Parte 1 - Adinelsa

ENERGIA EÓLICA
Profa Eliane Aparecida Faria Amaral Fadigas
Escola Politécnica
– Universidade
de São Paulo
Fundamentos
e viabilidade
técnica e
econômica
Parte 1
SUMÁRIO
1.1
1.2
1.3
1.4
2.0
2.1
2.2
2.2.1
2.2.2
2.2.3
2.2.4
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.4
2.4.1
2.4.2
2.5
Introdução
Evolução comercial das turbinas eólicas
Estado da arte e o futuro da energia eólica no Mundo
Histórico e evolução da energia eólica no Brasil
O recurso eólico
Potência contida no vento
O vento e suas características
Modelos de circulação do vento
Parâmetros que influenciam no perfil do vento
Variações temporais da velocidade do vento
Variações na direção do vento
Características do vento e estimativa do potencial eólico
Método direto de análise dos dados
Classes de velocidade
Análise estatística dos dados
Instrumentos e procedimentos de medida
Equipamentos de medição
Normas para instalação, coleta e tratamento dos dados
Métodos de análise do potencial eólico
2
3
4
6
8
12
12
15
15
17
20
21
22
23
24
26
29
30
33
34
1.1 INTRODUÇÃO
A energia eólica é vista hoje, como uma fonte de geração de eletricidade com perspectivas de
gerar quantidades substanciais de energia sem os impactos ambientais provocados por grande
parte das fontes convencionais. Sua escala de desenvolvimento dependerá mais dos cuidados que
se deve tomar ao escolher a turbina ideal e o local mais apropriado para implantação da mesma.
A energia eólica já vem sendo utilizada há milhares de anos para moagem de grãos,
bombeamento d’água e outras aplicações mecânicas. Atualmente, existem milhares de turbinas
eólicas em operação ao redor do mundo, não apenas para gerar energia mecânica com também
eletricidade. Para esta última aplicação, as turbinas são descritas normalmente como sistemas de
conversão de energia eólica ou aerogeradores.
Pesquisas voltadas à geração de eletricidade através do aproveitamento dos ventos vêm sendo
realizadas desde o século XIX (com vários graus de sucesso). Existe hoje, uma extensa gama de
turbinas comerciais, disponíveis, fabricadas por aproximadamente 30 empresas instaladas ao redor
do mundo.
O custo de uma turbina eólica vem decrescendo desde 1980. A tecnologia continua sendo
aperfeiçoada com o objetivo de baratear os custos e tornar-se mais segura. Assim sendo, esperase que em poucos anos, este tipo de geração se torne competitiva com as tecnologias
convencionais.
O funcionamento de uma turbina eólica envolve vários campos do conhecimento, incluindo
meteorologia, aerodinâmica, eletricidade, controle, bem como a engenharia civil, mecânica e
estrutural.
A busca por fontes alternativas de energia tem levado vários países a investirem na transformação
e complementação de seus parques energéticos. As questões ambientais, principalmente no que
se refere aos impactos causados pelas formas tradicionais de geração, têm levado, também, a
uma procura por fontes renováveis de energia.
O consumo de energia elétrica nos últimos anos tem crescido nas áreas industriais, comerciais e
residenciais. Esse crescimento tem levado os governos de todo o mundo a traçarem uma
estratégia de fornecimento de energia a curto e longo prazo. As preocupações com o aumento do
consumo e as questões ambientais têm justificado um planejamento mais rigoroso quanto às
novas formas de fornecimento de energia. É nesse contexto que a importância das fontes
renováveis tem crescido de modo global. O uso de fontes alternativas não se limita mais a
comunidades isoladas, ou seja, aquelas afastadas da rede elétrica convencional (até então um
importante nicho de aplicação). Aplicações efetivas de fontes alternativas de energia, como a
energia solar fotovoltaica, energia de biomassa, pequenas centrais hidrelétricas, energia eólica,
entre outras, têm sido dirigidas também para aplicações que visam a complementação energética
da rede convencional. Neste caso, a energia eólica se mostra como uma excelente opção. Vários
países da Europa e EUA têm investido amplamente na instalação de um número cada vez maior
de parques eólicos para fornecimento de energia elétrica. Com potências cada vez maiores, e
novas tecnologias aplicadas no desempenho e na confiabilidade do sistema, as turbinas eólicas
têm conquistado importantes espaços na matriz energética mundial.
A energia eólica vive um crescimento de mercado onde se nota queda nos preços dos
aerogeradores nas últimas décadas. Não se trata apenas de questões de custo. Nesse mesmo
período de queda de preços, a tecnologia aplicada à energia eólica melhorou muito suas
características operacionais tornando-a ainda mais competitiva com as outras fontes de geração
de energia. O curto espaço de tempo necessário para sua instalação e operação imediata, o custo
“zero” do seu combustível, o baixo custo de manutenção, entre outros motivos, são fatores pelos
quais a energia eólica tem consolidado seu espaço entre as demais fontes de energia.
3
1.2 A evolução comercial de turbinas eólicas de grande porte
O comércio das turbinas eólicas no mundo se desenvolveu rapidamente em tecnologia e tamanhos
durante os últimos 15 anos. A figura 1.1 mostra o impressionante desenvolvimento do tamanho e
da potência de turbinas eólicas desde 1985. A grande variedade de tipos e modelos disponíveis no
mercado ainda não parou de crescer. Atualmente, a grande maioria das turbinas comerciais da
classe de MW está instalada na Alemanha, fato esse que mostra a importância do mercado alemão
no desenvolvimento técnico mundial. Em termos gerais, os aerogeradores ainda não alcançaram
seus limites de tamanho tanto onshore quanto offshore.
Figura 1.1 - Evolução no tamanho dos aerogeradores
Em termos comerciais, a Alemanha transformou sua indústria que, em alguns momentos, foi
considerada obsoleta, no mais importante parque industrial de turbinas eólicas. Essa indústria, em
um primeiro momento subsidiada pelo governo, aprimorou-se na busca de novos mercados
investindo em tecnologias de novos modelos. Com um mercado crescente e promissor, a indústria
eólica passou a investir na viabilidade técnica e comercial de novos modelos de turbina operando
com potência na faixa de 2,5MW. Sem dúvida, a intervenção do estado com leis de subsídios foi
fundamental para o crescimento do mercado [7]
No Estados Unidos o grande passo foi a viabilização política-institucional possibilitadas pelas leis
americanas. A lei que regulamenta a geração de eletricidade pela iniciativa privada, denominada
PURPA (Public Utilily Regulatory Purchase Act), além de instituir a compra de energia pelas
companhias de eletricidade, beneficia os investimentos em máquinas eólicas de geração com
incentivos fiscais. Na Alemanha, programas institucionais destinados ao fomento do mercado
eólico interno tiveram início no final da década de 80, com o Programa Experimental de 250 MW e,
mais tarde, no início da década de 90, com a Lei de Alimentação de Eletricidade. Essa lei vigorou
por toda a década de 90 garantindo a expansão da indústria alemã tanto para o mercado interno
quanto para o mercado externo.
O crescimento da indústria eólica na Europa e nos estados Unidos possibilitou investimentos
privados direcionados a modelos cada vez maiores para o mercado onshore e também para o
incipiente e promissor mercado offshore. Diversos países, entre eles a Dinamarca, Suécia, Reino
Unido e Estados Unidos, empenharam-se, entre os anos de 1977 e 1986, em estudos de
viabilidade técnico-econômica para aplicações de grande escala offshore. Todos os grandes
projetos serviram de importante referência nos Estudos realizados pela Agência Internacional de
Energia (AIE) através do seu programa de energia eólica. O estudo apresentado pelo AIE mostrou
comparações nos tipos de instalações das turbinas, variação no diâmetro do rotor entre 70 e 100
metros além da faixa de potência que deveria estar entre 3 e 6 MW. De uma maneira geral, o
4
estudo feito pelo AIE mostrou-se muito otimista quanto à utilização em larga escala de turbinas
eólicas e também quanto aos impactos do custo da geração.
A primeira fazenda eólica offshore a operar comercialmente foi a fazenda eólica de Vindeby,
projetada pela concessionária dinamarquesa ELKRAFT , usando onze turbinas BONUS de 450
kW. As turbinas foram instaladas entre 1,5 a 3 km da costa em águas rasas (2,5 a 5 metros de
profundidade). Cada turbina utilizou uma larga fundação de base cônica pesando
aproximadamente 1000 t no total. Cerca da metade do peso da fundação era formado por cascalho
e areia do fundo do mar, melhorando fundamentalmente sua sustentação.
A tabela 1.1mostra a quantidade de fazendas eólicas offshore instaladas e em operação. Várias
empresas já desenvolvem modelos específicos para operação offshore. Já existem modelos de
turbinas operando na faixa de 1,5MW. Espera-se que em poucos anos modelos de 2-2,5 MW
estejam disponíveis para o mercado offshore. Empresas como Bônus, Tacke, Vestas e Neg-Micon
já desenvolveram protótipos de 2 MW, variantes de seus modelos de mais alta potência. A
empresa Enercon, cuja versão de 1,8 MW do modelo E-66 está disponível no mercado desde início
de 1999, já anunciou o desenvolvimento do modelo E-112 de 4,5 MW com torres de 130 m e rotor
de 112 m para aplicações offshore [9]
Tabela 1.1 Fazendas eólicas offshore
Localização
Nogersund (Suécia)
Vindby (Dinamarca)
Lely, Ijsselmeer (Países Baixos)
Tuno Knob (Dinamarca)
Dronten, Ijsselmeer (Países Baixos)
Bockstigen, Valar, Báltico (Suécia)
Blyth (Reino Unido)
Middelgrunden (Dinamarca)
Utgrunden (Suécia)
Yttre Stengrund (Suécia)
Horns Rev (Dinamarca)
Samso (Dinamarca)
Frederikshavn I+II (Dinamarca)
Início de
Operação
1990
1991
1994
1995
1996
1998
2000
2000
2000
2001
2002
2003
2003
Potência
Instalada (MW)
1× 0,22=0,22
11× 0,45=4,95
4× 0,50=2,00
10× 0,50=5,00
28× 0,60=16,80
5× 0,50=2,50
2× 2,00=4,00
20× 2,00=40,00
7× 1,425=10,00
5× 2,00=10,00
80× 2,00=160,00
10× 2,30=23,00
1× 3,00=3,00
Fabricante
Wind World
Bonus
NedWind
Vestas
Nordtank
Wind World
Vestas
Bonus
Enron Wind
NEG Micon
Vestas
Bonus
Vestas
Fonte: Tolmasquim, 2004
Os custos de unidades offshore ainda são elevados se comparados às instalações convencionais
