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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Análise e tomada de decisão em geradores elétricos aplicados em turbinas

eólicas

Davi Freitas de Paiva

Itajubá, setembro de 2018

UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação

ii

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Davi Freitas de Paiva

Análise e tomada de decisão em geradores elétricos aplicados em turbinas

eólicas

Monografia apresentada ao Instituto de

Sistemas Elétricos e Energia, da

Universidade Federal de Itajubá, como parte

dos requisitos para obtenção do título de

Engenheiro Eletricista.

Orientador: Prof. Edson da Costa Bortoni

Coorientador: Prof. Roberto Akira Yamachita

Itajubá, setembro de 2018


iii

Agradecimentos

Aos meus colegas que sempre estiveram dispostos a me ajudar e contribuíram fortemente para

os melhores momentos que vivi durante meu período acadêmico.

Ao meu orientador, pela proposta do tema e pelo apoio e disponibilidade manifestados ao longo

da realização deste trabalho.

À minha família e a todos que me fizeram acreditar que o importante não é o que você tem na

vida, mas quem você tem na vida, e que depois de algum tempo você aprende que é capaz de

suportar e ir muito mais além do que pensava.

A todos, meus sinceros agradecimentos.


iv

Resumo

A crescente inserção de geração eólica no mundo motiva estudos relativos a aspectos

interessantes dessa tecnologia. A base da geração eólica é a turbina eólica, composta por

diversos equipamentos dentre eles o gerador. Naturalmente, cada alternativa para a tecnologia

empregada no gerador tem pontos favoráveis e desfavoráveis. Este trabalho final de graduação

realiza uma análise das alternativas de geradores a serem empregados em turbinas eólicas dentre

os quais se devem selecionar a melhor opção em termos de custo e desempenho técnico,

considerando apenas alguns geradores síncronos e assíncronos. Como o processo de tomada

decisão é um cenário complexo e envolve diversos critérios e possibilidades, com o intuito de

oferecer uma análise objetiva de aspectos qualitativos e quantitativos que permeiam a escolha

de uma determinada tecnologia, foi aplicado um método de apoio à tomada de decisão chamado

de AHP (Analytic Hierarchy Process). Este método permitiu comprovar as vantagens dos

equipamentos estudados, merecendo destaque para dois geradores em específico, o gerador de

indução duplamente alimentado e o gerador síncrono de ímãs permanentes.

Palavras chave: Geração eólica; Método AHP; Gerador; Tomada de decisão.


v

Abstract

The increasing insertion of wind generation in the world motivates studies concerning

interesting aspects of this technology. The basis of wind generation is the wind turbine,

composed of several equipment including the generator. Naturally, each alternative to the

technology employed in the generator has favorable and unfavorable points. This final

graduation work analyzes the alternatives of generators to be used in wind turbines, among

which the best option in terms of cost and technical performance should be selected, considering

only some synchronous and asynchronous generators. As the decision-making process is a

complex scenario and involves several criteria and possibilities, in order to offer and objective

analysis of qualitative and quantitative aspects that permeate the choice of a certain technology,

a method that supports the decision-making called AHP (Analytic Hierarchy Process) was

applied. This method allowed to prove the advantages of the studied equipment, being worth

highlighting two generators in particular, the double fed induction generator and the permanent

magnet synchronous generator

Key words: Wind generation, AHP method, Generator, Decision-making tool.


vi

Lista de Figuras

Figura 2.1 – Formação dos ventos. ........................................................................................... 16

Figura 2.2 - Fluxo de ar através de uma área transversal A. ..................................................... 17

Figura 2.3 - Perdas de velocidade do vento na passagem por um conjunto de pás. ................. 18

Figura 2.4 - Distribuição de Cp em função de v3/v1. ................................................................. 19

Figura 2.5 - Principais forças atuantes em uma pá eólica. ....................................................... 20

Figura 2.6 – Ilustração do corte transversal de uma pá eólica. ................................................. 20

Figura 2.7 – Aerogerador composto por três pás eólicas de eixo horizontal e torre tubular. ... 21

Figura 2.8 – Esquema básico e constituintes de um Aerogerador. ........................................... 21

Figura 2.9 – Pá eólica em construção. ...................................................................................... 22

Figura 2.10 – Rotor com eixo vertical do tipo Darrieus. .......................................................... 23

Figura 2.11 – Cubo de um aerogerador. ................................................................................... 23

Figura 2.12 – Exemplos de caixas multiplicadores aplicadas em aerogeradores. .................... 24

Figura 2.13 – Nacele e o cubo de um aerogerador. .................................................................. 25

Figura 2.14 – Torre eólica. ....................................................................................................... 25

Figura 2.15 – Esquema simplificado dos modelos de aerogeradores usados atualmente. ....... 26

Figura 2.16 – Configurações de Aerogeradores. ...................................................................... 27

Figura 2.17 – Fluxo descolado do perfil. .................................................................................. 28

Figura 2.18 – Fluxo aderente ao perfil. .................................................................................... 29

Figura 2.19 – Forma típica de uma curva de potência com controle de passo. ........................ 29

Figura 2.20 - Forma típica de uma curva de potência com controle tipo “estol ativo”. ........... 30

Figura 3.1 – Modos de operação da máquina de indução. ....................................................... 33

Figura 4.1 - Sistema de Geração Eólica com GIGE. ................................................................ 40

Figura 4.2 - Sistema de geração eólica com GIDA. ................................................................. 42


vii

Figura 4.3 - Sistema de Geração Eólica com GSRB. ............................................................... 44

Figura 4.4 - Sistema de Geração Eólica com GSIP. ................................................................. 47

Figura 5.1 – Exemplo de uma matriz de comparação. ............................................................. 57

Figura 5.2 – Índice Randômico Médio do AHP. ...................................................................... 60

Figura 5.3 – Hierarquia definida pela aplicação do Método. ................................................... 65

Figura 5.4 - Matriz de comparação entre os critérios. .............................................................. 65

Figura 5.5 – Método de normalização. ..................................................................................... 66

Figura 5.6 - Matriz de comparação de alternativas para a classe de vento............................... 67

Figura 5.7 - Matriz de comparação de alternativas para o custo de manutenção. .................... 67

Figura 5.8 - Matriz de comparação de alternativas para o custo do gerador. ........................... 67

Figura 5.9 - Matriz de comparação de alternativas para o custo da eltrônica de potência. ...... 68

Figura 5.10 - Matriz de comparação de alternativas para a eficiência. .................................... 68

Figura 5.11 – Matriz final de decisão. ...................................................................................... 69

Figura 5.12 – Gráfico da distribuição das preferências em relação a cada critério. ................. 69

Figura 5.13 - Gráfico da distribuição das preferências em relação a cada alternativa. ............ 70


viii

Lista de Tabelas

Tabela 4.1 – Vantagens e desvantagens qualitativas para cada tipo de gerador abordado. .... 48

Tabela 4.2 – Resumo das características importantes de cada gerador. .................................. 51

Tabela 4.3 – Classe de vento segundo a IEC 61400-1. ........................................................... 52

Tabela 5.1 – Comparações entre valores qualitativos e quantitativos do AHP. ...................... 58


ix

Lista de Abreviaturas e Siglas

CI Consistency Index

CR Consistency Ratio

DFIG Double fed induction generator

GI Gerador de indução

GIDA Gerador de indução duplamente alimentado

GIGE Gerador de indução com rotor gaiola de esquilo

GS Gerador síncrono

GSIP Gerador síncrono de imãs permanentes

GSRB Gerador síncrono com rotor bobinado

GWEC Global World Energy Council

IG Induction generator

IGBT’s Insulated gate bipolar transistor

PMSG Permanent magnet synchronous generator

PWM Pulse width modulation

RI Random Index

SG Synchronous generator


x

Sumário

CAPÍTULO 1 .......................................................................................................................... 12

INTRODUÇÃO ...................................................................................................................... 12

1.1 Motivação ................................................................................................................ 12

1.2 Objetivos .................................................................................................................. 13

1.3 Estrutura do trabalho ............................................................................................ 13

CAPÍTULO 2 .......................................................................................................................... 14

A ENERGIA EÓLICA ........................................................................................................... 14

2.1 Descrição histórica .................................................................................................. 14

2.2 O recurso eólico ...................................................................................................... 15

2.3 A potência eólica ..................................................................................................... 16

2.4 Forças atuantes na pá ............................................................................................. 19

2.5 Aspectos construtivos do aerogerador .................................................................. 21

2.5.1 Pás, rotor, cubo e eixo ......................................................................................22

2.5.2 Transmissão e caixa multiplicadora ................................................................24

2.5.3 Nacele ..............................................................................................................24

2.5.4 Torre .................................................................................................................25

2.5.5 Gerador .............................................................................................................26

2.6 Mecanismo de controle ........................................................................................... 27

2.6.1 Controle estol (stall) .........................................................................................27

2.6.2 Controle de passo (pitch) .................................................................................28

2.6.3 Controle estol ativo ..........................................................................................29

CAPÍTULO 3 .......................................................................................................................... 31

PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DOS GERADORES ............................................. 31

3.1 Grupos de geradores assíncronos .......................................................................... 31

3.1.1 Gerador assíncrono com rotor bobinado ..........................................................35

3.1.2 Gerador assíncrono com rotor gaiola de esquilo ..............................................35

3.2 Grupo de geradores síncronos ............................................................................... 36

CAPÍTULO 4 .......................................................................................................................... 39

4. TECNOLOGIAS DE GERADORES APLICADAS À ENERGIA EÓLICA .............. 39

4.1 Gerador de indução com rotor gaiola de esquilo (GIGE) ................................... 39

4.2 Gerador de indução duplamente alimentado (GIDA) ........................................ 41


xi

4.3 Gerador síncrono com rotor bobinado (GSRB) .................................................. 44

4.4 Gerador síncrono de ímãs permanentes (GSIP) .................................................. 46

4.5 Comparativo das tecnologias ................................................................................. 48

CAPÍTULO 5 .......................................................................................................................... 53

MÉTODO DE TOMADA DE DECISÃO ............................................................................ 53

5.1 Aspectos iniciais ...................................................................................................... 53

5.2 Aplicabilidade do AHP e benefícios ...................................................................... 54

5.3 Estruturação e hierarquização do método AHP .................................................. 55

5.4 Fundamentação conceitual do método AHP ........................................................ 57

5.5 Validação do método segundo a ferramenta computacional utilizada .............. 62

5.6 Aplicação do método AHP para geradores eólicos .............................................. 62

CAPÍTULO 6 .......................................................................................................................... 72

CONSIDERAÇÕES FINAIS E CONCLUSÃO .................................................................. 72

6.1 Conclusão ................................................................................................................ 72

6.2 Recomendações para trabalhos futuros ............................................................... 73

REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 74


12

Capítulo 1

Introdução

O presente capítulo visa dar início a ambientação do trabalho, discutindo a motivação,

os objetivos e a estrutura da monografia.

1.1 Motivação

A qualidade de vida em uma sociedade está diretamente relacionada com o consumo de

energia. O aumento da demanda por este insumo modifica as políticas e economias de todos os

países do mundo, principalmente aqueles em ascensão. A preocupação com o abastecimento de

energia é pautada com o possível esgotamento das reservas petrolíferas aliadas ao aumento dos

preços no mercado de combustíveis fósseis. Questões ambientais também são levadas em

consideração intensificando a busca por fontes renováveis de energia (MARTINS;

GUARNIERI; PEREIRA, 2008).

Fatores como estes promovem incentivos para a ampliação da capacidade total instalada

de energia eólica no mundo. É um fato que a energia eólica está em rápida transição para se

tornar uma tecnologia amplamente comercializada e subsidiada. Segundo o relatório Global

Wind Report 2017 do GWEC (GWEC, 2018), o mercado mundial de energia eólica apresentou

um aumento de aproximadamente 10% de capacidade total instalada de 2016 para 2017, sendo

este valor por volta de 50 GW a nível mundial, com a Europa e a Índia apresentando

significativos crescimentos em instalações offshore.

Segundo este mesmo relatório, desde 2011 o Brasil também apresentou um expressivo

crescimento de sua capacidade total instalada, passando de 1,4 MW para aproximadamente 12,7

MW. No último ano, o aumento em termos percentuais da capacidade instalada brasileira foi

de 18,8%, valor este sendo maior do que a média global, possibilitando cada vez mais, o

desenvolvimento da energia eólica dentro da matriz de geração elétrica brasileira.

Esse avanço da inserção de geração eólica no mundo motiva estudos relativos a aspectos

interessantes dessa tecnologia, sejam estes aspectos econômicos ou técnicos. Como a base para

a geração eólica é a turbina que é composta por vários componentes dentre eles o gerador, esta

monografia visa contribuir para a melhor seleção de um dos itens de um sistema eólico, de

forma ampliar a competitividade desta tecnologia minimizando as escolhas e projetos errados

que possam vir a ocorrer.


13

1.2 Objetivos

Dentre as diversas alternativas para a tecnologia empregada no gerador de uma turbina

eólica, todas apresentam pontos favoráveis e desfavoráveis. Este trabalho final de graduação

tem como objetivo principal fazer uma análise dessas alternativas de geradores a serem

empregados em turbinas eólicas com base em suas características qualitativas e quantitativas.

Além disso, também é objetivo deste trabalho aplicar uma ferramenta de tomada de decisão

conhecida como método AHP (Analytic Hierarchy Process) de modo a auxiliar na escolha da

opção mais adequada. Este processo visa tornar as decisões pautadas sobre justificativas mais

objetivas. Nesse último caso, deve-se levar em consideração que a experiência do usuário

também contribuirá para a melhor seleção a ser utilizada.

1.3 Estrutura do trabalho

Esta monografia está dividida em seis capítulos, no qual os quatro capítulos iniciais

constituem a contextualização de um estudo acerca dos diferentes tipos de geradores aplicados

à geração eólica para poder se entender quais podem ser as variáveis para se utilizar no quinto

capítulo deste trabalho, capítulo este que discute mais detalhadamente sobre o método de

tomada de decisão em si.

Sendo assim, o primeiro capítulo é composto pela apresentação do tema, seus objetivos

e sua importância. Já o segundo capítulo apresenta conceitos gerais sobre energia eólica, de

forma a situar o leitor sobre o assunto a ser tratado na monografia, conceitos estes como geração

de ventos, extração de potência eólica e aspectos construtivos de uma turbina eólica. No terceiro

capítulo é feito uma revisão sobre o princípio de funcionamento de um dos principais

componentes em uma turbina eólica, o gerador, no qual é discutido especificamente sobre os

geradores síncronos e os geradores assíncronos. Já no quarto capítulo é apresentado um estudo

que elenca as principais características qualitativas e quantitativas de quatro tecnologias

aplicadas a aerogeradores presentes no mercado, são elas: GIGE, GIDA, GSRB e GSIP.

O quinto capítulo é composto tanto pela ambientação quanto pela aplicação de um

método de tomada de decisão conhecido como AHP (Analytic Hierarchy Process) para a

escolha do melhor gerador eólico nos aspectos técnicos e econômicos para um dado cenário de

estudo de forma a minimizar os aspectos subjetivos de uma decisão como esta, no complexo

cenário de possibilidades. Por fim, o sexto apresenta as conclusões alcançadas com este trabalho

final de graduação e também as recomendações para trabalhos futuros.


14

2. Capítulo 2

A Energia Eólica

O presente capítulo tem como objetivo situar conceitos relacionados a geração eólica,

os componentes básicos que constituem um sistema eólico, além de apresentar uma breve

introdução histórica do surgimento desta tecnologia.

