Aspectos Técnicos da Energia Eólica - ctgas

Transcrição

Aspectos Técnicos
Da Energia Eólica
Aspectos Técnicos da Energia Eólica
SENAI
PETROBRÁS
CTGÁS-ER
Natal
2012
Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis –CTGÁS -ER
2
© 2012 CTGÁS-ER
Qualquer parte desta obra poderá ser reproduzida, desde que citada a fonte.
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3
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS..................................................................................................... 5
LISTA DE TABELAS .................................................................................................... 6
INTRODUÇÃO .............................................................................................................. 7
1
NORMALIZAÇÃO EM ENERGIA EÓLICA.............................................. 8
2
CERTIFICAÇÃO DE AEROGERADORES .............................................. 12
2.1
Introdução ....................................................................................................... 12
2.2
Certificação de Tipo ....................................................................................... 13
3
REQUISITOS DE PROJETO DE AEROGERADORES .......................... 17
3.1
Introdução ....................................................................................................... 17
3.2
Parâmetros Eólicos de Projeto ...................................................................... 17
3.3
Sistema de Controle e Segurança .................................................................. 21
4
MEDIÇÃO DO DESEMPENHO DOS AEROGERADORES .................. 22
4.1
Configuração do local de medição ................................................................ 23
4.2
Medição da velocidade do vento ................................................................... 25
4.3
Medição da direção do vento ......................................................................... 27
4.4
Medição da temperatura e pressão do ar ..................................................... 28
4.5
Ajuste dos dados para densidade padrão ..................................................... 31
4.6
Medição da potência elétrica ......................................................................... 33
4.7
A Curva de Potência ...................................................................................... 33
4.8
Produção Anual de Energia .......................................................................... 38
5
QUALIDADE DE ENERGIA ....................................................................... 39
5.1
Introdução ....................................................................................................... 39
5.2
Estudos de Impactos na Qualidade de Energia ........................................... 39
5.3
Parâmetros de medição .................................................................................. 41
5.4
Sistema de Medição ........................................................................................ 42
5.5
Ensaio de suportabilidade ao afundamento de tensão ................................ 43
6
EMISSÃO DE RUÍDOS POR AEROGERADORES ................................. 45
6.1
Introdução ....................................................................................................... 45
6.2
Fontes de Ruído .............................................................................................. 45
6.3
Medição e Avaliação do Ruído ...................................................................... 47
7
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................... 52
4
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Módulos da certificação de Tipo. ............................................................... 14
Figura 2: (a) Histograma de distribuição de velocidades com curva de
densidade
de
probabilidade
ajustada
(b)
Função
de
probabilidade cumulativa equivalente. ............................................... 19
Figura 3: Curvas de potência de aerogeradores de um mesmo fabricante. ............. 22
Figura 4: Estação de Testes de Aerogeradores do Risø em Høvsøre (RISØ,
2010). ................................................................................................ 23
Figura 5: Posição da torre anemométrica e área de influência da esteira. (IEC
61400-12, 2005) ................................................................................ 25
Figura 6: Exemplos de anemômetros de copos. ...................................................... 26
Figura 7: Exemplos de sensores de direção. ........................................................... 28
Figura 8: Esquema de ligação de um sensor de temperatura por
termoresistência. ............................................................................... 30
Figura 9: Dados medidos e normalizados de potência elétrica versus
velocidade do vento. .......................................................................... 34
Figura 10: Dados medidos e normalizados de potência elétrica versus
velocidade do vento. .......................................................................... 37
Figura 11: Elementos para sistema de medição. ..................................................... 43
Figura 12: Tensão nos terminais dos aerogeradores (ONS, 2009). ......................... 43
Figura 13: Esquema do equipamento gerador de afundamento de tensão.............. 44
Figura 14: Esquema do escoamento de ar em torno de uma pá (Wagner,
1996). ................................................................................................ 47
Figura 15: Exemplos de nível de pressão sonora (Bruel and Kjaer Instruments). .... 49
Figura 16: Imagem do microfone sobre uma placa e esquema de sua posição
em relação ao aerogerador, IEC 61400-11 (2006). ........................... 50
5
LISTA DE TABELAS
Tabela.1: Parâmetros eólicos para as classes de projeto. ....................................... 20
Tabela 2: Valores calculados por intervalo de velocidade. ....................................... 34
6
INTRODUÇÃO
O objetivo do presente curso é apresentar alguns dos principais aspectos
técnicos dos aerogeradores que são tratados em normas técnicas. A presente
apostila tem como objetivo complementar as informações apresentadas durante as
aulas, informações mais detalhadas poderão ser encontradas nas referencias
apresentadas no final da mesma. Caso haja necessidade de referenciar alguma
informação apresentada nesta apostila, fazer referencia à fonte original.
O primeiro capítulo apresenta a situação atual da normalização técnica na área
de energia eólica e apresenta as principais normas técnicas internacionais vigentes
atualmente. No segundo capítulo, é apresentado sistema de certificação de tipo de
um aerogerador, quais os principais fases necessárias para se obter esta
certificação e as normas empregadas.
O terceiro capítulo traz as principais características do vento que devem ser
consideradas no projeto de um aerogerador, bem como as quatro classes de projeto
nas quais o equipamento deve ser classificado. No quarto capítulo será apresentada
a metodologia para levantamento da curva de potência do aerogerador, os
procedimentos de medição e análise dos dados registrados. A partir da curva
calculada, será possível calcular a estimativa de geração anual de energia do
aerogerador.
O quinto capítulo abordará os princípios de medição da qualidade da energia
gerada por um aerogerador e como se dá o teste de suportabilidade ao afundamento
de tensão na rede elétrica.
Finalmente, no capítulo seis serão apresentados
aspectos referentes à emissão de ruídos por aerogeradores, como é feita esta
medição e como as normas brasileiras tratam o assunto da exposição ao ruído.
7
1
NORMALIZAÇÃO EM ENERGIA EÓLICA
Normalização é uma atividade coletiva de elaboração de documentos contendo
conhecimentos técnicos em forma de regras, diretrizes, ou características com um
alto grau de ordenação que sejam destinados ao uso comum e repetitivo. O principal
produto desta atividade é a norma, que deve ser estabelecida por consenso e
aprovada por um organismo reconhecido.
A normalização desenvolve-se fundamentalmente através de organismos
nacionais, regionais e internacionais. Os organismos nacionais buscam a
harmonização dos interesses do governo, indústria, consumidores e comunidade
científica de seu país enquanto que os internacionais unem ações normativas
resultantes de cooperações e acordos entre diferentes países. Há ainda algumas
organizações e empresas que possuem seu sistema de normalização próprio. De
uma forma geral, quanto mais restrito o âmbito de elaboração da norma, mais
restritiva é a norma elaborada, por trazer mais especificidades locais. Normas
internacionais tendem a ser mais genéricas.
Na área de energia eólica, a Agência Internacional de Energia (International
Energy Agency – IEA) publicou várias recomendações técnicas a partir dos anos 80
que tiveram grande influência nas práticas adotadas pela indústria e vieram a ser
adotadas por normas desenvolvidas posteriormente. As principais recomendações
técnicas da IEA voltadas para a indústria eólica são:
1. Desempenho de Geração (Power Performance), 1990
2. Custo da Energia de Aerogeradores (Cost of Energy from WECS), 1994
3. Carregamentos de Fadiga (Fatigue Loads), 1990
4. Medição da Emissão de Ruídos (Measurement of Noise Emission), 1994
5. Interferência Eletromagnética (Electromagnetic Interference), 1986
6. Segurança Estrutural (Structural Safety), 1988
7. Qualidade de Energia (Quality of Power), 1984
8. Glossário de Termos (Glossary of Terms), 1993
9. Proteção contra Raios (Lightning Protection), 1997
10. Medição da Exposição ao Ruído (Measurement of Noise Immision), 1997
11. Medição da velocidade do vento (Wind Speed Measurement), 1999
8
Atualmente, as normas técnicas internacionais de energia eólica englobam
requisitos de segurança, técnicas de medição e procedimentos de testes de
equipamentos e são desenvolvidas pelo Comitê Técnico 88 da Comissão
Eletrotécnica Internacional (International Electrotechnical Commission - IEC). Este
comitê é formado por representantes de 25 países, tendo ainda a participação de 13
países observadores. O Brasil é um dos países observadores na IEC, sendo
representado pelo COBEI, Comitê Brasileiro de Eletricidade, Eletrônica, Iluminação e
Telecomunicações através de um acordo com a ABNT. As normas e especificações
técnicas (TS) atualmente em vigor sob responsabilidade do TC 88 são:
IEC 61400-1: Requisitos de projeto (Design requirements) - Edição 3.0, (2005).
É a principal norma sobre o assunto, define os requisitos de projeto para
aerogeradores de grande porte.
IEC 61400-2: Requisitos de projeto para turbinas eólicas de pequeno porte
(Design requirements for small wind turbines) - Edição 2.0, (2006).
É equivalente a norma parte 1, porém voltada para aerogeradores de pequeno porte,
ou seja, com raio do rotor inferior a 8m e nível de tensão de geração inferior a
1.000V em corrente alternada, ou 1.500V em corrente contínua.
IEC 61400-3: Requisitos de projeto para turbinas eólicas offshore (Design
requirements for offshore wind turbines) - Edição 1.0, (2009).
Também é equivalente a norma parte 1, porém voltada para aerogeradores
fabricados para serem instalados no mar.
ISO 81400-4: Projeto e especificação de caixas de engrenagens (multiplicador
de velocidade) (Design and specification of gearboxes) - Edição 1.0, (2006).
Esta norma traz requisitos para projeto, fabricação e verificação de caixas de
engrenagem com objetivo de garantir uma alta confiabilidade operacional. Sua
elaboração foi iniciada em 1993, quando a Associação Americana de Fabricantes de
Engrenagens – AGMA, tornou-se responsável pela secretaria do comitê técnico 60
da Organização Internacional de Normalização - ISO, sendo publicada inicialmente
como a recomendação AGMA/AWEA 6006-A03 em 1996 e como uma norma
nacional americana em 2003.
9
Apesar de normas internacionais sobre engrenagem serem normalmente
escopo da ISO, por se tratar de um tema estratégico sobre aerogeradores, foi
montado um grupo misto entre o TC60 da ISO e o TC88 da IEC, passando a ser
adotada pela ISO a partir de 2005 de forma reconhecida pela IEC. Esta norma está
em revisão deverá ser publicada como IEC 61400-4 a partir de 2012.
IEC 61400-11: Técnicas de medição de ruído acústico (Acoustic noise
measurement techniques) - Edição 2.1, (2006). Define a metodologia para medição
da emissão de ruído acústico dos aerogeradores.
IEC 61400-12-1: Medições de desempenho de geração (Power performance
measurements of electricity producing wind turbines) - Edição 1.0, (2005). Define as
técnicas para medição da potência de geração da turbina eólica e definição da sua
