Fundamentos e viabilidade técnico-econômica Parte 2

ENERGIA EÓLICA
Profa Eliane Aparecida Faria Amaral Fadigas
Fundamentos e viabilidade
técnico-econômica
Escola Politécnica – Universidade de São Paulo
Parte 2
Sumário
pg
3- Processo de conversão da energia eólica em energia elétrica
3.1 Potência extraída do vento
3.2 Classificação das turbinas eólicas
4- Sistema eólico para geração de eletricidade
4.1 Principais componentes do sistema
4.1.1 Suporte estrutural (torre)
4.1.2 Pás
4.1.3 Caixa de multiplicação
4.1.4 gerador elétrico
4.1.5 Mecanismo de controle
4.1.6 Aerodinâmica da tirbina
4.1.7 Sistema de segurança
4.1.8 Equipamentos elétricos ancilares
4.1.9 Conversores
4.10 Filtro de harmônicos
4.11 Sistema de controle
2
CAPÍTULO 3
FUNDAMENTOS DA ENERGIA EÓLICA E TECNOLOGIAS DE CONVERSÃO
3-
Processo de conversão da energia eólica em energia elétrica
3.1 Potência extraída do vento
Apenas uma parte da potência contida no vento é possível de ser extraída por uma turbina eólica e
essa parte é quantificada pelo coeficiente de potência Cp, isto é, a relação entre a potência
possível de se extrair do vento e a quantidade total de potência nele contida. Esta perda de
potência (mostrada por Albert Betz em 1928) é devido as características aerodinâmicas da turbina.
Segundo o físico Betz, a máxima fração de potência que pode teoricamente ser extraída da
potência do vento é de 16/27 ou 59,3%. A figura 3.1 mostra o perfil do vento aproximando e
atravessando as pás de uma turbina de eixo horizontal.
A1
A2
V0
Refr: Windpower.dk, 1998Figura 3.1 – Perfil do vento ao
longo de sua trajetória pelas pás de uma turbina [4]
V1 = velocidade do vento não perturbado
V0= velocidade do vento ao se chocar com as pás
V2 = velocidade do vento após passar pelas pás
V1>V0>V2
Pela lei da continuidade de fluxo:
.
ρ1 A1V1 = ρ 2 A2V2 = m
ou seja, todo volume de ar que chega até as pás, delas têm que sair. Se a velocidade do ar é
menor na saída, este ar ocupará uma área maior.
A potência extraída dos ventos nas pás do rotor é a diferença entre a potência do vento que chega
pela parte frontal da turbina e a potência contida no vento que deixa a turbina, vento este que sai
com velocidade reduzida. A potência extraída do vento pode ser calculada pela seguinte
expressão:
P =
{
1
2
2
m. V1 − V2
2
}
onde:
3
P = potência mecânica extraída pelo rotor
V1= velocidade do vento na entrada da turbina
V2= velocidade do vento na saída da turbina
m = massa de ar por seg
A massa de ar que passa através da turbina é obtida multiplicando a densidade pela velocidade
média. Ou seja:
Massa de ar / seg =
ρ . Volume de ar / seg
Massa de ar / seg =
ρ . A . L/seg
=
ρ.A.
V1 + V2
2
Substituindo na equação acima, a potência extraída do vento nas pás do rotor é expressa por:
P =
(V1 + V2 ) 2
1
2
. V1 − V2
ρ.A
2
2

(
)
Rearranjando algebricamente a equação acima:
P =
1
ρ . A.V13
2
 V2
1 +
 V1
   V2
 1 − 
   V1
2



2



A potência extraída da turbina é comumente expressa pela seguinte expressão:
1
3
P = .ρ . A.V1 .C p
2
sendo C p =
 V2
1 +
 V1
   V2
 1 − 
   V1
2



2



Cp com mencionado acima é denominado como ‘coeficiente de potência” ou eficiência do rotor ou
seja, traduz a quantidade de potência aproveitada no eixo do rotor. O restante é desperdiçado no
vento que deixa as pás do rotor.
O máximo valor teórico de Cp, denominado eficiência de Betz, é de 59,3%.
A figura 3.2 mostra uma curva do coeficiente de potência (eficiência máxima teórica) em função da
velocidade do vento.
