em locais próximos

Esta técnica envolve a utilização dos dados de estações de medição existentes, de um ou mais locais, normalmente estações meteorológicas e estações situadas nos aeroportos que estejam próximos dos locais que serão avaliados, derivando os dados para o local de interesse através de interpolações e extrapolações, levando em conta as diferenças entre o local que está sendo avaliado e os locais cujos dados são disponíveis.

b) Utilização de mapas ou Atlas eólicos Os mapas são construídos a partir de medições realizadas ou contratadas por organismos oficiais ou institutos especializados e fornecem uma estimativa da velocidade média anual dos ventos. No entanto, a maioria dos mapas ou Atlas são construídos usando dados de estações meteorológicas que estão normalmente localizadas em locais não apropriados para geração de energia.

No Brasil, quase não existem dados de vento com qualidade para uma avaliação do potencial eólico. Os primeiros anemógrafos computadorizados e sensores especiais para energia eólica foram instalados no Ceará e em Fernando de Noronha na década de 90. O que existia antes eram dados coletados para outros usos (aeroportos, estações meteorológicas, agricultura) que são pouco representativos da energia contida nos ventos. Já a nível regional, a Distribuição Estatística da Energia Eólica do Nordeste, editado pela CHESF em 1989, apresenta uma boa consistência e utiliza dados mais confiáveis que foram tratados com rigor compatível. Diversos trabalhos isolados do levantamento do potencial eólico vêm sendo conduzidos nestes últimos anos podendo-se destacar o Centro de Pesquisas em Energia Elétrica (CEPEL), EMBRAPA, ANEEL, Secretarias Estaduais de Agricultura, Concessionárias de Energia Elétrica, entre outros. Em 1998 o Centro Brasileiro de Energia Eólica (CBEE) lançou a primeira versão do Atlas Eólico do Nordeste. O Atlas Eólico Nacional, elaborado pelo CBEE e o CEPEL, foi finalizado em 2002 e pode ser usado para se ter uma estimativa preliminar do potencial eólico das diversas regiões.

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A figura 6 mostra o Atlas do potencial eólico nacional.

Figura 6 - Atlas eólico do Brasil

c) Modelos Computacionais de simulação do comportamento do vento Existem uma variedade de programas computacionais desenvolvidos com o objetivo de tentar estimar os efeitos da topografia na velocidade do vento. Os dados da estação de medição mais próxima, junto com a descrição dos locais, são utilizados e os efeitos locais são levados em conta para se chegar aos dados de vento para o local desejado. Usados com cuidado, estes modelos podem ser úteis para se ter uma avaliação inicial para identificar locais com potencial para instalação de turbinas eólicas. Um dos programas computacionais mais populares no mundo é o programa denominado WASP (Wind Atlas Analysis and Application Program) desenvolvido pelo laboratório dinamarquês RISO. O programa permite definir o comportamento da velocidade e direção dos ventos corrigidos dos efeitos locais: variação da altura, rugosidade, obstáculos e relevo. Além disso, o programa, possui condições de estimar a produção de energia da turbina, auxiliar na localização de sistemas eólicos e nas análises de fazendas eólicas. Sua principal desvantagem é sua limitação quando usado em terrenos complexos e estratificação não ajustada a situações climáticas fora da Europa. Além do modelo computacional Wasp, existem outros procedimentos, tais como o modelo mesoescala que utiliza dados de satélites. De uma forma geral, estes procedimentos requerem muito esforço computacional, mas possibilitam descrições extensivas do movimento do fluído em três dimensões, especialmente para terrenos montanhosos mais complexos e possuem boa aplicação em diferentes condições climáticas. d) Medição do vento no local de interesse. Para um dimensionamento mais confiável, é interessante após um estudo preliminar de identificação dos sítios mais promissores, instalar equipamentos de medição e efetuar a coleta de dados por um período de pelo menos um ano. Existem normas internacionais aplicadas a instalação dos equipamentos de medição e coleta de dados. Para se obter dados confiáveis, é necessário que sejam aplicadas boas práticas na seleção, calibração e instalação dos anemômetros e na escolha do local de medição. A calibração dos anemômetros deve ser feita periodicamente. Em algumas faixas de potência, um erro de 1% na medição acarreta em uma incerteza de 3% na produção de energia, visto que a potência eólica é proporcional ao cubo da velocidade do vento. De acordo com o Instituto Alemão

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de Energia Eólica (DEWI), é absolutamente necessária a calibração de um anemômetro individualmente, em um túnel de vento, antes e após uma campanha de medição. A seleção adequada do anemômetro é também importante. Anemômetros de má qualidade causam incertezas na medição dos ventos. Sob regime de turbulência, os anemômetros podem se comportar diferentemente em relação ao túnel de vento. Outra fonte de erro nas medições está relacionada com a instalação inadequada dos anemômetros. As extensões dos mastros devem ser montadas de tal modo que a perturbação do campo de escoamento devido ao mastro seja minimizada. Caso seja necessária a proteção contra raios, a mesma regra deve ser seguida. A exatidão da montagem horizontal dos anemômetros é também importante para evitar os efeitos da inclinação. Como já mencionado, devido às variações sazonais do vento, é recomendável que as medições sejam executadas por um período de pelo menos um ano. Para grandes parques eólicos em terrenos acidentados, devem ser escolhidas duas ou três posições para colocação de mastros meteorológicos. Pelo menos uma medição deve ser feita na altura do eixo das turbinas, pois a extrapolação, a partir de uma altura inferior para a altura do eixo, traz incertezas adicionais. Se um dos mastros meteorológicos for posicionado próximo à área do parque eólico, este poderá ser utilizado como um mastro de referência da velocidade do vento durante a operação do sistema, para permitir a determinação do seu desempenho. Recomenda-se com os dados, fazer uma correlação com dados de longo prazo coletados por estações previamente existentes. Após esta correlação é possível fazer uma previsão da distribuição da velocidade em longo prazo no sítio escolhido. A este procedimento dá-se o nome de MCP – Medir, correlacionar e prever. A figura 7 ilustra através de diagrama de blocos este método.

MEDIR – CORRELACIONAR –

Figura 7- Método MCP

MEDIR

Sitio de Referência: Disponibilidade de dados a longo e curto prazo

Sítio previsto: Período de medição idêntico ao período do sítio de referência

Correlação (regressão) para doze setores de direção de 30 graus

Previsão da distribuição da velocidade ao longo prazo no sítio previsto

CORRELACIONAR

PREVER

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3.4 Determinação do regime dos ventos O ponto de partida para se dimensionar um sistema para aproveitamento da energia eólica é ter um bom conhecimento do regime de vento. Como descrito, os dados de vento podem ser obtidos na forma de série temporais. Os sistemas de aquisição de dados medem continuamente as velocidades, porém, como procedimento usual, fornecem a cada intervalo de tempo ou período de amostragem (ex: 10 min, 1 hora) um valor médio. Dessa forma, pode-se verificar a variabilidade da velocidade do vento em diferentes períodos. O regime de vento pode ser caracterizado por fatores geográficos, indicações de direção em que sopram, altura de medição, características do terreno, parâmetros atmosféricos (temperatura, pressão), dados estes utilizados não apenas para estimar a produtividade energética de uma determinada turbina, como também escolher o melhor local para sua instalação considerando aspectos de produção (fator de capacidade), custos, impactos ambientais, entre outros. Em suma, o conhecimento detalhado do regime de vento é de crucial importância tendo em vista que erros na predição dos ventos conduzem a um mau dimensionamento do sistema e erros na estimativa de produção de energia com conseqüentes riscos financeiros. Lembrar que pequenas variações na velocidade do vento causam grandes variações na sua potência devido a relação cúbica entre ambas. Vamos supor que se obteve uma série de dados coletados de uma estação anemométrica por um determinado período de medição. Ou seja, dados de velocidade e direção dos ventos, valores médios, fornecidos a cada intervalo de tempo (Ex: a cada 10 minutos) por um determinado período (Ex: um ano). Existem várias formas de se compactar este enorme volume de dados de tal forma que se possa representar e avaliar o potencial eólico de um determinado local. Isto pode ser feito utilizando-se de duas técnicas: 1) Método direto de análise dos dados e 2) Análise estatística dos dados. Algumas dessas técnicas podem ser usadas também quando não se tem uma série de dados e sim pouca informação (Ex: velocidade média anual dos ventos apenas) de um determinado local. A estimativa do potencial eólico consiste na determinação da produtividade de uma turbina eólica instalada em um determinado local a partir do uso da série de dados medidos ou do uso dos dados representados em uma forma compacta (Ex: velocidade média e desvio padrão). A figura 8 mostra um modelo de curva de potência de uma turbina eólica.

Figura 8 Curva de potência de uma turbina eólica

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A curva de potência ilustra três importantes velocidades de vento:

- Ve (Velocidade de entrada). Velocidade do vento a partir da qual a turbina começa a produzir energia

- Vn (Velocidade nominal). Velocidade do vento em que a turbina atinge sua potência nominal

- Vc (velocidade de corte). Velocidade do vento a partir da qual a turbina é desligada para evitar problemas estruturais

A caracterização dos dados de vento bem como a determinação da produtividade energética de uma turbina eólica pode ser feita usando os métodos descritos a seguir: 3.4.1 Método direto de análise dos dados A série de dados obtida de uma determinada estação anemométrica pode ser usada para calcular os seguintes parâmetros:

1) A velocidade média V−

de um determinado período ( Ex: um ano, ou do período total de medição). A velocidade média pode ser calculada pela seguinte equação:

∑=

−

=N

i

iVN

V1

1 (3.4.1)

onde: N – Número de observações 2) O desvio padrão Vσ de uma velocidade média individual . Pode ser calculada pela

seguinte equação:

−−

=

−

−= ∑∑

−

−

=

−2

1

2

2

1 1

1

1

1 N

i

i

N

i

iV VNVN

VVN

σ (3.4.2)

O desvio padrão representa a variabilidade de um determinado conjunto de valores da velocidade

do vento. A variância é definida como a média dos quadrados dos desvios ( )2

Vσ . Caracteriza a

dispersão do valores da variável Vi. Assim, um pequeno valor de 2

Vσ indica que os valores da

variável concentram-se próximo de uma valor médio.

3) A densidade média de potência, A

P−

representa a potência média disponível por unidade de

área. É calculada pela seguinte expressão:

∑=

−

=

N

i

iVNA

P

1

31

2

1ρ (3.4.3)

onde:

ρ - densidade do ar (kg/m3)

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Da mesma forma, a densidade de energia por unidade de área para uma determinado período tN∆ é dado por:

( ) ( )tNA

PtNV

A

E N

i

i ∆

=∆

= ∑

=

−−

1

3

2

1ρ (3.4.4)

Ex: Se a cada 10 minutos, o sistema de aquisição de dados envia um valor médio de velocidade de vento (média dos dados instantâneos de velocidade do vento medidos neste intervalo de tempo), no período de 1 dia por exemplo (24 horas× 60 minutos = 1440min), N será igual a 144 ( 1440min/ 10 minutos), portanto, min10144×=∆tN .

