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Utilização de Dados Operacionais para a Compreensão do

Desempenho de Aerogeradores

António Ricardo da Silva Magalhães Aguiar

Relatório do Projecto Final / Dissertação do MIEM

Orientador na FEUP: Prof. Álvaro Rodrigues

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Mestrado Integrado em Engenharia Mecânica

Julho 2009

Utilização de Dados Operacionais para a Compreensão do Desempenho de Aerogeradores

ii


iii

Aos meus pais, à família e à Isabel


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v

Resumo

O uso da energia eólica para a produção de electricidade tem apresentado na última

década um crescimento apreciável. Compreender o desempenho dos aerogeradores torna-se

pois um processo incontornável, quer por um motivo financeiro, quer para uma evolução de

novos modelos.

Os investimentos em energia, e em parques eólicos em particular, são muito intensivos

em capital, pelo que é essencial a análise dos factores responsáveis por eventuais

afastamentos do comportamento das máquinas relativamente àquilo que é esperado.

O objectivo deste trabalho é utilizar dados operacionais de parques eólicos para a

compreensão do desempenho dos aerogeradores. Utilizaram-se dados de dois parques

eólicos localizados na zona centro de Portugal.

É feita uma abordagem teórica sobre as forças aerodinâmicas actuantes nas pás de um

rotor, a previsão energética para longo termo e sobre as causas que afectam o desempenho

de um aerogerador.

A caracterização de um terreno quanto à sua topografia, a intensidade média de

turbulência e causas como efeitos de esteira são apresentadas, para se perceber a sua relação

com o desempenho dos aerogeradores em estudo. As curvas de potência obtidas com a

velocidade medida no anemómetro da nacelle foram uma ferramenta importante para a

compreensão destes factores.

A curva de potência obtida no local e a que é garantida pelo fabricante foram comparadas

e verificou-se que o desempenho real não é o mesmo que seria suposto.

Em face dos resultados obtidos pode-se concluir que o desempenho de um aerogerador

depende essencialmente da sua curva de potência e da sua disponibilidade, sendo a curva de

potência afectada por causas como a topografia, efeitos de esteira, perfis da velocidade do

vento e intensidade média de turbulência.

A utilização dos aerogeradores em locais com características de vento e terreno muito

complexo pode conduzir a desempenho e produções energéticas significativamente

inferiores às esperadas, utilizando como base das estimativas as curvas de potência indicadas

pelos fabricantes.


vi

Use of Operational Data for Understanding the Performance of Wind Turbines

Abstract

The use of wind energy for electricity production in the last decade has seen considerable

growth. Understanding the performance of wind turbines it is therefore an inevitable

process, either by a financial reason, either for a development of new models.

Investments in energy, and wind farms in particular, are very intensive in capital, it is

essential to analyze the factors responsible for any deviation on the behavior of the machines

with respect to what is expected.

The goal of this work is to use operational data from wind farms to understand the

performance of wind turbines. We used collected data from two wind farms located in

central Portugal.

It was made a theoretical revision of the aerodynamic forces that operate in a rotor blade,

the long term forecast for energy and the causes that affect the performance of a wind

turbine.

The characterization of land on its topography, the mean intensity of turbulence and

causes and wake effects are presented, to understand their relationship with the performance

of the wind turbines under study. The power curves obtained with the speed measured on the

nacelle anemometer were an important tool to understand these factors.

The power curve obtained in place and the one that is guaranteed by the manufacturer

were compared and found that the actual performance is not the same as should be.

According to the results we can conclude that the performance of a wind turbine

essentially depends on its power curve and its availability, and the power curve is affected

by causes such as topography, wake effects, profiles of wind speed and mean intensity of

turbulence.

The use of wind turbines in places with characteristics of wind and very complex terrain

can lead to performance and energy production significantly lower than expected, based on

estimates of the power curves displayed by manufacturers.


vii

Agradecimentos

Gostaria de aproveitar a presente página para homenagear e agradecer a todas as pessoas

que contribuíram directa e indirectamente na elaboração do presente trabalho. Peço desde já

desculpas para o caso de me esquecer de alguém mas, gostaria de evidenciar as seguintes

pessoas:

Em primeiro lugar, ao Professor Álvaro Rodrigues por todos os ensinamentos que me

transmitiu ao longo destes meses, sendo sempre um orientador presente e disponível para

esclarecer quaisquer tipo de dúvidas que surgiram ao longo do trabalho.

Quero desde já agradecer a todas as pessoas da Secção de Energia Eólica do INEGI

(Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Industrial) pela sua disponibilidade e paciência,

agradecendo em particular à Engenheira Filipa Magalhães, minha tutora no INEGI, por toda

a prontidão que demonstrou para a ajuda nos mais diversos problemas que foram ocorrendo

na execução do tratamento e análise dos dados. Queria também agradecer a preciosa ajuda

do Engenheiro João Rio na elaboração de folhas de programação para o tratamento de

dados.

Um agradecimento especial à Isabel Amorim por, em todos os momentos difíceis que

passei ao longo destes meses, ter estado presente com uma frase de apoio e de motivação.

E por fim não poderia deixar passar em claro todo o apoio da família, principalmente dos

meus pais que sempre estiveram presentes ao longo de toda a minha formação académica e

que sem tal apoio nada disto seria possível.


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Índice de Conteúdos

1. Introdução ....................................................................................................................................... 1

1.1 Apresentação ............................................................................................................................. 1

1.2 Enquadramento ......................................................................................................................... 2

1.3 Objectivos ................................................................................................................................. 2

2. Energia Eólica ................................................................................................................................. 5

2.1 O vento como recurso energético .............................................................................................. 5

2.2 A problemática energética ......................................................................................................... 6

2.2.1 A energia eólica em Portugal, na Europa e no Mundo ....................................................... 6

3. O vento, sua formação e características .......................................................................................... 9

4. Características do funcionamento de um aerogerador .................................................................. 13

4.1 Transformação de energia cinética em energia eléctrica ..................................................... 13

4.2 Estudo aerodinâmico em rotores horizontais .......................................................................... 15

4.2.1 Forças actuantes numa pá de um aerogerador. ................................................................. 16

4.2.2 Desalinhamento da velocidade do vento .............................................................................. 17

4.3 Curvas de potência .................................................................................................................. 19

4.6 Mecanismos de controlo.......................................................................................................... 20

5. Estimativas de produção energética e Desempenho de aerogeradores ......................................... 23

5.1.1 Estimativas de longo termo .............................................................................................. 24

5.1.2 Verificação da energia obtida com a estimada ................................................................. 26

5.2 Aquisição de dados.................................................................................................................. 27

5.3 A medição da Curva de Potência ............................................................................................ 28

5.4 Factores que afectam o desempenho de um aerogerador ........................................................ 30

5.5.1 Curvas de potência ........................................................................................................... 31

5.5.2 Disponibilidade ................................................................................................................ 37

6. Apresentação e discussão dos dados operacionais dos aerogeradores .......................................... 39

6.1 Metodologia e procedimentos aplicados à análise do Parque 1 .............................................. 39

6.1.1 Caracterização do local .................................................................................................... 41

6.1.2 Características dos aerogeradores .................................................................................... 47

6.1.3 Diferenças entre a energia estimada e a obtida ................................................................ 50

6.1.4 Curvas de potência de cada máquina ............................................................................... 52

6.1.5 Curvas de potência de cada máquina para diferentes rumos do vento ............................. 56

6.1.6 Relação entre o desempenho de dois aerogeradores próximos ........................................ 60


x

6.1.7 Relação da inclinação do terreno com o desempenho dos aerogeradores ........................ 62

6.1.8 Relação entre perfil de velocidade e curvas de potência .................................................. 63

6.2 Metodologia e procedimentos utilizados na análise do Parque 2 ............................................ 65

6.2.1 Caracterização do local .................................................................................................... 66

6.2.2 Relação entre a velocidade da estação e a do aerogerador ............................................... 67

7. Conclusões .................................................................................................................................... 73

8. Bibliografia ................................................................................................................................... 75

ANEXOS........................................................................................................................................... 77

Anexo A – Curvas de Potência ..................................................................................................... 78

Anexo B – Alguns Resultados obtidos .......................................................................................... 81


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Índice de Figuras

Figura 1 – Exemplo de um parque eólico e de microgeração ............................................................... 6

Figura 2 – Capacidade de geração eléctrica de base eólica em Portugal [3] ......................................... 7

Figura 3 - Potência acumulada até ao fim de 2008 [5] .......................................................................... 8

Figura 4 - A nova potência instalada em 2008 e acumulada até Dezembro 2008 [5] ........................... 8

Figura 5 – Circulação atmosférica [7] ................................................................................................... 9

Figura 6 – Efeito acelerador induzido pela orografia [8] .................................................................... 11

Figura 7 – Fotografia do 1º aerogerador e fotografia de um aerogerador recente (Enercon) .............. 13

Figura 8 – Potência que um aerogerador converte com a variação da velocidade do vento ............... 14

Figura 9 – Forças que actuam na pá de um aerogerador [9] ............................................................... 16

Figura 10 – Relação entre ângulo de escoamento, de ataque e do passo [13] ..................................... 17

Figura 11 - Aerogerador desalinhado em relação à direcção do vento [13] ........................................ 18

Figura 12 - Variação do Cp com o ângulo de desalinhamento e o coeficiente de retardamento axial

[13] ...................................................................................................................................................... 19

Figura 13 - Curva de potência de um aerogerador de 660 kW de potência nominal [9] ..................... 20

Figura 14 – Curvas de potência para controlo activo e passivo [17]................................................... 21

Figura 15 – Coeficientes de sustentação e arrasto típicos de um perfil alar [17] ................................ 22

Figura 16 - Esquema do procedimento de verificação do WWFW ..................................................... 27

Figura 17 - Turbulência do vento [9] .................................................................................................. 32

Figura 18 - Relação da curva de potência com a intensidade de turbulência [20] .............................. 33

Figura 19 - Efeitos de Esteira [13] ...................................................................................................... 34

Figura 20 - Colocação das turbinas num parque eólico [9] ................................................................. 34

Figura 21 - Mau funcionamento do controlo de passo [21] ................................................................ 35

Figura 22 - Curva de potência afectada A- gelo; B- insectos [21] ...................................................... 36

Figura 23 – Exemplo de operação limitada [21] ................................................................................. 37

Figura 24 – Exemplo de disponibilidade e indisponibilidade de um aerogerador [21] ....................... 38

Figura 25 – Configuração do Parque 1 ................................................................................................ 40

Figura 26 – Variação da inclinação do terreno do Parque 1................................................................ 41

Figura 27 – Visualização 3D do mapa do Parque 1 ............................................................................ 42

Figura 28 – Distribuição da velocidade e da orientação do vento no ano de 2007 ............................. 43

Figura 29 – Distribuição da velocidade e da orientação do vento no ano de 2008 ............................. 43

Figura 30 – Distribuição do shear factor ao longo do ano 2007 ......................................................... 44

Figura 31 – Distribuição do shear factor médio e perfil de velocidade do vento dos sectores 7 e 11 no

ano 2007 .............................................................................................................................................. 45

Figura 32 – Perfil de velocidade do vento dos sectores 11 e 13 no ano 2007 ..................................... 45

Figura 33 – Representação da intensidade de turbulência média dos anos 2007 e 2008 .................... 46

Figura 34 – Distribuição da intensidade de turbulência média de 2007 e 2008 .................................. 46

Figura 35 – Curvas de potência dos dois modelos .............................................................................. 47

Figura 36– Padrão diário do vento no 2º trimestre .............................................................................. 48

Figura 37 - Padrão diário da potência no 2º trimestre ......................................................................... 48

Figura 38 - Padrão diário do vento no 4º trimestre ............................................................................. 49

Figura 39 - Padrão diário da potência no 4º trimestre ......................................................................... 49

Figura 40 – Cp médio de 2007 e 2008 ................................................................................................. 52


xii

Figura 41 – Curvas de potência mensais do aerogerador A no ano 2007 ........................................... 53

Figura 42 - Curvas de potência mensais do aerogerador B no ano 2007 ............................................ 53

Figura 43 - Curvas de potência mensais do aerogerador A no ano 2008 ............................................ 54

Figura 44 - Curvas de potência mensais do aerogerador B no ano 2008 ............................................ 55

Figura 45 - Curva de potência do aerogerador D durante o ano de 2007 ............................................ 55

Figura 46 – Curvas de potência para os sectores 1 e 14 do aerogerador A ......................................... 57

Figura 47 - Curvas de potência para o sector 14 e a curva geral do aerogerador A ............................ 58

Figura 48 - Curvas de potência para os sectores 1 e 5 do aerogerador B ............................................ 58

Figura 49 - Curvas de potência para o sector 5 e a curva geral do aerogerador B .............................. 59

Figura 50 – Relação de potências entre o aerogerador C e D no 2º trimestre de 2007 ....................... 60

Figura 51 – Relação de potências entre o aerogerador A e B no 2º trimestre de 2007 ....................... 61

Figura 52 – Relação de potências entre o aerogerador C e D no 4º trimestre de 2007 ....................... 61

Figura 53 – Relação de potências entre o aerogerador A e B no 4º trimestre de 2007 ....................... 61

Figura 54 – Curva de potência para os sectores 2 e 9 do aerogerador A (imagem da esquerda) e curva

de potência para os sectores 9 e 15 do aerogerador B (imagem da direita) ........................................ 63

Figura 55 - Curva de potência para os sectores 1 e 9 do aerogerador C (imagem da esquerda) e curva

de potência para os sectores 1 e 5 do aerogerador D (imagem da direita) .......................................... 63

Figura 56 – Curvas de potência para os sectores 7 e 11 do aerogerador B ......................................... 64

Figura 57 - Curvas de potência para os sectores 7 e 12 do aerogerador B .......................................... 64

Figura 58 – Planta do Parque 2 ........................................................................................................... 65

Figura 59 – Variação da inclinação do terreno do Parque 2................................................................ 66

Figura 60 - Distribuição da velocidade e da orientação do vento de Janeiro a Agosto de 2007 ......... 67

Figura 61 – Distribuição da Intensidade de Turbulência (IT) medida na Estação 2 ........................... 67

Figura 62 – Comparação entre as curvas de potência obtidas e as do fabricante ................................ 70


xiii

Índice de Tabelas

Tabela 1 - Altitude dos aerogeradores e distância entre eles............................................................... 42

Tabela 2 - Principais diferenças entre o modelo X e Y. ...................................................................... 47

Tabela 3 - Sectores não perturbados ................................................................................................... 51

Tabela 4 – Todos os sectores (perturbados e não perturbados) ........................................................... 51

Tabela 5 - Relação dos sectores perturbados pelas esteiras de outro aerogerador .............................. 56

Tabela 6 – Sectores mais afectados e menos afectados pela inclinação do terreno ............................ 62

Tabela 7 - Factores de correcção ......................................................................................................... 68

Tabela 8 – Análise dos sectores calibrados ......................................................................................... 69


xiv


xv

Nomenclatura

𝐴 Factor de escala da distribuição de Weibull (Secção 6.6)

𝑓(𝑢) Frequência de ocorrência da velocidade do vento

𝐹 Resultante das forças aplicadas a um corpo

𝑃 Potência

𝐶𝑝 Coeficiente de Potência

ℎ Altura

𝑘 Factor de forma da distribuição de Weibull

𝑚 Massa

𝑝 Pressão

𝑢 Velocidade do vento

𝑢(𝑧) Velocidade do Vento à cota

𝑣 Módulo da velocidade

𝑧 Cota vertical acima do nível do solo (altura)

𝑧0 Parâmetro de rugosidade superficial

𝜌 Massa volúmica ou densidade do ar

𝜙 Ângulo de ataque do escoamento definido relativamente ao plano do rotor

𝛼 Ângulo de ataque do escoamento definido relativamente à corda do perfil

𝑈∞ Velocidade antes do rotor

𝑎 Coeficiente de retardamento axial

𝛽 Ângulo do passo da pá

𝐶𝑙 Coeficiente de sustentação

𝐶𝑎 Coeficiente de arrasto

𝐴 Área


xvi


1

1. Introdução

1.1 Apresentação

A energia pode ter como significado o potencial para se realizar trabalho ou realizar uma

acção. Daqui percebe-se que em tudo o que fazemos no nosso dia-a-dia gastamos energia.