2.1 Descrição histórica

Com as necessidades surgindo ao longo do desenvolvimento na agricultura, o homem

necessitava cada vez mais de novas ferramentas e utensílios que propiciassem a realização de

suas tarefas. Dado isto, tarefas como a moagem de grãos e bombeamento de água foram

algumas das primeiras atividades a serem implementadas com o auxílio das forças dos ventos.

O primeiro registro histórico por volta de 200 A.C. da utilização de energia eólica para

bombeamento de água e moagem de grãos através de uma espécie de cata-ventos é proveniente

da Pérsia. Este tipo de moinho de eixo vertical veio a se espalhar pelo mundo islâmico no qual

foi utilizado por vários séculos. Estudiosos acreditam que mesmo antes do surgimento do cata-

ventos na Pérsia, os Chineses (por volta de 2000 A.C.) e o Império Babilônico (por volta de

1700 A.C.) já utilizavam cata-ventos para irrigação (SHEFHERD, 1994; CHESF-BRASCEP,

1987). Um importante avanço desta tecnologia veio a ocorrer nas ilhas gregas do mediterrâneo

com a utilização de velas de sustentação de eixo horizontal (DUTRA, 2008).

Logo após as Cruzadas (1095 – 1291), a tecnologia dos cata-ventos foi introduzida na

Europa, seguido de um desenvolvimento bem documentado no qual estas máquinas primitivas

foram utilizadas até o Século XII. A partir daí, já na Idade Média, países como Holanda,

Inglaterra e França apresentaram um desenvolvimento mais significativo na tecnologia,

começando a aprimorar melhor as pás, o sistema de controles, eixos, etc. Estas melhorias

permitiram durante os séculos XVII a XIX a utilização em grande escala na Holanda,

principalmente para drenagem de terras cobertas pelas águas (DUTRA, 2008).

Ao final do Século XIX, a Revolução Industrial trouxe com o surgimento da máquina a

vapor, o declínio do uso de energia eólica na Europa (SHEFHERD, 1994). Nessa época esse

sistema de cata-ventos já havia sido utilizado em outras regiões como a Austrália, Rússia, África

e América Latina, tendo sido um sistema de fácil adaptação principalmente às condições rurais

devido a sua fácil operação e manutenção.


15

Já no século XX, começaram a surgir várias pesquisas para aproveitamento da energia

eólica em geração de grandes blocos de energia (DUTRA, 2008). O marco para o início dessas

pesquisas se deu em 1888 com Charles F. Bruch, um industrial que ergueu na cidade de

Cleveland o primeiro cata-vento destinado a geração de energia elétrica (SCIENTIFIC

AMERICA, 1994). Sua invenção apresentava três importantes inovações para o uso da energia

eólica na época. Em primeiro lugar, a altura utilizada pelo invento estava dentro das categorias

dos moinhos de ventos utilizados na época. Em segundo lugar, foi introduzido um mecanismo

semelhante a uma caixa de engrenagens capaz de multiplicar a rotação das pás em até 50 vezes.

E em terceiro lugar, essa invenção foi a primeira na qual se combinou a aerodinâmica dos

moinhos de ventos com as pesquisas e tecnologias envolvidas na produção de energia elétrica

(DUTRA, 2008).

Após o feito de Bruch, foram surgindo outras invenções que impulsionaram o avanço

da tecnologia de aerogeradores até o período compreendido pela Segunda Guerra Mundial

(1939-1945). Após a Segunda Guerra, houve um desinteresse em se investir no

desenvolvimento de aerogeradores pois o petróleo e as grandes usinas hidrelétricas se tornaram

extremamente competitivos economicamente. Mesmo assim, durante este período houve

pesquisas principalmente aliadas entre a indústria e universidades, em prol de entender melhor

as possibilidades de extração e aproveitamento do potencial eólico. É interessante mencionar

que durante o pós Segunda Guerra, países como a Alemanha, a França, a Dinamarca e a

Inglaterra promoveram grandes avanços em projetos e pesquisas eólicas.

2.2 O recurso eólico

Os ventos são formados pelo aquecimento irregular da superfície terrestre e da

atmosfera, dessa maneira, pode ser afirmado que a energia eólica é proveniente do Sol. Esta

irregularidade se deve principalmente à orientação dos raios solares e aos movimentos da terra

(BURTON et al., 2011).

Devido ao fenômeno da convecção, o ar quente que se encontra nas baixas altitudes das

regiões tropicais tende a subir, sendo substituído por uma massa de ar frio que se desloca das

regiões polares. O deslocamento das massas de ar determina a formação de ventos conforme a

Figura 2.1:


16

Figura 2.1 – Formação dos ventos.

Fonte: CEPEL (2018).

Além dessa gigantesca massa de ar se locomovendo, há também outros fenômenos

semelhantes como este, porém, ocorrem em uma menor escala, é o caso das monções e das

brisas. Em uma escala menor ainda ocorre a manifestação dos ventos devido a mudanças de

aquecimento das massas de ar ao longo do dia (BURTON et al., 2011).

A movimentação das massas de ar ainda é algo muito mais complexa, devido a fatores

como a variação da velocidade com a altura, a rugosidade do terreno e a presença de obstáculos

nas redondezas sendo necessária uma análise por meio de modelos probabilísticos do

escoamento de ventos (SILVA, 2008).

2.3 A potência eólica

A energia cinética associada a uma coluna de ar é dada por:

𝐸 =1

2 𝑚 ∙ 𝑣² (2.1)

Onde:

E = energia cinética [J].

v = velocidade do vento [m/s].

m = massa da coluna de ar [kg].

Considerando a mesma coluna de ar que se desloca na mesma velocidade v, em direção

perpendicular a uma seção transversal de um cilindro imaginário conforme a Figura 2.2, pode-

se demonstrar que a potência disponível do vento que passa pela seção com área A, transversal

ao fluxo de ar é dada por (DUTRA, 2008):


17

𝑃 =1

2 𝜌 ∙ 𝐴 ∙ 𝑣³ (2.2)

Onde

P = potência do vento [W].

ρ = massa específica do ar [kg/m³].

A = área da seção transversal [m²].

Figura 2.2 - Fluxo de ar através de uma área transversal A.

Fonte: SILVA (2008).

A conversão de energia no sistema eólico se dá através da redução da velocidade do

vento ao atravessar as pás, pois o rotor ao provocar a diminuição da velocidade de escoamento

do vento consegue retirar parte da energia cinética dessa massa de ar e converter em energia

mecânica. Esta redução na velocidade do vento é resultado de um somatório de todas as

diferentes pressões que são exercidas pelas massas de ar sobre as pás (COSTA, 2005).

Para considerar o fato de que a potência disponível pelo vento não pode ser totalmente

aproveitada pela turbina eólica, é introduzido um índice denominado de coeficiente de potência

Cp, que representa a fração da potência eólica disponível que realmente é utilizada e convertida

em potência mecânica (DUTRA, 2008).

Com o intuito de determinar o valor máximo desta parcela de energia extraída do vendo

(CpMÁX), o físico alemão Albert Betz realizou um estudo conforme ilustra a Figura 2.3, na qual

v1 representa a velocidade do vento na região a montante às pás, v2 a velocidade do vento no

nível das pás e v3 a velocidade do vento a jusante das pás (DUTRA, 2008).


18

Figura 2.3 - Perdas de velocidade do vento na passagem por um conjunto de pás.

Fonte: DUTRA (2008).

Betz assumiu que há um deslocamento homogêneo do fluxo de ar com um retardo da

velocidade v1 pelo conjunto de pás assumindo uma velocidade v3 a jusante das pás. A lei da

continuidade implica em:

𝜌 ∙ 𝑣1 ∙ 𝐴1 = 𝜌 ∙ 𝑣2 ∙ 𝐴2 = 𝜌 ∙ 𝑣3 ∙ 𝐴3 (2.3)

Devido à redução mínima de pressão, a densidade do ar pode ser considerada constante.

Tem-se também que a energia cinética extraída pela turbina eólica é dada pela diferença entre

a energia cinética a montante e a energia cinética a jusante do conjunto de pás (DUTRA, 2008):

𝐸𝑒𝑥 =1

2 𝑚 ∙ (𝑣1

2 − 𝑣32) (2.4)

A potência extraída do vento é por sua vez:

𝑃𝑒𝑥 =1

2 �̇� ∙ (𝑣1

2 − 𝑣32) (2.5)

Neste ponto, é necessário fazer duas considerações importantes, a primeira é que se a

velocidade do vento não fosse alterada (v1 = v3) não haveria extração de nenhuma potência. A

segunda é que se a velocidade fosse reduzia a zero (v1 = 0), não haveria circulação de massa de

ar, impossibilitando a extração de uma potência (SILVA, 2008).

A partir dessas duas considerações, tendo a velocidade no rotor v2 conhecida, a

velocidade referente ao máximo de potência extraída é um valor entre v1 e v3, podendo ser

calculada. A massa de ar é dada por (SILVA, 2008):

�̇� = 𝜌 ∙ 𝐴 ∙ 𝑣2 (2.6)

Há ainda a relação entre v1, v2 e v3 segundo o teorema de Rankine-Froude, que é dada

por:


19

𝑣2 =𝑣1 + 𝑣3

2 (2.7)

Se a massa de ar apresentada na equação (2.6) e a velocidade v2 apresentada na equação

(2.7) forem inseridas na mesma equação (2.5), tem-se:

𝑃𝑒𝑥 =1

2 𝜌 ∙ 𝐴 ∙ 𝑣1

3 ∙ {1

2[1 +

𝑣3

𝑣1] [1 − (

𝑣3

𝑣1)2

]} (2.8)

Onde:

- Potência do vento 𝑃 = 1

2 𝜌 ∙ 𝐴 ∙ 𝑣1

3

- Coeficiente de Potência 𝐶𝑝 = {1

2[1 +

𝑣3

𝑣1] [1 − (

𝑣3

𝑣1)2

]}

Para finalizar, ao se considerar o coeficiente de potência Cp em função de v3/v1 tem-se

que (SILVA, 2008):

𝐶𝑝𝐵𝑒𝑡𝑧 =16

27= 0,593 𝑜𝑛𝑑𝑒

𝑣3

𝑣1=

1

3 (2.9)

Esta dedução pode ser comprovada com o auxílio da Figura 2.4, que demonstra a

distribuição de Cp em função de v3/v1:

Figura 2.4 - Distribuição de Cp em função de v3/v1.


2.4 Forças atuantes na pá

Quando se observa uma pá eólica, há determinadas forças atantes durante sua operação,

assim como ângulos característicos como o ângulo de ataque (α) e o de passo (β). Dentre essas

forças há a força de sustentação, que é perpendicular ao fluxo do vento resultante visto pela pá

(Vres), resultado da subtração vetorial da velocidade do vento incidente (Vw) pela velocidade


20

tangencial (Vtan) da pá da turbina eólica, conforme a seguinte equação (2.10) (DUTRA, 2008;

MONTEZANO, 2007):

𝑉𝑟𝑒𝑠⃗⃗⃗⃗⃗⃗ ⃗ = 𝑉𝑤⃗⃗⃗⃗ − 𝑉𝑡𝑎𝑛⃗⃗ ⃗⃗ ⃗⃗ ⃗⃗ (2.10)

O torque que gera a rotação da turbina eólica é resultante das componentes da força de

sustentação e de arrasto na direção de Vtan conforme as Figura 2.5 e 2.6:

Figura 2.5 - Principais forças atuantes em uma pá eólica.

Fonte: MONTEZANO (2007).

Figura 2.6 – Ilustração do corte transversal de uma pá eólica.

Fonte: HOWSTUFFWORKS (2018).

De acordo com as Figuras 2.5 e 2.6 é possível perceber que basicamente é a força de

sustentação que faz a pá girar, já a força de arrasto permite realizar a frenagem da pá.


21

2.5 Aspectos construtivos do aerogerador

Os aerogeradores possibilitam a extração da energia cinética dos ventos através dos mais

variados arranjos e aspectos construtivos diferentes. Contudo, devido as características

influentes do mercado, os aerogeradores mais dominantes comercialmente possuem geralmente

eixo horizontal, com torre tubular e detentor de três pás eólicas, conforme a Figura 2.7:

Figura 2.7 – Aerogerador composto por três pás eólicas de eixo horizontal e torre tubular.

Fonte: NOCTULA (2018).

Em busca sempre de atender às expectativas e exigências do cliente, os aerogeradores

atuais atendem a padrões de qualidade tanto relacionado a aspectos construtivos quanto a

aspectos operacionais. Estes padrões juntamente com os requisitos do mercado, definem o grau

de confiabilidade do equipamento, juntamente com a tecnologia de maior predominância no

mercado.

Ao se detalhar um pouco mais sobre os componentes do aerogerador, é possível destacar

a estrutura interna da parte superior de um aerogerador conforme a Figura 2.8:

Figura 2.8 – Esquema básico e constituintes de um Aerogerador.

Fonte: Adaptado de PORTAL ENERGIA (2018).


22

2.5.1 Pás, rotor, cubo e eixo

As pás são peças com perfis aerodinâmicos que permitem a captação da energia cinética

do vento convertendo esta em rotação que é transmitida ao rotor. Basicamente são construídas

em um processo artesanal a partir de materiais como plásticos, fibra de vidro reforçadas com

epóxi com uma fixação feita em aço inoxidável como pode ser observado na Figura 2.9

(CUSTÓDIO, 2013).

Figura 2.9 – Pá eólica em construção.

Fonte: SIEMENS (2018).

Nas turbinas que utilizam determinado tipo de controle de velocidade por passo, a pá

possui também de um rolamento em sua base para que seja possível o ajuste do seu ângulo de

ataque (DUTRA, 2008).

O rotor é um elemento de fixação das pás que transmite o movimento de rotação para o

eixo de baixa velocidade. Um de seus principais componentes é um sistema hidráulico que

possibilita a movimentação das pás. No mercado atual, existem rotores de eixo vertical (Figura

2.10) e horizontal (Figura 2.7). É interessante ressaltar que devido à variedade de tecnologias

aplicadas à aerogeradores, nesta monografia serão apresentados apenas os rotores que possuem

eixo horizontal.


23

Figura 2.10 – Rotor com eixo vertical do tipo Darrieus.

Fonte: CUSTÓDIO (2013).

A fixação das pás é feita através de flanges em uma estrutura metálica à frente da turbina

denominada cubo. O cubo é uma peça constituída em aço ou liga metálica, montado de tal forma

que este apresenta-se como uma peça única e compacta devido à sua necessidade de apresentar

alta resistência mecânica, sendo responsável também por acomodar os mecanismos e motores

para ajuste do ângulo de ataque de todas as pás, conforme a Figura 2.11 (CUSTÓDIO, 2013):

Figura 2.11 – Cubo de um aerogerador.

Fonte: WOHNEN BAUEN ENERGIE (2018).

Já o eixo de uma turbina eólica é responsável pelo acoplamento entre o cubo ao gerador

sendo construído geralmente a partir de aço ou liga metálica de alta resistência.


24

2.5.2 Transmissão e caixa multiplicadora

O sistema de transmissão, que engloba a caixa multiplicadora (ou Gearbox), possui a

finalidade de transmitir a energia mecânica através do eixo do rotor até o gerador. Ela é

composta por eixos, mancais, engrenagens de transmissão e acoplamentos, conforme pode ser

observado na Figura 2.12 (SILVA, 2008).

O projeto tradicional do sistema de transmissão consiste em adaptar a velocidade de

rotação do rotor (baixa rotação) à velocidade de rotação requeria pelo gerador elétrico (alta

rotação). Contudo, as novas tecnologias desenvolvidas ampliaram as possibilidades no setor

eólico, permitindo o sucesso de aerogeradores sem a caixa multiplicadora (DUTRA, 2008).