onshore. Novos estudos estão sendo feitos no sentido de baratear os custos das fundações e
cabeamento para ligação à rede. Novas pesquisas no sentido de melhorar a tecnologia.
Barateando seus custos, para aplicações offshore têm sido incentivados pelo perfil do vento no
mar, que nos resultados das experiências de Vindby e Tuno Knob, mostraram ganhos
surpreendentes. Os resultados obtidos nos primeiros anos de operação mostraram uma produção
energética entre 20 e 30% maior do que a prevista pelos métodos tradicionais de modelamento e
análise do perfil de vento para geração eólica. O mar, sem dúvida, é a nova fronteira para o
desenvolvimento da energia eólica. Mesmo com poucos projetos instalados, a pesquisa e
desenvolvimento de novas tecnologias para essa nova concepção de fazendas eólicas
proporcionarão a viabilização de novos projetos.
5
1.3 Estado da arte e o futuro da energia eólica no Mundo
Diversos países têm dado suporte ao desenvolvimento da tecnologia eólica com incentivos
governamentais como reconhecimento às vantagens ambientais. Subsídios estaduais objetivam
estimular o mercado, reduzir os custos e compensar as desvantagens do uso dos combustíveis
convencionais. Uma larga faixa de mecanismos de estimulação do mercado tem sido aplicada em
diferentes países. O apoio a iniciativas em pesquisa e desenvolvimento e acesso favorável das
centrais eólicas à rede elétrica são ingredientes importantes para o contínuo sucesso dessa
tecnologia.
Com o rápido crescimento do mercado eólico na Europa e nos Estados Unidos, o desenvolvimento
tecnológico gerou a necessidade de novos modelos de turbinas eólicas mais potentes
principalmente para a manutenção dos espaços comerciais até então fortemente concorridos por
diversas indústrias dinamarquesas e alemãs. A evolução das turbinas durante a década de 90 deu
grandes saltos tecnológicos com modelos de 20 m de diâmetro com 100 kW largamente utilizados
no início da década de 90 até turbinas com 60 a 80 m de diâmetro de 4,5 MW de potência já
comercializados no início do séc XXI.
Conforme boletim publicado pela Associação Mundial da Energia Eólica- WWEA, a geração
através de turbinas eólicas é a que tem mais crescido no mundo. Entre 1997 e 2004, a capacidade
mundial instalada aumentou 600 % passando de 7.470 MW em 1997 para 47.616 MW em 2004 A
figura1.2 apresenta a evolução anual na capacidade anual instalada em turbinas eólicas.
A figura 1.3 mostra a distribuição da capacidade instalada por região com destaque para o
continente europeu que possui 72,7% da capacidade instalada. A Alemanha é a líder no mercado
Energia Eólica - Capacidade Mundial Instalada (MW)
50.000
47.616
45.000
39.295
40.000
31.167
35.000
30.000
23.340
25.000
18.041
20.000
15.000
10.000
13.692
7.470
9.659
5.000
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Figura 1.2 Energia Eólica – Capacidade Mundial Instalada (MW) (WWEA)
Energia eólica - Capacidade Instalada por
Continente 2004 (total: 47,6 GW)
Asia
10%
Austrália
Pacífico
1%
África
1%
America
15%
Europa
73%
Figura
1.3
(WWEA)
Energia Eólica – Capacidade Instalada por continente – (Total 47,6 GW)
6
A tabela 1.2. mostra a distribuição da capacidade instalada nos diversos países.
Tabela 1.2 – Distribuição da capacidade instalada em diversos países : 2004
País
Capacidade adicional
em 2004 (MW)
Taxa de crescimento
em 2004 (%)
Alemanha
Espanha
USA
Dinamarca
Índia
Itália
Holanda
Japão
Inglaterra
China
Áustria
Portugal
Grécia
Canadá
Suécia
França
Austrália
Irlanda
Egito
Noruega
Nova Zelândia
Bélgica
Finlândia
Costa Rica
Ucrânia
Korea
Polônia
Marroco
Luxemburgo
Argentina
Latvia
Brasil
.
.
.
2.019,7
2.061,0
370,0
7,0
875,0
221,0
170,0
390,2
240,0
197,0
191,0
223,0
124,0
122,0
43,0
138,0
181,8
152,9
120,0
176,0
131,6
27,0
29,5
0,0
12,2
48,3
6,0
0,0
13,0
0,9
2,0
0,0
13,8
33,2
5,8
0,2
41,5
24,4
18,7
77,1
37,0
46,0
197,9
74,6
34,0
37,9
10,8
55,6
92,2
82,2
66,7
176,0
362,5
39,7
57,8
0,0
21,6
209,3
10,5
0,0
59,1
3,5
8,3
0,0
Capacidade total
instalada ao final de
2004 (MW)
16.628,8
8.263,0
6.740,0
3.117,0
2.985,0
1.125,0
1.078,0
896,2
888,0
606,0
415,0
522,0
489,0
444,0
442,0
386,0
379,0
338,9
300,0
276,0
167,9
95,0
80,5
79,0
68,6
68,4
63,0
53,9
35,0
26,6
26,0
23,8
8.321
21,2
47.616,4
Mundo
Fonte: WWEA
7
1.4 Histórico e evolução da energia eólica no Brasil
A energia eólica, no Brasil, tem sido usada, já há muito tempo, de forma isolada e em pequenas
escalas. O uso da energia eólica destinava-se, principalmente, para sistemas de bombeamento de
água usando cata-ventos. Os avanços tecnológicos dos últimos anos possibilitaram uma maior
penetração das turbinas eólicas para geração de energia elétrica. Mesmo que ainda incipiente no
Brasil, a tecnologia eólica de pequeno porte, para geração elétrica doméstica, tem crescido
principalmente nas comunidades isoladas que ainda não são atendidas pela rede elétrica
convencional.
O Brasil, mesmo com seu grande potencial hidrelétrico, não deixou de acompanhar a tendência
mundial para o uso da energia eólica. Existem atualmente vários projetos pilotos em
funcionamento e também com plantas comerciais conectadas à rede elétrica convencional.
Durante a década de 90 várias entidades nacionais firmaram acordos de cooperação com
entidades estrangeiras para o desenvolvimento de fontes alternativas no Brasil. Os primeiros
projetos em energia solar e eólica foram implantados tanto nos estados nordestinos como também
nos estados da região norte onde a carência de abastecimento elétrico é um das mais acentuadas
e graves no Brasil. Por apresentar várias comunidades carentes, isoladas e sem o fornecimento
das fontes convencionais de energia, vários projetos foram ali implementados com instalações de
sistemas fotovoltaicos e eólicos para geração descentralizada de energia elétrica.
Hoje no Brasil existem diversos grupos envolvidos com energia eólica, sua tecnologia e aplicações
além da quantificação e qualificação de importantes áreas onde esta energia tem se mostrado
abundante. Os primeiros estudos voltados para o desenvolvimento da tecnologia datam de 1976,
nos laboratórios do Centro Técnico Aerospacial (CTA). Inicialmente, foram desenvolvidos vários
protótipos de aerogeradores de pequena potência (1 a 2 kW) o que incentivou uma das primeiras
avaliações do potencial eólico para a geração de energia elétrica no Nordeste. O projeto tomou
uma grande proporção quando o Centro Aéreo Espacial da Alemanha (DFVLR) firmou parcerias
com o CTA para execução do projeto DEBRA que consistiria em um aerogerador de 100 kW com
rotor de 25 m de diâmetro. Coube ao CTA a montagem das pás que, em 1983, estavam prontas e
embarcadas para a Alemanha.
Entre as aplicações da energia eólica, certamente aquelas voltadas para o meio rural ganham um
importante destaque para a utilização no Brasil. Várias características do país justificam a
utilização da energia em pequena escala:
- as dimensões continentais do país fazem com que as distâncias sejam grandes,
encarecendo as linhas de transmissão e, conseqüentemente tornando inviável, em curto
prazo, a eletrificação de todas as áreas rurais.
- as grandes dimensões tornam antieconômica a geração de eletricidade utilizando
derivados de petróleo nas comunidades isoladas, devido as dificuldades e ao custo
elevado do transporte de combustível.
- a necessidade de buscar energéticos alternativos para substituição dos combustíveis
fósseis, que apresentam custos crescentes, face à dificuldade de exploração e às
restrições ambientais (poluição do ar, danos à saúde,etc).
- a existência de extensas áreas cultivadas que exigem irrigação, bem como a existência de
extensas áreas que, com irrigação, são potencialmente promissoras.
- As velocidades médias dos ventos em alguns locais, caracterizadas por valores
relativamente baixos, não apresentam maiores problemas nas aplicações de baixas
potências encontradas no meio rural.
- As razões de cunho social são numerosas, quando se trata de levar certo conforto e
informação à área rural, de forma a propiciar a fixação do homem no campo.
Muitas entidades em todo o Brasil, fabricantes, universidades, organizações não governamentais,
órgãos federais, entre outros, tornaram suas ações mais expressivas principalmente na segunda
metade da década de 90 quando os principais projetos de grande porte em fontes alternativas
passaram a ser implementados no país. O novo cenário de privatizações do setor elétrico provocou
8
a formação de novos paradigmas para o desenvolvimento das fontes alternativas de energia no
Brasil. Mas no que nunca, a necessidade de se conhecer a potencialidade dos recursos
renováveis, em especial a energia eólica, tornou-se de fundamental importância para o futuro de
novas formas de geração de energia elétrica de baixo impacto ambiental e de rápida
implementação. Aspectos técnicos, políticos e econômicos têm sido cada vez mais debatidos em
vários encontros com o objetivo de se conseguirem novos meios para a efetiva participação na
matriz energética nacional.
No Brasil, os melhores potenciais para instalação de turbinas eólicas são encontrados na região
norte e nordeste. Comparada com outras fontes alternativas disponíveis para geração de energia
elétricas no norte e nordeste, a energia eólica apresenta várias vantagens que a colocam como
uma importante opção para novos investimentos em geração de energia elétrica. Várias
instituições já se empenharam no mapeamento eólico em ambas as regiões, principalmente na
costa, onde se observam fortes e constantes ventos, praticamente durante o ano todo
(principalmente na costa norte da região nordeste). Estudos feitos pela Companhia Hidrelétrica do
São Francisco, (CHESF), e pela Companhia Elétrica do Ceará (COELCE), mostram que a costa
nordestina entre o Rio Grande do Norte e o Cera apresentam um recurso eólico estimado de 12
000 MW (Dutra, 20).
A região nordeste é uma das pioneiras na instalação de energia eólica devido ao seu potencial de
ventos favoráveis para aproveitamento na geração de energia elétrica. Como pode ser visto na
tabela 1.3 , a grande maioria dos projetos implantados no Brasil se encontra na região nordeste.
