Normalização e Desempenho de Aerogeradores

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1 Normalização e Desempenho de Aerogeradores

2 SENAI PETROBRÁS CTGÁS-ER Normalização e Desempenho de Aerogeradores Natal 2012 Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 2

3 2012 CTGÁS-ER Qualquer parte desta obra poderá ser reproduzida, desde que citada a fonte. Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis CTGÁS-ER Diretor Executivo Cândida Amália Aragão de Lima Diretor de Tecnologias Pedro Neto Nogueira Diógenes Diretor de Negócios José Geraldo Saraiva Pinto Unidade de Negócios de Educação UNED Coordenação Elenita dos Santos Elaboração Daniel Faro Amaral Lemos Diagramação Akliz Juliana Batista Ventura FICHA CATALOGRÁFICA CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS CTGÁS -ER AV: Cap. Mor Gouveia, 1480 Lagoa Nova CEP: Natal RN Telefone: (84) Fax: (84) ctgas@ctgas.com..br Site: Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 3

4 SUMÁRIO LISTA DE FIGURAS... 5 LISTA DE TABELAS... 6 INTRODUÇÃO NORMALIZAÇÃO EM ENERGIA EÓLICA CERTIFICAÇÃO DE AEROGERADORES Introdução Certificação de Tipo REQUISITOS DE PROJETO DE AEROGERADORES Introdução Parâmetros Eólicos de Projeto Sistema de Controle e Segurança MEDIÇÃO DO DESEMPENHO DOS AEROGERADORES Configuração do local de medição Medição da velocidade do vento Medição da direção do vento Medição da temperatura e pressão do ar Ajuste dos dados para densidade padrão Medição da potência elétrica A Curva de Potência Produção Anual de Energia EMISSÃO DE RUÍDOS POR AEROGERADORES Introdução Fontes de Ruído Medição e Avaliação do Ruído REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 4

5 LISTA DE FIGURAS Figura 1: Módulos da certificação de Tipo Figura 2: (a) Histograma de distribuição de velocidades com curva de densidade de probabilidade ajustada (b) Função de probabilidade cumulativa equivalente Figura 3: Curvas de potência de aerogeradores de um mesmo fabricante Figura 4: Estação de Testes de Aerogeradores do Risø em Høvsøre (RISØ, 2010) Figura 5: Posição da torre anemométrica e área de influência da esteira. (IEC , 2005) Figura 6: Exemplos de anemômetros de copos Figura 7: Exemplos de sensores de direção Figura 8: Esquema de ligação de um sensor de temperatura por termoresistência Figura 9: Dados medidos e normalizados de potência elétrica versus velocidade do vento Figura 10: Dados medidos e normalizados de potência elétrica versus velocidade do vento Figura 14: Esquema do escoamento de ar em torno de uma pá (Wagner, 1996) Figura 15: Exemplos de nível de pressão sonora (Bruel and Kjaer Instruments) Figura 16: Imagem do microfone sobre uma placa e esquema de sua posição em relação ao aerogerador, IEC (2006) Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 5

6 LISTA DE TABELAS Tabela.1: Parâmetros eólicos para as classes de projeto Tabela 2: Valores calculados por intervalo de velocidade Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 6

7 INTRODUÇÃO O objetivo do presente curso é apresentar alguns dos principais aspectos técnicos dos aerogeradores que são tratados em normas técnicas. A presente apostila tem como objetivo complementar as informações apresentadas durante as aulas, informações mais detalhadas poderão ser encontradas nas referencias apresentadas no final da mesma. Caso haja necessidade de referenciar alguma informação apresentada nesta apostila, fazer referencia à fonte original. O primeiro capítulo apresenta a situação atual da normalização técnica na área de energia eólica e apresenta as principais normas técnicas internacionais vigentes atualmente. No segundo capítulo, é apresentado sistema de certificação de tipo de um aerogerador, quais os principais fases necessárias para se obter esta certificação e as normas empregadas. O terceiro capítulo traz as principais características do vento que devem ser consideradas no projeto de um aerogerador, bem como as quatro classes de projeto nas quais o equipamento deve ser classificado. No quarto capítulo será apresentada a metodologia para levantamento da curva de potência do aerogerador, os procedimentos de medição e análise dos dados registrados. A partir da curva calculada, será possível calcular a estimativa de geração anual de energia do aerogerador. O quinto capítulo abordará os princípios de medição da qualidade da energia gerada por um aerogerador e como se dá o teste de suportabilidade ao afundamento de tensão na rede elétrica. Finalmente, no capítulo seis serão apresentados aspectos referentes à emissão de ruídos por aerogeradores, como é feita esta medição e como as normas brasileiras tratam o assunto da exposição ao ruído. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 7

8 1 NORMALIZAÇÃO EM ENERGIA EÓLICA Normalização é uma atividade coletiva de elaboração de documentos contendo conhecimentos técnicos em forma de regras, diretrizes, ou características com um alto grau de ordenação que sejam destinados ao uso comum e repetitivo. O principal produto desta atividade é a norma, que deve ser estabelecida por consenso e aprovada por um organismo reconhecido. A normalização desenvolve-se fundamentalmente através de organismos nacionais, regionais e internacionais. Os organismos nacionais buscam a harmonização dos interesses do governo, indústria, consumidores e comunidade científica de seu país enquanto que os internacionais unem ações normativas resultantes de cooperações e acordos entre diferentes países. Há ainda algumas organizações e empresas que possuem seu sistema de normalização próprio. De uma forma geral, quanto mais restrito o âmbito de elaboração da norma, mais restritiva é a norma elaborada, por trazer mais especificidades locais. Normas internacionais tendem a ser mais genéricas. Na área de energia eólica, a Agência Internacional de Energia (International Energy Agency IEA) publicou várias recomendações técnicas a partir dos anos 80 que tiveram grande influência nas práticas adotadas pela indústria e vieram a ser adotadas por normas desenvolvidas posteriormente. As principais recomendações técnicas da IEA voltadas para a indústria eólica são: 1. Desempenho de Geração (Power Performance), Custo da Energia de Aerogeradores (Cost of Energy from WECS), Carregamentos de Fadiga (Fatigue Loads), Medição da Emissão de Ruídos (Measurement of Noise Emission), Interferência Eletromagnética (Electromagnetic Interference), Segurança Estrutural (Structural Safety), Qualidade de Energia (Quality of Power), Glossário de Termos (Glossary of Terms), Proteção contra Raios (Lightning Protection), Medição da Exposição ao Ruído (Measurement of Noise Immision), Medição da velocidade do vento (Wind Speed Measurement), 1999 Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 8

