DIMENSIONAMENTO DO PARQUE EÓLICO DO MUNICÍPIO DE POÇÃO-PE

1. RESUMO

O crescimento da produção de energia extraída dos ventos no Brasil tem sido bastante promissor, principalmente na região Nordeste onde apresenta locais com altos potenciais energéticos e isto tem sido de motivação para contínuos investimentos em parque eólicos.  O município de Poção localizado no Estado de Pernambuco é um dos locais previstos para instalação de uma usina eólica onde contribuirá com a diversificação e crescimento da matriz energética no país, com isso é necessário uma avaliação do comportamento do vento, rugosidade do solo e estimativa de produção de energia.  Neste sentido foi realizada uma avaliação das velocidades médias do vento, onde se pretende instalar os aerogeradores no município anteriormente citado, como os aspectos das irregularidades que as superfícies do solo apresentam e estimativas de potências.  Com isso, adotou-se como metodologia de pesquisa um estudo de caso a fim de realizar o dimensionamento do parque eólico no município de Poção-PE.  Foram coletadas informações através das plataformas digitais da Agencia Nacional de energia Elétrica, do Atlas solar e eólico de Pernambuco e do Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito, subsídios alusivos ao comportamento do vento que tendem a influenciar na quantidade de energia fornecida pelo parque eólico ao sistema elétrico.  Com um total de quinze aerogeradores, as estimativas feitas para o parque eólico obtiveram resultados que indicam velocidades dentro do limite esperado e boa capacidade de produção de energia, ainda que avaliados períodos mensais de baixas velocidades.

Palavras Chave: Energia elétrica, energia eólica, projeto de dimensionamento, parque eólico.

2. ABSTRACT

The growth in the production of energy extracted from the winds in Brazil has been very promising, especially in the Northeast region, where it has locations with high energy potentials and this has been a motivation for continuous investments in wind farms.  Poção, located in the State of Pernambuco, is one of the places planned for the installation of a wind farm where it will contribute to the diversification and growth of the energy matrix in the country.  Therefore, it is necessary to evaluate the wind behavior, soil roughness and estimate of production of energy.  In this sense, an evaluation of the average wind speeds was carried out, where the intention is to install the wind turbines in the municipality previously mentioned, as well as the aspects of the irregularities that the soil surfaces present and power estimates.  Thus, a case study was adopted as a research methodology in order to design the wind farm in the municipality of Poção-PE.  Information was collected on digital platforms from the Brazilian Electricity Regulatory Agency – ANEEL, Wind and Solar Atlas of Pernambuco and Reference Center of Solar and Wind Energy, subsidies alluding to the behavior of the wind that affects the amount of energy used by the wind farm to the electrical system.  With a total of fifteen wind turbines, the estimates made for the wind farm obtained results that indicate speeds within the expected limit and good capacity for energy production, even though monthly periods of low speeds were evaluated.

Keywords: Electrical energy, wind energy, dimensioning project, wind farm.

3. LISTA DE FIGURAS

4. LISTA DE TABELAS

5. LISTA DE SIGLAS/ABREVIATURAS

6. INTRODUÇÃO

Diante das necessidades de produção de energia elétrica e das limitações das fontes de energia por combustíveis fósseis, as fontes renováveis, por uso do vento, vêm se destacando como um dos principais meios de produção. 

No Brasil, a energia por fontes renováveis, sobretudo a eólica vem apresentando um histórico de constante evolução de sua capacidade instalada e esta se encontra vinculada aos incentivos governamentais e aos enormes investimentos feitos por parte das empresas de energia, com finalidade de produzir eletricidade através do máximo aproveitamento dos ventos.

Para alcançar a máxima produção de energia extraída dos ventos são realizados estudos que indicam regiões com altos potenciais energéticos, como também, uma série de fatores que indicam a quantidade de energia que um aerogerador pode produzir.

Com uma avaliação adequada do potencial energético de uma dada localidade trará como consequência alto rendimento de energia, custo reduzido, facilidade de manutenção e menos perda de eficiência.  Com esses objetivos, um dos investimentos previsto no Estado de Pernambuco é a construção de um parque eólico no município de Poção, com conclusão prevista para o ano 2023.   

Levando em consideração o potencial eólico deste município e as tecnologias utilizadas nas turbinas, como é destaque de alguns aerogeradores no mercado brasileiro pelo modelo de gerador inserido, procurou-se reunir informações com a finalidade de dimensionar o parque eólico do município de Poção-PE.

Diante de uma grande necessidade de geração de eletricidade e preservação ambiental, torna-se de grande importância à análise do comportamento do vento para a adequada escolha do local de dimensionamento de um parque de turbina eólica, pois trará maior aproveitamento do vento, qualidade no fornecimento de energia e impactos reduzidos. 

O presente trabalho propôs-se realizar o dimensionamento da usina eólica do município anteriormente citado, analisando algumas de suas etapas.

7. OBJETIVOS

7.1. Objetivo Geral

O presente trabalho teve como objetivo analisar algumas das etapas do processo de dimensionamento de uma usina eólica.

7.2. Objetivos Específicos

• Definir a localização de instalação do parque eólico;

• Avaliar o potencial eólico;

• Realizar o dimensionamento do parque eólico do município de poção-PE.

8. REFERENCIAL TEÓRICO

8.1. A energia eólica

A Agência Nacional de Energia Elétrica do Brasil (ANEEL, 2008) define a energia eólica como a energia de movimento dos ventos, utilizada em aerogeradores por meio da conversão da energia cinética de translação para a de rotação com a intenção de gerar energia elétrica, e isso ocorre no momento de contato do vento com as pás, movimentando-as e produzindo energia mecânica que aciona o rotor do aerogerador originando a eletricidade.

Para Menezes (2016) e Nakata (2018), a energia eólica é descrita como uma fonte de energia não poluente e inesgotável que tem o seu aproveitamento dos movimentos do vento para produção de eletricidade e ao longo dos anos vem apresentado enorme crescimento. 

