PEA ENERGIA EÓLICA FUNDAMENTOS E VIABILIDADE TÉCNICO-ECONÔMICA

Transcrição

1 PEA ENERGIA EÓLICA FUNDAMENTOS E VIABILIDADE TÉCNICO-ECONÔMICA Aula 6: Potencial eólico do parque eólico Distribuição das turbinas no parque Produção de energia de um parque

2 Recordando: Importante: Boas práticas : Escolha do sítio e local de instalação de torre de medição Escolha e instalação de medidores e torre Coleta e tratamento de dados de vento

3 Estimativa do potencial eólico no local ajuste climatológico Importante: considerar a flutuação em longo prazo causada pelas variações na velocidade média do vento. Medições de vento realizadas em um bom ano, por exemplo, com velocidades de vento acima da média de longo termo, podem sobreestimar a produção de energia da fazenda eólica. VARIAÇÃO NA PRODUÇÃO DE ENERGIA A LONGO PRAZO DEVIDO AS VARIAÇÕES NA VELOCIDADE MÉDIA ANUAL DO VENTO ANO Produção de energia relativa aos valores médios de 1993 a ,00% ,90% ,10% ,40% ,80% ,00% Média ,00% Fonte: Custódio, 2007 apud Dewi

4 Para desenvolvimento de um projeto de parque eólico, o ideal é obter: : Medições com qualidade Durante um período de 05 à 10 anos Para usar medições de vento feitas em curtos períodos faz-se necessária: a correlação dos dados de vento com medições de longo prazo realizadas em outros locais. A este procedimento chama-se MCP Medir, Correlacionar, Prever

5 Pesquisa de dados de longo prazo: pesquisa de registros de longo prazo que sirvam como base para os ajustes climatológicos. Estes registros devem ter simultaneidade com o período de medição da(s) torre(s) para que os estudos de correlação e extrapolação das médias de longo prazo possam ser feitos. A correlação entre os dados de referência de longo prazo e aqueles medidos no sítio deve ser elevada. Além disso os sítios de medição devem apresentar proximidade geográfica e situarem-se em áreas com similaridade de regime de ventos (regimes diurno, sazonal e anual) e de características topográficas. Na insuficiência de dados anemométricos para correlações, podem ser utilizados dados atmosféricos de reanálises (e.g NCAR/NCEP Global Reanalysis Project) ou medições indiretas de vento sobre o oceano realizadas por satélites (e.g NOAA/NASA Special Sensor Microwave Imager SSMI)

6 Vários métodos são aplicados para estimar valores médios de velocidade de vento de longo prazo a partir do uso de medições de curto prazo de dados de ventos. Pode-se citar como exemplo: Método da regressão linear Método das razões Método das razões mensais Métodos MCP ( Medir-correlacionar-Prever) Procedimentos MCP Consideram que dentro de uma região definida, na qual foram feitas as medições de curto prazo, também existam medições de longo prazo. Esta estação de medição de longo prazo, no chamado local de referência, deve ter um tempo mínimo de medições de 5 a 10 anos e estar localizada em uma área que esteja próxima do local das medições de curto prazo para que tenha as mesmas condições climatológicas. É importante verificar o histórico de uma estação de medição de longo prazo, antes de utilizar os dados para correlação.

7 Assim, para o procedimento MCP são necessários três conjuntos de dados: 1.Medições de curto prazo no local de predição 2.Medições de longo prazo no local de referência 3.Medições realizadas no local de referência com periodo de tempo coincidente com a medição de curto prazo, realizada no local de predição

8 ESQUEMATIZAÇÃO DO MÉTODO MCP BASEADO EM DADOS ESTATÍSTICOS Medições de curto termo Estação de referencia Velocidade do vento (m/ s) Dir Frequencias : Medições de Longo Termo Estação de Referencia Dir Frequencias : Medições de curto termo Local de Predição Velocidade do vento (m/ s) Dir Frequencias : Correlação entre as Medições de Curto Termo Velocidade do vento (m/ s) Dir Parâmetro de correção : Resultado dos dados de Longo Termo Local de Predição Dir Frequencias : 330 0