9 Atualmente, as normas técnicas internacionais de energia eólica englobam requisitos de segurança, técnicas de medição e procedimentos de testes de equipamentos e são desenvolvidas pelo Comitê Técnico 88 da Comissão Eletrotécnica Internacional (International Electrotechnical Commission - IEC). Este comitê é formado por representantes de 25 países, tendo ainda a participação de 13 países observadores. O Brasil é um dos países observadores na IEC, sendo representado pelo COBEI, Comitê Brasileiro de Eletricidade, Eletrônica, Iluminação e Telecomunicações através de um acordo com a ABNT. As normas e especificações técnicas (TS) atualmente em vigor sob responsabilidade do TC 88 são: IEC : Requisitos de projeto (Design requirements) - Edição 3.0, (2005). É a principal norma sobre o assunto, define os requisitos de projeto para aerogeradores de grande porte. IEC : Requisitos de projeto para turbinas eólicas de pequeno porte (Design requirements for small wind turbines) - Edição 2.0, (2006). É equivalente a norma parte 1, porém voltada para aerogeradores de pequeno porte, ou seja, com raio do rotor inferior a 8m e nível de tensão de geração inferior a 1.000V em corrente alternada, ou 1.500V em corrente contínua. IEC : Requisitos de projeto para turbinas eólicas offshore (Design requirements for offshore wind turbines) - Edição 1.0, (2009). Também é equivalente a norma parte 1, porém voltada para aerogeradores fabricados para serem instalados no mar. ISO : Projeto e especificação de caixas de engrenagens (multiplicador de velocidade) (Design and specification of gearboxes) - Edição 1.0, (2006). Esta norma traz requisitos para projeto, fabricação e verificação de caixas de engrenagem com objetivo de garantir uma alta confiabilidade operacional. Sua elaboração foi iniciada em 1993, quando a Associação Americana de Fabricantes de Engrenagens AGMA, tornou-se responsável pela secretaria do comitê técnico 60 da Organização Internacional de Normalização - ISO, sendo publicada inicialmente como a recomendação AGMA/AWEA 6006-A03 em 1996 e como uma norma nacional americana em Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 9

10 Apesar de normas internacionais sobre engrenagem serem normalmente escopo da ISO, por se tratar de um tema estratégico sobre aerogeradores, foi montado um grupo misto entre o TC60 da ISO e o TC88 da IEC, passando a ser adotada pela ISO a partir de 2005 de forma reconhecida pela IEC. Esta norma está em revisão deverá ser publicada como IEC a partir de IEC : Técnicas de medição de ruído acústico (Acoustic noise measurement techniques) - Edição 2.1, (2006). Define a metodologia para medição da emissão de ruído acústico dos aerogeradores. IEC : Medições de desempenho de geração (Power performance measurements of electricity producing wind turbines) - Edição 1.0, (2005). Define as técnicas para medição da potência de geração da turbina eólica e definição da sua curva de potência. IEC/TS : Medição de carregamentos mecânicos (Measurement of mechanical loads) - Edição 1.0, (2001). Esta especificação técnica apresenta os procedimentos para medição dos carregamentos mecânicos com a finalidade de efetuar a validação dos cálculos de projeto e determinação da magnitude dos carregamentos atuantes no aerogerador sob condições específicas. O procedimento divide as condições de medição em duas categorias: regime permanente e eventos transientes, equivalentes às premissas de projeto definidas na IEC As medições dos principais esforços devem ser realizadas preferencialmente por extensômetros ( straingauges ) aplicados em locais adequados da pá, do eixo e da torre do aerogerador, os quais devem ser calibrados após instalação e suas grandezas medidas, verificadas. Além das medições de esforços, também devem ser medidas as condições do vento (velocidade, turbulência, direção e densidade) e os parâmetros operacionais do aerogerador (velocidade de rotação, erro de yaw, potência elétrica e ângulo de passo). Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 10

11 IEC/TS : Declaração do nível de potência sonora aparente e dos valores de tonalidade (Declaration of apparent sound power level and tonality values) - Edição 1.0, (2005). Especificação técnica que define os métodos para a declaração do nível de potência sonora e os valores das componentes tonais emitidos pelas turbinas eólicas. IEC : Medição e avaliação das características de qualidade de energia de aerogeradores conectados a rede (Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines) - Edição 2.0, (2008). Define os métodos para medir a qualidade do sinal elétrico produzido por turbinas eólicas. IEC : Ensaios de conformidade e certificação (Conformity testing and certification) - Edição 1.0, (2010). Define as regras e procedimentos para certificação de tipo da turbina eólica e para certificação de projetos de parque eólico instalado em terra ou no mar. IEC/TS : Testes estruturais das pás do rotor em escala real (Full-scale structural testing of rotor blades) - Edição 1.0, (2001). Cada novo tipo de pá fabricado deve ser testado em escala real para verificação de seu projeto estrutural e da adequação dos processos de fabricação. Os testes descritos nesta especificação técnica têm como objetivo verificar se a pá resiste às tensões estáticas e de fadiga definidas em seu projeto. IEC/TR : Proteção contra raios (Lightning protection) - Edição 1.0, (2010). Este relatório técnico da IEC traz vários aspectos sobre a proteção contra descargas atmosféricas em turbinas eólicas, desde o status atual do conhecimento sobre o fenômeno e seus impactos sobre aerogeradores, tendo como base o histórico de vários casos de equipamentos atingidos por raios. Até o procedimento para avaliação de risco e aplicação de métodos apropriados para proteção contra descargas atmosféricas. IEC a 6: Comunicações para monitoramento e controle de usinas eólicas (Communications for monitoring and control of wind power plants). Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 11

12 Conjunto de seis normas que definem os protocolos de comunicação para medição e controle remoto de parques eólicos. IEC/TS : Disponibilidade baseada no tempo para para aerogeradoresparte inferior do formulário (Time-based availability for wind turbine generating systems) - Edição 1.0, (2011). Especificação técnica recente que define termos genéricos para descrever a disponibilidade do aerogerador e seus componentes, a expectativa de vida, reparos e critérios para determinar os intervalos de manutenção. Deve-se adicionar a este grupo de documentos, a norma IEC : Vocabulário Eletrotécnico Internacional para Aerogeradores, elaborada pelo TC01, responsável por sancionar os termos e definições utilizados pelos diferentes comitês da IEC. Em 2005, o COBEI criou uma comissão técnica para elaborar as normas brasileiras na área de energia eólica e aproximar-se do comitê técnico 88 da IEC, aumentando a participação brasileira neste segmento. Atualmente, 3 normas do TC88 já foram traduzidas para o português e adotadas pela ABNT, são elas : ABNT NBR IEC :2008, ABNT NBR IEC :2010 e ABNT NBR IEC : CERTIFICAÇÃO DE AEROGERADORES 2.1 Introdução Para que um aerogerador possa ser comercializado internacionalmente é necessário que ele possua certificados de conformidade a requisitos de projetos definidos e aceitos, esses certificados são normalmente emitidos por organizações independentes e compreendem a turbina eólica completa ou seus componentes, como pás, caixas de engrenagens ou torres (Woebbeking, M., 2010). A certificação de aerogeradores teve início na Dinamarca, Alemanha e Holanda há cerca de 30 anos, através da aplicação de procedimentos locais. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 12

13 Com o desenvolvimento do mercado global de energia eólica, outros países, como China, Grécia, Índia, Espanha, Suécia e EUA também desenvolveram suas instituições de certificação para apoio ao desenvolvimento da indústria eólica local, com uma tendência à utilização das normas internacionais emitidas pela IEC. A IEC publicou em 2001 a norma WT 01 que trazia as regras e procedimentos para se obter a certificação de tipo para um aerogerador e a certificação de projeto para uma central eólica. Em 2010 esta norma foi revisada e recebeu a numeração , passando a fazer parte da série de normas Certificação de Tipo A certificação de tipo é uma confirmação da conformidade do aerogerador aos requisitos técnicos definidos por procedimentos reconhecidos emitida por um órgão certificador independente. De acordo com os procedimentos para certificação definidos na IEC (2008), a certificação de tipo para aerogeradores se subdivide em oito módulos, sendo cinco obrigatórios: avaliação das bases do projeto (projeto básico), avaliação do projeto, avaliação da fabricação, ensaios de tipo e avaliação final; e três opcionais: avaliação do projeto da fundação, avaliação da construção da fundação e medições das características de tipo, conforme figura 1. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 13

