8º CONGRESSO IBEROAMERICANO DE ENGENHARIA MECANICA Cusco, 23 a 25 de Outubro de 2007

Transcrição

1 8º CONGRESSO IBEROAMERICANO DE ENGENHARIA MECANICA Cusco, 23 a 25 de Outubro de 2007 SIMULAÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA COM TURBINAS EÓLICAS DE PEQUENO PORTE EM REGIME DE VENTOS DE OLINDA / BR Melo, G. M., Araújo, A. M. UFPE, Departamento de Engenharia Mecânica, CDU-Recife-PE-Brasil Laboratório de Fluidos giba1313@yahoo.com.br; ama@ufpe.br RESUMO Este trabalho objetiva apresentar e discutir os resultados do uso de um procedimento técnico para se realizar simulações de estimativas da energia elétrica extraída da energia eólica disponível que estaria registrada na forma de séries anuais de dados de velocidades de ventos. O processo de cálculos apresentado foi aplicado para o regime anual de ventos medidos na cidade costeira de Olinda /BR, usando-se dados técnicos de aerogeradores de pequeno porte disponíveis comercialmente por competidores internacionais deste mercado. As variadas possibilidades de simulações de estudos de casos e as análises dos resultados obtidos com o procedimento testado tornam claras as suas potencialidades. O procedimento deverá auxiliar o engenheiro de aplicação daquelas máquinas no desenvolvimento de estudos de viabilidade técnica e econômica visando uma melhor seleção e especificação desse tipo de tecnologia de aerogeradores como um meio efetivo de associar, em modo complementar ou suplementar, uma fonte energética limpa e renovável para a região. PALAVRAS CHAVE: engenharia de aplicação, energia eólica, turbinas de pequeno porte, regime de ventos. Código 1624

2 INTRODUÇÃO A Agencia Nacional de Energia Elétrica - ANEEL [1], classifica como pequena turbina eólica máquinas eólicas geradoras com potência nominal igual ou inferior a 500 kw. Outras classificações são mais detalhadas e consideram como sendo de pequeno porte aquelas de potência nominal de centenas de W a unidades de kw com diâmetro de rotor de m, sendo destinadas tipicamente à utilização em sistemas isolados. E de médio porte, aquelas com potências nominais na faixa de unidades a dezenas de kw e diâmetros de rotor de 10m a 15m, conforme [2]. A seleção e aplicação de turbinas eólicas de pequeno ou de médio porte para geração de energia elétrica constituem-se numa alternativa tecnológica ainda muito pouco utilizada no Brasil. Através de uma análise comparativa entre o custo do kwh gerado por uma pequena turbina eólica com o de uma de grande porte pode-se constatar que os mercados potenciais a serem ocupados por elas são distintos, ou seja, enquanto a energia gerada pela de grande porte seria direcionada para venda às concessionárias àquela gerada pelas de pequeno porte atuaria no segmento de autoprodução resultando numa diminuição da pressão de demanda de compra de energia firme da concessionária. Este processo geraria um recurso financeiro diferencial potencialmente favorável ao produtor no valor do que seria pago na tarifa cobrada pela concessionária. Conforme informação de domínio público divulgada em [3], por exemplo, a composição do valor final de venda da energia da concessionária aponta que o setor de geração contribui com aproximadamente 35% do custo, ficando transmissão, distribuição, encargos setoriais e tributos para completar o valor total. Essa diferença aliada com uma criteriosa identificação de local adequado para instalação da turbina de pequeno porte, existência de linhas de financiamento de longo prazo, melhoria da tecnologia com redução dos custos dos equipamentos e regulamentação do setor elétrico, deverão conduzir a uma considerável maior difusão no emprego dos aerogeradores de pequeno porte tanto isolados como conectados diretamente na rede elétrica. DADOS EÓLICOS USADOS Os dados de vento utilizados neste trabalho foram medidos pela UFPE - Universidade