4) A potência média da turbina , −

eP , é calculada por:

( )

−

=

−

∑=N

i

iee VPN

P1

1 (3.4.5)

onde:

Pe(Vi) é a potência disponibilizada pela turbina definida pela curva de potência dada pelo fabricante. 5) A energia produzida pela turbina, Ee, é dada por:

Ee= ( )( )∑=

∆N

i

ie tVP1

(3.4.6)

3.4.2 Classes de velocidades Uma outra forma de compactar os dados e com estes determinar a produtividade energética de uma turbina é dividir os dados em classes de velocidades as quais se associa um intervalo de tempo ou freqüência de ocorrência a qual chamamos de freqüência absoluta. Observe o gráfico mostrado na figura 9. Neste gráfico, são representadas no eixo horizontal, classes de velocidades ou intervalos de velocidades. É conveniente que estas classes ou intervalos de dados tenham a mesma largura ( )V∆ . No caso do gráfico os intervalos são de 1m/s. Registrou-se ventos variando de 0 a 20m/s e assim sendo dividiu –se os dados em 20 intervalos iguais de 1m/s (I = 20). A cada intervalo existe um número de ocorrências ou freqüência de ocorrência (freqüência absoluta) fj. A freqüência relativa fr associada a cada intervalo j, é obtida dividindo-se a freqüência de ocorrência absoluta fj pelo número total de observações N.

Figura 9 – Histograma de velocidades do vento

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O número de ocorrências ou número total de observações é dado por:

∑=

=I

i

jfN1

(3.4.7)

Os valores obtidos pelo método direto apontado no item 3.4.1, equação 3.4.1, 3.4.2, 3.4.3, 3.4.4 , 3.4.5 , 3.4.6 , podem ser determinados pelas seguintes equações:

∑=

−

=I

j

jj fmN

V1

1 (3.4.8)

onde:

mj = valor médio de cada intervalo = ( )[ ] VVjV ∆+∆−+2

11min

−

−=

−

−= ∑ ∑∑

= =−

− I

j

I

j

jjjj

I

j

jjV fmN

NfmN

VNfmN 1

2

1

2

1

2

2 1

1

1

1

1σ (3.4.9)

( ) ∑=

−

=I

j

jj fmNA

P

1

312/1 ρ (3.4.10)

∑=

−

=I

j

jjee fmPN

P1

)(1

(3.4.11)

∑=

∆=I

j

jjee tfmPE1

)( (3.4.12)

Caso não exista disponibilidade de uma curva de freqüência (disponibilidade de dados de pelo menos 1 ano) as velocidades podem ser projetadas, partindo-se da velocidade média, usando–se a distribuição de Rayleigh ou Weibull que são modelos probabilísticos utilizados para modelar, aproximadamente, as curvas de freqüência de velocidade. A função densidade de probabilidade de Rayleigh á a mais simplificada e fica definida apenas com o conhecimento da velocidade média. È definida pela seguinte expressão.

( )g VV

V

V

V

= −

− −

π π

2 42

2

exp (3.4.13)

A limitação imposta pelo uso da distribuição de Rayleigh é que esta não permite representar muitas situações práticas de interesse, especialmente quando as velocidades são muito altas. A equação que melhor se ajusta ao histograma de velocidades é a função densidade de probabilidade de Weibull, definida por:

p(v) =

−−×

×

− kk

c

v

c

v

c

kexp

1

(3.4.14) onde:

16

p(v) – probabilidade de ocorrência de velocidade de vento v – velocidade do vento c – fator de escala k – fator de forma Conhecendo os valores de c e de k, é possível determinar a distribuição das freqüências de velocidades de vento para um local específico. A figura 10 mostra as curvas representando dados medidos e estimados usando as funções de Weibull e Rayleigh.

Figura 10 – Distribuição de Freqüências da velocidade do vento

3.5 Potência contida no vento A potência é definida como a razão pela qual a energia é usada ou convertida por unidade de tempo, por exemplo, joules/seg. A unidade da potência é o watt (W) e um watt é igual a 1 joule/seg de acordo com a unidade do Sistema Internacional (SI). A energia contida no vento é a energia cinética, ocasionada pela movimentação de massas de ar. A energia cinética do vento (E) é dada pela fórmula:

E = ½ mv2 joules (3.4.15)

Onde m = massa de uma partícula de ar em kilogramas e v = a sua velocidade em m/seg. Podemos calcular a energia cinética do vento se, primeiro, imaginarmos o ar passando através de um anel circular (circundando uma área A, digamos de 100m2) a uma velocidade v (digamos 10m/s) (figura 11). À medida que o ar vai se movendo a uma velocidade de 10m/s, um cilindro de ar com um comprimento de 10 metros vai se formando a cada segundos. Portanto, um volume de ar de 100 × 10 = 1000 metros cúbicos passará pelo anel a cada segundo. Multiplicando este volume pela densidade do ar (1.2256 kg/m3 ao nível do mar), obtemos a massa de ar movendo através do anel a cada segundo. Em outras palavras: A massa de ar que se move através de uma determinada área na unidade de tempo (seg) é dada por: densidade do ar×volume de ar passando a cada segundo, que é igual a: densidade do ar×área×comprimento do ar passando a cada segundo, ou seja:

17

Avm ρ= (3.4.16) onde ρ é densidade do ar; v a sua velocidade em m/s e “A” a área (em m2). O produto Av, representa a taxa de fluxo volumétrico de ar passando pelas pás.

Figura 11 – Volume de ar passando através de um anel circular , a um velocidade de

10m/s

Substituindo a equação da massa m na fórmula da energia cinética, a energia cinética por segundo ou em outras palavras potência do vento será igual à:

P = ½ . ρ . A . v3 ( joules por segundo = watts) (3.4.17)

Para turbinas de eixo horizontal como a indicada na figura 12, a área varrida pelas pás do rotor é dada pela seguinte expressão:

2

4DA

π= onde, D é o diâmetro do rotor (3.4.18)

Figura 12 – Área varrida pelas pás de uma turbina de eixo horizontal

Para fins de comparação da potência eólica a diferentes velocidades e em diversos locais é mais prático considerar a potência por unidade de área (P/A).

18

P/A = ½ . ρ . v3 ( Watts/ m2) (3.4.19)

P/A é a potência contida no vento que atinge a parte frontal da turbina. Esta varia linearmente com a densidade do ar e com o cubo da velocidade do vento. Como veremos mais adiante, apenas uma parte desta potência é aproveitada nas pás do rotor. A parte não aproveitada é levada pelo ar que deixa as pás movendo-se com velocidade reduzida.

Como já apresentado na seção 3.1 a densidade do ar ρ varia com a pressão e temperatura conforme a seguinte expressão:

TR

p

.=ρ (3.4.20)

onde p = pressão do ar T= temperatura em escala absoluta R= constante do gás

A densidade do ar ao nível do mar, temperatura de 15 o C e 1 atm é de 1.2256 kg/m3 . Usando este valor como referência, a densidade é corrigida para as condições de temperatura e pressão de um determinado local. A temperatura e pressão variam com a altitude do local. O efeito combinado na densidade do ar é dado pela seguinte expressão, válido para altitudes até 6000 metros.

−

= 3048

297,0

.

mH

o eρρ (3.4.21)

onde: Hm – altitude do local

Recordemos que para um mesmo local, a velocidade do vento varia com a altura acima do nível do terreno pelo menos até os níveis de interesse prático (cerca de 150 m). A mudança na velocidade do vento com a altura pode ser estimada através da fórmula:

V= Vo (H/Ho)

n (3.4.22) Onde: V – velocidade do vento na altura desejada (altura da turbina) Vo – velocidade do vento disponível na altura conhecida (altura de medição) H – altura desejada Ho – altura conhecida n – fator de rugosidade do terreno

A topografia do terreno e obstáculos, tais como árvores e construções afetam a velocidade do vento, como demonstrado na equação através do fator “n” (tabela 1).

Os aspectos mais relevantes são que a potência do vento depende da área de captação e é proporcional ao cubo de sua velocidade. Pequenas variações da velocidade do vento podem ocasionar grandes alterações na potência. A figura 13 mostra a curva da potência do vento em função da velocidade do vento. Para uma velocidade do vento de 8m/s, por exemplo, a potência por m2 contida no vento é de 314W/m2. Com o dobro da velocidade (16m/s), a potência cresce para 2509W/m2, ou seja, oito vezes maior. Assim

19

verificamos a sensibilidade da produção de energia em função da variabilidade da velocidade do vento.

Figura 13 – Curva de potência do vento em função de sua velocidade 4- Processo de conversão da energia eólica em energia elétrica 4.1 Potência extraída do vento

Apenas uma parte da potência contida no vento é possível de ser extraída por uma turbina eólica e essa parte é quantificada pelo coeficiente de potência Cp, isto é, a relação entre a potência possível de se extrair do vento e a quantidade total de potência nele contida. Esta perda de potência (mostrada por Albert Betz em 1928) é devido as características aerodinâmicas da turbina. Segundo Betz, a máxima fração de potência que pode teoricamente ser extraída da potência do vento é de 16/27 ou 59,3%. A figura 14 mostra o perfil do vento aproximando e atravessando as pás de uma turbina de eixo horizontal.

Figura 14 – Perfil do vento ao longo de sua trajetória pelas pás de uma turbina

V1 = velocidade do vento não perturbado V0= velocidade do vento ao se chocar com as pás V2 = velocidade do vento após passar pelas pás V1>V0>V2 Pela lei da continuidade de fluxo: ,

20

ou seja, o fluxo de massa que chega até as pás, delas têm que sair. Se a velocidade do ar é menor na saída, este ar ocupará uma área maior. A potência extraída dos ventos nas pás do rotor é a diferença entre a potência do vento que chega pela parte frontal da turbina e a potência contida no vento que deixa a turbina, vento este que sai com velocidade reduzida. A potência extraída do vento pode ser calculada pela seguinte expressão:

{ }2

2

2

1.2

1VVmPm −=

onde: Pm = potência mecânica extraída pelo rotor V1= velocidade do vento na entrada da turbina V2= velocidade do vento na saída da turbina m = massa de ar por seg

A massa de ar que passa através da turbina por segundo é obtida multiplicando a densidade do ar pela volume de ar a cada segundo. Ou seja:

Massa de ar / seg = ρ . Volume de ar / seg Como Volume/ seg = Área . Distância (L) / seg, e Sendo L/seg = velocidade

Massa de ar / seg = ρ . A . L/seg = ρ . A . 2

21 VV +

Substituindo na equação acima, a potência extraída do vento nas pás do rotor é expressa por:

( ) ( )2

2

2

121 .