14 Avaliação do Projeto Básico Avaliação do Projeto Avaliação do Projeto da Fundação Módulos Opcionais Avaliação da Fabricação Avaliação da Construção da Fundação Ensaios de Tipo Testes de segurança e função Desempenho de potência Cargas mecânicas Teste de pás Outros testes Medições das Características de Tipo Qualidade de Energia suportabilidade ao afundamento de tensão Ruído acústico Avaliação Final Certificação de Tipo Figura 1: Módulos da certificação de Tipo. Dos nove módulos citados, dois abrangem a realização de testes e ensaios, os ensaios de tipo e medições das características de tipo. O módulo de ensaios de tipo compreende os seguintes elementos: - Testes de segurança e função, cuja finalidade é verificar se o aerogerador em teste apresenta o comportamento previsto no projeto. As principais funções do controle para garantir a segurança do aerogerador são definidas na IEC (2005). No entanto, para a realização dos testes o guia de certificação da Germanicsher Loyd (2010) apresenta o procedimento detalhado a ser seguido. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 14

15 - Medições de desempenho de geração, cujo objetivo é registrar uma curva de potência medida e a produção anual de energia prevista para o tipo de turbina eólica, conforme IEC (2005). Durante o levantamento da curva de potência registra-se uma nuvem de pontos que se espalham em volta da curva do valor médio da potência. Segundo (Pedersen, T.F. et al, 2011), a origem destes desvios pode ser devido à manutenção e operação do aerogerador, baixa correlação entre o vento medido e o incidente no rotor, incertezas de medição ou características do vento. Os autores investigaram a influência do gradiente vertical do vento sobre a potência gerada por uma turbina eólica utilizando o sistema de medição com tecnologia LiDAR (Light Detecting and Ranging). - Medições de Carregamentos Mecânicos, que têm como finalidade efetuar a validação dos cálculos e determinar a magnitude dos carregamentos no aerogerador sob condições específicas, de acordo com a IEC/TS (2001). - Cada novo tipo de pá fabricado deve ser testado em escala real para se verificar o projeto estrutural da pá e avaliar a adequação dos processos de fabricação. Os testes devem verificar se a pá resiste às tensões estáticas e de fadiga definidas em seu projeto (IEC TS , 2001). O organismo de certificação pode exigir a realização de outros testes e/ou medições para inclusão no ensaio de tipo, esses testes podem incluir a medição das condições térmicas e mecânicas dos principais componentes mecânicos e elétricos, bem como testes ambientais dos conjuntos eletrônicos e testes de compatibilidade eletromagnética que são definidos na IEC TR (2002) e em outras versões da IEC como a série IEC X (2006). O ensaio de tipo para uma turbina eólica equipada com caixa de engrenagem deve incluir um teste de campo para a caixa de engrenagem. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 15

16 Durante o teste, deve-se observar o desenvolvimento do padrão de contato com o aumento do carregamento no eixo e registrar a temperatrura dos rolamentos e do óleo lubrificante. Deve-se ainda monitorar a vibração e a emissão de ruído emitido pela caixa de engrenagem (ISO , 2002). elementos: O módulo das Medições das características de tipo compreende os seguintes - Ensaio de Qualidade de Energia permite registrar as características de qualidade da energia gerada pelo tipo de turbina eólica, de acordo com a IEC (2001). Devido à variabilidade do vento e às características dinâmicas do aerogerador, a geração eólica pode ocasionar distúrbios na rede elétrica, que podem ser sentidos até mesmo pelo cintilar de uma lâmpada, fenômeno conhecido por Flicking (Rosas, P. A, 2003). - Ensaio de suportabilidade à subtensões deve registrar a capacidade do aerogerador em suportar o afundamento de tensão em uma ou mais fases no ponto de conexão (Ride Through Capabilities), de acordo com os Requisitos técnicos mínimos para a conexão à rede básica (ONS, 2009). O Operador Nacional do Sistema Elétrico define uma curva de afundamento tensão à qual a central eólica deve continuar operando se a tensão nos seus terminais permanecer acima desta curva. - Medições de ruído acústico devem ser realizadas de acordo com os procedimento definidos na norma IEC (2002) e fornecem as caracterísitcas de emissão de ruídos do aerogerador testado, permitindo realizar uma avaliação prévia do impacto causado por uma central eólica instalada próxima de uma comunidade (NBR 10151, 2000). Todos os ensaios citados acima devem ser, preferencialmente, realizados por instituições acreditadas, de acordo com a norma ISO/IEC (2005) que foi publicada primeiramente no início do ano 2000 para substituir a ISO/IEC Guia 25 e a EN 45001, utilizada na Europa. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 16

17 A Coordenação Geral de Acreditação do Inmetro (Cgcre) é o organismo de acreditação de organismos de avaliação da conformidade reconhecido pelo Governo Brasileiro. 3 REQUISITOS DE PROJETO DE AEROGERADORES 3.1 Introdução Neste capítulo serão apresentados alguns dos principais requisitos técnicos definidos pela norma IEC para garantir a segurança do aerogerador e dos principais sistemas que o compõe, bem como as quatro classes de projeto nas quais o equipamento deve ser classificado. Os requisitos apresentados se aplicam à fase de projeto, fabricação, instalação e operação do aerogerador. 3.2 Parâmetros Eólicos de Projeto O vento é normalmente medido por um anemômetro de copo e registrado por um sistema de aquisição de dados que faz a leitura da velocidade a cada segundo e, em seguida, calcula a velocidade média e seu desvio padrão utilizando os 600 valores medidos a cada dez minutos. Ao longo de um ano, o sistema de aquisição pode gravar até valores de velocidade média integrados a cada 10 minutos. A distribuição destas velocidades ao longo do ano é apresentada em forma de histograma, ou seja, um gráfico de barras apresentando o número de ocorrências para cada intervalo de velocidade, figura 2(a). A partir da distribuição da velocidade do vento é possível conhecer como o aerogerador irá funcionar durante sua vida útil e determinar, por exemplo, quantas vezes ele será submetido a uma condição de esforços específica, o que permite estimar o dano por fadiga esperado ao longo de sua vida útil. A distribuição de velocidades é representada por uma função estatística de distribuição de probabilidade. As funções freqüentemente utilizadas são a de Rayleigh, P R (V 0 ), e Weibull, P W (V 0 ). k V 0 PW ( V0 ) = 1 exp para a função de Weibull (1) C Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 17

18 P ( V R 0 π V ) = 1 exp 4 V com 0 med 2 para a função de Rayleighl (2) 1 V med = C Γ 1 + ou k π C, se k = 2 (Rayleighl) (3) 2 Onde: P(V 0 ) é a função de probabilidade cumulativa, ou seja, a probabilidade de que V<V 0 ; V 0 é a velocidade do vento (limite); V med é o valor médio de V; C k Γ é o parâmetro de escala da função de Weibull; é o parâmetro de forma da função de Weibull; é a função gama. As funções apresentadas acima são as de probabilidade cumulativa, ou seja, a probabilidade que a velocidade do vento seja menor que V0. Para se determinar a probabilidade que ocorram velocidades de vento entre um intervalo delimitado por V1 e V2, basta calcular a diferença das probabilidades cumulativas das duas velocidades P(V2) P(V1), conforme apresentado na figura 2 (b). Distribuição de Velocidades Função de Probabilidade Cumulativa Frequência 10% 8% 6% 4% Frequência 100% 80% 60% 40% 2% 20% 0% 0 5 V 1 10 V Velocidade do vento (m/s) 0% 0 5 V 1 10 V Velocidade do vento (m/s) Figura 2: (a) Histograma de distribuição de velocidades com curva de densidade de probabilidade ajustada (b) Função de probabilidade cumulativa equivalente. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 18