Os programas de implantação experimental de energia eólica no Brasil somam hoje um total de
aproximadamente 2,6 MW (incluindo a turbina de 300 kW instalado no Centro Brasileiro de Energia
Eólica – CBEE operando em pesquisas e testes) . Os projetos implementados pela iniciativa
privada somam um total de 28,625 MW distribuídos conforme mostra a tabela 1.3
Os valores apresentados para as instalações em operação hoje no Brasil ainda se mostram
modestos frente às metas estipuladas para 2005 pelo foro permanente, na Declaração de Belo
Horizonte. Mesmo pequenas, as instalações já em operação mostram uma importante iniciativa
tanto das concessionárias brasileiras responsáveis pelos projetos experimentais como das
empresas autoprodutoras de energia que, dentro do novo cenário do setor elétrico, investiram no
desenvolvimento do aproveitamento eólico para geração de energia elétrica.
9
Tabela .1.3 Usinas Eólicas em operação no Brasil (2003)
Fonte: Site da Aneel
No Brasil, estudos feitos por BITTENCOURT, 1999 mostram que existe a possibilidade de
complementaridade da oferta de energia elétrica de fonte hídrica através da energia eólica. A
tendência de estabilização sazonal na oferta de energia utilizando a energia eólica como
complemento foi comprovada ao se estudarem os níveis médios de vazão dos rios atendendo a
algumas usinas da região nordeste e da região sul. A complementariedade na geração de energia
tem se mostrado um tema de grande interesse, uma vez que o consumo de energia elétrica no
Brasil apresenta expectativas de crescimento de 5% ao ano. O crescimento do consumo e a busca
de novas fontes de energia, desafios presentes no setor elétrico atual, faz com que a energia
eólica seja uma opção cada vez mais presente nos novos projetos de geração e expansão.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), como instituição responsável pela regulação do
setor elétrico, tem trabalhado intensamente na criação de incentivos para a difusão da energia
eólica no Brasil. Atualmente, o grande incentivo dados às fontes alternativas de energia está na
criação do PROINFA, editado pela Lei no 10.438 de abril de 2002, que em sua primeira fase,
promove a instalação de 3300 MW de potência repartidos igualitariamente pelas fontes eólica,
hidráulica, e biomassa. Mesmo com o novo cenário de privatizações do setor elétrico, novas
formas de tarifas governamentais e reforço na rede e na transmissão de energia, ainda não existe
nenhuma lei específica para a tecnologia eólica.
A importância do potencial eólico no Brasil tem despertado o interesse de vários fabricantes e
representantes dos principais países envolvidos com a energia eólica. As perspectivas do
crescimento da energia eólica no Brasil nunca tiveram um momento tão promissor quanto o novo
cenário que se forma a partir de novas legislações no Setor Elétrico. O grande interesse das
empresas alemãs pode ser evidenciado na instalação da Wobben Wind Power, empresa
subsidiária da Enercon GbH que, inicialmente, tinha a responsabilidade da construção de pás das
turbinas eólicas dos modelos da Enercon e que hoje já possui infra-estrutura e parcerias que
viabilizaram a manufatura do modelo E-40-600 kW, com alto índice de aproveitamento de matéria
prima e mão de obra nacionais.
10
Diversas empresas estrangeiras já mostram grande interesse em estudos de viabilidade técnica
para implementação de grandes parques eólicos no Brasil. Existem cerca de 6,5 GW em projetos
eólicos autorizados pela ANEEL. Empresas como a Wobben Wind Power Indústria e comércio
Ltda, SIIF Énergies do Brasil Ltda., Fuhrmet Energy do Brasil Ltda, Energias renováveis do Brasil,
e outras mostram seu grande interesse no aproveitamento do potencial eólico no Brasil, onde já
mantém torres de medições e estudos de infraestrutura para instalação e operação de parques
eólicos que, nesta fase, em sua grande maioria, encontram-se planejados para instalação ao longo
da costa do nordeste.
A procura de melhores condições de financiamento, juntamente com uma legislação que assegure
a compra da energia gerada, tornará possíveis novos projetos de geração eólica no Brasil. A
energia eólica se mostra como uma grande opção em novos projetos de fornecimento de energia
elétrica. Com o aumento das pressões de cunho ambiental, em novos projetos, a energia eólica
tem se mostrado uma excelente opção em vários países do mundo que já empregam essa
tecnologia no seu parque gerador.
A Lei Federal no 10.438 que instituiu o PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas
vem criar importantes dispositivos que ajudarão a alavancar projetos em fontes alternativas de
energia e, em particular a energia eólica.
Pela Lei, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A (Eletrobrás), em uma primeira fase, fica obrigada a
adquirir até 3300 MW, em contratos a serem assinados em até 24 meses a partir da publicação da
lei, de instalações de produção que tenham o início de seu fornecimento previsto até 30 de
dezembro de 2006, assegurando a compra de energia pelo prazo de 15 anos, a partir da data de
entrada em operação definida no contrato. Para fins de remuneração da energia adquirida, será
tomado o valor econômico correspondente à tecnologia específica de cada fonte, valor este a ser
definido pelo poder Executivo, mas tendo como piso 80% da tarifa média nacional de fornecimento
ao consumidor final.
Uma vez atingidos 3300 MW de potência instalada em projetos eólicos, biomassa e pequenas
centrais hidrelétricas, o programa entra em sua segunda fase onde a geração de energia utilizando
as três fontes de energia teria como meta atingir 10% do consumo anual de energia elétrica no
país, num prazo de 20 anos.
Nesta mesma lei, foi criada a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) visando o
desenvolvimento energético dos estados e a competitividade da energia produzida a partir de
fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional,
nas áreas atendidas pelos sistemas interligados e também contribuir para a universalização do
serviço de energia elétrica em todo o território nacional. Os recursos deste fundo têm como
objetivo, entre outros, cobrir a diferença entre o valor econômico correspondente à tecnologia
específica de cada fonte e o valor econômico correspondente à energia competitiva, quando a
compra e venda se fizerem com o consumidor final.
Os valores econômicos atualmente em vigor para cada uma das fontes que participam do
PROINFA são:
A figura 1.4 apresenta a localização das principais usinas eólicas no Brasil
11
Figura 1.4– Localização dos principais sistemas eólicos no Brasil [13]
2-
RECURSO EÓLICO
2.1 Potência contida no vento
A potência é definida como a razão pela qual a energia é usada ou convertida por unidade de
tempo, por exemplo, joules/seg. A unidade da potência é o watt (W) e um watt é igual a 1 joule/seg
de acordo com a unidade do Sistema Internacional (SI). A energia contida no vento é a energia
cinética, ocasionada pela movimentação de massas de ar.
A energia cinética do vento (E) é dada pela seguinte equação:
E = ½ mv2 joules
(2.1)
onde
m = massa de uma partícula de ar em kilogramas
v = a sua velocidade em m/seg.
Podemos calcular a energia cinética do vento se, primeiro, imaginarmos o ar passando através de
um anel circular (circundando uma área A em m2, Ex: 100m2) a uma velocidade v (Ex: 10m/s)
(figura 2.1). À medida que o ar vai se movendo a uma velocidade de 10m/s, um cilindro de ar com
um comprimento de 10 metros vai se formando a cada segundo. Portanto, um volume de ar de 100
× 10 = 1000 metros cúbicos passará pelo anel a cada segundo. Multiplicando este volume pela
densidade do ar (1.2256 kg/m3 ao nível do mar), obtemos a massa de ar movendo através do anel
a cada segundo. Em outras palavras:
A massa de ar que se move através de uma determinada área na unidade de tempo (seg) é dada
pela: densidade do ar × volume de ar passando a cada segundo, que é igual a: densidade do
ar × área × comprimento do ar passando a cada segundo (velocidade do ar), ou seja:
m = ρAv
(2.2)
onde ρ é densidade do ar; v a sua velocidade em m/s e “A” a área (em m2). O produto Av
representa a taxa de fluxo volumétrico de ar passando pelo anel circular.
12
Anel circular
2
Área, A=100m
Ar
Comprimento = 10m
Velocidade V= 10m/s
Figura 2.1 – Volume de ar passando através de um anel circular, a um velocidade de 10m/s
Substituindo a equação da massa “m” na equação 2.1, energia cinética por segundo ou em outras
palavras a potência do vento será igual à:
P=½.
ρ
3
. A . v ( joules por segundo = watts)
(2.3)
Considerando a área do anel circular da figura 2.1 como sendo a área varrida pelas pás de uma
turbina do tipo “hélice de eixo horizontal”, como a indicada na figura 2.2, o cálculo da mesma se
efetua usando a seguinte equação:
A=
π
4
D2
onde, D é o diâmetro do rotor
(2.4)
Figura 2.2 – Área varrida pelas pás de uma turbina de eixo horizontal
Para a turbina Darrieus de eixo vertical, como a mostrada na figura 2.3, a determinação da área é
mais complexa, pois envolvem integrais elípticas. No entanto, aproximando a formato das pás à
parábola, obtém-se a seguinte expressão simplificada:
13
A=
2
. ( largura máxima do rotor até o centro ) × (altura do rotor)
3
(2.5)
Figura 2.3 – Turbina de eixo vertical: Modelo Darrieus [2]
Para fins de comparação da potência eólica a diferentes velocidades e em diversos locais é mais
prático considerar a potência por unidade de área (P/A).
P/A = ½ .
ρ
3
2
. v ( Watts/ m )
(2.6)
P/A é a potência contida no vento que atinge a parte frontal da turbina. Esta varia linearmente com
a densidade do ar e com o cubo da velocidade do vento. Como veremos mais adiante, apenas
uma parte desta potência é aproveitada nas pás do rotor. A parte não aproveitada é levada pelo ar
que deixa as pás movendo-se com velocidade reduzida.
A densidade do ar
ρ
varia com a pressão e temperatura conforme a seguinte expressão:
σ=
p
R.T
(2.7)
onde
p = pressão do ar
T= temperatura em escala absoluta
R= constante do gás
A densidade do ar ao nível do mar, temperatura de 15 o C e 1 atm é de 1.2256 kg/m3 .