4
Figura 3.2– Curva de Cp (máximo eficiência teórica) em função da velocidade do
vento[Dewi,2002]
Onde :
P = potência extraída do vento e,
ρ
2
3
V1 A , potência contida no vento
Verifica-se que se V1=V0=V2, significa dizer que nenhuma parcela de vento é interceptada pela
turbina e, portanto não haverá conversão de energia cinética em potência no eixo (P=0, Cp=0).
Se V0=0, significaria dizer que todo o vento foi interceptado pelas pás, o que também redundaria
em nenhuma transformação de potência.
A eficiência teórica máxima (59,3%) é obtida quando V0 = 2/3 V1
Na prática, são conseguidas eficiências inferiores que dependem do perfil aerodinâmico das pás,
número de pás, rotação da esteira atrás do rotor, entre outros parâmetros de projeto do rotor. A
eficiência do rotor não é constante e é função da velocidade específica RV (razão entre a
velocidade tangencial, na ponta da pá, e a velocidade do vento incidente).
A figura 3.3 mostra a influência da rotação da esteira formada pela rotação do rotor. Este
comportamento do vento depende da velocidade de ponta das pás e se caracteriza como uma
turbulência que aliada a menor velocidade do vento após passar pela turbina, além de interferir na
eficiência aerodinâmica da turbina, exige que a turbina instalada a jusante, mantenha uma certa
distância mínima para não ter a sua produção de energia prejudicada.
5
http://www.windpower.dk/tour
Figura 3.3 – Interferência da esteira
A razão da velocidade de ponta de pá ou velocidade específica é calculada pela seguinte
expressão:
RV=
λ
=
ωR
V
1
Onde: ω é a velocidade angular do rotor em rad/seg, R é o raio máximo da pá, V1 a velocidade do
vento não perturbado, ωR a velocidade tangencial na ponta da pá (metros/seg)
A configuração geral do sistema eólico determinado conforme o tipo de aplicação e potência é que
vai nos indicar o tipo de rotor e gerador ideal para ser utilizado. O rendimento dos mesmos é
fornecido pelo fabricante.
O gráfico mostrado a seguir (figura 3.4 ), relaciona o coeficiente de potência com a razão de
velocidade de ponta para diferentes tipos de turbinas.
Figura 3.4 – Eficiências aerodinâmicas dos diversos tipos de rotores (Fadigas, 1993]
Pegando como exemplo a curva de eficiência da turbina tipo hélice na figura 3.4, observa-se que,
para uma determinada velocidade de vento, existe um único valor de RV ou velocidade angular
que fornece uma eficiência máxima. A partir deste valor, a eficiência inicia sua queda, tendo em
vista que a turbina não consegue extrair mais potência do vento (função do projeto aerodinâmico).
6
Como a velocidade do vento varia instantaneamente, para manter a turbina trabalhando na sua
eficiência máxima que resulta na potência máxima, é necessária uma atuação do sistema de
controle, variando a velocidade angular de tal modo que o valor de RV seja continuamente igual ao
valor que fornece a máxima potência. O RV para extração da máxima potência é de
aproximadamente 1 (um) para turbinas multi-pás e de baixa rotação até valores próximo a 6 (seis)
para as modernas turbinas, de três e duas pás
Podemos também definir a potência mecânica no eixo da turbina como potência rotacional.
Potência (P) = Torque (T) (Newton-metro). Velocidade angular (w)
A mesma potência pode ser transferida com grande torque e pequena velocidade ou pequeno
torque e grande velocidade. As características torque-rpm do rotor devem combinar-se com as
características de torque-rpm da carga.
A figura 3.5 mostra uma curva típica de torque versus velocidade angular do rotor para duas
velocidades de vento V1 e V2, com V2 maior que V1. Verifica-se que o torque é baixo para
velocidade angular igual a zero, aumentando até um valor máximo caindo novamente quando o
rotor apenas flutua com o vento.