Desde sempre o Homem necessitou de energia para seu o quotidiano.

Desde a revolução industrial que o consumo energético aumentou e continua a aumentar

devido ao crescimento populacional e das economias, contribuindo para o aumento de

emissões de dióxido de carbono e de outros gases poluentes para a atmosfera, gerando

problemas ambientais.

O carvão, o gás e o petróleo são os principais responsáveis pela maior percentagem de

geração de energia e emissão de gases nocivos para o ambiente, levando à degradação

ambiental. Sendo estas fontes esgotáveis, levam o Homem a pensar na criação de energia a

partir de fontes inesgotáveis assim como fontes que não poluem o ambiente, criando-se o

termo “fontes renováveis de energia”.

A palavra “renovável” está actualmente relacionada com o desenvolvimento sustentável.

A sustentabilidade do planeta exige o planeamento e esforços a todos os níveis para a

fixação de metas a serem atingidas pelos países nas questões de como viver, produzir e

consumir de uma maneira que sirva as nossas necessidades sem comprometer as

necessidades das gerações futuras.

Actualmente é já conhecido e confirmado que as fontes tradicionais de produção de

energia são esgotáveis e o Homem tem que procurar recursos renováveis para a gerar

energia para o seu dia-a-dia.


2

1.2 Enquadramento

A energia eólica é uma fonte renovável de energia, limpa e inesgotável que vem

assumindo uma forte evolução no campo dos recursos renováveis que visam a produção

eléctrica. Contudo, para o aproveitamento deste recurso energético são necessários

intensivos investimentos em parques eólicos. Estes investimentos são rentabilizados de

acordo com o desempenho dos aerogeradores que constituem o parque. O risco financeiro

pode ser diminuído com auxílio de estimativas energéticas fiáveis para longos períodos de

tempo. Desta forma, torna-se necessário compreender as razões pelas quais existem

diferenças entre a produção eléctrica obtida e a estimada.

Uma vez que a produção eléctrica, nos parques eólicos, depende do desempenho dos

aerogeradores, este estudo adquire importância por se estudar razões que impedem o

aerogerador de ter um desempenho igual ao que é previsto.

Portanto, torna-se um caso de estudo interessante com o intuito de se melhorar

futuramente a eficiência energética dos aerogeradores.

1.3 Objectivos

No presente trabalho pretende-se estudar o desempenho dos aerogeradores de eixo

horizontal. Desta forma formularam-se os seguintes objectivos:

Processar e analisar os dados operacionais do funcionamento de aerogeradores e

parques eólicos, de forma a melhor compreender o seu funcionamento no terreno.

Identificar e discutir eventuais desvios entre a produção esperada e a obtida,

procurando separar causas relacionadas com características de vento específicas do local e

causas derivadas da estratégia de operação dos aerogeradores e do parque.

Analisar as diferenças entre a curva característica dos aerogeradores indicada pelo

fabricante e a que resulta da observação do seu funcionamento.

Contribuir para a diminuição da incerteza das estimativas de produção de longo

termo, obtendo um conjunto de indicações úteis para a operação de parques eólicos e no

desenvolvimento de novos projectos.


3

1.4 Apresentação dos capítulos seguintes

De forma a permitir uma melhor compreensão do trabalho que se segue, este está

compreendido em 7 capítulos distintos, nos quais se tratam os objectivos do trabalho.

Nos capítulos 2, 3 e 4 faz-se uma apresentação teórica sobre a energia eólica onde é

referenciado o seu potencial, a formação e caracterização do vento, explica-se o processo de

transformação de energia que ocorre nos aerogeradores, a importância das forças

aerodinâmicas no funcionamento do aerogerador, as curvas e estratégias de controlo de

potência.

No capítulo 5 apresenta-se uma revisão do estado-da-arte actual sobre estimativas

energéticas e desempenho dos aerogeradores, apresentando como se pode obter estimativas e

justificar as eventuais alterações no desempenho dos aerogeradores.

No capítulo 6 são apresentados os resultados obtidos da análise dos dados operacionais e

sua discussão.

No capítulo 7 apresentam-se as conclusões do trabalho desenvolvido. São também

apresentadas algumas propostas para trabalhos futuros, no intuito de diminuir a incerteza

associada à previsão energética de períodos de longo termo.


4


5

2. Energia Eólica

Ao longo dos tempos o Homem foi sempre procurando realizar as suas acções de uma

forma cada vez mais prática e autónoma. Para tal necessitava e necessita de energia,

existindo assim vários tipos de fontes energéticas para realizar as várias actividades do

quotidiano.

Neste trabalho pretende-se destacar a geração da energia eléctrica a partir da energia

eólica usando os aerogeradores como os conversores do vento em electricidade.

2.1 O vento como recurso energético

O vento é uma massa de ar que se desloca com uma determinada direcção e velocidade, é

um recurso muito vasto e é gerado através da energia solar que incide sobre o planeta, como

teremos a oportunidade de ver posteriormente de forma mais detalhada.

Desde cedo o Homem conseguiu perceber o potencial que o vento tinha e a forma como o

poderia utilizar para as suas actividades quotidianas. A primeira utilização do vento de que

há registo vem dos veleiros do Nilo da data de 5000a.C., usando o grande recurso para

transporte de matérias-primas. Já na Idade Média o vento assume uma grande potencialidade

nos moinhos de vento para a moagem de cereais como para o bombeamento de água. O

vento era assim um recurso fundamental para o desenvolvimento das civilizações. [1]

No ano 1888 pela primeira vez gerou-se electricidade a partir do vento, num projecto

construído em Cleveland, Ohio, por Charles F. Brush. Na actualidade existem centrais

eléctricas, parques eólicos. Pode-se definir parque eólico como um conjunto de

aerogeradores que usam a energia do vento para gerar energia eléctrica. Além destas centrais

que são projectadas para gerar grandes quantidades de electricidade, hoje em dia já se fala na

microgeração de energia eólica, com pequenas turbinas eólicas, colocadas em edifícios ou

locais pontuais, tendo estas dimensões muito mais pequenas que as grandes turbinas.


6

Figura 1 – Exemplo de um parque eólico e de microgeração

2.2 A problemática energética

2.2.1 A energia eólica em Portugal, na Europa e no Mundo

Portugal é um país muito dependente de recursos energéticos, levando a que 85% das

matérias primas para satisfazer a demanda energética nacional seja importada, sendo esta

dependência, quase na sua totalidade, de combustíveis fósseis. A gravidade desta

dependência está claramente associada à factura energética dos combustíveis importados, a

qual sofre crescimentos significativos devido a aumentos de consumo e é dependente de

factores exógenos, nomeadamente dos que provocam as variações dos preços das matérias-

primas e das taxas de câmbio nos mercados internacionais. [2]

Portugal vê-se assim sujeito a investir na produção de energia eléctrica a partir de fontes

renováveis como é o caso da energia eólica. Deste modo, o investimento em Portugal neste

tipo de energia tem tido um crescimento acentuado. No ano de 2008 a energia produzida em

parques eólicos foi aproximadamente igual à produção da grande hídrica nacional. [3]

Na figura 3 pode-se ver a evolução da energia eólica em Portugal, relativa aos últimos

oito anos.

Num relatório elaborado pela REN (Redes Energéticas Nacionais), revelou-se que no ano

de 2008 a produção eólica aumentou 42% face ao ano anterior, representando 11% do

consumo total de electricidade abastecido pela rede pública nacional. Portugal, em

Dezembro de 2008, fazia parte dos 10 países (representados na figura 3) que mais

electricidade produziu através do vento, com uma potência instalada de 2857 MW,

correspondendo a 1617 aerogeradores.


7

Figura 2 – Capacidade de geração eléctrica de base eólica em Portugal [3]

Estima-se que no ano de 2013 se consiga uma produção de todas as fontes renováveis que

represente cerca de 45% da electricidade utilizada em Portugal, apresentando o sector da

energia eólica ainda um crescimento apreciável.

Na Europa e resto do mundo a energia eólica tem apresentado um grande potencial de

crescimento e desenvolvimento.

A política energética comunitária europeia para a produção de energia diz que devemos

reduzir 20% das emissões de gases com efeito de estufa e fixa um objectivo de a proporção

das fontes renováveis de energia representarem 20 % do consumo total de energia na UE até

2020, tal política incentiva o aumento da energia eólica. [4]

Assim, de todas as novas centrais eléctricas criadas em 2008, 36% da energia gerada foi

proveniente da eólica, sendo superior a todas as outras energias, incluindo o gás, carvão e

energia nuclear. No fim de 2008 a energia eléctrica produzida através da eólica foi

equivalente a 4,2% da demanda energética na União Europeia. Tal instalação representou

um investimento de 11 biliões de euros em turbinas eólicas, poupando 5,4 biliões de euros

em combustível e evitando 108 milhões de toneladas de CO2, estatísticas estas fornecidas

pela Associação Europeia de Energia Eólica (EWEA). [5]

A EWEA estima que em 2020 a energia eólica poderá abastecer 60% do consumo

doméstico dos lares europeus, o que significa uma potência instalada de 230 GW, cobrindo

14 a 18 % da procura de electricidade. [5]

114 175 253537

1047

1681

2857

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Po

ten

cia

(M

W)

Pot. acumulada


8

Nos últimos 10 anos a energia eólica tem tido um crescimento acentuado, como se pode

verificar na figura 4, representando em Dezembro de 2008 cerca de 120 GW de potência

instalada. Pode ver-se alguns gráficos estatísticos (figuras 3 e 4) que fazem referência à

energia eólica acumulada pelos 10 países que mais electricidade geraram a partir desta fonte

renovável. [6].

Figura 3 - Potência acumulada até ao fim de 2008 [5]

Figura 4 - A nova potência instalada em 2008 e acumulada até Dezembro 2008 [5]

Devido à necessidade de diminuir a dependência energética de recursos esgotáveis e

diminuir a emissão de gases com efeito de estufa, a produção de electricidade a partir da

energia eólica assume um papel relevante, pois o seu recurso é limpo, inesgotável e grátis.

A energia eólica é uma fonte alternativa aos métodos tradicionais de produção de

electricidade, dependendo de vários factores que irão ser descritos nos capítulos seguintes.

US

21%

Alemanha

20%

Espanha

14%

China

10%

India

8%

Italia

3%

França

3%

Reino Unido

3%

Dinamarca

2%

Portugal

2%

Resto do

Mundo

14%

1,3

27,16,1

120,8

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

instalada

acumulada


9

3. O vento, sua formação e características

O Sol é o responsável por toda a energia que chega à Terra. A enorme quantidade de

energia que é emitida pelo Sol chega à superfície terrestre através da radiação de ondas; por

sua vez a superfície terrestre absorve e emite radiação.

Devido às variações de pressão e temperatura, causadas pela incidência da radiação solar,

formam-se ciclos de convecção pois o ar torna-se menos denso com o aumento da

temperatura e sobe em direcção a zonas mais frias da troposfera. Tal processo leva a que o ar

arrefeça e desça, criando assim um ciclo de convecção.

Portanto, o vento pode ser designado

como correntes de ar com uma determinada

direcção e velocidade, resultantes de três

factores essenciais:

1. A força do gradiente de pressão:

Devido às diferenças de pressão encontradas

entre os Pólos e o Equador, sendo esta mais

elevada nos Pólos e mais baixa no Equador,

o fluxo de ar movimenta-se dos Pólos para o

Equador.

Figura 5 – Circulação atmosférica [7]

2. A força de Coriolis: a força de Coriolis é uma consequência da rotação da Terra

sobre o seu próprio eixo e faz-se sentir em todos os fluidos. Esta faz com que os fluxos

de ar tenham uma direcção ocidental ou oriental, levando a que no hemisfério norte os

ventos se deflictam para a direita e no hemisfério sul para a esquerda, formando três

tipos distintos de células de convecção, duas de Hadley, duas de Ferrell e duas células

polares.

3. Fricção com a superfície da Terra: sempre que o vento entra em contacto com a

superfície da Terra, existe atrito que desacelera e redirecciona o fluxo de ar.


10

Estas três forças são responsáveis pela intensidade e direcção dos ventos no globo

terrestre. Contudo, existem fluxos de vento localizados e de intensidade reduzida, que são

designados como brisas. As brisas têm um comportamento diário e têm origem térmica por

efeito de aquecimento e arrefecimento desigual das superfícies terrestres, num determinado

local. Este comportamento explica as propriedades de mudança e direcção do vento e da

sazonalidade associadas às séries temporais do recurso vento. O vento tem uma

variabilidade sazonal, mensal, diária e até mesmo horária nos seus valores médios. [8]

3.1 Ventos locais

No presente trabalho interessa fazer uma pequena explicação sobre como os ventos

ocorrem nas montanhas e nos vales. O padrão diário do vento em áreas montanhosas

depende de dois factores, um factor térmico que cria convecções naturais. Assim, o vento à

noite dirige-se dos picos da montanha para os vales, pois o arrefecimento é mais rápido nos

picos do que nos vales. Já de dia ocorre o inverso, o vento direcciona-se do vale para a

montanha. O segundo pode ser considerado um factor mecânico que pode resultar de duas

influências: a influência do relevo e a influência da rugosidade.

A influência do relevo e a influência da rugosidade

A chamada camada superficial1 é a zona de escoamento atmosférico que interessa ser

estudada para melhor compreender o desempenho das turbinas eólicas. Nesta zona, a

topografia do terreno e a rugosidade do solo condicionam fortemente o perfil de velocidades

do vento. [9]

Num terreno que apresente uma topografia plana o vento não sofre grandes variações na

sua velocidade e direcção. O mesmo não acontece em terrenos complexos, que são definidos

onde há variações significativas de topografia. [10]. A figura 6 pretende demonstrar a

influência da orografia no perfil de velocidade do vento.