9 Os métodos MCP podem ser divididos em : Métodos estatísticos puros Métodos de séries de tempo Mistura de série de tempo e procedimentos estatísticos

10 Estimativa do potencial eólico na área do parque eólico. Também conhecido como estudos de Micrositing, consiste em determinar as caracterísiticas do vento em toda a área da fazenda eólica, de forma a estimar a produção de energia em cada um dos aerogeradores. Método 1- Estimativa na posição de cada turbina Local da medições de vento Método aplicado especialmente em terrenos complexos ou aqueles onde há muitas diferenças orográficas dentro da área. Locais onde são estudadas as localizações das turbinas eólicas, sendo, estimadas as características do vento

11 Método 2 Divisão da área em sub-áreas Considera-se que o vento em todos os pontos desta sub-área seja idêntico. Na divisão da área para estudos de micrositing, a definição de cada sub-área deve levar em conta suas características, que deverão ser homogêneas. As características a serem observadas são: Locais onde são estimadas as características do vento O relevo deve ser homogêneo Existência de obstáculos Rugosidade similares em todas as direções Este método é indicado para áreas planas e com orografia homogênea e facilmente identificada em cada uma das sub-áreas definidas. Local das medições do vento Área onde se adota para estudar as características do vento medidas, ou estimadas no ponto indicado

12 O estudo detalhado do potencial eólico em cada aerogerador (micrositing) pode ser apoiado também por medições de velocidade de vento adicionais diretamente na posição do aerogerador, durante curtos períodos de algumas semanas. Com este objetivo podem ser utilizados sistemas de medição de alta mobilidade baseados em técnicas de detecção remota, como o SODAR ( Sound Detection and ranging) especialmente em terrenos complexos.

13 As estimativas das características do vento detalhadas na área da fazenda eólica são feitas adotando se a seguinte metodologia. a)no local das medições, calcula-se o comprimento de rugosidade em todas as direções (setores) no entorno do ponto. b)por meio de modelos atmosféricos, determina-se o vento geostrófico, livre de influencia de rugosidade c)no ponto onde serão estimadas as características do vento, determinase os comprimentos de rugosidade em todas as direções (setores) no seu entorno d)a partir do vento geostrófico, já determinado, calcula-se o vento na altura do cubo do aerogerador considerando-se as influencias da rugosidade no seu entorno, por meio de modelos atmosféricos. Estes cálculos podem ser feitos com auxílio de modelos atmosféricos, que levam em conta a influencia do terreno. Um conhecido modelo para estimativa do vento é o WasP, um aplicativo computacional desenvolvido pelo Instituto Dinamarquês de Energia Eólica RISO.

14

15 Exemplo de utilização do programa WAsP

16 Exemplo de utilização do programa WAsP

17 Outros modelos utilizados nos estudos de micrositing Modelos de mesoescala têm sido utilizados nos estudos de micrositing. Destaca-se: -MesoMap : utilizado na interpolação dos regimes de vento, a partir de medições existentes para o restante do território em estudo. -Windmap: Utilizado em conjunto, para o mapeamento final, através do cálculo da camada limite. O WindMap é um modelo tridimensional de escoamento, constituído principalmente pelas equações de conservação de massa e equações de camada limite, estas últimas incluindo a consideração da estabilidade térmica vertical da atmosfera. -MM5 (Mesoscala Modeling System 5 th generation). A simulação da climatologia obtida com este modelo, ancorada em medições de vento de boa qualidade, permite a elaboração de mapas de vento. Estes, combinados com informações de topografia, uso do solo, influencias locais e outras restrições (ferramenta GIS), permite a elaboração de mapas eólicos para o local de estudo.