curva de potência.
IEC/TS 61400-13: Medição de carregamentos mecânicos (Measurement of
mechanical loads) - Edição 1.0, (2001). Esta especificação técnica apresenta os
procedimentos para medição dos carregamentos mecânicos com a finalidade de
efetuar a validação dos cálculos de projeto e determinação da magnitude dos
carregamentos atuantes no aerogerador sob condições específicas. O procedimento
divide as condições de medição em duas categorias: regime permanente e eventos
transientes, equivalentes às premissas de projeto definidas na IEC 61400-1
As medições dos principais esforços devem ser realizadas preferencialmente
por extensômetros (“straingauges”) aplicados em locais adequados da pá, do eixo e
da torre do aerogerador, os quais devem ser calibrados após instalação e suas
grandezas medidas, verificadas. Além das medições de esforços, também devem
ser medidas as condições do vento (velocidade, turbulência, direção e densidade) e
os parâmetros operacionais do aerogerador (velocidade de rotação, erro de yaw,
potência elétrica e ângulo de passo).
10
IEC/TS 61400-14: Declaração do nível de potência sonora aparente e dos
valores de tonalidade (Declaration of apparent sound power level and tonality
values) - Edição 1.0, (2005). Especificação técnica que define os métodos para a
declaração do nível de potência sonora e os valores das componentes tonais
emitidos pelas turbinas eólicas.
IEC 61400-21: Medição e avaliação das características de qualidade de energia
de aerogeradores conectados a rede (Measurement and assessment of power
quality characteristics of grid connected wind turbines) - Edição 2.0, (2008). Define
os métodos para medir a qualidade do sinal elétrico produzido por turbinas eólicas.
IEC 61400-22: Ensaios de conformidade e certificação (Conformity testing and
certification) - Edição 1.0, (2010). Define as regras e procedimentos para certificação
de tipo da turbina eólica e para certificação de projetos de parque eólico instalado
em terra ou no mar.
IEC/TS 61400-23: Testes estruturais das pás do rotor em escala real (Full-scale
structural testing of rotor blades) - Edição 1.0, (2001). Cada novo tipo de pá
fabricado deve ser testado em escala real para verificação de seu projeto estrutural
e da adequação dos processos de fabricação. Os testes descritos nesta
especificação técnica têm como objetivo verificar se a pá resiste às tensões
estáticas e de fadiga definidas em seu projeto.
IEC/TR 61400-24: Proteção contra raios (Lightning protection) - Edição 1.0, (2010).
Este relatório técnico da IEC traz vários aspectos sobre a proteção contra descargas
atmosféricas em turbinas eólicas, desde o status atual do conhecimento sobre o
fenômeno e seus impactos sobre aerogeradores, tendo como base o histórico de
vários casos de equipamentos atingidos por raios. Até o procedimento para
avaliação de risco e aplicação de métodos apropriados para proteção contra
descargas atmosféricas.
IEC 61400-25-1 a 6: Comunicações para monitoramento e controle de usinas
eólicas (Communications for monitoring and control of wind power plants).
11
Conjunto de seis normas que definem os protocolos de comunicação para
medição e controle remoto de parques eólicos.
IEC/TS
61400-26-1:
Disponibilidade
baseada
no
tempo
para
para
aerogeradoresParte inferior do formulário (Time-based availability for wind turbine
generating systems) - Edição 1.0, (2011). Especificação técnica recente que define
termos genéricos para descrever a disponibilidade do aerogerador e seus
componentes, a expectativa de vida, reparos e critérios para determinar os intervalos
de manutenção.
Deve-se adicionar a este grupo de documentos, a norma IEC 60050-415:
Vocabulário Eletrotécnico Internacional para Aerogeradores, elaborada pelo TC01,
responsável por sancionar os termos e definições utilizados pelos diferentes comitês
da IEC.
Em 2005, o COBEI criou uma comissão técnica para elaborar as normas
brasileiras na área de energia eólica e aproximar-se do comitê técnico 88 da IEC,
aumentando a participação brasileira neste segmento. Atualmente, 3 normas do
TC88 já foram traduzidas para o português e adotadas pela ABNT, são elas : ABNT
NBR IEC 61400-1:2008, ABNT NBR IEC 61400-21:2010 e ABNT NBR IEC 6140012-1:2012.
2
2.1
CERTIFICAÇÃO DE AEROGERADORES
Introdução
Para que um aerogerador possa ser comercializado internacionalmente é
necessário que ele possua certificados de conformidade a requisitos de projetos
definidos e aceitos, esses certificados são normalmente emitidos por organizações
independentes e compreendem a turbina eólica completa ou seus componentes,
como pás, caixas de engrenagens ou torres (Woebbeking, M., 2010). A certificação
de aerogeradores teve início na Dinamarca, Alemanha e Holanda há cerca de 30
anos, através da aplicação de procedimentos locais.
12
Com o desenvolvimento do mercado global de energia eólica, outros países,
como China, Grécia, Índia, Espanha, Suécia e EUA também desenvolveram suas
instituições de certificação para apoio ao desenvolvimento da indústria eólica local,
com uma tendência à utilização das normas internacionais emitidas pela IEC.
A IEC publicou em 2001 a norma WT 01 que trazia as regras e procedimentos
para se obter a certificação de tipo para um aerogerador e a certificação de projeto
para uma central eólica. Em 2010 esta norma foi revisada e recebeu a numeração
61400-22, passando a fazer parte da série de normas 61400.
2.2
Certificação de Tipo
A certificação de tipo é uma confirmação da conformidade do aerogerador aos
requisitos técnicos definidos por procedimentos reconhecidos emitida por um órgão
certificador independente. De acordo com os procedimentos para certificação
definidos na IEC 61400-22 (2008), a certificação de tipo para aerogeradores se
subdivide em oito módulos, sendo cinco obrigatórios: avaliação das bases do projeto
(projeto básico), avaliação do projeto, avaliação da fabricação, ensaios de tipo e
avaliação final; e três opcionais: avaliação do projeto da fundação, avaliação da
construção da fundação e medições das características de tipo, conforme figura 1.
13
Avaliação do
Projeto Básico
Módulos
Opcionais
Avaliação do
Projeto
Avaliação do
Projeto da
Fundação
Avaliação da
Fabricação
Avaliação da
Construção da
Fundação
Ensaios de Tipo
Testes de
segurança
e função
Desempenho
de potência
Medições das
Características de
Tipo
Qualidade
de Energia
suportabilidade
ao afundamento
de tensão
Cargas
mecânicas
Teste
de pás
Outros
testes
Ruído
acústico
Avaliação Final
Certificação de
Tipo
Figura 1: Módulos da certificação de Tipo.
Dos nove módulos citados, dois abrangem a realização de testes e ensaios,
os ensaios de tipo e medições das características de tipo. O módulo de ensaios de
tipo compreende os seguintes elementos:
- Testes de segurança e função, cuja finalidade é verificar se o aerogerador em teste
apresenta o comportamento previsto no projeto. As principais funções do controle
para garantir a segurança do aerogerador são definidas na IEC 61400-1 (2005). No
entanto, para a realização dos testes o guia de certificação da Germanicsher Loyd
(2010) apresenta o procedimento detalhado a ser seguido.
14
- Medições de desempenho de geração, cujo objetivo é registrar uma curva de
potência medida e a produção anual de energia prevista para o tipo de turbina
eólica, conforme IEC 61400-12-1 (2005).
Durante o levantamento da curva de potência registra-se uma nuvem de
pontos que se espalham em volta da curva do valor médio da potência. Segundo
(Pedersen, T.F. et al, 2011), a origem destes desvios pode ser devido à manutenção
e operação do aerogerador, baixa correlação entre o vento medido e o incidente no
rotor, incertezas de medição ou características do vento. Os autores investigaram a
influência do gradiente vertical do vento sobre a potência gerada por uma turbina
eólica utilizando o sistema de medição com tecnologia LiDAR (Light Detecting and
Ranging).
- Medições de Carregamentos Mecânicos, que têm como finalidade efetuar a
validação dos cálculos e determinar a magnitude dos carregamentos no aerogerador
sob condições específicas, de acordo com a IEC/TS 61400-13 (2001).
- Cada novo tipo de pá fabricado deve ser testado em escala real para se verificar o
projeto estrutural da pá e avaliar a adequação dos processos de fabricação. Os
testes devem verificar se a pá resiste às tensões estáticas e de fadiga definidas em
seu projeto (IEC TS 61400-23, 2001).
O organismo de certificação pode exigir a realização de outros testes e/ou
medições para inclusão no ensaio de tipo, esses testes podem incluir a medição das
condições térmicas e mecânicas dos principais componentes mecânicos e elétricos,
bem como testes ambientais dos conjuntos eletrônicos e testes de compatibilidade
eletromagnética que são definidos na IEC TR 61400-24 (2002) e em outras versões
da IEC como a série IEC 61000-4-X (2006).
O ensaio de tipo para uma turbina eólica equipada com caixa de engrenagem
deve incluir um teste de campo para a caixa de engrenagem.
15
Durante o teste, deve-se observar o desenvolvimento do padrão de contato
com o aumento do carregamento no eixo e registrar a temperatrura dos rolamentos
e do óleo lubrificante. Deve-se ainda monitorar a vibração e a emissão de ruído
emitido pela caixa de engrenagem (ISO 81400-4, 2002).
O módulo das Medições das características de tipo compreende os seguintes
elementos:
- Ensaio de Qualidade de Energia permite registrar as características de qualidade
da energia gerada pelo tipo de turbina eólica, de acordo com a IEC 61400-21 (2001).
Devido à variabilidade do vento e às características dinâmicas do aerogerador, a
geração eólica pode ocasionar distúrbios na rede elétrica, que podem ser sentidos
até mesmo pelo cintilar de uma lâmpada, fenômeno conhecido por Flicking (Rosas,
P. A, 2003).
- Ensaio de suportabilidade à subtensões deve registrar a capacidade do
aerogerador em suportar o afundamento de tensão em uma ou mais fases no ponto
de conexão (Ride Through Capabilities), de acordo com os Requisitos técnicos
mínimos para a conexão à rede básica (ONS, 2009). O Operador Nacional do
Sistema Elétrico define uma curva de afundamento tensão à qual a central eólica
deve continuar operando se a tensão nos seus terminais permanecer acima desta
curva.
- Medições de ruído acústico devem ser realizadas de acordo com os procedimento
definidos na norma IEC 61400-11 (2002) e fornecem as caracterísitcas de emissão
de ruídos do aerogerador testado, permitindo realizar uma avaliação prévia do
impacto causado por uma central eólica instalada próxima de uma comunidade
(NBR 10151, 2000).
Todos os ensaios citados acima devem ser, preferencialmente, realizados por
instituições acreditadas, de acordo com a norma ISO/IEC 17025 (2005) que foi
publicada primeiramente no início do ano 2000 para substituir a ISO/IEC Guia 25 e a
EN 45001, utilizada na Europa.
16
A Coordenação Geral de Acreditação do Inmetro (Cgcre) é o organismo de
acreditação de organismos de avaliação da conformidade reconhecido pelo Governo
Brasileiro.
3
REQUISITOS DE PROJETO DE AEROGERADORES
3.1
Introdução
Neste capítulo serão apresentados alguns dos principais requisitos técnicos
definidos pela norma IEC-61400-1 para garantir a segurança do aerogerador e dos
principais sistemas que o compõe, bem como as quatro classes de projeto nas quais
o equipamento deve ser classificado. Os requisitos apresentados se aplicam à fase
de projeto, fabricação, instalação e operação do aerogerador.
3.2
Parâmetros Eólicos de Projeto
O vento é normalmente medido por um anemômetro de copo e registrado por
um sistema de aquisição de dados que faz a leitura da velocidade a cada segundo e,
em seguida, calcula a velocidade média e seu desvio padrão utilizando os 600
valores medidos a cada dez minutos. Ao longo de um ano, o sistema de aquisição
pode gravar até 52.560 valores de velocidade média integrados a cada 10 minutos.
A distribuição destas velocidades ao longo do ano é apresentada em forma de
histograma, ou seja, um gráfico de barras apresentando o número de ocorrências
para cada intervalo de velocidade, figura 2(a).
A partir da distribuição da velocidade do vento é possível conhecer como o
aerogerador irá funcionar durante sua vida útil e determinar, por exemplo, quantas
vezes ele será submetido a uma condição de esforços específica, o que permite
estimar o dano por fadiga esperado ao longo de sua vida útil. A distribuição de
velocidades é representada por uma função estatística de distribuição de
probabilidade. As funções freqüentemente utilizadas são a de Rayleigh, PR(V0), e
Weibull, PW(V0).
  V0  k 
PW (V0 ) = 1 − exp−    para a função de Weibull
  C  
(1)
17
 π  V
PR (V0 ) = 1 − exp −  0
 4  Vmed