A figura 3.6 mostra a curva de potência correspondente. Como a potência mecânica é o produto do
torque pela velocidade angular, a potência é nula quando a velocidade do rotor é igual a zero e
quando a velocidade angular é elevada e o torque nulo. A potência máxima é obtida a uma
velocidade do rotor situada entre os pontos P1max e P2max para as velocidades V1 e V2
respectivamente. Observa-se que a velocidade na qual ocorre a potência máxima não é a mesma
velocidade na qual ocorre o torque máximo.
Torque Nm
T2max
T1 max
V2>V1
V1
Rad/seg
Figura 3.5 – Torque de uma turbina eólica versus velocidade do rotor para velocidades de
vento V1 e V2
7
Potência (Watts)
P2 max
P1max
Rad/seg
Figura 3.6 – Potência de uma turbina eólica versus velocidade do rotor para velocidades de
vento V1 e V2
A estratégia ótima de operação é controlar a carga no gerador elétrico, ajustando a velocidade do
rotor, de tal forma que o sistema opere, para cada velocidade de vento, no seu ponto de máxima
potência. A teoria e experiência com turbinas indicam que a operação com velocidade variável
permite a obtenção de 20 a 30% mais de energia com relação à operação com velocidade fixa.
3.2 Classificação das turbinas eólicas
As turbinas eólicas modernas podem ser classificadas de acordo com a orientação do eixo do
rotor em relação ao solo em: verticais e horizontais.
Os rotores de eixo horizontal são os mais comuns e grande parte da experiência internacional está
voltada para a sua utilização. São predominantemente movidos por forças de sustentação (atuam
perpendicularmente ao escoamento) e devem possuir mecanismos capazes de permitir que o disco
varrido pelas pás esteja sempre em posição perpendicular ao vento. Possuem duas ou mais pás
dependendo de sua aplicação. Turbinas de múltiplas pás são normalmente utilizadas em fazendas
para bombeamento de água. Para geração de eletricidade os rotores tipo hélice são os mais
utilizados. Normalmente compostos de três pás ou em alguns casos 1 ou 2 pás. Largamente
empregados na produção de eletricidade por possuírem eficiências superiores às dos demais
modelos. Por possuírem baixos torques de partida, só operam com velocidades de ventos
elevadas. A figura 3.7 apresenta alguns modelos de turbinas tipo hélice de eixo horizontal.
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Figura 3.7 – Modelos de turbinas de eixo horizontal [Boyle, 2002]
As turbinas de eixo vertical captam a energia dos ventos sem precisar alterar a posição do rotor
com a mudança na direção dos ventos. Podem ser movidos por forças de sustentação e por forças
de arrasto. Os principais tipos de rotores de eixo vertical são o Darrieus, Savonius e turbinas com
torres de vórtices.
Podemos destacar o rotor Darrieus (figura 3.8). Movido por força de sustentação, é constituído
de duas ou três pás (lâminas curvas) construídas em um perfil aerodinâmico de aerofólio simétrico.
Possui eficiência um pouco menor do que a do rotor tipo hélice e sua principal desvantagem está
na necessidade de já estar em movimento para produzir potência. É empregado em aplicações
que requerem baixas potências (até 50 kW). Como vantagem, não requer mecanismos para
controle de guinada, pois se auto-direciona na direção dos ventos; a estrutura de suporte dos
equipamentos é mais simples, permitindo a instalação dos mesmos próximo ao solo o que facilita a
manutenção. Como desvantagem, requer normalmente uma ancoragem da torre no solo, o que
limita sua aplicação principalmente em projetos off-shore; para altas velocidades de vento, o
controle da potência não pode ser feito facilmente apenas mudando o ângulo de passo das pás.
9
Figura 3.8 – Rotor tipo Darrieus [Boyle, 2002]
]
Vários outros tipos de rotores foram desenvolvidos e são empregados em menor escala e com
outras finalidades como para o bombeamento de água. Podemos destacar o rotor Savonius,
Moinhos de Vento, entre outros. A figura 3.4 mostra a eficiência arodinâmica destes tipos de
turbinas.
Na fabricação das pás pode ser utilizado madeira ou composto de fibra de vidro e epóxi ambos
materiais de alta densidade. Grande parte das pás dos rotores das modernas turbinas de grande
porte é feita de fibra de vidro reforçada com epóxi ou poliéster. Também o aço e alumínio podem
ser utilizados. Porém, apresentam problemas de peso e fadiga respectivamente. Pás de madeira,
alumínio e aço são normalmente usadas em turbinas de pequeno porte.