Portanto para um mesmo local, a velocidade do vento varia com a altura acima do nível do terreno
pelo menos até os níveis de interesse prático (cerca de 150 m). A mudança na velocidade do vento
com a altura e também com as características topográficas do local será estudada com maior nível
de detalhamento mais adiante neste capítulo.
Os aspectos mais relevantes são que a potência do vento depende da área de captação e é
proporcional ao cubo de sua velocidade. Pequenas variações da velocidade do vento podem
ocasionar grandes alterações na potência.
A figura 2.4 mostra a curva da potência em função da velocidade do vento. Para uma velocidade
do vento de 8m/s, por exemplo, a potência por m2 contida no vento é de 314W/m2. Com o dobro da
velocidade (16m/s), a potência cresce para 2509W/m2, ou seja, oito vezes maior. Assim
14
verificamos a sensibilidade da produção de energia em função da variabilidade da velocidade do
vento.
Figura 2.4 – Curva de potência do vento em função de sua velocidade [4]
2.2 O vento e suas características
2.2.1 Modelos de circulação do vento
Os ventos que sopram na terra podem ser classificados como ventos de circulação global e local.
Os ventos de circulação global são resultantes das variações de pressão causadas devido ao
aquecimento desigual da terra pela radiação solar.
A quantidade de radiação solar absorvida pela superfície da terra próximo ao equador é maior do
que a absorvida nos pólos. Isto faz com que ventos das superfícies frias circulem dos pólos para o
equador para substituir o ar quente que sobe nos trópicos e move-se pela atmosfera superior até
os pólos, fechando o ciclo.
A rotação da Terra também afeta esses ventos planetários. A inércia do ar frio, que se move perto
da superfície em direção ao equador, tende a girá-lo para o oeste, enquanto o ar quente, movendose na atmosfera superior em direção aos pólos, tende a ser desviado para o leste. Isso causa uma
grande circulação anti-horária em torno de áreas de baixa pressão no hemisfério norte e circulação
horária no hemisfério sul. Uma vez que o eixo de rotação da Terra é inclinado em relação ao plano
no qual ela se move em torno do Sol, ocorrem variações sazonais na intensidade e direção do
vento em qualquer lugar na superfície da Terra. Adicionalmente ao gradiente de pressão e as
forças causadas pela rotação da terra (Força de Coriolis), forças gravitacionais, inércia do ar e
fricção do mesmo com a superfície da terra (resultando em turbulência) afetam os ventos
atmosféricos. A figura 2.5 mostra os ventos de circulação global que cobrem todo o planeta
Figura 2.5 – Ventos de circulação global [4]
15
Enorme quantidade de energia é constantemente transferida do Sol aos ventos da Terra,
correspondendo a uma capacidade de potência total estimada em 1011 GW. Entretanto, apenas
ventos das camadas atmosféricas mais baixas (até 150 m de altitude), apresentam interesse
prático para conversão de sua energia.
As diferentes superfícies da Terra (topografia), compostas por massas de água, terra e vegetação,
afetam significativamente o fluxo de ar devido às variações de pressão, absorção de diferentes
quantidades de radiação solar e umidade. Onde há ausências de massas de terra, como no Mar
Antártico, a circulação de ar é forte e razoavelmente uniforme. Mas onde há predominância de
terra, a atmosfera envolvente é chamada a atuar como um trocador de calor entre o oceano
próximo, estático termicamente, e as áreas de terras aquecidas no verão e resfriadas no inverno,
produzindo circulação geral menos uniforme, que é muito influenciada pela topografia local.
Adicionalmente ao sistema de vento global (equador – pólos) há também os modelos de vento
locais, como os do “mar para o continente” e vice-versa e o dos “vales para as montanhas” e viceversa.
Figura 2.6 – Circulação local dos ventos [2]
As brisas marinhas e terrestres são geradas nas áreas costeiras como resultado da diferença nas
capacidades de absorção de calor da terra e do mar. Durante o dia, devido à maior capacidade da
terra de refletir os raios solares, a temperatura do ar aumenta e, como conseqüência, forma-se
uma corrente de ar que sopra do mar para a terra (brisa marinha). À noite, a temperatura da terra
cai mais rapidamente do que a temperatura da água e, assim, ocorre a brisa terrestre que sopra da
terra para o mar.
Os ventos das montanhas e vales são criados quando durante o dia, o ar frio da montanha se
aquece e, quando este ar quente se eleva, dá lugar ao ar frio que flui dos vales. No período
noturno, o fluxo se inverte, com o ar frio da montanha penetrando nos vales e o ar quente dos
vales subindo em direção à montanha.
16
2.2.2 Parâmetros que influenciam no perfil do vento
Os ventos locais sofrem a influência de diversos parâmetros do local, e estes devem ser
conhecidos quando se deseja estimar o regime de vento em um determinado local através do
conhecimento dos dados de vento de outros locais. Os fatores que influenciam na velocidade dos
ventos em um determinado local são:
•
•
•
Obstáculos próximos ao local de medição
Rugosidade do terreno. Tipo de vegetação, tipo de utilização da terra e construções.
Orografia. Existência de colinas e depressões
Informações sobre as condições de contorno do local podem ser obtidas através de mapas
topográficos, dados de satélites ou visitas ao local de instalação.
A velocidade do vento varia também com a altura. Normalmente os anemômetros das estações de
medição são instalados a uma altura de 10 metros do solo. Em função da altura de instalação do
cubo do aerogerador, a velocidade do vento tem que ser corrigida. Existem leis que regem a
influência da altura na velocidade do vento e que serão detalhadas a seguir nesta seção.
Variação da velocidade com a altura com relação ao solo
Da mecânica dos fluídos, experimentos mostram que a velocidade de um fluído que escoa próximo
a uma superfície, é nula, função do atrito entre o ar e a superfície do solo. Levantando-se o perfil
de velocidade do fluído com a altura, verifica-se que, no sentido perpendicular à altura, a
velocidade passa de um valor nulo e atinge uma velocidade de escoamento “V”. Esta mudança é
mais acentuada próxima a superfície e menos nas grandes alturas. A região junto à superfície em
que ocorre esta rápida mudança no valor de velocidade é conhecida como camada limite.
No interior da camada limite, normalmente o ar escoa com uma certa turbulência, tendo em vista a
influência dos parâmetros tais como: densidade e viscosidade do fluido, o acabamento da
superfície (rugosidade), a forma da superfície (presença de obstáculos).
A potência contida no vento, como demonstrado na equação 2.3 é função da densidade do ar.
Conforme a equação 2.7 a densidade do ar é função da temperatura e pressão sendo estes
variáveis com a altura em relação ao solo.
Como as turbinas eólicas são instaladas no interior da camada limite (até 150 metros), torna-se
importante conhecer a distribuição da velocidade do vento com a altura tendo em vista que: 1) esta
determina a produtividade de uma turbina instalada em uma torre de uma certa altura, e 2) o perfil
do vento influencia na vida útil das pás do rotor, pois estas ao girarem dentro do perfil vertical dos
ventos são submetidas a cargas cíclicas.
Os ventos turbulentos são causados pela dissipação da energia cinética em energia térmica
através da criação e destruição de pequenas rajadas progressivas. Estes ventos são também
caracterizados por um número de propriedades estatísticas: Intensidade, função densidade de
probabilidade, autocorrelação, escala integral de tempo, função densidade espectral de potência.
Manwell, 2004 apresenta estas propriedades de forma resumida e Rohatgi and Nelson, 1994,
descreve as mesmas com mais detalhes.
Em estudos do aproveitamento energético dos ventos, dois modelos ou “Leis” matemáticas são
comumente utilizados para representar o perfil vertical dos ventos: “Lei da potência” e “Lei
logarítmica”
A lei de potência resultou de estudos da camada limite sobre uma placa plana. É a mais simples de
ser aplicada, porém sem uma precisão muita apurada. A lei de potência é expressa por:
17
V= Vr (H/Hr)n
Onde:
(2.8)
V – velocidade do vento na altura desejada
Vr – velocidade do vento na altura de referência (medida)
H – altura desejada
Hr – altura de referência
n – expoente da lei de potência
A topografia do terreno e obstáculos, tais como árvores e construções afetam o perfil vertical do
vento, como será demonstrado mais adiante. A influência do terreno é considerada na equação 2.8
através do fator “n”.
A tabela 2.1 apresenta alguns valores do fator n para diferentes tipos de superfície.
Tabela 2.1 – Fator de rugosidade para terrenos planos
Descrição do terreno
Terreno sem vegetação
Terreno gramado
Terreno cultivado
Terreno com poucas árvores
Terreno com muitas árvores, cerca viva ou poucas edificações
Florestas
Zonas urbanas sem edificações altas
Fonte: [6]
n
0,10
0,12
0,19
0,23
0,26
0,28
0,32
O modelo baseado na Lei Logarítmica é mais complexo, pois leva em conta que o escoamento na
atmosfera é altamente turbulento. Na modelagem é utilizado o parâmetro conhecido como “L –
Comprimento de mistura” definido com a utilização da constante de Von kárman Kc, e do
comprimento da rugosidade Zo, que considera que a superfície da Terra nunca se apresenta
totalmente lisa.
Para velocidades elevadas, o perfil vertical do vento usando a lei logarítmica é dados por:
V ( z) =
vo
z
ln
K c zo
(2.9)
onde V(z) é a velocidade do vento na altura z, zo é o comprimento de rugosidade (caracteriza a
rugosidade do terreno), kc é a constante de Von Kárman (Kc=0,4) e vo é a velocidade de atrito
relacionada com a tensão de cisalhamento na superfície τ e a massa específica do ar ρ pela
expressão:
τ = ρ × vo 2 .
No caso de velocidades moderadas, o perfil vertical do vento se desvia do perfil logarítmico quando
z é superior a algumas dezenas de metros devido às forças de empuxo da turbulência. Desta
forma, há de se acrescentar à rugosidade, os parâmetros necessários para descrever o fluxo de
calor na superfície. Para perfis verticais genéricos, utiliza-se a expressão:
18
V ( z) =
vo
kc
  z
ln
  zo