2.

2

1VV

VVAPm −

+

= ρ

Rearranjando algebricamente a equação acima:

2

11

..2

1

2

1

2

1

2

3

1

−

+

=V

V

V

V

VAPm ρ

A potência extraída da turbina é comumente expressa pela seguinte expressão:

pm CVAP ....2

1 3

1ρ= sendo 2

11

2

1

2

1

2

−

+

=V

V

V

V

C p

.

222111 mVAVA == ρρ

21

Cp com mencionado acima é denominado como ‘coeficiente de potência” ou eficiência do rotor ou seja, traduz a quantidade de potência aproveitada no eixo do rotor. O restante é desperdiçado no vento que deixa as pás do rotor.

O máximo valor teórico de Cp, denominado eficiência de Betz, é de 59,3%. A figura 15 mostra uma curva do coeficiente de potência (eficiência máxima teórica) em função da velocidade do vento.

Figura 15 – Curva de Cp (máximo eficiência teórica) em função da velocidade do vento Onde :

P = Pm = potência extraída do vento e, AV3

12

ρ, potência contida no vento

Verifica-se que se V1=V0=V2, significa dizer que nenhuma parcela de vento é interceptada pela turbina e, portanto não haverá conversão de energia cinética em potência no eixo (P=0, Cp=0). Se V0=0, significaria dizer que todo o vento foi interceptado pelas pás, o que também redundaria em nenhuma transformação de potência. A eficiência teórica máxima (59,3%) é obtida quando V0 = 2/3 V1 Na prática, são conseguidas eficiências inferiores que dependem do perfil aerodinâmico das pás, número de pás, entre outros parâmetros de projeto do rotor. A eficiência do rotor não é constante e é função da velocidade específica RV (razão entre a velocidade tangencial, na ponta da pá, e a velocidade do vento incidente). A razão da velocidade ( velocidade específica) de ponta de pá ou velocidade específica é calculada pela seguinte expressão:

RV= λ = 1V

Rω

Onde: ω é a velocidade angular do rotor em rad/seg, R é o raio máximo da pá, a velocidade do vento não perturbado (v1), Rω a velocidade tangencial na ponta da pá (metros/seg)

22

A configuração geral do sistema eólico determinado conforme o tipo de aplicação e potência é que vai nos indicar o tipo de rotor e gerador ideal para ser utilizado. O rendimento dos mesmos é fornecido pelo fabricante. O gráfico mostrado a seguir (figura 16), relaciona o coeficiente de potência com a razão de velocidade de ponta para diferentes tipos de turbinas.

Figura 16 – Eficiências aerodinâmicas dos diversos tipos de rotores

Pegando como exemplo a curva de eficiência da turbina tipo hélice na figura 16, observa-se que, para uma determinada velocidade de vento, existe um único valor de RV, ou velocidade angular, que fornece uma eficiência máxima. A partir deste valor, a eficiência inicia sua queda, tendo em vista que a turbina não consegue extrair mais potência do vento (função do projeto aerodinâmico). Como a velocidade do vento varia instantaneamente, para manter a turbina trabalhando na sua eficiência máxima que resulta na potência máxima, é necessária uma atuação do sistema de controle, variando a velocidade angular de tal modo que o valor de RV seja continuamente igual ao valor que fornece a máxima potência. O RV para extração da máxima potência é de aproximadamente 1 (um) para turbinas multi-pás e de baixa rotação até valores próximo a 6 (seis) para as modernas turbinas, de três e duas pás Podemos também definir a potência mecânica no eixo da turbina como potência rotacional.

Potência (P) = Torque (T) (Newton-metro). Velocidade angular (w)

A mesma potência pode ser transferida com grande torque e pequena velocidade ou pequeno torque e grande velocidade. As características torque-rpm do rotor devem combinar-se com as características de torque-rpm da carga. A figura 17 mostra uma curva típica de torque versus velocidade angular do rotor para duas velocidades de vento V1 e V2, com V2 maior que V1. Verifica-se que o torque é baixo para velocidade angular igual a zero, aumentando até um valor máximo caindo novamente quando o rotor apenas flutua com o vento. A figura 18 mostra a curva de potência correspondente. Como a potência mecânica é o produto do torque pela velocidade angular, a potência é nula quando a velocidade do rotor é igual a zero e quando a velocidade angular é elevada e o torque nulo. A potência máxima é obtida a uma velocidade do rotor situada entre os pontos P1max e P2max para as velocidades V1 e V2

23

respectivamente. Observa-se que a velocidade na qual ocorre a potência máxima não é a mesma velocidade na qual ocorre o torque máximo. Figura 17 – Torque de uma turbina eólica versus velocidade do rotor para velocidades de vento V1 e V2. Figura 18 – Potência de uma turbina eólica versus velocidade do rotor para velocidades de vento V1 e V2 A estratégia ótima de operação é controlar a carga no gerador elétrico, ajustando a velocidade do rotor, de tal forma que o sistema opere, para cada velocidade de vento, no seu ponto de máxima potência. A teoria e experiência com turbinas indicam que a operação com velocidade variável permite a obtenção de 20 a 30% mais de energia com relação à operação com velocidade fixa.

V1

V2>V1 T1 max

T2max

Torque Nm

Rad/seg

P2 max

P1max

Potência (Watts)

Rad/seg

24

4.2 Determinação da capacidade nominal da turbina A figura 19 dá uma idéia do tamanho dos rotores utilizados nas turbinas eólicas. Uma turbina típica usando um gerador de 600kW irá tipicamente possuir um rotor de 44 metros. Se dobrarmos o diâmetro do rotor, teremos uma área quatro vezes maior, significando que obteremos quatro vezes mais energia.

Figura 19 – Tamanhos do diâmetros de turbinas No entanto, diâmetros de rotores podem apresentar valores diferentes dos apresentados na figura acima, tendo em vista que os fabricantes otimizam suas máquinas em função das condições locais de vento. Um gerador de grande capacidade, naturalmente requer mais potência (ventos fortes) para funcionar. Se instalarmos uma turbina numa área de ventos fracos, maximizaremos a produção de energia usando um gerador pequeno para um dado tamanho de rotor (ou um rotor de grande porte para um dado gerador). Para uma máquina de 600 kW o diâmetro do rotor pode variar entre 39 a 48 metros. A razão de obtermos mais potência de um gerador relativamente menor em áreas de menores velocidades de vento é a de que a turbina irá funcionar mais horas por ano.

1- O custo da utilização de grandes guindastes e construção de estradas reforçadas para carregar os componentes das turbinas faz com que pequenas turbinas sejam mais econômicas em certas áreas.

2- Diversas máquinas de pequeno porte diluem o risco em caso de uma falha temporária 3- Considerações estéticas podem algumas vezes ditar o uso de máquinas pequenas. No

entanto, turbinas de grande porte possuem velocidade rotacional mais baixa, significando que uma grande máquina não atrai tanta atenção quanto várias máquinas pequenas que giram mais rápido.

Numa fazenda eólica composta por uma série de turbinas, recomenda-se que as turbinas posicionadas na direção do vento prevalecente sejam espaçadas em uma distância de 8 a 10 vezes o diâmetro, e entre 1,5 a 3 vezes o diâmetro para turbinas na direção perpendicular à direção prevalecente do vento. A figura 20 mostra o modo ideal de instalação. Este espaçamento é necessário tendo em vista a alteração da velocidade e perfil do vento quando o mesmo deixa a turbina. Se o espaçamento for muito reduzido, a turbina a montante funciona como um obstáculo prejudicando o funcionamento da turbina situada imediatamente atrás.

25

Figura 20- Espaçamento ótimo das turbinas em um terreno plano Os aerogeradores são classificados por tamanho (altura e diâmetro das pás) e por potência instalada (potência nominal); de um modo geral são divididos em pequenos, médios e grandes. As tabelas 3 e 4 apresentam respectivamente, a classificação quanto a potência e tamanho.

Tabela 3 - Relação de tamanho e potência instalada

Tamanho Potência Instalada Pequeno Até 80 kW Médio De 81 a 500 kW Grande > 500 kW

Tabela 4 - Relação tamanho e área do rotor

Tamanho Diâmetro (m) Área do Rotor ( m2) Pequeno Até 16 metros Até 200 Médio 16m à 45m 200 à 1600 Grande > 45 m > 1600

4.3 SISTEMA EÓLICO PARA GERAÇÃO DE ELETRICIDADE Há uma variedade de máquinas que foram projetadas ao longo dos anos no intuito de aproveitar ao máximo a energia contida nos ventos. As máquinas modernas são referidas como turbinas eólicas ou sistemas de conversão de energia eólica para distinguir das máquinas tradicionais. As modernas turbinas eólicas, em grande parte são equipamentos utilizados para gerar eletricidade. Variam desde pequenas turbinas para produzir potências na ordem de dezenas ou centenas de kW, utilizadas principalmente em áreas rurais, até turbinas consideradas de grande porte que produzem potências na ordem de alguns MW e que normalmente estão interconectadas à rede elétrica.

Basicamente um sistema eólico é composto pelos seguintes componentes:

• Torre • Pás e rotor • Caixa de engrenagens • Gerador elétrico • Sistema de controle • Sistemas de freios

Vento

prevalecente

26

• Sensores • Sistema eletrônico de potência para conexão à rede • nacele

A figura 21 apresenta os detalhes de um aerogerador de eixo horizontal.

Figura 21- Detalhes de um aerogerador de eixo horizontal A seguir apresenta-se um detalhamento da função de cada componente.

Suporte estrutural – Torre A torre é o componente projetado para suportar a turbina e a nacele que contém no seu interior a caixa de engrenagens, gerador elétrico e demais componentes responsáveis pelo funcionamento do sistema gerador. As torres podem ser de três tipos: treliçadas, tubulares estaiadas e tubulares livres. Os materiais empregados são o concreto e o aço. Para turbinas eólicas pequenas e médias, as torres são na sua grande maioria de aço, as grandes turbinas já utilizam normalmente estrutura de concreto. A figura 22 apresenta um modelo de torre treliçada e outro de torre de concreto. Deve-se ter um cuidado especial no projeto da torre para evitar que flutuações no vento provoquem vibração da mesma.

27

Figura 22 - Tipos de torres Turbinas As turbinas eólicas modernas podem ser classificadas de acordo com a orientação do eixo do rotor em relação ao solo em: verticais e horizontais. Os rotores de eixo horizontal são os mais comuns e grande parte da experiência internacional está voltada para a sua utilização. São predominantemente movidos por forças de sustentação (atuam perpendicularmente ao escoamento) e devem possuir mecanismos capazes de permitir que o disco varrido pelas pás esteja sempre em posição perpendicular ao vento. Possuem duas ou mais pás dependendo de sua aplicação. Turbinas de múltiplas pás são normalmente utilizadas em fazendas para bombeamento de água. Para geração de eletricidade os rotores tipo hélice são os mais utilizados. Normalmente compostos de três pás ou em alguns casos 1 ou 2 pás. Largamente empregados na produção de eletricidade por possuírem eficiências superiores às dos demais modelos. Por possuírem baixos torques de partida, só operam com velocidades de ventos elevadas. A figura 23 apresenta alguns modelos de turbinas tipo hélice de eixo horizontal.