1 A região da camada limite atmosférica que se estende até uma altura de cerca de 100 metros.


11

Figura 6 – Efeito acelerador induzido pela orografia [8]

Um terreno pode ser classificado quanto à rugosidade, havendo várias classes distintas

em que cada uma corresponde a um terreno característico. A rugosidade do terreno é

normalmente parametrizada por uma escala de comprimento conhecida como comprimento

Z0. [11]

Além da rugosidade e do relevo, o perfil de velocidade depende de vários factores, como

a altura relativamente à superfície e a estabilidade atmosférica. Os métodos mais comuns

para estimar o perfil do vento são conhecidos como a lei logarítimica e a lei de potência, que

são dadas pelas equações 1 e 2 respectivamente. [12]

𝑈(𝑧)

𝑈(𝑧𝑟)=

ln 𝑧

𝑧0

ln 𝑧𝑟𝑧0 (1)

𝑈(𝑧)

𝑈(𝑧𝑟)=

𝑧

𝑧𝑟 𝑝

(2)

onde Uz e Uzr correspondem às velocidades às alturas Z e Zr, respectivamente, e z0

corresponde à rugosidade do terreno. Na equação nº 2 o 𝑝 corresponde ao factor expoente da

lei de potência, referenciado neste trabalho por shear factor.

Um aerogerador gera potência em resposta às variações do fluxo incidente sobre toda a

área do rotor, interessa referir que as características deste fluxo dependem da zona

geográfica.


12


13

4. Características do funcionamento de um aerogerador

Produzir energia eléctrica a partir da energia eólica foi realizado pela primeira vez no

sec.XIX. Desde então esta tecnologia foi sendo desenvolvida e encontra-se de momento

como uma tecnologia madura, isto é uma tecnologia bem conhecida e bem desenvolvida. Na

figura 7 pode-se ver uma fotografia do primeiro aerogerador com um diâmetro de 17 metros

e uma potência de 12 kW e uma fotografia de um aerogerador da Enercon com um diâmetro

de 126 metros com uma potência de 7 MW.

Figura 7 – Fotografia do 1º aerogerador e fotografia de um aerogerador recente (Enercon)

4.1 Transformação de energia cinética em energia eléctrica

O rotor do aerogerador cria energia mecânica retirada da energia cinética do vento. O

vento que atravessa a área do rotor é assim convertido em energia mecânica que alimentará

um gerador, gerando por sua vez electricidade.

Dos fundamentos da Mecânica dos Fluidos sabemos que a energia cinética de um

escoamento pode ser expressa por:

𝐸𝑐 =1

2∙ 𝜌 ∙ 𝑣2 (3)

onde ρ é a massa volúmica do ar. A potência é dada pelo produto da energia cinética pela

área e de novo pela velocidade do vento, expressa na seguinte fórmula:

𝑃 =1

2∙ ρ ∙ Ad ∙ v3 (4)


14

Pode-se observar a fórmula e constatar que a potência é proporcional à massa volúmica

do ar, à área do rotor e é proporcional ao cubo da velocidade do vento, sendo este último o

factor de maior relevância, pois isto significa que a mínima alteração de velocidade provoca

grandes alterações na potência. Na figura 8 é demonstrado como a variação da velocidade do

vento afecta a variação da potência.

Figura 8 – Potência que um aerogerador converte com a variação da velocidade do vento

Contudo, nem toda a energia cinética do escoamento é transformada em trabalho, pois

muita dessa energia é perdida em turbulência e dissipação em calor. [13]

Utilizando um coeficiente de indução axial ou coeficiente de retardamento axial,

designado pela letra 𝑎 e sabendo que o rotor provoca uma diminuição na velocidade do

vento, podemos formular uma equação (equação nº5) para obter a velocidade do vento na

passagem na turbina,

𝑈𝑑 = 𝑈∞ ∙ (1 − 𝑎) (5)

sendo Ud a velocidade de passagem na turbina e U∞ a velocidade antes do rotor. [13]

Coeficiente de potência

O coeficiente de potência indica com que eficiência o aerogerador converte a energia

cinética do vento em potência, tendo como denominador a potência máxima que se pode

retirar do ar e como numerador a potência máxima que o aerogerador consegue fornecer,

V

P

P > V


15

para um dado valor da velocidade do vento. [13] O Cp pode ser expresso na seguinte

equação:

𝐶𝑃 = 𝑃𝑜𝑡 .

1

2∙𝜌∙𝑈∞

3 ∙𝐴𝑑 (6)

O Cp pode também ser expresso como uma relação com o factor de retardamento pela

equação nº 7.

𝐶𝑃 = 4𝑎 ∙ (1 − 𝑎)2 (7)

O limite de Betz

O máximo valor possível retirar a partir de um rotor é conhecido como o limite de Betz e

ocorre quando:

𝑑𝐶𝑃

𝑑𝑎= 4 ∙ 1 − 𝑎 ∙ 1 − 3𝑎 = 0 (8)

de onde retiramos 𝑎 =1

3, assim o Cp máximo é

𝐶𝑃𝑚𝑎𝑥 =16

27= 0,593 (9)

Este valor tem como significado o limite da extracção da energia do vento, valor este que

nunca foi ultrapassado em experiências. Para os aerogeradores comercias o Cpmax varia entre

0,4 e 0,5, correspondendo a uma gama de rendimentos entre 65% e 85%. [14]

4.2 Estudo aerodinâmico em rotores horizontais

A potência retirada de um aerogerador depende da interacção do rotor com a velocidade

do vento que nele incide. Assim torna-se necessário estudar o escoamento sobre as pás da

turbina. Seguidamente aborda-se conceitos aerodinâmicos associados a aerogeradores, a

mecanismos de controlo para aerogeradores de eixo horizontal e a curvas de potência.


16

4.2.1 Forças actuantes numa pá de um aerogerador.

As forças que actuam sobre uma pá da turbina podem ser vistas no esquema da figura 9.

Figura 9 – Forças que actuam na pá de um aerogerador [9]

Utilizando a figura 9 como referência pode-se observar algumas grandezas intervenientes

numa pá de um aerogerador.

A força (F) provocada pelo fluxo de vento numa pá de uma turbina eólica é decomposta

em 2 direcções, uma perpendicular à direcção do vento e outra paralela, sendo elas

respectivamente as forças aerodinâmicas de sustentação (L) e arrasto (A). O perfil da pá

maximiza a razão sustentação/ arrasto (L/A). A força F pode, igualmente, ser decomposta na

direcção do plano de rotação e na direcção perpendicular, obtendo-se a componente que

contribui para o movimento da pá N, e a componente que contribui para o binário motor T.

[15] Estas forças podem ser, respectivamente, calculadas por:

𝑁 = 𝐿 sin 𝜙 − 𝐴 cos(𝜙) (10)

𝑇 = 𝐿 cos 𝜙 + 𝐴 sin 𝜙 (11)

O ângulo do escoamento (ϕ) é definido pelo ângulo de ataque (α) e pelo ângulo do passo

(β). O ângulo de ataque é definido como o ângulo entre a linha da corda e a velocidade

incidente U e o ângulo de passo é definido entre o plano de rotação e a linha da corda. Na

figura 10 pode-se ver a respectiva relação entre estes ângulos.


17

Figura 10 – Relação entre ângulo de escoamento, de ataque e do passo [13]

𝛼 = 𝜙 − 𝛽 (12)

O coeficiente de arrasto e de sustentação podem ser expressos como:

𝐶𝑙 =𝐿

0,5𝜌𝑈2𝐴𝑝 (13)

𝐶𝑎 =𝐴

0,5𝜌𝑈2𝐴𝑝 (14)

Sendo 𝐴𝑝 a área da pá. Foram descritas as forças mas também é necessário conhecer o

momento (M) que normalmente é calculado no ponto que dista l/4 a partir do inicio da pá. O

coeficiente do momento pode ser expresso como:

𝐶𝑚 =𝑀

1

2∙𝜌∙𝑣2 ∙𝐴𝑝

(15)

4.2.2 Desalinhamento da velocidade do vento

As turbinas eólicas são projectadas para receberem o vento com uma direcção

perpendicular ao plano do rotor. Por vezes isto não acontece devido a dois factores: o erro

no controlo de orientação da nacelle, criando desalinhamento à velocidade incidente, ou

devido a componentes verticais da velocidade.

A verticalidade da velocidade e desalinhamento pode ocorrer devido à turbina receber os

efeitos de esteira de uma outra turbina ou por efeitos induzidos pelo relevo e cobertura do

solo sobre o vento.

O rotor desalinhado com a direcção do vento é menos eficiente que um rotor alinhado

com o vento e isto é um factor que diminui a produção de energia. Em condições de


18

desalinhamento não só há uma alteração do ângulo de ataque como há uma maior fadiga no

rotor.

Figura 11 - Aerogerador desalinhado em relação à direcção do vento [13]

Devido ao ângulo de desalinhamento (γ) com o eixo horizontal do rotor, altera-se a

fórmula da determinação do momento do eixo, do coeficiente de impulso e do coeficiente de

potência CP. Sendo elas respectivamente:

𝐹 = 𝜌𝐴𝑑𝑈∞ 𝑐𝑜𝑠𝛾 − 𝑎 2𝑎𝑈∞ (16)

𝐶𝑇 = 4𝑎 𝑐𝑜𝑠𝛾 − 𝑎 (17)

𝐶𝑃 = 4𝑎(𝑐𝑜𝑠𝛾 − 𝑎)2 (18)

O valor máximo do CP que podemos retirar de um rotor desalinhado é dado por:

𝑎 =𝑐𝑜𝑠𝛾

3 (19)

𝐶𝑃𝑚𝑎𝑥 =16

27𝑐𝑜𝑠3𝛾 (20)

Sendo o coeficiente de potência tanto maior quanto menor for o ângulo de

desalinhamento. Na figura 12 podemos ver como o CP muda com o ângulo e com o

coeficiente de retardamento axial.


19

Figura 12 - Variação do Cp com o ângulo de desalinhamento e o coeficiente de retardamento axial [13]

As componentes verticais do vento que atravessam o rotor são muito idênticas às

componentes desalinhadas.

4.3 Curvas de potência

A curva de potência representa as zonas de cut-in, velocidade nominal e o cut-off. Sendo

a zona de cut-in definida pela zona compreendida entre 0 e 4 m/s que corresponde à zona de

arranque do aerogerador. Denomina-se por velocidade nominal a velocidade de vento que

permite obter uma potência próxima da nominal, normalmente entre os 12 m/s e os 15 m/s.

Na zona cut-off, o aerogerador, por questões de segurança relacionadas com os esforços

mecânicos a que fica sujeito, é obrigado a parar por acção dos travões mecânicos, regulação

do passo das pás ou procedem a um controlo da velocidade de rotação. Isto ocorre,

normalmente, para velocidades de vento superiores a 25 m/s. [8]

Na figura 13 pode-se ver uma curva de potência típica para um aerogerador com uma

potência nominal de 660 kW.


20

Figura 13 - Curva de potência de um aerogerador de 660 kW de potência nominal [9]

A curva de potência é assim dominada pela relação do cubo da velocidade do vento entre

a potência inicial e a potência nominal. Após esta ser atingida é independente da velocidade

do vento, até ser atingida a velocidade de corte.

Para se poder determinar a curva de potência real de um aerogerador tem que se calcular

a média da velocidade do vento e da potência gerada, para certos intervalos de tempo. A

norma IEC 61400-12-1 define que as médias devem ser feitas de 10 em 10 minutos. Esta

norma requer que a curva seja determinada em intervalos de 0,5 m/s, em que se calcula a

potência média referente a esse intervalo. [16]

No capítulo seguinte teremos a oportunidade de ver e perceber as diferenças entre as

curvas de potência reais e as estimadas.

4.6 Mecanismos de controlo

O mecanismo de controlo assegura que um aerogerador opera dentro do previsto, isto é, a

velocidade de rotação da turbina está dentro da gama da velocidade de rotação nominal; que

a turbina está alinhada com a direcção do vento; que a energia produzida se mantém de

acordo com a estabelecida a uma determinada velocidade; e que a turbina arranca e pára.

De forma a limitar a energia em velocidades de vento elevadas, pode recorrer-se a duas

estratégias de controlo de potência: regulação passiva, isto é, o desenho da pá é feito de

modo que haja descolamento aerodinâmico a partir de determinada velocidade, ou por meios


21

activos, isto é, variando o passo das pás do rotor. Dois dos mecanismos de controlo de

potência comummente utilizados são:

1. Regulação por descolamento aerodinâmico;

2. Regulação do passo.

Regulação por descolamento aerodinâmico

Na regulação por descolamento aerodinâmico as pás são fixadas no cubo e não rodam em

torno do seu eixo longitudinal, isto é, não têm variação do passo. Assim, o ângulo de ataque

da pá é fixo e, na ocorrência de velocidades elevadas, diminuem as forças de sustentação

aproveitando o fenómeno de descolamento da camada limite.

Regulação do Passo

Numa máquina com passo regulado é possível alterar o ângulo do passo de toda a pá e

assim alterar simultaneamente os ângulos de ataque em toda a extensão da pá. O controlo de

passo é efectuado por meios mecânicos.

Por alteração do passo nas pás, é possível controlar os ângulos de ataque e assim

controlar também a energia produzida, pois a redução do ângulo de ataque diminui a força

de sustentação. Para todas as velocidades do vento superiores à velocidade nominal, o

ângulo é escolhido de forma que a turbina produza apenas a potência nominal.

Figura 14 – Curvas de potência para controlo activo e passivo [17]


22

Figura 15 – Coeficientes de sustentação e arrasto típicos de um perfil alar [17]

A curva de potência de um aerogerador com controlo passivo apresenta-se mais sinuosa

do que a do controlo activo. Quando são atingidas as velocidades nominais do aerogerador,

há um “pico” da potência na transição para a plena carga e um aumento gradual da

intensidade do vento revela flutuações ligeiras de potência. Já no controlo de potência por

meios activos consegue-se, para uma velocidade nominal, uma potência estável. Na figura

14 encontram-se as curvas de potência típicas para um controlo de potência por controlo de

passo e por descolamento aerodinâmico, onde se pode observar um excedente de potência

resultado da natureza complexa do descolamento da camada limite. [17]

𝐶𝑎


23

5. Estimativas de produção energética e Desempenho de

aerogeradores

Como visto no capítulo anterior, pequenas alterações na velocidade podem ter grandes

proporções na potência e por sua vez na produção eléctrica de um aerogerador, estando esta

relacionada com o valor comercial do parque eólico. Por exemplo, um aumento de 1% na

velocidade do vento pode gerar um aumento de 2 % na produção eléctrica. [18] Assim,

estimar a energia que vai ser gerada por um aerogerador é um elemento fundamental para

estudar a viabilidade de um parque eólico, exigindo uma avaliação detalhada do local com o

objectivo de se conhecer factores que influenciam o vento, como factores climáticos, a

orografia, a topografia, a rugosidade e obstáculos perto do local.

