Normalização e Desempenho de...

Normalização e

Desempenho de

Aerogeradores

Aspectos Técnicos da Energia Eólica

Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis –CTGÁS -ER 2

SENAI PETROBRÁS CTGÁS-ER

Normalização e Desempenho de

Aerogeradores

Natal 2012



© 2012 CTGÁS-ER Qualquer parte desta obra poderá ser reproduzida, desde que citada a fonte.

Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis– CTGÁS-ER

Diretor Executivo Cândida Amália Aragão de Lima

Diretor de Tecnologias Pedro Neto Nogueira Diógenes

Diretor de Negócios José Geraldo Saraiva Pinto

Unidade de Negócios de Educação – UNED Coordenação Elenita dos Santos Elaboração Daniel Faro Amaral Lemos Diagramação Akliz Juliana Batista Ventura

FICHA CATALOGRÁFICA

CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGÁS -ER AV: Cap. Mor Gouveia, 1480 – Lagoa Nova CEP: 59063-400 – Natal – RN Telefone: (84) 3204.8100 Fax: (84) 3204.8118 E-mail: [email protected] Site: www.ctgas.com.br



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 ..................................................... 30

4.6 Medição da potência elétrica ......................................................................... 32

4.7 A Curva de Potência ...................................................................................... 33 4.8 Produção Anual de Energia .......................................................................... 36

5 EMISSÃO DE RUÍDOS POR AEROGERADORES ................................. 37 5.1 Introdução ....................................................................................................... 37 5.2 Fontes de Ruído .............................................................................................. 38 5.3 Medição e Avaliação do Ruído ...................................................................... 40

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................... 44



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. ............................................... 18

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. ................................................................................... 33

Figura 10: Dados medidos e normalizados de potência elétrica versus

velocidade do vento. ................................................................................... 36

Figura 14: Esquema do escoamento de ar em torno de uma pá (Wagner,

1996). ............................................................................................................ 39

Figura 15: Exemplos de nível de pressão sonora (Bruel and Kjaer Instruments)...... 41

Figura 16: Imagem do microfone sobre uma placa e esquema de sua posição

em relação ao aerogerador, IEC 61400-11 (2006). ............................... 43



LISTA DE TABELAS

Tabela.1: Parâmetros eólicos para as classes de projeto. ............................................. 20

Tabela 2: Valores calculados por intervalo de velocidade. ............................................ 34



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.



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



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 eó licas 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 eó licas 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 e ngrenagens (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.



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).



IEC/TS 61400-14: Declaração do nível de potência so nora 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 característic as 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 certificaçã o (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 roto r 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).



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 61400-

12-1:2012.

2 CERTIFICAÇÃO DE AEROGERADORES

2.1 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.



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.



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.

Avaliação do

Projeto Básico

Avaliação do

Projeto

Avaliação da

Fabricação

Ensaios de Tipo

Medições das

Características de

Tipo

Avaliação Final

Certificação de

Tipo

Avaliação do

Projeto da

Fundação

Avaliação da

Construção da

Fundação

Testes de

segurança

e função

Desempenho

de potência

Cargas

mecânicas

Outros

testes Teste

de pás

Qualidade

de Energia

suportabilidade

ao afundamento

de tensão

Ruído

acústico

Módulos

Opcionais



- 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.



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.



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).

−−=k

W C

VVP 0

0 exp1)( para a função de Weibull (1)



com

+Γ⋅=k

CVmed

11 ou

2

π⋅C , se k = 2 (Rayleighl) (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).

Figura 2: (a) Histograma de distribuição de velocidades com curva de densidade de probabilidade

ajustada (b) Função de probabilidade cumulativa equivalente.