Figura 23 – Modelos de turbinas de eixo horizontal

28

As turbinas de eixo vertical captam a energia dos ventos sem precisar alterar a posição do rotor com a mudança na direção dos ventos. Podem ser movidos por forças de sustentação e por forças de arrasto. Os principais tipos de rotores de eixo vertical são o Darrieus, Savonius e turbinas com torres de vórtices. Podemos destacar o rotor Darrieus (figura 24). Movido por força de sustentação, é constituído de duas ou três pás (lâminas curvas) construídas em um perfil aerodinâmico de aerofólio simétrico. Possui eficiência um pouco menor do que a do rotor tipo hélice e sua principal desvantagem está na necessidade de já estar em movimento para produzir potência. É empregado em aplicações que requerem baixas potências (até 50 kW). Como vantagem, não requer mecanismos para controle de guinada, pois se auto-direciona na direção dos ventos; a estrutura de suporte dos equipamentos é mais simples, permitindo a instalação dos mesmos próximo ao solo o que facilita a manutenção. Como desvantagem, requer normalmente uma ancoragem da torre no solo, o que limita sua aplicação principalmente em projetos off-shore; para altas velocidades de vento, o controle da potência não pode ser feito facilmente apenas mudando o ângulo de passo das pás.

Figura 24 – Rotor tipo Darrieus

Vários outros tipos de rotores foram desenvolvidos e são empregados em menor escala e com outras finalidades como para o bombeamento de água. Podemos destacar o rotor Savonius, Moinhos de Vento, entre outros. A figura 16 mostra a eficiência arodinâmica destes tipos de turbinas. Na fabricação das pás pode ser utilizado madeira ou composto de fibra de vidro e epóxi ambos materiais de alta densidade. Grande parte das pás dos rotores das modernas turbinas de grande porte é feita de fibra de vidro reforçada com epóxi ou poliéster. Também o aço e alumínio podem ser utilizados. Porém, apresentam problemas de peso e fadiga respectivamente. Pás de madeira, alumínio e aço são normalmente usadas em turbinas de pequeno porte. As modernas turbinas possuem duas ou três pás. O stress mecânico devido as forças centrífugas e fadiga sofrida pelo material sob condições de vibração contínua, faz com que o projeto das pás seja o elo mecânico mais fraco do sistema. Esforços extensivos têm sido feitos no intuito de evitar as falhas por fadiga prematura nas pás. Os sistemas de pequeno e médio/grande porte têm filosofias de projeto diferentes. As pequenas turbinas são normalmente instaladas em torres com alturas bem superiores aos seus diâmetros e que são normalmente estaiadas, enquanto as grandes/médias turbinas tendem a otimizar a eficiência termodinâmica para capturar a máxima quantidade de energia.

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Efeito do número de pás Os principais fatores que permeiam a escolha do número de pás de uma turbina são:

• O efeito no coeficiente de potência (Cp) • A especificação da razão de velocidade • custo • O peso da nacele • A estrutura dinâmica • Os meios de limitar a taxa de guinada (Yaw) para reduzir a fadiga giroscópica

O número de pás é visto em função da solidez das mesmas. A solidez é definida como a fração sólida da área varrida pelas pás do rotor. Com o intuito de extrair energia de forma eficiente, a interação das pás como o vento deve ser a máxima possível. Turbinas de múltiplas pás, ou seja, elevada solidez, interagem com o vento a uma baixa razão de velocidade (RV), enquanto as turbinas de poucas pás, ou seja baixa solidez, giram mais rapidamente para virtualmente preencher a área varrida pelas pás, para interagir com a maior parte possível do vento incidente. Se a razão de velocidade é muita baixa (RV= Razão entre a velocidade na ponta da pá e velocidade do vento não perturbado), uma parcela do vento incidente passa através das pás sem interagir com as mesmas; por outro lado, se a razão de velocidade é alta, a turbina oferece muito mais resistência ao vento, de tal forma que uma parcela do vento desvia para o entorno . Turbinas de duas pás com a mesma solidez das turbinas de três pás terá uma razão de velocidade ótima 1/3 maior. Turbinas com apenas uma pá com a mesma solidez de turbinas de duas pás possuem uma razão de velocidade ótima duas vezes maior. Razões de velocidade ótimas das turbinas modernas variam entre 6 a 20. Na teoria, quanto maior o número de pás, mais eficiente é o rotor. Todavia, grande número de pás pode interferir umas com as outras, assim sendo, turbinas de elevada solidez tende a ser menos eficientes dos que as de baixa solidez. Comparando a eficiência das turbinas de uma, duas e três pás, esta última possui a maior eficiência. Razões tais com maior estabilidade, menor velocidade rotacional para uma mesma produção de energia, menor ruído, sistema menos complexo para absorver shocks do rotor com a turbina, fazem com que turbinas de três pás sejam as mais usadas na atualidade. Turbinas com alta taxa de solidez, elevado número de pás, fornecem maior torque na partida e opera a baixa velocidade, como é o caso das turbinas multipas utilizadas no bombeamento de água. Para geração de eletricidade, as turbinas de duas ou três pás são as mais utilizadas, pois possuem baixa solidez, ou seja, trabalham com velocidades elevadas, mais próximas da velocidade de rotação do gerador elétrico. O modelo de uma turbina não é ditado apenas pela tecnologia, mas por uma combinação de tecnologia e custo. Fabricantes de turbinas eólicas desejam otimizar suas máquinas, de tal modo que o custo da eletricidade gerada seja a menor possível. Muitas vezes, não há necessidade de maximizar a produção anual de energia, se isto significar usar turbinas de elevado custo. Um gerador pequeno (poucos kWs) necessita menos força para girar do que um gerador de maior porte. Se instalarmos uma turbina de elevada potência com um gerador de pequena potência, será produzida eletricidade durante muitas horas no ano, no entanto, será capturada um pequena parte da energia do vento quando este soprar em altas velocidades.

30

Um gerador de maior potência, por outro lado, será muito eficiente na incidência de ventos fortes, mas incapaz de funcionar com ventos de baixa velocidade. Logicamente, os fabricantes, irão observar a distribuição de vento e seu conteúdo energético nas diferentes velocidades para determinar a combinação ideal entre tamanho de rotor e potência do gerador em diferentes plantas. A instalação de turbinas com dois ou mais geradores pode em alguns casos ser uma vantagem dependendo do preço da eletricidade. O preço de uma torre normalmente corresponde a 20% do preço total de uma turbina. Portanto é importante construir torre numa altura a mais ideal (otimizada) possível. Obviamente, se obtém mais energia de uma turbina maior do que uma menor. Naturalmente, não se pode instalar um rotor de 60 metros numa torre de menos de 30 metros. Porém, se consideramos o custo de um rotor de grandes dimensões, um gerador de alta potência e caixa de engrenagem, será um desperdício colocá-los numa torre baixa, tendo em vista que se obtém mais energia usando uma torre mais alta. Cada metro de torre obviamente custa dinheiro, assim sendo a otimização da altura da torre é função:

1- custo por metro de torre 2- perfil da variação da velocidade do vento com a altura (rugosidade do terreno) 3- preço da energia gerada função dos kwh adicionais gerados

Caixa de multiplicação (Transmissão) É o mecanismo que transmite a energia mecânica do eixo do rotor ao eixo do gerador. Os rotores modernos operam a velocidades de ponta (tangenciais) da ordem de 60 a 100 m/s, quase independente do tamanho do diâmetro. Assim, as velocidades de rotação são relativamente baixas, variando desde 200 rpm até cerca de 15 rpm. Para geração, alguma forma de multiplicação de velocidade é necessária, pois os geradores no atual estado da arte, conectados à rede de distribuição elétrica, possuem uma rotação, tipicamente de 1800 rpm (4 pólos) ou 3600 rpm (2 pólos) para freqüência de 60Hz. A transmissão mais amplamente utilizada é a por engrenagens, que tem como finalidade multiplicar a velocidade angular com o intuito de melhor aproveitar as características do gerador. As configurações mais modernas tendem a eliminar as caixas de engrenagens e utilizar geradores multi-pólos de baixa velocidade e grandes dimensões. A relação entre a velocidade do eixo de alta (acoplado ao gerador) e eixo de baixa velocidade (acoplado ao rotor) pode ser definida por:

FM = fator de multiplicação = Wr / W Onde Wr – velocidade do gerador elétrico

W – velocidade de rotação do eixo mecânico do rotor (do lado das pás) Gerador elétrico É o componente que tem a função de converter a energia mecânica do eixo em energia elétrica. Essa conversão pode ser feita utilizando os seguintes tipos de geradores elétricos:

• gerador de corrente contínua (CC), • gerador síncrono, • gerador de indução

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Gerador CC O gerador CC até a década de 80 foi extensivamente utilizado, devido à extrema facilidade de controlar a sua velocidade. Atualmente continua a ser utilizado, porém, limitado a turbinas de baixa capacidade, particularmente onde a energia elétrica pode ser localmente utilizada na forma CC. O gerador CC convencional, é auto-excitado através do uso de enrolamentos shunt ou série que fornecem tensão CC para produzir o campo magnético. Atualmente, tem se projetado gerador CC utilizando ímas permanentes para eliminar a dependência no fornecimento de corrente ao enrolamento de campo e desta forma o uso de comutador. Porém, o seu uso é limitado a máquinas de pequeno porte, abaixo de 100 kW. Gerador síncrono

O gerador síncrono é o mais utilizado na geração de energia elétrica. Funciona com velocidade constante associada à freqüência constante. Assim sendo, não é o mais adequado para trabalhar com operação em velocidade variável, típica de plantas eólicas, em função do comportamento dos ventos. Requer corrente CC para excitação de campo e conseqüentemente escovas de carbono e anéis deslizantes no rotor. Porém, esta exigência pode ser eliminada usando rotor de relutância, porém limitado a aplicações de baixa potência. Quando conectado à rede de energia da concessionária, apresenta a vantagem de não requerer suprimento de potência reativa da mesma. Na Califórnia, por exemplo, existem geradores eólicos síncronos conectados a redes de baixa tensão. Nos últimos anos, com o aumento da potência das máquinas e conexão a redes de alta tensão, tem se dado preferência ao uso de geradores assíncronos ou de indução como são conhecidos. Gerador de indução (assíncrono)

A máquina de indução, particularmente o motor de indução, é o mais utilizado mundialmente devido a sua construção robusta, facilidade de manutenção e baixo custo. Tem a vantagem com relação aos demais tipos de geradores de não necessitar de excitação CC de campo, pois o seu funcionamento é baseado em indução eletromagnética. Necessita ser excitado com corrente AC. O gerador pode ser auto-excitado ou receber excitação externa. Pelas suas inúmeras vantagens, o gerador de indução encontra hoje aplicações tanto em turbinas eólicas de grande como pequeno porte. Tendo em vista que o gerador de indução é o mais utilizado ultimamente, dedica-se uma atenção maior a esta tecnologia nesta seção.