18 Projeto de Micrositing Define o exato posicionamento de cada aerogerador na Usina Eólica; Objetiva maximizar a Produção Anual de Energia (PAE); Alteração do posicionamento implica em alteração da Produção Anual de Energia. Foto: Divulgação WOBBEN Windpower Indústria e Comércio Ltda.

19 A disposição dos aerogeradores - Micrositing Potência mecânica extraída pelo rotor P m Potência eólica P eol = = 1 2. m. 1 2 { 2 } 2 V V 1. m v Usando a lei de conservação de momento F =. ( V ) m V A2 Teorema de Betz A1 Lei da continuidade de fluxo ρ. m Sendo Fluxo de massa V1> V > V2 A = área do rotor V A Windpower.dk, A 1V 1 = ρ2 A2V 2 = m

20 Esteira da turbina eólica Região atrás da turbina afetada pela extração da energia feita pelo rotor. É uma região turbulenta, com a presença de vórtices de karman. A região atrás da turbina onde é formada a esteira é denominada de sombra. Quando uma turbina eólica opera na sombra da outra, ela deverá extrair energia de uma massa de ar com menor potencial que a original, com menor velocidade média do vento, reduzindo seu desempenho. Interferência da esteira; depende da velocidade de ponta de pá

21 É possível determinar a redução da velocidade do vento na esteira de uma turbina e, dessa forma, a perda da eficiencia de uma fazenda eólica. O cálculo deve ser feito separadamente para cada direção do vento, sendo necessário o conhecimento, em cada setor, do comportamento do vento e rugosidade. Projeto de Micrositing Minimizar efeito esteira; Utiliza softwares especificos na elaboração dos projetos; Deverá respeitar limites dos terrenos; Responsabilidade do investidor. Foto: Efeito esteira gerado por um rotor eólico (Windpower, 2007)

22 Sombra de um turbina eólica Na esteira há uma maior intensidade de turbulencia que provoca maiores esforços mecânicos nas pás de outra turbina situada no seu interior D = Diâmetro do rotor (m) 5 D 10 D Esteira aerodinâmica e afastamentos considerados seguros entre turbinas numa usina onshore.

23 Aerogeradores podem estar situados total ou parcialmente na sombra de outros aerogeradores. A situação de sombra parcial é muito ruim, porque desenvolve cargas não uniformes nos rotores. Os efeitos da esteira no parque eólico são os seguintes: 1.Perda de desempenho da turbina que opera na esteira de outra, devido a redução na velocidade do vento 2.Redução na vida útil da turbina devido a maior turbulencia na esteira A perda de eficiencia do parque eólico depende do espaçamento entre as turbinas, orientação, caracteristicas e topografia do terreno, e pode chegar a 20% da energia bruta produzida. Um bom projeto de fazenda eólica com 8 a 10 turbinas terá perdas inferiores a 5%. Entretanto, quanto maior o espaçamento entre turbinas maior será a área necessária para a fazenda eólica.

24 Curvas de potência de uma fazenda eólica Eficiencia de um parque eólico em função da esteira % da potência nominal Única turbina Fazenda eólica Velocidade do vento em m/s Vento prevalecente ou predominante é aquele que vem na direção com maior influencia na produção de energia da fazenda.

25 Quanto maior a predominancia dos ventos em uma determinada direção, mais se pode otimizar os espaços, reduzindo-se as distancia laterais dos aerogeradores, em relação ao vento predominante. A eficiencia de uma fazenda eólica pode ser definida pela seguinte expressão; η fe ηfe n i 1 = n i= 1 P P fe livre 100 Onde; Eficiencia de uma fazenda eólica P Potencia produzida a partir de cada aergerador dentro da fazenda fe eólica (W) P i livre Potencia produzida a partir de cada aerogerador com o vento livre ( W) Aerogerador ( adimensional)

26 Outros aspectos na definição da disposição dos aerogeradores Estes aspectos são: Relevo do terreno Emissão de ruído Aspectos ambientais Proteção a aves Impactos da sombra da pá Dificuldades na implantação da rede elétrica Facilidade de acesso às turbinas