2


 para a função de Rayleighl

(2)
e
com
π
 1
Vmed = C ⋅ Γ1 +  ou C ⋅
, se k = 2
2
 k
(3)
Onde:
P(V0) é a função de probabilidade cumulativa, ou seja, a probabilidade de que V<V0;
V0
é a velocidade do vento (limite);
Vmed é o valor médio de V;
C
é o parâmetro de escala da função de Weibull;
k
é o parâmetro de forma da função de Weibull;
Γ
é a função gama.
As funções apresentadas acima são as de probabilidade cumulativa, ou seja,
a probabilidade que a velocidade do vento seja menor que V0. Para se determinar a
probabilidade que ocorram velocidades de vento entre um intervalo delimitado por
V1 e V2, basta calcular a diferença das probabilidades cumulativas das duas
velocidades P(V2) – P(V1), conforme apresentado na figura 2 (b).
Função de Probabilidade Cumulativa
Frequência
Distribuição de Velocidades
Frequência
10%
8%
80%
60%
6%
40%
4%
20%
2%
0%
0
100%
0%
0
5
V1
10
V2 15
Velocidade do vento (m/s)
20
25
5
V1
10
V2 15
20
25
Velocidade do vento (m/s)
18
Figura 2: (a) Histograma de distribuição de velocidades com curva de densidade de probabilidade
ajustada (b) Função de probabilidade cumulativa equivalente.
A IEC 61400-1 (2005) define a utilização da função de Rayleigh para
modelagem das condições normais de vento, essa função pode ser considerada
como um caso específico da função de Weibull onde o parâmetro de forma, k é igual
a dois. Desta forma, diferentemente da função de Weibull que permite o ajuste da
forma de sua curva através da variação do parâmetro k, a distribuição de Rayleigh é
função apenas da velocidade média e não consegue representar distribuições de
vento com grande concentração em torno da média, como as que ocorrem na região
nordeste do Brasil.
A IEC 61400-1 (2005) utiliza a velocidade de referência do vento, Vref, como
parâmetro básico para definir as classes de projeto de aerogeradores. Ela é definida
como a velocidade máxima medida em 10 minutos com período de recorrência de
50 anos. Para as condições normais definidas pela norma (distribuição de
velocidades segundo a função de Rayleigh), a velocidade de referência é definida
como:
(4)
Vref = 5 Vmed
Para o cálculo da velocidade que o aerogerador deve suportar, também
conhecidas como velocidade de “sobrevivência”, duas velocidades extremas com
tempo de integração de 3 segundos são definidas: Ve50 , com período de recorrência
de 50 anos, e Ve1 com período de recorrência de 1 ano. Ambas são calculadas em
função da velocidade de referência, da seguinte forma:
 z
Ve50 ( z ) = 1,4 ⋅ Vref 
 z cubo