19 Adicionalmente, a função densidade de probabilidade de Weibull é dada por: f ( v) = k c v c k 1 e k v c (4) A IEC (2005) define a utilização da função de Rayleigh para modelagem das condições normais de vento, essa função pode ser considerada como um caso específico da função de Weibull onde o parâmetro de forma, k é igual a dois. Desta forma, diferentemente da função de Weibull que permite o ajuste da forma de sua curva através da variação do parâmetro k, a distribuição de Rayleigh é função apenas da velocidade média e não consegue representar distribuições de vento com grande concentração em torno da média, como as que ocorrem na região nordeste do Brasil. A IEC (2005) utiliza a velocidade de referência do vento, Vref, como parâmetro básico para definir as classes de projeto de aerogeradores. Ela é definida como a velocidade máxima medida em 10 minutos com período de recorrência de 50 anos. Para as condições normais definidas pela norma (distribuição de velocidades segundo a função de Rayleigh), a velocidade de referência é definida como: V ref = 5 V med (5) Para o cálculo da velocidade que o aerogerador deve suportar, também conhecidas como velocidade de sobrevivência, duas velocidades extremas com tempo de integração de 3 segundos são definidas: V e50, com período de recorrência de 50 anos, e V e1 com período de recorrência de 1 ano. Ambas são calculadas em função da velocidade de referência, da seguinte forma: 0,11 z V 50 ( ) = 1, 4 e z V (6) ref z cubo Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 19

20 V e1( e50 z z) = 0,8 V ( ) (7) O desvio padrão da velocidade, σ 1, utilizado para o cálculo da intensidade de turbulência é encontrado em função de um valor de Intensidade de turbulência de referência, I ref, de acordo com a equação abaixo: σ 1= I ref (0,75V cubo + 5,6) (8) Os principais esforços aos quais um aerogerador é submetido são fortemente dependentes da intensidade e turbulência do vento onde ele será instalado, desta forma são definidas três condições padrões a serem adotadas para três classes de projeto, onde a primeira classe é associada a maior velocidade de vento. Cada classe ainda pode ser associada a três categorias de turbulência diferentes, A, B e C, definidas pelo valor de I ref, conforme tabela 1. Tabela.1: Parâmetros eólicos para as classes de projeto. Parâmetro de Projeto Classe I Classe II Classe III Classe S Velocidade de referência 50 42,5 37,5 Velocidade média anual 10 8,5 7,5 Rajada de 1s com recorrência de 50 anos Rajada de 1s com recorrência de 1 ano Categoria A para turbulência alta, I ref Categoria B para turbulência média, I ref Categoria C para turbulência alta, I ref 70 59,5 52,5 52,5 44,6 39,4 0,16 0,14 0,12 Definidos pelo projetista do aerogera dor Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 20

21 As primeiras versões da norma traziam uma quarta classe de projeto com velocidade inferior à da classe III, mas a partir da terceira edição publicada em 2005, a quarta classe foi substituída pela classe S, voltada para condições específicas do vento definidas pelo projetista do aerogerador. Para projetos classe S, a distribuição de Rayleigh pode ser substituída pela distribuição de Weibull. 3.3 Sistema de Controle e Segurança A principal função do sistema de controle é manter os parâmetros operacionais da máquina dentro dos seus limites normais. Os principais parâmetros a serem controlados são: Potência de geração; Velocidade rotacional da turbina; Conexão à rede elétrica; Procedimentos de partida e parada do equipamento; Torção dos cabos que se conectam à nacele; Alinhamento do rotor ao vento incidente. O objetivo do sistema de proteção é assegurar que o equipamento se mantenha numa condição segura mesmo que um parâmetro operacional crítico exceda seu limite normal após a ocorrência de uma falha no aerogerador. O sistema de segurança deve ser ativado nos seguintes casos: Sobrevelocidade; Sobrecarga ou falha no gerador; Vibração excessiva; Torção excessiva dos cabos da nacele. Para cada parâmetro é necessário configurar um nível de ativação que o sistema de segurança seja acionado. O limite máximo da velocidade rotacional que ativa o sistema de segurança é um parâmetro chave para o projeto estrutural da máquina, uma vez que os carregamentos no aerogerador aumentam muito com o aumento da velocidade de rotação. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 21

22 4 MEDIÇÃO DO DESEMPENHO DOS AEROGERADORES O principal objetivo do ensaio de desempenho de um aerogerador é a definição de sua curva de potência para permitir sua comercialização. A curva de potência apresenta a relação entre a velocidade do vento incidente sobre o rotor, medida através de uma torre anemométrica instalada em suas proximidades, e a potência elétrica gerada pelo aerogerador, figura Curva de Potência 2000 Potência (kw) S MW S MW S MW Velocidade do Vento (m/s) Figura 3: Curvas de potência de aerogeradores de um mesmo fabricante. Os procedimentos para realizar a medição da curva de potência foram publicados inicialmente pela IEA em 1982, sendo apenas recomendações sem valor normativo. Em 1993 o comitê técnico 88 da IEC iniciou a elaboração da primeira norma internacional, tendo como referência a segunda edição das recomendações da IEA, em 1990 e as recomendações elaboradas por institutos de pesquisa europeus, como a ECN, em 1989, e Risø, em 1993, o que culminou com a publicação da norma IEC em 1998 (BURTON, 2001). Atualmente a IEC está em sua segunda edição (IEC , 2005) e é a norma aceita internacionalmente para o levantamento da curva de potência de aerogeradores. Durante o levantamento da curva de potência registra-se uma nuvem de pontos que se espalham em volta da curva do valor médio da potência. Segundo (Pedersen, T.F. et al, 2011), a origem destes desvios pode ser devido à manutenção Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 22

23 e operação do aerogerador, baixa correlação entre o vento medido e o incidente no rotor, incertezas de medição ou características do vento. 4.1 Configuração do local de medição Alguns fabricantes instalam seus aerogeradores em áreas próximas às suas instalações devido à facilidade em acompanhar os ensaios, mas na maioria dos casos os aerogeradores são instalados em áreas projetadas especificamente para a realização de ensaios em aerogeradores e que pertencem a centros de pesquisa ou empresas de serviço de medição, figura 4. Figura 4: Estação de Testes de Aerogeradores do Risø em Høvsøre (RISØ, 2010). A área de testes deve apresentar relevo simples, com baixa declividade e ser livre de obstáculos. Caso o relevo do local possa causar uma variação na velocidade do vento entre a torre de medição e o aerogerador superior a 1%, deve-se realizar a calibração do local, que consiste na instalação de duas torres anemométricas, uma no local do aerogerador e outra no ponto definitivo onde será mantida a medição anemométrica. O objetivo é levantar uma tabela com os coeficientes de correção e incertezas entre os dois pontos para diferentes direções de incidência do vento. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 23