27 Área ocupada por um parque eólico A área ocupada por uma fazenda eólica varia de um projeto para outro devido, fundamentalmente, as seguintes variáveis: a) Características do terreno, com relevo, orografia, rugosidade e obstáculos b) Tipo e tamanho dos aerogeradores utilizados c) Critérios técnicos adotados pelo projetista, como eficiencia d) Sombras dos aerogeradores e) Ruído Para estimativas iniciais, antes do projeto, pode-se adotar uma taxa de ocupação da ordem de 10MW/km2. Para o cálculo da área estimada podese ainda, utilizar a expressão abaixo, que representa uma área mínima para um parque eólico com a densidade tipo 3D x 5D instalado em terreno de fácil implantação. 45 A = D 2 ( n + 2) 2 Onde: A área total ocupada pela fazenda eólica (m2) D diâmetro do rotor da turbina (m) n- número de aerogeradores no parque eólico (adimensional)

28 A área pode aumentar caso se fizer necessário alguns ajustes na disposição dos aerogeradores, tais como: 1.Adaptação do relevo 2.Influencia dos obstáculos (quebra-ventos) 3.Menor densidade do parque, para melhorar sua eficiencia 4.Evitar sombras dos aerogeradores em residencias ou locais determinados 5.Diminuir o ruído em algum ponto específico, como uma residencia 6.Exigencias ambientais 7.Acordo de uso da terra com proprietários

29 ESCOLHA DOS AEROGERADORES CLASSES DE TURBINAS EÓLICAS A certificação de tipo de Turbinas Eólicas especifica as condições de vento e intensidade de turbulencia para a qual as turbinas são projetadas, conforme requisitos de segurança de orgãos homologadores internacionais tais como: International Electrotechinical Comission (IEC), Germanischer Lioyd (GL) e Dt Nosrke Veritas (DNV). A escolha do modelo de aerogerador a ser adotado em um projeto eólico deve ser precedida por uma criteriosa análise das condições de vento e intensidade de turbulencia no local da usina. As análises das condições de vento incluem a estimativa de ventos extremos com médias de 10 minutos (velocidade de referencia) e 3 segundos ( rajadas máximas). No projeto de turbinas eólicas as condições extremas de vento são utilizadas para calcular os carregamentos máximos suportados pelas turbinas. Além disso são considerados também os efeitos das condições climáticas na integridade e segurança da turbina tais como: temperatura, umidade, densidade do ar, radiação solar, chuva, granizo, descargas atmosféricas, salinidade, terremotos, substancias químicas, etc.

30 Classes de turbinas As turbinas são divididas em classe em função das condições de projeto. As classes são definidas em função dos dados de velocidade do vento e turbulência. Os dados que formam a base para o projeto são caracterizados por: Vref máxima velocidade média de 10 minutos Vmédia velocidade média anual com média a cada 10min Intensidade de turbulência característica a uma velocidade de vento de 15m/s ( I 15 ) A,B - categoria para maior e menor intensidade de turbulência respectivamente Classes de turbinas conforme IEC Importante: Minimizar riscos Escolher a turbina adequada ao local

31 CURVAS DE DESEMPENHO CURVA DE POTENCIA DA TURBINA EÓLICA As estimativas de produção de energia devem considerar turbinas com curva de potencia medida/certificada conforme IEC e MEASNET, sendo emitida por instituições credenciadas. Alternativamente pode se utilizar também a curva de potencia garantida contratualmente pelo fabricante. As curvas de potencia devem ser corrigidas para a densidade do ar local, conforme procedimento da IEC O cálculo da densidade do ar deve basear-se em medições locais ( ou séries históricas do INMET) de temperatura e pressão atmosférica, considerando a altitude média das usinas.