Estas características serão discutidas com mais detalhes ao longo desta monografia.

Figura 2.12 – Exemplos de caixas multiplicadores aplicadas em aerogeradores.

Fonte: HANSEN (2015).

2.5.3 Nacele

É a estrutura que se localiza no alto da torre, responsável por alojar todos os

equipamentos da turbina necessários para a conversão eólico-elétrica de energia. Seu tamanho

pode variar de acordo com a disposição de seus componentes internos e se ela possui caixa de

engrenagens (HANSEN, 2015). Na Figura 2.13 é possível observar esta estrutura denominada

nacele.


25

Figura 2.13 – Nacele e o cubo de um aerogerador.

Fonte: ACCIONA WINDPOWER (2018).

2.5.4 Torre

A maiores aplicações de torres eólicas envolvem torres de metal tubular ou outros

materiais que podem ou não ser sustentadas por cabos tensores. Trata-se de estruturas de grande

porte e elevada contribuição para o custo inicial do projeto, sendo responsáveis por posicionar

o rotor a uma altura conveniente na qual a velocidade do vento é maior e menos perturbada do

que junto ao solo. Sua estrutura deve ser projetada de tal forma que a torre apresente boa

resistência a exposição de condições naturais e suporte cargas significativas ao longo de sua

vida útil (PINTO, 2015). A Figura 2.14 traz um exemplo de uma torre eólica.

Figura 2.14 – Torre eólica.

Fonte: ACCIONA WINDPOWER (2018).


26

No topo da torre é montado um rolamento conhecido como rolamento principal (Yaw

system, ver Figura 2.8) que possibilita o movimento da nacele, e consequentemente da turbina,

de forma a permitir o alinhamento dessa com o vento (CUSTÓDIO, 2013).

2.5.5 Gerador

Gerador é o equipamento responsável pela transformação da energia mecânica de

rotação proveniente do eixo do rotor, em energia elétrica. Sua escolha depende de alguns fatores

como (SILVA, 2008):

Variações na velocidade do vento;

Variações do torque de entrada;

Exigência de tensão e frequência constante a ser entregue à rede elétrica;

Facilidade de instalação, operação e manutenção devido por exemplo as dificuldades

geográficas de instalação e a necessidade de confiabilidade do sistema.

Atualmente existem várias alternativas para solucionar estes fatores e especificamente

se tratando do gerador, este será muito mais detalhado nos próximos capítulos desta

monografia. Para apenas exemplificar a variedade de modelos de geradores em aplicações

eólicas, observe a Figura 2.15:

Figura 2.15 – Esquema simplificado dos modelos de aerogeradores usados atualmente.

Fonte: Elaboração própria.

Além disso, para complementar tudo o que foi explicado até o presente momento,

observe a Figura 2.16 que ilustra algumas das possíveis configurações e os componentes de

aerogeradores que foram discutidos anteriormente:

Velocidade Variável

Acionamento Direto Com caixa de multiplicadora

Gerador

Rotor

Síncrono

(grande quantidade de pólos)

Bobinado Ímã

Permanente

Assíncrono

(pequena quantidade de pólos)

Gaiola de

Esquilo Bobinado

GSRB GSIP GIGE GIDA Sigla


27

Figura 2.16 – Configurações de Aerogeradores.


2.6 Mecanismo de controle

Há basicamente três tipos de mecanismos de controle que envolvem a energia eólica, os

mecanismos de controle mecânico (velocidade, passo e freio), os aerodinâmicos

(posicionamento do rotor) e os eletrônicos (controle de carga) (BURTON et al., 2011).

Especificamente se tratando dos mecanismos aerodinâmicos, os modernos

aerogeradores se utilizam de dois destes mecanismos para limitar a extração de potência à

potência nominal do aerogerador. São conhecidos como controle estol (Stall) e controle de

passo (Pitch) (DUTRA, 2008). Devido à maior flexibilidade de operação provida pelo controle

de passo, este tornou-se uma opção mais recorrente pelos fabricantes.

2.6.1 Controle estol (stall)

O controle estol é um sistema mais simples e 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 de seu eixo

longitudinal. O princípio deste controle se baseia de tal maneira que para velocidades de ventos

maiores que a nominal o fluxo em torno do perfil da pá do rotor descola da superfície da pá

(estol), conforme ilustra a Figura 2.17. Isto faz com que a ação das forças atuantes nas pás seja

modificada, reduzindo a força de sustentação e aumentando a força de arrasto, atuando de forma

a limitar o aumento da potência do rotor (DUTRA, 2008).


28

Figura 2.17 – Fluxo descolado do perfil.


Para que nem sempre ocorra este fenômeno em todas as posições radiais das pás, que

ocasionaria uma redução significativa da potência do rotor, as pás possuem uma certa torção

longitudinal que a leva a um suave desenvolvimento do estol (BURTON et al., 2011).

Turbinas dotadas do controle estol são mais simples dos que as que possuem um controle

de passo, devido a aspectos como (DUTRA, 2008):

A inexistência de um sistema de controle de passo;

Estrutura mais simplificada do cubo e do rotor;

Menor manutenção devido a um número menor de peças móveis.

Mesmo nas variadas aplicações ao redor do mundo, este ainda é um conceito utilizado

em casos no qual se desejam um controle simples de potência que sempre necessita de uma

velocidade constante do rotor. Em contrapartida é uma opção menos eficiente do ponto de vista

energético.

2.6.2 Controle de passo (pitch)

Diferentemente do controle estol, o controle de passo é um controle ativo. Sempre que

a potência nominal do gerador é ultrapassada, devido ao aumento da velocidade do vento, há

uma rotação das pás do rotor em torno do seu eixo longitudinal, isto é, ocorre uma mudança no

ângulo de passo de forma a reduzir o ângulo de ataque e consequentemente a potência extraída

do vento (SILVA, 2008).

Para este sistema de controle, há um monitoramento da potência do gerador com uma

atuação hidráulica nas pás de forma a diminuir a força de sustentação aerodinâmica da pá

podendo modificar o ângulo de passo de 0º a 90º. Sob todas as condições de vento, o fluxo em

torno dos perfis das pás do rotor é bem aderente à superfície (Figura 2.18) resultando em

pequenas forças de arrasto (DUTRA, 2008).


29

Figura 2.18 – Fluxo aderente ao perfil.


Como se trata de um controle mais sofisticado e que necessita de um controle de

variação de passo, esta aplicação também apresenta algumas vantagens, dentre elas (DUTRA,

2008):

Permite controle de potência ativa sobre todas as condições de vento;

Massas das pás do rotor menores levam a massas menores dos aerogeradores;

Partida simples do rotor pela mudança do passo aliada ao fato de não necessidade de

fortes freios para paradas de emergência;

Alcançam a potência nominal mesmo sob condições de baixa massa específica do ar

como em grandes altitudes ou altas temperaturas;

Posição de embandeiramento das pás do rotor para cargas pequenas em ventos

extremos.

A Figura 2.19 permite observar a forma típica da curva de potência de um aerogerador

com controle de passo:

Figura 2.19 – Forma típica de uma curva de potência com controle de passo.


2.6.3 Controle estol ativo

Nos últimos anos surgiu um conceito conhecido como “Estol Ativo”. Este conceito

engloba características tanto do controle estol quanto do controle de passo de tal forma que o

princípio se baseia em alterar o eixo das pás (como no Pitch) de forma a provocar o

descolamento do fluxo de ar (como no Stall). A diferença para o controle de Pitch é que no estol


30

ativo o ajuste dos ângulos pode variar entre 0º e -6º (SILVA, 2008). Observe na Figura 2.20, a

forma típica da curva de potência de um aerogerador com este tipo de controle (DUTRA, 2008;

BURTON et al., 2011):

Figura 2.20 - Forma típica de uma curva de potência com controle tipo “estol ativo”.


As vantagens da utilização de um controle combinado de duas tecnologias residem na

possibilidade de funcionamento do aerogerador tanto em condições de potência parcial aliada

a pequeníssimas mudanças no ângulo de passo, quanto a precisão na regulagem da entrega de

potência de saída. Seu bom desempenho para ventos mais fortes também é outro fator de

destaque desta tecnologia (BURTON et al., 2011).


31

Capítulo 3

Princípio de Funcionamento dos Geradores

Dentro do escopo de possibilidades dadas em aplicações eólicas, basicamente os

geradores são divididos e aplicados em dois grupos, os geradores síncronos e os assíncronos, a

escolha do gerador permite identificar diversos fatores importantes que irão definir

características em um sistema de geração eólica. Para isto, o presente capítulo irá esclarecer

melhor, o princípio de funcionamento dos dois principais tipos de geradores que serão

abordados nesta monografia, são eles os geradores síncronos e os geradores assíncronos.

3.1 Grupos de geradores assíncronos

Os geradores assíncronos também são conhecidos como geradores de indução, sendo

este uma máquina elétrica. Toda máquina elétrica é composta por duas partes: o estator (parte

fixa aonde será criado o campo girante) e o rotor (parte móvel que terá uma força eletromotriz

induzida) (HOMRICH, 2013).

O nome “indução”, considerando aqui um caso trifásico por exemplo, trata-se do fato

que o enrolamento do estator, por ser construído com uma defasagem física de 120º entre seus

enrolamentos. Estes são submetidos a uma circulação de corrente alternada também defasada

de 120º no tempo, criarão um campo magnético girante, e que este irá induzir uma força

eletromotriz nos enrolamentos do rotor, que por sua vez estimulará a circulação de corrente no

rotor. Sabe-se que a circulação de corrente em um condutor sujeito a um campo magnético

alternado produz um conjugado de força, fazendo com que o rotor gire (HOMRICH, 2013).

A velocidade de rotação do campo magnético girante do estator, é conhecida como

velocidade de sincronismo ou síncrona. Esta por sua vez depende do número de pólos da

máquina e da frequência elétrica da rede, de acordo com a seguinte Equação (3.1):

𝑛𝑠 =120 ∙ 𝑓

𝑝 (3.1)

Onde:

f = frequência elétrica [Hz].

ns = velocidade síncrona [rpm].

p = número de polos da máquina.


32

Dessa forma, têm-se duas velocidades de rotação, uma do campo girante e outra do

rotor, se as duas velocidades se igualarem, o conjugado de força que faz com que o rotor gire

será anulado. Essa diferença entre as velocidades de rotação do campo girante e do rotor é

conhecida como escorregamento, de forma que o ele respeite a seguinte Equação (3.2) (BIM,

2017):

𝑠 =𝑛𝑠 − 𝑛

𝑛𝑠 (3.2)

Onde:

s = escorregamento [%].

n = velocidade angular do rotor [rpm].

O escorregamento estabelecido entre o rotor e o estator da máquina irá definir se a

máquina funcionará como motor ou gerador. Caso a velocidade de rotação do rotor seja maior

do que a velocidade de sincronismo, a máquina elétrica atuará como um gerador.

Basicamente então, para ter uma máquina assíncrona atuando como gerador de indução,

necessita-se que exista o campo girante do estator e de uma rotação mecânica estabelecida

dentro de uma determinada faixa (segundo a literatura, esta faixa está em torno de 1 a 5% acima

da velocidade síncrona) (BIM, 2017). Observe a Figura 3.1 que melhor ilustra essa diferença

entre os modos de operação da máquina de indução, ressaltando a faixa permitida de variação

da velocidade da turbina, na curva de conjugado por velocidade angular:

Para melhor entendimento da Figura 3.1, têm-se que:

sNger = escorregamento nominal no modo gerador [%].

nNger = velocidade angular nominal no modo gerador [rpm].

CNger = conjugado nominal no modo gerador [N.m].

CNmot = conjugado nominal no modo motor [N.m].

C = conjugado mecânico [N.m].


33

Figura 3.1 – Modos de operação da máquina de indução.

Fonte: Adaptado de WILKE e LORA (2017).

Entretanto, uma das condições necessárias para que o gerador de indução promova a

conversão de energia mecânica em energia elétrica, é a presença de um magnetismo residual

em seu rotor. Para gerar este magnetismo residual, é necessário o fornecimento de energia

reativa à máquina, seja através da rede elétrica (sistema interligado à rede) ou por meio de

capacitores (sistema isolado).

Para a operação interligada à rede, como a frequência e a tensão é estabelecida pelo

sistema, o controle do sistema é mais simples. Note que diferentemente de uma máquina

síncrona, o gerador de indução não precisa estar em sincronia de tensão, frequência e fase com

a rede para estabelecer uma conexão. Isto se deve, pois ao fazer com que o GI atinja a


34

velocidade síncrona, não haverá movimento relativo entre o campo girante e o rotor, permitindo

que a máquina seja conectada sem picos de corrente.

Segundo Homrich (2013), através de uma análise teórica e experimental, chegou-se à

conclusão que mesmo com as exigências técnicas de controle simples no caso da operação

interligada, torna-se muito difícil atender a todos os requisitos de qualidade de energia sem o

auxílio do banco de capacitores. O acréscimo de velocidade sobressíncrona imposta pela

máquina primária é proporcional à corrente, sendo limitada por uma velocidade máxima para

que a corrente não destrua o gerador de indução.

Já no caso da operação isolada, o sistema de controle deve manter tensão e frequência

em níveis aceitáveis, independentemente de variações durante o acionamento mecânico da

máquina ou da carga do sistema. Tendo em vista os avanços da eletrônica de potência, já foram

solucionados vários desses inconvenientes da operação isolada. Este modo de operação acarreta

certas peculiaridades como a necessidade de auto excitação, pois não existe corrente de

magnetização disponível nos enrolamentos do estator para produzir o campo magnético, e nem

os bancos de capacitores instalados serão capazes de fornecer potência reativa sem estarem

inicialmente carregados (HOMRICH, 2013).

Um gerador assíncrono é uma máquina mais robusta e simples do que um gerador

síncrono, possui algumas vantagens, dentre elas:

Independência de sincronismo entre a velocidade do rotor e a velocidade da frequência

elétrica da rede facilitando no processo de conexão com a rede;

Devido ao desenvolvimento da eletrônica de potência, surgiram soluções de baixo custo

para efetuar o controle de todas as grandezas elétricas para os geradores de indução,

quando aplicados em geração isolada de micro e mini geração. Isto acarreta uma

vantagem competitiva para esses tipos de geradores quando comparados com os

síncronos (HOMRICH, 2013).

Além disso, este tipo de gerador também possui algumas desvantagens, sendo algumas

delas:

A necessidade da velocidade de rotação do rotor ser maior do que a da frequência de

sincronismo;

A necessidade de absorção de energia reativa da rede para controlar a tensão e a

frequência desejada (note que quanto maior a absorção de reativo, pior será o

rendimento do gerador, e menor será a capacidade de fornecimento de potência ativa


35

para uma carga). Isso pode ser contornado com a utilização de bancos de capacitores

para sistemas de menor potência (HOMRICH, 2013);

O consumo de potência reativa durante a operação da máquina assíncrona no modo

gerador é maior, para uma menor excursão de potência ativa do que a requisitada

durante a operação como motor, devido ao fato da potência aparente ser limitada para

não causar sobreaquecimento da máquina. Este fato faz com que o fator de potência

visto pela rede de uma máquina de indução operando como gerador é menor do que

operando como motor, aumentando os custos para a correção do fator de potência

(ocasionando também maiores perdas ao sistema). Basicamente o baixo fator de

potência pode ser justificado por efeitos de saturação magnética (HOMRICH, 2013).

A seguir, serão apresentados brevemente os dois principais tipos de geradores

assíncronos, suas principais diferenças são devido à constituição física de seus rotores.