24 A IEC define os critérios para verificação da necessidade de realização da calibração da área. De forma simplificada, a inclinação do terreno não pode ser superior a 3% na área definida pelo círculo em volta do aerogerador com raio de duas vezes a distância, L entre o aerogerador e a torre de medição, aumentando este limite para 5% e 10% entre as áreas delimitadas entre 2L a 4L e 4L a 8L, respectivamente. Também se deve verificar a máxima variação de altitude do terreno em relação ao plano. A torre de medição não deve ser instalada muito próxima ao aerogerador para não causar interferência no vento, nem muito longe, pois diminui a correlação entre a medição da velocidade do vento e da eletricidade gerada. A torre de medição deve ser instalada a uma distância entre 2 a 4 vezes o diâmetro do rotor, D, recomendase utilizar a distância de 2,5D. Uma vez instalada, as medições não são validas para qualquer direção do vento, pois caso a torre anemométrica fique posicionada atrás do aerogerador em relação à incidência do vento, a velocidade será perturbada pela esteira aerodinâmica formada atrás do aerogerador. Desta forma, foram definidos setores, que variam com a distância da torre, onde as medições não são válidas e devem ser descartadas. A figura 5 apresenta os limites de distâncias recomendadas e respectivos setores onde as medições são válidas. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 24

25 Figura 5: Posição da torre anemométrica e área de influência da esteira. (IEC , 2005) 4.2 Medição da velocidade do vento A velocidade do vento é o parâmetro mais crítico a ser medido e geralmente apresenta várias fontes de incerteza. A IEC define a velocidade do vento como a média (em 10 minutos) dos módulos da componente horizontal dos vetores de velocidade instantâneas (a cada 1 segundo), incluindo apenas as componentes lateral e longitudinal da turbulência, sem considerar a componente vertical. Atualmente, apesar de existirem vários tipos de anemômetros e equipamentos alternativos, como o LIDAR e SODAR, que utilizam a emissão e recepção de luz e som, respectivamente para a quantificação da velocidade do vento, apenas o anemômetro de copos é aceito para este tipo de medição. No entanto, devem-se verificar suas principais características e configurações de montagem para garantir a máxima exatidão da medição. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 25

26 Figura 6: Exemplos de anemômetros de copos. Apesar de não ser definido um limite mínimo de exatidão, o anemômetro deve ser calibrado antes e recalibrado após a campanha de medição e a diferença entre a as curvas de regressão linear não podem apresentar diferença superior a 0,1 m/s entre as velocidades de 6 m/s e 12 m/s. Além disso, vários requisitos são exigidos dos laboratórios que realizam a calibração do anemômetro, inclusive provar que seus resultados estão coerentes com os de outros laboratórios através de testes de intercambiabilidade, onde os valores devem estar dentro de uma faixa de desvio de 1% do valor médio encontrado entre os laboratórios para o intervalo de velocidades entre 4 m/s a 16 m/s. Quanto à suas características operacionais, o anemômetro de copos é classificado de acordo com a influência dos fatores externos sobre sua medição. Os parâmetros avaliados que influenciam os anemômetros de copos são a turbulência, a temperatura do ar, a densidade do ar e o ângulo de inclinação média do fluxo. Para a medição da curva de potência, o anemômetro deve apresentar classificação melhor que 2,5B ou 1,7A, onde 1,7 é o número de classe e está associado com o máximo desvio da medição devido à variação dos fatores de influência e A é o tipo de classe avaliada e depende das características do terreno onde serão realizadas as medições. Para que um anemômetro registre apenas a componente horizontal do vento, ele deve apresentar uma resposta angular do tipo cossenoidal, ou seja, a variação do valor medido deve variar em função do ângulo de incidência do vento o mais próximo possível da curva do cosseno. Caso o anemômetro seja insensível à variação do ângulo de incidência, o que não é desejável para a medição da curva de Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 26

27 potência do aerogerador, a medida realizada pelo instrumento é a da velocidade de vento total (u 2 + v 2 + w 2 ). A montagem dos instrumentos na torre de medição deve seguir rigorosamente as recomendações da IEC, inclusive em relação à posição e tamanho das hastes que suportam os equipamentos para evitar os distúrbios causados ao escoamento do ar em torno da torre. O anemômetro deve ser instalado na altura do eixo do aerogerador, podendo variar em mais ou menos 2,5%. 4.3 Medição da direção do vento A direção do vento deve ser medida com um sensor de direção, também conhecido como cata-vento ou biruta e tem como principal finalidade permitir a exclusão das medições realizadas dentro da região de influência do aerogerador, ou no caso de montagem de dois anemômetros na mesma altura, definir quando deve ser considerada a medição de cada um. O sensor geralmente é construído com uma resistência circular onde um dos terminais é variado de acordo com a posição do vento, o valor registrado é a relação entre a resistência parcial com um dos terminais variáveis sobre o valor da resistência total circular. O sensor deve apresentar o menor espaço possível ( gap ) entre o início e o fim da resistência, equivalente aos valores de 0 e 360. Além disso, o sistema de aquisição deve ser configurado para fazer a média vetorial, de forma que se evite que, para direções instantâneas entre 350 e 10, o valor médio encontrado seja de 180. A norma define que sua incerteza total devido à calibração, orientação e operação, seja inferior a 5. O sensor de direção deve ser montado na altura do cubo, a uma distância inferior a 2,5 m do anemômetro, porém não se deve instalá-lo a muito próximo (distância inferior a 1,5 m), para evitar que ele perturbe o fluxo de ar incidente no anemômetro. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 27

28 Figura 7: Exemplos de sensores de direção. 4.4 Medição da temperatura e pressão do ar A energia disponível no vento é diretamente proporcional à densidade do ar. Desta forma, é imprescindível sua definição de forma precisa para permitir a correção da velocidade do vento para uma velocidade equivalente em uma densidade padrão. Para o cálculo da densidade, é necessária a medição da temperatura e da pressão do ar conforme apresentado pela equação 8. = B 10 min ρ 10 min (9) R 0 T10 min Onde: ρ 10min é a densidade do ar calculada média, em 10 minutos [Kg/m 3 ]; T 10min é a temperatura do ar medida média, em 10 minutos [K]; B 10min é a pressão do ar medida média, em 10 minutos [Pa]; R 0 é a constante do gás para o ar seco, 287,05 [J/kg.K] Para locais que apresentem altas temperaturas, como no Nordeste do Brasil, é recomendado que o cálculo da densidade leve em consideração o efeito da umidade relativa do ar, φ, conforme apresentado na equação 9. 1 B 10 min 1 1 ρ = 10 min φ10 min PW T (10) 10 min R0 R0 RW Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 28

29 Onde: φ 10min é a umidade relativa (entre 0 a 1). R W é a constante do gás para o vapor d água, 461,5 J/(kg.K). P W é a pressão de vapor da água em Pa, para a temperatura T 10min. Os sensores de temperatura e umidade devem ser instalados a no máximo 10 m da altura do cubo do aerogerador. O sensor de pressão deve seguir a recomendação, mas caso não seja possível, as medições de pressão devem ser corrigidas para a altura do cubo conforme equação 10, definida na norma ISO 2533 (1975). B cubo g n / βr W β = Bb 1 + ( H cubo H b ) (11) Tb Onde: β é o gradiente vertical da temperatura, [K/m]. H é a altura em metros. g n é a aceleração gravitacional, 9,806 [m/s 2 ]. Os índices cubo e b indicam as propriedades na altura do cubo e na altura da medição da pressão, respectivamente. Deve-se verificar que a equação utiliza a temperatura na altura da medição da pressão, o que indica que é desejável que exista uma segunda medição de temperatura na altura da medição de pressão, caso a pressão não seja medida na altura do cubo. Além disso, a medição da temperatura nas duas alturas permite o cálculo do gradiente vertical real da temperatura. O sensor mais utilizado para medição da temperatura em torres anemométricas é do tipo termorresistência ou RTD, (do inglês Resistance Temperature Detector) que permite conhecer a temperatura do meio ambiente, recorrendo à relação entre a resistência elétrica de um material e a sua temperatura. As termoresistências geralmente são feitas de platina, níquel ou cobre, sendo a Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 29