Federal de Pernambuco (Centro Brasileiro de Energia Eólica), [4], na área de testes de turbinas eólicas, localizada na cidade de Olinda PE, durante um período de três anos consecutivos, (1996, 1997 e 1998). Por razão de menores perdas de dados coletados, escolheu-se o ano de 1998 para esse estudo, mesmo assim nessa série histórica ainda ocorreram perdas de registros referentes aos períodos de 06 a 17 de abril (273 amostras) e de 19 de setembro a 03 de outubro (337 amostras), o que representou cerca de 6,9% do total dos dados, que por falta de um sistema adequado de transformação de dados e de aplicação de modelos auto-regressivos, foram preenchidos diretamente por aqueles registros correspondentes ao mesmo período do ano mais próximo (1997). As medições foram realizadas a uma altura de 20m acima do nível do solo, que no local encontra-se a cerca de 2 m acima do nível médio do mar, com taxa de amostragem de 1 hz sendo calculadas as médias horárias via integração a cada 60 minutos. Foram utilizados nas medições anemômetros Maximum #40, Sensores de direção NRG #150P, termômetros e Loggers NRG 9200 e 9300, todos os equipamentos fabricados pela NRG Systems, [5]. As principais características estatísticas da série usada foram estimadas com o auxílio de modelos simplificados conforme apresentados em [6], encontrando-se resultados para velocidade média anual (5,58 m/s), desvio padrão (1,77 m/s), e constantes da distribuição de Weibull, (k = 3,49) e (c = 6,29). PROCEDIMENTO UTILIZADO Com os dados disponíveis sintetizados para valores médios horários de magnitudes de ventos e temperaturas, procedeu-se a um estudo da distribuição das freqüências dos eventos médios horários das velocidades eólicas em classes ou faixas pré-definidas de comprimento de passo 0,5 m/s e 1,0 m/s, variando esta segmentação desde 0 a 13 m/s, amplitude das variações das médias horárias dos dados trabalhados. Usando-se recursos do software Matlab, por exemplo, obtiveram-se os agrupamentos dos dados conforme está indicado nas tabelas 1 e 2. Tabela 1: Distribuição das freqüências das velocidades de vento - passo de 1 m/s Intervalo (m/s) Freqüência Tabela 2: Distribuição das freqüências das velocidades de vento - passo de 0,5 m/s

3 Intervalo (m/s) 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 Freqüência Intervalo (m/s) 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 10,5 11,0 11,5 12,0 12,5 13,0 Freqüência Com a curva de potência elétrica produzida pelo sistema turbina - gerador, dado fornecido em catalogo pelos fabricantes de sistemas de pequeno porte, se identificou os valores das velocidades de vento correspondentes aqueles que são representativos das faixas de segmentação adotadas para as velocidades eólicas de modo a se obter os valores correspondentes das potências elétricas produzidas (P e ). Com essa informação, ficaria viabilizado o cálculo da energia produzida para cada faixa de velocidades da segmentação sendo a sua integração a energia total produzida no ano. Porém, considerando-se que as curvas de potências dos aerogeradores comerciais são levantadas para uma condição padrão de massa específica do ar de 1,225 kg/m³ foi realizada a sua correção para as condições locais de temperatura e altitude. O processo utilizado foi o de calcular a massa específica média anual local (ρ a ) tendo como dados de entrada as temperaturas médias horárias (T) e a altitude (Z=22 m) do anemômetro no local de instalação da máquina, por meio da expressão (1) referenciada em [6]. Z 0,034 T 353,049 ρ a = e (1) T Dessa forma a energia anual produzida pelo sistema turbina gerador elétrico (E a ) seria estimada pelo produto da sua potência de saída (P e ) pelo número de horas encontradas em cada faixa de velocidades de ventos, admitindo-se um índice de operacionalidade do sistema de 100%, de acordo com a Eq. (2), onde f(u) é a