32 ESCOLHA DOS AEROGERADORES A escolha dos aerogeradores deve levar em conta importantes aspectos técnicos e comerciais, como: 1.Fabricação e assistencia técnica no país e região 2.Tecnologia adotada 3.Modelos e tamanhos disponiveis 4.Infra-estrutura para transporte e montagem 5.Produção de energia do aerogerador no local 6.Custo de instalação do aerogerador 7.Custo de operação e manutenção do aerogerador Importante: Minimizar riscos com escolha do aerogerador: Tecnologia, eficiência, disponibilidade ( índice de falhas)

33 Produção de energia elétrica O que influencia na eficiência de um parque eólico Estimativa do vento Qualidade do aerogerador curva de potência disponibilidade técnica Eficiência do parque eólico Energia gerada Economia

34 k p( v) = c v c v exp c k 1 k Ex: Distribuição de Weibull c 1 = ( / k) k V Fator de escala EP( ano) = fr i P i t k σ u = v 1,086 EP ( ano) = p( v) P( v) t Fator de forma

35 Um aerogerador comercial não é capaz de produzir energia todo tempo e a plena capacidade. Esta limitação depende de três fatores: 1.Perdas que reduzem o rendimento 2.Indisponibilidades 3.Variações na velocidade do vento 1 P = ρac pηav 2 3 Perdas A curva de potencia considera a potencia elétrica fornecida pela turbina e portanto já considera as perdas. Estas perdas são: Perdas no multiplicador de velocidade Perdas mecânicas, elétricas e magnéticas do gerador elétrico Perda no transformador Perdas no sistemas elétricos: disjuntores, chaves, cabos, tiristores, capacitores, conversores, etc.

36 Indisponibilidade de um aerogerador Um aerogerador, como qualquer máquina, necessita de manutenção que, por vezes, exige sua parada. Alguns exemplos de manutenção que provocam paradas. Troca de óleo do sistema hidráulico Revisão geral no gerador Nivelamento e balanceamento do gerador Correção de defeitos no controle das pás da turbina Correção de defeitos na conversora de frequencia Manutenção corretiva das pás Os fabricantes têm garantido disponibilidade mínima entre 97% e 98%. Como a usina é composta por um grande número de aerogeradores, as indisponibilidades individuais das máquinas não trazem maiores transtornos na produção de energia elétrica, uma vez que as manutenções são programadas de forma escalonada. Adicionalmente, o conhecimento do comportamento do vento no local permite que as programações de paradas dos aerogeradores, para manutenção, sejam feitos em períodos de ventos mais fracos e, desta forma, a redução na produção de energia é minimizada.

37 Variações na velocidade do vento Velocidade do vento Frequencia de ocorrencia Potencia do aerogerador F(v).P(v) (m/ s) (%) (KW) 1 0, ,0 2 1, ,0 3 4, ,7 4 7, ,0 5 10, ,3 6 12, ,9 7 13, ,5 8 13, ,6 9 11, ,4 10 8, ,9 11 6, ,7 12 3, ,1 13 2, ,5 14 1, ,3 15 0, ,1 16 0, ,3 17 0, ,5 18 0, ,1 19 0, ,9 20 0, ,5 21 0, ,0 22 0, ,0 23 0, ,1 24 0, ,0 25 0, ,0 Total 694,6 EP( ano) = fr P t EP(ano) = 694,6 x 8760h/ano = 6085 MWh i i

38 : Fator de Capacidade (FC) de uma central Potência elétrica instantânea função da velocidade do vento Energia anual gerada i = = 8760 i = 0 Ed Pe i Pe (kw) dt i Curva anual de geração Potência máxima - nominal Potência média Fator de capacidade - FC FC = energia efetivamente gerada Máxima energia possível de ser gerada = Pmédia / Pnominal Então: = i = 8760 i = 0 Pe P max 8760 h / Ed = P max FC 8760 h / i dt horas i ano ano

