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DIMENSIONAMENTO DE UM PARQUE EÓLICO

Cecília Martins Ferreira

Ricardo Sottani Dâmaso

Orientador: Prof. Dr. José Maria de Carvalho Filho Instituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)

Resumo - Este artigo apresenta as etapas para o correto

dimensionamento de um parque eólico. Após contextu-

alizar com os panoramas mundial e brasileiro, são

abordados os conceitos físicos e matemáticos envolvi-

dos, escolha do local, análise de recurso eólico, defini-

ção de aerogeradores, arranjo e topologia elétrica do

parque, bem como o cálculo da energia gerada. Para

exemplificação, é realizado um estudo de caso que

aplica as etapas em uma situação real.

Palavras-Chave: Parque Eólico, Etapas de Projeto,

Dimensionamento, Estudo de Caso.

I – INTRODUÇÃO

O recurso eólico é utilizado pela humanidade há milhares

de anos. Porém, para fins de geração de energia elétrica é

relativamente recente. No final do século XIX, na Dina-

marca e nos EUA, já entravam em funcionamento os aero-

geradores, máquinas que geram energia a partir do vento.

Nos EUA, o amadurecimento da tecnologia nas décadas de

1980 e 1990 deu origem a uma larga expansão da utiliza-

ção da energia eólica. Neste mesmo período, também na

Europa foi observado um largo investimento no setor [1].

Uma vez que o uso da energia eólica cresce ano após ano,

faz-se necessário conhecer a fundo os princípios de funci-

onamento, bem como os passos para a criação e a correta

inserção de parques eólicos na rede, além de conhecer e

mitigar os respectivos problemas de qualidade da energia

elétrica.

Este trabalho apresentará as etapas para o correto dimensi-

onamento de um parque eólico, abordando desde os prin-

cípios físicos envolvidos na geração eólica até a aplicação

em uma situação real para exemplificação da metodologia.

II – PANORAMA MUNDIAL E BRASILEIRO

A seguir serão apresentados os panoramas mundial e bra-

sileiro para a evolução das usinas eólicas.

II.1 – Panorama mundial

Mundialmente a potência eólica instalada vem crescendo.

A maior parte está em terra (onshore), por ter menor custo

em relação à offshore. Porém, muitos parques têm sido im-

plantados no mar, devido ao grande potencial e diminuição

de locais apropriados em terra [1].

A Fig. 1 mostra o avanço exponencial da capacidade ins-

talada de energia eólica no mundo, de 1996 a 2014 [1]:

Fig.1 - Evolução da capacidade instalada mundial

Do total da capacidade instalada em 2014, 84% está loca-

lizada em 10 países, sendo os 3 maiores: China (31%),

EUA (18%) e Alemanha (10%). Embora a energia de ori-

gem eólica seja uma pequena parte da matriz energética

mundial (cerca de 3% em 2014), há casos como a Dina-

marca que produziu 39% de sua eletricidade em 2014 a

partir do vento [2] com recorde de 116% em um dia atí-

pico.

TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO

OUTUBRO/2016

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

ENGENHARIA ELÉTRICA

2

II.2 – Panorama brasileiro

O Brasil ocupa o décimo lugar da lista dos maiores países

produtores de energia eólica, com 1,6% da capacidade ins-

talada mundial [1].

O primeiro aerogerador instalado no Brasil foi colocado no

arquipélago de Fernando de Noronha, com capacidade de

geração de 75 kW [3]. O primeiro incentivo às fontes eóli-

cas no país começou mais tarde, após a crise energética de

2001, com o Programa Emergencial de Energia Eólica [1].

As capacidades instaladas anual e acumulada e a projeção

futura podem ser conferidas na Fig. 2 [4]:

Fig.2 – Evolução da capacidade instalada no Brasil

O Brasil possui um dos maiores potenciais eólicos no

mundo. As maiores concentrações estão no nordeste e no

sul do país. A Fig. 3 mostra a velocidade do vento a 50

metros de altura e as usinas existentes em 2015 [1][5].

Fig.3 - Potencial eólico brasileiro

III. CONCEITOS FÍSICOS E MATEMÁTICOS

III.1 – Energia e potência eólica

Considerando uma massa de ar m deslocando-se a uma ve-

locidade v, a energia cinética do vento pode ser definida a

partir da equação (1).

𝐸 =𝑚𝑣²

2 (1)

A potência é a variação de energia E em um determinado

tempo t. De forma simplificada, pode ser definida a partir

da equação (2).

𝑃 =𝐸

𝑡 (2)

A massa de ar m pode ser reescrita em função de outras

grandezas, de forma que é válida a relação descrita na

equação (3).

𝑚 = 𝐴𝜌𝑣𝑡 (3)

Onde: A = área percorrida pelo aerogerador

ρ = massa específica do ar, [massa/volume]

A partir das equações (1), (2) e (3) pode-se reescrever a

potência como mostra a equação (4).

𝑃 =𝐴𝜌𝑣³

2 (4)

A equação (4) demonstra a potência para uma velocidade

de vento livre, a montante do rotor (ou seja, aquela que

ocorre antes do fluxo atravessar o obstáculo, neste caso, a

turbina). A Fig. 4 mostra o comportamento da pressão e

velocidade antes e após a turbina.

Fig.4 - Velocidade e pressão ao longo do fluxo de ar

Tomando como princípio essa alteração na velocidade e

pressão ao longo do fluxo de ar que escoa por uma zona

tubular de mesma secção transversal que o rotor de uma

turbina de eixo horizontal, Albert Betz demonstrou anali-

ticamente que a velocidade do fluxo através do rotor equi-

vale a aproximadamente 60% da velocidade livre [6].