−−=

2

00 4

exp1)(med

R V

VVP

π para a função de Rayleighl (2)

Distribuição de Velocidades

0%

2%

4%

6%

8%

10%

0 5 10

15

20

25

V1

V2

Fre

quên

cia

Velocidade do vento (m/s)

Função de Probabilidade Cumulativa

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0 5 10 15 20 25

Velocidade do vento (m/s)

Fre

quên

cia

V1 V2



Adicionalmente, a função densidade de probabilidade de Weibull é dada por:

k

c

vk

ec

v

c

kvf

−−

⋅

⋅=1

)( (4)

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:

Vref = 5 Vmed (5)

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:

11,0

50 4,1)(

⋅=

cuborefe z

zVzV (6)



)(8,0)( 501 zVzV ee ⋅= (7)

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:

σ1= Iref (0,75Vcubo + 5,6) (8)

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 II Classe III Classe S

Velocidade de referência 50 42,5 37,5

Definidos

pelo

projetista

do

aerogera

dor

Velocidade média anual 10 8,5 7,5

Rajada de 1s com recorrência de

50 anos

70 59,5 52,5

Rajada de 1s com recorrência de

1 ano

52,5 44,6 39,4

Categoria A para turbulência alta,

Iref

0,16

Categoria B para turbulência

média, Iref

0,14

Categoria C para turbulência alta,

Iref

0,12



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.



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

0

500

1000

1500

2000

2500

0 5 10 15 20 25

Velocidade do Vento (m/s)

Po

tên

cia (

kW

)

S88–2.1 MW

S95-2.1 MW

S97-2.1 MW

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.

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).

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, recomenda-

se 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.



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.



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.

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 )w v(u 222 ++ .

A 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 incerteza total devido à calibração,

orientação e operação, seja inferior a 5°.

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.

min100

min10min10 TR

B

⋅=ρ (9)

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]

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.

−−⋅=

WW RR

PR

B

T

111

0min10

0

min10

min10min10 φρ (10)



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).

Wn Rg

bcubob

bcubo HHT

BB

ββ

/

)(1−

−+= (11)

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.

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 apresenta 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.

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.

3

2

1AVCP P ρ⋅= (12)

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.

min10

0min10 ρ

ρ⋅= PPn (13)

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.

3/1

0

min10min10

3min10min10

3 2

1

2

1

=⇒=

ρρρρ VVAVAV nno (14)

Onde:

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.

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.

Número do Intervalo

Intervalo em (m/s)

Velocidade média (m/s)

Potência média (kW)

Coeficiente de Potência

Número de 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

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

20 9,75 a 10,25 9,99 1099,5 0,42 837

21 10,25 a 10,75 10,50 1213,7 0,40 699

22 10,75 a 11,25 11,00 1325,3 0,38 566

23 11,25 a 11,75 11,49 1407,0 0,35 448

24 11,75 a 12,25 11,97 1462,2 0,32 315

25 12,25 a 12,75 12,48 1494,3 0,29 208

26 12,75 a 13,25 12,98 1496,5 0,26 113

27 13,25 a 13,75 13,47 1497,3 0,23 45

28 13,75 a 14,25 14,02 1496,6 0,21 31

29 14,25 a 14,75 14,46 1496,4 0,19 20

30 14,75 a 15,25 15,07 1497,5 0,17 7

31 15,25 a 15,75 15,46 1497,5 0,15 10

32 15,75 a 16,25 16,01 1497,5 0,14 14

33 16,25 a 16,75 16,46 1497,5 0,13 5

34 16,75 a 17,25 16,85 1497,5 0,12 2

35 17,25 a 17,75 17,40 1497,5 0,11 4



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.

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

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Velocidade do Vento (m/s)

Pot

ênci

a E

létr

ica

(kW

)

0,00

0,15

0,30

0,45

0,60

Coe

ficie

nte

de P

otên

cia,

Cp

Figura 10: Dados medidos e normalizados de potência elétrica versus velocidade do vento.

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:

[ ])()(2

)()(8760 1

1

1

1ii

N

i

ii UFUFUPUP

E −⋅

+⋅= +

−

=

+∑ (15)

Onde a função de probabilidade acumulada é:

−

−=

ki

C

V

i eVF 1)( para a função de Weibull (16)

e

−

−=

2

41)( MED

i

V

V

i eVF

π

para a função de Rayleighl (17)

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 EMISSÃO DE RUÍDOS POR AEROGERADORES

5.1 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).

5.2 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.

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. Pode-

se 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.

Figura 11: 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).



5.3 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) (18)

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) (19)

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) (20)

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.

Figura 12: 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).

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 13: Imagem do microfone sobre uma placa e esquema de sua posição em relação ao

aerogerador, IEC 61400-11 (2006).

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).



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