39 Fator de capacidade FC = Eg( ano) Pn 8760horas O FC representa um importante critério de decisão de escolha da viabilidade técnica e econômica da usina. É um indicador da produção energética e conseqüentemente do potencial de instalação de turbinas eólicas em um local. Diferentes locais (estações) usando o mesmo modelo de turbina apresenta diferentes fatores de capacidade, função da velocidade média dos ventos. Valores típicos para locais que possuem um bom regime de vento: 35%< FC < 45%

40 ENERGIA GERADA PELO PARQUE Produção de energia bruta: considera apenas as perdas por interferência das esteiras entre rotores das turbinas. D = Diâmetro do rotor (m) 5 D 10 D Produção líquida : Devem ser incluídas : Perdas elétricas: circuito interno + transmissão até o ponto de entrega Consumo próprio Perdas por indisponibilidade do sistema elétrico e dos aerogeradores (indisponibilidade forçada e programada)

41 Energia anual gerada por uma turbina EG ( ano) = Pn FC 8760 / ano Energia anual gerada por uma central eólica EG ( ano) central EG n nt = número de turbinas EG( ano) central = nt 1 EG( ano) n (1 Perdas na central= Perdas elétricas + consumo próprio + indisponibilidade Energia gerada por cada turbina perdas)

42 FATORES QUE INFLUENCIAM NO FATOR DE CAPACIDADE Velocidade média; curva de distribuição da velocidade do vento Altura de instalação da turbina Curva de potência da turbina

43 Curva de freqûencia acumulada e duração da velocidade dos ventos Curva de frequência : F(Vo) = (fr 1 +fr 2 +fr fr I ) Curva de duração :1-F(V o ) =1-(fr 1 +fr 2 +fr fr I ) Fr(%) vezes o período ( 8760horas/ano) número de horas em que ocorreu determinada velocidade I j= 1 fr j = 1 f rj = f j N

44 Curva de duração de velocidade e potência a partir dos dados Curvas de duração de velocidade e potência pode ser útil na comparação do potencial energético de locais candidatos. O eixo x representa o número de horas no período em que uma determinada velocidade é que um certo valor Exemplo de curva de duração de velocidade para vários sítios, (Manwell,2005) Curva de produção de uma turbina

45 Incertezas na produção de energia: Energia excedida, Níveis de confiança Energia garantida A partir dos resultados da análise de incertezas na produção de energia podem ser calculados os níveis de energia excedida como uma dada probabilidade ou nível de confiança. Usualmente apresenta-se o valor da energia excedida para probabilidades ou níveis de confiança de 50, 75, 90 e 95% ( P50, P75, P90 e P95), ou através de um gráfico de energia excedida versus nível de confiança. Os valores da energia excedida para os diferentes níveis de confiança servem como referência para as análises de viabilidade econômica-financeira de parques eólicos, sendo freqüentemente exigidos por instituições financeiras na análise do project finance e risco do empreendimento. Fonte: Livro - Energia Eólica; Ronaldo dos Santos Custódio Quanto maior o nível de confiança, menor o valor da produção de energia garantida, o que reduz o risco do investidor, porém reduz também a rentabilidade do negócio.

46 INCERTEZAS NA PRODUÇÃO DE ENERGIA As incertezas na produção de energia resulta da combinação das seguintes fontes de incertezas. Incertezas na velocidade do vento: medição, extrapolação vertical e horizontal e climatologia. A partir de uma análise de sensibilidade da variação na velocidade do vento e a consequente variação na produção de energia, as incertezas na velocidade do vento podem ser convertidas em incertezas de geração. Incerteza na curva de potencia da turbina: calculada durante os ensaios de medição da curva, englobando as incertezas estatísticas e as do sistema e da instrumentação. Incertezas no cálculo das perdas aerdonâmicas do parque, que decorre do modelo de interferencia aerodinâmica utilizado entre turbinas

47 Diferentes modelos de turbinas instaladas em um mesmo local Diferentes alturas de instalação Histograma de velocidade Fr 0,14 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0, Classe de velocidade

48