3

Desta forma, a eficiência correspondente é calculada por

meio da equação (5).

𝜂 =𝐴 𝜌 (

2

3𝑣0)

3

1

2𝐴 𝜌 𝑣0

3 =

16

27= 59,3% (5)

Portanto, o máximo valor teórico de eficiência indepen-

dentemente do tipo de aerogerador utilizado é de 59,3%,

também conhecido como Limite de Betz [6].

É importante salientar que a potência gerada não será igual

ao valor máximo teórico, visto que para o cálculo da po-

tência gerada deve se levar em consideração perdas causa-

das por:

Arranjo dos aerogeradores;

Deposição de sujeira nas pás ao longo do tempo;

Eficiência elétrica dos equipamentos;

Tempo de parada devido a falha em equipamen-

tos;

Outras perdas (que podem incluir histerese da di-

recionalidade, isto é, súbita mudança na direção

do vento; entre outras).

Nota-se que, após a instalação do aerogerador, há 2 variá-

veis a serem consideradas para o aproveitamento do re-

curso eólico. A velocidade do vento depende do relevo da

região, da influência de obstáculos e da rugosidade do ter-

reno, sendo que esta última característica diminui quanto

maior for a altura [7]. Por outro lado, a densidade especí-

fica do ar é influenciada pela pressão, umidade e tempera-

tura [1].

Para obter dados de vento de determinada região, é essen-

cial considerar três informações: velocidade, direção e sa-

zonalidade. Com os dados coletados, é necessário tratá-los

matematicamente em uma distribuição de probabilidade,

para que se elimine dados atípicos ao longo de uma boa

margem de tempo, geralmente alguns anos.

III.2 – Distribuição de Weibull

Para se modelar as curvas de frequência de velocidade é

necessário utilizar modelos probabilísticos. A distribuição

de probabilidade mais usual é a Distribuição de Weibull,

que apresenta melhor aderência aos casos mais variados de

regimes de vento [8].

Tal modelagem se utiliza de dois fatores: k, denominado

de fator de forma, e c, denominado fator de escala. Tais

fatores são calculados através da velocidade média, 𝑈, e

do desvio padrão, σ, de um conjunto de dados de vento a

partir das equações (6) e (7).

𝑘 = (σ

𝑈)

−1.086

(6)

𝑐 = �̅� (0.568 +0.433

𝑘)

−1/𝑘

(7)

A partir desses parâmetros é possível calcular a Função

Densidade de Probabilidade (PDF) de Weibull, que é rela-

tiva à expectativa em [m/s] de se ter velocidades de vento

igual a U [m/s], como mostra a equação (8).

𝑃𝐷𝐹(𝑈) = (𝑘

𝑐) (

𝑈

𝑐)

𝑘−1

𝑒(−(

𝑈

𝑐)

𝑘)

(8)

A Função Distribuição Cumulativa (CDF) de Weibull re-

sulta na probabilidade de se ter velocidades de vento até o

valor de U [m/s], como mostra a equação (9).

𝐶𝐷𝐹(𝑈) = 1 − 𝑒(−(

𝑈

𝑐)

𝑘) (9)

Então, é possível calcular a probabilidade de se encontrar

velocidades de vento entre um intervalo por meio da

equação (10).

𝑈1 < 𝑈 < 𝑈2 = 𝐶𝐷𝐹(𝑈2) − 𝐶𝐷𝐹(𝑈1) (10)

Assim, pode-se calcular o número de horas por ano em

que o vento sopra para cada intervalo de velocidade e, fi-

nalmente, estimar-se a energia que será gerada anual-

mente [9].

IV. ETAPAS DO PROJETO DE UM PARQUE EÓLICO

Para o projeto de um parque eólico são necessárias as se-

guintes etapas:

Escolha da localidade;

Análise do recurso eólico: velocidade e direção

predominantes do vento e sazonalidade;

Definição das turbinas/aerogeradores;

Arranjo do parque: combinação entre área dispo-

nível e redução de perdas por efeito de esteira;

Cálculo da energia gerada;

Topologia elétrica: cabos, equipamentos de pro-

teção e conexão à rede.

IV.1 – Escolha da localidade para desenvolvimento do

parque eólico

A partir da análise do potencial eólico brasileiro (mostrado

na Fig. 3) é possível identificar as regiões que apresentam

melhores recursos. Tais localidades devem, então, ser con-

sideradas para desenvolvimento do parque eólico.

Informações mais detalhadas sobre o regime de ventos

destas regiões se fazem necessárias para que se possa rea-

lizar uma análise mais aprofundada dos recursos eólicos

para a escolha do local de implantação da CGE.

O Instituto Nacional de Meteorologia (INMET) possui es-

tações por todo o território brasileiro, como mostrado na

Fig. 5, com sensores que captam parâmetros meteorológi-

cos tais como pressão atmosférica, temperatura, umidade

relativa do ar, precipitação, radiação solar, direção e velo-

cidade do vento. Os valores observados minuto a minuto

4

são integrados e enviados automaticamente a cada hora,

via satélite ou telefonia celular, para um banco de dados da

sede, em Brasília [10]. Os dados da estação mais próxima

à localidade analisada podem ser requeridos para estudo.

Fig.5 - Estações Meteorológicas Automáticas INMET

Além do recurso eólico, existem outros fatores que devem

ser considerados para a decisão final da localidade do par-

que eólico, que são:

Disponibilidade de terreno para compra ou arren-

damento;

Proximidade com centros de consumo de energia

elétrica e/ou redes de transmissão;

Proximidade com aeroportos;

Estrutura civil da região (estradas, portos, etc).