Como descrito por Fadigas (2011), os primeiros relatos confiáveis de uso da energia do vento tem origem na Pérsia com a finalidade de bombear a água para irrigação ou trituração de grãos.   Com a revolução industrial os moinhos de vento passaram por melhorias, porém houve uma diminuição de utilização por causa do aparecimento da máquina a vapor (PINTO, 2013).

Por volta do século XVII a Holanda utilizava os moinhos de vento não apenas para a trituração de grãos, mas também para drenagem de terras e com o passar do tempo outros usos foram surgindo, por exemplo, a utilização em acionamentos de serrarias e na fabricação de papel (FADIGAS, 2011).

De acordo com Pinto (2013), anteriormente todos os moinhos de vento eram visto apenas como produtores de energia mecânica, no entanto com o surgimento da eletricidade os moinhos passaram a serem vistos pelos engenheiros como geradores de energia elétricas úteis para o fornecimento de iluminação e aquecimento.

Em julho de 1887, na Escócia, foi construído pelo engenheiro eletricista e professor James Blyth o primeiro moinho de vento contendo 10 metros de altura e de eixo vertical, usado para o carregamento de acumuladores, fornecendo iluminação em uma residência, a primeira a ter eletricidade por meio do vento (PRICE, 2005, apud FILHO, 2017).

No ano de 1888 Charles Brush, para fornecimento de eletricidade na sua própria residência, utilizou um gerador elétrico transformou-o em um rotor para cata-ventos e com isso fez um gerador eólico de eixo horizontal com 18,3 metros de altura, 144 pás e 17 metros de diâmetro do rotor.

Segundo Pinto (2013) e Cicheleiro (2019), naquela época, entre muitos o maior desafio era fazer o rotor produzir aproximadamente 500 RPM para gerar torque, porém o americano Brush diante desta condição fez uma caixa de engrenagem possibilitando que as partes operacionais do gerador girassem 50 vezes a cada giro do rotor.

No século XIX através do Dinamarquês Poul La Cour ocorreu o marco inicial no desenvolvimento das modernas tecnologias de geração eólica, onde o mesmo foi pioneiro da geração de eletricidade por meio dos ventos (FADIGAS, 2011).

Aproximadamente em 1909 já existiam 72 turbinas eólicas construídas para geração de energia elétrica, no ano seguinte algumas empresas já estavam produzindo os chamados "motores eólicos" com potência média de 60 a 70MWh onde a empresa Lykkegard Company era fornecedora da maior parte deles (PINTO, 2013).

Conforme Fadigas (2011), em sua obra, na primeira Guerra Mundial, em 1918, as áreas rurais da Dinamarca já se encontravam com energia elétrica vindas das turbinas de Poul La Cour, o país alcançava aproximadamente 120 turbinas eólicas em operação.

As turbinas de La Cour em parceria com a empresa Lykkegard foram fabricadas com potências de saída de 10 a 35 KW tendo uma eficiência total em torno de 22%, porém logo após a primeira guerra mundial, na Dinamarca, o interesse por gerar energia elétrica por meio dos ventos caiu um pouco, pois o diesel havia barateado durante esse período (PINTO, 2013).

Em 1922, os americanos Marcellus e Joseph Jacobs desenvolveram uma pequena turbina de um rotor com três pás que ativava um gerador DC de baixa velocidade, invenção esta que foi um sucesso na época e com o apoio de fazendeiros locais entraram oficialmente nos negócios chegando em 1950 a uma marca de aproximadamente 50.000 máquinas eólicas construídas (PINTO, 2013; FILHO, 2017).

Segundo Fadigas e Gavino (2011), no ano de 1931, na Rússia, foi desenvolvida uma turbina chamada Balaklava, modelo bem adiantado pra época possuindo três pás com 100 KW de potência e 30 metros de altura sendo a conectada a uma usina térmica de 20MW através de uma linha de transmissão de 6,3 KV.

Com a queda dos preços do petróleo e do carvão, após a segunda guerra mundial, se tornou viável gerar energia elétrica por meio de combustíveis fósseis e por meio eólico acabou não sendo algo economicamente vantajoso, neste período ainda não havia certa preocupação com as emissões de gases de efeito estufa derivados das usinas térmicas (PINTO, 2013; CHICHELERO, 2019).

Entretanto, nos anos 70, o petróleo voltou a apresentar preços extremamente altos, despertando em vários países o interesse pelas fontes de energia renováveis (PINTO, 2013).

A cada ano as limitações e grandes impactos das fontes de combustíveis fósseis só aumentaram e fez com que se tornasse necessária a utilização de fontes alternativas para ajudar na crescente demanda de energia elétrica (FADIGAS, 2011).

Como as fontes convencionais de energia, o óleo, o carvão, o gás natural, são limitadas e poluentes ao meio ambiente foi necessário buscar outras fontes de produção de energia, que sejam abundantes e não emissoras de poluentes a atmosfera terrestre, chamadas energias renováveis, aonde uma vem apresentando maior crescimento, a energia eólica (PINTO, 2013).

De acordo com Pinto (2013), em 1980 a energia eólica começou a ser usada em grande escala e com a ajuda do avanço tecnológico os parques eólicos cresceram, alcançando o nível de potência instada na faixa dos Megawatts rapidamente.

Nos Estados Unidos, por volta de 1986, com apoio federal, a indústria dinamarquesa já havia instalado 16.000 turbinas na Califórnia chegando a fornecer aproximadamente 40% da capacidade da cidade (PINTO, 2013).

Em junho de 1992, a partir de um projeto feito pelo Grupo de Energia Eólica da Universidade Federal de Pernambuco – UFPE com a Companhia Energética de Pernambuco – CELPE e com financiamento de um instituto de pesquisas dinamarquês por nome Folkecenter foi instalada a primeira turbina eólica no Brasil (FILHO, 2017; SILVA, 2018). 