A produção eléctrica esta inteiramente relacionada com o desempenho dos aerogeradores,

sendo a energia de um parque eólico o somatório da energia obtida de cada aerogerador.

Desta forma é fundamental conhecer o recurso eólico local e compreender factores que

influenciem o desempenho dos aerogeradores

5.1 Previsão energética

A quantidade de energia que pode ser obtida por uma turbina eólica depende da potência

versus velocidade do vento, características da turbina e da distribuição da velocidade no

local da turbina.

Para determinar a distribuição, esta pode ser representada pela função de Weibull, que

permite representar a variação média do vento utilizando dois parâmetros, um factor de

escala (A) que está relacionado com a velocidade média, e um factor de forma (k), que

descreve a dispersão dos valores da velocidade em torno da média. Os parâmetros A e k

podem ser estimados recorrendo a medições da velocidade do vento para longos períodos de

tempo. [8] Assim, a frequência da distribuição da velocidade do vento é dada pela equação:

𝑓 𝑢 = 𝑘 𝑈

𝐴

𝑘

𝑢𝑘−1𝑒− 𝑈

𝐴 𝑢𝑘

(21)


24

Considerando um determinado intervalo de velocidades, o cálculo da produção de energia

num período de tempo será o produto de três factores: a potência retirada a uma determinada

velocidade; a frequência de ocorrência dessa mesma velocidade; o período de tempo.

Assim, por exemplo num ano, com o período de tempo igual a 8760 horas, a energia pode

ser dada como:

𝐸 = 8760 𝑃 𝑢 ∙ 𝑓 𝑢 ∙ 𝑑𝑢𝑈𝑚𝑎𝑥

𝑈 𝑚𝑖𝑛 (22)

Em que f(u) corresponde à frequência da velocidade do vento, P(u) é a potência nominal

do aerogerador, Umin corresponde à velocidade cut-in e Umax à velocidade de cut-out.

Quando se fala de estimativa energética esta pode ser considerada para longos ou curtos

períodos de tempo. As estimativas de longos períodos de tempo são consideradas para a

avaliação do potencial energético do parque eólico, tema que será abordado na sub-secção

que se segue.

5.1.1 Estimativas de longo termo

A evolução comercial e estimativas fiáveis para suportes de decisão de investimento e

financiamento levam a que haja uma necessidade de se perceber com detalhe o recurso

eólico nos parques. Deste modo as estimativas da distribuição de velocidades juntamente

com as suas direcções, no local do parque, para um longo período de tempo é essencial para

avaliação de energia que pode ser obtida. A distribuição de velocidade e direcção do vento

deve ser obtida recorrendo a uma estação meteorológica no respectivo parque. [18]

Num local onde não existe uma estação meteorológica, utilizam-se técnicas para

converter em longos períodos de tempo os dados de uma estação de referência2 desse local.

Também é possível fazer a previsão da velocidade do vento no local baseada em fontes de

dados, tal como a reanálise numérica. Tais análises são geralmente utilizadas para o estudo

da viabilidade do local ou para locais em desenvolvimento. [18]

2 Estação de referência é uma estação que está mais perto do local do projecto.


25

São utilizados essencialmente dois métodos para se fazer a previsão do recurso eólico em

longos períodos de tempo, sendo eles:

1. Correlação da estação local com a estação de referência;

2. Usar somente a estação local.

Na previsão da energia de um parque eólico é necessário utilizar estes três termos:

1. Prever a variação em longo termo da velocidade do vento sobre o local à altura do

cubo dos aerogeradores;

2. Assumir perdas que surgem como o resultado de uma turbina que opera atrás de

outra, por outras palavras efeitos de esteira;

3. Calcular ou estimar outras perdas.

Sendo também necessário:

Analisar a planta do parque eólico e a altura do cubo do aerogerador;

Analisar as características do aerogerador, incluindo a curva de potência e a curva de

impulso axial;

Definir para longos períodos de tempo a massa volúmica do ar e a intensidade de

turbulência;

Definir a topografia do local do parque;

Definir a rugosidade local do parque.

Normalmente, a previsão do perfil de velocidades do vento, a variação da velocidade do

vento sobre a área local e a interacção de efeitos esteira entre aerogeradores são calculados

por meio de programas de computador.

Analisar a incerteza é uma parte importante na avaliação da estimativa energética do

parque eólico, o processo de análise da incerteza pode ser descrito como o seguinte:

Identificar diferentes entradas e processos dentro da análise;

Atribuir incerteza a cada um de esses elementos;


26

Converter cada uma das incertezas para unidades comuns de energia;

Combinar as várias incertezas e definir a total incerteza para a completa previsão;

Incertezas associadas a estatísticas.

5.1.2 Verificação da energia obtida com a estimada

Nas estimativas de longo termo, é atribuída uma probabilidade de produção anual para o

parque eólico. Esta probabilidade é realizada com o intuito de garantir um mínimo de

energia produzida.

Existem várias causas que afectam o desempenho energético e que podem ir contra as

estimativas realizadas, estando definidos quatro factores essenciais que afectam a produção

energética. Estes factores são:

1. Períodos de rajadas

2. Curva de potência

3. Disponibilidade

4. Incerteza associada ao longo período de tempo

Para verificar se garantias contratualmente acordadas com o fornecedor do parque eólico

estão a ser cumpridas utiliza-se um procedimento de verificação. O WWFW (Whole Wind

Farm Warranty) corresponde à garantia da produção eléctrica de um parque eólico.

A garantia de produção de energia para todo o parque eólico é uma estimativa que tem

como objectivo determinar a diferença entre a medição anual de energia (AME) e a energia

garantida (WE). A garantia de energia é calculada aplicando o índice de desempenho (PI),

com a estimativa anual de energia (AEP). O PI é contratualmente definido pelo promotor e

pelo fornecedor considerando alguns factores relativos ao parque eólico, tais como:

manutenção, desvios na curva de potência no contrato definido, perdas internas, etc. [19]

Se o diferencial de produção for negativo, pode dar-se uma compensação monetária do

fornecedor ao promotor, este define-se como a diferença entre o AME e o WE através da

seguinte equação:

Δ𝑃 = 𝐴𝑀𝐸 − 𝐴𝐸𝑃 ∙ 𝑃𝐼 (23)


27

A AME é medida directamente desde o parque eólico. Já o AEP é calculado para cada

turbina através do uso do modelo de simulação de vento, considerando as características do

parque (orografia, rugosidade) e dados atmosféricos (velocidade do vento, direcção,

temperatura e pressão) utilizando uma ou mais estações de medição.

Na figura 16 podemos ver um esquema que sumariza o procedimento de verificação do

WWFW.

Figura 16 - Esquema do procedimento de verificação do WWFW

5.2 Aquisição de dados

A aquisição de dados é essencial para o estudo dos aerogeradores pois, é a partir dos

dados retirados que conseguimos determinar as estimativas de produção eléctrica e o que

realmente obtemos, e tentar compreender as diferenças destes dois parâmetros.

O sistema utilizado para a aquisição de dados e controlo, tem o nome de SCADA

(Supervisory Control and Data Acquisition). O SCADA é um sistema que agrupa dados

Dados atmosféricos e

de vento Dados

operacionais

Dados de energia

por metro

Período de

Medição

Período de

Produção

Período de

verificação

Índice de

desempenho

Estimativa anual

de energia

Energia

Garantida

Medição anual

de energia

Diferencial de

Produção Compensação


28

vindos de vários sensores e por conseguinte envia-os para um computador central, que faz a

gestão e controlo dos dados. O sistema deve agrupar os dados continuamente com uma

frequência de amostragem de 1 Hz ou superior.

A partir de dados SCADA pode-se obter a informação média, para intervalos de dez

minutos, dos aerogeradores, das estações de medição e das subestações eléctricas. Assim nas

turbinas temos a informação da potência, da velocidade do vento no cubo da turbina, a

orientação do cubo da turbina, a velocidade de rotação, entre outros. Relativamente à estação

meteorológica, pode-se retirar a velocidade e a direcção do vento, a temperatura e a pressão.

Nas subestações eléctricas pode-se retirar a energia que entra na rede eléctrica. Partindo dos

dados SCADA pode-se representar graficamente o parque eólico, identificar possíveis

falhas, ter acesso à disponibilidade dos aerogeradores.

Deve-se ter em atenção que a resolução do sistema de aquisição de dados não reduza a

precisão dos dados recolhidos, garantindo que os dados recolhidos pelos sensores são livres

de sinais ou ruídos falsos. [13]

5.3 A medição da Curva de Potência

As características de desempenho energético de uma turbina eólica são determinadas pela

curva de potência medida e pela estimativa anual de energia produzida (AEP). Para uma

correcta avaliação da curva de potência é necessária uma análise adequada dos dados da

estação anemométrica, assim como uma metodologia que revele um nível elevado de

confiança. No presente trabalho irá ser abordada a norma IEC 61400-12.

A norma IEC 61400-12 especifica os procedimentos para medir as características do

desempenho energético de uma turbina eólica e aplicar o teste a restantes turbinas ligadas a

uma rede eléctrica.

Para se medir uma curva de potência é necessário um conjunto de dados simultaneamente

retirados da velocidade do vento e da potência gerada no local do teste. O conjunto de dados,

deve ser suficientemente longo para que se possa fazer uma estatística significativa

relativamente à velocidade, direcção do vento e condições climatéricas. A análise anual de

produção de energia (AEP) é calculada mediante a aplicação das medições da curva de


29

potência a referente distribuição da frequência da velocidade, assumindo uma

disponibilidade de 100%.

O local de teste pode ter uma influência significativa na medição do desempenho

enérgico do aerogerador, assim este deve:

Escolher a posição para a torre meteorológica;

Definir convenientemente os sectores de medição;

Estimar factores de correcção para o escoamento

Avaliar a incerteza devido às variações do fluxo do vento.

Considerando os seguintes factores:

Variações topográficas;

Outros aerogeradores;

Obstáculos (edifícios, árvores, etc.).

A torre meteorológica não deve estar perto nem longe do aerogerador, deve ser colocada

entre 2 a 4 vezes o diâmetro do rotor. A distância de 2,5 vezes o diâmetro do rotor, é a

recomendada pela norma (IEC 61400-12). A melhor localização para a torre meteorológica é

a montante da turbina, na direcção dominante, onde é esperado mais vento durante os testes.

A medição do desempenho de um aerogerador requer que os dados obtidos da torre de

medição sejam dados considerados não perturbados. Para determinar as direcções não

perturbadas devem ser excluídos todos os sectores que contenham obstáculos significativos

e outros aerogeradores.

Na realização do teste de desempenho de um aerogerador, a área entre o aerogerador e a

estação de medição deve ser um plano com as baixas variações topográficas. Se no local

forem encontradas variações significavas de topografia é necessário obter factores de

correcção de escoamento entre a estação e o aerogerador, tais valores podem ser dados pelas

médias do site calibration.


30

A calibração do local do teste é obtida por um conjunto de dados da velocidade e

direcção do vento à altura do cubo do aerogerador, numa estação de medição colocada

temporariamente no local onde irá ser situado o aerogerador.

Com os dados da estação de medição e da estação colocada temporariamente, os factores

de correcção da distorção do fluxo são obtidos para cada sector. De acordo com a norma,

cada sector varia 10º, constituindo uma rosa-dos-ventos dividida em 36 partes iguais.

Outra forma de obter as curvas de potência é através da medição da velocidade no

anemómetro da nacelle do aerogerador. Contudo, as velocidades medidas com o

anemómetro, colocado na nacelle, não são iguais às velocidades incidentes no rotor da

turbina. O teorema do disco actuante demonstra que a velocidade após a passagem do rotor é

menor. Além disso os efeitos de esteira influenciam a velocidade medida no anemómetro,

considera-se esta como uma velocidade perturbada.

Desta forma obtendo as curvas de potência com a velocidade do anemómetro da nacelle,

estas não correspondem à curva de potência que realmente devia ser obtida, sendo este

método excluído da comparação com a curva de potência garantida pelo fabricante. Contudo

a obtenção das curvas de potência partindo da análise feita no anemómetro do aerogerador é

por vezes a única solução possível para esta ser obtida.

5.4 Factores que afectam o desempenho de um aerogerador

O desempenho de um aerogerador depende essencialmente de dois factores: a sua curva

de potência e da sua disponibilidade.

As curvas de potência são uma ferramenta essencial para a avaliação do desempenho de

um aerogerador, desde a previsão até à análise dos resultados obtidos. Contudo, a curva de

potência garantida pelo fornecedor e a obtida nem sempre são iguais; as diferenças são

causadas por vários factores. A operacionalidade de um aerogerador depende da sua

disponibilidade. Pretende-se aqui referenciar causas mais específicas das alterações na curva

de potência, e a sua consequente causa no desempenho do aerogerador.


31

5.5.1 Curvas de potência

As curvas garantidas pelo fabricante do aerogerador são por vezes muito diferentes das

que se obtêm na realidade.

O local onde são medidas as curvas de potência, de acordo com a norma IEC 61400-12 -

1, tem tipicamente inclinações menores que 3º numa área de aproximadamente 4 a 8 vezes o

diâmetro do rotor e inclinações menores que 10º numa área de 16 vezes o diâmetro do rotor

do local de teste. E, como tal, é aceitável assumir que o escoamento incidente na turbina é

praticamente horizontal. Para terrenos complexos, o escoamento pode caracterizar-se por

componentes da velocidade não horizontais significativas. Além do local onde é feita a

garantia da curva de potência e do local onde opera o aerogerador serem diferentes, há

outras razões pelas quais podem existir desvios no comportamento normal da curva de

potência.

Algumas razões para desvios no desempenho da curva de potência são:

1. Turbulência

2. Efeitos de esteira

3. Complexidade do terreno

4. Problemas nos controlos de potência

5. Deterioração e danificação nas pás

6. Condições climatéricas e do meio

7. Problemas nos programas de controlo

8. Operação com limitação de potência

Turbulência

A turbulência é normalmente gerada por duas causas: fricção com a superfície (que leva a

que aconteça distorção do escoamento, causado pela topografia, tais como encostas e

montanhas), e efeitos térmicos (que podem levar o vento a mover-se verticalmente, como

resultado da variação da temperatura e da massa volúmica). [13]


32

A turbulência pode ser definida como alterações da média da velocidade do vento, para

curtos períodos de tempo, tipicamente da ordem do segundo ou menos. É completamente

irregular e não pode ser descrita de uma maneira determinística, sendo necessário recorrer a

técnicas estatísticas. [9]

Figura 17 - Turbulência do vento [9]

A intensidade de turbulência é determinada com o desvio padrão da velocidade média e

com a velocidade média, como se pode ver na equação nº24.