3.1.1 Gerador assíncrono com rotor bobinado

O rotor bobinado nada mais é do que um rotor com enrolamentos de bobinas feitas

geralmente em cobre. O enrolamento é semelhante ao presente no estator, sendo que este no

caso deve possuir terminais para a conexão à anéis coletores e escovas, os quais podem ser

acessados externamente. Comparado ao rotor em gaiola de esquilo, trata-se de um rotor mais

caro e menos robusto, tornando-o uma escolha mais rara, porém pode ser requerida quando se

desejar um conjugado mais elevado na partida (LANGSDORF, 2001).

Dentre os modos de operação citados anteriormente, de maneira geral, para o rotor

bobinado, o modo mais utilizado é conectado à rede com a presença de um conversor de

frequência estático para alimentar o circuito do rotor com uma frequência ajustável,

possibilitando a operação com elevados níveis de escorregamento (+30% e -30%).

3.1.2 Gerador assíncrono com rotor gaiola de esquilo

O rotor em gaiola de esquilo é constituído por barras de alumínio curto-circuitadas por

anéis em suas extremidades e preenchidas por pacotes de chapas metálicas. Este tipo de rotor

não permite nenhum tipo de conexão com um circuito externo sendo também que sua gaiola

não possui isolação entre as barras e os pacotes de chapas. Parte das funções dos anéis é

promover a rigidez mecânica da peça. O posicionamento das barras de alumínio é

estrategicamente projetado, visto com que ao se adicionar uma leve inclinação em seu


36

posicionamento, a curva de conjugado poderá ser modificada, reduzindo a vibração do rotor e

melhorando o desempenho do equipamento (LANGSDORF, 2001).

Para o rotor em gaiola, ele geralmente é aplicado para situações de pequena potência,

sendo que a tensão e a frequência variam conforme a carga, não possuindo possibilidades de

ajuste.

3.2 Grupo de geradores síncronos

Dentre o grupo de geradores conhecidos como síncronos, basicamente são divididos em

dois subgrupos, os de imãs permanentes e os de rotor bobinado, ambos são características

relacionadas à parte móvel do gerador (HOMRICH, 2013; GASPAR, 2014).

A diferença entre a máquina assíncrona e a síncrona, reside construtivamente no rotor e

na excitação. Na máquina síncrona de rotor bobinado por exemplo, o rotor possui bobinas

alimentadas com corrente contínua (criando assim um eletroímã), enquanto que na assíncrona

a excitação era alternada e fornecida no estator. Estas bobinas do rotor (conhecido como

enrolamento de campo) produzirão um fluxo magnético constante que gira no espaço devido

ao movimento da máquina motriz. É interessante perceber que ao invés de se utilizar um rotor

com bobinas e fios para se criar um eletroímã, poderia ser utilizado imãs permanentes, que

também produziriam um fluxo magnético constante e natural, constituindo assim um outro tipo

de rotor de máquina síncrona.

Sendo o estator da máquina, constituído de enrolamentos de bobinas que podem ser

trifásicas ou monofásicas, sujeito a um campo magnético variante devido a rotação, será

induzida uma força eletromotriz no estator (segundo a lei de Faraday), que irá acarretar a

circulação de corrente no estator quando a máquina estiver sujeita a uma carga.

A corrente de armadura (corrente que circula no estator quando a máquina for conectada

a uma carga), criará no entreferro uma onda de fluxo magnético que gira na velocidade síncrona.

Esse fluxo da armadura irá reagir com o fluxo criado pela corrente de campo (rotor) de tal forma

que eles tentarão se alinharem entre si, resultando em um conjugado eletromecânico. Para a

operação da máquina síncrona no modo gerador, esse conjugado proveniente da atuação dos

fluxos irá se opor à rotação do rotor, sendo necessária a aplicação de um conjugado mecânico

da máquina motriz para que a rotação seja mantida (no caso a força dos ventos), e haja a

conversão de energia mecânica em elétrica.

É de extrema importância que a velocidade do rotor seja mantida na velocidade síncrona,

pois isso garante com que a frequência das tensões e consequentemente das correntes induzidas


37

pelo campo magnético girante, apresentem uma frequência constante, sendo esta igual à da rede

elétrica do sistema. De forma sucinta, há uma relação de proporcionalidade entre a frequência

elétrica e à velocidade angular do rotor, tal relação é expressa pela Equação (3.1) conforme

discutido anteriormente.

Note que a Equação (3.1), além de relacionar a velocidade do rotor com a frequência da

tensão de saída da máquina, estabelece uma relação com o número de pólos da máquina. Ou

seja, quanto maior o número de pólos, dada uma frequência de 60 Hz, menor deverá ser a

velocidade do rotor em regime permanente. Tal relação estabelece duas novas categorias de

rotores bobinados, são conhecidos como pólos salientes e pólos lisos (HOMRICH, 2013).

Os rotores de pólos salientes necessitam de um estator de grande circunferência com

condutores de pequeno comprimento axial, visto que usualmente apresentam uma grande

quantidade de pólos para compensar a baixa rotação. O nome “saliente” se deve ao fato da

presença de descontinuidades no entreferro ao longo da periferia do núcleo de ferro formando

as chamadas regiões interpolares.

Já os rotores de pólos lisos possuem ranhuras e apresentam a característica oposta ao

saliente, ou seja, são rotores de alta rotação devido a sua baixa quantidade de pólos,

apresentando assim uma pequena circunferência estatórica com condutores de grande

comprimento axial. O nome “liso” é devido ao fato do rotor ser constante ao longo de toda a

periferia do núcleo de ferro (GASPAR, 2014).

É interessante destacar que há desvantagens na escolha de qual rotor se utilizar quando

se compara entre um rotor bobinado e um de ímã permanente, por exemplo no caso deste último

não permite um controle de potência reativa e nem do fluxo de excitação. Em compensação,

pode-se listar como suas vantagens:

Ausência de sistemas de excitação e comutação, reduzindo a necessidade de

manutenção;

Apresenta menores perdas por efeito Joule pelo fato de não apresentar correntes e

condutores no rotor;

Ser uma máquina mais robusta e compacta em relação a uma máquina de mesma

potência de rotor bobinado (GASPAR, 2014).

Diferentemente dos geradores assíncronos, os síncronos devem ter um cuidado especial

ao serem conectados à rede da concessionária, devido as condições de sincronização que devem

ser atendidas, sendo estas (BIM, 2017):

As tensões da rede e do gerador sejam iguais em amplitude e ângulo de fase;


38

A frequência das tensões da rede e do gerador sejam iguais;

A ordem de sequência das fases nos pontos da conexão seja a mesma.

Caso estas condições não sejam atendidas, não será possível estabelecer a conexão com

a rede elétrica. É interessante mencionar, que estas condições se aplicam também a condição

de estabelecimento de paralelismo entre geradores, tendo em vista que em determinadas

aplicações, é mais vantajoso a subdivisão de um sistema gerador de grande porte em vários

subsistemas menores. Esta subdivisão acarreta a necessidade de se colocar geradores em

paralelo, aumentando a confiabilidade do sistema.


39

Capítulo 4

4. Tecnologias de Geradores Aplicadas à Energia Eólica

Até o presente momento a monografia apenas fez a ambientação do tema desta

monografia, apresentando o que é a energia eólica, os componentes de um sistema eólico e o

princípio de funcionamento de um de seus principais componentes. Tendo isto em vista, este

capítulo visa discutir mais detalhadamente as características qualitativas que envolvem as

tecnologias de quatro tipos de geradores aplicados à eólica, são eles: GIGE, GIDA, GSRB e

GSIP.

4.1 Gerador de indução com rotor gaiola de esquilo (GIGE)

O gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo é a configuração mais simples e

com o menor custo do mercado, sendo também um equipamento robusto, motivo pelo qual

tornou-se um gerador massivamente utilizado no início da exploração de sistemas eólicos

(AHLSTRÖM, 2002). Este gerador possui duas formas de se conectar ao sistema elétrico

(ROSAS; ESTANQUEIRO; DE LEMOS PERREIRA, 2003):

Conexão direta;

Conexão através de conversores eletrônicos de potência.

Para a conexão direta, o gerador atua com velocidade fixa e frequência constante sendo

conectado diretamente à rede elétrica, sem a necessidade de um conversor CA/CC/CA, não

havendo a injeção de componentes harmônicos de corrente na rede (ROSAS; ESTANQUEIRO;

DE LEMOS PERREIRA, 2003). Para esta configuração o GIGE permite uma pequena variação

de velocidade de acordo com seu princípio de funcionamento, tornando o grupo um pouco mais

flexível quando comparado com a aplicação de velocidade fixa utilizando um gerador síncrono

de imãs permanentes (gerador síncrono com excitação permanente) (RÜNCOS et al., 2000).

Além disso, o gerador opera com uma velocidade de rotação acima da velocidade de

rotação da turbina, exigindo a presença de uma caixa multiplicadora de velocidades. Observe a

Figura 4.1 que esquematiza a ligação do GIGE com o sistema, sem a presença de um conversor:


40

Figura 4.1 - Sistema de Geração Eólica com GIGE.

Fonte: Adaptado de MULLER et al. (2002).

O significativo consumo de potência reativa requerida pelo GIGE tornou-se um dos

principais pontos negativos dos parques eólicos convencionais, principalmente após a

ocorrências de faltas no sistema. Mesmo com a tentativa de minimizar essa necessidade de

potência reativa através de bancos de capacitores, o maior fornecedor desta potência após a

eliminação de um curto-circuito é a rede elétrica (ALMEIDA, 2006). Além do fato que quanto

maior o consumo de reativos, pior será o fator de potência, reduzindo a eficiência total do

sistema em entregar uma potência ativa requerida pela carga. Isto pode ser um fator limitante

para a capacidade do sistema em suprimir essa demanda preservando os níveis mínimos de

tensão requeridos pela rede (SILVA, 2008).

Já para a conexão do GIGE através de conversores eletrônicos de potência (conectado

no estator), as dinâmicas da turbina eólicas são “separadas” da rede devido à presença do

conversor, que no caso pode ser tanto CA/CC/CA quanto CA/CA. Este fator permite que o

gerador atue com velocidade variável, aumentando a flexibilidade na regulação da velocidade.

Em contrapartida, a utilização do uso de conversores pode inserir componentes harmônicos na

corrente (RÜNCOS et al., 2000; ROSAS; ESTANQUEIRO; DE LEMOS PERREIRA, 2003).

A demanda por reativos no caso da conexão através de um conversor, pode ser suprida

pelo conversor, eliminando a necessidade de um banco de capacitores. Entretanto, o conversor

acarreta impacto significativo no custo, devido à necessidade de ser um conversor proporcional

à toda a potência do grupo eólico-elétrico, conhecido como full scale converter (diferentemente

do conversor utilizado em geradores de indução duplamente alimentados que são aplicados

apenas à dimensão de potência do rotor) (RÜNCOS et al., 2000).


41

Levando em consideração que houve uma necessidade de aprimorar as tecnologias

aplicadas à aerogeradores se tratando de um controle mais sofisticado que permitisse a entrega

de potência ativa e reativa de maneira a favorecer a estabilidade do sistema, outras tecnologias

começaram a se destacar. Neste cenário, começaram a ter maior notoriedade dois geradores, o

gerador de indução duplamente alimentado, e o gerador síncrono de ímãs permanentes, suas

características peculiares serão abordadas mais adiante (SILVA, 2008).

4.2 Gerador de indução duplamente alimentado (GIDA)

Tendo em vista a necessidade de se melhorar o controle de velocidade de rotação da

máquina de indução, o gerador de indução duplamente alimentado trouxe inovações quanto a

tecnologia anterior do GIGE. Antes da eletrônica de potência, o controle de velocidade do rotor

era feito através da variação da resistência rotórica, porém, com a possibilidade de conexão de

um sistema conversor CA/CC/CA não mais no estator como era no GIGE, mas sim no rotor,

tornou-se possível incorporar um sistema de recuperação da energia de escorregamento capaz

de enviá-la para a rede e ainda controlar a velocidade do rotor (CASTRO, 2008).

Este sistema de controle permite alternar o trânsito de potência ativa no rotor de acordo

com o ponto ótimo de funcionamento do gerador. Este ponto é caracterizado pela atuação

sincronizada do conversor no rotor aliado com o controle de passo do ângulo das pás da turbina

de forma a maximizar o coeficiente de potência da turbina. A excursão de potência em torno

desse ponto resulta na divisão de três possibilidades para a característica potência x velocidade

de rotação do GIDA (SILVA, 2008):

A primeira consiste em uma operação sobressíncrona na qual o rotor gira com

velocidade acima da velocidade de sincronismo, fazendo com que o rotor e o estator

forneçam potência ativa à rede;

A segunda é quando a velocidade do rotor é próxima a velocidade de sincronismo,

anulando o trânsito de potência ativa entre o rotor e à rede;

E a terceira é justamente a operação subsíncrona na qual o rotor gira com velocidade

menor do que a de sincronismo, na qual a potência ativa é fornecida ao rotor.

Resumidamente, dependendo da velocidade de operação do gerador, há um equilíbrio

do fluxo de potência ativa do rotor e do estator, de tal forma a resultar um fluxo total de potência

ativa fornecida à rede elétrica dependente do ponto ótimo de extração de potência da turbina

eólica (ALMEIDA, 2006). Esta velocidade de operação para um GIDA pode variar em média


42

de ±30% em torno da rotação síncrona (RÜNCOS et al., 2000), sendo uma solução para

aplicações eólicas utilizada em regiões onde a velocidade dos ventos é bastante variável.

Como já discutido nesta monografia (SILVA, 2008), pelo fato de ser um tipo de gerador

que opera com rotação acima da velocidade dos ventos, necessita de uma caixa multiplicadora.

Dessa forma, deve-se considerar que a presença da caixa irá aumentar os níveis de ruído,

acarretar manutenções, ocasionar maiores perdas associadas na transmissão da rotação e

aumentar o peso total da estrutura eólica.

Como afirmado anteriormente, o rotor de um GIDA é conectado à rede através de um

sistema de conversão CA/CC/CA, enquanto que o estator é conectado diretamente à rede

elétrica. Para o estator, a conexão direta se traduz em vantagem devido à ausência de injeção

de componentes harmônicos na rede e consequente inexistência de filtros harmônicos

(RÜNCOS et al., 2000), entretanto o estator está sujeito a distúrbios da rede (BAROUDI;

DINAVAHI; KNIGHT, 2007). A conexão comentada é ilustrada na Figura 4.2:

Figura 4.2 - Sistema de geração eólica com GIDA.


Para proteger o estator contra sobretensões em casos quando acontece uma falta no

sistema, existe o Crowbar que é um circuito de proteção colocado no rotor. Além disso, também

é conectado ao rotor o conversor, geralmente equipado com pontes conversoras de seis pulsos

compostas por transistores bipolares de porta isolada (IGBT’s) e com um sistema de comando

PWM (modulação por largura de pulso) (SILVA, 2008). Esse tipo de conversor permite

segundo os fabricantes, regular o fator de potência nos terminais da máquina, de forma a

dispensar o uso de banco de capacitores (RÜNCOS et al., 2000). O controle do fator de potência

é resultado da capacidade dos conversores com PWM de estabelecerem uma forma de onda

senoidal com amplitude, frequência e fase ajustáveis de acordo com o desejável.


43

O sistema conversor CA/CC/CA é composto por dois conversores. O conversor 1,

conhecido com conversor de gerador, representado na Figura 4.2, está ligado diretamente ao

rotor, operando com um certo grau de flexibilidade de frequência de acordo com a velocidade

do gerador, sendo responsável pelo controle do GIDA capaz de controlar tensões e injetar

correntes no rotor da máquina. Já o conversor 2, conhecido como conversor de rede, localizado

entre à rede e o sistema de conversão, opera de acordo com a frequência da rede, sendo

responsável por controlar o fator de potência no ponto em comum dos circuitos do rotor e do

estator, além de definir a tensão contínua aos terminais sistema de excitação (SOTER e

WEGENER, 2007).