z 
 − Ψ  
 L 

(2.10)
onde Ψ é uma função empírica. O parâmetro L – mistura de comprimento é definido por:
T c p vo
L= o
kc g H o
3
(2.11)
onde To é a temperatura absoluta, Ho é o fluxo de calor na superfície, Cp é o calor específico do ar
à pressão constante, g é a aceleração da gravidade.
Influência do terreno nas características do vento
Os terrenos são comumente classificados como lisos ou planos e terrenos acidentados. Pode se
considerar como terrenos planos aqueles com pequenas irregularidades com a presença de
gramados, áreas cultivadas, árvores, poucas edificações etc ou seja, terrenos cuja rugosidade não
interfere significativamente no fluxo de vento da área a ser considerada. Terrenos acidentados são
caracterizados pela presença de elevações e depressões tais como colinas, cumes, vales,
montanhas, etc.
Rugosidade do terreno
Na expressão da lei de potência, o parâmetro “n”, bem como o valor Zo na lei logarítmica, estão
associados à rugosidade do terreno.
Na maioria dos terrenos, a superfície (rugosidade) do solo não é uniforme e muda
significativamente de uma localização a outra. A rugosidade do terreno é uma grandeza que muda
com as mudanças naturais na paisagem.
Na figura 2.7, observa-se a influência da mudança da rugosidade de um valor zo1 (Ex: terreno
gramado) para zo2 (Ex: terreno com árvores) no perfil vertical do vento.
Figura 2.7 – Influência da mudança da rugosidade no perfil vertical do vento [6]
A tabela 2.2 mostra alguns exemplos de comprimentos de rugosidade para vários tipos de
terrenos.
19
Tabela 2.2 – Valores de comprimento de rugosidade para alguns tipos de terrenos
Descrição do terreno
Liso, gelo, lama
Mar calmo
Mar agitado
Neve
Gramado
Pasto acidentado
Campo em declive
Cultivado
Poucas árvores
Muitas árvores, poucos edifícios,cercas
Florestas
Subúrbios
Zonas urbanas com edifícios altos
Fonte: Manwell,2004.
Obstáculos
Z0 (mm)
0.01
0.20
0.50
3.00
8.00
10.00
30.00
50.00
100.00
250.00
500.00
1500.00
3000.00
Os obstáculos também influenciam no perfil vertical da velocidade dos ventos provocando o efeito
de sombreamento.. Deve-se analisar a posição do obstáculo relativo ao ponto de interesse, suas
dimensões (altura, largura e comprimento) e sua porosidade, esta última definida como a relação
entre a área livre e a área total de um obstáculo. Como exemplo de obstáculos destacam-se
edifícios, silos, árvores, entre outros. A porosidade de árvores, por exemplo, varia com a queda das
folhas, isto é, com a época do ano. Para obstáculos construídos pelo homem, é comum consideralos como uma caixa retangular bem como considerar o fluxo como sendo bidimensional.
Orografia
Variações na altura do terreno, por exemplo, presença de colinas, vales, depressões, provocam
um aumento na velocidade e considerável mudança de direção. Para descrever o relevo de uma
superfície normalmente são utilizadas curvas de nível. A figura 2.8 ilustra o escoamento de uma
colina “ideal”, mostrando o desenvolvimento do perfil de velocidades a montante e no topo da
colina.
Figura 2.8 – Escoamento em torno de uma colina “ideal” [6]
2.2.3 Variações temporais da velocidade dos ventos
No aproveitamento da energia eólica para fins de geração de eletricidade, torna-se importante
distinguir os vários tipos de variações temporais da velocidade dos ventos, a saber: variações
anuais, sazonais, diárias e de curta duração.
20
Variações anuais – Para se obter dados confiáveis de velocidade média anual dos ventos em um
determinado local, é recomendável que se realize medições por pelo menos 5 anos. Com uma
maior quantidade de dados, a determinação do regime dos ventos torna-se mais confiável.
Variações sazonais - O aquecimento desigual da terra durante as estações do ano provocam
variações significativas na velocidade média ao longo dos meses. Como a energia contida no
vento é proporcional ao cubo da velocidade do vento, a utilização de médias anuais ao invés de
médias sazonais pode levar a resultados menos realistas.
Variações diárias – O aquecimento desigual da superfície terrestre, função da variação ao longo
do dia da quantidade de radiação solar incidente, provoca alterações na velocidade do vento em
regiões de diferentes latitudes. Estas variações também ocorrem e tem um comportamento
diferente em função da altitude..
Variações de curta duração – Estão associadas a pequenas flutuações como também às rajadas
de vento. É importante o conhecimento destas variações, pois as mesmas podem afetar a
integridade estrutural do sistema eólico.
A figura 2.9 mostra as variações típicas de curta duração para um dia.
Figura 2.9 – Variações de curta duração [4]
2.2.4 Variações na direção dos ventos
Variações na direção dos ventos podem ocorrer numa mesma escala de tempo em que ocorrem as
variações na velocidade. Variações sazonais na direção dos ventos podem ser pequenas, em
o
torno de 30 , porém, podem ocorrer variações bruscas (de curta duração) na direção dos ventos
em função do seu comportamento turbulento. O conhecimento das variações na direção dos
ventos é importante no projeto da turbina eólica e escolha dos locais mais adequados para
instalação da mesma. Turbinas de eixo horizontal precisam de mecanismos que coloquem as pás
sempre na direção perpendicular à direção dos ventos para captarem o máximo de energia.
Mudanças repentinas na direção dos ventos podem causar fadiga nas pás e nos mecanismos de
controle de guinada. A figura 2.10 ilustra direção dos ventos.
21
Figura 2.10 – Rosa dos ventos
A rosa dos ventos, é um diagrama que mostra a distribuição temporal da direção dos ventos e
distribuição azimutal da velocidade do vento em um dado local.
Ë normalmente utilizada para representar dados anuais, sazonais ou mensais.
2.3 Caracterização dos dados de vento e estimativa do potencial eólico
O ponto de partida para se dimensionar um sistema para aproveitamento da energia eólica é ter
um bom conhecimento do regime de vento.
Os sistemas de aquisição de dados medem continuamente as velocidades, porém, como
procedimento usual, fornecem a cada intervalo de tempo ou período de amostragem (ex: 10 min, 1
hora) um valor médio. Dessa forma, pode-se verificar a variabilidade da velocidade do vento em
diferentes períodos. O regime de vento pode ser caracterizado por fatores geográficos, indicações
de direção em que sopram, altura de medição, características do terreno, parâmetros atmosféricos
(temperatura, pressão), dados estes utilizados não apenas para estimar a produtividade energética
de uma determinada turbina, como também escolher o melhor local para sua instalação
considerando aspectos de produção (fator de capacidade), custos, impactos ambientais, entre
outros.
Em suma, o conhecimento detalhado do regime de vento é de crucial importância tendo em vista
que erros na predição dos ventos conduzem a um mau dimensionamento do sistema e erros na
estimativa de produção de energia com conseqüentes riscos financeiros. Lembrar que pequenas
variações na velocidade do vento causam grandes variações na sua potência devido a relação
cúbica entre ambas.
Vamos supor que se obteve uma série de dados coletados de uma estação anemométrica por um
determinado período de medição. Ou seja, dados de velocidade e direção dos ventos, valores
médios, fornecidos a cada intervalo de tempo (Ex: a cada 10 minutos) por um determinado período
(Ex: um ano). Existem várias formas de se compactar este enorme volume de dados de tal forma
que se possa representar e avaliar o potencial eólico de um determinado local. Isto pode ser feito
utilizando-se de duas técnicas: 1) Método direto de análise dos dados e 2) Análise estatística dos
dados. Algumas dessas técnicas podem ser usadas também quando não se tem uma série de
dados e sim pouca informação (Ex: velocidade média anual dos ventos apenas) de um
determinado local.
A estimativa do potencial eólico consiste na determinação da produtividade de uma turbina eólica
instalada em um determinado local a partir do uso da série de dados medidos ou do uso dos dados
representados em uma forma compacta (Ex: velocidade média e desvio padrão). A potência
22
contida no vento é dada pela equação 2.3 mostrada na seção 2.1. Na prática, a potência fornecida
por uma turbina eólica em função da velocidade do vento é ditada pela “curva de potência da
turbina”, fornecida pelo fabricante.
A figura 2.11 mostra um modelo de curva de potência de uma turbina eólica.
Figura 2.11 Curva de potência de uma turbina eólica
A curva de potência ilustra três importantes velocidades de vento:
-
Ve (Velocidade de entrada). Velocidade do vento a partir da qual a turbina começa a
produzir energia
Vn (Velocidade nominal). Velocidade do vento em que a turbina atinge sua potência
nominal
Vc (velocidade de corte). Velocidade do vento a partir da qual a turbina é desligada para
evitar problemas estruturais
A caracterização dos dados de vento bem como a determinação da produtividade energética de
uma turbina eólica pode ser feita usando os métodos descritos a seguir:
2.3.1 Método direto de análise dos dados, caracterização do recurso eólico e estimativa da
produção de energia de uma turbina eólica.
Método Direto
A série de dados obtidas de uma determinada estação anemométrica pode ser usada para calcular
os seguintes parâmetros:
−
1) A velocidade média V de um determinado período ( Ex: um ano, ou do período total de
medição). A velocidade média pode ser calculada pela seguinte equação:
−
V=
1 N
∑Vi
N i =1
(2.12)
onde:
N – Número de observações
23
2)
O desvio padrão
σV
de uma velocidade média individual . Pode ser calculada pela seguinte
equação:
2
σV =
−
1 N 