A estrutura eletromagnética de em gerador de indução é formada por duas partes: o estator, parte fixa, onde espacialmente são alojadas as bobinas em grupos de três alimentadas com correntes trifásicas senoidais e, a parte móvel, denominada rotor, que se move no interior do estator, e que pode também possuir bobinas alojadas ao longo de sua estrutura, ou pode ser constituído por barras de cobre ou alumínio curto-circuitadas em suas extremidades. Esta combinação produz um campo magnético girante no interior do estator, cujo vetor indução magnética tem módulo constante e se desloca com velocidade angular determinada pela maneira como estão distribuídas e ligadas as bobinas no estator bem como pela freqüência da corrente que circula nos enrolamentos do mesmo. A figura 25 apresenta um desenho de um motor de indução tipo gaiola de esquilo (rotor feito de barras de cobre ou alumínio curto-circuitadas nas extremidades). O espaçamento entre o estator e rotor denominado “entreferro”, é pequeno o suficiente para que o rotor possa girar livremente. A necessidade de ambos, estator e rotor, serem constituídos de núcleos ferromagnéticos se prende ao fato de assim, ser possível obter fluxo de indução a partir de correntes relativamente pequenas.

32

Figura 25 – Máquina de indução com rotor tipo gaiola de esquilo A velocidade do campo girante é denominada “velocidade síncrona” e é expressa pela seguinte equação:

P

fN s

60= , onde

f = freqüência da corrente de excitação dos enrolamentos do estator P= número de pares de pólo Ns = velocidade do campo girante em RPM Quando máquina de indução é acoplada a uma turbina eólica, e o seu rotor é acionado a uma velocidade maior que a velocidade síncrona, tem-se uma reversão na corrente induzida e no torque. A máquina de indução nestas condições trabalha como gerador, convertendo a potência mecânica do eixo da turbina em energia elétrica, que é entregue à carga ou à rede elétrica pelos terminais do estator do gerador. Nestas condições diz-se que a máquina está trabalhando na velocidade de operação super-síncrona. Ao variarmos o escorregamento sob uma ampla faixa, obtermos a curva característica torque – conjugado mostrado na figura 26. Na região do escorregamento negativo, a máquina trabalha como gerador fornecendo energia à carga conectada aos seus terminais. Na região do escorregamento positivo, trabalha como motor fornecendo energia mecânica à carga acoplada ao seu eixo. Adicionalmente à região de trabalho como motor e gerador, a máquina de indução tem ainda um terceiro modo de operação denominado modo de frenagem. Se a máquina é operada com S > 1, girando-a no sentido contrário, ela absorve potência mecânica sem disponibilizar potência elétrica. Isto e, a máquina trabalha como um freio. A potência neste caso é convertida em perdas I2 × R nos enrolamento do rotor, que deve ser dissipado como calor, As correntes de reversão de Eddy trabalham neste princípio. Assim sendo, no caso de emergências, o gerador conectado à rede pode ser usado como freio revertendo a seqüência trifásica da voltagem nos terminais do estator. Isto inverte a direção de rotação do campo magnético com relação ao estator. O stress de torção nas pás e no cubo da turbina, pode todavia limitar o torque de frenagem

33

Figura 26 – Característica de operação da máquina de indução nos três modos de operação

Mecanismos de Controle

As turbinas eólicas são projetadas para fornecerem potência nominal de acordo com a velocidade do vento prevalecente, ou seja, a velocidade média nominal que ocorre com mais freqüência durante um determinado período. Como estão previstas variações na velocidade nominal do vento, a turbina deve ser equipada com dispositivos que permitam limitar a potência e rotação para evitar esforços excessivos aos componentes mecânicos e/ou elétricos quando da ocorrência de ventos de elevadas intensidades e melhorar o rendimento em outras velocidades, aumentando o intervalo de funcionamento do sistema eólico.

Somente a partir de uma certa velocidade, chamada velocidade de partida ou entrada (cut-in), necessárias para vencer algumas perdas, o sistema começa a funcionar. À medida que a velocidade do vento aumenta, aumenta a produção de eletricidade atingindo a potência nominal quando o vento alcança a velocidade especificado nominal de projeto. Acima da velocidade nominal a potência é mantida constante. Para ventos de velocidade excessiva chamada velocidade de corte (cut-out) o mecanismo de proteção é acionado com a finalidade de desligar a turbina para que não haja riscos ao rotor e à estrutura do sistema. Um sistema eólico tem o seu rendimento máximo a uma dada velocidade do vento (chamada de velocidade de projeto ou velocidade nominal) e diminui para velocidades diferentes desta. Projetar um sistema eólico, para um determinado tamanho de rotor e para uma determinada carga supõe trabalhar num intervalo ótimo de rendimento do sistema com relação à curva de potência disponível do vento local.

A curva que descreve a quantidade de energia gerada em função da velocidade do vento denominada “Curva de potência da turbina” é mostrada na figura 27. Cada tipo de turbina tem sua curva de potência específica.

Operação como freio

Operação como

motor

Operação como

gerador

Torque

0 0.5 1 1.5 -0,5

34

Figura 27 - Curva de potência de um aerogerador de eixo horizontal

Atualmente, as turbinas de grande porte são projetadas para trabalharem com velocidade variável, aproveitando as características de variabilidade dos ventos, incorporando no controle a eletrônica de potência para controle de passo das turbinas e demais parâmetros. Projetos de pequeno porte devem ser simples e de baixo custo e, portanto normalmente não empregam sistemas sofisticados de controle. São vários os mecanismos de controle utilizados em sistemas eólicos, podendo-se destacar: Yaw control (guinada) O controle de guinada orienta o rotor na direção do vento. Diz-se que a turbina eólica tem um mecanismo de guinada se o rotor não está perpendicular ao vento. Constitui-se num excelente meio de controlar a saída de potência da turbina. Turbinas que trabalham sem este mecanismo estão sujeitas à maiores cargas de fadiga. Grande parte das turbinas utiliza mecanismos de controle de guinada forçados, que são constituídos de motores elétricos e caixas de engrenagens controlados por um sistema eletrônico de controle que várias vezes por segundo checa a posição da turbina contra o vento para manter a turbina perpendicular ao vento. Controle de velocidade: Exemplos de mecanismos de controle: - Rotores com ângulo de passo variável: O controle de passo é um sistema de controle ativo,

que normalmente necessita de um sinal do gerador de potência. Permite variar o rendimento do rotor à medida que a velocidade do vento varia, através da mudança de posição das pás, girando as mesmas em torno do seu eixo longitudinal, ou seja, mudam o seu ângulo de passo para reduzir o ângulo de ataque do fluxo de ar. Com isso, pode-se aumentar o intervalo de funcionamento do sistema eólico e ainda manter uma determinada velocidade de rotação, que corresponde à eficiência máxima do gerador. Para velocidades de vento superiores à nominal, que é a mínima que se necessita para gerar a potência nominal, o ângulo é escolhido de tal forma que a turbina produza apenas a potência nominal.

- Rotores de passo fixo: É um sistema passivo que reage à velocidade do vento. As pás do rotor são fixas em seu ângulo de passo e não podem ser giradas em torno do seu eixo longitudinal. Seu ângulo de passo é escolhido de tal forma que para velocidades de vento maiores que a nominal, o fluxo de ar em torno do perfil da pá do rotor descola da superfície das pás (estol). Isto reduz as forças atuantes de sustentação e aumenta a de arrasto, diminuindo, portanto a potência do rotor. Turbinas com controle estol são mais simples do que as de controle de passo porque elas não necessitam de um sistema de mudança de passo. Em termos mundiais, o conceito de controle através de estol domina. A figura 28 mostra o perfil do vento nas pás, quando ele escoa de forma adjacente e quando entra em estol.

35

Figura 28 – Perfil do vento escoando sobre ás pás.

Para entendermos melhor estes dois mecanismos, vamos discorrer um pouco sobre a aerodinâmica das turbinas eólicas. Um objeto inserido numa corrente de ar está sujeito a uma força devido ao impacto do vento. Podemos considerar que esta força possui duas componentes agindo numa direção uma perpendicular à outra, conhecidas como força de arrasto e força de sustentação. A magnitude das forças de arrasto e sustentação depende da forma do objeto, sua orientação com relação à direção da corrente de ar, e da velocidade da corrente de ar. Forças de arrasto são aquelas forças experimentadas por um objeto num fluxo de ar que estão em alinhamento com a direção do fluxo de ar. Forças de sustentação são forças experimentadas por um objeto num fluxo de ar que são perpendiculares à direção do fluxo de ar. A figura 29 mostra a representação das forças de arrasto e sustentação em um perfil de pá.

Figura 29 – Forças de sustentação e arrasto em um perfil de pá.

O ângulo em que um objeto faz com a direção de um fluxo de ar, medido com relação a uma linha de referência no objeto, é denominado ângulo de ataque. A linha de referência em uma seção do aerofólio é usualmente referida como ‘linha de corda” que também é o comprimento da seção transversal da pá de uma borda a outra numa determinada posição da pá (figura 31).

36

Há dois tipos principais de seção de aerofólio: assimétrico e simétrico como mostrado na figura 30. Figura 30 – Tipos de seção aerofólio – (a) , b) e c) forma de seção assimétrica de aerofólio e d) seção simétrica de aerofólio Ambos possuem superfície superior convexa, borda arredonda chamada “borda dianteira” (fica de frente à direção de onde os ventos vêm) e, uma borda pontiaguda conhecida como “borda traseira”. As características das forças de arrasto e sustentação de várias formas de aerofólios, para uma ampla faixa de ângulos de ataque, têm sido determinada em medições realizadas em túnel de vento. As características de arrasto e sustentação medidas para cada ângulo de ataque, podem ser descritas usando os coeficientes adimensionais de arrasto e sustentação (Ca e Cs). O conhecimento destes coeficientes é essencial na seleção apropriada da seção do aerofólio para projetos de pás de turbinas. Forças de arrasto e sustentação são ambas proporcionais a energia do vento. Figura 31 - Zona de baixa e alta pressão ao redor de um aerofólio num fluxo de ar

O coeficiente de arrasto de um aerofólio é dado pela seguinte expressão:

corda

Linha de corda

Zona de pressão negativa - Sucção

Zona de pressão positiva

Borda

dianteira

Borda traseira

37

b

aAV

FAC

×××=

25,0 ρ

onde;

FA = força de arrasto em newtons ρ = densidade do ar em kg/m3 V = velocidade do ar próximo ao aerofólio em metros por seg. Ab = é a área da pás ( linha de corda × comprimento da pás) em m2 O coeficiente de sustentação do aerofólio é dado pela seguinte expressão:

b

sAV

FSC

×××=

25,0 ρ

onde;

FS = força de arrasto em newtons Cada aerofólio tem um ângulo de ataque no qual a razão entre os coeficientes de sustentação e ataque (Cs / Ca) é máxima e este ângulo de ataque resulta na máxima eficiência das turbinas de eixo horizontal. O ângulo de ataque para o qual ocorre o efeito de estol, ou seja, o fluxo repentinamente deixa o lado de sucção (ângulo de ataque elevado) resulta numa alta perda de força de sustentação e ganho de força de arrasto.