O que tornou notável a aplicação de um gerador de indução duplamente alimentado, foi

a possibilidade de operação em velocidade variável aliada à redução da potência do conversor

(partial scale converter), visto que esta é tipicamente de 25% a 30% da potência nominal do

gerador (BAROUDI; DINAVAHI; KNIGHT, 2007). Sua dimensão reduzida se deve ao fato de

que o conversor é conectado ao circuito rotórico apenas, sendo sua potência dependente

diretamente da faixa de variação de velocidade do rotor (em relação a velocidade síncrona do

gerador) e da potência reativa necessária para magnetizar o gerador (SILVA, 2008; MULLER

et al., 2002). Esta filosofia apresenta uma grande eficiência na transformação eletromecânica

devido ao seu grau de aplicabilidade para uma ampla faixa de velocidade de vento juntamente

com a redução das perdas no conversor (RÜNCOS et al., 2000).

Outra vantagem considerável em um GIDA é o bom desempenho do sistema para baixos

valores de velocidade do vento sendo que através do controle da velocidade do rotor, há a

possibilidade de se maximizar o coeficiente de potência através do controle de tensão fornecido

pelo conversor 1 (AKHMATOV, 2003). Para valores elevados de velocidade do vento, torna-

se mais perceptível o controle através do ângulo de passo das pás da turbina, reduzindo a

necessidade um conversor de maior porte proporcionando menores custos ao projeto (SILVA,

2008). Esta vantagem é algo a se destacar devido ao fato que aplicações onshore podem ser

melhor exploradas com essa tecnologia devido as condições climáticas relacionadas aos ventos

de cada região (MONTEZANO, 2007).

Ao se considerar as diversas vantagens propostas pelo gerador de indução duplamente

alimentado, o que se leva a questionar sua aplicação é principalmente a necessidade da caixa

multiplicadora e a manutenção relacionada as escovas do circuito rotórico bobinado.

Dependendo do local de implantação do parque eólico, principalmente se for um parque de

aplicação offshore, os custos para a manutenção a longo prazo podem ser um fator decisivo na


44

escolha desta tecnologia. Mesmo assim, o GIDA é largamente utilizado por vários fabricantes,

sendo tentador com custos iniciais baixos, robustez e alta eficiência na conversão de energia

(RÜNCOS, 2000; MULLER et al., 2002; AKHMATOV, 2003).

4.3 Gerador síncrono com rotor bobinado (GSRB)

Outra tecnologia que merece ser destacada nesta monografia, é o gerador síncrono com

rotor bobinado, também conhecida em algumas literaturas como gerador síncrono com

excitação independente ou gerador síncrono convencional. Tecnologia esta que vêm obtendo

um certo destaque em aplicações eólicas principalmente pela possibilidade de eliminação do

multiplicador de velocidades através da construção de um gerador com grande número de pólos,

resultando em uma operação com baixa rotação onde a turbina eólica é conectada diretamente

ao gerador (SILVA, 2008; POLINDER et al., 2005).

Devido a discrepância entre as frequências do rotor, que por sua vez é igual a frequência

do estator devido as características funcionais e construtivas de um gerador síncrono, para esta

tecnologia, também há a necessidade se um sistema de conversão CA/CC/CA que permita a

ligação com a rede elétrica. Isto faz com que o GSRB trabalhe em uma condição de operação

em velocidade variável.

Por se tratar de uma conexão através do estator, o conversor deve ser projetado para a

potência nominal do gerador (full scale converter), sendo responsável também pelo

amortecimento de pequenas flutuações de potência devido a variações e rajadas de vento. Na

Figura 4.3, pode-se perceber o esquemático de ligação de um sistema eólico com um GSRB

(POLINDER et al., 2005):

Figura 4.3 - Sistema de Geração Eólica com GSRB.



45

Por não possuir multiplicador de velocidades, o rotor deverá girar na mesma velocidade

média da turbina, sendo esta em torno de 17 a 36 rpm (CASTRO, 2008), com um número médio

de pólos do rotor por volta de 32 em alguns geradores. Em algumas aplicações o estator é

hexafásico de forma a diversificar as possibilidades de conversão de energia em busca de uma

melhoria na qualidade da energia gerada (ZHANG et al., 2005).

No sistema de conversão, os conversores do gerador podem ser constituídos por ponte

conversora de seis pulsos equipados com tiristores com ângulo de disparo constante. Já nos

conversores de rede, a ponte conversora de seis pulsos pode ser equipada com IGBT’s e com o

sistema de comando PWM, sendo responsáveis pelo controle da injeção de potência ativa,

controle do fator de potência e controle da velocidade de rotação do grupo turbina – gerador,

de forma a promover o melhor ajuste para cada velocidade de vento específica (SILVA, 2008;

CASTRO, 2008).

O sistema de excitação do rotor é responsável pelo fornecimento de corrente contínua

para as bobinas de campo da máquina síncrona. Especificamente durante uma operação em

baixa rotação no rotor, este sistema de excitação pode ser auxiliado por conversores CC/CC

(Chopper) devido as dificuldades de se manter um fornecimento de corrente contínua constante

em um determinado valor para estas situações (CASTRO, 2008).

Ao se avaliar o conceito de uma turbina eólica com GSRB é interessante então perceber

suas peculiaridades positivas e negativas. No caso dos pontos vantajosos, têm-se (SILVA, 2008;

BAROUDI et al., 2007; CASTRO, 2008):

Operação em velocidade variável, obtendo boa performance para baixas velocidades de

vento;

Ausência de uma caixa multiplicadora que acarreta redução de custos, peso total da

estrutura, e perdas mecânicas;

Permite o controle de potências ativa e reativa, sem a necessidade de injeção de potência

reativa na máquina;

Pouco desgaste mecânico devido à baixa rotação da máquina;

Minimização de perturbações de frequência na rede devido à presença do conversor

(tendo em vista que o conversor não é exclusivo do GSRB).

Contudo, mesmo aparentando ser uma excelente escolha para uma aplicação eólica,

deve-se atentar a algumas desvantagens, tais como (SILVA, 2008; ZHANG et al., 2005;

BAROUDI et al., 2007; CASTRO, 2008):


46

A baixa rotação do motor é fruto de um gerador com grande número de pólos,

acarretando um maior diâmetro do gerador que resultará dificuldades para o transporte

deste equipamento;

Apresenta um custo mais elevado e menor robustez;

Não são muitos fabricantes que aderiram à essa tecnologia, tornando a manutenção

minuciosa um fator determinante no viés econômico;

A sincronização de um GSRB com a rede elétrica é mais delicada e complexa quando

comparado com geradores assíncronos;

A utilização de conversores pode ocasionar injeção de harmônicos na rede, além de

causar um aumento da complexidade para o controle da qualidade de energia

(HOMRICH, 2013).

Há ainda a possibilidade de se utilizar o GSRB através de uma conexão direta à rede

elétrica, sem a presença do conversor eletrônico (RÜNCOS et al., 2000), submetendo o gerador

a uma operação com velocidade fixa, onde há a necessidade de sincronização com a rede e a

impossibilidade de regulação de velocidade do grupo eólico. De maneira semelhante ao GIGE,

este tipo de operação fixa apresenta baixa eficiência, mas ainda assim pode ser uma solução

para algum caso específico e de pequeno porte.

Além desses tipos de geradores elétricos aplicados à geração eólica, será discutido agora

um outro tipo de gerador síncrono, o gerador síncrono de imãs permanentes.

4.4 Gerador síncrono de ímãs permanentes (GSIP)

O GSIP, também conhecido como “Direct Drive Permanent Magnet Synchronous

Generator” em algumas literaturas, possui como diferencial a sua capacidade de gerar com um

alto fator de potência, resultando numa elevada eficiência devido a sua característica de

excitação permanente (SILVA, 2008).

Da mesma forma que no GSRB, o GSIP não possui multiplicador de velocidades,

implicando que o rotor seja de pólos salientes, apresentando uma baixa rotação e um grande

diâmetro. Os diversos benefícios da ausência do multiplicador de velocidades já foram

discutidos nesta monográfica, quando se tratava das tecnologias de geradores abordados

anteriormente (ALMEIDA, 2006).

Como o sistema de excitação é permanente, este tipo de gerador apresenta significativa

redução nas perdas elétricas do rotor, implicando num alto fator de potência e compensando

assim os elevados custos iniciais de investimentos referentes aos ímãs utilizados em um GSIP.


47

A possibilidade de redução das Perdas Joules no rotor, traz uma significativa vantagem

competitiva para o GSIP em relação aos geradores assíncronos equivalentes, segundo alguns

estudos, a redução das perdas pode chegar em até 25% quando comparadas com um gerador

assíncrono (FERREIRA, 2000). Na medida que o GSIP não necessita de correção de fator de

potência, visto que um ele não demanda injeção de reativos para sua magnetização, esta é outra

vantagem deste tipo de tecnologia frente a um gerador de indução (SILVA, 2008).

A Figura 4.4 ilustra um sistema de geração eólica com GSIP:

Figura 4.4 - Sistema de Geração Eólica com GSIP.


Outro ponto interessante, é que devido a uma alta capacidade de fornecer torque em

pequenas velocidades, o GSIP pode facilmente ser acionado em baixas rotações, aliado com o

fato da eliminação do multiplicador de velocidades que reduzirá a dimensão da estrutura

(BAROUDI et al., 2007; HAQUE et al., 2008).

Entretanto, é interessante também elencar algumas desvantagens que devem ser

consideradas durante a escolha de um gerador eólico de ímãs permanentes, por exemplo, a falta

de controle de tensão devido a impossibilidade de se controlar a excitação. Este problema é um

caso já estudado, no qual foram apresentadas algumas possíveis soluções, desde a variação da

espessura do entreferro, até o reposicionamento dos ímãs, porém ainda assim não é algo

solucionado (SILVA, 2008; HAQUE et al., 2008).

Outra desvantagem é que materiais magnéticos são sensíveis à temperatura, podendo o

ímã se desmagnetizar quando sujeito a altas temperaturas ou sobrecargas ou curtos-circuitos.

Para evitar que isso aconteça, a temperatura do rotor deve ser supervisionada e possuir algum

tipo de sistema de resfriamento (SILVA, 2008; HAQUE et al., 2008). Além disso, os custos


48

iniciais de aquisição dos ímãs permanentes restringem uma produção em larga escala desse tipo

de gerador.

Por fim, o GSIP são geradores de maior diâmetro, semelhante ao GSRB, possuem

conversores dimensionados com a potência nominal do conjunto turbina/gerador (full scale

converter), e que permitem a conexão com a rede, isso acarreta problemas na qualidade de

energia, embora permita a operação em velocidade variável. Além de que o sistema de controle

do conversor pode se aliar com o controle do ângulo das pás, maximizando a extração de

potência elétrica.

4.5 Comparativo das tecnologias

Para melhor entendimento do Capítulo 4, foi elaborada a Tabela 4.1, que apresenta um

resumo contendo as características qualitativas de cada tecnologia discutida anteriormente:

Tabela 4.1 – Vantagens e desvantagens qualitativas para cada tipo de gerador abordado.

Gerador Vantagens Desvantagens

GIGE

Baixo custo de capital para a construção do

gerador

O custo elevado do conversor tendo em

vista que seu dimensionamento depende da

potência nominal do conjunto

turbina/gerador

É uma máquina robusta e de design simples Maiores perdas através do conversor devido

ao grande porte do conversor requisitado

Possibilidade de atuação em velocidade

variável

O gerador necessita de potência reativa,

aumentando o custo do estágio inicial de

conversão CA-CC do conversor e reduzindo

a eficiência do sistema

Excelente amortecimento de oscilações de

torque causadas por rajadas de vento

Não possui acionamento direto e necessita

de uma caixa multiplicadora para a conexão

com a turbina eólica intensificando as

manutenções

Problemas de qualidade de energia devido a

presença do conversor


49

GIDA

Baixo custo do conversor, dimensionado em

média para até 25% da potência do grupo

eólico (partial scale converter)

Problemas de qualidade de energia devido à


Aperfeiçoamento da eficiência devido à

redução das perdas no conversor eletrônico

de potência

O enrolamento do estator é diretamente

conectado à rede sendo susceptível à

distúrbios da rede

É uma solução para aplicações eólicas onde

a velocidade dos ventos é bastante variável

Aumento do custo devido as manutenções

periódicas dos anéis coletores

Permite absorção de potência reativa direto

do conversor utilizado

Aumento da sensibilidade e da manutenção

em anéis coletores em aplicações offshore

Bom desempenho do sistema para baixos

valores de velocidade de vento

Não possui acionamento direto e necessita

de uma caixa multiplicadora para a conexão

com a turbina eólica intensificando as

manutenções

É um gerador com baixo custo inicial,

robusto e com alta eficiência

GSRB

Pouco desgaste mecânico devido à baixa

rotação da máquina

Geralmente apresenta maiores custos de

manutenção devido ao sistema de excitação

e ao porte do conversor

O acionamento direto é aplicável, reduzindo

os custos devido a não necessidade de uma

caixa multiplicadora

Não são muitos fabricantes que aderiram à

essa tecnologia, tornando a manutenção

minuciosa um fator determinante no viés

econômico

Permite o controle de potência ativa e reativa

pelo fato de ser máquinas auto excitadas que

não necessitam de injeção de potência

reativa

A sincronização de um GRSB com a rede

elétrica é algo mais complexo quando

comparado com geradores assíncronos

Operação em velocidade variável, obtendo

boa performance para baixas velocidades de

vento

A utilização de conversores pode ocasionar

injeção de harmônicos na rede, além de

causar um aumento da complexidade para o

controle da qualidade de energia

Excelente amortecimento de oscilações de

torque causadas por rajadas de vento

Apresenta custo mais elevado e menor

robustez


50

GSIP

A flexibilidade no design permite estruturas

menores e mais leves

Grande custo de investimento devido ao

elevado preço dos imãs utilizados

Baixo custo de manutenção e de operação,

com maior durabilidade

Os custos dos imãs permanentes restringem

a produção em larga escala para a conexão

com a rede

Sem perdas significativas geradas no rotor,

apresentando assim um alto fator de potência

Altas temperaturas, sobrecargas e curto-

circuitos podem desmagnetizar o ímã

permanente

A velocidade do gerador pode ser regulada

sem a necessidade de uma caixa

multiplicadora

Problemas de qualidade de energia devido à


Grande capacidade de torque pode ser

atingida em pequenas velocidades

O custo elevado do conversor tendo em vista

que seu dimensionamento depende da

potência nominal do conjunto

turbina/gerador

Não necessita de injeção de reativos para sua

magnetização, não necessitando assim de

correção do fator de potência

A ausência de um sistema de excitação traz

dificuldades para o controle de tensão


De forma a quantificar os aspectos positivos e negativos de um gerador aplicado à

geração eólica, e complementar a Tabela 4.1, foi elaborada a Tabela 4.2, esta por sua vez

apresenta também, aspectos sobre faixa de potência e classe de ventos de aplicações eólicas.

Para a elaboração da Tabela 4.2, foi necessário realizar uma pesquisa sobre quais

principais fabricantes de turbinas eólicas do mundo, especificamente neste estudo foram

incluídos os fabricantes a seguir:

Acciona (Espanha) (ACCIONA WINDPOWER, 2018);

GE (EUA) (GE RENEWABLE ENERGY, 2018);

IMPSA (Argentina) (IMPSA, 2018);

Vestas (Dinamarca) (VESTAS, 2018);

Alstom (França) (ALSTOM, 2018);

Suzlon (Índia) (SUZLON, 2018);

Siemens Gamesa (Alemanha e Espanha) (SIEMENS GAMESA, 2018);

Wobben Windpower (subsidiária da Enercon – Alemanha) (WOBBEN WINDPOWER,

2018).