−
V
V

 =
∑
i
N − 1 i =1 

2
− 
1  N 2

∑Vi − N V 
N − 1  i −1

(2.13)
O desvio padrão representa a variabilidade de um determinado conjunto de valores da velocidade
do vento. A variância é definida como a média dos quadrados dos desvios ( σ V ) . Caracteriza a
2
dispersão do valores da variável Vi. Assim, um pequeno valor de
σV 2
indica que os valores da
variável concentram-se próximo de uma valor médio.
−
P
3) A densidade média de potência,
representa a potência média disponível por unidade de
A
área. É calculada pela seguinte expressão:
−
P 1 1 N 3
=   ρ ∑Vi
A  2  N i =1
(2.14)
onde:
ρ
- densidade do ar (kg/m3)
−
3) A potência média da turbina , Pe , é calculada por:
−
1 N
Pe = ∑ Pe (Vi )
N i =1
−
(2.15)
onde:
Pe(Vi) é a potência disponibilizada pela turbina definida pela curva de potência
fabricante.
dada pelo
2.3.2 Classes de velocidades
Uma outra forma de resumir os dados e com estes determinar a produtividade energética de uma
turbina é dividir os dados em classes de velocidades as quais se associa um intervalo de tempo ou
freqüência de ocorrência a qual chamamos de freqüência absoluta. Observe o gráfico mostrado na
figura 2.12. Neste gráfico, são representadas no eixo horizontal, classes de velocidades ou
intervalos de velocidades. É conveniente que estas classes ou intervalos de dados tenham a
mesma largura (∆V ) . No caso do gráfico os intervalos são de 1m/s. Registrou-se ventos variando
de 0 a 20m/s e assim sendo dividiu –se os dados em 20 intervalos iguais de 1m/s (I = 20). A cada
intervalo existe um número de ocorrências ou freqüência de ocorrência (freqüência absoluta) fj. A
freqüência relativa fr associada a cada intervalo j, é obtida dividindo-se a freqüência de ocorrência
absoluta fj pelo número total de observações N.
24
Histograma
14,0%
12,0%
fr(%)
10,0%
8,0%
6,0%
4,0%
2,0%
0,0%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
V (m/s)
Figura 2.12 – Histograma de velocidades do vento
O número de ocorrências ou número total de observações é dado por:
I
N =∑ fj
(2.16)
i =1
Os valores obtidos pelo método direto através das equações 2.12, 2.13, 2.14 e 2.15, podem ser
determinados pelas seguintes equações:
−
V=
1 I
∑mj f j
N j =1
(2.17)
onde:
[
]
mj = valor médio de cada intervalo = Vmin + ( j − 1)∆V +
σV =
2
1  I
2
 −  
−
m
f
N
V
  =
∑ j j
N − 1  j −1
  
−
P
1
= (1 / 2 )ρ
A
N
−
Pe =
1
N
I
∑m
j =1
I
∑ P (m
j =1
e
j
3
j
1
∆V
2
1
1  I
2
∑ m j f j − N 
N − 1  j =1
N

fj

m j f j 
∑
j =1

I
2



(2.18)
(2.19)
)fj
(2.20)
Freqüência acumulada e duração da velocidade dos ventos
A partir do histograma de velocidade do vento mostrado na figura 2.12, pode-se também construir
as curvas de freqüência acumulada e duração da velocidade dos ventos.
25
A curva de duração de velocidade do vento fornece a probabilidade da velocidade do vento ser
maior ou igual a um certo valor Vo. A curva de freqüência acumulada fornece a probabilidade da
velocidade do vento ser menor ou igual a um certo valor Vo. Outras curvas importantes são as que
fornecem o período de calmaria e a de ventos fortes ou velocidade máxima.
A figura 2.13 ilustra o aspecto de uma curva de freqüência acumulada e duração da velocidade do
vento
1,0
0,9
0,8
0,7
fr(%)
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
V (m/s)
Frequência Acumulada
Duração
Figura 2.13 – Curvas de freqüência acumulada e duração (projeto de formatura)
A partir da curva de duração da velocidade do vento em conjunto com a curva de potência de uma
turbina específica, pode-se calcular a energia produzida pela mesma.
2.3.3 Análise estatística dos dados de vento
No caso de não se ter uma série de dados do local de interesse, ou seja, existe pouca informação
do local (Ex: apenas a velocidade média) ou, quando se deseja a partir de dados de um
determinado local estimar os dados para um outro local, torna-se interessante utilizar-se de
representações analíticas da distribuição de probabilidade da velocidade do vento.
A probabilidade de que o vento sofre com velocidade Vi, pode ser calculada pela seguinte
expressão:
f ri = p(Vi ) =
fi
N
(2.21)
onde:
fi – freqüência absoluta = número de vezes em que a velocidade Vj foi observada
A distribuição de probabilidade possui a seguinte propriedade:
I
∑ p(V ) = 1 ,
i =1
( 2.22)
i
A função densidade de probabilidade ou probabilidade de a velocidade do vento estar entre dois
valores Va e Vb é dada por:
26
b
p(Va ≤ V ≤ Vb ) = ∑ p(Vi )
(2.23)
i=a
Reportando nos ao gráfico da figura 2.13 verifica-se que o diagrama de freqüência acumulada
fornece a probabilidade da velocidade do vento ser menor ou igual a um certo valor Vo. Esta função
denomina-se Função distribuição ou probabilidade acumulada F(Vo) e é dada por:
F (Vo ) = p (V ≤ V0 ) = p1 + p 2 + p3 + ... p 0
(2.24)
Observa-se que o diagrama de freqüência acumulada tende para a unidade.
O diagrama de duração fornece a probabilidade do vento ser maior ou igual a um certo valor V0.
Portanto: 1 − F (V0 ) = p (V ≥ V0 ) = 1 − ( p1 + p 2 + p 3 + ... p 0 )
(2.25)
As equações apresentadas até aqui podem são utilizadas no caso de registros discretos que na
figura 2.13 são representados pelas barras retangulares. No caso de ser ter um grande número de
intervalos com largura infinitamente pequena, o histograma se transforma numa curva. Esta curva
torna-se a representação gráfica de uma função da variável V contínua. Dessa forma as equações
2.22, 2.23, 2.24 e 2.25 passam a ser escritas respectivamente da seguinte forma:
∫
∞
o
f (V )dV = 1
(2.26)
p(Va ≤ V ≤ Vb ) = ∫ f (V )dV
Vb
(2.27)
Va
F (V0 ) = p(V ≤ V0 ) = ∫ f (V )dV
V0
(2.28)
0
p(V)=
dF (V )
dV
(2.29)
Se f(V) é conhecido, os seguintes parâmetros podem ser calculados:
−
Velocidade média, V :
−
V =
Desvio padrão,
σV ,
σV =
∫
∞
c
Vp(V )dV
∞
(2.30)
2
−


V
V
−

 p(V )dV
∫c 

(2.31)
−
A potência eólica média por unidade de área, P / A ,
−
−
∞
P/ A = (1 / 2)ρ ∫ V 3 p(V )dV = (1 / 2) ρ V 3
0
(2.32)
Caso não exista disponibilidade de uma curva de freqüência as velocidades podem ser projetadas
usando-se uma das duas funções de densidade de probabilidade a saber: Rayleigh ou Weibull.
Tratam-se de modelos probabilísticos utilizados para representar, o mais próximo possível, o
histograma de velocidade.
27
A função densidade de probabilidade de Rayleigh á a mais simplificada e fica definida apenas com
o conhecimento da velocidade média. É mais adequada para representação de velocidades
moderadas. È definida pela seguinte equação.
 π V  2 
g(V ) = − 2 exp −  −  
2
 4 V  
V


π V
(2.33)
A figura 2.14 ilustra curvas de distribuição de probabilidade de Rayleigh para diferentes
velocidades médias.
1,6 0 0
1,4 0 0
1,2 0 0
g(V)
1,0 0 0
0 ,8 0 0
0 ,6 0 0
0 ,4 0 0
0 ,2 0 0
0 ,0 0 0
0 ,0 0
0 ,5 0
1,0 0
1,5 0
2 ,0 0
2 ,5 0
3 ,0 0
3 ,5 0
4 ,0 0
V ( m /s )
V = 0 ,5 m /s
V = 1 ,0 m /s
V = 2 ,0 m /s
V = 3 ,0 m /s
Figura 2.14 – Exemplos de curvas de distribuição de Rayleigh
A função densidade de probabilidade de Weibull requer o conhecimento de dois parâmetros
conforme mostrado na equação a seguir:
k   v 
p(v) =   ×  
c  c 
k −1
  v k 
exp −   
  c  
(2.34)
onde:
p(v) – probabilidade de ocorrência de velocidade de vento
v – velocidade do vento
c – fator de escala
k – fator de forma
−
Os parâmetros c e de k são função da velocidade média ( V ) e do desvio padrão ( σ ).
2
A seguir, apresenta-se uma das formas de calcular os parâmetros c e k. Manwell, 2004 descreve
com mais detalhes e apresenta outras formas de calcular os parâmetros da função de Weibull.
Exemplos de curvas de distribuição de probabilidade de Weibull são mostradas na figura 2.15.
Os parâmetros c e k podem ser calculados analiticamente pelas seguintes equações:
28
σ
k =  −V