Contudo, aproximadamente dez anos após a esse marco a energia eólica no país ainda não havia se desenvolvido por ser uma tecnologia muito cara (ABEEÓLICA, 2018).

8.2. Evolução da energia eólica no Brasil

Por causa da crise energética, em 2001, o Brasil criou incentivos para produção de energia elétrica por meio de fontes renováveis, tendo instituído o Programa Emergencial de Energia Eólica (PROEÓLICA) com o intuito de facilitar a geração de energia elétrica por meio de fontes eólicas (SANTOS 2018).  

Apesar disso, o programa não alcançou dentro do período pré-estabelecido à capacidade instalada, com isso, em 2002, foi implantado um programa governamental, chamado de Programa de incentivos às Fontes Alternativas de energia (PROINFA) com objetivo de aumentar a participação das fontes renováveis, facilitar o comércio de energia no país e diversificar a matriz energética (GAVINO, 2011).  

De acordo com a ABEEÓLICA (2018), o PROINFA foi bastante importante para o crescimento da indústria eólica e expansão das fontes alternativas de energia, em 2005 a capacidade geradora do parque eólico nacional era de apenas 27,10 Megawatts (MW) de eletricidade, em 2006 de aproximadamente 235,4 MW, em 2008 alcançava um valor de 346,2 MW e em 2009 a capacidade instalada chegou a quase duplicar o valor do ano anterior, Figura 1.

Figura 1 – Evolução da capacidade instalada no Brasil (MW).

Todavia, foi no fim de 2009 por meio do Leilão de Energia de Reserva (LER) voltado apenas para a fonte de energia eólica que apresentou grande resultado possibilitando a realização de novos leilões e o aumento de instalações de fontes de energia eólica pelo país (OLIVEIRA, 2019).

Com isso, a cada ano a potência instalada provida de aerogeradores vem proporcionando grande crescimento no Brasil (Figura 3), pois decorre de bastantes leilões voltados para energia eólica e apresenta uma grande capacidade de produção em comparação a outros países (TAVARES, 2017).

Segundo a ABEEÓLICA (2018), a energia eólica apresentou uma grande evolução de sua capacidade instalada, alcançando aproximadamente 14,71 GW em 2018 e todo esse crescimento se deu em função das contratações já alcançadas nos leilões, como também, no mercado livre e aos enormes investimentos, das empresas de energia.

Hoje a participação da energia eólica, na matriz energética, encontra-se com um número bem expressivo, apresentando 9,3% de sua capacidade instalada, Figura 2.  Com isso o Brasil encontra-se em 7º lugar no Ranking mundial da capacidade instalada de energia eólica, consideração que em 2012, encontrava-se no 15º lugar. Como resultado o fator de capacidade médio no Brasil vem apresentado um valor de 42,7%, superando a média mundial que obteve 34% (ABEEÓLICA, 2020).

Figura 2 – Matriz Elétrica Brasileira em GW

8.3. Turbinas eólicas de eixo vertical e horizontal

Como descrito por Campos (2004) e Romio (2016), as turbinas eólicas ou aerogeradores são máquinas usadas para a conversão da energia dos ventos em energia elétrica e podem ser classificadas de acordo com a orientação do eixo em relação ao solo ou conforme a sua orientação em relação ao vento (FADIGAS, 2011; PINTO, 2013).

De acordo com Fadigas (2011), Pinto (2013) e Romio (2016), as turbinas eólicas podem ser classificadas de acordo com a orientação do eixo em relação ao solo, ou seja, podem ser turbinas de eixo vertical ou horizontal.

As máquinas de eixo vertical são aquelas que possuem seu eixo e pás perpendiculares ao solo, não necessitando de um controle de ajuste para garantir que estejam na direção do vento, assim como, podem manter os equipamentos elétricos e mecânicos em terra para facilitar o serviço de manutenção (ROMIO, 2016).

Contudo, por serem turbinas que suas pás tendem a ficarem relativamente próximo ao solo, onde a velocidade do vento é bem menor e mais turbulenta, compromete o aproveitamento eficaz do vento como também aumenta o desgaste de peças por fadiga (ROMIO, 2016).

Conforme Rocha (2018), em sua obra, as eólicas de eixo horizontal são aquelas que possuem a torre perpendicular ao solo e com o eixo das pás na direção do vento para extrair o máximo de energia.  

As turbinas de eixo horizontal têm maiores custos, maiores esforços para instalação e necessita de um sistema de controle de ajuste para garantir que estejam na direção do vento, contudo utiliza pouco espaço no solo e consegue minimizar turbulências e ter alta eficiência por causa da altura da torre (MARAFFON, 2018).

Entre as turbinas de eixo horizontal é possível classificá-las conforme a sua orientação em relação ao vento, quando a turbina é configurada para captação do vento pela parte traseira da área de varredura das pás, ela é chamada de máquina downwind e quando a turbina é configurada com finalidade captar o vento pela parte dianteira da área de varredura das pás, ela é definida como máquina upwind (CASER e PAIVA, 2016).

Nos aerogeradores de configuração downwind, não é necessário à existência de um sistema de posicionamento das pás para captação do vento, pois por si só fará essa orientação, todavia quando o vento entra em contato com a torre gera trepidações, ruídos e fadiga nas pás, ocasionando baixa potência de saída (PURIFICAÇÃO e FONTE, 2012).  

Nas turbinas upwind as pás provocam vibrações na torre e ainda necessita de um sistema de posicionamento das pás para captação do vento, no entanto é a configuração que apresenta maior eficiência e funcionamento suave das pás (PINTO, 2013; CASER e PAIVA, 2016; TOYOSHIMA, 2016).

8.4. Partes principais da turbina eólica

Os aerogeradores são compostos basicamente por: torre, rotor, e nacele.  A torre é a parte de sustentação, construída de concreto ou metal tubular, para manter o rotor e a nacele posicionados a uma altura adequada com a finalidade de se obter um aproveitamento eficaz do vento (CRESESB, 2008; TOYOSHIMA, 2016).   