51

Tabela 4.2 – Resumo das características importantes de cada gerador.

Geradores GIGE

(IG)

GIDA

(DFIG)

GSRB

(SG)

GSIP

(PMSG)

Custos

Manutenção Baixo Alto Alto Médio

Gerador Baixo Médio Alto Alto

Conversor Médio Baixo Alto Médio

Faixa de Potência MW 0,6 - 2,1 1,5 - 4,2 1,65 - 3 0,8 - 12

Classe de Ventos IEC -

Ia/IIa/IIIa

IS/IIS/IIIS

IIb/IIIb

-

Ia/IIa

Ib/IIb

S

Desgaste de componentes

mecânicos Alto Alto Baixo Baixo

Grau de complexidade Baixo Alto Alto Médio

Perdas Mecânicas Alto Alto Baixo Baixo

Elétricas Médio Baixo Médio Baixo

Robustez Maior Maior Menor Menor

Durabilidade Médio Médio Médio Alto

Eficiência Baixo Alto Médio Alto

Rotação do gerador Alto Alto Baixo Baixo

Quantidade de pólos do gerador Baixo Baixo Alto Alto

Aplicação predominante - Onshore - Offshore

Caixa multiplicadora Sim Sim Não Não

Problemas de qualidade de energia Harmônicos Sim Sim Sim Sim

Sistema de Excitação Não Sim Sim Não

Necessitam de absorver reativos Sim Sim Não Não

Preferência dos fabricantes Não Sim Não Sim

Possibilidade de atuação em

velocidade

Fixa Sim Não Sim Não

Variável Sim Sim Sim Sim

Conversor No Estator Sim Não Sim Sim

No Rotor Não Sim Não Não


A classe de vento apresentada na Tabela 4.2 é regulamentada pela IEC 61400 – Parte 1

revisada em 2005, que faz o enquadramento em classes de robustez para definir a qualidade

construtiva dos aerogeradores. Na última revisão, foram propostas três classes em função da

severidade do regime de ventos local. Os parâmetros utilizados para a definição do regime de

ventos são:

A velocidade média anual do vento no local (VMED);

A velocidade de rajada de vento extrema com período de recorrência de 50 anos

(V50anos);


52

A intensidade de turbulência de vento no local para a gama de velocidades dos 15 m/s

(It15);

Levando estes fatores em consideração, na Tabela 4.3 é possível observar os valores

definidos pela norma:

Tabela 4.3 – Classe de vento segundo a IEC 61400-1.

IEC Classe

de Vento

I

(Vento Forte)

II

(Vento Médio)

III

(Vento Fraco) S

VREF 50 m/s 42,5 m/s 37,5 m/s

Definido pelo

projetista do

aerogerador

VMED 10 m/s 8,5 m/s 7,5 m/s

V50anos 70 m/s 59,5 m/s 52,5 m/s

V1ano 52,5 m/s 44,6 m/s 39,4 m/s

It15

A 16% 16% 16%

B 14% 14% 14%

C 12% 12% 12%

Fonte: Adaptado de IEC 61400-1 (2005).

Onde:

VREF é a velocidade de referência;

V1ano é a velocidade de rajada de vento extrema com período de recorrência de 1 ano;

It15 A é uma categoria com características de alta turbulência;

It15 B é uma categoria com características de média turbulência;

It15 C é uma categoria com características de baixa turbulência.

As primeiras versões da norma traziam uma quarta classe de projeto com velocidade

inferior à classe III, mas a partir da terceira edição publicada em 2005, a quarta classe foi

substituída pela classe S, voltada para condições específicas do vento definidas pelo projetista

do aerogerador quando o regime de ventos do local de instalação não se enquadra em nenhuma

das classes restantes.


53

5. Capítulo 5

Método de Tomada de Decisão

O presente capítulo tem como objetivo situar conceitos que introduzem o método

conhecido como Analytic Hierarchy Process, de forma a demonstrar sua importância, sua

origem, como é feita a hierarquização do método e exemplificar a aplicação do método para

geradores eólicos ponderando aspectos técnicos e econômicos.

5.1 Aspectos iniciais

O concorrência atual no mercado global cria a expectativa em um profissional da

engenharia que seja capaz de superar o elevado número de obrigações e requisitos a serem

atendidos pela empresa. Ela pressiona o compromisso de decidir assertivamente cada escolha

de cada processo com características distintas sendo que muitas vezes isto não é uma tarefa

simples e objetiva.

A relação entre a autoridade para escolher e a responsabilidade pelos resultados de

cada escolha é algo crítico, e ocupa lugar de grande importância nas empresas. Isso permite um

contínuo aperfeiçoamento do processo decisório, contemplando um dos principais desafios da

engenharia moderna. No âmbito da teoria da decisão, com o intuito de promover decisões de

maneira mais estruturada e formal, surgem estudos que preocupam-se em definir conceitos,

desenvolver e organizar técnicas e difundir métodos de suporte aos processos decisórios

(SANTOS, 2017).

Tendo essa formalização do processo decisório em mente, foi feita uma pesquisa em

busca de se encontrar um método que auxiliasse a tomada de decisão de forma a reduzir os

aspectos subjetivos de uma escolha, optou-se por escolher e melhor entender o método

conhecido como Analytic Hierarchy Process, ou AHP. Trata-se de um método desenvolvido

pelo professor Thomas Lorie Saaty em meados da década de 1970 e publicado em 1980, sendo

aperfeiçoado e ampliado por Zahedi e Vargas nos anos seguintes (SAATY, 1980). O trabalho

do professor Saaty recebeu a tradução em português em 1991 pelo professor Wainer Silva. Foi

um trabalho que rapidamente se disseminou para grande parte das áreas de conhecimento,

ocupando uma posição de destaque dentre os métodos mais aplicados para a resolução de

problemas multicritério.


54

Um elemento chave que contribuiu para a consolidação do seu uso está na facilidade

de aplicação de sua estrutura e adaptação as particularidades da situação real à linha de

raciocínio. Entretanto, deve-se atentar ao perigo de se basear em dados intangíveis, dificultando

a verificação e aplicando julgamentos subjetivos que reduzem a consistência entre os dados

apresentados ao longo do método, informações estas que serão detalhadas mais adiante nesta

monografia (SADEGHI e AMELI, 2012).

5.2 Aplicabilidade do AHP e benefícios

Saaty explica que a determinação das prioridades dos fatores mais baixos com relação

ao objetivo reduz-se a uma sequência de comparação por pares, com relações de feedback, ou

não, entre os níveis. Essa foi a forma racional encontrada para lidar com os julgamentos.

Através dessas comparações por pares, as prioridades calculadas pelo AHP capturam medidas

subjetivas e objetivas e demonstram a intensidade de domínio de um critério sobre o outro ou

de uma alternativa sobre a outra (SILVA, D. M. R., 2007).

Para o autor, a teoria do método se assemelha ao funcionamento da mente humana, isto

é, diante de um grande número de critérios para ponderar entre diversas alternativas, o cérebro

agrega os elementos em grupos seguindo propriedades comuns. A mente humana realiza esse

agrupamento diversas vezes até que a repetição dessa sistemática atinge o nível máximo do

objetivo dentro do processo decisório.

A questão para se analisar os elementos dessa hierarquia é: como que os fatores

individuais dos níveis mais baixos da hierarquia influenciam no fator máximo do objetivo

geral? Desde que essa ponderação individual não seja a mesma para todos os fatores, é possível

chegar a pesos relativos que definem as prioridades e diferenças entre os critérios da decisão.

Segundo Saaty (1996), a vantagem do método é que, como os valores dos julgamentos

das comparações paritárias são baseados em experiência, intuição e também em dados físicos,

o AHP pode lidar com aspectos qualitativos e quantitativos de um problema de decisão. Pelo

fato de que os participantes que aplicam o método podem fazer julgamentos incertos ou pobres

em algumas comparações, o método de Saaty se utiliza de comparações redundantes para

melhorar a validade destas. O próprio autor já adverte que a tolerância de inconsistência não é

uma limitação, mas um retrato da realidade (SILVA, D. M. R., 2007).

Convém também elencar algumas das aplicações já efetuadas com o auxílio deste

método no meio profissional e acadêmico (SILVA, D. M. R., 2007). Tratando-se no meio

acadêmico, as áreas para aplicações de sucesso incluem por exemplo: a seleção de corpo


55

docente (GRANDZOL, 2005), prioridades de pesquisa de agricultura internacional (BECKER

e BRAUNSCHWEIG, 2005), medição de eficiência do gerenciamento de atividades de

pesquisa e desenvolvimento em universidades (FENG; LU; BI, 2004). No campo profissional,

as áreas de aplicações de sucesso incluem: decisão estratégica de TI (MURAKAMI e

ALMEIDA, 2003), escolha de operador logístico (SANTANA e PIZZOLATO, 2004),

planejamento de projeto de produto (HUMMEL et al., 2002), avaliação de riscos em projetos

de Enterprise Resource Planning (HUANG et al., 2004), prioridades em sistemas de gestão de

segurança (CHAN et al., 2004) e proposição de um indicador geral (FRANCISCCHINI e

CABEL, 2003).

Dessa forma, é perceptível que a aplicação do AHP visa abranger fatores importantes,

qualitativa e quantitativamente mensuráveis, sejam eles tangíveis ou intangíveis para se

aproximar ao máximo da estrutura de decisão criada pela mente humana.

5.3 Estruturação e hierarquização do método AHP

O método AHP possui uma hierarquia ao longo da metodologia, pautada na divisão de

um problema geral, em avaliações de menor importância. Dessa forma é possível encarar um

problema de maior complexidade, solucionando-o em parte menores, e depois somando as

soluções.

O desafio do método consiste em medir os impactos de cada elemento no arranjo em

geral e na maneira como deve-se estruturar hierarquicamente as funções de um sistema (SILVA,

D. M. R., 2007). De maneira genérica, o método consiste em um processo de hierarquização

seguido de uma priorização que envolve estabelecimento de julgamentos que expressam a

dominância de um elemento sobre outro quando comparados a uma prioridade.

Saaty (1994) ao longo do seu trabalho, fornece sugestões úteis para auxiliar na

elaboração da hierarquia do problema. De forma a melhor entender a proposta do autor, será

elencado alguns pontos que servem de guia para a aplicação do AHP, são eles:

1) Definir qual o problema, identificar os decisores, seus valores e objetivos da maneira

mais clara possível, de forma a evitar desperdício de tempo e recursos durante a

aplicação do método;

2) Definir os critérios relevantes para ponderar a resolução do problema, tendo em mente

sempre os objetivos principais e resultados esperados;

3) Definir as alternativas disponíveis para a resolução do problema em questão, sendo esta

etapa muito dependente da expertise do decisor;


56

4) Determinar através de uma avaliação qualitativa pelo decisor, o quanto um critério é

mais ou menos decisivo para atingir-se os objetivos estabelecidos, de forma que as

comparações pareadas entre os critérios sejam transformadas em índices numéricos

conforme a Tabela 5.1;

5) Avaliar cada uma das alternativas em relação a cada critério, de forma semelhante a

etapa anterior, porém agora visando escolher o quanto uma alternativa atende, pela ótica

de cada critério, a expectativa de resultado existente (SANTOS, 2017). Esta etapa

costuma ser uma das mais trabalhosas devido à elevada quantidade de comparações;

6) Tendo os dados das duas etapas anteriores coletados através de índices numéricos e

dispostos em matrizes de preferência, agora deve-se realizar uma avaliação global de

cada alternativa. Para essa análise, é necessário calcular o autovalor de maior valor

absoluto e o autovetor associado a ele, representando de forma conceitual e justificável,

a prioridade de cada elemento, seja o peso de um critério ou a avaliação de uma

alternativa (SANTOS, 2017);

7) De forma a conferir a consistência dos dados e julgamentos considerados nas etapas

anteriores, nesta etapa, se analisa a coerência de cada passo com os demais, com o

intuito de encontrar fragilidades na expressão das preferências. Esta é uma etapa

importante, pois sua correta execução minimiza o risco na escolha devido a

comparações equivocadas. É nesta etapa que são calculados os índices e as razões de

consistência, que além de serem comparados com limites aceitáveis, demonstram o

quanto uma escolha pode ser influenciada através de pequenas variações nos

julgamentos e avaliações;

8) Realizar a síntese das etapas anteriores, aglomerando o resultado geral do processo, as

avaliações, propostas, recomendações e riscos. É nesta etapa que o decisor irá aceitar

ou rejeitar a escolha final;

9) Caso na etapa anterior a escolha seja aceita, há a necessidade de se criar um mecanismo

de feedback que permite o contínuo aperfeiçoamento do método para os próximos usos

(SANTOS, 2017).

Assim, após esse maior detalhamento do método, ele pode ser entendido e resumido em

três fases:

Fase de Estruturação na qual o problema é formulado, caracterizado e entendido todo

o cenário e debate inicial;


57

Fase de Avaliação na qual o problema é fracionado em critérios, avaliações,

ponderações e julgamentos e finalizado com uma síntese do que foi observado;

Fase de Escolha na qual a solução do problema deve ser escolhida;

A seguir, será apresentado com mais detalhes, alguns conceitos que englobam a

fundamentação do AHP.

5.4 Fundamentação conceitual do método AHP

Uma tomada de decisão está diretamente relacionada à avaliação das alternativas que

satisfazem um conjunto de objetivos pretendidos. A chave da questão é escolher a alternativa

que satisfaça o conjunto total de objetivos. Para isso, é necessário estabelecer uma hierarquia

na qual há pesos numéricos que ponderam as alternativas, conhecidos como prioridades, e que

permitem diferenciar a importância de critérios.

Dentro do conceito de prioridade, há o de julgamento, que compreende a representação

numérica de uma relação entre dois elementos que possuem o mesmo pai. Ao se agrupar todos

os julgamentos, forma-se uma matriz quadrada, cada elemento dessa matriz representa a

dominância de um elemento da coluna à esquerda sobre um elemento na linha do topo,

conforme a Figura 5.1 (SAATY, 1994).

Figura 5.1 – Exemplo de uma matriz de comparação.

A B C D

A 1 5 6 7

B 1/5 1 4 6

C 1/6 1/4 1 4

D 1/7 1/6 1/4 1


Saaty (1991) sugere uma escala que vai de 1 a 9 para ponderar os julgamentos, sendo

que 1 representa a indiferença de importância na comparação, e 9 significando a extrema

importância de um critério ou uma alternativa quando comparados, conforme Tabela 5.1.


58

Tabela 5.1 – Comparações entre valores qualitativos e quantitativos do AHP.

Intensidade de

importância Descrição

Explicação

Quantitativo Qualitativo

1 Igualmente preferível

As duas contribuem

igualmente para o

objetivo

2 Entre igualmente e moderadamente preferível Situação intermediária

entre 1 e 3

3 Moderadamente preferível Leve favorecimento

4 Entre moderadamente e fortemente preferível Situação intermediária

entre 3 e 5

5 Fortemente preferível Forte favorecimento

(facilmente reconhecível)

6 Entre fortemente e muito fortemente preferível Situação intermediária

entre 5 e 7

7 Muito fortemente preferível

Muito forte

favorecimento (facilmente

comprovável)

8 Entre muito fortemente e extremamente

preferível

Situação intermediária

entre 7 e 9

9 Extremamente preferível Favorecimento com o

mais alto grau de certeza

Recíprocos dos

valores acima

Relação de reciprocidade (consistência nas

avaliações)

Se o item a recebe grau n

em relação ao item b,

então b deve receber grau

1/n com relação a a

Fonte: Adaptado de SAATY (1991).