As modernas turbinas possuem duas ou três pás. O stress mecânico devido as forças centrífugas e
fadiga sofrida pelo material sob condições de vibração contínua, faz com que o projeto das pás
seja o elo mecânico mais fraco do sistema. Esforços extensivos têm sido feitos no intuito de evitar
as falhas por fadiga prematura nas pás.
Os sistemas de pequeno e médio/grande porte têm filosofias de projeto diferentes. As pequenas
turbinas são normalmente instaladas em torres com alturas bem superiores aos seus diâmetros e
que são normalmente estaiadas, enquanto as grandes/médias turbinas tendem a otimizar a
eficiência termodinâmica para capturar a máxima quantidade de energia.
Logicamente, os fabricantes, irão observar a distribuição de vento e seu conteúdo energético nas
diferentes velocidades para determinar a combinação ideal entre tamanho de rotor e potência do
gerador em diferentes plantas. A instalação de turbinas com dois ou mais geradores pode em
alguns casos ser uma vantagem dependendo do preço da eletricidade.
O preço de uma torre normalmente corresponde a 20% do preço total de uma turbina. Portanto é
importante construir torre numa altura a mais ideal (otimizada) possível. Obviamente, se obtém
mais energia de uma turbina maior do que uma menor. Naturalmente, não se pode instalar um
rotor de 60 metros numa torre de menos de 30 metros. Porém, se consideramos o custo de um
rotor de grandes dimensões, um gerador de alta potência e caixa de engrenagem, será um
desperdício colocá-los numa torre baixa, tendo em vista que se obtém mais energia usando uma
10
torre mais alta. Cada metro de torre obviamente custa dinheiro, assim sendo a otimização da altura
da torre é função:
1- custo por metro de torre
2- perfil da variação da velocidade do vento com a altura (rugosidade do terreno)
3- preço da energia gerada função dos kwh adicionais gerados
Como verificado na seção anterior, a potência extraída de uma turbina depende do quadrado do
diâmetro das pás e do cubo da velocidade do vento. Uma turbina que fornece uma potência de
300kW a 7m/s produzirá 450 kW a 8m/s. Como definir a potência nominal da turbina?
Alguns fabricantes têm adotado um índice que relaciona a capacidade do gerador elétrico com o
diâmetro da turbina, denominado capacidade nominal específica (CNE), definido como segue:
CNE = potência nominal do gerador elétrico
Área do rotor
Por exemplo para uma turbina de 300/30, o CNE seria de 300 / π .15 = 0,42 kW/m2. A capacidade
nominal específica da turbina aumenta com o diâmetro das pás, resultando numa economia de
escala para as grandes turbinas. O CNE varia entre 0,2 kW/m2 para diâmetro de 10m e 0,5 kW/m2
para diâmetro de 40 m podendo alcançar valores próximos a 1kW/m2. Portanto, o projetista deve
selecionar a potência nominal da turbina combinando as características de desempenho desta com
as do gerador elétrico. Como a potência dos diversos componentes existentes no mercado varia de
forma discreta, não é tão simples assim chegar ao melhor projeto, necessitando fazer várias
iterações para encontrar um equilíbrio entre custo e os benefícios advindos das várias velocidades
de projeto. Selecionar uma turbina com velocidade nominal baixa resulta em perdas de energia na
ocorrência de ventos de alta intensidade. Por outro lado, turbinas com velocidades nominais
elevadas, resultarão em baixas eficiências na ocorrência de ventos de baixa intensidade.
2
A figura 3.9 dá uma idéia do tamanho dos rotores utilizados nas turbinas eólicas. Uma turbina
típica usando um gerador de 600kW irá tipicamente possuir um rotor de 44 metros. Se dobrarmos o
diâmetro do rotor, teremos uma área quatro vezes maior, significando que obteremos quatro vezes
mais energia.