IV.2 – Análise do recurso eólico

Pelos princípios de Mecânica dos Fluidos, a rugosidade da

superfície faz com que a viscosidade do fluido atue de

forma acentuada na vizinhança de fronteira do escoa-

mento. Assim cria-se o perfil apresentado na Fig. 6, que

mostra como a velocidade do vento é influenciada pela al-

titude variando desde um escoamento altamente turbulento

até um fluxo de alta energia de vento geostrófico (camada

de vento que não é perturbado pela característica de rugo-

sidade do solo). Denomina-se camada limite atmosférica a

região que sofre influência da rugosidade [11].

Fig.6 - Perfil de escoamento do vento

Assim, fica evidente a necessidade de se realizar uma

translação dos dados da altitude da estação meteorológica

para a da camada limite e, como essa velocidade é igual

em toda a região (vento geostrófico), corrige-se novamente

da camada limite para a altura do rotor. A Lei Logarítmica

deriva matematicamente do embasamento teórico de como

o vento se movimenta na superfície terrestre e é comu-

mente utilizada para realizar essa correção [12]. A equação

para tal extrapolação segue na equação (11):

𝑣 = 𝑣0 𝐿𝑛 (

𝐻

𝑧0)

𝐿𝑛 (𝐻0𝑧0

) (11)

Onde: 𝑣 = Velocidade na altura desejada;

𝑣0 = Velocidade referência;

𝐻 = Altura desejada para velocidade;

𝐻0 = Altura referência;

𝑧0 = Rugosidade da superfície na localidade de-

sejada.

O elemento de rugosidade (𝑧0) é um valor tabelado, que é

escolhido mediante inspeção do local. Os valores podem

ser vistos no Anexo A [13].

Finalmente, além do cálculo da velocidade média do

vento, faz-se a análise estatística através da distribuição de

Weibull para a disponibilidade de vento da região pro-

posta, como ilustrado na Fig. 7, e observa-se a consistência

de direcionalidade do recurso. Para tal, utiliza-se uma série

histórica de ventos do local em estudo de, no mínimo, 5

anos.

Fig.7 - Distribuição de Weibull

IV.3 – Definição das turbinas/aerogeradores

Com os dados obtidos da análise do recurso eólico, é pos-

sível definir qual a classe de turbinas melhor atende ao pro-

jeto. As classes de turbinas eólicas são assim definidas,

conforme a primeira parte da norma IEC 61400 (IEC

61400-1):

Classe I: 𝑉𝐴𝑁𝑈𝐴𝐿 = 10 m/s; 𝑉𝑀𝐴𝑋50 = 70 m/s

Classe II: 𝑉𝐴𝑁𝑈𝐴𝐿 = 8,5 m/s; 𝑉𝑀𝐴𝑋50 = 59,5 m/s

Classe III: 𝑉𝐴𝑁𝑈𝐴𝐿 = 7,5 m/s; 𝑉𝑀𝐴𝑋50 = 52,5 m/s

Classe S: Especificado pelo fabricante

Onde:

𝑉𝐴𝑁𝑈𝐴𝐿 = Velocidade média anual do vento à al-

tura do rotor;

𝑉𝑀𝐴𝑋50 = Velocidade máxima suportável em uma

abrangência de 50 anos.

5

Também são definidas as categorias:

Categoria A: Alta turbulência (𝐼%= 16%)

Categoria B: Média turbulência (𝐼%= 14%)

Categoria C: Baixa turbulência (𝐼%= 12%)

Onde 𝐼%= intensidade de turbulência a 15 m/s.

Definida a classe e categoria, é possível escolher por

exemplo, a altura da torre, o diâmetro do rotor e a potência

do gerador de acordo com o fabricante.

Além disso, um importante aspecto diz respeito à conexão

dos aerogeradores à rede. Existem aqueles com velocidade

fixa (constante) e com velocidade variável [7].

A – Aerogerador com velocidade constante

Este tipo de aerogerador é acoplado diretamente à rede elé-

trica, através de um transformador. A velocidade de rota-

ção da turbina é mantida constante mediante o controle de

estol e passo. A frequência da rede (𝑓) determina a veloci-

dade do gerador (𝑛𝐺), a qual também dependerá do número

do par de polos deste (𝑝). Uma vez que a velocidade do

rotor (𝑛𝑅) será menor que a do gerador, dadas as dimen-

sões, é necessária a utilização de um multiplicador, com

relação de transmissão 𝑅 (em alguns sistemas, há freios

embutidos na transmissão, o que ajuda na manutenção da

velocidade das pás). Portanto, pode-se adotar as relações

das equações (12), (13) e (14).

𝑛𝑅 =𝑛𝐺

𝑅 (12)

𝑛𝐺 =𝑓

𝑝 (13)

𝑛𝑅 =𝑓

𝑅.𝑝 (14)

Neste caso, o gerador utilizado é do tipo assíncrono. Suas

vantagens são a construção mais simples e barata, além de

dispensarem dispositivos de sincronismo, o que evita boa

parte da injeção de harmônicos. Por outro lado, possui des-

vantagens como altas correntes de partida, consumo de po-

tência reativa, além de flutuações de carga mecânica de-

vido à conexão direta. O esquema deste aerogerador pode

ser visto na Fig. 8.

Fig.8 - Aerogerador de velocidade fixa

B – Aerogerador com velocidade variável

Este tipo de aerogerador é acoplado na rede elétrica através

de um conjunto retificador/inversor. Desta forma, a velo-

cidade do rotor não possui relação com a frequência da

rede. O rotor pode então funcionar com velocidade variá-

vel baseada na situação real do vento. Isso é possível uma

vez que a tensão gerada é retificada e, logo após, a corrente

é invertida de acordo com a frequência da rede.