O julgamento nada mais é do que a resposta para as seguintes perguntas: qual dos dois

elementos é mais importante com respeito a um critério de nível superior, e com que

intensidade? Essa pergunta reflete em um índice, observe por exemplo o elemento (1ª linha, 2ª

coluna) da Figura 5.1, ele pode ser lido como: A é cinco vezes mais dominante do que B,

apresentando uma importância grande ou essencial conforme a Tabela 5.1. Já o elemento (3ª

linha, 2ª coluna) pode ser lido como: B é quatro vezes mais dominante do que C. Dessa forma

é importante notar que o elemento mais importante da comparação é sempre usado como um

valor inteiro da escala, e o menos importante, como o inverso dessa unidade (SILVA, D. M. R.,

2007).


59

Através desses julgamentos, são elaboradas dois tipos de matrizes. Primeiramente há

uma matriz de comparação entre os critérios, no qual cada elemento representa a razão entre os

respectivos pesos. Posteriormente há matrizes de comparação entre as alternativas referentes a

cada um dos critérios, de tal forma que é possível entender o quanto uma alternativa atende

melhor ao requisito em questão do que a outra opção. É interessante mencionar que para

comparações entre alternativas quantitativas, essa matriz será constituída por razões entre o

desempenho da alternativa pelo somatório de todos os desempenhos naquele critério.

Essas matrizes de comparação apresentam algumas características que merecem ser

destacadas, tais como (SANTOS, 2017):

As matrizes sempre serão quadradas, sendo que o método engloba dois conjuntos de

matrizes, um possuindo ordem igual ao número de critérios e outro possuindo a ordem

igual ao número de alternativas;

A diagonal principal sempre será composta exclusivamente por elementos unitários por

se tratar de comparações de algo consigo mesmo;

As matrizes serão recíprocas, dessa forma o número de comparações necessárias para

serem efetuadas ao longo do método, será reduzido pela metade, conforme a Figura 5.1;

Todos os elementos da matriz serão positivos, sendo que para a utilização da escala

fundamental de um nono a nove, permite afirmar que as matrizes serão irredutíveis;

Para o caso de julgamentos perfeitamente coerentes, todos os elementos são

combinações lineares dos elementos da primeira linha, porém, em uma aplicação real,

haverá alterações sutis nesses valores.

O método exige o cálculo do autovalor e o autovetor de cada uma das matrizes

construídas. O autovalor considerado no método é o de maior valor absoluto e o autovetor

associado a ele representa de forma conceitualmente justificável a prioridade de cada elemento,

seja este elemento um critério ou uma alternativa. Há uma forma aproximada de se obter uma

estimativa desses valores através de um processo de normalização. Este processo consiste em

realizar a divisão de cada elemento da matriz pelo somatório da coluna em que se encontra,

seguindo do cálculo da média de cada linha (SANTOS, 2017). O vetor obtido nesta etapa

equivale ao vetor que seria obtido pelo método exato porém, no caso aproximado, há uma perda

na precisão do método, reduzindo a confiabilidade do método.

Ao longo da aplicação do método, surge uma realidade a ser enfrentada, na qual na

maioria das situações em uma tomada de decisão é pautada em critérios subjetivos de grande

relevância. Neste cenário, é interessante introduzir o conceito de coerência, que permite avaliar


60

o quão próximo um conjunto de julgamentos está do estado ideal de forma a conduzir a uma

correta avaliação da situação.

Para isso acontecer, é necessário manter a consistência da matriz, por exemplo: se A é

5 vezes mais dominante do que B, e A é 6 vezes mais dominante do que C, então A=5B e A=6C.

Logo B/C = 6/5 = posição (B,C). Portanto se o julgamento da posição (B,C) for diferente de

6/5, então a matriz é inconsistente (SILVA, D. M. R. , 2007).

Desta comparação entre dominâncias surge então o Índice de Consistência (IC) que nada

mais é do que um valor para expressar a consistência entre os valores dos elementos da matriz

tanto dos critérios quanto das alternativas, que por sua vez apresenta a seguinte equação (5.1):

𝐼𝐶 = Í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑖𝑠𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 = 𝜆𝑚á𝑥 − 𝑛

𝑛 − 1 (5.1)

Onde:

λmáx = autovalor máximo da matriz positiva recíproca.

n = dimensão da matriz.

Da matriz de julgamentos (SILVA, D. M. R., 2007), é possível extrair o autovetor que

origina a ordem de prioridade e o autovalor que é a medida de consistência do julgamento. Para

o AHP, busca-se o autovalor máximo, λmáx, sendo este calculado considerando que A ∙ w = λ ∙

w, mas no caso da análise hierárquica, A ∙ w = λmáx ∙ w. Dessa forma tem-se a equação (5.2):

𝜆𝑚á𝑥 = 𝑚é𝑑𝑖𝑎 𝑑𝑜 𝑣𝑒𝑡𝑜𝑟𝐴 ∙ 𝑤

𝑤 (5.2)

Onde:

A = matriz de julgamentos.

w = vetor coluna de prioridades.

Na literatura sobre o assunto, adota-se como regra geral, um índice de consistência

inferior a 0,1 ou 10%, para isso, deve-se reescrever e categorizar novamente os elementos até

que se atinja este valor. O criador do método também sugere o uso de uma outra variável de

confiabilidade conhecida como Razão de Consistência (RC) (SAATY, 1991), que considera IC

e o Índice Randômico (IR), que varia com o tamanho n da amostra. Para o IR, o autor propõe

uma tabela com valores calculados em laboratório da ordem de 1 a 15, conforme a Figura 5.2.

Figura 5.2 – Índice Randômico Médio do AHP.

RI 0,00 0,00 0,58 0,90 1,12 1,24 1,32 1,41 1,45 1,49 1,51 1,48 1,56 1,57 1,59

Ordem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Fonte: Adaptado de SAATY (1991).


61

A equação 5.3 demonstra a forma como a variável RC pode ser calculada.

𝑅𝐶 =𝐼𝐶

𝐼𝑅 (5.3)

Onde:

RC = Razão de Consistência ou Consistency Ratio (CR).

IC = Índice de Consistência ou Consistency Index (CI).

IR = Índice Randômico ou Random Index (RI).

A Razão de Consistência é utilizada representar a plenitude da coerência entre os

julgamentos de um conjunto. Conforme vão surgindo contradições, devido à subjetividade, a

base sólida e confiável para uma avaliação global vai tornando-se instável até o ponto de ser

inútil para uma avaliação assertiva.

Ao final do método é realizada uma organização dos dados obtidos que permitem

identificar qual dos critérios é o mais relevante, qual das alternativas atende melhor a cada

critério, e sendo assim correlacionar estas informações de forma a se obter um valor que mostre

uma escala de qual a melhor alternativas para o problema proposto. Esta conclusão que finaliza

o método, será melhor exemplificada no exemplo de aplicação que será abordado

posteriormente nesta monografia.

Com estes conceitos e explicações dados até aqui, é possível sintetizar o esqueleto

básico de aplicação do método da seguinte maneira:

Definir objetivos, critérios e alternativas que buscam a solução de um problema. Além

disso, deve-se estabelecer uma hierarquia que estruture e sistematize o problema;

Tendo a hierarquia definida, buscasse agora elaborar matrizes de comparação entre os

critérios, e matrizes de comparação entre as alternativas com o auxílio da Tabela 5.1, de

forma a ponderar as prioridades dentro da estrutura decisória;

Tendo as matrizes montadas, deve-se encontrar o autovalor máximo e o autovetor

associado a ele para obter-se a ordem de prioridade de cada matriz. Além disso, para

cada matriz deve-se avaliar através dos índices IC e RC qual o grau de consistência entre

os dados dispostos dentro das matrizes, de forma a evitar avaliações errôneas que irão

prejudicar a decisão final;

Por fim, resta apenas analisar as matrizes de maneira que seja possível estabelecer

comparações entre as alternativas dispostas, e selecionar a melhor opção.


62

5.5 Validação do método segundo a ferramenta computacional utilizada

Esse trabalho, tem como base de aplicação o método AHP, já estruturado e validado de

acordo com o ferramental computacional proposto por Natan dos Santos (SANTOS, 2017), no

qual ele correlaciona o programa desenvolvido por ele no software Matlab, com os valores

calculados e propostos pelo próprio Saaty. De forma e melhor ilustrar os resultados obtidos com

a análise do trabalho proposta pelo Natan, foi elaborado com o auxílio do software Excel, as

matrizes que representam todos os valores calculados pelo programa, apresentando assim uma

gestão visual do problema em questão. Este trabalho teve o intuito de validar mais uma vez, o

excelente trabalho de Saaty (SAATY, 1980), comprovando sua extensa gama de aplicabilidade,

de forma a concretizar uma decisão através da ponderação mais significativa de aspectos

objetivos.

A única diferença do ferramental computacional proposto por Santos (2017) para esta

monografia, consta no fato de que a obtenção dos autovalores e autovetores foi derivado através

do processo de normalização distribuída simples. Mesmo que esta opção encontra-se em

desuso, optou-se pela facilidade em aplicação desta opção no software Excel, tendo em vista

que no trabalho de Santos (2017) foi utilizado o software Matlab, no qual este cálculo é

facilitado pelas funções disponíveis pelo software. Tendo em vista o fundamento didático deste

trabalho acadêmico, sabe-se que esta escolha acarreta pequenas variações em valores

encontrados para as prioridades tanto dos critérios quanto das alternativas.

Comparativamente a outros métodos da mesma área, o método AHP é considerado de

fácil montagem, aplicação e cálculo. É um método que não necessita do tratamento estatístico

dos dados, não envolve cálculos ou processos de grande complexidade, exceto pelo cálculo dos

autovalores e autovetores e reduz a possibilidade de erros devido a sua montagem simples e

linear (SANTOS, 2017).

A escolha da utilização e aplicação do método através do software Excel se deu pois é

um software que possui grande disponibilidade de material de ajuda, a familiaridade com o

programa, e a possibilidade de gerar informações através de uma interface visualmente

agradável ao usuário.

5.6 Aplicação do método AHP para geradores eólicos

Dentre os mais diversos artigos pesquisados para a elaboração desta monografia, foram

encontrados diversos artigos que aplicassem o método AHP. A maioria das aplicações do AHP


63

encontradas envolviam a escolha do local para se instalar fontes renováveis de energia, ou a

escolha para optar entre qual a melhor fonte de energia renovável ou qual a melhor decisão

entre uma fonte renovável e uma não renovável para um dado país em desenvolvimento. Além

disso, muitas dessas pesquisas envolviam não só aspectos técnicos e econômicos, mas também

aspectos sociais, ambientais e até políticos, como por exemplo:

Benefícios sociais tais como a criação de novos empregos e que com isso fosse

promovido uma maior aceitação dessas fontes na sociedade, trazendo um bem comum

a todos;

Benefícios políticos como promover a redução da dependência de fontes de energia

estrangeiras de forma a também estimular o desenvolvimento da economia nacional;

Benefícios ambientais como a redução do impacto ambiental dessas fontes alternativas

de energia, minimizando as emissões de gases prejudiciais ao meio ambiente além de

fontes que ocupem menores porções de terra, devido a atual extensa valorização

econômica das propriedades próximas ou não de centros urbanos.

Especificamente nesta monografia, optou-se por abordar apenas aspectos técnicos e

econômicos, de forma a ter um foco em como estes aspectos podem impactar na escolha de um

determinado gerador eólico dentre as alternativas disponíveis para se construir uma turbina

eólica.

Seguindo a metodologia já apresentada sobre o método AHP, a primeira etapa realizada

foi a definição do problema que no caso em questão apresenta como objetivo principal a escolha

do melhor gerador eólico segundo alguns critérios que determinam uma das peças-chave da

geração eólica. Tendo isso em mente, foram estabelecidos cinco critérios de ponderação para

se escolher dentre as quatro alternativas disponíveis. São eles:

Classe de Vento: abrange as mais variadas velocidades de vento e níveis de turbulência,

atendendo aos requisitos de instalação de turbina eólica nas mais variadas localidade do

globo;

Custo de Manutenção: abrange os diferentes custos de manutenção de acordo com a

presença de ímãs permanentes, sistemas de excitação do rotor, alta velocidade de

rotação (causando maiores desgastes) e durabilidade do equipamento;

Custo do Gerador: abrange os conceitos relacionados aos aspectos construtivos do

gerador, sendo quais materiais e a estrutura necessária para construir o equipamento, e

qual o valor envolvido neste quesito;


64

Custo da Eletrônica de Potência: abrange os aspectos econômicos que envolvem o

investimento necessário para se obter o controle da velocidade e potência do gerador,

do sistema de excitação e dos conversores de frequência;

Eficiência: abrange a avaliação quanto as perdas elétricas associadas ao gerador,

correlacionando a este fato, uma economia financeira para geradores com menores

perdas.

Lembrando que conforme já explicado e melhor detalhado no Capítulo 4 desta

monografia, as alternativas são:

GIGE: trata-se de um gerador robusto fisicamente, que não possui grande flexibilidade

para variadas velocidades de vento, possuindo um baixo custo de manutenção associado

a sua robustez. Por se tratar de um equipamento de design simples, não apresenta

elevados custos na construção física do gerador e consequentemente um custo associado

à eletrônica de potência não tão significativo. É um gerador que possui uma relativa

perda elétrica associada, essencialmente pela presença de um conversor eletrônico de

frequência de maior porte;

GIDA: trata-se de um gerador com excelentes características quanto a eficiência do

equipamento, apresentando reduzido porte do conversor de frequência que cria uma

vantagem competitiva, além da grande flexibilidade quanto as possibilidades de vento.

Deve-se considerar também que é um equipamento com um bom custo benefício

associado a sua construção, apresentando um custo de manutenção mais expressivo do

que outros geradores (sendo um desses fatores a alta rotação);

GSRB: trata-se de um gerador com reduzida eficiência elétrica, alto custo envolvendo

sua construção e sua eletrônica de potência, além de que não é uma das melhores opções

no quesito flexibilidade aos diferentes tipos de classe de vento. Porém apresenta

melhores características em relação a manutenção quando comparado com os geradores

de alta rotação, especificamente o GIDA;

GSIP: trata-se de um forte concorrente do gerador duplamente alimentado, possuindo

destaque quando se trata da manutenção, por ser um equipamento de alta durabilidade

e com uma significativa redução das perdas elétricas associadas a sua excitação

permanente. Além disso, é um gerador bem flexível para distintos cenários de

velocidades de vento, embora seja um gerador que necessite de elevado investimento

inicial, apresentando também um custo mais expressivo quando se tratar de eletrônica

de potência.


65

A partir deste ponto já é possível visualizar a hierarquia estabelecida que guiará a

aplicação do método AHP, conforme a Figura 5.3:

Figura 5.3 – Hierarquia definida pela aplicação do Método.


O próximo passo consiste estabelecer o questionamento a respeito da importância

relativa desses critérios, esta etapa é feita através da construção da matriz de comparação entre

os critérios. O decisor classifica a importância de cada critério com o auxílio da Tabela 5.1, e

preenche os elementos da matriz. Segundo a metodologia descrita, é utilizado o método de

normalização para se obter o autovalor máximo e o autovetor associado a ele, de forma a se

apresentar junto com a matriz, o vetor de prioridades e o CR associado a matriz formada.

Observe a Figura 5.4 e a Figura 5.5, na qual representa uma imagem meramente ilustrativa que

demonstra a forma como é calculado os autovalores e autovetores da matriz da Figura 5.4

através do método de normalização:

Figura 5.4 - Matriz de comparação entre os critérios.