0 ,11
Ve1 ( z ) = 0,8 ⋅ Ve50 ( z )
(5)
(6)
19
O desvio padrão da velocidade, σ1, utilizado para o cálculo da intensidade de
turbulência é encontrado em função de um valor de Intensidade de turbulência de
referência, Iref, de acordo com a equação abaixo:
(7)
σ1= Iref (0,75Vcubo + 5,6)
Os principais esforços aos quais um aerogerador é submetido são fortemente
dependentes da intensidade e turbulência do vento onde ele será instalado, desta
forma são definidas três condições padrões a serem adotadas para três classes de
projeto, onde a primeira classe é associada a maior velocidade de vento. Cada
classe ainda pode ser associada a três categorias de turbulência diferentes, A, B e
C, definidas pelo valor de Iref, conforme tabela 1.
Tabela.1: Parâmetros eólicos para as classes de projeto.
Parâmetro de Projeto
Classe I
Classe
Classe
II
III
Velocidade de referência
50
42,5
37,5
Velocidade média anual
10
8,5
7,5
59,5
52,5
Rajada de 1s com recorrência de 70
50 anos
Classe S
Definidos
Rajada de 1s com recorrência de 52,5
44,6
39,4
pelo
1 ano
projetista
Categoria A para turbulência alta, 0,16
do
Iref
aerogera
Categoria
B
para
turbulência 0,14
dor
média, Iref
Categoria C para turbulência alta, 0,12
Iref
20
As primeiras versões da norma traziam uma quarta classe de projeto com
velocidade inferior à da classe III, mas a partir da terceira edição publicada em 2005,
a quarta classe foi substituída pela classe S, voltada para condições específicas do
vento definidas pelo projetista do aerogerador. Para projetos classe S, a distribuição
de Rayleigh pode ser substituída pela distribuição de Weibull.
3.3
Sistema de Controle e Segurança
A principal função do sistema de controle é manter os parâmetros
operacionais da máquina dentro dos seus limites normais. Os principais parâmetros
a serem controlados são:
•
Potência de geração;
•
Velocidade rotacional da turbina;
•
Conexão à rede elétrica;
•
Procedimentos de partida e parada do equipamento;
•
Torção dos cabos que se conectam à nacele;
•
Alinhamento do rotor ao vento incidente.
O objetivo do sistema de proteção é assegurar que o equipamento se
mantenha numa condição segura mesmo que um parâmetro operacional crítico
exceda seu limite normal após a ocorrência de uma falha no aerogerador. O sistema
de segurança deve ser ativado nos seguintes casos:
•
Sobrevelocidade;
•
Sobrecarga ou falha no gerador;
•
Vibração excessiva;
•
Torção excessiva dos cabos da nacele.
Para cada parâmetro é necessário configurar um nível de ativação que o
sistema de segurança seja acionado. O limite máximo da velocidade rotacional que
ativa o sistema de segurança é um parâmetro chave para o projeto estrutural da
máquina, uma vez que os carregamentos no aerogerador aumentam muito com o
aumento da velocidade de rotação.
21
4
MEDIÇÃO DO DESEMPENHO DOS AEROGERADORES
O principal objetivo do ensaio de desempenho de um aerogerador é a
definição de sua curva de potência para permitir sua comercialização. A curva de
potência apresenta a relação entre a velocidade do vento incidente sobre o rotor,
medida através de uma torre anemométrica instalada em suas proximidades, e a
potência elétrica gerada pelo aerogerador, figura 3.
Curva de Potência
2500
Potência (kW)
2000
1500
1000
S88–2.1 MW
S95-2.1 MW
500
S97-2.1 MW
0
0
5
10
15
20
25
Velocidade do Vento (m/s)
Figura 3: Curvas de potência de aerogeradores de um mesmo fabricante.
Os procedimentos para realizar a medição da curva de potência foram
publicados inicialmente pela IEA em 1982, sendo apenas recomendações sem valor
normativo. Em 1993 o comitê técnico 88 da IEC iniciou a elaboração da primeira
norma internacional, tendo como referência a segunda edição das recomendações
da IEA, em 1990 e as recomendações elaboradas por institutos de pesquisa
europeus, como a ECN, em 1989, e Risø, em 1993, o que culminou com a
publicação da norma IEC 61400-12 em 1998 (BURTON, 2001). Atualmente a IEC
61400-12 está em sua segunda edição (IEC 61400-12, 2005) e é a norma aceita
internacionalmente para o levantamento da curva de potência de aerogeradores.
22
Durante o levantamento da curva de potência registra-se uma nuvem de
pontos que se espalham em volta da curva do valor médio da potência. Segundo
(Pedersen, T.F. et al, 2011), a origem destes desvios pode ser devido à manutenção
e operação do aerogerador, baixa correlação entre o vento medido e o incidente no
rotor, incertezas de medição ou características do vento.
4.1
Configuração do local de medição
Alguns fabricantes instalam seus aerogeradores em áreas próximas às suas
instalações devido à facilidade em acompanhar os ensaios, mas na maioria dos
casos os aerogeradores são instalados em áreas projetadas especificamente para a
realização de ensaios em aerogeradores e que pertencem a centros de pesquisa ou
empresas de serviço de medição, figura 4.
Figura 4: Estação de Testes de Aerogeradores do Risø em Høvsøre (RISØ, 2010).
23
A área de testes deve apresentar relevo simples, com baixa declividade e ser
livre de obstáculos. Caso o relevo do local possa causar uma variação na velocidade
do vento entre a torre de medição e o aerogerador superior a 1%, deve-se realizar a
calibração do local, que consiste na instalação de duas torres anemométricas, uma
no local do aerogerador e outra no ponto definitivo onde será mantida a medição
anemométrica. O objetivo é levantar uma tabela com os coeficientes de correção e
incertezas entre os dois pontos para diferentes direções de incidência do vento.
A IEC define os critérios para verificação da necessidade de realização da
calibração da área. De forma simplificada, a inclinação do terreno não pode ser
superior a 3% na área definida pelo círculo em volta do aerogerador com raio de
duas vezes a distância, L entre o aerogerador e a torre de medição, aumentando
este limite para 5% e 10% entre as áreas delimitadas entre 2L a 4L e 4L a 8L,
respectivamente. Também se deve verificar a máxima variação de altitude do terreno
em relação ao plano.
A torre de medição não deve ser instalada muito próxima ao aerogerador para
não causar interferência no vento, nem muito longe, pois diminui a correlação entre
a medição da velocidade do vento e da eletricidade gerada. A torre de medição deve
ser instalada a uma distância entre 2 a 4 vezes o diâmetro do rotor, D, recomendase utilizar a distância de 2,5D.
Uma vez instalada, as medições não são validas para qualquer direção do
vento, pois caso a torre anemométrica fique posicionada atrás do aerogerador em
relação à incidência do vento, a velocidade será perturbada pela esteira
aerodinâmica formada atrás do aerogerador. Desta forma, foram definidos setores,
que variam com a distância da torre, onde as medições não são válidas e devem ser
descartadas. A figura 5 apresenta os limites de distâncias recomendadas e
respectivos setores onde as medições são válidas.
24
Figura 5: Posição da torre anemométrica e área de influência da esteira. (IEC 61400-12, 2005)
4.2
Medição da velocidade do vento
A velocidade do vento é o parâmetro mais crítico a ser medido e geralmente
apresenta várias fontes de incerteza. A IEC define a velocidade do vento como a
média (em 10 minutos) dos módulos da componente horizontal dos vetores de
velocidade instantâneas (a cada 1 segundo), incluindo apenas as componentes
lateral e longitudinal da turbulência, sem considerar a componente vertical.
Atualmente,
apesar
de
existirem
vários
tipos
de
anemômetros
e
equipamentos alternativos, como o LIDAR e SODAR, que utilizam a emissão e
recepção de luz e som, respectivamente para a quantificação da velocidade do
vento, apenas o anemômetro de copos é aceito para este tipo de medição. No
entanto, devem-se verificar suas principais características e configurações de
montagem para garantir a máxima exatidão da medição.
25
Figura 6: Exemplos de anemômetros de copos.
Apesar de não ser definido um limite mínimo de exatidão, o anemômetro deve
ser calibrado antes e recalibrado após a campanha de medição e a diferença entre a
as curvas de regressão linear não podem apresentar diferença superior a 0,1 m/s
entre as velocidades de 6 m/s e 12 m/s. Além disso, vários requisitos são exigidos
dos laboratórios que realizam a calibração do anemômetro, inclusive provar que
seus resultados estão coerentes com os de outros laboratórios através de testes de
intercambiabilidade, onde os valores devem estar dentro de uma faixa de desvio de
1% do valor médio encontrado entre os laboratórios para o intervalo de velocidades
entre 4 m/s a 16 m/s.
Quanto à suas características operacionais, o anemômetro de copos é
classificado de acordo com a influência dos fatores externos sobre sua medição. Os
parâmetros avaliados que influenciam os anemômetros de copos são a turbulência,
a temperatura do ar, a densidade do ar e o ângulo de inclinação média do fluxo.
Para a medição da curva de potência, o anemômetro deve apresentar classificação
melhor que 2,5B ou 1,7A, onde “1,7” é o número de classe e está associado com o
máximo desvio da medição devido à variação dos fatores de influência e “A” é o tipo
de classe avaliada e depende das características do terreno onde serão realizadas
as medições.
26
Para que um anemômetro registre apenas a componente horizontal do vento,
ele deve apresentar uma resposta angular do tipo cossenoidal, ou seja, a variação
do valor medido deve variar em função do ângulo de incidência do vento o mais
próximo possível da curva do cosseno. Caso o anemômetro seja insensível à
variação do ângulo de incidência, o que não é desejável para a medição da curva de
potência do aerogerador, a medida realizada pelo instrumento é a da velocidade de
vento total
A
(u 2 + v 2 + w 2 )
montagem
dos
.
instrumentos
na
torre
de
medição
deve
seguir
rigorosamente as recomendações da IEC, inclusive em relação à posição e tamanho
das hastes que suportam os equipamentos para evitar os distúrbios causados ao
escoamento do ar em torno da torre. O anemômetro deve ser instalado na altura do
eixo do aerogerador, podendo variar em mais ou menos 2,5%.
4.3
Medição da direção do vento
A direção do vento deve ser medida com um sensor de direção, também
conhecido como cata-vento ou biruta e tem como principal finalidade permitir a
exclusão das medições realizadas dentro da região de influência do aerogerador, ou
no caso de montagem de dois anemômetros na mesma altura, definir quando deve
ser considerada a medição de cada um.
O sensor geralmente é construído com uma resistência circular onde um dos
terminais é variado de acordo com a posição do vento, o valor registrado é a relação
entre a resistência parcial com um dos terminais variáveis sobre o valor da
resistência total circular. O sensor deve apresentar o menor espaço possível (“gap”)
entre o início e o fim da resistência, equivalente aos valores de 0° e 360°. Além
disso, o sistema de aquisição deve ser configurado para fazer a média vetorial, de
forma que se evite que, para direções instantâneas entre 350° e 10°, o valor médio
encontrado seja de 180°. A norma define que sua inc erteza total devido à calibração,
orientação e operação, seja inferior a 5°.
27
O sensor de direção deve ser montado na altura do cubo, a uma distância
inferior a 2,5 m do anemômetro, porém não se deve instalá-lo a muito próximo
(distância inferior a 1,5 m), para evitar que ele perturbe o fluxo de ar incidente no
anemômetro.
Figura 7: Exemplos de sensores de direção.
4.4
Medição da temperatura e pressão do ar
A energia disponível no vento é diretamente proporcional à densidade do ar.
Desta forma, é imprescindível sua definição de forma precisa para permitir a
correção da velocidade do vento para uma velocidade equivalente em uma
densidade padrão.
Para o cálculo da densidade, é necessária a medição da temperatura e da
pressão do ar conforme apresentado pela equação 8.
ρ10 min =
B10 min
R 0 ⋅T10 min
(8)
Onde:
ρ10min é a densidade do ar calculada média, em 10 minutos [Kg/m3];
T10min é a temperatura do ar medida média, em 10 minutos [K];
B10min é a pressão do ar medida média, em 10 minutos [Pa];
R0
é a constante do gás para o ar seco, 287,05 [J/kg.K]
28
Para locais que apresentem altas temperaturas, como no Nordeste do Brasil,
é recomendado que o cálculo da densidade leve em consideração o efeito da
umidade relativa do ar, φ, conforme apresentado na equação 9.
ρ10 min =
1
T10 min
B
 1
1
⋅  10 min − φ10 min PW 
−
 R0 RW
 R0