O rotor é a parte do aerogerador composto pelo cubo, local de fixação das pás e de acomodação de motores que ajustam o ângulo de ataque.  Por meio deste conjunto é feita a conversão da energia eólica em energia mecânica rotacional (FADIGAS, 2011; ROMIO, 2016).

A nacele é uma estrutura que fica sobre a torre tendo em sua parte externa sensores para monitoração da velocidade e da direção do vento, no seu interior existe um sistema de controle e de supervisão que ajusta a turbina para melhores condições de geração, motores para colocar o aerogerador na direção do vento, uma caixa multiplicadora utilizada para ampliar a velocidade do eixo do rotor e um gerador (ROMIO, 2016; SILVA, 2016; TOYOSHIMA, 2016).

8.5. Velocidade do vento

Para a escolha e instalação de uma turbina eólica é imprescindível o conhecimento da velocidade vento e suas oscilações.

As variações da velocidade do vento se devem por causa de sua característica randômica ou aleatória, e essas oscilações podem ser observadas em um dia, meses e ano, no entanto, quando analisado dentro de um período de vários anos, essas mudanças de velocidade podem apresentar-se constantes, não tendo variações tão expressivas (PURIFICAÇÃO e FONTE, 2012; TRENTINI, 2016).

E isto constitui uma possibilidade de prever as velocidades do vento, coletando as medições num tempo mínimo de um ano, através de um instrumento de medida chamado anemômetro. Porém, para maiores precisões nas leituras feitas no local desejado, deve ser considerado um tempo maior de avaliação (CRESESB, 2008; TRENTINI, 2016).

Em uma instalação de um parque eólico é essencial um levantamento das condições do local de interesse e estes dados podem ser adquiridos por meio de imagens por satélite, mapas topográficos e visita ao local.  Observando alguns elementos que podem influenciar na velocidade do vento (CRESESB, 2008; FADIGAS, 2011).

8.5.1. Fatores que influenciam na velocidade do vento

Existem alguns fatores influenciadores na velocidade do vento, são eles: A cobertura e uso do solo, a rugosidade e a diferença de velocidade com a altura (FADIGAS, 2011).

De acordo com o Atlas Eólico e Solar de Pernambuco (2017), a cobertura e uso do solo apresentam qual forma o terreno encontra-se ocupado ao longo do ano e de acordo com Fadigas (2011), Pinto (2013) e Trentini (2016), a rugosidade é a medida das irregularidades que existem em uma superfície.

Quando o vento escoa em diferentes rugosidades há variação na direção do vento, mas em superfícies de pelo menos 150 metros de altura a rugosidade se torna praticamente nula.  Então, a cobertura e uso do solo são informações que ajudam a identificar a classe e o comprimento de rugosidade de uma determinada região (PINTO, 2013).

Por meio do Atlas Eólico e Solar de Pernambuco (2017) é possível identificar as classes e seus comprimentos de rugosidade para diversos tipos de solo encontrados no Estado, sendo o comprimento de rugosidade a altura em que a velocidade do vento é considerada nula, Tabela 1.

 Tabela 1 – Classes de rugosidade encontrada em Pernambuco

Fonte: Atlas eólico e solar de Pernambuco (2017).

Outro fator que influência na velocidade vento é a altura, quanto mais próximo do solo, maior turbulência. Sendo assim, locais de maiores altitudes são considerados potencialmente viáveis para instalação de um aerogerador, mas para isso é importante realizar uma avaliação da velocidade do vento (CASER e PAIVA, 2016).

8.5.2. Velocidade média do vento e desvio padrão

Para adquirir os valores da velocidade do vento é fundamental a realização das leituras nas altitudes do local desejado, porém quando isso não é possível, são realizadas estimativas dessas informações, utilizando uma das Leis para ajuste de perfis do vento, Lei de Potência ou logarítmica.  Enquanto, esta é aplicada para altitudes de até 50 metros, aquela é para altitudes acima dos 50 metros do solo (FADIGAS, 2011; TRENTINI, 2016).

Então, para estimar a velocidade na altura de um rotor de uma turbina eólica, com mais de 50 metros de altitude, é necessário dispor da altura e velocidade de referência do vento no local desejado e aplicar a equação da Lei de Potência, dada por:

\(V = V_0 \cdot \left( \frac{H}{H_0} \right)^\alpha \)                     \((m/s)\)                         \( (1)\)

Onde:

V  = Velocidade na altura desejada (m/s);

V₀  = Velocidade na altura de referência (m/s);

H  = Altura desejada (m);

H₀  = Altura de referência (m);

α = Coeficiente de atrito.

Sendo α  dependente da rugosidade do solo:

\(\alpha = 0{,}096 \cdot \log_{10} (Z_0) + 0{,}016 \cdot log_{10} (Z_0)^2 \)                \( (2)\)

A velocidade média do vento é um parâmetro utilizado para auxiliar na escolha do aerogerador e análise do potencial eólico de uma determinada localidade, bem como o desvio padrão possui a sua importância indicando se os dados coletados se encontram dentro do valor esperado (FADIGAS, 2011).

Desta feita é possível obter a velocidade média do vento e o desvio padrão por:

\(V_{média} = \frac{1}{N} \sum_{i=1}^N V_i = \frac{V_1 + V_2 + \cdots + V_n}{N} \)                  (m/s)                  (3)

\(\sigma_v = \sqrt{\frac{1}{N} \left( \sum_{i=1}^N V_i^2 - N \bar{V}^2{média} \right)} \)                                          \((4)\)

Onde:

N  = número de amostras da velocidade do vento em um determinado local;

V  = Velocidade do vento;

8.5.3. Potência máxima disponível e extraída do vento

De acordo com (FADIGAS, 2011), conhecendo a velocidade do vento é possível obter a potência máxima disponível, sendo esta proporcional ao cubo da velocidade e pode ser calculada por:

\(P_{\text{disp}} = \frac{1}{2} \rho \cdot A \cdot V^3 \)                           \((W)\)                                   \((5) \)

Onde:

ρ  = Densidade do ar (Kg/m³);

A  = Área varrida pelas pás (m²);

V  = Velocidade do vento (m/s).