Dentre as vantagens estão um maior desempenho aerodi-

nâmico e redução das flutuações de carga mecânica. Por

outro lado, a construção desse aerogerador é mais com-

plexa, além de existir grande geração de harmônicos du-

rante o processo de conversão de frequência, o que au-

menta os custos de instalação devido à necessidade de fil-

tros. O gerador pode ser do tipo síncrono ou assíncrono.

Fig.9 - Aerogerador de velocidade variável

A conexão vista na Fig. 9, denominada Faixa Completa

(Full Scale), geralmente é utilizada em sistemas isolados

ou de menor porte, devido ao alto custo do conjunto retifi-

cador/inversor (configuração também denominada back-

to-back) para grandes potências, na ordem de megawatts.

Para parques eólicos, sistemas de grande porte, é utilizada

a tecnologia DFIG (Doubly Fed Induction Generator).

Neste caso, um gerador assíncrono é constituído por dois

enrolamentos trifásicos, um no estator e outro no rotor,

sendo que ambos são conectados à rede. Porém, o enrola-

mento do estator é conectado diretamente (através de um

transformador), enquanto o enrolamento do rotor é conec-

tado através de configuração back-to-back. A utilização do

DFIG permite alta flexibilidade no controle de frequência,

tensão e fator de potência. Outra vantagem está em uma

menor exigência dos conversores (somente 20 a 30% da

potência é transferida pelo enrolamento do rotor), o que

reduz custos e injeção de harmônicos na rede [14].

IV.4 – Arranjo do parque – Wake Loss

Imediatamente após passar pelas pás de uma turbina, o

vento sofre um aumento de turbulência e diminuição do

momento. O resultado disso é a criação de uma esteira

atrás da turbina, onde a energia cinética do vento se torna

inferior devido ao gasto na conversão para girar as pás.

Esse fenômeno é denominado perda por efeito de esteira,

como mostra a Fig. 10.

6

Fig.10 - Efeito de esteira ou sombra entre turbinas

Desta forma, é necessário posicionar as turbinas subse-

quentes de forma que estas sejam atingidas o mínimo pos-

sível pela turbulência criada, evitando ao máximo o deno-

minado Wake Loss, uma espécie de “sombra de vento”

(em alusão à sombra em um gerador fotovoltaico). Por ou-

tro lado, posicionar as turbinas muito longe umas das ou-

tras requererá área maior para construção do parque eólico,

além de maiores custos de infraestrutura e cabos para

transmissão.

De forma a manter um equilíbrio entre tais inconvenientes,

é desejável que a eficiência aerodinâmica do conjunto de

turbinas eólicas seja superior a 90%. Para calcular a efici-

ência a partir do posicionamento das turbinas, é utilizado

o Modelo Empírico de Katic [15]. Obtido a partir da con-

servação de momento, o modelo matemático descrito na

equação (15) mostra o déficit de velocidade causado pela

esteira de uma turbina, a uma distância X, que recebe vento

sem interferências:

1 −𝑉

𝑈=

1− √1− 𝐶𝑇

(1+2𝑘𝑋

𝐷)²

(15)

Onde:

V = Velocidade de corrente livre;

U = Velocidade da esteira a uma distância X do

rotor;

𝐶𝑇 = Coeficiente de empuxo da turbina (curva

disponibilizada pelo fabricante);

X = Distância paralela ao eixo do rotor;

D = Diâmetro do rotor;

k = Fator de decaimento da esteira (valor típico:

0,11).

O modelo pode ser visualizado na Fig. 11.

Fig.11 - Demonstração visual do Modelo de Katic

A velocidade resultante de dois vórtices é calculada con-

forme mostra a equação (16).

(1 −𝑉

𝑈)

2

= (1 −𝑉1

𝑈)

2

+ (1 −𝑉2

𝑈)

2

(16)

De maneira prática, são adotadas as seguintes distâncias

entre turbinas para que a perda causada pelo efeito de es-

teiras seja mínima:

Colunas de turbinas paralelas à direção predomi-

nante do vento: 7 a 10 diâmetros do rotor;

Colunas de turbinas perpendiculares à direção

predominante do vento: 3 a 5 diâmetros do rotor.

A Fig. 12 mostra a disposição ideal descrita e a Fig. 13

mostra o gráfico Eficiência × Distância entre turbinas para

uma separação lateral (perpendicular à direção predomi-

nante do vento) de 3 e 5 diâmetros. Desta forma, a perda

pelo efeito de esteiras é da ordem de 5 a 10% [16].

Fig.12 - Arranjo ideal do parque

Fig.13 - Relação entre a eficiência aerodinâmica e a

distância entre turbinas

7

IV.5 – Cálculo da energia gerada

Cada aerogerador, de acordo com suas características

construtivas, irá gerar uma determinada potência à uma de-

terminada velocidade de vento. Portanto, os fabricantes

fornecem a curva de potência para as turbinas eólicas. Tal

curva já observa o Limite de Betz [11]. Um exemplo é

apresentado na Fig. 14.

Fig.14 – Curva de potência para turbinas Vestas V112

3,45 MW Classe IA

A partir da distribuição de frequência de vento calculada

através da aproximação de Weibull, é possível obter o nú-

mero de horas por ano em que o vento estará soprando a

cada velocidade como mostrado na equação (17) [11].