𝐼 =𝜎

𝑈 (24)

3

onde 𝜎 corresponde ao desvio da variação da velocidade média (U), usualmente medida em

10 minutos. [13]

A curva de potência típica para aerogeradores com regulação do passo tem uma

velocidade de arranque aproximadamente aos 4 m/s e é côncava entre a velocidade de

arranque e aproximadamente os 10 m/s. Depois dos 10 m/s a curva de potência começa a ser

convexa até atingir a potência nominal. Aumentar a turbulência conduz a um aumento da

potência da máquina na parte côncava e diminui na parte convexa da curva de potência. [20]

A figura 18 mostra como a alteração da intensidade de turbulência afecta a curva de

potência. Foram considerados 3 níveis de intensidade de turbulência sendo considera a baixa

turbulência entre 0 a 5%, a média entre 5-10% e alta turbulência aproximadamente entre 10

a 15%. [20]

3 Esta é uma equação de turbulência simplificada, habitualmente utilizada em energia eólica pois serve para o fim em vista.


33

Figura 18 - Relação da curva de potência com a intensidade de turbulência [20]

Num estudo realizado pela Garrad Hassan, a sensibilidade da curva de potência à

intensidade de turbulência foi estabelecida usando curvas de potência obtidas para intervalos

de intensidade de turbulência, em períodos de 10 minutos. Combinando a curva de potência

com a distribuição real da velocidade do vento para diferentes velocidades, o impacto da

intensidade de turbulência na energia anual produzida pode ser estimado. [20]

A Garrad Hassan acredita que o modelo que propõe é adequado para solução da

sensibilidade da curva de potência a alterações de intensidade de turbulência, caso a

intensidade de turbulência no local seja diferente da intensidade de turbulência do local onde

foi determinada a de curva de potência do fornecedor. Então, um ajustamento da curva deve

ser feito no local onde vai ser colocado o aerogerador. [20]

Efeitos de Esteira

A jusante da turbina ocorrem efeitos de esteira, devidos à passagem de do ar pelo rotor da

turbina. O efeito de esteira tem uma velocidade inferior à velocidade incidente na turbina e

contém um escoamento turbulento.

Os efeitos de esteira podem definir-se como uma zona de grande complexidade do

escoamento que apresenta vórtices e turbulência acrescida, afectando decisivamente o

funcionamento das turbinas que operem a jusante. Tal facto depende da distância entre os

aerogeradores.


34

Na figura 19 estão representados os efeitos de esteira que ocorrem na turbina.

Figura 19 - Efeitos de Esteira [13]

Com o objectivo de diminuir os efeitos de esteira de uma turbina em relação à outra, é

habitual distanciá-las entre cinco e nove diâmetros na direcção dominante e entre três e

cinco diâmetros na direcção perpendicular como pode ser visto na figura 20. [9]

Figura 20 - Colocação das turbinas num parque eólico [9]

Num parque eólico uma turbina pode ser afectada por efeitos de esteira, tal facto diminui

o desempenho energético dessa turbina, alterando a sua curva de potência. Contudo, mesmo

que não haja turbulência acrescida, a velocidade na esteira é menor.

Problemas no controlo de potência

No caso de problemas no controlo de potência, a energia gerada será menor, casos de

mau funcionamentos do controlo por desalinhamento e de mau funcionamento do controlo


35

do passo. Na figura nº 21 podemos ver um exemplo de um mau funcionamento do controlo

de passo e como este afecta a curva de potência.

Figura 21 - Mau funcionamento do controlo de passo [21]

Pá danificada

O desenho das pás é feito para que as forças aerodinâmicas convertam o máximo de

energia possível. O desgaste desta ao longo do tempo está claramente associado com o baixo

desempenho aerodinâmico, afectando a sustentação gerada e diminuindo por consequência a

potência retirada. A fadiga de outros componentes do aerogerador afectará também a curva

de potência.

Condições climatéricas e do meio

Condições climatéricas imprevistas podem afectar o desempenho de um aerogerador,

como por exemplo, o gelo. Pequenos pedaços de gelo nas pás da turbina podem alterar o

desempenho aerodinâmico resultando em perda energética. Com o aumento de gelo as

turbinas podem parar ou não arrancar. O gelo pode também afectar o anemómetro e o cata-

vento no cubo do aerogerador, podendo consequentemente causar uma paragem na turbina.

[18] [20]

Outras causas que podem afectar o desempenho são: a presença de insectos incrustados

na pá da turbina, um aumento de poeiras significativo e lixo, elementos que provocam a


36

degradação do desempenho da pá. A figura 22 representa uma curva influenciada pelo gelo e

outra por um incrustação de insectos.

A B

Figura 22 - Curva de potência afectada A- gelo; B- insectos [21]

Problemas no programa de controlo e calibração dos componentes

Todo o estudo da energia obtida e estimada é feito através dos dados retirados, se houver

um problema na aquisição de dados, a energia lida pelo operador poderá não ser a real.

Existe um conjunto de factores que podem afectar as medições e por consequência

induzir em erro na apreciação das curvas de potência. Os erros e incertezas nas medições e

previsões podem ser devidos à sensibilidade dos componentes de medição usados.

Operação com limitação de potência

A operação limitada é aplicada em casos de proteger os componentes da turbina para

altas cargas que surgem durante o seu funcionamento ou quando está opera próximo do

limite de potência nominal.


37

Figura 23 – Exemplo de operação limitada [21]

O normal funcionamento da turbina pode claramente ser visto na figura 23 mas existe um

longo período de tempo em que houve uma limitação. O nível de potência é abaixo do nível

de potência nominal, neste caso há uma alteração no desempenho normal da turbina e é

causada por uma intervenção deliberada.

5.5.2 Disponibilidade

A produção de energia num parque eólico depende das seguintes disponibilidades:

1. Disponibilidade do aerogerador

2. Disponibilidade das infra-estruturas do parque

3. Disponibilidade da rede eléctrica

A disponibilidade de uma turbina eólica refere-se à percentagem de tempo que uma

turbina eólica está apta para gerar energia (ou seja, não está fora de serviço para efeitos de

manutenção ou reparações). As turbinas eólicas modernas têm uma disponibilidade entre

95% a 98%. [21]

Na figura 24, pode ver-se como é representada a disponibilidade e indisponibilidade

numa curva de potência.


38

Figura 24 – Exemplo de disponibilidade e indisponibilidade de um aerogerador [21]

Quanto à disponibilidade das infra-estruturas do parque, esta define a disponibilidade do

transformador da turbina, a infra-estrutura local e a subestação que faz a conexão com a

rede.

Finalmente, a disponibilidade da rede eléctrica define a disponibilidade da rede durante a

operação do parque eólico.


39

6. Apresentação e discussão dos dados operacionais dos

aerogeradores

Na necessidade de melhor compreender o desempenho dos aerogeradores, no presente

trabalho foram estudados dois parques eólicos, designados aqui como o Parque 1 e o Parque

2. Os dois parques eólicos deste estudo localizam-se na zona centro de Portugal, estando os

dois construídos em terrenos complexos.

Foram analisadas e relacionadas várias variáveis obtidas dos dados das estações

meteorológicas e dos aerogeradores. O tratamento destes dados foi efectuado através dos

programas informáticos Microsoft Excel®, Surfer e WAsP.

Para cada um dos parques em estudo foram efectuados procedimentos diferentes que

serão descritos seguidamente.

Pretende-se neste capítulo apresentar os resultados obtidos em cada parque e a sua

discussão.

6.1 Metodologia e procedimentos aplicados à análise do Parque 1

O Parque 1 contém dois modelos diferentes de aerogeradores, com nove aerogeradores de

um modelo e dois de outro, possuindo do também duas estações meteorológicas. A análise

dos dados foi feita somente para quatro aerogeradores e utilizando apenas uma estação

meteorológica, identificados na figura 25.


40

Figura 25 – Configuração do Parque 1

Com o objectivo de tentar compreender as diferenças no desempenho dos aerogeradores,

foi decidido comparar aerogeradores que estivessem próximos. Desta forma, o aerogerador

A foi comparado com o B e o aerogerador C foi comparado com o D.

Os dados operacionais dos aerogeradores e os dados da estação meteorológica analisados

são relativos aos anos de 2007 e 2008. Foram considerados três períodos distintos para a

análise de dados, sendo feita para cada ano uma análise mensal, trimestral e anual.

Para representar a orientação do vento da estação e a orientação da nacelle do

aerogerador, foi utilizada uma rosa-dos-ventos dividida em dezasseis sectores.

No intuito de realizar o processamento dos dados foram estipulados os seguintes

objectivos:

Caracterizar o local;

Identificar as características dos aerogeradores;

Determinar as diferenças entre a energia estimada e a obtida;

Obter as curvas de potência de cada máquina;

Obter as curvas de potência para cada máquina em diferentes sectores;

Comparar o desempenho entre dois aerogeradores próximos;

B A

Estação

C

D


41

Relacionar a turbulência local com o desempenho dos aerogeradores.

Relação entre perfil de velocidade do vento e curvas de potência

Na realização deste projecto foram obtidos muitos resultados e elaborados vários

gráficos, Seguidamente serão apresentados os dados mais relevantes, sendo os restantes

remetidos em anexo.

6.1.1 Caracterização do local

O terreno do parque 1, como foi acima referido, é um terreno complexo. Nas figuras 26 e

27 é possível verificar as variações topográficas e ter uma visualização 3D do parque.

Figura 26 – Variação da inclinação do terreno do Parque 1

E


42

Figura 27 – Visualização 3D do mapa do Parque 1

Como se pode constatar da observação da figura 26, o parque contém graus de inclinação

na vizinhança das turbinas que podem atingir os 30º. A visualização 3D, na figura 27,

permite compreender as variações de altitude. Quanto à rugosidade do terreno, todo o parque

é caracterizado pelo mesmo comprimento de rugosidade (Z0=0,03m).

Com o objectivo de comparar o desempenho entre dois aerogeradores próximos foram

calculadas as distâncias entre o aerogeradores em estudo e a respectiva altitude, valores que

se podem observar na tabela 1.

Tabela 1 - Altitude dos aerogeradores e distância entre eles

Aerogerador Altitude (m) Distância entre

aerogeradores (m)

A 1187 314

B 1160

C 1220 232

D 1211


43

Distribuição da velocidade no local

A distribuição da frequência da velocidade e da orientação do vento, para o ano de 2007 e

2008, foi obtida através do programa WAsP, como se pode ver na figura 28 e na figura 29,

respectivamente.

Figura 28 – Distribuição da velocidade e da orientação do vento no ano de 2007

Figura 29 – Distribuição da velocidade e da orientação do vento no ano de 2008

Na observação dos resultados obtidos pode-se verificar que a direcção dominante dos

dois anos foi a mesma, considerando-se a direcção do sector 1 a dominante. A velocidade

média do ano 2007 e 2008 não apresentam grandes variações, sendo respectivamente 6,07

m/s e 6,26 m/s. Contudo, devido à relação cúbica da velocidade com a potência, é sabido

que pequenas alterações desta podem provocar grandes alterações na potência.

A determinação do perfil de velocidade médio foi obtido considerando a lei da potência,

expressa na equação nº 2. O perfil de velocidade foi determinado até uma altura de 110m. O

cálculo foi efectuado considerando duas alturas distintas, sendo elas 35 e 60 metros, os

dados de velocidade foram retirados da estação meteorológica.


44

Foi determinado os perfis de velocidade para os 4 trimestres do ano 2007, para os

diferentes sectores. Na figura 30 está representado a distribuição do shear factor. No anexo

B pode ser visto os perfis de velocidade para cada sector. O shear factor, foi igualmente

obtido para a média anual de 2007. Estes resultados encontram-se representados na figura

31.

Figura 30 – Distribuição do shear factor ao longo do ano 2007

0

0,05

0,1

0,15

0,2N

NNE

NE

ENE

E

ESSE

SE

SSES

SSO

SO

OSO

O

ONO

NO

NNO

1º Trimestre

0

0,05

0,1

0,15

0,2N

NNE

NE

ENE

E

ESSE

SE

SSES

SSO

SO

OSO

O

ONO

NO

NNO

2º Trimestre

0

0,05

0,1

0,15

0,2N

NNE

NE

ENE

E

ESSE

SE

SSES

SSO

SO

OSO

O

ONO

NO

NNO

3º Trimestre

0

0,05

0,1

0,15

0,2N

NNE

NE

ENE

E

ESSE

SE

SSES

SSO

SO

OSO

O

ONO

NO

NNO

4º Trimestre


45

Figura 31 – Distribuição do shear factor médio e perfil de velocidade do vento dos sectores 7 e 11 no ano

2007

Observando a figura 30 pode-se constatar que o shear factor varia ao longo do ano. O

valor médio anual para cada sector pode ser visto na figura 31. Nesta figura está também

representado o perfil de velocidade do vento para dois sectores, o 11 e o 7, apresentando

estes, o shear factor com a média mais alta e a mais baixa, respectivamente.

A inclinação do terreno, que está representada pela figura 26, afecta o perfil de

velocidade. A direcção oeste (sector 13) apresenta pouca inclinação, ao contrário da direcção

sudoeste (sector 11) que apresenta uma inclinação acentuada. Estes dois sectores apresentam

perfis de velocidade do vento diferentes, sendo o sector 11 mais energético que o sector 13.

Figura 32 – Perfil de velocidade do vento dos sectores 11 e 13 no ano 2007

0

0,05

0,1

0,15

0,2N

NNE

NE

ENE

E

ESSE

SE

SSES

SSO

SO

OSO

O

ONO

NO

NNO

Média anual para 2007

0102030405060708090

100110

0 2 4 6 8

Alt

ura

(m

)

Velocidade (m/s)

Sector 7

Sector 11

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

0 2 4 6 8

Alt

ura

(m

)

Velocidade (m/s)

Sector 11

Sector 13


46

A intensidade de turbulência no local da estação meteorológica

A intensidade de turbulência foi obtida a partir dos dados da estação, de acordo com a

equação nº 24. Com o objectivo de estabelecer uma relação entre a topografia local e a

intensidade de turbulência, e desta forma compreender como a inclinação está relacionada

com esta, foi analisada a intensidade de turbulência por sectores.

Na figura 33 podemos ver a intensidade de turbulência do ano 2007 e do ano 2008. A I.T.

(intensidade de turbulência) de 2007 e a de 2008 tiveram valores muito próximos, obtendo-

se 14,4% e 14,6%, respectivamente. No conjunto dos dois anos pode-se dizer que o

escoamento tem uma intensidade de turbulência média de 14,5%.

Figura 33 – Representação da intensidade de turbulência média dos anos 2007 e 2008

Figura 34 – Distribuição da intensidade de turbulência média de 2007 e 2008

0

5

10

15

20

25

30

4 6 8 10 12 14

IT(%

)

Velocidade (m/s)

0

5

10

15

20

25

30

4 6 8 10 12 14

IT(%

)

Velocidade( m/s)

0%

5%

10%

15%

20%N

NNE

NE

ENE

E

ESS

SE

SSES

SSO

SO

OSO

O

ONO

NO

NNO


47

Analisando a figura 34, pode afirmar-se que o sector 12 é o que apresenta maior

intensidade de turbulência média. Tal facto pode ser justificado pela inclinação do terreno.