Figura 3.9 – Tamanhos de diâmetros de turbinas [http://www.windpower.dk/tour]
]
No entanto, diâmetros de rotores podem apresentar valores diferentes dos apresentados na figura
acima, tendo em vista que os fabricantes otimizam suas máquinas em função das condições locais
11
de vento. Um gerador de grande capacidade, naturalmente requer mais potência (ventos fortes)
para funcionar. Se instalarmos uma turbina numa área de ventos fracos, maximizaremos a
produção de energia usando um gerador pequeno para um dado tamanho de rotor (ou um rotor
de grande porte para um dado gerador). Para uma máquina de 600 kW o diâmetro do rotor pode
variar entre 39 a 48 metros. A razão de obtermos mais potência de um gerador relativamente
menor em áreas de menores velocidades de vento é a de que a turbina irá funcionar mais horas
por ano.
Razões para escolher turbinas de grande porte
1- Economia de escala: máquinas de grande porte geram energia a um menor custo
comparado às turbinas de menor porte. A razão disso é que o custo das fundações,
estradas, conexão à rede elétrica, mais um número de componentes da turbina (controle
eletrônico etc) muitas vezes independem do tamanho da turbina.
2- Máquinas de grande porte são mais adequadas em aplicações offshore. O custo da
fundação não aumenta na proporção do tamanho das turbinas, e os custos de manutenção
são largamente independentes do tamanho da turbina.
3- Em áreas onde é difícil encontrar locais para instalação de mais de uma turbina, uma
turbina de grande porte instalada em uma torre alta usa o recurso existente de forma mais
eficiente.
Razões para escolher turbinas de pequeno porte
1- A rede local pode ser fraca para acomodar turbinas de grande porte. É o caso de
áreas remotas, com baixa densidade populacional e conseqüentemente baixo consumo.
2- Há menor flutuação na eletricidade gerada por um parque formado por pequenas
turbinas, visto que flutuações ocorrem aleatoriamente e tendem a se cancelar.
3- O custo da utilização de grandes guindastes e construção de estradas reforçadas para
carregar os componentes das turbinas faz com que pequenas turbinas sejam mais
econômicas em certas áreas.
4- Diversas máquinas de pequeno porte diluem o risco em caso de uma falha temporária
5- Considerações estéticas podem algumas vezes ditar o uso de máquinas pequenas. No
entanto, turbinas de grande porte possuem velocidade rotacional mais baixa, significando
que uma grande máquina não atrai tanta atenção quanto várias máquinas pequenas que
giram mais rápido.
Numa fazenda eólica, composta por uma série de turbinas, recomenda-se que as turbinas
posicionadas na direção do vento prevalecente sejam espaçadas em uma distância de 8 a 10
vezes o diâmetro, e entre 1,5 a 3 vezes o diâmetro para turbinas na direção perpendicular à
direção prevalecente do vento. A figura 3.10 mostra o modo ideal de instalação. Este espaçamento
é necessário tendo em vista a alteração da velocidade e perfil do vento quando o mesmo deixa a
turbina. Se o espaçamento for muito reduzido, a turbina a montante funciona como um obstáculo
prejudicando o funcionamento da turbina situada imediatamente atrás.
12
Figura 3.10- Espaçamento ótimo das turbinas em um terreno plano [Patel. 1999)]
Os aerogeradores são classificados também por tamanho (altura e diâmetro das pás) e por
potência instalada (potência nominal); de um modo geral são divididos em pequenos, médios e
grandes. As tabelas 1 e 2 apresentam respectivamente, a classificação quanto a potência e
tamanho.
Tabela 1 - Relação de tamanho e potência instalada
Tamanho
Pequeno
Médio
Grande
Potência Instalada
Até 80 kW
De 81 a 500 kW
> 500 kW
Tabela 2 - Relação tamanho e área do rotor
Tamanho
Pequeno
Médio
Grande
Diâmetro (m)
Até 16 metros
16m à 45m
> 45 m
13
Área do Rotor ( m2)
Até 200
200 à 1600
> 1600
4-
SISTEMA EÓLICO PARA GERAÇÃO DE ELETRICIDADE
Há uma variedade de máquinas que foram projetadas ao longo dos anos no intuito de aproveitar
ao máximo a energia contida nos ventos. As máquinas modernas são referidas como turbinas
eólicas ou sistemas de conversão de energia eólica para distinguir das máquinas tradicionais.