𝐻(𝑣2−1) = 𝑇 . [ 𝐶𝐷𝐹(𝑣2) − 𝐶𝐷𝐹(𝑣1)] (17)

Onde: 𝐻(𝑣2−1) = Horas de vento soprando no intervalo

de velocidades de 𝑣1 até 𝑣2;

𝑇 = Total de horas do período (T= 8760 para um

ano);

𝐶𝐷𝐹(𝑣𝑖) = Frequência acumulada de vento até a

velocidade 𝑣𝑖 calculada pela função cumulativa

de Weibull.

Então, pode-se calcular a energia gerada em um ano pela

equação (18).

𝐸 = ∑ 𝐻(𝑣𝑖) . 𝑃(𝑣𝑖) (18)

Onde: 𝐻(𝑣𝑖) = horas de vento soprando a velocidade 𝑣𝑖

𝑃(𝑣𝑖) = potência gerada a velocidade 𝑣𝑖 (reti-

rada da curva de potência da turbina)

Levando em consideração as perdas, a energia final gerada

será dada pela equação (19).

𝐸𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐸 . (1−∝) (19)

Onde: 𝐸 = Energia gerada;

∝ = Perdas do sistema.

Os valores típicos para as perdas serão apresentados no es-

tudo de caso.

IV.6 – Topologia elétrica

A partir do arranjo das turbinas no espaço disponível,

pode-se definir como as interligações dos geradores será

feita para levar a energia gerada até a subestação coletora.

Devido à disposição física, uma solução apropriada é criar

um alimentador para cada fileira, fazendo conexão em mé-

dia tensão com uma subestação coletora. Utilizando a Fig.

12 como exemplo, seriam necessários 3 alimentadores em

média tensão.

Cada aerogerador deverá possuir seu próprio sistema de

proteção, bem como um transformador de baixa para mé-

dia tensão, caso a geração seja feita em baixa tensão (até 1

kV).

É desejável, na escolha da localidade, preferir lugares que

possuam uma subestação coletora próxima já disponível, o

que evita custos com a construção de uma nova.

Para dimensionamento dos cabos, a corrente pode ser cal-

culada pela equação (20):

𝐼 =𝑆

√3 𝑉 (20)

Onde: 𝑆 = Potência aparente trifásica;

𝑉 = Tensão de linha;

𝐼 = Corrente de linha.

Como a geração geralmente é realizada em média tensão,

a correção da corrente pelo fator de temperatura e o dimen-

sionamento dos demais equipamentos deve ser feito em

observância da norma NBR 14039: 2003 - Instalações elé-

tricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV [17].

V. ESTUDO DE CASO

A fim de demonstrar a metodologia, desenvolveu-se um

estudo de caso que engloba todas as etapas explanadas.

V.1 – Escolha da localidade

A partir da observação do mapa do potencial eólico brasi-

leiro – Fig. 3 – é possível identificar regiões que apresen-

tam maiores velocidades médias de vento: as áreas do sul

do Rio Grande do Sul, litoral de Santa Catarina, interior da

Bahia, no Rio Grande do Norte e demais regiões do nor-

deste do país. Como ilustrado na Fig. 15, naturalmente as

usinas eólicas do Brasil se concentram nestas regiões [18]:

8

Fig.15 - Usinas eólicas no território brasileiro

Nota-se uma concentração maior de CGEs no estado do

Rio Grande do Norte. Isso se explica pela combinação de

alguns fatores. O primeiro destes é o alto potencial eólico

do estado. Na Fig. 16 observa-se que grande parte do ter-

ritório apresenta velocidade média anual do vento entre 7

e 9 m/s.

Fig.16 - Velocidade média do vento a 100m de altura

Além disso, o relevo do estado apresenta poucas variações

sendo predominantemente plano e próximo do nível do

mar, como visto na Fig. 17. Este fator é de suma importân-

cia para que se apresente um nível baixo de rugosidade do

solo.

Fig.17 - Relevo do Rio Grande do Norte

Há também o interesse do governo do estado em se tornar

mais independente da energia termoelétrica, a qual histori-

camente dominou o setor energético deste território, visto

que nesta região há poucos rios perenes e, assim, é quase

inexistente o aproveitamento hidroelétrico [19].

E finalmente, a grande densidade de CGEs no estado tam-

bém inclui como vantagens a existência de linhas de trans-

missão para conexão de uma nova usina eólica ao sistema

interligado nacional – também mostrado na Fig. 16 – e o

suporte de uma malha ferroviária já adequada para o trans-

porte de cargas especiais como as pás dos aerogeradores.

Então, foi verificada a existência de estações meteorológi-

cas com série histórica de ventos na região e escolheu-se a

região a noroeste da cidade de Parazinho/RN (coordenadas

5°11'52.47"S 35°52'43.48"O, em amarelo na Fig. 18) para

o estudo de viabilidade de desenvolvimento de uma central

de geração eólica.

Fig.18 - Região selecionada para estudo de caso

V.2 – Análise do recurso eólico

Para a realização da análise do recurso eólico da região se-

lecionada, inicialmente requisitou-se a série histórica de

ventos da estação meteorológica do INMET mais próxima

à área de estudo, sendo esta a estação Calcanhar-A344

(mostrada em verde na Fig.18 situada a 43,5 km de distân-

cia). Foram obtidos os dados horários de 01/01/2010 até

31/03/2016 (data da solicitação) de velocidade e direção

do vento.

Para possibilitar a translação dos dados de velocidade de

vento observou-se as características da superfície do ter-

reno da estação do INMET – Fig. 19 – sendo importante

levar em consideração a proximidade do mar com o local

da estação – Fig. 20 – e as características do terreno da

região selecionada para desenvolvimento da CGE – Fig.

21 – para se definir a rugosidade da superfície e altitude do

fluxo livre [13].