Observando a figura 34 percebe-se que o sector 12 apresenta uma inclinação acentuada na

vizinhança da estação, constatando-se assim a influência da topografia na intensidade de

turbulência.

6.1.2 Características dos aerogeradores

Os modelos dos aerogeradores estudados são de eixo horizontal, com um rotor de 3 pás.

Ambos os modelos, muito semelhantes na tecnologia, têm como mecanismo de controlo de

potência a regulação do passo das pás e contêm um mecanismo de orientação para a

direcção da velocidade do vento. Os dois modelos têm a mesma velocidade de arranque,

nominal e de paragem, sendo elas 3,5m/s, 13m/s e 25m/s, respectivamente. No presente

trabalho os aerogeradores A e C correspondem ao modelo X, os aerogeradores B e D

correspondem ao modelo Y.

As curvas de potência dos dois modelos garantidas pelo fabricante encontram-se

representadas na figura 35. As principais diferenças dos dois modelos são apresentadas na

tabela 2.

Tabela 2 - Principais diferenças entre o modelo X e Y.

Modelo Potência

nominal (kW)

Diâmetro do

rotor (m)

Altura do cubo

do rotor (m)

X 1820 70 65

Y 2050 71 64

Figura 35 – Curvas de potência dos dois modelos

0200400600800

1000120014001600180020002200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Potê

nci

a (

kW

)

Velocidade (m/s)

Modelo X

Modelo Y


48

O desempenho de um aerogerador pode ser diferente nas diferentes estações do ano,

devido à variação de alguns descritores do clima (temperatura, humidade, etc.). No caso em

estudo, foi representado o padrão diário do vento para cada aerogerador ao longo dos dois

anos (2007 e 2008), com velocidades médias medidas em intervalos de 10 minutos, pelo

anemómetro da nacelle. Foi considerado o estudo num periodo de Inverno4 e num período

de Verão5. Assim foi feita a média do padrão diário dos dois anos, para o 2º trimestre (Abril,

Maio, Junho) e para o 4º trimestre (Outubro, Novembro, Dezembro).

Obteve-se para cada aerogerador a potência média respectiva a cada hora do dia, como se

pode verificar nas figuras 37 e 39.

Figura 36– Padrão diário do vento no 2º trimestre

Figura 37 - Padrão diário da potência no 2º trimestre

4 Inverno de – 21 Setembro a 21 de Março 5 Verão – de 21 de Março a 21 de Setembro

5

5,5

6

6,5

7

7,5

8

8,5

9

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 1 2 3 4 5 6

Vel

oci

da

de

med

ida

na

na

cell

e (m

/s)

Horas

A

B

C

D

250

350

450

550

650

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 1 2 3 4 5 6

Po

tên

cia

(k

W)

Horas

A

B

C

D


49

Figura 38 - Padrão diário do vento no 4º trimestre

Figura 39 - Padrão diário da potência no 4º trimestre

Uma conclusão que se pode tirar dos resultados obtidos é que no 2º trimestre e no 4º

trimestre o vento apresenta um padrão diário diferente. No 2º trimestre o padrão diário da

velocidade do vento apresenta vários pontos de deflexão e inflexão. No 4º trimestre

apresenta um decréscimo da velocidade do vento até às 12 horas, mantendo a média mais

baixa do dia, constante, até aproximadamente às 16h, retomando novamente para velocidade

mais elevadas até às 6h. Este padrão diário pode ser relacionado com a convecção natural

que ocorre nas montanhas, como também pela sazonalidade do vento.

Da análise dos gráficos pode-se referir que a velocidade média do aerogerador C é

superior às dos outros, tal facto pode ser justificado devido a este se encontrar a uma altura

superior. Como seria de esperar, a potência obtida em cada aerogerador está de acordo com

a curva da velocidade para o mesmo período de tempo. Interessa referir que nas figuras 37 e

39estão dois modelos diferentes de aerogeradores, tal facto justifica que o aerogerador B

tenha, para um padrão diário, uma potência média superior à do C.

5

5,5

6

6,5

7

7,5

8

8,5

9

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 1 2 3 4 5 6V

elo

cid

ad

e m

edid

a

na

na

cell

e (m

/s)

Horas

ABCD

250

350

450

550

650

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 1 2 3 4 5 6

Po

tên

cia

(k

W)

Horas

ABCD


50

Pode-se constatar que o aerogerador C é o que apresenta o melhor desempenho, pois

apesar de ter uma potência nominal menor que o B e D tem períodos com potencia mais

altas de que o aerogerador B e D, demonstrando estes um fraco desempenho.

6.1.3 Diferenças entre a energia estimada e a obtida

No presente trabalho foi feita uma previsão energética para os aerogeradores em estudo

calculada através dos dados da estação meteorológica. De acordo com a norma IEC 61400-

12, as direcções consideradas perturbadas na estação utilizada são todas aquelas

compreendidas entre os 7º e os 172º.

As estimativas foram calculadas de duas formas distintas para cada um dos dois anos em

estudo. No primeiro método utilizado considerou-se todas as direcções do vento e no outro

método consideraram-se apenas as informações dos sectores não perturbados.

Ambos os métodos foram calculados com auxílio do programa WAsP, este faz a previsão

para um ano completo independente da informação que lhe é fornecida. Foram introduzidos

no programa, os dados da estação meteorológica à altura de 65 metros, referentes aos anos

em estudo assim, por exemplo, introduziu-se os dados de 2007 de onde se retirou a

estimativa de produção, sendo esta comparada com a que realmente se obteve no mesmo

ano.

No primeiro método foram fornecidos ao programa de cálculo todas as séries de dados

referentes a cada ano, considerando todas as direcções (as perturbadas e as não perturbadas),

dados estes que não continham erros.

No segundo método a série de dados retirada de cada ano foi reduzida só para as

direcções não perturbadas. Assim, foram utilizados da série de dados da estação cerca de

60,1% e 58,9% dos dados dos anos 2007 e 2008, respectivamente. Como o WAsP faz a

previsão para um ano e foi-lhe fornecida uma série mais pequena, uma vez que se rejeitou

todas as direcções perturbadas, decidiu-se fazer usar um factor de correcção igual à

percentagem de dados que lhe foi fornecida. Deste modo, a previsão do WAsP para estes

dois anos foi depois multiplicada por um factor de correcção, sendo 0,601 para o ano de

2007 e 0,589 para o ano 2008. Após todos os dados retirados da estação foram

correlacionados com os dados dos aerogeradores e determinou-se assim a energia,


51

considerando válidos só os valores SCADA que estavam sincronizados com a estação de

medição.

Nas tabelas 3 e 4 pode ser visto, para os dois métodos, as estimativas (AEP) determinadas

pelo programa WAsP, a energia realmente obtida, as respectivas diferenças e a percentagem

de produção.

Tabela 3 - Sectores não perturbados

Sectores

não

perturbados

2007 2008

Aerogerador AEP

(GWh)

Obtida

(GWh)

Diferença

(GWh) %

AEP

(GWh)

Obtida

(GWh)

Diferença

(GWh) %

A 1,807 1,767 -0,040 -2,2 2,184 2,029 -0,155 -7,1

B 2,208 2,063 -0,145 -6,6 2,701 2,461 -0,240 -8,9

C 1,828 1,922 0,094 5,2 2,281 2,228 -0,051 -2,2

D 2,134 1,829 -0,305 -14,3 2,621 2,06 -0,556 -21,2

Tabela 4 – Todos os sectores (perturbados e não perturbados)

Todos os

sectores 2007 2008

Aerogerador AEP

(GWh)

Obtida

(GWh)

Diferença

(GWh) %

AEP

(GWh)

Obtida

(GWh)

Diferença

(GWh) %

A 3,492 3,193 -0,298 -8,5 3,701 3,440 -0,259 -7,0

B 4,459 3,827 -0,631 -14,2 4,752 4,210 -0,541 -11,4

C 3,641 3,839 0,198 5,5 3,964 4,043 0,0791 1,9

D 4,243 3,563 -0,679 -16,0 4,576 3,868 -0,707 -15,4

O segundo método foi realizado com o objectivo de confirmar se os valores de

desempenho seriam melhores considerando apenas as direcções não perturbadas. Tal facto

aconteceu nos aerogeradores A e B que apresentaram melhor desempenho energético nos


52

sectores não perturbados do que considerando a totalidade dos sectores. Já nos

aerogeradores C e D ocorreu o contrário. Tal como se pode ver nas tabelas 3 e 4.

Da análise das tabelas podemos constatar que a energia obtida em todos os aerogeradores

foi superior em 2008 em relação a 2007. Este resultado pode ser explicado devido à média

de velocidade do vento do ano 2008 ser ligeiramente superior a média de 2007. O

aerogerador C é o único que apresenta uma diferença positiva entre o estimado e obtido,

excepto quando se consideram os sectores não perturbados em 2008; de resto todos os outras

diferenças são negativas, sendo os aerogeradores B e D os que apresentam o pior

desempenho energético nos dois anos, considerando os dois métodos.

Como forma de justificar as diferenças entre a produção dos dois anos, pode-se comparar

o Cp médio para cada ano. Na figura 40 vê-se o Cp médio para o aerogerador B.

Figura 40 – Cp médio de 2007 e 2008

O Cp indica com que eficiência o aerogerador converte a energia cinética do vento em

potência. Na figura 40 verifica-se que o Cp médio do ano 2007 apresenta valores mais baixos

do que no ano 2008.

6.1.4 Curvas de potência de cada máquina

O objectivo de obter as curvas de potência deve-se ao facto de ser uma ferramenta

essencial para ajudar a compreender o desempenho energético dos aerogeradores. De tal

forma elaboraram-se dois tipos de curva: curvas de dispersão e curvas para intervalos de

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0 10 20 30 40

Cp

Velocidade medida na nacelle (m/s)

2007

2008


53

velocidade. As curvas de dispersão consideram todos os pontos relativos à velocidade e à

potência, enquanto que as curvas por intervalos de velocidade são obtidas considerando a

potência média para esse intervalo de velocidades.

As curvas foram obtidas com os dados SCADA de cada aerogerador, utilizando a

potência média e a velocidade média lida no anemómetro da nacelle, para intervalos de 10

minutos6.

Figura 41 – Curvas de potência mensais do aerogerador A no ano 2007

Figura 42 - Curvas de potência mensais do aerogerador B no ano 2007

6 Nota - as curvas de potência para os diferentes meses dos dois aerogeradores foram obtidas com a velocidade medida no

anemómetro da nacelle, medição esta que é perturbada, devido ao efeito de esteira do rotor, não correspondendo à

velocidade incidente no rotor da turbina. Já a curva garantida pelo fabricante é obtida através da velocidade incidente no

rotor. Contudo, a comparação que é feita é resultado do mesmo método de medição.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

P (kW)

V (m/s)

Jan-07 Fev-07 Mar-07 Abril Mai-07Jun-07 Jul-07 Ago-07 Set-07 Out-07Novembro Dez-07 Modelo x

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

P (kW)

V (m/s)

Jan-07 Fev-07 Mar-07 Abr-07 Mai-07Jun-07 Jul-07 Ago-07 Set-07 Out-07Nov-07 Dez-07 Modelo Y


54

Apesar de os modelos X e Y terem potências nominais diferentes pode-se constatar que

para os mesmos períodos de tempo o desempenho do aerogerador A é melhor que o do

aerogerador B. Tal facto pode ser justificado pelas curvas de potência do aerogerador B

nunca se apresentarem superiores à curva garantida pelo fornecedor, o que não acontece no

aerogerador A, em que se observa uma série de meses na fase inicial da curva (parte

côncava) em que o desempenho é superior.

As curvas do aerogerador B apresentam “2 grupos” distintos: um mais próximo da curva

de potência garantida pelo fabricante e outro mais distante, estando ambos na lado direito7

da curva do fabricante. Utilizando o mesmo método para a obtenção das curvas de potência

para o ano de 2008 nos aerogeradores A e B, podemos observar nas figuras 41 e 42 que

todos os meses têm uma fase inicial da curva muito idêntica e novamente o aerogerador A

apresenta valores no lado esquerdo da curva do fabricante; no aerogerador B tal facto não

sucede.

Figura 43 - Curvas de potência mensais do aerogerador A no ano 2008

7 Entenda-se que uma curva à esquerda de outra tem como significado um melhor desempenho de um aerogerador, pois

para menores velocidades a potência correspondente é superior, já quando se refere uma curva à direita tem o significado

contrário.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

P (kW)

V (m/s)

Jan-08 Fev-08 Mar-08 Abr-08 Mai-08Jun-08 Jul-08 Ago-08 Set-08 Out-08Nov-08 Dez-08 Modelo X


55

Figura 44 - Curvas de potência mensais do aerogerador B no ano 2008

Comparando as figuras 43 e 44, observa-se que o aerogerador B, no ano de 2008, tem um

desempenho superior ao ano de 2007.

O aerogerador A exibe um funcionamento de acordo com o que é esperado, já que o

anemómetro da nacelle mede, em princípio, velocidades inferiores à velocidade incidente. O

resultado é uma curva à esquerda da do fabricante. O aerogerador B tem um desempenho

que não corresponde ao que seria esperado pois, apesar de o fenómeno ocorrido no

anemómetro da nacelle, as curvas medidas apresentam-se sempre à direita da curva do

fabricante.

As curvas de dispersão têm como objectivo encontrar situações irregulares no desenho

típico da curva, na figura 45 pode-se ver o comportamento do aerogerador D durante o ano

de 2007.

Figura 45 - Curva de potência do aerogerador D durante o ano de 2007

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

P (kW)

V (m/s)

Jan-08 Fev-08 Mar-08 Abr-08 Mai-08Jun-08 Jul-08 Ago-08 Set-08 Out-08Nov-08 Dez-08 Modelo Y

0200

400600800

10001200

140016001800

20002200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Po

tên

cia

(K

W)

Velocidade medida na nacelle (m/s)


56

Na figura 45 pode claramente ser visto a indisponibilidade da máquina como também

uma limitação da máquina à potência de 1000 kW. Tais acontecimentos ajudam a justificar o

mau desempenho energético do aerogerador D, visto que este foi o ano que apresentou o

maior défice energético comparativamente com a energia estimada.

6.1.5 Curvas de potência de cada máquina para diferentes rumos do vento

Com o objectivo de se estudar a influência do vento para diferentes rumos elaborou-se as

curvas de potência para todos os sectores da rosa-dos-ventos. Com esta análise pretende-se

relacionar os efeitos de esteira de um aerogerador com outro aerogerador próximo, assim

como analisar quais os sectores que podem ser mais influenciados pela intensidade de

turbulência do vento, considerada na média dos dois anos.