As modernas turbinas eólicas, em grande parte são equipamentos utilizados para gerar
eletricidade. Variam desde pequenas turbinas para produzir potências na ordem de dezenas ou
centenas de kW, utilizadas principalmente em áreas rurais, até turbinas consideradas de grande
porte que produzem potências na ordem de alguns MW e que normalmente estão interconectadas
à rede elétrica.
Basicamente um sistema eólico é composto pelos seguintes componentes:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Torre
Pás e rotor
Caixa de engrenagens
Gerador elétrico
Sistema de controle
Sistemas de freios
Sensores
Sistema eletrônico de potência para conexão à rede
nacele
A figura 4.1 apresenta os detalhes de um aerogerador de eixo horizontal.
14
Figura 4.1- Detalhes de um aerogerador de eixo horizontal[Macedo,2002]
4.1 Principais componentes do sistema
A seguir apresenta-se um detalhamento da função de cada componente.
4.1.1 Suporte estrutural – Torre
A torre é o componente projetado para suportar a turbina e a nacele que contém no seu interior a
caixa de engrenagens, gerador elétrico e demais componentes responsáveis pelo funcionamento
do sistema gerador.
As torres podem ser de três tipos: treliçadas, tubulares estaiadas e tubulares livres. Os materiais
empregados são o concreto e o aço. Para turbinas eólicas pequenas e médias, as torres são na
15
sua grande maioria de aço, as grandes turbinas já utilizam normalmente estrutura de concreto. A
figura 4.2 apresenta um modelo de torre treliçada, tubular e estaiada..
Deve-se ter um cuidado especial no projeto da torre para evitar que flutuações no vento
provoquem vibração da mesma .
Tubular
treliçada
estaiada
Figura 4.2. - Tipos de torres [http://www.windpower.dk/tour; Boyle, 2002 ]
41.2 Pás
As turbinas eólicas modernas podem ser classificadas de acordo com a orientação do eixo do
rotor em relação ao solo em: verticais e horizontais, conforme mostrado nas figuras 3.7 e 3.8 e
explicado acima.
16
Também possuem uma classificação conforma posição das pás na torre em “turbinas à montante”
A figura 4.3 mostra estes dois tipos de turbinas. e “turbinas a jusante
“a montante”
“a jusante”
Figura 4.3 – Classificação das turbinas conforme posição das pás na
torre[http://www.windpower.dk/tour]
Efeito do número de pás
Os principais fatores que permeiam a escolha do número de pás de uma turbina são:
•
•
•
•
•
•
O efeito no coeficiente de potência (Cp)
A especificação da razão de velocidade
custo
O peso da nacele
A estrutura dinâmica
Os meios de limitar a taxa de guinada (Yaw) para reduzir a fadiga giroscópica
O número de pás é visto em função da solidez das mesmas. A solidez é definida como a fração
sólida da área varrida pelas pás do rotor.
Com o intuito de extrair energia de forma eficiente, a interação das pás como o vento deve ser a
máxima possível. Turbinas de múltiplas pás, ou seja, elevada solidez, interagem com o vento a
uma baixa razão de velocidade (RV), enquanto as turbinas de poucas pás, ou seja baixa solidez,
giram mais rapidamente para virtualmente preencher a área varrida pelas pás, para interagir com a
maior parte possível do vento incidente. Se a razão de velocidade é muita baixa (RV= Razão entre
a velocidade na ponta da pá e velocidade do vento não perturbado), uma parcela do vento
incidente passa através das pás sem interagir com as mesmas; por outro lado, se a razão de
velocidade é alta, a turbina oferece muito mais resistência ao vento, de tal forma que uma parcela
do vento desvia para o entorno .
Turbinas de duas pás com a mesma solidez das turbinas de três pás terá uma razão de velocidade
ótima 1/3 maior. Turbinas com apenas uma pá com a mesma solidez de turbinas de duas pás
17
possuem uma razão de velocidade ótima duas vezes maior. Razões de velocidade ótimas das
turbinas modernas variam entre 6 a 20.
Na teoria, quanto maior o número de pás, mais eficiente é o rotor. Todavia, grande número de pás
pode interferir umas com as outras, assim sendo, turbinas de elevada solidez tende a ser menos
eficientes dos que as de baixa solidez.