9

Fig.19 - Características da superfície / Estação Calca-

nhar - INMET

Fig.20 - Características da região / Estação Calcanhar

– INMET

Fig.21 - Características da superfície / Parque eólico

Utilizando-se a Lei Logaritmica, estimou-se a velocidade

do vento à altura do cubo do aerogerador na localidade es-

colhida para implementação do parque. Tais resultados,

assim como os parâmetros utilizados, são apresentados na

Tabela 1:

TABELA 1 – VELOCIDADE DO VENTO

Local Altitude

[m]

Rugosi-

dade da

superfície

[m]

Altura do

gradiente

[m]

Veloci-

dade

média

[m/s]

Desvio

padrão

Estação

Calcanhar

INMET

17,0 0,02 2308,0 7,003 2,240

Altura do

cubo na

CGE

125,0 0,20 2710,0 8,189 2,620

A direcionalidade do vento na região é mostrada na rosa

dos ventos da Fig. 22.

Fig.22 - Direção e frequência do recurso eólico anali-

sado

Também é importante observar a sazonalidade da veloci-

dade do vento para a região. A Fig. 23 mostra que a região

nordeste do estado, onde se localiza a região estudada,

apresenta velocidade média de vento acima de 7 m/s em

todas as estações do ano.

Fig.23 – Potencial eólico sazonal a 100m de altura

Desta forma, pode-se concluir que a localidade apresenta

um forte recurso eólico que pode ser enquadrado como

Classe II na norma IEC 61400-1, por apresentar velocidade

média igual a 8,2 m/s soprando de uma direção predomi-

nantemente Sudeste e com boa consistência ao longo das

estações do ano. É possível também verificar uma boa dis-

tribuição do recurso na localidade proposta para a CGE

através da distribuição de Weibull, como mostra a Fig. 24.

10

Fig.24 - Distribuição de Weibull

Utilizando-se a função cumulativa de Weibull (CDF) é

possível estimar o número de horas que o vento estará so-

prando em cada velocidade ao longo do ano e, assim, de-

terminar a curva de duração – Fig. 25. Tal informação será

importante para o cálculo da energia gerada pelo parque

que será realizada posteriormente.

Fig.25 - Curva de duração

V.3 – Definição do aerogerador

Considerando que o recurso eólico da localidade entra na

classe IIA do IEC 61400-1, escolheu-se o aerogerador

G114 2,0 MW da fabricante Gamesa, levando em conside-

ração as vantagens de se utilizar um fornecedor local em

relação aos gastos com transporte e facilidade logística.

Este é um aerogerador de velocidade variável, que possui

melhor desempenho aerodinâmico e utiliza a tecnologia

DFIG, com regulação de potência ativa e reativa, e menos

de 25% da potência gerada passando pelos conversores de

frequência (enrolamento do rotor) [20]. Suas característi-

cas técnicas são descritas na Tabela 2 e a curva de potência

é mostrada na Fig. 26.

TABELA 2 – CARACTERÍSTICAS DO AEROGERADOR G114

Rotor

Diâmetro 114 m (3 pás de 56 m)

Área coberta 10,207 m²

Velocidade de rotação 7,8 – 14,8 rpm

Torre

Tipo Modular

Comprimento 125 m

Fig.26 - Curva de potência do aerogerador G114

V.4 – Arranjo do parque eólico

O modelo de turbina escolhido possui 114 metros de diâ-

metro. Para garantir uma eficiência aerodinâmica do con-

junto superior a 90%, a distância lateral entre os aerogera-

dores será de 5 diâmetros e a distância frontal será de 10

diâmetros. Desta forma, as distâncias entre eles serão res-

pectivamente 570 e 1140 metros, conforme mostra a Fig.

27.

Fig.27 - Arranjo do parque eólico

Cada fileira de 5 aerogeradores contará com um alimenta-

dor, o qual fará conexão com uma rede coletora, que pos-

teriormente transmitirá a energia até a subestação mais

próxima, que neste caso é João Câmara II. Esta subestação

recebe linhas de transmissão de 230 kV [21].

A tensão de geração de cada gerador é de 0,69 kV. A su-

bestação coletora transforma níveis de tensão de 34,5 kV

para 230 kV. Desta forma, cada aerogerador dispõe de

transformador próprio para adequar o nível de tensão de

0,69 kV para 34,5 kV.

Cada aerogerador contará com um sistema de proteção

composto por disjuntor e chave seccionadora de média ten-

são, além de equipamento para-raios, e cada alimentador

possuirá um disjuntor com duas chaves seccionadoras nas

extremidades. O diagrama unifilar do sistema pode ser

conferido na Fig. 28.

11

Fig.28 - Diagrama unifilar do parque eólico e conexão

à subestação coletora

V.5 – Cálculo da energia gerada

Utilizando-se do número de horas por ano em que o vento

soprará em cada velocidade e da curva de potência, foi pos-

sível estimar a energia gerada anualmente (com 10 aeroge-

radores) em 123.742 MWh anualmente, conforme a tabela

do Anexo B.

Em termos práticos, para se calcular a energia disponível é

necessário considerar que a energia gerada será reduzida

pelos seguintes fatores [22]:

Perdas por arranjo: como explicado anteriormente, o

efeito de sombreamento dos aerogeradores irá resultar

em uma perda. Para o arranjo considerado neste es-

tudo, tal perda é de 10%;

Perdas por sujeira das pás: ao longo do tempo, ocorre

o acúmulo de sujeira nas pás. Isso resulta em uma

perda de aproximadamente 1 a 2% na eficiência;

Perdas elétricas: toda transmissão de energia está su-

jeita a perda por efeito joule. Dentro de uma central

geradora elétrica pode-se considerar essas perdas com

valores de 1 a 3%;

Perda por parada: paradas das máquinas podem ocor-

rer devido a manutenções e falhas. Como aerogerado-

res são de forma geral considerados confiáveis, essas

perdas são estimadas em 2%;

Outras perdas: podem ocorrer demais perdas, como

por exemplo devido à histerese da direção do vento

(mudança súbita na direcionalidade), não permitindo

o ajuste do cubo para posicionamento perpendicular à

direção do vento. Tais perdas são usualmente muito

pequenas, podendo ser consideradas iguais a 1%.