A relação da influência dos efeitos de esteira com os sectores do aerogerador mais

próximo, pode ser vista na tabela 5.

Tabela 5 - Relação dos sectores perturbados pelas esteiras de outro aerogerador

Sectores Influenciados

Aerogeradores A C D B

Efeitos de esteira

A

4;5;6

B 13;14;15

C

11;12;13

D

3;4;5

Definidos os sectores que podem ser afectados por efeitos de esteira do aerogerador

próximo, foram determinadas as curvas de potência para cada sector. No presente estudo só

serão referenciados os sectores que estão a sobrecarregados a negro, de forma a sintetizar a

informação e referir o sector que é inteiramente afectado pelos efeitos de esteira.


57

Relação entre os aerogeradores A e B

Como foi referido na tabela 5 o aerogerador A está sujeito a efeitos de esteira nos

sectores 13,14, e 15 devido ao funcionamento do aerogerador B; e este, por sua vez, está

sujeito a efeitos de esteira nos sectores 4,5, e 6 devido ao funcionamento do aerogerador A.

Com o objectivo de estudar os efeitos de esteira entre estes dois aerogeradores nas curvas de

potência, foram realizadas as comparações com a curva geral de cada ano8 e também com

um sector que não está sujeito a efeitos de esteira, que neste caso corresponde à direcção

dominante (sector 1). Nas figuras 46 e 47é representado o aerogerador A e nas figuras 48 e

49 é representado o aerogerador B.

A análise aqui representada é feita para uma série de dados de um ano com o objectivo de

se recolher a máxima informação de cada sector.

Figura 46 – Curvas de potência para os sectores 1 e 14 do aerogerador A

8 Curva geral - a curva de todas as médias de intervalos de 10 minutos de todo o ano.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Po

tên

cia

(k

W)

Velocidade medida no anemómetro da nacelle (m/s)

Sector 1 - 2007

Sector 14 - 2007

Sectro 1 - 2008

Sector 14-2008


58

Figura 47 - Curvas de potência para o sector 14 e a curva geral do aerogerador A

Observando os gráficos da figura 46 pode-se constatar que a curva de potência do sector

14 apresenta, até uma velocidade de cerca de 7 m/s, um desempenho melhor que a curva

correspondente do sector 1, isto é, para velocidades ate esta velocidade é produzida mais

energia no sector 14 do que no 1, depois dos 7 m/s passa a ocorrer o contrário. Tal facto

demonstra que na parte côncava da curva é produzida mais energia e na parte convexa é

produzida menos, como o previsto. [20]

Na comparação do sector 14 com a curva de potência geral, o sector 14 está sempre à

direita desta.

Figura 48 - Curvas de potência para os sectores 1 e 5 do aerogerador B

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Po

tên

cia

(k

W)


Sector 14 - 2007

Sector 14-2008

Geral 2007

Geral 2008

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Po

tên

cia

(k

W)


Sector 1 - 2007

Sector 5-2007

Sector 1 -2008

Sector 5 -2008


59

Figura 49 - Curvas de potência para o sector 5 e a curva geral do aerogerador B

Na observação dos gráficos pode-se constatar que o aerogerador B apresenta um

comportamento diferente do aerogerador A pois, no ano de 2007, a curva do sector 5

encontra-se à esquerda da curva de potência geral, até ser atingida a velocidade nominal

(aproximadamente 12 m/s). Quando comparada a curva do sector 5 com a do sector 1,

constatamos que o sector 1 no ano de 2007 apresenta uma curva muito diferente da do sector

1 de 2008, estando à direita da curva do sector 5. No ano de 2008 a curva do sector 5 e a

curva do sector 1 têm um comportamento muito similar.

Utilizou-se o mesmo método para os aerogeradores C e D.

Relativamente à análise dos aerogeradores C e D só foi considerada a comparação com a

curva global de cada ano devido a não haver, nenhum dos 16 sectores das duas máquinas, a

sofrer efeitos de esteira pela interacção de outros aerogeradores do parque. Foi analisado o

sector 4 e 12, no aerogerador C e D, respectivamente. Dos resultados verificou-se que no

aerogerador C a curva de potência do sector 4 sofre uma deslocação para a esquerda

comparativamente a curvas globais. No aerogerador D as curvas globais e as curvas do

sector perturbado (12), são similares, não se encontrando diferenças significativas9.

9 A observação dos gráficos de comparação pode ser vista no Anexo B.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Po

tên

cia

(k

W)


Sector 5-2007

Sector 5 - 2008

Geral 2007

Geral 2008


60

6.1.6 Relação entre o desempenho de dois aerogeradores próximos

O objectivo deste estudo é encontrar razões pelas quais uma aerogerador funciona dentro

do previsto e outro próximo e com um terreno não tão diferente apresenta um desempenho

energético e uma produção muito abaixo do esperado.

Nas tabelas 3 e 4 pode-se ver que o aerogerador C produziu mais que o aerogerador D,

contra o que indicavam as estimativas. O aerogerador B produziu mais que o A, mas não

deixou de ter um fraco rendimento. Tendo o objectivo de se comparar o desempenho dos

aerogeradores, procedeu-se da seguinte forma:

Partindo de uma leitura gráfica realizou-se o estudo para dois períodos de tempo, para o

2º trimestre (figuras 50 e 51) e para o 4º trimestre (figuras 52 e 53). Estes trimestres foram

usados por serem relativos ao Verão e ao Inverno, respectivamente.

Da utilização dos dados obtidos no gráfico realizou-se uma curva de tendência (curva

azul) e de seguida comparou-se com a curva de tendência prevista na relação da potência

dos dois modelos (linha vermelha).

Para o 2º trimestre de 2007 obteve-se os resultados que se podem observar nas seguintes

figuras.

Figura 50 – Relação de potências entre o aerogerador C e D no 2º trimestre de 2007

0200400600800

100012001400160018002000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Aer

og

erad

or

D

Aerogerador C

Relação entre C e D

Relação entre Modelos

0200400600800

100012001400160018002000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Aer

og

erad

or

B

Aerogerador A

Relaçao entre A e B

Relaçao entre Modelos


61

Figura 51 – Relação de potências entre o aerogerador A e B no 2º trimestre de 2007

Figura 52 – Relação de potências entre o aerogerador C e D no 4º trimestre de 2007

Figura 53 – Relação de potências entre o aerogerador A e B no 4º trimestre de 2007

Relativamente à comparação do desempenho dos aerogeradores C e D, é possível

constatar que o C demonstra um desempenho superior ao D nos dois trimestres. Através do

método de comparação das curvas de tendência, verifica-se que a linha de tendência real é

deslocada para baixo, tendo isto o significado de que a eficiência energética do aerogerador

C é superior à do D. Nota-se que este afastamento é superior no período de Inverno (4º

trimestre), este facto pode estar relacionado com a velocidade média ser superior.

Na relação entre as curvas de tendência entre o aerogerador A e B verifica-se uma curva

idêntica, mas a curva real está acima da curva dos modelos. Este facto pode claramente

justificar a produção energética ser superior no B do que no A, como o previsto. Verifica-se

nos dois trimestres um comportamento similar.

De realçar que nos gráficos existem dados nos eixos, isto pode significar a

indisponibilidade de um aerogerador contudo, não é uma dispersão significativa.

0200400600800

100012001400160018002000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Aer

og

erad

or

D

Aerogerador C

Relação entre C e D


0200400600800

100012001400160018002000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Aer

og

erad

or

B

Aerogerador A

Relaçao entre A e B

Relação entre modelos


62

Na tentativa de perceber a comparação do desempenho energético por sector realizaram-

se os mesmos métodos e os gráficos foram remetidos para o anexo B.

Na observação dos gráficos por sectores verifica-se em alguns casos, que temos um

aerogerador à potência nominal e outro que não está a produzir energia. Tal pode acontecer

devido a estarem em sectores diferentes, isto é, por exemplo o aerogerador C pode estar no

sector 12 e o aerogerador D pode estar no 11 ou 13, tal facto justifica tantos zeros; a outra

causa pode dever-se à indisponibilidade de um aerogerador. Este modelo é útil para

compreender o desempenho de uma máquina em função de outra mas somente quando

temos dados exactamente no mesmo sector, aí sim, pode realizar-se uma curva de tendência.

6.1.7 Relação da inclinação do terreno com o desempenho dos aerogeradores

Com o objectivo de estabelecer uma relação entre a inclinação do terreno e as curvas de

potência, obteve-se curvas de potência para os sectores que apresentam uma forte inclinação

e para os sectores onde não há uma inclinação tão acentuada.

Através da figura 26, verificou-se quais os sectores que apresentam mais e menos

inclinação em redor dos aerogeradores. Estes sectores são referidos na tabela 6 como mais e

menos afectados pela inclinação do terreno.

Tabela 6 – Sectores mais afectados e menos afectados pela inclinação do terreno

Sectores

Aerogeradores Mais Afectados Menos Afectados

A 2 9

B 15 9

C 9 1

D 5 1

Deste modo foram então comparadas as curvas de potência para a média dos 2 anos, nos

respectivos sectores.


63

Figura 54 – Curva de potência para os sectores 2 e 9 do aerogerador A (imagem da esquerda) e curva de

potência para os sectores 9 e 15 do aerogerador B (imagem da direita)

Figura 55 - Curva de potência para os sectores 1 e 9 do aerogerador C (imagem da esquerda) e curva de

potência para os sectores 1 e 5 do aerogerador D (imagem da direita)

Depois da análise gráfica elaborada, podemos constatar que as direcções que apresentam

maior inclinação podem afectar a curva de potência pois, como foi visto, todas as curvas

realizadas por sectores demonstram que, comparando um sector que contém maior grau de

inclinação que outro, as curvas apresentam uma deslocação para a direita até ser atingida a

velocidade nominal. Após ser atingida a velocidade nominal, a curva apresenta-se, em

alguns casos, muito irregular.

6.1.8 Relação entre perfil de velocidade e curvas de potência

Utilizando um aerogerador próximo da torre de meteorológica tentou perceber-se até que

ponto o perfil de velocidade afecta o desempenho deste. Neste caso foi utilizado o

aerogerador B.

Com o intuito de tentar encontrar uma relação entre os perfis de vento e as curvas de

potência, obtiveram-se curvas de potência para shear factor mais altos e mais baixos.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28

Po

tên

cia

(k

W)

Velocidade medida no anemómetro da nacelle

(m/s)

Sector 2

Sector 9

0200400600800

100012001400160018002000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28

Po

tên

cia

(k

W)


(m/s)

Sector 15

Sector 9

0200400600800

100012001400160018002000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28

Po

tên

cia

(k

W)


(m/s)

Sector 9

Sector 1

0200400600800

100012001400160018002000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28

Po

tên

cia

(k

W)


(m/s)

Sector 5

Sector 1


64

Figura 56 – Curvas de potência para os sectores 7 e 11 do aerogerador B

No 4º trimestre o shear factor no sector 7 foi negativo enquanto o sector 12 tem um valor

mais alto, usando estes dois dados tentou perceber-se como o perfil da velocidade de vento

tem influência na curva de potencia. Na figura 58 está representada a curva de potência

obtida para o sector para o sector 7 e 12 para o respectivo trimestre.

Figura 57 - Curvas de potência para os sectores 7 e 12 do aerogerador B

Na observação das figuras representadas (56 e 57) observa-se que as curvas de potência

têm um comportamento muito similar para sectores com perfis de velocidade de vento

diferentes, não se observando uma relação clara de que o perfil de velocidade do vento possa

afectar a curva de potência de um aerogerador.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

0 5 10 15 20 25

Po

tên

cia

(k

W)


Sector 7

Sector 11

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Po

tên

cia

(k

W)


Sector 7

Sector 12


65

6.2 Metodologia e procedimentos utilizados na análise do Parque 2

O parque 2 é constituído por 15 aerogeradores e tem duas estações meteorológicas. No

presente estudo utilizaram-se apenas os dados de um aerogerador e de uma estação

meteorológica. Como se pode ver na figura 58, WT corresponde ao aerogerador em estudo e

a Estação 2 à estação meteorológica.

Figura 58 – Planta do Parque 2

Os dados utilizados para a análise referem-se aos meses de Janeiro a Agosto de 2007. A

altura a que está colocada a Estação 2 é de 1263 metros e a altura da base do aerogerador

está a 1280 metros. A distância entre a torre e o aerogerador é de 126 metros.

O objectivo principal do estudo deste parque é a obtenção da curva de potência (sem

considerar as velocidades perturbadas lidas no anemómetro da nacelle) comparando-a com a

curva garantida pelo fabricante do aerogerador.

Como objectivos específicos foram colocados os seguintes:

Caracterizar o parque e o aerogerador em estudo;

Determinar a curva de potência.

Estação 2

WT


66

6.2.1 Caracterização do local

Figura 59 – Variação da inclinação do terreno do Parque 2

O terreno do parque 2 apresenta uma topografia complexa, com áreas de fortes

inclinações na sua vizinhança. A orografia circundante do aerogerador em estudo apresenta

inclinações significativas a Norte, a restante área envolvente ao aerogerador apresenta-se

com muito baixa inclinação.

A velocidade média do período em estudo foi de 5,9 m/s. Neste caso a representação da

distribuição da velocidade do vento é demonstrada numa rosa-dos-ventos de 36 sectores,

sendo os sectores dominantes, o 27 e o 28. Na figura 62 está representada a distribuição da

velocidade e da orientação do vento para o período estudado.

E2


67

Figura 60 - Distribuição da velocidade e da orientação do vento de Janeiro a Agosto de 2007

Intensidade de turbulência

A intensidade de turbulência média para o local foi de 14,75%. A intensidade de

turbulência média por sectores pode ver-se na figura 63, observando-se o sector 6 com a

maior intensidade de turbulência média e o sector 4 o que contém menos.

Figura 61 – Distribuição da Intensidade de Turbulência (IT) medida na Estação 2

6.2.2 Relação entre a velocidade da estação e a do aerogerador

A calibração dos efeitos de distorção induzidos pela orografia no Parque 2 tornou-se

possível através do site calibration, considerando-se excluídas todas as direcções

compreendidas entre os 75º e 250º.

Para os azimutes válidos foram calibrados 10 sectores, como se pode ver na tabela 10,

assim como o respectivo factor de distorção.

0

6

12

18

24N

NNE

NE

ENE

E

ESS

SE

SSE

S

SSO

SO

OSO

O

ONO

NO

NNO


68

Com o objectivo de se conhecer a velocidade incidente no rotor da turbina, foram

utilizados os dados do site calibration. Como função de transferência entre a velocidade

medida na estação e no rotor da turbina foram usados os rácios encontrados para o local,

como se pode ver na tabela 1.