densidade de probabilidade da velocidade representativa da faixa ou média do vento no intervalo, (P e ) é a característica elétrica do sistema de conversão de energia eólica para as condições locais, (u 0 ) é a velocidade de cut-in e (u máx ) é a velocidade de cut-out, conforme [7]. u max E = 8760 f ( u) Pe( u). du (2) a u0 Para a verificação da consistência teórica das curvas de potência fornecidas pelos fabricantes e consequentemente o resultado das energias obtidas com o método utilizado, tornou-se necessário calcular o que seria seus coeficientes de potência para cada valor representativo das faixas de segmentação adotadas para as velocidades eólicas. A realização da estimativa do coeficiente de potência (C p ) para cada faixa de velocidades de ventos é obtida através da relação entre as potências de saída (P e ) previstas pelo sistema aerogerador e a potência teoricamente disponibilizada (P disp ) nas velocidades correspondentes, conforme Eq. (3). Pe ( (3) Pdisp C p u) = Na Eq. (3) a potência disponível (P disp ) pelos ventos é obtida através da estimativa do fluxo de energia cinética passando pela área do disco atuador da turbina para cada faixa de velocidades eólicas de acordo com a Eq. (4). ESTUDOS DE CASOS 1 = ρ. u A (4) 2 Pdisp ³ Foram simuladas neste trabalho cinco turbinas sendo duas com potência nominal de 5,0 kw, uma com 5,5 kw e duas de 6,0 kw, conforme detalhado na tabela 3. Os critérios de escolha para as máquinas foram de possibilitar uma autoprodução pré-estimada como adequada para uso com carga usual residencial ou de pequena empresa e o de existência de mais de um equipamento por potência nominal.

4 FABRICANTE Tabela 3: Características técnicas dos aerogeradores usados nos casos estudados Nome Comercial Potência Nominal (kw) Velocidade de Projeto (m/s) Nº Pás Diâmetro (m) Area Varrida (m²) Velocidade de Partida (m/s) VERGNET GEV 6/5 5,0 14,0 3 6,0 28,3 3,5 VERGNET GEV 5/5 5,0 14,0 3 5,0 19,6 3,0 WESTWIND 5,5 KW 5,5 14,0 3 5,1 20,4 3,0 EOLTEC Scirocco 6,0 11,5 2 5,6 24,7 2,7 J. B. BORNAY Inclin ,0 12,0 3 4,0 12,6 3,5 RESULTADOS OBTIDOS Vergnet - GEV 6/5 A primeira turbina analisada foi a GEV 6/5, [8], com potência de projeto de 5,0 kw a 14,0 m/s e um rotor de 6,0 metros de diâmetro. Com os dados da curva de potência do fabricante corrigidos para as condições locais, eles foram multiplicados pelas freqüências obtidas, em intervalos de 0,5 m/s conforme indica a equação (2), sendo encontrado um somatório final para o valor da energia anual produzida de 8.044,7 kwh. Efetuando-se o mesmo procedimento de cálculo, porém agora para intervalos de 1,0 m/s, obteve-se uma geração de energia de 8.112,4 kwh para o mesmo período anual. Este resultado representa uma variação de apenas 0,84% ao se dobrar o comprimento do passo na discretização das faixas de velocidades dos ventos. Vergnet - GEV 5/5 A segunda turbina analisada foi a GEV 5/5, [8], com potência de projeto de 5,0 kw a 14,0 m/s, com um rotor de 5,0 metros de diâmetro. Repetindo-se os mesmos procedimentos aplicados na turbina GEV 6/5, obteve-se uma geração de energia com um passo de 0,5 m/s de valor 3.567,6 kwh, enquanto que para as freqüências em um intervalo de 1,0 m/s foi de 3.672,8 kwh, representando, portanto uma variação de 2,93%. Westwind KW A terceira turbina testada foi a Westwind 5,5 kw, [9], com potência de projeto de 5,5 kw a 14 m/s e um rotor de 5,1 m de diâmetro. Os valores encontrados após aplicar os mesmos procedimentos utilizados para as máquinas anteriores foram de 7.124,8 kwh para o intervalo de 0,5 m/s e de 7.257,8 kwh para o intervalo de 1 m/s. Observando-se nesse caso uma variação de 1,87%. Eoltec Scirocco A quarta turbina considerada foi a Scirocco, [10], com potência de projeto de 6,0 kw a 11,5 m/s e um rotor com diâmetro de 5,6 m. Os valores de energia produzida encontrados foram de 9.836,2 kwh e de 9.933,2 kwh para as freqüências com passos de 0,5 m/s e 1,0 m/s, respectivamente. Constatando-se uma variação de 0,99%. J.B. Bornay - Inclin 6000 A quinta e última turbina considerada foi a Inclin 6000, [11], potência de projeto de 6,0 kw a 12 m/s e um diâmetro de rotor de 4,0 m. Calculou-se ,0 kwh com a classe de freqüência de 0,5 m/s e ,2 kwh com passo de 1,0 m/s. A variação encontrada sendo de 0,32 %. A tabela-4 sumaria todos os resultados obtidos. Tabela 4: Síntese dos resultados obtidos com o procedimento proposto