Portanto, tem-se o total de perdas conforme a equação

(21).

𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 = 1 − (0,9𝑥0,98𝑥0,97𝑥0,98𝑥0,99) (21)

𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 = 16,996%

Desta forma, o total de energia gerada anualmente após as

perdas é dado pela equação (22).

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 123.742 × (1 − 16,99%) (22)

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 102.711 [𝑀𝑊ℎ]

Ainda, o fator de capacidade pode ser calculado conforme

a equação (23).

𝐹𝐶 =102.711 [𝑀𝑊ℎ]

2 [𝑀𝑊] 𝑥 8760 𝑥 10 (23)

𝐹𝐶 = 58,63%

Pode-se dizer que o valor encontrado para o fator de capa-

cidade está acima da média; portanto, um valor desejável.

Na Europa, tem-se em média entre 20 e 35%; nos EUA,

45%. Já para as hidrelétricas brasileiras, os valores estão

entre 50 e 55% [23].

VI. CONCLUSÃO

Dada a importância da descentralização das zonas de gera-

ção (por exemplo, para reduzir as dimensões dos blecau-

tes), e da diversificação da matriz energética brasileira, a

energia eólica tem se expandido no país nas últimas déca-

das e tende a se expandir ainda mais, aproveitando-se da

condição privilegiada de ventos no Brasil.

Este artigo proporcionou a apresentação de uma metodo-

logia para dimensionamento de parques eólicos e sua apli-

cação em um estudo de caso, a fim de familiarizar a tecno-

logia e possibilitar o contato com valores e quantidades

práticas. Desta forma, pode-se dizer que o trabalho atendeu

às expectativas predeterminadas.

O presente artigo sugere futuros estudos que podem com-

plementar este trabalho, tais como modelagem financeira,

construção civil e impactos social e ambiental, além da

aplicação dos estudos de conexão.

VII. AGRADECIMENTOS

Os autores deste artigo agradecem especialmente ao Prof.

Dr. José Maria de Carvalho Filho, pela sua dedicação em

orientar este trabalho, e ao INMET, pelo fornecimento de

dados sem os quais não seria possível a aplicação destes

estudos. VIII. REFERÊNCIAS

[1] M. T. Tolmasquim et al, “Energia Renovável: Hidráu-

lica, Biomassa, Eólica, Solar, Oceânica”, Empresa de

Pesquisa Energética (EPE), pp. 237-309, Rio de Ja-

neiro, 2016.

[2] Global Wind Energy Council, “Global Wind Energy

Outlook 2014”. Disponível em:

<http://www.gwec.net/wp-content/uplo-

ads/2014/10/GWEO2014_WEB.pdf>. Acesso em 23

de maio de 2016.

12

[3] Agência Nacional de Energia Elétrica, “Atlas de ener-

gia elétrica do Brasil”, 3 ed, Brasília, 2008. Disponí-

vel em: <http://www2.aneel.gov.br/arqui-

vos/PDF/atlas3ed.pdf>. Acesso em 29 de março de

2016.

[4] Associação Brasileira de Energia Eólica, “Boletim de

Dados - Maio 2016”, São Paulo, 2016. Disponível em:

<http://www.portalabeeolica.org.br/images/pdf/Bole-

tim_de_Dados_ABEEolica_Maio_2016-Pu-

blico.pdf>. Acesso em 23 de maio de 2016.

[5] O. A. C. Amarante, M. Brower, J. Zack, A. L. Sá,

“Atlas do Potencial Eólico Brasileiro”, Brasília, 2001.

Disponível em: <http://www.cresesb.cepel.br/publi-

cacoes/download/atlas_eolico/Atlas do Potencial Eo-

lico Brasileiro.pdf>. Acesso em 29 de março de 2016.

[6] K. H. Bergeym, “The Lanchester-Betz limit”, Journal

of Energy, Vol. 3, Nov.-Dec. 1979, pp. 382-384.

[7] R. Dutra, B. Montezano, J. C. E. Ferreira, “Energia

Eólica: Princípios e Tecnologias”. Disponível em:

<http://www.cresesb.cepel.br/download/tutorial/tuto-

rial_eolica_2008_e-book.pdf>. Acesso em 29 de

março de 2016.

[8] P. C. Silva, V. G. Guedes, M. R. P. Araújo, M. H. Hi-

rata, “Otimização dos Parâmetros da Distribuição de

Weibull”. XV Congresso Brasileiro de Engenharia

Mecânica - Águas de Lindoia/SP, 1999.

[9] J. F. Manwell, J. G. McGowan, A. L. Rogers, “Wind

Energy Explained: Theory, Design and Application”,

3 ed., Ed. Wiley, 2009.

[10] Instituto Nacional de Meteorologia – INMET, “Esta-

ção Meteorológica de Observação de Superfície Au-

tomática”. Disponível em: <http://www.in-

met.gov.br/portal/index.php?r=estacoes/estacoesAu-

tomaticas>. Acesso em 22 de setembro de 2016.