Todos esses métodos (estol e passo variável) podem ser utilizados individualmente ou combinados em casos de velocidade excessiva, ou perda brusca de carga e para controlar o funcionamento do rotor numa faixa limitada de velocidade.

A figura 32 mostra num mesmo gráfico a curva da potência eólica contida no vento, curva da máxima potência teoricamente utilizável, função do coeficiente de potência característica do vento (fator de betz), curva de potência da turbina utilizando controle estol e curva de potência da turbina utilizando controle por passo variável.

Figura 32 – Curva de potência da turbina

38

A velocidade da turbina é geralmente muito menor que a velocidade desejável para o gerador. Por esta razão, a velocidade das turbinas em grande parte dos sistemas eólicos é aumentada utilizando os sistemas de acionamento. A equação da potência eólica do vento aproveitada nas pás do rotor como já descrito anteriormente é:

CpAVP .2

1 3ρ=

onde Cp = coeficiente de potência da turbina Reforçando o que já foi descrito, o valor de Cp varia com a razão entre a velocidade de ponta de pá e velocidade do vento, denominado razão de velocidade de ponta de pá. A figura 16 mostra uma curva de Cp versus RV (razão de velocidade de ponta de Pá). À medida que a velocidade do vento muda, RV e Cp variam. Cp apresenta um valor máximo para um único valor de RV. Portanto, quando operando um rotor com uma velocidade constante, o coeficiente de potência será máximo em apenas um valor de velocidade de vento. Para alcançar a máxima energia anual, o valor do Cp, deve ser mantido no máximo nível todo o tempo, independente da velocidade do vento. Portanto, a velocidade do rotor deve ser mudada em resposta a mudança da velocidade do vento. Assim sendo, o sistema de controle deve atuar para manter a velocidade do rotor alta quando a velocidade do vento é alta e vice-versa. Isto é ilustrado na figura 35. Para uma dada velocidade do vento, V1, V2, e V3, as curvas de potência do rotor versus a velocidade da turbina são plotadas em linhas sólidas. Com o intuito de extrair a máxima energia possível durante o ano, a turbina deve ser operada no ponto de máxima potência para todos os valores de vento. Na figura, isto acontece nos pontos P1, P2 e P3 para as velocidades V1, V2 e V3 respectivamente. O fator comum entre os picos de produção de potência P1, P2, e P3 é o valor constante e elevado de RV. Figura 35- Potência da turbina versus característica da velocidade do rotor para diferentes velocidades de vento. O pico de potência move-se para a direita nas altas velocidades.

Velocidade da turbina

P3

P

P V1

V2 V3

V1<V2<V3

Ponto de máxima

potência

Potência

39

O controle de velocidade e da potência de um sistema eólico possui três regiões distintas: - região de Cp ótima constante - região de velocidade limitada - região de potência limitada Estas regiões são mostradas na figura 36. A turbina tipicamente começa a operar na velocidade de partida (cut-in), quando a velocidade excede 4-5 m/s, e é desligada na velocidade de corte (25-30m/s). Entre estas velocidades, a turbina opera em uma das regiões citadas acima. Em uma planta específica, a turbina pode operar 70 a 80% do tempo. A região de Cp máxima é a região de operação normal, onde o controle de velocidade atua operando o sistema num valor constante ótimo de Cp armazenado na memória do computador. Na região de Cp constante, o sistema de controle aumenta a velocidade do rotor em resposta ao aumento da velocidade do vento até um certo limite. Quando este limite é alcançado, o controle muda para a região de limite de velocidade. O coeficiente de potência não permanece mais no seu valor ótimo, e a eficiência do rotor cai. Se a velocidade do vento continua a aumentar, o sistema aproxima da limitação de potência do gerador elétrico. Quando isto ocorre, a velocidade da turbina é reduzida, e o coeficiente de potência Cp distancia-se do valor ótimo. A saída de potência da turbina permanece constante no limite de projeto. Quando o limite de velocidade e potência não pode ser mantido sob ventos fortes (rajadas), a máquina é desligada. Esta é a função, portanto dos dois métodos tradicionais de controle de velocidade da turbina e potência do gerador: O controle de passo variável e o controle de passo fixo (estol).

Figura 36 – Regiões de funcionamento da turbina O rendimento global do sistema eólico relaciona a potência disponível do vento com a potência final entregue pelo sistema. Resulta em valores menores, uma vez que os demais componentes mecânicos e elétricos da turbina eólica apresentam perdas de potência. A potência elétrica pode ser expressa por: Pelétrica = Protor × η

Cp constante

Limite de potência do gerador

25 5 15

Velocidade do vento m/s

Cp (%)

100

40

40

Onde η é o produto do rendimento do multiplicador de velocidade, gerador elétrico e demais acessórios. O fato do rotor funcionar em uma faixa de limitada de velocidade também contribui para reduzir a energia por ele captada. Assim sendo,o rendimento global de um sistema eólico simples pode ser estimado em 20%. Sistema de segurança As turbinas eólicas também estão sujeitas à falhas, tais como perda brusca de carga, vibração, perdas de fase, anomalias na tensão e na corrente, etc. Desse modo, as turbinas devem ser equipadas com dispositivos de segurança que desligue as mesmas automaticamente na ocorrência dessas falhas. Os sistemas de segurança mais utilizados são os sensores de vibração, sensores indicadores de direção e intensidade do vento, medidor de rotação (tacômetro), disjuntores de sobrecarga, sistema de embandeiramento de pás, freios mecânicos (freios e discos) e freios aerodinâmicos (pontas de pá). 5- Aplicações da energia eólica Quanto às aplicações para produção de eletricidade, um sistema eólico pode ser classificado em:

Sistemas independentes ou isolados – São sistemas que normalmente utilizam alguma forma de armazenamento podendo ser baterias para utilização de aparelhos elétricos ou armazenamento de água para posterior utilização. São de pequeno porte (até 80 kW) e possuem custos mais elevados devido ao sistema de armazenamento. A figura 37 apresenta um esquema de regularização da energia utilizando armazenamento hidráulico.

Figura 37 - Sistema eólico com armazenamento hidráulico.

Sistemas de apoio (híbridos) – São aqueles em que uma turbina eólica opera em paralelo com uma fonte de energia firme (na maioria grupo-geradores diesel) com o objetivo principal de economizar combustível. Também são utilizados em conjunto com módulos fotovoltaicos. Os sistemas híbridos normalmente são empregados em sistemas de pequeno e médio porte destinado a atender um maior número de usuários.

Sistemas interligados a rede elétrica – Sistemas de grande porte interligados à rede de distribuição de duas formas: diretamente, através de geradores de indução ou síncrono, ou indiretamente, através de inversores acoplados a geradores de corrente contínua.

41

Figura 38 – Esquema de um sistema eólico ligado à rede elétrica No caso brasileiro pode ser uma ótima opção para integração ao sistema energético. Observa-se para as regiões sudeste e nordeste que o recurso eólico e o regime de chuvas são complementares (figura 39). Assim sendo, o sistema eólico pode contribuir para firmar energia dos sistemas hidráulicos.

Figura 39 - Comparação entre o fluxo da água do São Francisco e o regime de vento no

nordeste do Brasil

O sistema eólico interligado à rede além de complemento estacional pode se configurar num apoio para redes fracas e redução de perdas nas mesmas. 6. VIABILIDADE TÉCNICA ECONÔMICA DA GERAÇÃO EÓLICA 6.1 - Produção de energia elétrica Existem alguns métodos que são utilizados para se determinar a quantidade de energia que pode ser produzida por um determinado sistema eólico. Estes métodos vão desde os que dão uma estimativa superficial (inicial) até métodos para um cálculo com maior precisão. O rigor do cálculo vai depender da qualidade e periodicidade dos dados obtidos com as medições de vento. Quanto maior o período de medição, mais precisa será a estimativa da distribuição das velocidades dos ventos. Em geral, os fatores que afetam a produção de energia são: estimativa dos ventos (curva de freqüência de velocidade), característica da turbina em questão (curva de potência da turbina) e

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fator de disponibilidade (% do tempo que a turbina estará disponível, normalmente varia entre 95 a 98%) e fator de perdas. Destacam-se aqui os seguintes métodos: a) Potência nominal do gerador – O uso deste parâmetro fornece uma estimativa superficial,

pois o rotor de determinado tamanho pode ser acoplado a geradores de diversas potências.

8760××= ηnPEg

onde: Pn – potencial nominal do gerador (kW) η - rendimento total do sistema (contempla: regime de ventos, eficiência elétrica e mecânica e o fator de disponibilidade) 8760 – Número de horas no ano b) Área do rotor e mapa eólico – Este processo apresenta uma estimativa de produção que

depende fundamentalmente da qualidade do mapa eólico utilizado.