Tabela 7 - Factores de correcção

Grau º Rácio Grau º Rácio Grau º Rácio Grau º Rácio

0 1,098 90 0,955 180 0,995 270 1,023

10 1,07 100 0,85 190 0,987 280 1,062

20 1,05 110 0,94 200 0,984 290 1,017

30 1,027 120 0,945 210 0,961 300 0,988

40 1,016 130 0,957 220 0,951 310 1,018

50 1,006 140 0,953 230 0,963 320 1,067

60 1,008 150 0,942 240 1,001 330 1,065

70 1,015 160 0,945 250 0,951 340 1,058

80 0,983 170 0,985 260 0,993 350 1,071

Sectores não calibrados

Sectores excluídos

Sectores calibrados

Deste modo considerando U1 a velocidade medida no anemómetro da estação e U2 a

velocidade no rotor da turbina, determinou-se a velocidade no rotor segundo a equação nº

25;

𝑈2 = 𝑓 𝑢 ∙ 𝑈1 Equação nº 25

onde f (u) é o factor de correcção medido pelo site calibration, que está referenciado para

cada sector na tabela 7.

Foi feita uma sincronização de cerca de 22000 dados entre a Estação 2 e o aerogerador

WT com o objectivo de fazer corresponder a velocidade (U2) com a potência fornecida pelo

aerogerador, no mesmo período de tempo. Nesta sincronização foram retirados os erros

SCADA e eliminadas as velocidades abaixo do cut-in do aerogerador (3 m/s).


69

6.2.3 Determinação da curva de potência

Após a sincronização dos dados obteve-se a curva de potência para os sectores

calibrados.

Com o auxílio do WAsP encontraram-se os sectores mais energéticos e os sectores que

têm maior frequência de ocorrência.

Tabela 8 – Análise dos sectores calibrados

Número

do sector

Ângulo do sector

(º)

Frequência

(%)

Velocidade média

(m/s)

Potência por m2

(W/m2)

5 40 1,2 5,36 228

6 50 1,5 6,96 415 7 60 1,5 6,76 421

29 280 3,3 5,94 324 30 290 3,4 6,3 351

31 300 3,7 5,95 278

32 310 3,3 4,84 151 33 320 2,5 4,6 141

34 330 2,4 4,28 137 35 340 2,3 4,75 149

Para a obtenção das curvas foram considerados os sectores mais e menos energético e os

dois sectores que apresentam maiores valores de frequência. Na figura 64 pode observar-se

os resultados obtidos para cada um dos sectores referidos.

0200400600800

1000120014001600180020002200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Po

tên

cia

(kW

)

Velocidade (m/s)

Sector 7

Fabricante

Polinomial (Sector 7)


70

Figura 62 – Comparação entre as curvas de potência obtidas e as do fabricante

O obtenção das curvas de potência foi realizada com uma linha de tendência polinominal

de 6º grau, à série de cada sector aqui estudado.

O sector menos energético (34) apresenta um pequeno desvio relativamente à curva

garantida pelo fabricante. Já o sector 7 apresenta um desvio significativo, estando a curva

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Po

tên

cia

(k

W)

Velocidade (m/s)

Sector 30

Fabricante

Polinomial

(Sector 30)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Po

tên

cia

(k

W)

Velocidade (m/s)

Sector 31

Fabricante

Polinomial

(Sector 31)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Po

tên

cia

(k

W)

Velocidade (m/s)

Sector 34

Fabricante

Polinomial

(Sector 34)


71

mais desviada para a direita que no outro sector, representando assim uma produção mais

baixa que o sector 34. Observando a diferença nas inclinações circundantes do aerogerador

pode-se constatar que o terreno no sector 7 apresenta uma inclinação mais acentuada que no

sector 34. As curvas obtidas para os sectores que têm maior frequência de ocorrência (30 e

31), apresentam um comportamento próximo da curva do fabricante. Estes dois sectores

encontram-se direccionados para uma zona onde a inclinação topografia é menor do que nos

sectores 7 e 34.

Em todos os gráficos da figura 62 pode-se ver partes irregulares na curva. Tal facto pode

ser justificado devido à série de dados não ser suficientemente extensa, pois as médias para

alguns valores de velocidade continham uma amostra reduzida. Contudo, é possível observar

que a curva garantida pelo fabricante comparada com a realmente obtida apresenta variações

em todos os sectores aqui considerados, sendo maiores nos sectores orientados para

inclinações topográficas mais acentuadas.


72


73

7. Conclusões

A utilização de dados operacionais para a compreensão do funcionamento de

aerogeradores é uma tarefa complexa e demorada, pois são informatizadas muitas variáveis

diferentes e as relações que delas se pode fazer é diversa. No presente trabalho tentou

encontrar-se as relações entre dados que pareciam mais lógicos e relevantes para a

compreensão do desempenho dos aerogeradores.

Da análise dos dados fornecidos pelo sistema SCADA podemos retirar algumas

conclusões relativamente ao desempenho de um aerogerador, dependendo este de vários

factores.

A observação da caracterização dos terrenos analisados permitiu concluir que os graus de

variação da orografia de um terreno estão associados à intensidade média de turbulência,

sendo esta tanto maior quanto maior for a inclinação. O shear factor encontrado no local da

torre meteorológica para os diferentes sectores varia ao longo do ano, alterando-se assim o

perfil de velocidade. A inclinação do terreno afecta o perfil de velocidades, mas não foi

encontrada nenhuma relação entre o perfil de velocidades e a curva de potência, não

querendo isto dizer que não exista tal relação.

As curvas de potência demonstraram ser um método essencial para a compreensão das

diferenças entre a energia estimada e a obtida, pois foi possível concluir que a produção

energética para anos diferentes proporciona curvas de potência também diferentes. Desta

forma, para anos em que a produção foi mais baixa era encontrada uma curva mais

deslocada para a direita em relação a curvas correspondentes a anos de maior produção.

A indisponibilidade e as operações com potência limitada podem ser encontradas nas

curvas de potência por dispersão de pontos.

Factores como efeitos de esteira e a inclinação do terreno podem influenciar a curva de

potência. Concluiu-se que estas curvas tinham na parte côncava maior produção energética e

na parte convexa menos produção energética, comparando com curvas relativas a direcções

que não sofriam efeitos de esteira, assim como curvas para direcções onde a inclinação

orográfica era menor.


74

Na tentativa de se compreender o desempenho entre aerogeradores próximos conclui-se

que a relação da potência entre eles não é linear como seria suposto. A distância entre dois

aerogeradores pode estar relacionada com o seu desempenho energético. Através da

comparação da relação de potências dos aerogeradores, verificou-se que os que apresentam

distâncias menores entre eles têm uma relação pior que os aerogeradores com distâncias

maiores entre eles.

As curvas obtidas a partir de factores de correcção da distorção do fluxo, podem ser

comparadas com as curvas garantidas pelo fabricante, pois a velocidade que é medida

corresponde à velocidade incidente no rotor da turbina portanto, não é perturbada como a

velocidade medida no anemómetro da nacelle. Verificou-se que a curva obtida apresenta

maiores desvios para sectores com maior inclinação.

A informação retirada do aerogerador pode conter vários erros e todos eles são

armazenados, não havendo uma filtragem do programa de controlo. Pode-se constatar que

sincronizar séries de dados de um aerogerador com uma estação meteorológica, é um

processo que necessita de uma larga amostragem de dados de forma a diminuir as incertezas

associadas aos erros SCADA.

O presente trabalho serviu para compreender o potencial do recurso eólico para a

obtenção de energia eléctrica, assim como a aquisição de conhecimentos teóricos sobre o

tema em questão. Permitiu também a aquisição de novos conhecimentos no âmbito dos

programas informáticos utilizados, assim como uma compreensão da sua utilidade para a

análise do desempenho dos aerogeradores.

Como trabalho futuro seria interessante realizar um estudo mais concreto sobre a

velocidade incidente no rotor e a potência por ele realizada, considerando mais factores para

além dos que foram aqui considerados (erros SCADA e contabilizar só velocidades iguais e

superiores ao cut-in da máquina) e fazer uma análise para séries de dados maiores.


75

8. Bibliografia

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turbines. Delft: DUP Science.

[2] Diário da República - I Série-B Nº204 - 24 de Outubro de 2005 Resolução do

Conselho de Ministros n.o 169/2005

[3] Direcção Geral de Energia e Geologia. Renováveis – estatísticas rápidas. (2008).

[4] Memo/08/31 (2008). Auxílios estatais: Enquadramento comunitário dos auxílios a

favor do ambiente – perguntas mais frequentes. Consultado a 25 de Março de 2009 em:

http://ec.europa.eu/comm/competition/state_aid/reform/reform.cfm.

[5] EWEA - European Wind Energy Association. Consultado a 25 de Março de 2009.

Website: http://www.ewea.org/

[6] Zervo, A., & Sawyer, S. (2008). Global wind 2008 report. Brussels: Global Wind

Energy Council.

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[9] Castro, R. (2003). Energias renováveis e produção descentralizada - introdução à

energia eólica. Lisboa: Universidade Técnica de Lisboa - Instituto Superior Técnico -

DEEC / Secção de Energia.

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Sources (CRES), Department of Wind Energy, Laboratory for Wind Turbine Testing.

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76

[12] Ray, M.L., Rogers, A.L., & McGowan, J.G. (2006). Analysis of wind shear models

and trends in different terrains. Massachusetts: University of Massachusetts, Department

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[13] Burton, T., Sharpe, D., Jenkins, N., Bossanyi, E. (2001). Wind energy handbook.

Chichester: John Wiley & Sons, Ltd.

[14] Rodrigues, Álvaro. Apontamentos da disciplina de Energias Renováveis da

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, Ano Lectivo 2008-2009.

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[16] IEC 61400-12 [1998], “WTGS, Part 12 Power performance measurements

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[17] Rodrigues, H. (2008). Estudo dos factores de distorção da velocidade medida na

nacelle de um aerogerador. Tese de Mestrado. Porto: FEUP – Faculdade de Engenharia

da Universidade do Porto.

[18] Gardner, P., Garrad, A., Jamieson, P., Snodin, H.,& Tindal, A. (2006). Wind energy

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[19] Matos, J., Fernandes P., Cardoso, N., & Rodrigues, A. (sd). Whole wind farm

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[20] Ray, M.L., Rogers, A.L. & McGowan, J.G. (2006). Analysis of wind shear models

and trends in different terrains. University of Massachusetts, Department of Mechanical

& Industrial Engineering Renewable Energy Research Laboratory

[21] Harman, K. D., & Raftery, P. G. (2003). Analytical techniques for understanding the

performance of operational wind farms. Bristol: Garrad Hassan & Partners Ltd., St

Vincent’s Works & Silverthorne Lane.


77

ANEXOS


78

Anexo A – Curvas de Potência

Curvas de potência mensais para o aerogerador C e D para os anos de 2007 e 2008.

Figura A1 – curvas de potência do Aerogerador C em 2007

Figura A2 - curvas de potência do aerogerador C em 2008

Figura A3 – curvas de potência do aerogerador D em 2007

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Po

tên

cia

(kW

)

Jan-07

Fev-07

Mar --07

Abr-07

Mai-07

Jun-07

Jul-07

Ago-07

Set-07

Out-07

Nov-07

Dez-07

0200400600800

1000120014001600180020002200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425

Po

tên

cia

(kW

)

Jan-08

Fev-08

Mar-08

Abr-08

Mai-08

Jun-08

Jul-08

Ago-08

Set-08

Out-08

Nov-08

Dez-08

0200400600800

1000120014001600180020002200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425

Jan-07

Fev-07

Mar-07

Abr-07

Mai-07

Jun-07

Jul-07

Ago-07

Set-07

Out-07

Nov-07

Dez-07


79

Figura A4 - curvas de potência do aerogerador D em 2008

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Jan-08

Fev-08

Mar-08

Abr-08

Mai-08

Jun-08

Jul-08

Ago-08

Set-08

Out-08

Nov-08

Dez-08


80


81

Anexo B – Alguns Resultados obtidos

No presente anexo são expostos alguns resultados que foram obtidos e foram

mencionados no relatório.

Na figura B1 pode-se ver os perfis de velocidade para os 16 sectores referentes ao ano de

2007.

Figura B1 – perfis de velocidade para os 16 sectores do ano 2007

Resultados obtidos para o estudo feito sobre os efeitos de esteira

Na figura B2 e B3 são comparadas as curvas de potência entre um sector que sofre efeitos de

esteira de outro aerogerador e a curva geral do aerogerador. A curva geral é obtida

considerando todos os sectores, correspondendo a um ano de medição.

0

20

40

60

80

100

120

0 2 4 6 8 10

Alt

ura

(m

)

Velocidade do vento medida no anemómetro da nacelle(m/s)

Sector 1

Sector 2

Sector 3

Sector 4

Sector 5

Sector 6

Sector 7

Sector 8

Sector 9

Sector 10

Sector 11

Sector 12

Sector 13

Sector 14

Sector 15

Sector 16


82

Figura B2- Curvas de potência geral e para o sector 12 do aerogerador D

Figura B3 - Curvas de potência geral e para o sector 4 do aerogerador C

Resultados obtidos para a relação entre o desempenho dos aerogeradores

próximos, por sectores.

Figura B4 -Sector 5 no 2º trimestre de 2007

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Po

tên

cia

(kW

)

Velocidade medida no anemometro do nacelle (m/s)

Sector 12-2007

Sector 12- 2008

Geral 2007

Geral 2008

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Po

tên

cia

(kW

)

Velocidade medida no anemometro do cubo (m/s)

Sector 4 - 2007

Sector 4-2008

Geral 2007

Geral 2008

0

400

800

1200

1600

2000

0 400 800 1200 1600 2000

Ae

roge

rad

or

B

Aerogerador A

Relaçao entre A e B no Sector 5



83

Figura B5 - Sector 5 no 4º trimestre de 2007



0

400

800

1200

1600

2000

0 400 800 1200 1600 2000

Ae

roge

rad

or

B

Aerogerador A

Relação entre A e B


0

400

800

1200

1600

2000

0 400 800 1200 1600 2000

Ae

roge

rad

or

B

Aerogerador A

Relaçao entre A e B no sector 14


0

400

800

1200

1600

2000

0 400 800 1200 1600

Ae

roge

rad

or

B

Aerogerador A

Relação no sector 14 de A e B



84


Figura B9 - Sector 4 no 4 º trimestre de 2007


0

400

800

1200

1600

2000

0 400 800 1200 1600 2000

Ae

roge

rad

or

D

Aerogerador C

Relação entre C e D no sector 4

Relaçâo entre Modelos

0

400

800

1200

1600

2000

0 400 800 1200 1600 2000

Ae

roge

rad

or

D

Aerogerador C

Relaçao entre C e D no sector 4


0

400

800

1200

1600

2000

0 400 800 1200 1600 2000

Ae

roge

rad

or

D

Aerogerador C

Relaçâo entre C e D no Sector 12Relaçâo entre Modelos


85


0

400

800

1200

1600

2000

0 400 800 1200 1600 2000

Ae

roge

rad

or

D

Aerogerador C

Relação entre C e D no sector 12


Utilização de Dados Operacionais para a Compreensão do ... · potência afectada por causas como...

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