 


(9)
Onde:
φ10min é a umidade relativa (entre 0 a 1).
RW
é a constante do gás para o vapor d’água, 461,5 J/(kg.K).
PW
é a pressão de vapor da água em Pa, para a temperatura T10min.
Os sensores de temperatura e umidade devem ser instalados a no máximo 10
m da altura do cubo do aerogerador. O sensor de pressão deve seguir a
recomendação, mas caso não seja possível, as medições de pressão devem ser
corrigidas para a altura do cubo conforme equação 10, definida na norma ISO 2533
(1975).
Bcubo
 β

= Bb 1 + ( H cubo − H b )
 Tb

− g n / β RW
(10)
Onde:
β
é o gradiente vertical da temperatura, -0.0065 [K/m].
H
é a altura em metros.
gn
é a aceleração gravitacional, 9,806 [m/s2].
Os índices “cubo” e “b” indicam as propriedades na altura do cubo e na altura
da medição da pressão, respectivamente.
29
Deve-se verificar que a equação utiliza a temperatura na altura da medição da
pressão, o que indica que é desejável que exista uma segunda medição de
temperatura na altura da medição de pressão, caso a pressão não seja medida na
altura do cubo. Além disso, a medição da temperatura nas duas alturas permite o
cálculo do gradiente vertical real da temperatura.
O
sensor mais
utilizado
para
medição
da
temperatura
em
torres
anemométricas é do tipo termorresistência ou RTD, (do inglês Resistance
Temperature Detector) que permite conhecer a temperatura do meio ambiente,
recorrendo à relação entre a resistência elétrica de um material e a sua temperatura.
As termoresistências geralmente são feitas de platina, níquel ou cobre, sendo a
platina mais utilizada por ser disponível em alto grau de pureza e ser resistente à
oxidação (Ribeiro, 1999). Uma termorresistência é identificada pelo material que a
constitui e pela resistência que apresenta a 0 °C. Por exemplo, uma Pt-100 será
uma termorresistência de platina que a 0 °C apresen ta uma resistência de 100 Ω.
Para se evitar a influência da resistência das soldas dos conectores, medição
da resistência é feita de forma indireta através da aplicação de uma pequena tensão
em uma ponte de Wheatstone, onde se utiliza um terceiro fio para compensar as
variações da resistência dos fios de transmissão do sinal provocadas pela
temperatura ambiente variável, conforme esquema da figura 8. Caso as resistências
dos fios A e B sejam iguais, elas se anulam por estarem nos lados opostos da RTD.
Figura 8: Esquema de ligação de um sensor de temperatura por termoresistência.
30
Os sensores de pressão mais utilizados são eletrônicos do tipo passivo, que
varia a resistência, capacitância ou indutância em função da pressão aplicada. Ele
necessita de uma tensão de alimentação para funcionar.
4.5
Ajuste dos dados para densidade padrão
A curva de potência do aerogerador varia de acordo com a densidade em que
ele está operando. Por isso, ela deve ser definida para a densidade média do local
de testes e para a densidade definida pela ISO para a atmosfera padrão ao nível do
mar, cujo valor é de 1,225 kg/m3. Como a potência gerada por um aerogerador é o
produto do Coeficiente de potência, CP, pela energia disponível no vento (equação
11), para o ajuste da curva de potência, basta calcular o valor da energia resultante
disponível para a nova densidade do ar desejada.
1
P = C P ⋅ ρAV 3
2
(11)
Onde:
P
Potência Elétrica de Geração [W];
CP
Coeficiente de potência;
ρ
é a densidade do ar [Kg/m3];
A
é a área varrida pelo rotor [m2];
V
é a velocidade do vento na altura do eixo [m/s].
Como o coeficiente de potência é uma característica aerodinâmica definida
para cada condição de operação do rotor, para aerogeradores com controle de
potência passivo, onde a velocidade de rotação e o ângulo das pás são
normalmente fixos, como os do tipo estol, basta realizar uma regra de três simples
considerando a densidade medida e a densidade de referência, conforme equação
12. Isso só é possível porque, apesar de haver variação na energia disponível no
vento por causa da variação de densidade, as condições aerodinâmicas
permanecem semelhantes para as mesmas velocidades de vento.
31
Pn = P10 min ⋅
ρ0
(12)
ρ10 min
Onde:
Pn
é a potência elétrica normalizada [W];
P10min é a potência elétrica medida média, em 10 minutos [W];
ρ10min é a densidade do ar calculada média, em 10 minutos [Kg/m3];
ρ0
é a densidade do ar de referência [Kg/m3];
Desta forma, a potência nominal do aerogerador varia de acordo com a
variação da densidade do ar em que o aerogerador irá operar. Caso seja necessário
ajustar a curva de potência do equipamento para uma densidade de ar específica, é
possível alterar o ângulo de passo da pá durante a instalação da pá no cubo do
rotor. Alguns aerogeradores com controle por estol possuem pequenos “rasgos” em
forma de arco circular, ao invés de furos, para facilitar o ajuste do ângulo da pá no
momento da instalação. Vale salientar que neste caso, a equação fornecida para
ajuste da curva de potência não é mais válida por se tratar de outra configuração do
rotor.
Para aerogeradores com controle ativo, onde o ângulo das pás é variável,
como nos aerogeradores com controle do ângulo de passo, as condições
operacionais do equipamento dependem da energia fornecida pelo vento e não
apenas de sua velocidade. Por exemplo, um aerogerador irá iniciar o ajuste do
ângulo de passo da pá para limitar a potência no gerador em uma velocidade de
vento mais baixa, caso a densidade do ar seja maior. Neste caso, a potência medida
deve ser associada a essa velocidade mais baixa. Por isso, para os equipamentos
de controle ativo, o ajuste da curva de potência para diferentes densidades deve ser
realizado sobre a velocidade do vento e não sobre a potência, como apresentado na
equação abaixo.
ρ
1
1
ρ o AVn3 = ρ10 min AV103 min ⇒ Vn = V10 min  10 min
2
2
 ρ0