Logo, para a compreensão da velocidade extraída do vento se faz necessário verificar algumas definições: a equação de continuidade de Bernolli e o Limite de Betz.

A equação de continuidade de Bernoulli, diz que ao considerar a passagem de um fluxo de vento pelo meio de um aerogerador, determinando a vazão (Q)  como um fluxo constante, em toda parte, a velocidade do fluxo de vento (V)  será inversamente proporcional à área de secção transversal (A) (PINTO, 2013; ROCHA, 2018).

\(Q = A_1 \cdot V_1 = A_2 \cdot V_2 = A_3 \cdot V_3 \)                   \((m^3/s)\)                       \((6) \)

Ou seja, em um tubo de vazões, contendo um fluxo de vento atravessando uma turbina eólica, no momento em que a energia cinética do vento passar pela área de varredura das pás, uma parte dessa energia, será transformada em energia mecânica, e outra parte do vento, passará de forma reduzida ocasionando um aumento da área, na saída do tubo (ROCHA, 2018), Figura 3.

Figura 3 – O Fluxo de vento atravessando uma turbina eólica.

Com isso, a potência disponível pelo vento, não poderá ser totalmente extraída e convertida em energia elétrica, independente do tipo de projeto do aerogerador.  Quando o vento atravessar a área de varredura das pás ainda será apresentado certa velocidade, após a sua passagem, atestando que nem toda energia provinda do vento será usufruída, senão haveria um fluxo de ar nulo na saída (ROCHA, 2018).

Além disso, por meio de estudos do físico Albert Betz, constatou que o valor teórico máximo possível que uma turbina eólica pode extrair do vento é de aproximadamente 59,3%, chamado de coeficiente de potência (C_p ) ou Limite de Betz (CAMPOS, 2004; CORRÊA, 2015; TRENTINI, 2016). Sendo uma relação entre a potência extraída e a potência disponível pelo vento, dada por:

\(C_p = \frac{P_{\text{ext}}}{P_{\text{disp}}} \)                                             \((7)\)

Posteriormente a potência extraída pode ser expressa da seguinte maneira:

\(P_{\text{ext}} = \frac{1}{2} \rho \cdot A \cdot V^3 \cdot C_p \)                     \((W)\)                          \((8) \)    

8.5.4. Modos de operação dos aerogeradores

8.5.5. Os aerogeradores operam em quatro regiões, conforme apresentado na Figura 4.

Figura 4 – Velocidades de operação dos aerogeradores.

A primeira é conhecida como velocidade de partida ou velocidade inicial (Vinical), onde os aerogeradores só iram começar seu funcionamento quando for atingida a velocidade mínima e isso ocorre, normalmente, com velocidades entre 2,5m/s e 4,0m/s (CRESCESB, 2008).

A segunda região é chamada de velocidade nominal do vento, pois é o ponto em que a turbina eólica opera normalmente, sendo capaz de funcionar em velocidade variável assim como em velocidade constante, dependendo do tipo de gerador (ROCHA, 2018).

Quando o aerogerador atinge sua potência nominal e começa a entrar na terceira região principia a necessidade de métodos de controle de velocidade para que a potência do aerogerador seja conservada constante em seu valor nominal (ROCHA, 2018).

Caso a velocidade de uma turbina eólica ultrapasse a terceira região e não consiga realizar o controle necessário para mantê-la na região de potência nominal, será necessário o seu desligamento, pois existe um perigo real de ser danificada, pois a velocidade do vento se encontra acima da sua máxima de operação (PINTO, 2013).

8.6. Geradores

São máquinas elétricas utilizadas para realizar a conversão da energia mecânica em energia elétrica.  Quando aplicados aos aerogeradores recebem a energia mecânica provinda diretamente do rotor da turbina ou pela caixa multiplicadora de velocidade e em seguida transforma a energia recebida em eletricidade (FADIGAS, 2011).

Existem alguns modelos de geradores que são utilizados nas turbinas eólicas, são os geradores síncronos (GS), geradores de indução gaiola de esquilo (GIGE) e os geradores de indução duplamente alimentados (DFIG) (PINTO, 2013; ROCHA, 2018).

O gerador síncrono não necessita de caixa multiplicadora de velocidade, pois tem a possibilidade de ser construído com grandes numero de polos possibilitando girar na mesma velocidade do rotor, no entanto funciona com velocidade e frequência constantes, com isso às oscilações que ocorrerem na velocidade do vento irão ocasionar flutuações na rotação da turbina e consequentemente oscilações na frequência gerada (PINTO, 2013).

Mas existe a possibilidade de conectar um conversor para controle da frequência de saída, contudo, este conversor para transferir toda a potência ao sistema elétrico, funcionará com a potência nominal igual a do gerador, e isto eleva bastante o seu custo (ROCHA, 2018).

A Figura 5 apresenta um gerador síncrono de velocidade variável sem a caixa multiplicadora de velocidade, com seu eixo ligado diretamente ao eixo da turbina e um conversor de potência que conecta o gerador à rede elétrica.

Figura 5 – Turbina eólica com gerador síncrono.

O gerador de indução gaiola de esquilo (GIGE), por sua vez, apresenta baixo custo, robustez, porém opera em velocidade constante (NAKATA, 2018).

A Figura 6 apresenta o gerador de indução gaiola de esquilo conectado ao eixo da caixa multiplicadora de velocidade, com o estator conectado ao soft starter para suavizar a corrente de partida e um banco de capacitores para compensar a energia reativa consumida pelo gerador.