30 platina mais utilizada por ser disponível em alto grau de pureza e ser resistente à oxidação (Ribeiro, 1999). Uma termorresistência é identificada pelo material que a constitui e pela resistência que apresenta a 0 C. Por exemplo, uma Pt-100 será uma termorresistência de platina que a 0 C apresenta uma resistência de 100 Ω. Para se evitar a influência da resistência das soldas dos conectores, medição da resistência é feita de forma indireta através da aplicação de uma pequena tensão em uma ponte de Wheatstone, onde se utiliza um terceiro fio para compensar as variações da resistência dos fios de transmissão do sinal provocadas pela temperatura ambiente variável, conforme esquema da figura 8. Caso as resistências dos fios A e B sejam iguais, elas se anulam por estarem nos lados opostos da RTD. Figura 8: Esquema de ligação de um sensor de temperatura por termoresistência. Os sensores de pressão mais utilizados são eletrônicos do tipo passivo, que varia a resistência, capacitância ou indutância em função da pressão aplicada. Ele necessita de uma tensão de alimentação para funcionar. 4.5 Ajuste dos dados para densidade padrão A curva de potência do aerogerador varia de acordo com a densidade em que ele está operando. Por isso, ela deve ser definida para a densidade média do local de testes e para a densidade definida pela ISO para a atmosfera padrão ao nível do mar, cujo valor é de 1,225 kg/m 3. Como a potência gerada por um aerogerador é o produto do Coeficiente de potência, C P, pela energia disponível no vento (equação Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 30

31 11), para o ajuste da curva de potência, basta calcular o valor da energia resultante disponível para a nova densidade do ar desejada. 1 P C P ρ AV 2 3 = (12) Onde: P Potência Elétrica de Geração [W]; C P Coeficiente de potência; ρ é a densidade do ar [Kg/m 3 ]; A é a área varrida pelo rotor [m 2 ]; V é a velocidade do vento na altura do eixo [m/s]. Como o coeficiente de potência é uma característica aerodinâmica definida para cada condição de operação do rotor, para aerogeradores com controle de potência passivo, onde a velocidade de rotação e o ângulo das pás são normalmente fixos, como os do tipo estol, basta realizar uma regra de três simples considerando a densidade medida e a densidade de referência, conforme equação 12. Isso só é possível porque, apesar de haver variação na energia disponível no vento por causa da variação de densidade, as condições aerodinâmicas permanecem semelhantes para as mesmas velocidades de vento. ρ 0 P n = P10 min (13) ρ10 min Onde: P n é a potência elétrica normalizada [W]; P 10min é a potência elétrica medida média, em 10 minutos [W]; ρ 10min é a densidade do ar calculada média, em 10 minutos [Kg/m 3 ]; ρ 0 é a densidade do ar de referência [Kg/m 3 ]; Desta forma, a potência nominal do aerogerador varia de acordo com a variação da densidade do ar em que o aerogerador irá operar. Caso seja necessário ajustar a curva de potência do equipamento para uma densidade de ar específica, é Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 31

32 possível alterar o ângulo de passo da pá durante a instalação da pá no cubo do rotor. Alguns aerogeradores com controle por estol possuem pequenos rasgos em forma de arco circular, ao invés de furos, para facilitar o ajuste do ângulo da pá no momento da instalação. Vale salientar que neste caso, a equação fornecida para ajuste da curva de potência não é mais válida por se tratar de outra configuração do rotor. Para aerogeradores com controle ativo, onde o ângulo das pás é variável, como nos aerogeradores com controle do ângulo de passo, as condições operacionais do equipamento dependem da energia fornecida pelo vento e não apenas de sua velocidade. Por exemplo, um aerogerador irá iniciar o ajuste do ângulo de passo da pá para limitar a potência no gerador em uma velocidade de vento mais baixa, caso a densidade do ar seja maior. Neste caso, a potência medida deve ser associada a essa velocidade mais baixa. Por isso, para os equipamentos de controle ativo, o ajuste da curva de potência para diferentes densidades deve ser realizado sobre a velocidade do vento e não sobre a potência, como apresentado na equação abaixo. 1 ρ AV 2 1 = ρ AV V = V ρ min o n 10 min 10 min n 10 min 2 ρ (14) 0 1/ 3 Onde: V n é a velocidade do vento normalizada [m/s]; V 10min é a velocidade do vento medida média, em 10 minutos [m/s]; 4.6 Medição da potência elétrica A medição da potência do aerogerador deve ser realizada através de um dispositivo de medição que se baseie na medição da corrente e tensão em cada fase e que seja instalado após as cargas auxiliares do aerogerador, uma vez que se deseja saber a potência líquida disponibilizada. Geralmente a saída elétrica será trifásica, com freqüência de 50 ou 60 Hz, e tensão na faixa de V. As abordagens recomendadas são os métodos dos 3 wattímetros, ou dos 2 wattímetros quando não se tem neutro. Ambos permitem a Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 32

33 medição de uma carga trifásica balanceada ou desbalanceada, conectada em Y ou. O transdutor deve atender aos requisitos exigidos pela IEC e deve ser de classe 0,5 ou melhor. 4.7 A Curva de Potência Os dados climáticos e elétricos devem ser medidos continuamente numa taxa de amostragem de 1Hz e terem suas principais informações estatísticas registradas a cada intervalo de 10 minutos, ou seja: valor médio, valor máximo, valor mínimo e desvio padrão. Após a realização de uma campanha de medição e geração de uma base de dados, deve-se primeiramente realizar as verificações de consistência, normalização e possíveis ajustes necessários para se obter a base de dados, conforme figura 9. Figura 9: Dados medidos e normalizados de potência elétrica versus velocidade do vento. Em seguida, os dados devem se divididos em intervalos de 0,5 m/s centralizados em múltiplos de 0,5. Para cada intervalo, é calculada a média dos valores de velocidade e dos valores de potência elétrica. A partir dos dados de velocidade e potência deve-se calcular o valor do coeficiente de potência, C P, para Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 33