8760/ ×××= ηAPAEg onde: A – área do rotor (m2) P/A – potência média anual por unidade de área do local, obtido através do mapa eólico (kW/m2) c) Curva do fabricante – Baseia-se na curva determinada pelos fabricantes de aerogeradores,

na qual se entra com a velocidade média anual do local e é obtida a produção anual de eletricidade para um aerogerador específico. A eficiência global do aerogerador e o seu índice de disponibilidade são variáveis consideradas de forma implícita na produção de eletricidade. É importante ressaltar que a velocidade média anual a ser fornecida corresponde a altura do eixo do rotor em relação ao terreno.

d) Curva de potência e freqüência das velocidades – A energia que um sistema eólico irá

produzir depende da curva de potência da turbina e da curva de distribuição de freqüência de velocidade do vento para um determinado local. Esta última, como já mencionado no início deste texto, mostra o número de horas em que o vento sopra para diferentes valores de velocidade durante um dado período de tempo. Para cada velocidade do vento, dentro da faixa de operação da turbina (isto é, entre a velocidade de entrada e a de corte), a energia produzida a cada valor de velocidade pode ser obtida multiplicando o número de horas de sua duração, pela correspondente potência da turbina nesta velocidade (dada pela curva de potência da turbina). A energia total produzida é então calculada pela soma da energia produzida em todas as velocidades dentro da faixa de operação da turbina

A produção anual de energia é fator técnico e econômico mais importante na avaliação dos projetos de sistemas eólicos. Incertezas na determinação da média anual da distribuição da velocidade do vento ao longo do tempo e na curva de potência da turbina eólica contribuem para uma avaliação imprecisa da energia gerada anualmente, acarretando, dessa forma, a um maior risco para o investimento e a conseqüente elevação dos custos financeiros. Recordando os conceitos, apresentados, para o cálculo da energia gerada, é necessário calcular a potência disponível P e a potência efetivamente gerada Pg. A potência disponível, ou seja, energia cinética por unidade de tempo transportada pelo vento é dada como:

P= AV3

2

1ρ

Onde:

ρ = massa específica do ar

43

V = velocidade do vento A = área formada pás do rotor

A potência Pg gerada pelo sistema eólico é dada por: Pg= P×η Onde η = rendimento (neste está embutido e eficiência do equipamento e eficiência aerodinâmica determinada pelo tipo de rotor e sistema de controle) É oportuno recordar também que a conversão da energia eólica não é feita uniformemente ao longo de todas as faixas de velocidade do vento. Ventos de baixa velocidade não têm energia suficiente par acionar as turbinas. A velocidade a partir do qual o sistema inicia a sua operação é denominada velocidade de entrada (cut-in). À medida que a velocidade do vento aumenta, a potência (energia gerada) aumenta gradativamente podendo atingir a potência nominal do sistema, o que ocorre na velocidade nominal. A partir da velocidade nominal, a potência das turbinas com controle de potência por passo variável (pitch), permanece constante para evitar danos estruturais. A figura 40, mostra a curva de potência da turbina E-40 (600kW) da Enercon bem como a distribuição de velocidade de uma estação anemométrica instalada a 30 metros de altura na cidade de Guimarães – MA, representada pelo histograma e a curva de distribuição de freqüência

(−

V = 5,1 m/s: c= 5.55 m/s; k=3.64- parâmetros da distribuição de Weibull). Com os dados de ambos pode-se calcular a energia gerada por uma turbina eólica nesta localidade.

Figura 40 – Curva de potência e velocidade média do ano típico

. O cálculo de Ed e Eg pode ser efetuado usando as seguintes expressões:

Ed = HAV

3

2

1ρ e Eg = PgH, onde H = no de horas

Ou

Eg(ano) = anohorasPifri /8760)( ××∑

Onde: Fri – freqüência relativa = no de vezes no ano em que a velocidade Vi foi observada. Também definida como: razão entre o número de observações da velocidade Vi e o número total de

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observações. Em se conhecendo a função densidade de distribuição do vento, fri passa a ser p(vi) . di que pode ser a função de Weibull por exemplo. O estudo de viabilidade técnica pode ser efetuado utilizando o Atlas Eólico do Brasil. Porém, como já abordado, este estudo será de caráter indicativo, tendo em vista que o Atlas foi construído utilizando dados medidos de estações pertencentes a diferentes instituições, com diferentes objetivos (agrícolas, aeronáuticos, meteorológicos, entre outros) mostrando dessa forma uma grande diversificação na finalidade a que os dados são aplicados. O uso de dados indicativos possibilita apenas uma análise abrangente do potencial eólico disponível e, conseqüentemente, da geração elétrica disponível. A viabilidade de projetos voltados para implementação efetiva de parques eólicos para geração de energia elétrica depende de dados mais apurados, quanto ao comportamento do vento, as características do solo, a orografia e os obstáculos do local onde se deseja implementar o projeto. Em suma, com já exposto, a metodologia para o cálculo da energia gerada por uma turbina é a representada na figura 41. Os dados de velocidade do vento, se retirados do Atlas Eólico, por exemplo, que são dados medidos a uma altura de 10 metros, ou dados de estações do local que normalmente estão instaladas em alturas inferiores a altura do cubo do aerogerador, devem ser extrapolados para a altura desejada, de preferência utilizando a “lei logarítmica”, que necessita do valor da rugosidade do terreno do local.

Figura 41 – Diagrama da metodologia para cálculo da energia produzida [7] O fator de capacidade (FC) de uma turbina em uma determinada estação (ou local) é dado pela razão entre a energia produzida durante um período e a energia nominal produzida integralmente no mesmo período (dada pelo produto da potência nominal e o total de horas em um ano, 8760 horas). Dessa maneira, o FC pode ser expresso por:

FC=8760×Pnom

Egano

Onde: Egano = Energia produzida durante um ano Pnom = Potência nominal da turbina O FC, representa um importante critério de decisão de escolha da viabilidade técnica e econômica da usina. É um indicador da produção energética e conseqüentemente do potencial de instalação

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de turbinas eólicas em um local. Diferentes locais (estações) usando o mesmo modelo de turbina apresentam diferentes fatores de capacidade, função da velocidade média dos ventos. Numa central eólica formada por uma certa quantidade de turbinas, a produção total de energia não é igual a soma da energia gerada por cada turbina. Isto porque existem perdas, onde podemos relacionar: a) perdas devido a influência de uma turbina no vento captado pela turbina adjacente; perdas nos diversos componentes necessários para acoplar as turbinas na rede elétrica, perdas na rede de interligação das turbinas bem como interligação da Central á subestação da Concessionária. As perdas em média ficam entre 2% – 3%. Além disso, há uma diminuição da produção anual da central atrelado ao seu Fator de disponibilidade (FD). Fatores de disponibilidades para turbinas eólicas estão em torno de 98%. Isto decorre das horas em que turbinas ficam indisponíveis no ano devido à ocorrência de falhas. Assim sendo, a energia anual gerada por uma central é igual:

FDFpNTFCPanualEg n ×−××××= )1(8760)(

onde: NT = número de turbinas Fp = fator de perdas da central FD = fator de disponibilidade da central Pn = potência nominal da turbina 6.2 – Análise da viabilidade econômica Os principais fatores a considerar na determinação do custo da energia gerada por uma turbina eólica são o custo inicial de implantação, a produção de energia e o custo anual de operação e manutenção. Porém, ao se determinar a viabilidade econômica de um projeto, deve-se, ainda considerar como fatores fundamentais o custo por unidade padrão da energia produzida por tecnologias concorrentes e o preço pela qual a energia produzida será vendida. A relação a seguir, indica os fatores mais importantes a serem considerados na instalação de uma turbina eólica.

6.2.1 Custo total de instalação Fazem parte do custo de instalação os seguintes custos:

- Preço de compra dos equipamentos (turbina, torre, transformadores, cabos etc). - Taxa de importação e outros impostos - Seguros e fretes - Custo do terreno - Instalação (fundação, benfeitorias, estradas de acesso, conexão a rede elétrica, transporte,

mão de obra) - Custos dos estudos de viabilidade técnica - Custos de projeto de engenharia - Custo de negociações e desenvolvimento - Pagamento de taxas fiscais, relatórios de impacto ambientais - Custos diversos

O custo de instalação apresenta uma certa faixa de variação em função de alguns aspectos como: O custo das fundações e estradas de acesso obviamente depende das condições do solo (topografia, vegetação etc). Outro variante é a distância entre a estrada pavimentada (rodovia) e o local de instalação da turbina bem como a distância da rede de transmissão onde será conectada a

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turbina (no caso de sistema conectado à rede). O custo do transporte também é variável em função da distância. Estes custos podem ser caracterizados como custos adicionais ao custo do equipamento (turbina, torre, taxas, seguros, fretes e impostos) Outro aspecto a ser considerado refere-se a economia de escala. A instalação de várias turbinas num mesmo local é mais barata do que apenas uma turbina. Obviamente neste caso há que se considerar as limitações da rede elétrica. A eventual necessidade de se fazer um reforço na rede para conectar um número maior de turbinas, pode encarecer o projeto. O custo da turbina eólica representa o custo mais importante e significativo de um projeto eólico. Para projetos de grande porte, a participação da turbina nos custos totais do investimento é muito alta, diluindo, assim, os demais custos em relação ao total do investimento. Neste custo são acrescidos muitas vezes os custos do transporte até o local de instalação, fretes, seguros e taxas de importação (caso o equipamento seja importado) e demais impostos (IPI, II, ICMS). Os custos variam muito de acordo com a potência de cada modelo além da altura das torres utilizadas. Detalhes como manutenção, garantias, curva de potência, sistema de controle, assistência técnica, entre outros, são fatores que devem ser analisados cuidadosamente, ponderando os custos de cada modelo e os benefícios apresentados pelo fabricante. A distribuição dos custos de um projeto em energia eólica pode variar largamente segundo as características de cada empreendimento, tornando, cada projeto, um estudo de caso em particular. No Brasil, por ter ainda poucos projetos de geração eólica implementados,, a distribuição de custos é pouco conhecida para que se possa estabelecer valores médios de cada etapa envolvida. A tabela 5 apresenta uma distribuição de custos de cada etapa de projetos de médio/grande e pequeno porte. São valores de 1998, portanto, podem apresentar algumas variações em relação as atuais condições de custos de projeto.

Tabela 5- Custos de instalação de projetos em energia eólica

Fonte: [7]

Os estudos de viabilidade, em sua fase inicial, incluem tópicos como a investigação de locais favoráveis, avaliação do recurso eólico, avaliação ambiental, projetos preliminares e estimativas de custos, entre outros. A investigação prévia de locais propícios à implantação de projetos eólicos implica custos relativos a viagens e inspeção dessas áreas. Normalmente, com dados de medição e cartas topográficas dos locais em questão, é feita uma análise prévia das condições gerais do local. Este estudo por si só não basta. São necessárias também, visitas ao local para o levantamento das características da rugosidade do solo e também da topografia. Algumas vezes, mesmo que o local apresente bom potencial, as características do relevo e ocupação da área, podem tornar o projeto inviável.