Figura 6 – Turbina eólica com gerador de indução gaiola de esquilo

O gerador de indução duplamente alimentado necessitar de uma caixa multiplicadora de velocidade, anéis e escovas, aumentando a periodicidade de manutenções, porém apresenta maior eficiência de conversão (PINTO, 2013).

Este gerador se utiliza de um conversor de frequência com cerca de 1/3 da potência nominal do gerador, resultando em um menor conversor e menor custo.  Além disto, o gerador de indução trabalha com velocidades variáveis possibilitando obter um maior aproveitamento nas oscilações da velocidade do vento (ROCHA, 2018).

A Figura 7 apresenta o gerador de indução duplamente alimentado conectado ao eixo da caixa multiplicadora de velocidade, com o circuito do estator conectado diretamente a rede elétrica e um conversor de potência ligado entre o rotor do gerador e a rede elétrica.

Figura 7 – Turbina eólica com gerador de indução duplamente alimentado

8.7. Arranjo da usina eólica

O arranjo de uma usina eólica se torna necessária sua observância, pois quando os aerogeradores se encontram muito próximos uns dos outros podem em seu conjunto apresentar diminuição de rendimento na produção de energia elétrica, porquanto haverá aumento de turbulências ocasionadas pelo efeito esteira (PINTO, 2013; SILVA, 2014).

O efeito esteira acontece no momento em que o vento percorre por uma turbina e segue para a outra situada atrás, com uma velocidade bastante reduzida e quando isso ocorre, essa alteração brusca, na velocidade do vento, ocasiona a turbulência, afetando na energia produzida pela usina eólica (SILVA, 2014).

Para minimizar esse efeito, normalmente é realizada uma estimativa para o distanciamento entre as turbinas eólicas de três a cinco vezes o diâmetro do rotor (3-5D), lateralmente, e de cinco a sete vezes o diâmetro do rotor (5-7D) verticalmente, entre estes, valores mínimo de 3D x 5D (FERREIRA E DÂMASO, 2016), Figura 8.

Figura 8 – Arranjo de uma usina eólica, distância lateral e vertical.

De acordo com Pinto, 2013, esses valores podem divergir para mais ou para menos, no entanto, valores que tendem a serem superiores a esses apresentam maior rendimento e eficiência, pois são menos afetados pelas turbulências e para uma área mínima de um parque eólico considerando 3D x 5D pode ser calculada da seguinte maneira:

\(A = 22{,}5 \cdot D^2 \cdot (n + 2) \)                           \( (m^2)\)                                \((9)\)

Onde:

D  = Diâmetro do rotor da turbina eólica;

n  = numero de aerogeradores do parque eólico.

8.8. Produção de energia eólica

A quantidade de energia que uma turbina eólica pode produzir é avaliada pela taxa percentual chamada de fator de capacidade. O fator de capacidade pode ser calculado através da relação entre a energia elétrica gerada e a capacidade de produção de um aerogerador. A energia anual gerada (EAG) é dada por:

\(\text{EAG} = \sum f(v) \cdot P(v) \cdot 365 \text{ dias} \cdot 24 \text{ horas} \)                      (KWh)                          (10)

Onde:

f(v)  = Percentual de ocorrência da velocidade do vento;

P(v)  = Potência produzida pelo aerogerador na velocidade do vento (W);

E o seu fator de capacidade de um aerogerador é dado por:

\(FC = \frac{\text{EAG}}{P_{\text{nominal}} \cdot 365 \text{ dias} \cdot 24 \text{ horas}} \)                                            (11)

Onde:

P_nominal  = Potência nominal da turbina eólica (W).

9. METODOLOGIA

9.1. Coleta de Informações

Este trabalho de conclusão de curso teve como fundamento a coleta de dados, para o dimensionamento de uma usina eólica, por meio de uma aplicação web chamado validador de dados georreferenciados da ANEEL, disponível em endereço eletrônico digital, para visualizações e pesquisas, por meio de mapas geográficos do setor elétrico.

Inclusive se fez uso do atlas eólico e solar do Estado, disponível em endereço eletrônico digital, elaborado com um de seus objetivos de fornecer dados referentes aos níveis de vento e diversos mapas, onde foi possível coletar elementos geográficos importantes referentes ao município de Poção.

Para coleta dos dados referente à velocidade média do vento por meio das coordenadas geográficas de cada aerogerador, utilizou-se o programa do Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito (CRESESB).

 As informações, também, foram reunidas a partir de trabalhos acadêmicos, teses, artigos e livros, por meio de sites de busca de materiais acadêmicos (Google acadêmico e Scielo), site de órgão do governo (ANEEL) e repositórios digitais.

9.2. Etapas do dimensionamento do parque eólico

Para o dimensionamento do parque eólico foram seguidos os seguintes passos, conforme Figura 9:

Figura 9 – Fluxograma do processo de dimensionamento da usina eólica.

9.3. Análise das Informações

A análise das informações sucedeu em seis etapas. Na primeira etapa foi realizada a definição do local de interesse para implantação de uma usina eólica, assim como foi realizado um esboço de uma planta apresentando a distribuição das turbinas eólicas no parque.

Foram verificadas as características relacionadas ao nível de rugosidade e cobertura do terreno para a identificação do tipo de obstáculos que podem influenciar na velocidade do vento. Com estas informações foram sobrepostos às localizações das turbinas eólicas com os mapas disponíveis no atlas eólico e solar do Estado de Pernambuco para verificação da potência média dos ventos e do potencial eólico disponível nessa localidade.

Na segunda etapa, para analise dos períodos de baixa e alta produtividade desenvolvida pelos aerogeradores, foi realizada uma estimativa da velocidade média do vento.  Esta estimativa foi realizada por meio de pesquisa de uma determinada velocidade média do vento e de uma altura a serem consideradas de referência, e a partir desses dados de referência foi possível estimar os valores das velocidades a altura do rotor desejada.

Em seguida, montou-se uma tabela contendo os valores das velocidades médias encontradas na altura do rotor e com isso foi possível obter as potências disponíveis na área de varredura das pás.