5 FABRICANTE Nome Comercial Potência Nominal (kw) Energia Passo 0,5 m/s (kwh) Energia Passo 1,0 m/s (kwh) Variação % VERGNET GEV 6/5 5, , ,4 0,84 VERGNET GEV 5/5 5, , ,8 2,93 WESTWIND 5,5 KW 5, , ,8 1,87 EOLTEC Scirocco 6, , ,2 0,99 J. B. BORNAY Inclin , , ,2 0,32 OBSERVAÇÕES E DISCUSSÕES A diferença encontrada na energia anual produzida entre as duas turbinas do fabricante VERGNET pode ser explicada por consideração de relação adimensional entre duas máquinas hidráulicas de fluxo geometricamente semelhantes operando sob condições de escoamento similares através da condição dada pela Eq. (5), que representa uma expressão do coeficiente adimensional de potência, conforme detalhado na referência [12]. P = cte. (5) 3 5 ρω D O repetido e aparente acréscimo da energia produzida ao se incrementar o tamanho do passo da discretização da faixa das velocidades dos ventos locais de 0,5 para 1,0 m/s sugerem que ao invés de um real aumento de energia extraída, estas variações sejam explicadas pelo erro decorrente do procedimento de discretização usado no espectro das velocidades eólicas. Reforça este argumento a observação de que o sinal do erro não variou parecendo evidenciar um permanente aumento da energia produzida que deve estar relacionado ao fato das curvas de potência das máquinas testadas não serem muito variadas, ou seja, todas em geral apresentam um padrão de comportamento gráfico uniforme ou monótono. A grande diferença relativa nos valores de energia obtidos para a turbina Inclin 6000 em relação às outras máquinas, apesar de que essa tem o menor rotor e, curiosamente, a maior geração entre as testadas motivou a realização de cálculos complementares usando-se as Eqs. (3) e (4) com o objetivo de se identificar os padrões gráficos das curvas representativas dos respectivos coeficientes de potência Coeficiente de P otencia GEV 5/5 GEV 6/5 Scirocco 5.5 KW V elocidade do V ento ( m /s) Figura1: Gráfico dos Coeficientes de Potência calculados (exceto máquina Inclin 6000)

6 Conforme pode ser observado da Fig. 1 todas as turbinas analisadas apresentaram coeficientes de potências em todas as faixas de velocidades abaixo do Limite de Betz, conforme conceituado em [13], com exceção da Inclin 6.000, que apresentou coeficientes superiores a unidade. Este resultado obtido para a máquina Inclin 6000, comprovadamente absurdo, motivou a se levantar a hipótese de erro na informação das especificações técnicas nas dimensões das pás, levando-se a necessidade de se refazer os cálculos para um diâmetro de rotor igual a oito metros. Com esta verificação, ainda assim, se obteve valores de Cp = 0,60, ainda superior ao limite analítico de Betz, justificando desse modo a eliminação desta máquina do processo comparativo deste trabalho. A forma gráfica na Fig.1 da curva do Cp da máquina Scirocco é a que mais se aproxima do padrão geométrico da curva de eficiência ideal de turbina do tipo hélice, conforme [12], apesar da sua redução do Cp máximo (valor de pico de Betz = 0,593) e aparente defasagem (atraso) no início da produção de energia elétrica. Esta constatação poderia explicar sua maior produção de energia anual em Olinda, conforme dados apresentados na Tab.4. O seu desempenho relativamente superior aos das demais máquinas deve ser creditado a um provável melhor projeto aerodinâmico de