Categoria de custos iniciais do projeto

Fazenda eólica de médio/grande porte (%)

Fazenda eólica de pequeno porte (%)

Estudo de viabilidade Menos de 2 1 – 7

Negociações de

desenvolvimento

1 – 8 4 – 10

Projeto de engenharia 1 – 8 1- 5

Custos de equipamentos 67 – 80 47 – 71

Instalações de infra-estrutura 17 – 26 13 – 22

Diversos 1 - 4 2 - 15

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Por ser uma alternativa de grandes vantagens ecológicas, o estudo de impactos ambientais também tem uma importante participação nos estudos prévios de viabilidade. Neste caso, uma análise de impacto ambiental está mais relacionada ao levantamento das características do local de forma a minimizar os efeitos ao meio ambiente. Também é necessário se fazer um estudo de otimização da área, os seja escolha da melhor distribuição das turbinas no terreno. Este estudo requer análises da interferência de cada turbina na outra. Nesta análise são utilizadas ferramentas computacionais específicas, pois os cálculos são complexos e são exigidas várias iterações para se alcançar o melhor resultado. Com relação às parcerias e negociações, existem algumas possibilidades de participação de empreendedores nos projetos de energia eólica. Uma situação comum está na iniciativa privada de investir nesses projetos e vender a energia elétrica à concessionária local de energia. É o caso do Produtor Independente de Energia definido pela Lei no 9074 e regulamentado pelo decreto de no.2003 . A concessionária de energia também pode investir na sua própria fazenda eólica. Dentre as possibilidades de investimentos, existe a formação de consórcios de investidores que, ao comprarem turbinas (financiando assim todo um projeto) obtêm seus dividendos também na venda de energia para as concessionárias. Os custos em projetos de energia eólica incluem custos em negociações na elaboração de acordos de compra de energia Power Purchase Agreement – PPA entre os empreendedores e a companhia elétrica local, nos termos de permissão e aprovação de projetos, de acordo, nos acordos para o direito de uso do terreno, nos projetos de financiamento, entre outros aspectos legais. Outros custos envolvendo negociações podem ser agrupados em detalhes legislativos, contábeis e financeiros que devem ser contabilizados como hora de trabalho de profissionais especializados em cada segmento. A criação do PROINFA - Programa de Incentivos as Fontes Alternativas, através da Lei 10438 de 2002 e sua regulamentação através do decreto 2050 de março/2004, vem garantir a compra, pela ELETROBRÁS, por um período de 20 anos, da energia gerada por geradores eólicos que deverão ter suas usinas em operação até 2008, a preços variando entre 180,18 R$/MWh e 203,5 R$/MWh. O investidor deve ficar atento a todos os aspectos de custo e produção energética da planta com o objetivo de maximizar suas receitas. Os custos envolvidos na fase de projetos de engenharia englobam despesas com o levantamento da infra-estrutura necessária à instalação e montagem dos aerogeradores e outros equipamentos, com a implementação do sistema de transmissão de energia elétrica, com o levantamento das características do local para o dimensionamento de obra civil, supervisão de contratos e propostas, entre outros. O planejamento e o levantamento das necessidades de infra-estrutura tornam se mais complexos uma vez que as condições de acesso ao local não apresentam infra-estrutura básica como estradas ou vias que facilitem o acesso. O transporte de turbinas eólicas requer veículos especiais devido ao peso de alguns componentes e também de suas dimensões e formas especiais. No local, é necessário disponibilizar guindastes especiais de grande alcance para instalação de torres que podem chegar a 90 metros. A parte elétrica também necessita de um planejamento prévio, principalmente na otimização do trajeto das linhas de transmissão até a subestação mais próxima. Esta proximidade pode variar de dezenas até centenas de quilômetros, o que muito vezes pode acarretar num custo elevado. Os custos envolvidos na fase de instalação e infra-estrutura englobam as despesas previamente levantadas na fase de projetos de engenharia. O principal esforço está no transporte e na montagem das turbinas eólicas. Antes mesmo do transporte e instalação dos aerogeradores, as obras de infraestrutura devem estar concluídas. Todos os serviços envolvidos na parte de

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transporte, instalação e obra civil, geralmente, são de serviços contratados e empresas especializadas. As demais despesas envolvidas em um projeto complexo de implementação de fazendas eólicas podem ser computadas como despesas diversas, despesas de treinamentos, viagens e acomodações, entre outros. Os custos de operação e manutenção deverão fazer parte do orçamento anual das despesas desembolsadas além das taxas contábeis e legais envolvidas no comércio de energia. Os custos anuais de operação e manutenção devem englobar custos no reparo e na troca de peças, custos de manutenção preventiva, entre outros, e também, devem ser computadas as horas indisponíveis da usina função de paradas para manobras. A indisponibilidade da usina representa um valor de receita evitada que deve ser previsto no planejamento contábil do projeto. Os custos de operação e manutenção também envolvem treinamento de pessoal qualificado para operação das máquinas sob as mais diversas condições. Também taxas de seguro de máquinas e também de geração de energia fazem parte dos custos anuais de projetos de grande porte. No que tange a seguros sobre geração de energia torna-se fundamental um bom conhecimento do regime de ventos para que minimizem os riscos associados há longos períodos de calmarias não previstos. Um outro custo anual importante está no arrendamento do terreno em que o parque será instalado. Os custos previstos com manutenção segundo o catálogo da Windenergie 2000 variam entre 0,8 a 1,3 % sobre o custo da turbina. O desembolso anual para manutenção pode variar significativamente de acordo com as condições locais de vento e também com os níveis de concentração de componentes corrosivos na atmosfera local. Os custos totais de operação e manutenção de fazendas eólicas não são uma função linear do tamanho do parque. É de se esperar que para grandes empreendimentos, os custos anuais de operação e manutenção tenham uma participação menor em relação ao preço da turbina. A figura 42 mostra o detalhamento de cada etapa dos custos de um projeto eólico.

Figura 42 – Distribuição dos custos de um projeto eólico [7]

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A figura 43 ilustra um gráfico que mostra uma relação entre potência instalada e custo das modernas turbinas dinamarquesas conectadas à rede elétrica. Como se pode observar o custo de da turbina varia com o tamanho das mesmas. Isto acontece devido as diferentes alturas de torre e diâmetros das pás (tamanho do rotor). Para se ter uma idéia dos valores atribuídos ao custo de um metro extra de torre tubular equivale a 1500 US$ aproximadamente. Uma máquina especial para vento baixo com um diâmetro de rotor relativamente grande será mais cara que uma máquina para vento alto com um diâmetro de rotor pequeno. O preço médio das modernas instalações de grande porte gira em torno de 1000 US$ / kW de potência instalada.

Figura 43- Custo de turbinas em função da potência instalada (banana price) : Fonte [4]

As turbinas modernas são projetadas para funcionar por 120 000 horas de operação o que resulta em uma vida útil de 20 anos. As experiências internacionais têm mostrado que o custo de manutenção é geralmente muito baixo para turbinas novas e aumenta um pouco com o tempo de funcionamento das mesmas. Para máquinas novas, estima-se um custo entre 0,8% a 1,3% por ano do investimento, enquanto as turbinas com mais idade apresentam um custo em torno de 3% ao ano do investimento. Existe economia de escala tanto com relação ao tamanho da turbina (Ex 1: número de profissionais envolvidos não aumenta com o tamanho da turbina; Ex: 2, os equipamentos de segurança e demais equipamentos eletrônicos de controle são os mesmos independentes do tamanho da turbina ), quanto ao tamanho da planta ( é mais barato instalar vários turbinas em um local do que apenas uma turbina, a menos que a rede elétrica seja fraca e seja preciso investimentos elevados na sua expansão) e, esta economia de escala se faz presente também na etapa de operação. Essa economia refere-se as visitas de manutenção, vigilância, administração, etc. A repotenciação é muitas vezes praticada pelos proprietários da planta quando a mesma está chegando ao final de sua vida útil. Alguns componentes da turbina estão mais sujeitos a ruptura e desgaste (pás, transmissão, gerador). A vida útil de uma turbina depende da qualidade da turbina e das condições climáticas do local, isto é do nível de turbulência dos ventos locais. Plantas offshore estão sujeitas à menor fadiga de seus componentes devido à baixa turbulência dos ventos no mar. O gráfico abaixo (figura 44) mostra a variação da produção anual de energia de uma turbina de 600 kW em função da velocidade média do vento (k= fator de forma para diferentes curvas de distribuição de velocidade). Este gráfico assume que a turbina opera 100% do tempo. No entanto, na prática, as turbinas necessitam de inspeção (a cada seis meses) e seus componentes estão sujeitos à falhas. Assim sendo, a sua disponibilidade é menor que 100%. As turbinas modernas apresentam disponibilidades em torno de 98%, tendo em vista que as mesmas estão sempre desligadas nos períodos de ventos fortes.

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Figura 44 - Produção de energia de uma turbina típica de 600 kW DEWI [4]

Assim sendo, o custo anual de geração de energia (US$ / MWh) depende significativamente do regime de vento do local. Portanto não há um único preço pela energia gerada por um sistema eólico, mas sim uma faixa de preços, dependendo do regime de ventos do local, e conseqüentemente da produtividade energética da planta ou seu fator de capacidade. O gráfico a seguir (figura 45) mostra como exemplo, a variação do custo da energia elétrica produzida (US$ / kWh) por uma turbina de 600 kW em função da produção anual.

Figura 45 - Custo estimado da eletricidade para uma usina de 600kW

O custo de geração, além do regime de vento do local (pode ser expresso pelo Fator de Capacidade médio anual) depende do custo de capital, O&M e da taxa de desconto a ser considerada. Locais que apresentam um regime moderado de vento possuem fatores de capacidade típicos em torno de 25%. Em áreas mais promissoras, os fatores de capacidade estão na faixa de 35 a 45% ou mais.

O fator de capacidade, assim como o custo por kWh gerado varia diferentemente para diferentes modelos de turbinas em um mesmo local, pois é função também da sua curva de potência. Exemplo de um procedimento simplificado para o cálculo do custo da energia gerada por um sistema eólico: O custo da energia gerada (CG) por uma planta eólica pode ser estimado utilizando a seguinte equação:

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EG

MCOFRCCCG

&+×=

Onde: C – custo de capital de uma planta eólica FRC – fator de recuperação de capital EG – produção anual de energia CO&M – Custo anual de O&M O fator de recuperação de capital, FRC, é definido como:

( )[ ]

( ) 111

1

−+

+=

n

nii

FRC

onde : i – taxa anual de retorno n – período de recuperação do investimento O custo anual de O&M, pode ser calculado como uma fração (k) do custo de capital CO&M = K.C Bibliografia: [1] FARRET,F.A Aproveitamento de pequenas fontes de energia elétrica. Editora ufsm. Rio Grande

do Sul, 1999, 245p. [2] Godfrey B. Renewable Energy . Power for Sustainable Future. Open University. 1996. Pg 267 -

314 [3] COHEN,J.M et all. National Wind Coordinating Committee. Distributed Wind Power Assessment. Washington, 57p. [4] Energia eólica na Dinamarca. http://www.windpower.dk/tour/ [5] Patel, Mukund R. Wind and Solar Power Systems. CRC Press, New york, 1999, 351p. [6] Silva, P.C. Sistema para tratamento, armazenamento e disseminação de dados de vento. Tese

de mestrado, Rio de Janeiro, UFRJ, 113p. [7] DUTRA,M. R. Viabilidade técnico-econômica da energia eólica face ao novo marco regulatório

do setor elétrico brasileiro. Dissertação de mestrado, UFRJ, Rio de janeiro, 2001. [8] Fadigas, E.AF.A . Dimensionamento de fontes fotovoltaicas e eólicas com base no índice de

perda de suprimento e sua aplicação em localidades isoladas. Dissertação de mestrado, Escola Politécnica, Universidade de São Paulo, São Paulo, 1993.