34 cada intervalo de acordo com a equação 11. A tabela 2 apresenta o resumo dos cálculos realizados para a base de dados apresentada na figura 9. Tabela 1: Valores calculados por intervalo de velocidade. Número do Intervalo Intervalo em (m/s) Velocidade média (m/s) Potência média (kw) Coeficiente de Potência 1 0 a 0,75 0,44 0,0 0, ,75 a 1,25 1,05 0,0 0, ,25 a 1,75 1,55 0,0 0, ,75 a 2,25 2,01 0,0 0, ,25 a 2,75 2,52 1,4 0, ,75 a 3,25 3,02 10,0 0, ,25 a 3,75 3,52 29,1 0, ,75 a 4,25 4,01 58,2 0, ,25 a 4,75 4,50 92,8 0, ,75 a 5,25 5,01 134,9 0, ,25 a 5,75 5,50 185,8 0, ,75 a 6,25 6,00 248,2 0, ,25 a 6,75 6,49 318,6 0, ,75 a 7,25 6,99 400,8 0, ,25 a 7,75 7,50 498,4 0, ,75 a 8,25 7,99 607,9 0, ,25 a 8,75 8,50 727,1 0, ,75 a 9,25 8,99 853,9 0, ,25 a 9,75 9,49 982,4 0, ,75 a 10,25 9, ,5 0, ,25 a 10,75 10, ,7 0, ,75 a 11,25 11, ,3 0, ,25 a 11,75 11, ,0 0, ,75 a 12,25 11, ,2 0, ,25 a 12,75 12, ,3 0, ,75 a 13,25 12, ,5 0, ,25 a 13,75 13, ,3 0, ,75 a 14,25 14, ,6 0, ,25 a 14,75 14, ,4 0, ,75 a 15,25 15, ,5 0, ,25 a 15,75 15, ,5 0, ,75 a 16,25 16, ,5 0, ,25 a 16,75 16, ,5 0, ,75 a 17,25 16, ,5 0, ,25 a 17,75 17, ,5 0,11 4 Número de dados Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 34

35 Para ser considerada completa, a base de dados medidos deve atender aos seguintes requisitos mínimos: 1 Os dados devem pelo menos iniciar na velocidade de partida menos 1 m/s (3 1 = 2 m/s) e se estender até 1,5 vezes a velocidade que alcança 85% da potência nominal (85% de kw = kw; P(V=10,5m/s) = kw; 1,5 x 10,5 = 15,75 m/s). No exemplo dado, os dados vão de 0,44 m/s a 17,4 m/s. 2 Cada intervalo deve possuir ao menos 30 minutos de dados registrados. O intervalo 34 apresenta apenas 20 minutos de dados e não pode ser considerado válido. No entanto como trata-se de apenas um intervalo entre dois intervalos válidos, a potência média deste intervalo pode ser calculado por interpolação linear entre os dois valores vizinhos. 3 - O total de dados não deve ser inferior a 180 horas. O exemplo anterior totaliza mais de 6 mil horas registradas. A curva de potência é o gráfico que apresenta a potência elétrica média em função da velocidade de vento média, normalmente apresentada para a densidade padrão de 1,225 kg/m3. Desta forma, para sua utilização, deve-se verificar qual a densidade do ar do local de interesse e fazer o ajuste da curva para esta densidade. Outra informação normalmente apresentada junto com a curva de potência é a curva de coeficiente de potência do aerogerador, que pode ser traduzido como o coeficiente de eficiência da conversão da energia encontrada no vento para energia elétrica. Apesar de calcular-se um valor médio para cada ponto da curva de potência, estes valores encontrados apresentam incertezas que podem ser decorrentes de várias causas, como: medição da potência elétrica, da velocidade do vento, da temperatura e pressão do ar, ou do próprio sistema de aquisição de dados. Estas incertezas devem ser calculadas e apresentadas no gráfico da curva de potência em forma de desvios da média encontrada para cada intervalo de velocidade do vento. A figura 10 é um gráfico no formato normalmente apresentado em um certificado de desempenho de um aerogerador, onde todas as informações mencionadas acima são apresentadas. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 35

36 Curva de Potência e Coeficiente de Potência , Potência Elétrica (kw) ,45 0,30 0,15 Coeficiente de Potência, Cp 0 0, Velocidade do Vento (m/s) Figura 10: Dados medidos e normalizados de potência elétrica versus velocidade do vento. 4.8 Produção Anual de Energia Para o cálculo da estimativa de energia produzida pelo aerogerador deve-se utilizar a curva de probabilidade de ocorrência da velocidade de vento. A Norma recomenda a utilização da função de Rayleigh, porém para representar uma condição específica, deve-se dar preferência a função de Weibull que consegue representar diferentes comportamentos através da variação dos fatores de forma, k, e de escala, C da função. O cálculo consiste em determinar a frequência de cada intervalo de velocidade de vento f(v i < V < V i+1, ), sendo a velocidade de vento V igual ao valor médio do intervalo, e multiplicar pelo número total de horas de um ano e pela potência média de geração, em kw, associada a esta velocidade através da curva de potência. O resultado é a quantidade de energia, em kwh, que o aerogerador é capaz de produzir em um ano neste intervalo de velocidade. Este procedimento deve ser repetido para todas as velocidades de vento no intervalo de geração do aerogerador e, em seguida, somado. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 36

37 Para simplificação do cálculo, a potência, P(V), associada ao intervalo de frequência f(v i < V < V i+1, ) é igual à média aritmética das potências P(V i ) e P(V i+1 ). A frequência de ocorrência do intervalo, é calculado através da diferença entre as probabilidades acumuladas das velocidades que limitam o intervalo f(v i < V < V i+1, ) = F(V i+1, )- F(V i, ). Desta forma, a energia anual bruta pode ser calculada pela seguinte equação: E N 1 P( U i+ 1) + P( U i ) 8760 [ F( U i 1) F( U i )] (15) i= 1 2 = + Onde a função de probabilidade acumulada é: Vi C k F( V i ) = 1 e para a função de Weibull (16) e F( V i ) = 1 e π V i 4 V MED 2 para a função de Rayleighl (17) O fato de capacidade pode ser calculado pela razão da energia total gerada sobre a energia que o aerogerador geraria caso funcionasse em potência nominal durante todo o período. 5 EMISSÃO DE RUÍDOS POR AEROGERADORES 5.1 Introdução O som é a propagação de uma onda de pressão que pode ser detectada pelo ouvido humano, ou seja, quando emitida no intervalo de freqüência entre 20 Hz e 20 khz. Quando o som é considerado indesejado, é definido como ruído e, apesar da subjetividade relacionada à sensibilidade de cada indivíduo, há vários regulamentos que limitam o nível máximo de ruído que um indivíduo pode ser exposto. Os aerogeradores emitem sons de origem mecânica e aerodinâmica que são responsáveis por um dos impactos ambientais mais estudados na implantação de parques eólicos, sendo um importante critério de posicionamento dos equipamentos. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 37

38 A Norma IEC (2006) define procedimentos que podem ser facilmente replicados para medição da emissão de ruído acústico dos aerogeradores. Os procedimentos para medição do ruído no receptor são descritos na recomendação 10 da IEA (1997). 5.2 Fontes de Ruído Os ruídos emitidos por um aerogerador têm origem no escoamento de ar em torno das pás ou são causados pela interação dos componentes mecânicos. Os sons de origem mecânica são geralmente emitidos pelos seguintes componentes: caixa de engrenagem, gerador, sistema de posicionamento (yaw), ventiladores de arrefecimento e equipamentos auxiliares tais como sistemas hidráulicos. Os ruídos emitidos pelos componentes do aerogerador podem ser transmitidos diretamente pelo ar ou através da estrutura do equipamento, como rotor, cubo e torre que funcionam como uma caixa de som, captando o som emitido pelo componente dentro da nacele e transmitindo-o diretamente para o ar com intensidade superior à percebida pela emissão direta do componente. Dentre os componentes mecânicos, a caixa de engrenagens é normalmente a principal responsável pela emissão de ruídos. Alguns cuidados durante a fase de projeto ou ajustes durante a montagem levam a uma redução do ruído emitido por componentes mecânicos, tais como a aplicação de: engrenagens com melhor qualidade dimensional e acabamento superficial, ventiladores de baixa rotação, isolamentos acústicos na nacele, isoladores de vibração (tais como coxins) para montagem dos equipamentos. Podese ainda dar preferência à montagem de equipamentos na nacele do que na parte de baixo da torre e ter um cuidado especial na lubrificação dos componentes. Os sons de origem aerodinâmica são atualmente os maiores responsáveis pela emissão de ruídos de um aerogerador. A emissão de ruído aerodinâmico aumenta aproximadamente proporcional à quinta potência da velocidade da ponta da pá, conseqüentemente, fabricantes limitam essa velocidade a 65 m/s para projetos de aerogeradores a serem instalados em terra sob condições normais (Burton et al, 2001). Os principais mecanismos de geração de ruídos aerodinâmicos Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 38