V
c
−




−1.086
(2.35)
−1
= (0.568 + 0.433 / k ) k
(2.36)
V
1,000
0,900
0,800
0,700
g(V)
0,600
0,500
0,400
0,300
0,200
0,100
0,000
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
V/c
k=4,0
k=3,0
k=2,0
k=1,0
Figura 2.15 - Curvas de Distribuição de Weibull para diferentes valores de k (Fonte ;
relatório projeto de formatura)
A produtividade energética de uma turbina específica pode ser determinada usando o método
estatístico apresentado. Para uma determinada função distribuição de probabilidade p(v) seja
Rayleigh ou Weibull e conhecendo a curva de potência da turbina, Pe(v), a potência média extraída
−
da turbina Pe , é dada por:
−
∞
Pe = ∫ Pe (v ) p(v )dv
0
(2.37)
2.4 Instrumentos e procedimentos para medição de vento
Num estudo de dimensionamento e viabilidade técnica e econômica de um sistema eólico, é
necessário ter o conhecimento com a maior exatidão possível do regime de vento do local de
interesse. Não é demais recordar que a energia gerada por uma turbina é proporcional ao cubo da
velocidade do vento.
No entanto, nem sempre estes dados estão disponíveis na forma mais adequada, e assim sendo
lançamos mão de informações obtidas de organismos que fornecem dados de locais próximos ou,
dados do local de interesse num formato reduzido que não são resultantes de procedimentos de
medição e sim de extrapolações e outras técnicas utilizadas para, a partir de dados conhecidos de
um ou mais locais obter dados para diversos locais e assim se construir o que se chama de Mapas
ou Atlas Eólicos.
Os dados obtidos de Atlas Eólicos fornecem uma boa estimativa do potencial eólico, mas como já
mencionado não são dados precisos para se fazer um dimensionamento confiável e determinar o
fator de capacidade de um sistema eólico.
Assim sendo, torna-se imprescindível instalar no local de interesse um sistema de medição e
coletar dados por um período de pelo menos um ano para se conhecer as variações sazonais da
velocidade do vento.
29
2.4.1
Equipamentos de medição
Uma estação de medição de vento ou estação meteorológica é composta por diversos sensores,
um sistema de aquisição e armazenamento dos dados medidos e torre para apoiar e suportar
estes equipamentos. A figura 2.16 ilustra um modelo de estação meteorológica instalada no
Campus USP de Pirassununga.
Figura 2.16 - Modelo de Estação Meteorológica do Campus USP de Pirassununga
A torre meteorológica pode conter apenas sensores de velocidade e direção dos ventos, como
também, sensores que medem grandezas como: temperatura, umidade do ar, pressão atmosférica,
radiação solar, dentre outras. A temperatura e pressão, como já visto, influenciam na densidade do
ar e esta por sua vez na potência contida nos ventos.
Numa mesma torre, em alguns casos colocam-se conjuntos de medição que medem as grandezas
em diferentes alturas, sendo uma das medidas realizadas na altura do cubo da turbina eólica com
o intuito de aumentar a precisão das informações obtidas. O número de equipamentos colocados é
função da aplicação da energia eólica. Nesta seção a discussão ficará limitada apenas aos
instrumentos de medição da velocidade e direção dos ventos.
Os tipos de torres podem variar desde as auto-portantes, treliçadas ou tubulares, às treliçadas
estaiadas .
Sensor de velocidade do vento
Observações e medições da velocidade dos ventos são realizadas desde o século XIX. Ao longo
dos anos, vários sensores foram desenvolvidos utilizando-se de diferentes princípios de
funcionamento. Golding, 1977, descreve com detalhes o princípio de funcionamento de alguns
tipos de sensores de velocidade do vento. Aqui restringiremos a apresentar com detalhes dois
tipos de sensores extensivamente utilizados e que operam sobre o princípio da transformação da
30
velocidade do vento em movimento rotacional que são o anemômetro de três conchas e o tipo
hélice.
A figura 2.17 apresenta o modelo de três conchas. O modelo apresentado é constituído de três
braços horizontais montados em um pequeno eixo vertical cada braço possuindo na sua
extremidade uma concha de metal. A rotação acontece, independente da direção dos ventos, pelo
fato da pressão do lado côncavo das conchas ser maior do que a do lado convexo. O equipamento
possui diâmetro em torno de 15 cm. Sua precisão (medida em ensaios realizados em túnel de
vento) apresenta valores próximos a ± 2% . A rotação do eixo pode ser medida através de vários
mecanismos onde se destacam:
-
-
-
Contador/registrador mecânico do número de rotações. Neste tipo de instrumento, a
rotação do eixo provoca o movimento de um contador que indica o fluxo de vento em
medidas de distância (EX: kilômetros). Dividindo a distância pelo tempo, obtém-se a
correspondente velocidade média do vento.
Gerador de tensão AC ou CC: o eixo de rotação é acoplado na sua parte inferior a um
mini-gerador que converte a rotação em um sinal de voltagem com freqüência proporcional
a velocidade do vento. Diferentemente do contador/registrador mecânico, a função deste
instrumento é medir a velocidade instantânea do vento diretamente em metros/seg.
Anemômetros de contato: utiliza-se de chaves que quando acionadas pela rotação do eixo
emitem sinais ou pulsos elétricos. Estas chaves podem ser do tipo “contatos de mercúrio”,
chaves fotoelétricas ou chaves magnéticas.
Figura 2.17 – Anemômetro do tipo três conchas
Ou outro sensor de velocidade do vento extensivamente utilizado é o tipo “hélice”. A figura 2.18
mostra um modelo deste tipo. Um dos mecanismos utilizados para medir a velocidade do vento
consiste em acoplar ao eixo um pequeno gerador CC com rotor de ímã permanente de tal modo
que a tensão gerada seja proporcional a velocidade do vento. Sua precisão é similar a precisão do
anemômetro tipo três conchas ( ± 2% ). Os materiais usualmente utilizados na fabricação das
hélices são o poliestireno ou polipropileno. Este tipo de anemômetro produz uma resposta apenas
aos ventos que incidem paralelamente ao seu eixo.
31
Figura 2.18 – Sensor de velocidade do vento tipo “hélice”
Sensor de direção do vento
Os sensores de direção da velocidade do vento usualmente utilizados possuem um formato de um
leme. Um leme é acoplado a um eixo vertical. Do lado oposto ao leme coloca-se um contrapeso
para criar um balanço na junção do leme com o eixo. A figura 2.19 apresenta um modelo deste
tipo. A direção pode ser meramente observada através da posição do leme com relação ao ponto
fixo de referência. A indicação e registro da direção dos ventos podem ser feitos de forma
mecânica ou elétrica. Um dos mecanismos utilizados consiste no uso da rotação do eixo causado
pelo movimento do leme para alterar a posição do indicador posicionado em contatos dispostos em
potenciômetros. Estes potenciômetros são eletricamente alimentados. Assim sendo, variando a
posição dos mesmos altera-se o valor da sua resistência e conseqüentemente o nível de sinal
fornecido e que corresponde à mudança da direção dos ventos.
Figura 2.19 – Modelo de sensor de direção da velocidade do vento
Sistema de aquisição dos dados
São sistemas cuja função é registrar e armazenar os dados a serem utilizados para uma posterior
análise e tratamento. Existem vários tipos que utilizam diferentes métodos para armazenar os
dados sendo que os mais sofisticados englobam múltiplos registros seqüenciais e processados. Os
dados podem ser apresentados em diferentes formatos tais como dados instantâneos brutos,
dados com tratamento estatístico, diferentes intervalos de integração, dentre outros segundo uma
programação interna. A forma de coleta dos dados também é variável. Nos sistemas de aquisição
de dados modernos, os dados podem ser armazenados em cartões removíveis, podem ser
32
descarregados diretamente em um computador portátil, podem ser enviados a longa distância para
serem armazenados em computadores com conexão ao sistema de aquisição (Datalogger) via
modem ou rede.
A figura 2.20 apresenta um modelo de sistema de aquisição de dados utilizados na estação
meteorológica do campus USP de Pirassununga.
Figura 2.20 – Modelo de um sistema de aquisição de dados (Datalogger)
Considerando que o vento, é um recurso intermitente, ou seja, impossível de se prever com
exatidão devido ao seu processo de formação, e pelo fato da energia gerada ser proporcional ao
cubo da velocidade do vento, torna-se extremamente importante que a determinação do regime
dos ventos seja feita com a maior exatidão possível, pois erros de medição conduzem ao
inadequado dimensionamento do sistema eólico, desempenho e predição da energia anual gerada
e conseqüentemente riscos financeiros ao empreendedor.
2.4.2
Normas para instalação, coleta e tratamento dos dados
Existem normas internacionais específicas que regem os procedimentos de coleta e tratamento de
dados de vento. A padronização da coleta inclui procedimentos de escolha do local de medição,
seleção, condições de instalação e manutenção dos equipamentos de medição, período de
integração e taxa de amostragem dos dados medidos.
No Brasil, é recomendado, observar as recomendações da OMM (Organização Meteorológica
Mundial) que são seguidas pelos órgãos da área de meteorologia tais como o INMET (Instituto
Nacional de Meteorologia).
A entidade americana que cuida das normas específicas para energia eólica nos EUA é a AWEA (
América Wind Energy Association) tem um procedimento padrão para a coleta de dados
atmosféricos. Existem também as normas seguidas pela União Européia como a European Wind
Turbine Standards e European Wind Tuirbine Standard II que também são destinadas para
aplicações em energia eólica, segundo Patrícia, 1999.
Algumas recomendações para medição e coleta de dados:
Boa prática de seleção, calibração e instalação dos anemômetros e escolha do local de instalação.
Os anemômetros devem ser calibrados periodicamente visto que, em função da relação cúbica
entre a potência eólica e a velocidade do vento, em algumas faixas de potência, um erro de 1% na
medição da velocidade do vento pode resultar em uma incerteza de 3% na medição de potência.
Segundo recomendações do Instituto Alemão de Energia Eólica (DEWI) é absolutamente
necessária a calibração de um anemômetro individualmente, num túnel de vento, antes e após
uma campanha de medição de velocidade do vento (Silva Patrícia, 1999).