Na terceira etapa, foram estimadas as potências disponíveis pelo vento considerando um coeficiente de potência para a elaboração de uma tabela com as potências máxima que cada turbina eólica poderia extrair do vento.

Na quarta etapa, foi definido o modelo de gerador que se constituiu o mais adequado para ser utilizado nas turbinas eólicas do município de Poção, analisando suas vantagens e desvantagens como estimando um valor de rendimento para o cálculo da potência de saída dos aerogeradores.

Na quinta etapa, foi avaliado o arranjo das turbinas eólicas, garantindo que os aerogeradores estivessem espaçados um dos outros em uma distancia mínima que garanta menores perdas provenientes do efeito esteira, e maior rendimento na produção de energia e eficiência do conjunto de aerogeradores.

Na sexta etapa, foi realizada uma avaliação da produção anual de energia, estimando valores para o fator de capacidade, potência nominal e considerando uma determinada disponibilidade técnica dos aerogeradores. A compilação dos dados e criação das tabelas foi feita por meio do Microsoft Office Excel 2010.

10. RESULTADOS E DISCUSSÃO

10.1. Dimensionamento do parque eólico

Foram realizadas as etapas de dimensionamento, conforme Figura 9.

10.1.1. Definição da localização e esbouço elétrico do parque eólico

Nesta sessão foi definida a localização dos aerogeradores por meio do validador de dados georreferenciados da ANEEL e inseridos no Google Earth, assim como foi realizado um esboço feito à mão de uma planta apresentando a distribuição do parque eólico contendo 15 aerogeradores organizados em três circuitos elétricos com 5 aerogeradores em cada circuito, Figura 10.

Figura 10- Mapa com a localização dos aerogeradores e esboço da distribuição do parque eólico em circuito elétrico.

A Tabela 2 apresenta as coordenadas geográficas dos aerogeradores, assim como, o diâmetro do rotor e da torre até a altitude máxima alcançada pelas pás, informações adquiridas por meio do validador de dados georreferenciados da ANEEL.

Tabela 2 – Dados pré-definidos da usina eólica do município de Poção-PE.

Fonte: Autor (2020).

10.1.2. Identificação de cobertura e uso do solo e sua rugosidade

Após a identificação do local de instalação do complexo eólico, foram adquiridos os valores de densidade do ar e dos possíveis obstáculos e ocupações que podiam existir na região por meio dos mapas do atlas eólico, Figura 11 e 12.

Figura 11 – Mapa de densidade do ar e de cobertura e uso do solo

Figura 12 – Mapas modelo digital de rugosidade do solo.

10.1.3. Resultados do cálculo da velocidade média do Vento

Na Tabela 3 encontram-se os resultados alcançados dos cálculos da velocidade média do vento a 160 metros de altura, tomando como altura e velocidades de referência,  no programa do Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito, respectivamente.

Além disso, foram adquiridos as velocidades médias anuais e os resultados de uniformidade dos dados, por meio do desvio padrão.

Tabela 3 – Dados da velocidade média do vento a 160 metros de altura

Fonte: Autor (2020).

10.1.4. Estimativa da potência máxima disponível e extraída

Com os valores das velocidades médias do vento, densidade do ar e área de varredura da pá foram obtidas as potências máximas disponíveis do vento, Tabela 4.

Tabela 4 - Potência disponível na área de varredura das pás de cada aerogerador.

Fonte: Autor (2020).

Foram alcançados os resultados das potências extraídas pelos aerogeradores considerando os dados da tabela anterior e um coeficiente de potência (Cp) de 0,5 para cada turbina eólica, Tabela 5.

Tabela 5 - Potência extraída do vento por cada aerogerador.

Fonte: Autor (2020).

10.1.5. Escolha do Gerador

Na escolha do gerador resultou-se em considera como maiores vantagens a possibilidade de máxima extração da potência do vento, velocidade variável e o que se apresenta de baixo custo, sendo assim os geradores de indução duplamente alimentados (DFIG) se encaixam muito bem nesta condição.

Para efeito de estimativa foi considerado o rendimento do gerador (ηg) de 0,95 com um coeficiente de potência da turbina (Cp) de 0,5 e um rendimento da caixa multiplicadora de velocidade (ηm) de 0,97.

10.1.6. Cálculo da potência de saída do aerogerador

Considerando os dados anteriormente definidos, foi plausível obter resultados da potência elétrica gerada na saída de cada aerogerador, Tabela 6.

Tabela 6 - Potência de saída de cada aerogerador.

Fonte: Autor (2020).

10.1.7. Efeito Esteira

Os resultados obtidos para laterais e verticais entre os aerogeradores obteve um espaçamento em aproximadamente 3Dx12D com uma área mínima do empreendimento de aproximadamente 460 hectares.

10.1.8. Estimativa de Produção de energia anual

Com uma potência instalada de 30 MW, possuindo 15 aerogeradores mensurados a uma potência nominal (Pn) de 2.000 kW, cada um, e um fator de capacidade médio estimado de 40%, considerando uma disponibilidade da turbina (Dt) de 90%, o resultado corresponderá no valor de produção de energia conforme Tabela 7.

Tabela 7 – Energia elétrica gerada e sua capacidade de produção

Fonte: Autor (2020).

10.2. Discussões

O Atlas do Potencial Eólico Brasileiro apresenta que regiões com ventos médios anuais superiores a 7m/s são consideradas potencialmente aproveitáveis. Com isso, os dados obtidos fornecem uma boa estimativa do potencial eólico para instalação de uma usina eólica no município de Porção PE, apresentando ventos com velocidades dentro do limite esperado, localidade com baixa rugosidade favorecendo a diminuição de turbulência garantindo eficiência e capacidade de produção de energia.

Dessa forma, verificou-se nos meses de março a maio ventos com velocidades médias um pouco baixas em relação aos demais meses do ano, o décimo terceiro aerogerador apresentou uma velocidade do vento um pouco abaixo do que é considerável tecnicamente aproveitável para produção de energia.   No entanto, períodos de menor intensidade do vento (como esses), podem ser utilizados para paradas programas de manutenção.