39 podem se divididos em três grupos e podem ser observados na figura 14 (Wagner el al., 1996): - Som de baixa freqüência: produzido pela alta rotação da pá, ou quando a pá encontra variações no escoamento de ar provenientes da passagem em volta da torre (principalmente para rotores sotavento - downwind). - Som devido à turbulência incidente: proveniente da interação entre as pás e a turbulência atmosférica. - Ruído próprio do aerofólio: este é o principal grupo de ruídos aerodinâmicos e inclui os ruídos gerados no bordo de fuga e na ponta da pá, causados pela interação da camada limite com a superfície da pá, pelo descolamento do fluxo devido ao fenômeno de estol e devido à imperfeições na superfície da pá. Figura 11: Esquema do escoamento de ar em torno de uma pá (Wagner, 1996). Existem várias estratégias para mitigar o ruído emitido pelas pás, as principais estão relacionadas à redução da velocidade da ponta da pá, seja pela diminuição da velocidade rotacional ou pela utilização de pás menores. Outras estão diretamente ligadas ao projeto aerodinâmico da pá através da alteração da forma da ponta ou do bordo de fuga, utilização de ângulos de ataque menores e velocidade de rotação variável (Rogers, A. et al., 2006). Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 39

40 5.3 Medição e Avaliação do Ruído O som é caracterizado pela sua amplitude (altura) e freqüência (de agudo a grave). Os sons normalmente encontrados no nosso dia a dia não possuem apenas uma freqüência e sim uma combinação de várias frequências. A velocidade do som depende do meio de propagação, sendo de aproximadamente 340 m/s no ar em condições normais de pressão e pode ser calculada pela multiplicação de sua frequência, f, pelo comprimento de onda, λ. O ouvido humano consegue perceber um vasto intervalo de pressão sonora, mas não de forma linear, mas aproximadamente numa escala logarítmica. Desta forma, a intensidade do som, I, que é definida como a potência do som por unidade de área (watt/m 2 ) é medida em decibéis, tendo como referência, I 0, o valor limiar da audição a 1000 Hz, que é de W/m 2. I = 10 log 10 (-I/I 0 ) (18) Como o som consiste em ondas de pressão, a potência sonora utilizada para caracterizar a potência total emitida por uma fonte também é quantificada pela sua relação com uma potência de referência, P 0, onde P 0 é igual a 2 x 10-5 N/m 2. O nível de potência sonora, L W, medido em decibéis (db) é dado por: L W = 10 log 10 (P/P 0 ) (19) O nível de pressão sonora, L P, que pode ser medido por um microfone para caracterizar o som em um determinado ponto, é definido em decibéis da seguinte forma: L P = 20 log 10 (p/p 0 ) (20) Onde p é a pressão sonora eficaz (RMS) e p 0 a pressão sonora efetiva de referência (normalmente 2 x 10-5 Pa) Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 40

41 Apesar da escala logarítmica representar bem a forma de percepção do ouvido humano, o sistema de decibéis é frequentemente mal interpretado. Um nível sonoro de 100 db, por exemplo, contém duas vezes a energia de um nível sonoro de 97 db. Uma turbina eólica com capacidade superior a 1 megawatt tem normalmente um nível de potência sonora entre 100 db a 106 db. A instalação de uma segunda turbina com o mesmo nível de potência sonora só irá causar um aumento de 3 db. O aumento de 26% na energia de um som aumenta o nível de potência sonora em apenas 1 db, enquanto triplicar a energia de um som produz um aumento de 5dBa. Se reduzirmos a distância do receptor à fonte de emissão pela metade, tem-se um aumento de 6 db no nível de pressão sonora. A figura 15 apresenta a ordem de grandeza de sons comuns encontrados no nosso dia a dia. Figura 12: Exemplos de nível de pressão sonora (Bruel and Kjaer Instruments). Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 41

42 A medição de níveis sonoros que combine várias freqüências em um único valor ponderado é definida como nível sonoro equivalente. Os níveis sonoros são normalmente medidos com filtros que permite dar um menor peso para as baixas freqüências. A escala mais comum de ponderação é a escala A que se aproxima da resposta do ouvido humano para sons de intensidade média e possui unidade db(a). A medição dos ruídos acústicos emitidos por um aerogerador deve ser realizada de acordo com os procedimentos definidos na norma IEC (2006). Estes procedimentos definem a posição dos instrumentos de medição, os requisitos para o microfone, o calibrador acústico e o sistema de gravação, requisitos para aquisição dos dados acústicos, meteorológicos e operacionais do aerogerador, a forma de análise dos dados e a definição dos parâmetros acústicos a serem considerados. Os resultados da medição permitem a caracterização das emissões de ruídos do aerogerador para determinadas velocidades e direções do vento, o que permite realizar previamente a avaliação do impacto sonoro causado por um aerogerador instalado sozinho ou redondezas nas redondezas de uma central eólica. Normalmente, os programas computacionais utilizados para fazer o micro posicionamento (micrositing) dos aerogeradores, são capazes de calcular as isolinhas de níveis sonoros nas vizinhanças da central eólica, considerando a contribuição de todos os aerogeradores instalados. A medição para caracterização do aerogerador deve ser realizada com medidor de nível de pressão sonora que atenda aos requisitos da norma IEC para o tipo 1 e que permita a avaliação por bandas de um terço de oitava e por bandas estreitas. O microfone deve montado no chão sobre uma placa plana de 1m de diâmetro numa posição à jusante do vento e distância R 0 que deve ser igual à altura do cubo adicionada ao raio do rotor, conforme apresentado na figura 16. Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 42

43 Figura 13: Imagem do microfone sobre uma placa e esquema de sua posição em relação ao aerogerador, IEC (2006). O relatório deve trazer os valores do nível de potência sonora ponderado, L WA, em db(a) para as velocidades de vento de 6 a 10 m/s. No Brasil, a Lei n.º de maio de 1996 estabelece as normas de preservação ambiental quanto à poluição sonora, sendo recomendadas as condições exigíveis para avaliação da aceitabilidade e o método medição de ruído definidos na Norma NBR (ABNT, 2000) e os níveis de ruído compatíveis com o conforto acústico em ambientes diversos definidos pela NBR (ABNT, 1987). De acordo com a NBR , o nível de ruído de conforto no dormitório de uma residência é de 35 db(a), enquanto o nível aceitável é de 45 db(a). Centro de Tecnologia do Gás e Energias Renováveis CTGÁS -ER 43