33
Tão importante quanto a calibração é a seleção dos anemômetros. Anemômetros de má qualidade
causam altas incertezas nas medições de velocidade do vento, mesmo sendo individualmente
calibrados num túnel de vento. A razão disto é porque, sob condições atmosféricas reais, em ar
com turbulência, os anemômetros se comportam diferentemente em relação ao túnel de vento.
Estudos demonstram que alguns anemômetros são extremamente sensíveis aos escoamentos de
ar inclinados que, sob condições reais, ocorrem mesmo em terrenos planos, devido ao escoamento
turbulento. Em terrenos acidentados, esses efeitos são de grande importância e levam a uma
super ou sub-avaliação das condições reais da velocidade do vento.
Outra fonte de erro nas medições está relacionada com a instalação dos anemômetros. As
extensões dos mastros devem ser montadas de tal forma que a perturbação do campo de
escoamento devido ao mastro seja minimizada. Caso seja necessária a proteção contra raios, a
mesma regra deve ser seguida. A exatidão da montagem horizontal dos anemômetros é também
importante para evitar os efeitos de inclinação.
Devido às grandes variações sazonais da velocidade do vento, medições bem executadas por um
período de, pelo menos, um ano reduzem significativamente o risco financeiro de um parque
eólico, uma vez que as incertezas associadas às medições da velocidade do vento são muitas
menores do que as predições baseadas em modelos de escoamento.
O posicionamento do mastro deve ser representativo do parque eólico. Para grandes parques
eólicos em terrenos acidentados, devem ser escolhidas duas ou três posições para colocação dos
mastros meteorológicos, pelo menos uma medição deve ser feita na altura do eixo da turbina, pois
a extrapolação, a partir de uma altura inferior para a altura do eixo, traz incertezas adicionais. Se
um dos mastros meteorológicos for posicionado próximo a área do parque eólico, este poderá ser
utilizado como um mastro de referência da velocidade do vento durante a operação do sistema,
para permitir a determinação do seu desempenho (Silva, Patrícia, 1999)
2.5 Métodos de estimativa do potencial eólico
A medição detalhada de um determinado local, ou seja, cobrindo uma área extensa, com vários
instrumentos instalados a distâncias relativamente próximas, é custosa, e para baratear os custos
existem algumas técnicas que não fornecem informações tão precisas, mas podem dar uma
indicação do potencial eólico do local e indicar se vale a pena realizar medições mais precisas.
a) Utilização de dados de medições realizadas em locais próximos
Esta técnica envolve a utilização dos dados de estações de medição existentes, de um ou mais
locais, normalmente estações meteorológicas e estações situadas nos aeroportos que estejam
próximos dos locais que serão avaliados, derivando os dados para o local de interesse através de
interpolações e extrapolações, levando em conta as diferenças entre o local que está sendo
avaliado e os locais cujos dados são disponíveis.
b) Utilização de mapas ou Atlas eólicos
Os mapas são construídos a partir de medições realizadas ou contratadas por organismos oficiais
ou institutos especializados e fornecem uma estimativa da velocidade média anual dos ventos. No
entanto, a maioria dos mapas ou Atlas são construídos usando dados de estações meteorológicas
que estão normalmente localizadas em locais não apropriados para geração de energia.
No Brasil, quase não existem dados de vento com qualidade para uma avaliação do potencial
eólico. Os primeiros anemógrafos computadorizados e sensores especiais para energia eólica
foram instalados no Ceará e em Fernando de Noronha na década de 90. O que existia antes eram
dados coletados para outros usos (aeroportos, estações meteorológicas, agricultura) que são
pouco representativos da energia contida nos ventos.
34
Já a nível regional, a Distribuição Estatística da Energia Eólica do Nordeste, editado pela CHESF
em 1989, apresenta uma boa consistência e utiliza dados mais confiáveis que foram tratados com
rigor compatível.
Diversos trabalhos isolados do levantamento do potencial eólico vêm sendo conduzidos nestes
últimos anos podendo-se destacar o Centro de Pesquisas em Energia Elétrica (CEPEL),
EMBRAPA, ANEEL, Secretarias Estaduais de Agricultura, Concessionárias de Energia Elétrica,
entre outros.
Em 1998 o Centro Brasileiro de Energia Eólica (CBEE) lançou a primeira versão do Atlas Eólico do
Nordeste.
A figura 2.21 ilustra Atlas Eólico Nacional. Elaborado pelo CBEE e o CEPEL, este projeto envolve a
coleta e processamento dos dados de vento de boa qualidade medidos em estações terrenas e
atmosféricas (sondas e satélites).
Figura 2.21 - Dados preliminares do Atlas eólico do Brasil[7]
Apesar ainda da escassez dos dados, estima-se como áreas com potencial para geração de
energia eólica o litoral do nordeste (do Rio Grande do Norte ao Pará), Norte de Roraima, Centro
Sul da Bahia, Centro de Minas Gerais, Fernando de Noronha, entre outros. Apenas no Nordeste
estima-se um potencial eólico de 6000 MW.
Também já foram concluídos os mapas eólicos dos estados do Paraná e Rio Grande do Sul.
c) Modelos Computacionais de simulação do comportamento do vento
Existem uma variedade de programas computacionais desenvolvidos com o objetivo de tentar
estimar os efeitos da topografia na velocidade do vento. Os dados da estação de medição mais
próxima, junto com a descrição dos locais, são utilizados e os efeitos locais são levados em conta
para se chegar aos dados de vento para o local desejado. Usados com cuidado, estes modelos
podem ser úteis para se ter uma avaliação inicial para identificar locais com potencial para
35
instalação de turbinas eólicas. Um dos programas computacionais mais populares no mundo é o
programa denominado WASP (Wind Atlas Analysis and Application Program) desenvolvido pelo
laboratório dinamarquês RISO. O programa permite definir o comportamento da velocidade e
direção dos ventos corrigidos dos efeitos locais: variação da altura, rugosidade, obstáculos e
relevo. Além disso, o programa, possui condições de estimar a produção de energia da turbina,
auxiliar na localização de sistemas eólicos e nas análises de fazendas eólicas. Sua principal
desvantagem é sua limitação quando usado em terrenos complexos e estratificação não ajustada a
situações climáticas fora da Europa.
Além do modelo computacional Wasp, existem outros procedimentos, tais como o modelo
mesoescala que utiliza dados de satélites. De uma forma geral, estes procedimentos requerem
muito esforço computacional, mas possibilitam descrições extensivas do movimento do fluído em
três dimensões, especialmente para terrenos montanhosos mais complexos e possuem boa
aplicação em diferentes condições climáticas.
d)
Medição do vento no local de interesse.
Para um dimensionamento mais confiável, é interessante após um estudo preliminar de
identificação dos sítios mais promissores, instalar equipamentos de medição e efetuar a coleta de
dados por um período de pelo menos um ano.
Existem normas internacionais aplicadas a instalação dos equipamentos de medição e coleta de
dados. Para se obter dados confiáveis, é necessário que sejam aplicadas boas práticas na
seleção, calibração e instalação dos anemômetros e na escolha do local de medição.
A calibração dos anemômetros deve ser feita periodicamente. Em algumas faixas de potência, um
erro de 1% na medição acarreta em uma incerteza de 3% na produção de energia, visto que a
potência eólica é proporcional ao cubo da velocidade do vento. De acordo com o Instituto Alemão
de Energia Eólica (DEWI), é absolutamente necessária a calibração de um anemômetro
individualmente, em um túnel de vento, antes e após uma campanha de medição.
A seleção adequada do anemômetro é também importante. Anemômetros de má qualidade
causam incertezas na medição dos ventos. Sob regime de turbulência, os anemômetros podem se
comportar diferentemente em relação ao túnel de vento.
Outra fonte de erro nas medições está relacionada com a instalação inadequada dos
anemômetros. As extensões dos mastros devem ser montadas de tal modo que a perturbação do
campo de escoamento devido ao mastro seja minimizada. Caso seja necessária a proteção contra
raios, a mesma regra deve ser seguida. A exatidão da montagem horizontal dos anemômetros é
também importante para evitar os efeitos da inclinação.
Como já mencionado, devido às variações sazonais do vento, é recomendável que as medições
sejam executadas por um período de pelo menos um ano.
Para grandes parques eólicos em terrenos acidentados, devem ser escolhidas duas ou três
posições para colocação de mastros meteorológicos. Pelo menos uma medição deve ser feita na
altura do eixo das turbinas, pois a extrapolação, a partir de uma altura inferior para a altura do eixo,
traz incertezas adicionais. Se um dos mastros meteorológicos for posicionado próximo à área do
parque eólico, este poderá ser utilizado como um mastro de referência da velocidade do vento
durante a operação do sistema, para permitir a determinação do seu desempenho.
Também é recomendável seguir as normas de coleta e análise de dados, como por exemplo,
período de integração dos dados medidos, altura para instalação dos sensores, taxa de
amostragem, rugosidade do terreno.
36
Para fins de comparação, é importante observar as recomendações da OMM – Organização
Meteorológica Mundial, adotada como padrão pelos órgãos como o INMET.
Recomenda-se com os dados, fazer uma correlação com dados de longo prazo coletados por
estações previamente existentes. Após esta correlação é possível fazer uma previsão da
distribuição da velocidade em longo prazo no sítio escolhido. A este procedimento dá-se o nome
de MCP – Medir, correlacionar e prever. A figura 2.22 ilustra através de diagrama de blocos este
método.
MEDIR – CORRELACIONAR – PREVER (MCP)
Sitio de Referência:
Disponibilidade de
dados a longo e curto
prazo
Sítio previsto:
Período de medição
idêntico ao período do sítio
de referência
Correlação
(regressão) para doze
setores de direção de 30
CORRELACIONAR
PREVER
Previsão da distribuição
da velocidade ao longo
prazo no sítio previsto
Figura 2.22- Método MCP
37
MEDIR
Bibliografia :
[
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38