Nos meses de setembro a novembro, o primeiro ao décimo primeiro aerogerador apresenta uma média de velocidade acima dos 9 m/s proporcionando um período trimestral de maior produção de energia no ano, por isso a importância de disponibilidade do aerogerador neste período, pois uma inatividade causará rendimento anual de energia bastante reduzido, conforme Tabela 3.

Contudo, não se exclui a importância e necessidade da obtenção da coleta de informações em loco por meio de instrumentos de medição, para aquisição das leituras de velocidade do vento em intervalos de dez minutos ou de uma hora num período mínimo de um ano.  Isso traz maior rigor e precisão no projeto, pois as informações coletadas no trabalho foram apenas por meio de mapas geográficos, imagens de satélite e meios digitais.

O gerador escolhido apresentaria bons resultados de custo versus benefício, entretanto não impossibilitaria a aplicação de outro modelo de gerador, pois isso dependeria de uma análise de valor de mercado e de especificações técnicas, como também nas vantagens e desvantagens disponibilizadas e ofertadas pelos fabricantes.  Para Rocha (2018), o DFIG possui uma alta eficiência, sendo a configuração mais utilizada em sistemas de geração eólica.

O uso da relação de no mínimo 3Dx5D para diminuição do efeito esteira é geralmente utilizado, todavia existem softwares que realizam modelos de esteiras de turbinas para otimizar o desempenho dos aerogeradores na produção de energia.

Os valores de fator de capacidade médio e de produção de energia anual, mensurados para a usina eólica em Poção-PE, podem ser confrontados a outros empreendimentos eólicos para verificar a viabilização do projeto.

O Parque Eólico Renascença V, situado no Estado do Rio Grande do Norte, em uma área de 404 hectares possui um total de 30 MW em sua potência instalada, contendo 15 turbinas eólicas.  Segundo resultados de boletins disponibilizados pelo Operador Nacional de Sistema Elétrico (ONS), os fatores de capacidade médios do conjunto eólico renascença V apresentados nos anos de 2018 e 2019, foram de aproximadamente 52,35 e 48,78%.

Em comparação a esses dados coletados do empreendimento eólico Renascença V, o parque eólico em Poção apresentou estimativas que viabilizam seu dimensionamento e instalação. 

Apesar dos valores se apresentarem favoráveis, para a estimativa de produção de energia é importante o acompanhamento contínuo de aspectos, como a velocidade do vento, pois suas variações significativas ao longo do ano podem acarretar baixa produção, tal qual a eficiência de cada componente do aerogerador.

11. CONCLUSÕES

Este trabalho possibilitou compreender algumas das etapas de dimensionamento de uma usina eólica, bem como a importância de avaliar o potencial eólico de uma região, observando os valores de velocidade do vento e suas variações ao longo do ano, assim como as diferentes irregularidades que as superfícies do solo influenciam no comportamento do vento, obtendo as potências extraídas pelos aerogeradores e a produção de energia disponível anualmente pelo parque.

Para a definição da localidade de instalação do parque eólico foram obtidas as coordenadas geográficas das turbinas eólicas, em seguida foram adquiridos os parâmetros que influenciam no perfil do vento, os quais apresentaram pequenos comprimentos de rugosidade.

Para cada aerogerador, as velocidades médias do vento apresentaram valores que, na maior parte do regime do vento indicaram ser favoráveis e potencialmente aproveitáveis, apenas em um período trimestral, o vento se mostrou com velocidades um pouco baixas, porém na média anual se manteve acima dos oito metros por segundo.

As potências extraídas do vento resultaram das avaliações feitas nas potências disponíveis na área de varredura das pás e considerando um coeficiente de potência máximo de 0,5, indicando que os rotores dos aerogeradores do município de Poção só ponderam extrair metade da potência disponível pelo vento.

O gerador DFIG foi escolhido como o de melhor custo versus benefício, comparado ao GI e o GIGE, mas a aplicação de um dos modelos que não foi selecionado não deve ser descartada, pois dependeria dos benefícios apresentados pelos fabricantes no ano vigente de compra.

A estimativa de diminuição do efeito esteira resultou num espaçamento entre as turbinas eólicas de aproximadamente três vezes o diâmetro do rotor na lateral e de doze vezes o diâmetro do rotor na vertical (3Dx12D) com uma área do parque de aproximadamente um pouco mais de 460 hectares, e isso indica um bom espaçamento considerando que os valores mínimos a serem adotados são de 3Dx5D.

O dimensionamento do parque eólico de Poção apresentou dados que indicam viabilidade, quando comparados a outro empreendimento de mesma capacidade instalada, mas não exclui a necessidade do acompanhamento do regime do vento e coleta de dados no próprio local de estudo, obtendo maior exatidão e precisão.

Desta forma, pode-se concluir que a análise de algumas das etapas do dimensionamento do parque eólico do município de Poção-PE se apresentou satisfatório, porém não completo levando em consideração que ainda existam assuntos que poderiam ser abordados, mas que tornaria esse trabalho extenso.  Contudo, os argumentos apresentados possui relevância, como base para elaboração de trabalhos futuros nessa área de pesquisa.

11.1. SUGESTÕES DE TRABALHOS FUTUROS

Para dar continuação ao tema estudado no trabalho de conclusão de curso, são enumeradas propostas de trabalhos futuros:

1. Realizar coletas na região, de pelo menos um ano da velocidade do vento, em intervalo de uma hora para elaboração de um histograma para estudos de viabilidade eólica.

2. Analisar as influências na eficiência do aerogerador para diferentes tipos de controles aerodinâmicos.

3. Realizar o dimensionamento de uma subestação do parque eólico.

4. Analisar os impactos ambientais ocasionados pela instalação da usina eólica na região de Poção-PE.

12. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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