Critérios Classe de VentoCusto de

Manutenção

Custo do

Gerador

Custo da

Eletrônica de

Potênia

Eficiência CR

33,6% Classe de Vento 1 2 2 2 3

16,5%Custo de

Manutenção 1/2 1 1/2 3 1

28,5% Custo do Gerador 1/2 2 1 4 3

8,6%Custo da Eletrônica

de Potênia 1/2 1/3 1/4 1 1/2

12,8% Eficiência 1/3 1 1/3 2 1

Soma 2,8 6,3 4,1 12,0 8,5

Vetor de

Prioridades

6,4%

Matriz de Comparação de CRITÉRIOS

Qual o melhor gerador eólico

Custo de

Manutenção Custo do

Gerador

Custo da

Eletrônica de

Potência Eficiência Classe de

Vento

GIGE GIDA GSRB GSIP

Objetivo

Critérios

Alternativas


66

Figura 5.5 – Método de normalização.


Deve-se considerar que o vetor prioridades está sendo representado através de valores

percentuais de forma a propiciar um melhor entendimento da representatividade do critério

diante da escolha a ser feita. Da mesma forma, é interessante notar que durante o preenchimento

da tabela, foi utilizada a seguinte pergunta para facilitar a escolha do índice que ponderasse um

julgamento: “Qual critério é o mais importante quando se deseja escolher um gerador eólico?”.

Note também que o CR desta matriz é inferior ao limite de 10%, indicando uma boa coerência

entre os julgamentos escolhidos.

A próxima etapa, a mais trabalhosa, consiste na avaliação parcial das alternativas, de

forma muito semelhante a avaliação dos critérios, apenas diferindo na quantidade e na ordem

das matrizes. Como no caso anterior foi construída uma matriz de ordem seis, agora serão

construídas cinco matrizes de ordem quatro, de modo que seja possível avaliar qual a melhor

alternativa segundo cada critério. Para cada uma das matrizes, foi realizada uma pergunta que

auxiliasse no preenchimento dos julgamentos, são elas:

Classe de Vento: “Qual é a alternativa mais ampla, no caso, a que permite aplicação

para as mais variadas velocidades e turbulências de vento?”;

Custo de Manutenção: “Qual gerador apresenta menor custo de manutenção?”;

Custo do Gerador: “Qual o gerador é o mais barato quando considerado a sua estrutura

física?”;

Custo da Eletrônica de Potência: “Qual gerador possui os menores custos envolvidos

com eletrônica de potência?”;

Eficiência: “Qual gerador é o mais eficiente considerando este o que possui menores

perdas elétricas?”.

Sendo assim, têm-se as seguintes matrizes de comparação para as alternativas, expressas

pelas Figuras: 5.6, 5.7, 5.8, 5.9 e 5.10:

Classe de VentoCusto de

Manutenção

Custo do

Gerador

Custo da

Eletrônica de

Potênia

Eficiência Média

0,4 0,3 0,5 0,2 0,4 33,6%

0,2 0,2 0,1 0,3 0,1 16,5%

0,2 0,3 0,2 0,3 0,4 28,5%

0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 8,6%

0,1 0,2 0,1 0,2 0,1 12,8%

Normalizando


67

Figura 5.6 - Matriz de comparação de alternativas para a classe de vento.


Figura 5.7 - Matriz de comparação de alternativas para o custo de manutenção.


Figura 5.8 - Matriz de comparação de alternativas para o custo do gerador.


Alternativas GIGE GIDA GSRB GSIP

9,1% GIGE 1 1/5 1 1/5

46,2% GIDA 5 1 3 2

11,7% GSRB 1 1/3 1 1/3

33,0% GSIP 5 1/2 3 1

Soma 12,0 2,0 8,0 3,5

Vetor de

Prioridades

Matriz de Comparação de ALTERNATIVAS

1. Classe de VENTOCR

3,1%


32,1% GIGE 1 2 2 1

11,5% GIDA 1/2 1 1/2 1/4

18,8% GSRB 1/2 2 1 1/2

37,6% GSIP 1 4 2 1

Soma 3,0 9,0 5,5 2,8

Vetor de

Prioridades


2. Custo de MANUTENÇÃOCR

2,0%


39,9% GIGE 1 2 3 2

33,9% GIDA 1/2 1 4 3

9,7% GSRB 1/3 1/4 1 1/2

16,5% GSIP 1/2 1/3 2 1

Soma 2,3 3,6 10,0 6,5

Vetor de

Prioridades


3. Custo do GERADORCR

5,1%


68

Figura 5.9 - Matriz de comparação de alternativas para o custo da eltrônica de potência.


Figura 5.10 - Matriz de comparação de alternativas para a eficiência.


Note que todas as matrizes atendem ao critério da coerência de seus julgamentos,

conforme o valor de CR calculado.

Para concluir a aplicação do método, foi realizada a síntese de todas as etapas anteriores.

O resultado global de cada alternativa é composto pelas avaliações parciais em cada critério

ponderadas pelos respectivos pesos. Ao reunir todas essas informações, foi obtida a Figura 5.11:


20,1% GIGE 1 1/3 3 1

51,9% GIDA 3 1 5 3

7,9% GSRB 1/3 1/5 1 1/3

20,1% GSIP 1 1/3 3 1

Soma 5,3 1,9 12,0 5,3

Vetor de

Prioridades


4. Custo da ELETRÔNICA DE POTÊNCIACR

1,5%


6,9% GIGE 1 1/5 1/3 1/5

36,0% GIDA 5 1 2 1

17,2% GSRB 3 1/2 1 1/3

39,9% GSIP 5 1 3 1

Soma 14,0 2,7 6,3 2,5

Vetor de

Prioridades


5. EFICIÊNCIACR

1,1%


69

Figura 5.11 – Matriz final de decisão.


De maneira a explicar como foi obtido o vetor Ranking Global na Figura 5.11, observe

por exemplo o valor de 36,2% calculado para a alternativa de gerador duplamente alimentado

(GIDA). Para isso, é necessário realizar a multiplicação do vetor de pesos, pela linha de cada

alternativa, ou seja 33,6% ∙ 46,2% + 16,5% ∙ 11,5% + 28,5% ∙ 33,9% + 8,6% ∙

51,9% + 12,8% ∙ 36% = 36,2 %, de maneira semelhante, foram encontrados todos os

outros valores representados no vetor Ranking Global.

Para auxiliar a interpretação da tabela expressa pela Figura 5.11, também foram

elaborados gráficos que estão representados nas Figuras 5.12 e 5.13:

Figura 5.12 – Gráfico da distribuição das preferências em relação a cada critério.


Potência AplicaçãoClasse de

Vento

Custo de

Manutenção

Custo do

Gerador

Custo da

Eletrônica

de Potênia

Eficiência

Decisivo Sugestão 33,6% 16,5% 28,5% 8,6% 12,8%

GIGE 0,6 - 2,1 - 9,1% 32,1% 39,9% 20,1% 6,9% 22,3%

GIDA 1,5 - 4,2 Onshore 46,2% 11,5% 33,9% 51,9% 36,0% 36,2%

GSRB 1,65 - 3 - 11,7% 18,8% 9,7% 7,9% 17,2% 12,7%

GSIP 0,8 - 12 Offshore 33,0% 37,6% 16,5% 20,1% 39,9% 28,8%

Alt

ern

ati

va

s

CritériosRanking

Global

Pesos /

Ponderação

33,6%

28,5%

16,5%

12,8%

8,6%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Classe de Vento Custo Gerador Custo

Manutenção

Eficiência Custo Eletrônica

de Potênia


70

Figura 5.13 - Gráfico da distribuição das preferências em relação a cada alternativa.


Observe que na Figura 5.11, foi considerada na tabela também duas colunas a mais,

sendo elas: a coluna de Potência e a de Aplicação. O motivo da adição dessas colunas é lembrar

que para aplicações eólicas, não basta apenas escolher dentre os critérios propostos e

quantificados, é necessário também avaliar qual a faixa de potência que se deseja instalar, tendo

em vista que alguns geradores predominam em aplicações Offshore, e outros no mercado de

Onshore, possibilitando maiores vantagens tecnológicas quando envolvendo esses cenários.

A potência e a aplicação, são exemplos de dois critérios que não são quantificáveis

dentro do método pois no modelo proposto, não foi estipulado um valor fixo de potência para

se avaliar, e nem qual o local de construção da turbina eólica que era de interesse do estudo em

questão. Caso estes dois parâmetros fossem incluídos nas alternativas, o modelo proposto seria

um pouco mais extenso e abrangente.

Para finalizar a aplicação do método, a última etapa consiste em escolher o gerador mais

adequado através da análise dos resultados sintetizados. Tendo em vista este fato, é perceptível

que o critério da classe de vento apresenta maior peso na decisão, obtendo um percentual de

33,6%, seguido do custo do gerador e depois pelo custo de manutenção. Já com menor

importância mais ainda sendo considerado, têm-se a eficiência e o custo da eletrônica de

potência, com 12,8% e 8,6% respectivamente. Note que a soma dos percentuais dos pesos

totalizam 100%, e estes valores podem ser observados, tanto através da Figura 5.11, quanto

pela Figura 5.12.

36,2%

28,8%

22,3%

12,7%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

GIDA GSIP GIGE GSRB


71

Já através de uma análise simples de cada alternativa, é interessante perceber que o

GIDA foi a melhor escolha para os critérios de classe de vento e custo de eletrônica de potência,

comprovando sua vantagem competitiva no mercado. Aliás, como era de se esperar, outro

gerador que recebeu destaque conforme era de se esperar, foi o GSIP, sendo a melhor alternativa

para os critérios de custo de manutenção e eficiência. O GIGE é certamente a melhor escolha

quando se tem em mente o custo construtivo do gerador, e por fim, o GSRB é uma boa escolha,

mas para o problema em questão na qual se avaliou as quatro alternativas possíveis, é a pior

escolha possível, não sendo destaque em nenhum dos critérios abordados. O resultado final

mostra uma preferência pelo GIDA com um expressivo valor de 36,2%, seguido pelo GSIP com

28,8%, e já na terceira posição de preferência o GIGE com 22,3%, finalizando a pior posição

com o GSRB com um valor de 12,7%.

A razão de consistência durante a aplicação do método inteiro esteve abaixo do limite

de 10%, mesmo assim, é interessante de forma a melhorar a precisão e a confiabilidade do

método, considerar uma revisão e avaliação de outros critérios e alternativas antes de se realizar

a escolha final.

Como uma consideração final, é interessante notar a distribuição já comentada da ordem

de preferência, embora após a escolha de fato do gerador, deve-se criar um mecanismo de

feedback que permita o contínuo aperfeiçoamento do método para os próximos usos. No

exemplo em questão, o ponto a se levantar é que a chave na decisão sugerida pelo método,

consiste na correta ponderação dos julgamentos mas matrizes de comparação, sendo assim, esta

deveria ser uma etapa feita sobe uma avaliação muito mais criteriosa. Numa grande empresa,

os julgamentos associados podem ser melhor avaliados por um grupo de especialistas de cada

área que possibilitariam uma análise mais equilibrada diante dos julgamentos estabelecidos nas

matrizes de comparação.


72

6. Capítulo 6

Considerações Finais e Conclusão

O presente capítulo visa elencar, alguns dos pontos de fragilidade deste trabalho

acadêmico, além de realizar considerações finais acerca do estudo e sugerir estudos futuros

sobre o tema em questão.

6.1 Conclusão

A proposta deste trabalho busca entender melhor como funciona um processo decisório

que não seja pautado somente em critérios subjetivos, mas que trouxesse de alguma forma um

peso objetivo na decisão. Para se realizar esse estudo, foi então estabelecida uma familiarização

com o tema eólico, onde foram elencadas características qualitativas e quantitativas sobre

geradores eólicos, além de se estudar quais tecnologias eram predominantes no mercado atual.

Com isso em mente, chegou-se ao ponto da demonstração de forma simples e estruturada, de

como pode ser uma das possibilidades para se realizar um processo decisório se utilizando de

técnicas desenvolvidas na área em questão.

Tendo em mente os pontos que foram elencados no Capítulo 4 deste trabalho, chegou-

se à conclusão que cada uma das quatro tecnologias abordadas apresentam melhor desempenho

para uma dada aplicação, não existe uma tecnologia que se encaixa e atenda a todas as

exigências técnicas e econômicas. O gerador de indução duplamente alimentado por exemplo,

trouxe inovações quanto ao seu reduzido porte do conversor eletrônico, aumentando sua

competitividade tanto devido à redução de custos quanto aos benefícios técnicos desta

aplicação. Foi possível entender melhor que as tendências mundiais atualmente são fortemente

pautadas no desenvolvimento da eólica principalmente para aplicações offshore, com isso, o

gerador síncrono de ímãs permanentes se destacou entre as preferências dos fabricantes. Com

altas tendências de aumento da demanda mundial por energia, aliada ao fato das projeções de

aumento de capacidade total instalada em energia eólica, providas pelos relatórios do GWEC

(GWEC, 2018), é de extremo interesse o desenvolvimento de pesquisas na área em questão.

Todas estas constatações foram confirmadas com a aplicação do método AHP, na qual

levando em consideração a vasta gama de aplicação para diferentes classes de vento, juntamente

com os menores custos envolvidos para o gerador, a manutenção e o investimento em eletrônica


73

de potência, finalizando com a busca pela maior eficiência energética possível, foi comprovado

o interesse dado pelo mercado eólico em investir nos geradores GIDA e GSIP.

O intuito deste trabalho também foi demonstrar a facilidade de aplicação de um método

de decisão que proporcione escolhas mais confiáveis, além de estimular pesquisas futuras que

envolvam o setor de tomada de decisão aplicados às mais variadas áreas possíveis.

Dentro do estudo realizado ao longo desta monografia, é interessante relembrar alguns

pontos que podem ser melhorados ao longo de estudos futuros. Um desses pontos é por exemplo

o fato de ter sido considerado quatro alternativas de escolha para geradores eólicos que seriam

aplicados em turbinas eólicas, lembrando também, que com o apoio de uma equipe de

especialistas sobre o assunto, seria possível elencar mais de cinco critérios e ponderá-los ao

longo do processo decisório do AHP.

Outro fator que pode ser mencionado é a aplicação do método em etapas separadas com

o auxílio do software Excel, isso cria arredondamentos no decorrer da metodologia, reduzindo

a confiabilidade do processo como um todo. Mas uma coisa é certa, como o intuito deste

trabalho era meramente um estudo sobre o método, estas discrepâncias entre os valores são

ínfimas, embora para um processo decisório em uma organização empresarial, seria algo a ser

tratado com uma maior relevância.

6.2 Recomendações para trabalhos futuros

Para uma aplicação futura, seria interessante, o desenvolvimento de um programa capaz

de executar o método como um todo, sem a necessidade de se realizar as etapas de decisão de

maneira separadas e agrupadas ao final do estudo. Neste programa seria dado como entrada os

objetivos, critérios, alternativas, e talvez até a possibilidade de mais de um decisor participar

no processo. Ao longo da execução já haveria o processo de comparação e análise tanto da

coerência quanto da síntese dos resultados. E por fim, seria demonstrado de forma visual e

agradável, a escolha selecionada com análises criteriosas elencadas.

Deve-se mencionar também, que para uma aplicação na qual a decisão implicaria em

grande impacto econômico, é interessante se considerar talvez a aplicação através de uma

equipe de especialistas específicos. Este time deve ser capaz de ponderar da forma mais

coerente possível a etapa de comparação presente no AHP, agregando outros aspectos que não

sejam apenas os econômicos e técnicos, mas também aspectos ambientais, políticos e sociais.


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