1/ 3
(13)
Onde:
32
Vn
é a velocidade do vento normalizada [m/s];
V10min é a velocidade do vento medida média, em 10 minutos [m/s];
4.6
Medição da potência elétrica
A medição da potência do aerogerador deve ser realizada através de um
dispositivo de medição que se baseie na medição da corrente e tensão em cada
fase e que seja instalado após as cargas auxiliares do aerogerador, uma vez que se
deseja saber a potência líquida disponibilizada.
Geralmente a saída elétrica será trifásica, com freqüência de 50 ou 60 Hz, e
tensão na faixa de 380-415 V. As abordagens recomendadas são os métodos dos 3
wattímetros, ou dos 2 wattímetros quando não se tem neutro. Ambos permitem a
medição de uma carga trifásica balanceada ou desbalanceada, conectada em Y ou
∆. O transdutor deve atender aos requisitos exigidos pela IEC 60688 e deve ser de
classe 0,5 ou melhor.
4.7
A Curva de Potência
Os dados climáticos e elétricos devem ser medidos continuamente numa taxa
de amostragem de 1Hz e terem suas principais informações estatísticas registradas
a cada intervalo de 10 minutos, ou seja: valor médio, valor máximo, valor mínimo e
desvio padrão. Após a realização de uma campanha de medição e geração de uma
base de dados, deve-se primeiramente realizar as verificações de consistência,
normalização e possíveis ajustes necessários para se obter a base de dados,
conforme figura 9.
33
Figura 9: Dados medidos e normalizados de potência elétrica versus velocidade do vento.
Em seguida, os dados devem se divididos em intervalos de 0,5 m/s
centralizados em múltiplos de 0,5. Para cada intervalo, é calculada a média dos
valores de velocidade e dos valores de potência elétrica. A partir dos dados de
velocidade e potência deve-se calcular o valor do coeficiente de potência, CP, para
cada intervalo de acordo com a equação 11. A tabela 2 apresenta o resumo dos
cálculos realizados para a base de dados apresentada na figura 9.
Tabela 1: Valores calculados por intervalo de velocidade.
Velocidade
Coeficiente
Número do Intervalo
média
Potência
Intervalo
em (m/s)
(m/s)
média (kW) Potência
dados
1
0 a 0,75
0,44
0,0
0,00
49
2
0,75 a 1,25 1,05
0,0
0,00
123
3
1,25 a 1,75 1,55
0,0
0,00
357
de
Número de
34
4
1,75 a 2,25 2,01
0,0
0,00
513
5
2,25 a 2,75 2,52
1,4
0,03
782
6
2,75 a 3,25 3,02
10,0
0,14
1154
7
3,25 a 3,75 3,52
29,1
0,25
1999
8
3,75 a 4,25 4,01
58,2
0,34
2674
9
4,25 a 4,75 4,50
92,8
0,39
2957
10
4,75 a 5,25 5,01
134,9
0,41
3167
11
5,25 a 5,75 5,50
185,8
0,42
3102
12
5,75 a 6,25 6,00
248,2
0,44
2987
13
6,25 a 6,75 6,49
318,6
0,44
2633
14
6,75 a 7,25 6,99
400,8
0,44
2401
15
7,25 a 7,75 7,50
498,4
0,45
2211
16
7,75 a 8,25 7,99
607,9
0,45
2093
17
8,25 a 8,75 8,50
727,1
0,45
1711
18
8,75 a 9,25 8,99
853,9
0,45
1429
19
9,25 a 9,75 9,49
982,4
0,44
1091
9,99
1099,5
0,42
837
10,50
1213,7
0,40
699
11,00
1325,3
0,38
566
11,49
1407,0
0,35
448
11,97
1462,2
0,32
315
12,48
1494,3
0,29
208
12,98
1496,5
0,26
113
9,75
20
10,25
10,25
21
a
12,75
12,75
26
a
12,25
12,25
25
a
11,75
11,75
24
a
11,25
11,25
23
a
10,75
10,75
22
a
a
13,25
13,25
a
27
13,75
13,47
1497,3
0,23
45
28
13,75
a 14,02
1496,6
0,21
31
35
14,25
14,25
29
14,75
14,75
30
32
33
34
35
17,75
15,07
1497,5
0,17
7
15,46
1497,5
0,15
10
16,01
1497,5
0,14
14
16,46
1497,5
0,13
5
16,85
1497,5
0,12
2
17,40
1497,5
0,11
4
a
17,25
17,25
20
a
16,75
16,75
0,19
a
16,25
16,25
1496,4
a
15,75
15,75
14,46
a
15,25
15,25
31
a
a
Para ser considerada completa, a base de dados medidos deve atender aos
seguintes requisitos mínimos:
1 – Os dados devem pelo menos iniciar na velocidade de partida menos 1 m/s (3 – 1
= 2 m/s) e se estender até 1,5 vezes a velocidade que alcança 85% da potência
nominal (85% de 1.500 kW = 1.275 kW; P(V=10,5m/s) = 1.214 kW; 1,5 x 10,5 =
15,75 m/s). No exemplo dado, os dados vão de 0,44 m/s a 17,4 m/s.
2 – Cada intervalo deve possuir ao menos 30 minutos de dados registrados. O
intervalo 34 apresenta apenas 20 minutos de dados e não pode ser considerado
válido. No entanto como trata-se de apenas um intervalo entre dois intervalos
válidos, a potência média deste intervalo pode ser calculado por interpolação linear
entre os dois valores vizinhos.
3 - O total de dados não deve ser inferior a 180 horas. O exemplo anterior totaliza
mais de 6 mil horas registradas.
36
A curva de potência é o gráfico que apresenta a potência elétrica média em
função da velocidade de vento média, normalmente apresentada para a densidade
padrão de 1,225 kg/m3. Desta forma, para sua utilização, deve-se verificar qual a
densidade do ar do local de interesse e fazer o ajuste da curva para esta densidade.
Outra informação normalmente apresentada junto com a curva de potência é a curva
de coeficiente de potência do aerogerador, que pode ser traduzido como o
coeficiente de eficiência da conversão da energia encontrada no vento para energia
elétrica.
Apesar de calcular-se um valor médio para cada ponto da curva de potência,
estes valores encontrados apresentam incertezas que podem ser decorrentes de
várias causas, como: medição da potência elétrica, da velocidade do vento, da
temperatura e pressão do ar, ou do próprio sistema de aquisição de dados. Estas
incertezas devem ser calculadas e apresentadas no gráfico da curva de potência em
forma de desvios da média encontrada para cada intervalo de velocidade do vento.
A figura 10 é um gráfico no formato normalmente apresentado em um certificado de
desempenho de um aerogerador, onde todas as informações mencionadas acima
são apresentadas.
Curva de Potência e Coeficiente de Potência
1600
0,60
1200
0,45
1000
800
0,30
600
400
0,15
Coeficiente de Potência, Cp
Potência Elétrica (kW)
1400
200
0
0,00
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Velocidade do Vento (m/s)
Figura 10: Dados medidos e normalizados de potência elétrica versus velocidade do vento.
37
4.8
Produção Anual de Energia
Para o cálculo da estimativa de energia produzida pelo aerogerador deve-se
utilizar a curva de probabilidade de ocorrência da velocidade de vento. A Norma
recomenda a utilização da função de Rayleigh, porém para representar uma
condição específica, deve-se dar preferência a função de Weibull que consegue
representar diferentes comportamentos através da variação dos fatores de forma, k,
e de escala, C da função
O cálculo consiste em determinar a frequência de cada intervalo de velocidade de
vento f(Vi < V < Vi+1,), sendo a velocidade de vento V igual ao valor médio do
intervalo, e multiplicar pelo número total de horas de um ano e pela potência média
de geração, em kW, associada a esta velocidade através da curva de potência. O
resultado é a quantidade de energia, em kWh, que o aerogerador é capaz de
produzir em um ano neste intervalo de velocidade. Este procedimento deve ser
repetido para todas as velocidades de vento no intervalo de geração do aerogerador
e, em seguida, somado.
Para simplificação do cálculo, a potência, P(V), associada ao intervalo de frequência
f(Vi < V < Vi+1,) é igual à média aritmética das potências P(Vi) e P(Vi+1). A frequência
de ocorrência do intervalo, é calculado através da diferença entre as probabilidades
acumuladas das velocidades que limitam o intervalo f(Vi < V < Vi+1,) = F(Vi+1,)- F(Vi,).
Desta forma, a energia anual bruta pode ser calculada pela seguinte equação:
 P (U i +1 ) + P(U i ) 
E = 8760 ⋅ ∑ 
 ⋅ [F (U i +1 ) − F (U i )]
2

i =1 
N −1
(14)
Onde a função de probabilidade acumulada é:
F (Vi ) = 1 − e
  V k 
 − i  
  C  
para a função de Weibull
(15)
e
F (Vi ) = 1 − e
 π V
−  i
 4V
 MED