[11] M. H. Hirata, “Uma Introdução Ao Aproveitamento

Da Energia Eólica”. 10° Congresso Brasileiro de En-

genharia e Ciências Térmicas. Rio de Janeiro, 2004.

[12] A. C. N. de Salles, “Metodologias De Análise De

Risco Para Avaliação Financeira De Projetos De Ge-

ração Eólica”. Rio de Janeiro, 2004.

[13] P. Mendis, T. Ngo, N. Haritos, A. Hira, B. Samali, J.

Cheung. “Wind Loading on Tall Buildings”. EJSE

Special Issue: Loading on Structures, 2007.

[14] F. Blaabjerg, Z. Chen, R. Teodorescu, F. Iov, “Power

Electronics in Wind Turbine Systems”. Aalborg Uni-

versity, Aalborg East, Dinamarca, 2006.

[15] I. Katic, J. Højstrup, N. O. Jensen, “A Simple Model

for Cluster Efficiency”. EWEC Proceedings, Roma,

Itália, 1986.

[16] J. V. Alé et al, “Efeito da Turbulência em Parques Eó-

licos”. Porto Alegre, 2004. Disponível em:

<http://www.abcm.org.br/app/we-

broot/anais/eptt/2004/portuguese/docs/p34c.pdf>.

Acesso em 23 de junho de 2016.

[17] Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT),

“NBR 14039: Instalações elétricas de média tensão de

1,0 kV a 36,2 kV”. Rio de Janeiro, 2003.

[18] The Windpower, “Brazil’s Wind Farms”. Disponível

em: <http://www.thewindpo-

wer.net/country_maps_en_26_brazil.php>. Acesso

em 25 de agosto de 2016.

[19] Companhia Energética do Rio Grande do Norte, “Po-

têncial Eólico do Estado do Rio Grande do Norte”,

2003. Disponível em: <http://www.cresesb.ce-

pel.br/publicacoes/download/atlas_eolico/atlas_eo-

lico_RN.pdf>. Acesso em 25 de agosto de 2016.

[20] Gamesa, “Platform catalogue: 2.0-5.0 MW”. Disponí-

vel em: <http://www.gamesacorp.com/recur-

sos/doc/productos-servicios/aerogeneradores/nuevas-

fichas/catalogo-plataformas-eng.pdf>. Acesso em 25

de outubro de 2016.

[21] Operador Nacional do Sistema, “Rede de Operação:

Regiões Norte e Nordeste”, revisão 134, julho de

2016. Disponível em: <http://www.ons.org.br/down-

load/mapas_rede_operacao/n_ne/DU-

CT.NNE.01_r134.pdf>. Acesso em 25 de agosto de

2016.

[22] The European Wind Energy Association, “The eco-

nomics of wind energy”, março de 2009. Disponível

em: <http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/pu-

blications/reports/Econo-

mics_of_Wind_Energy.pdf>. Acesso em 25 de agosto

de 2016.

[23] I. D. Faria, “O que são usinas hidrelétricas a ‘fio

d’agua’ e quais os custos inerentes à sua construção?”.

Disponível em: <http://www.brasil-economia-go-

verno.org.br/2012/03/05/o-que-sao-usinas-hidreletri-

cas-a-fio-d%E2%80%99agua-e-quais-os-custos-ine-

rentes-a-sua-construcao>. Acesso em 22 de setembro

de 2016.

BIOGRAFIA:

Cecília Martins Ferreira Nasceu em Salinas (MG), em 1992.

Ingressou em Engenharia Elétrica

na UNIFEI em 2011. Participou da

empresa júnior – Unifei Jr – de 2011

a 2013. Foi bolsista pelo programa

Ciência sem Fronteiras na UNSW

em Sydney, Austrália, onde estudou

Renewable Energy Technologies.

Estagia atualmente na fábrica de painéis de média tensão

da Siemens Brasil.

Ricardo Sottani Dâmaso Nasceu em São João del-Rei (MG),

em 1993. Ingressou em Engenharia

Elétrica na UNIFEI em 2011. Foi

bolsista pela Eletrobrás/PROCEL,

enquanto trabalhou no EXCEN na

área de Eficiência Energética. Rea-

lizou intercâmbio na UNSW em

Sydney, Austrália, pelo programa

Ciência sem Fronteiras. Estagiou no

EXCEN, auxiliando no desenvolvimento do ENERGE –

Curso de Conservação e Uso Eficiente de Energia.

ANEXO A – CARACTERÍSTICAS E VALORES SOBRE A RUGOSIDADE DE UMA REGIÃO

ANEXO B – TABELA PARA CÁLCULO DA ENERGIA GERADA

Velocidade [m/s] Horas/ano Potência [kW] Energia [MWh]

0 0 0

1 4,320 0 0

2 42,681 0 0

3 141,602 62,5 8,850

4 310,573 125 38,821

5 542,609 350 189,913

6 809,171 600 485,503

7 1.059,398 950 1.006,428

8 1.229,890 1.400 1.721,846

9 1.266,598 1.750 2.216,548

10 1.151,088 2.000 2.302,177

11 915,007 2.000 1.830,015

12 628,978 2.000 1.257,956

13 368,957 2.000 737,914

14 181,989 2.000 363,979

15 74,290 2.000 148,581

16 24,677 2.000 49,354

17 6,552 2.000 13,104

18 1,365 2.000 2,730

19 0,218 2.000 0,437

20 0,026 2.000 0,052

21 0,002 2.000 0,004

22 0,0001 0 0

23 7,003E-06 0 0

24 2,217E-07 0 0

25 4,742E-09 0 0

Energia total por

aerogerador [MWh] 12.374,2

N° de aerogeradores 10

Energia total da CGE

[MWh] 123.742