suas pás com aerofólios e ângulos de pitch variáveis. Da tabela 4 observa-se que a máquina mais produtiva no regime de ventos de Olinda foi a Scirocco este resultado poderia também ser explicado pela verificação no gráfico da Fig.1 de que nas outras máquinas os seus pontos de Cp máximo ainda não seriam atingidos com a velocidade média anual local (5,58 m/s). CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES Os fabricantes de máquinas eólicas de pequeno porte costumam disponibilizar em catálogos os seus dados técnicos e apenas em modo gráfico as curvas das potências elétricas produzidas. Tal procedimento conduz a necessidade da discretização da curva fornecida, incorrendo o procedimento usado neste trabalho em erros intrínsecos a esse processo. O fornecimento por parte dos fabricantes das suas curvas de potência em modo analítico, juntamente com a curva do coeficiente de potência, variando com a velocidade dos ventos, para intervalos de 0,5 m/s, por exemplo, minimizaria aquele erro e traria ao processo de seleção uma visão mais abrangente sobre a adequação do seu equipamento ao regime de ventos de operação, e também um mais claro indicativo do avanço tecnológico contido no seu projeto. Foi possível se constatar que para dois equipamentos fabricados pela mesma empresa (GEV 5/5 E GEV 6/5) e com a mesma potência de projeto o aumento do diâmetro do rotor de 5m para 6m levou a um substancial aumento na geração de energia. A seleção de máquinas dimensionadas para velocidades de projetos de 12 m/s e até maiores conduziu à falsa conclusão de baixa disponibilidade de energia no local, visto que ao se calcular a utilização anual da potência instalada encontra-se valores inferiores a 2000 horas, o que poderia ser interpretado do ponto de vista de um estudo de viabilidade como uma inadequação do local, porém de fato, o que estaria inadequado seria a aplicação da máquina ao regime de ventos de Olinda. O procedimento proposto neste trabalho sugere a velocidade média anual como parâmetro importante para a préseleção da adequação de diferentes máquinas eólicas ao regime de ventos local. Os resultados obtidos com a simulação da utilização da turbina Inclin 6000, indica e alerta para a necessidade da certificação das curvas de potências das turbinas por instituições acreditadas pelo mercado. REFERÊNCIAS 1. Agencia Nacional de Energia Elétrica - ANEEL Energia_Eolica(3).pdf acessado em 26/05/ Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito CRESESB, - acessado em 24/05/ Companhia de Eletricidade de Pernambuco CELPE, Grupo Neoenergia, 4. Centro Brasileiro de Energia Eólica, Universidade Federal de Pernambuco UFPE, 5. NRG Systems, manufacture of wind energy assessment equipment, - acessado em 24/05/ Mathew, S. Wind Energy Fundamentals, Resource Analysis and Economics, Springer, ISBN: , pp , Castro, Rui M. G. Introdução a Energia Eólica. IST, Edição 3, Lisboa, pp , Vergnet SA - acessado em 24/05/2007.

7 9. Westwind Wind Turbines - acessado em 24/05/ Eoltec Wind Turbines - acessado em 24/05/ J. B. Bornay Wind Turbines - acessado em 24/05/ Fox, R.W., McDonald, A. T., Pritchard, P. J. Introdução à Mecânica dos Fluidos, LTC Editora, 6ª.ed., ISBN , pp. 797, Lysen, E. H., Introduction do Wind Energy, CWD, 82-1, 2nd. Edition, pp , NOMENCLATURA E UNIDADES A área do disco atuador ( m 2 ) c constante de escala de Weibull C p coeficiente de potência D diâmetro do rotor (m) E a energia anual produzida pelo sistema (Wh) k constante de forma de Weibull P potência (W) P disp potência disponível (W) Pe potência elétrica (W) T temperatura local ( K) u velocidade média horária (m/s) u max velocidade de saída da turbina (m/s) u o velocidade de entrada da turbina (m/s) Z altitude do local da medição (m) ρ massa específica do ar (kg/m 3 ) ρ a massa específica corrigida do ar local (kg/m 3 ) ω rotação do rotor (rps)