2




para a função de Rayleighl
(16)
38
O fato de capacidade pode ser calculado pela razão da energia total gerada
sobre a energia que o aerogerador geraria caso funcionasse em potência nominal
durante todo o período.
5
5.1
QUALIDADE DE ENERGIA
Introdução
Devido à variabilidade do vento e às características dinâmicas do aerogerador, a
instalação de centrais geradoras eólicas em uma rede elétrica pode afetar a
qualidade da energia fornecida por esta rede, que pode ser sentida até mesmo pelo
cintilar de uma lâmpada, fenômeno conhecido por Flicker (Rosas, P. A., 2003). O
principal parâmetro avaliado da rede é a tensão, que deve estar dentro dos limites
impostos pelos procedimentos de rede. Desta forma, antes de se instalar uma
central eólica, deve-se avaliar o seu impacto na qualidade da energia fornecida pela
rede elétrica considerando as características do aerogerador utilizado.
Devido
à
necessidade
de
uma
padronização
do
levantamento
das
características de qualidade de energia dos aerogeradores, a IEC começou a
trabalhar com o tema em 1996, lançando em 2001 a norma IEC 61400-21 (IEC,
2001) que tornou-se bastante popular entre os fabricantes de aerogeradores para o
levantamento e informação das características de qualidade de energia de seus
equipamentos. As medições são realizadas separadamente para harmônicos, flicker,
transientes, fator de potência, consumo de potência reativa e picos de potência.
5.2
Estudos de Impactos na Qualidade de Energia
Os principais problemas causados à qualidade da energia podem ser
classificados de acordo com o tempo de resposta:
Variações lentas: também chamadas variações em regime permanente, são
relacionadas com variações lentas dos ventos e devem ser avaliadas através de
estudos de fluxo de carga observando o nível de tensão ao longo da rede, os perfis
de carga no ramal de conexão e a regulação de tensão na subestação da
concessionária.
39
O programa computacional normalmente utilizado para este estudo é o
ANAREDE, que permite a realização do estudo de fluxo de potência, análise de
contingências, análise de sensibilidade de tensão e fluxo, análise de segurança de
tensão e simulação de equivalente de redes (CEPEL, 2012). Os estudos podem
indicar a necessidade de realização de algumas ações para adequar o sistema,
como ajuste da potência reativa fornecida localmente, reforço da rede elétrica ou até
mesmo o desligamento da central eólica em condições especiais.
Variações dinâmicas: são relacionadas com as características dinâmica das
máquinas e com a turbulência do vento. Esse impacto é observado através das
flutuações e afundamentos momentâneos de tensão e pela emissão de
componentes harmônicas (A. B. Fernandes et al., 2011). Há duas formas de abordar
o problema, a primeira, mais complexa, é através de simulações dinâmicas da
operação das turbinas eólicas. Para isso, é necessário modelar o comportamento
dinâmico do vento turbulento e do equipamento.
A segunda abordagem é a partir do calculo dos parâmetros estabelecidos na
IEC 61400–21, onde é feita a interpolação dos coeficientes definidos pela norma
para encontrar o valor representativo para o local da instalação. Para esse método,
necessita-se das características do aerogerador e do local de instalação:
Principais características da instalação:
•
Curto circuito no ponto de conexão;
•
Ângulo da impedância de curto circuito;
•
Velocidade média anual de vento.
Principais características do aerogerador:
•
Coeficiente de emissão de flicker em operação contínua e operação de
chaveamento
•
Coeficiente de afundamento de tensão devido a operação de chaveamento;
•
Correntes harmônicas durante operação contínua (causadas por conversores
eletrônicos, independente do vento e da rede elétrica);
•
Números máximos de chaveamento em 10 minutos e 120 minutos.
40
Esses estudos são normalmente realizados com o programa de Análise de
Transitórios Eletromecânicos (ANATEM) que é uma aplicação computacional para
estudos de estabilidade transitória de sistemas elétricos de potência. Seu foco é
dirigido para a simulação no domínio do tempo para a análise dinâmica do sistema
elétrico de potência, visando a avaliação da estabilidade eletromecânica. Por
conseguinte, todos os equipamentos do sistema que desempenham papel relevante
no processo transitório, após ocorrência de distúrbios ou perturbações no sistema,
têm seus modelos disponibilizados no ANATEM (CEPEL, 2012).
Variações transitórias: são relacionadas com as faltas e para seu levantamento
deve-e avaliar a estabilidade e a operação integrada das centrais eólicas com o
sistema elétrico durante e após condições que resultem em bruscas variações nas
condições normais de operação tais como: operação das turbinas durante e após
curtos circuitos; partida, troca de geradores e chaveamento de capacitores; e
desligamento em ventos de alta velocidade. Depois de isolada a falta, com o
restabelecimento da tensão nominal, os equipamentos elétricos (geradores e
transformadores) demandam uma elevada corrente de re-magnetização. Para os
estudos deve ser realizada a simulação da operação elétrica das turbinas eólicas e
rede elétrica durante e após os curtos circuitos. Esses estudos são normalmente
realizados com o programa de simulação de transitórios eletromagnéticos (acima de
20 Hz) em sistemas de energia elétrica, o ATP (Alternative Transients Program), que
aplica o método baseado na utilização da matriz de admitância de barras. O ATP
sofreu várias modificações ao longo do tempo permitindo atualmente que a entrada
de dados seja feita por meio de uma interface gráfica, a essa versão deu-se o nome
de ATPDraw.
5.3
Parâmetros de medição
Um pico de potência é definido como o maior valor médio de potência ativa
registrado nos terminais de um aerogerador durante operação contínua (sem
parada) sobre um determinado intervalo de integração. Para o intervalo de 10
minutos, a IEC define-o como potência máxima permitida pelo sistema de controle,
Pmc, devendo ser informada pelo fabricante.
41
Para os intervalos de integração de 0,2s e 60s, os picos são definidos como
potência máxima medida e são representados por P0,2 e P60 respectivamente. As
medições devem incluir no mínimo 5 intervalos de 10 minutos para os valores
médios de velocidade de vento a cada 1m/s entre a velocidade de partida e 15 m/s.
A freqüência mínima de amostragem deve ser de 5 Hz.
A potência reativa deve ser medida como o valor médio em um intervalo de
integração de 10 minutos sobre todo o intervalo de potência da turbina eólica e
apresentado em uma tabela relacionado-o com o respectivo valor de potência ativa
entre 0 a 100% a cada passo de 10%. Devem ser adotados os mesmos
procedimentos definidos no item 2.6.1 e também devem ser definidos os valores de
potência reativa para as potências Pmc, P0,2 e P60.
5.4
Sistema de Medição
De acordo com a IEC 61400-21 (IEC, 2008), a medição da velocidade do
vento deve ser realizada idealmente na altura do cubo do aerogerador através de
um anemômetro com exatadidão de 0,5 m/s e taxa de amostragem de 1 Hz. Para as
variáveis elétricas, deve-se utilizar transdutores de corrente e de tensão com
exatidão classe 1, sendo recomendada a taxa de amostragem por canal de 2 kHz,
para as medidas de potência ativa e reativa e tensão RMS, e de 20 kHz para as
medições de harmônicos. O sinal deve ser conduzido por circuitos de
condicionamento até os filtros anti-aliasing passa baixas usados para atenuar as
componentes de alta freqüência do sinal. Em seguida, caso utilize-se um sistema de
aquisição digital de dados, o conversor de sinal de analógico para digital (A/D) deve
ter resolução de pelo menos 12 bits, conforme figura 11.
Conversor A/D
Filtro passa baixas
Condicionador de sinal
42
Figura 11: Elementos para sistema de medição.
Fonte: IEC 61400-21 2ª Ed.
5.5
Ensaio de suportabilidade ao afundamento de tensão
O ensaio de suportabilidade a subtensões tem como objetivo verificar a
capacidade do aerogerador em se manter em operação diante de um afundamento
de tensão em uma ou mais fases no ponto de conexão (“Low Voltage Ride Through
– LVRT”) devido a uma falha na rede elétrica. No Brasil, o Operador Nacional do
Sistema define os requisitos técnicos mínimos para a conexão à rede básica (ONS,
2009) onde é apresentada uma curva de afundamento tensão à qual a central eólica
deve suportar caso a tensão nos seus terminais permaneça acima desta curva. A
curva é apresentada na figura 12.
Figura 12: Tensão nos terminais dos aerogeradores (ONS, 2009).
Para o estudo do comportamento do aerogerador submetido a afundamentos
de tensão, devem ser realizados testes em campo no equipamento e analises de
simulações de transientes para permitir a compreensão dos efeitos dos distúrbios da
rede sobre o aerogerador e a verificação do atende aos requisitos da rede local.
43
Os testes devem ser realizados entre 10% e 30% e acima de 90% da
potência nominal e necessitam de um equipamento caro, que isole o gerador da
rede por meio de uma impedância que permitida produzir valores controlados de
quedas de tensão no lado da média tensão do transformador, normalmente 34,5 kV.
O procedimento de testes é apresentado na segunda edição da IEC 61400-21
(IEC, 2008), assim como um esquema básico sugerido para o dispositivo gerador de
afundamento de tensão através de um curto circuito controlado, como apresentado
na figura 13.
Z1
Sk, Ψk
Z2
S
Figura 13: Esquema do equipamento gerador de afundamento de tensão.
A impedância Z2 simula a impedância de falta. O afundamento inicia quando o
disjuntor S é fechado e termina quando o disjuntor abre e elimina a corrente de falta.
As impedâncias normalmente são indutores, pois eles apresentam perdas menores
do que os resistores. Além disso, impedância de falta indutiva é mais utilizada especialmente para geradores duplamente alimentados (Niiranen, J. et al, 2011). A
impedância Z1 é necessária para limitar as influências da queda de tensão na rede
elétrica.
44
6
6.1
EMISSÃO DE RUÍDOS POR AEROGERADORES
Introdução
O som é a propagação de uma onda de pressão que pode ser detectada pelo
ouvido humano, ou seja, quando emitida no intervalo de freqüência entre 20 Hz e 20
kHz. Quando o som é considerado indesejado, é definido como ruído e, apesar da
subjetividade relacionada à sensibilidade de cada indivíduo, há vários regulamentos
que limitam o nível máximo de ruído que um indivíduo pode ser exposto. Os
aerogeradores emitem sons de origem mecânica e aerodinâmica que são
responsáveis por um dos impactos ambientais mais estudados na implantação de
parques eólicos, sendo um importante critério de posicionamento dos equipamentos.
A Norma IEC 61400-11 (2006) define procedimentos que podem ser facilmente
replicados para medição da emissão de ruído acústico dos aerogeradores. Os
procedimentos para medição do ruído no receptor são descritos na recomendação
10 da IEA (1997).
6.2
Fontes de Ruído
Os ruídos emitidos por um aerogerador têm origem no escoamento de ar em
torno das pás ou são causados pela interação dos componentes mecânicos.
Os sons de origem mecânica são geralmente emitidos pelos seguintes
componentes: caixa de engrenagem, gerador, sistema de posicionamento (yaw),
ventiladores de arrefecimento e equipamentos auxiliares tais como sistemas
hidráulicos. Os ruídos emitidos pelos componentes do aerogerador podem ser
transmitidos diretamente pelo ar ou através da estrutura do equipamento, como
rotor, cubo e torre que funcionam como uma caixa de som, captando o som emitido
pelo componente dentro da nacele e transmitindo-o diretamente para o ar com
intensidade superior à percebida pela emissão direta do componente. Dentre os
componentes mecânicos, a caixa de engrenagens é normalmente a principal
responsável pela emissão de ruídos.
45
Alguns cuidados durante a fase de projeto ou ajustes durante a montagem
levam a uma redução do ruído emitido por componentes mecânicos, tais como a
aplicação de: engrenagens com melhor qualidade dimensional e acabamento
superficial, ventiladores de baixa rotação, isolamentos acústicos na nacele,
isoladores de vibração (tais como coxins) para montagem dos equipamentos. Podese ainda dar preferência à montagem de equipamentos na nacele do que na parte
de baixo da torre e ter um cuidado especial na lubrificação dos componentes.
Os sons de origem aerodinâmica são atualmente os maiores responsáveis
pela emissão de ruídos de um aerogerador. A emissão de ruído aerodinâmico
aumenta aproximadamente proporcional à quinta potência da velocidade da ponta
da pá, conseqüentemente, fabricantes limitam essa velocidade a 65 m/s para
projetos de aerogeradores a serem instalados em terra sob condições normais
(Burton et al, 2001). Os principais mecanismos de geração de ruídos aerodinâmicos
podem se divididos em três grupos e podem ser observados na figura 14 (Wagner el
al., 1996):
- Som de baixa freqüência: produzido pela alta rotação da pá, ou quando a pá
encontra variações no escoamento de ar provenientes da passagem em volta da
torre (principalmente para rotores sotavento - downwind) .
- Som devido à turbulência incidente: proveniente da interação entre as pás e a
turbulência atmosférica.
- Ruído próprio do aerofólio: este é o principal grupo de ruídos aerodinâmicos e inclui
os ruídos gerados no bordo de fuga e na ponta da pá, causados pela interação da
camada limite com a superfície da pá, pelo descolamento do fluxo devido ao
fenômeno de estol e devido à imperfeições na superfície da pá.
46
Figura 14: Esquema do escoamento de ar em torno de uma pá (Wagner, 1996).
Existem várias estratégias para mitigar o ruído emitido pelas pás, as principais
estão relacionadas à redução da velocidade da ponta da pá, seja pela diminuição da
velocidade rotacional ou pela utilização de pás menores. Outras estão diretamente
ligadas ao projeto aerodinâmico da pá através da alteração da forma da ponta ou do
bordo de fuga, utilização de ângulos de ataque menores e velocidade de rotação
variável (Rogers, A. et al., 2006).
6.3
Medição e Avaliação do Ruído
O som é caracterizado pela sua amplitude (altura) e freqüência (de agudo a
grave). Os sons normalmente encontrados no nosso dia a dia não possuem apenas
uma freqüência e sim uma combinação de várias frequências. A velocidade do som
depende do meio de propagação, sendo de aproximadamente 340 m/s no ar em
condições
normais de pressão e pode ser calculada pela multiplicação de sua
frequência, f, pelo comprimento de onda, λ.
O ouvido humano consegue perceber um vasto intervalo de pressão sonora,
mas não de forma linear, mas aproximadamente numa escala logarítmica. Desta
forma, a intensidade do som, I, que é definida como a potência do som por unidade
de área (watt/m2) é medida em decibéis, tendo como referência, I0, o valor limiar da
audição a 1000 Hz, que é de 10-12W/m2.
I = 10 log10 (-I/I0)
(17)
47
Como o som consiste em ondas de pressão, a potência sonora utilizada para
caracterizar a potência total emitida por uma fonte também é quantificada pela sua
relação com uma potência de referência, P0, onde P0 é igual a 2 x 10-5 N/m2. O nível
de potência sonora, LW, medido em decibéis (dB) é dado por:
LW = 10 log10 (P/P0)
(18)
O nível de pressão sonora, LP, que pode ser medido por um microfone para
caracterizar o som em um determinado ponto, é definido em decibéis da seguinte
forma:
LP = 20 log10 (p/p0)
(19)
Onde p é a pressão sonora eficaz (RMS) e p0 a pressão sonora efetiva de
referência (normalmente 2 x 10-5 Pa)
Apesar da escala logarítmica representar bem a forma de percepção do
ouvido humano, o sistema de decibéis é frequentemente mal interpretado. Um nível
sonoro de 100 dB, por exemplo, contém duas vezes a energia de um nível sonoro de
97 dB. Uma turbina eólica com capacidade superior a 1 megawatt tem normalmente
um nível de potência sonora entre 100 dB a 106 dB. A instalação de uma segunda
turbina com o mesmo nível de potência sonora só irá causar um aumento de 3 dB. O
aumento de 26% na energia de um som aumenta o nível de potência sonora em
apenas 1 dB, enquanto triplicar a energia de um som produz um aumento de 5dBa.
Se reduzirmos a distância do receptor à fonte de emissão pela metade, tem-se um
aumento de 6 dB no nível de pressão sonora. A figura 15 apresenta a ordem de
grandeza de sons comuns encontrados no nosso dia a dia.
48
Figura 15: Exemplos de nível de pressão sonora (Bruel and Kjaer Instruments).
A medição de níveis sonoros que combine várias freqüências em um único
valor ponderado é definida como nível sonoro equivalente. Os níveis sonoros são
normalmente medidos com filtros que permite dar um menor peso para as baixas
freqüências. A escala mais comum de ponderação é a escala “A” que se aproxima
da resposta do ouvido humano para sons de intensidade média e possui unidade
dB(A).
49
A medição dos ruídos acústicos emitidos por um aerogerador deve ser
realizada de acordo com os procedimentos definidos na norma IEC 61400-11
(2006). Estes procedimentos definem a posição dos instrumentos de medição, os
requisitos para o microfone, o calibrador acústico e o sistema de gravação,
requisitos para aquisição dos dados acústicos, meteorológicos e operacionais do
aerogerador, a forma de análise dos dados e a definição dos parâmetros acústicos a
serem considerados. Os resultados da medição permitem a caracterização das
emissões de ruídos do aerogerador para determinadas velocidades e direções do
vento, o que permite realizar previamente a avaliação do impacto sonoro causado
por um aerogerador instalado sozinho ou redondezas nas redondezas de uma
central eólica. Normalmente, os programas computacionais utilizados para fazer o
micro posicionamento (micrositing) dos aerogeradores, são capazes de calcular as
isolinhas de níveis sonoros nas vizinhanças da central eólica, considerando a
contribuição de todos os aerogeradores instalados.
A medição para caracterização do aerogerador deve ser realizada com
medidor de nível de pressão sonora que atenda aos requisitos da norma IEC 60804
para o tipo 1 e que permita a avaliação por bandas de um terço de oitava e por
bandas estreitas. O microfone deve montado no chão sobre uma placa plana de 1m
de diâmetro numa posição à jusante do vento e distância R0 que deve ser igual à
altura do cubo adicionada ao raio do rotor, conforme apresentado na figura 16.
Figura 16: Imagem do microfone sobre uma placa e esquema de sua posição em relação ao
aerogerador, IEC 61400-11 (2006).
50
O relatório deve trazer os valores do nível de potência sonora ponderado,
LWA, em dB(A) para as velocidades de vento de 6 a 10 m/s.
No Brasil, a Lei n.º 1.065 de maio de 1996 estabelece as normas de
preservação ambiental quanto à poluição sonora, sendo recomendadas as
condições exigíveis para avaliação da aceitabilidade e o método medição de ruído
definidos na Norma NBR 10.151 (ABNT, 2000) e os níveis de ruído compatíveis
com o conforto acústico em ambientes diversos definidos pela NBR 10.152 (ABNT,
1987). De acordo com a NBR 10.152, o nível de ruído de conforto no dormitório de
uma residência é de 35 dB(A), enquanto o nível aceitável é de 45 dB(A).
51
7
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Aspectos Técnicos da Energia Eólica - ctgas

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