Comparando a eficiência das turbinas de uma, duas e três pás, esta última possui a maior
eficiência. Razões tais com maior estabilidade, menor velocidade rotacional para uma mesma
produção de energia, menor ruído, sistema menos complexo para absorver shocks do rotor com a
turbina, fazem com que turbinas de três pás sejam as mais usadas na atualidade.
Turbinas com alta taxa de solidez, elevado número de pás, fornecem maior torque na partida e
opera a baixa velocidade, como é o caso das turbinas multipas utilizadas no bombeamento de
água. Para geração de eletricidade, as turbinas de duas ou três pás são as mais utilizadas, pois
possuem baixa solidez, ou seja, trabalham com velocidades elevadas, mais próximas da
velocidade de rotação do gerador elétrico.
O modelo de uma turbina não é ditado apenas pela tecnologia, mas por uma combinação de
tecnologia e custo. Fabricantes de turbinas eólicas desejam otimizar suas máquinas, de tal modo
que o custo da eletricidade gerada seja a menor possível.
Muitas vezes, não há necessidade de maximizar a produção anual de energia, se isto significar
usar turbinas de elevado custo. Um gerador pequeno (poucos kWs) necessita menos força para
girar do que um gerador de maior porte. Se instalarmos uma turbina de elevada potência com um
gerador de pequena potência, será produzida eletricidade durante muitas horas no ano, no
entanto, será capturado um pequena parte da energia do vento quando este soprar em altas
velocidades.
Um gerador de maior potência, por outro lado, será muito eficiente na incidência de ventos fortes,
mas incapaz de funcionar com ventos de baixa velocidade.
Logicamente, os fabricantes, irão observar a distribuição de vento e seu conteúdo energético nas
diferentes velocidades para determinar a combinação ideal entre tamanho de rotor e potência do
gerador em diferentes plantas. A instalação de turbinas com dois ou mais geradores pode em
alguns casos ser uma vantagem dependendo do preço da eletricidade.
O preço de uma torre normalmente corresponde a 20% do preço total de uma turbina. Portanto é
importante construir torre numa altura a mais ideal (otimizada) possível. Obviamente, se obtém
mais energia de uma turbina maior do que uma menor. Naturalmente, não se pode instalar um
rotor de 60 metros numa torre de menos de 30 metros. Porém, se consideramos o custo de um
rotor de grandes dimensões, um gerador de alta potência e caixa de engrenagem, será um
desperdício colocá-los numa torre baixa, tendo em vista que se obtém mais energia usando uma
torre mais alta. Cada metro de torre obviamente custa dinheiro, assim sendo a otimização da altura
da torre é função:
4- custo por metro de torre
5- perfil da variação da velocidade do vento com a altura (rugosidade do terreno)
6- preço da energia gerada função dos kwh adicionais gerados
Fatores que devem ser considerados em um projeto de turbinas eólicas:
- produção de energia
- vida útil ( função do tipo de forças atuantes)
- custo
18
Tipos de cargas: forças atuantes
-
Estática (cargas não rotativas): cargas constantes eu incidem na estrutura não
móvel
Cargas fixas (rotativas): cargas não variam com o tempo, porém, a estrutura está se
movendo.
Cargas cíclicas: variam com o tempo. Acontecem devido a conjunção de fatores
como: peso das pás, efeito de sombreamento e movimento de guinada.
Cargas transitórias: aparecem em resposta a um evento externo temporário
Cargas impulsivas: cargas que variam com o tempo (relativamente curto), mas de
elevada magnitude . Posição das torres com relação às pás.
Cargas estocásticas: cargas que variam com o tempo (cíclicas, transitórias e
impulsivas)
Cargas ressonantes induzidas : cargas cíclicas resultantes da resposta dinâmica de
algumas partes da turbina
Fontes de cargas:
-
Aerodinâmicas: aparecem com ventos de alta velocidade interferindo na estrutura
dinâmica e gerando fadiga
Gravidade: importante fonte de cargas nas pás de grandes dimensões
Interações dinâmicas: forças gravitacionais e aerodinâmicas induzem cargas em
outras partes das turbinas
Controle mecânico: Ex: aplicação de freios para parar a turbina pode gerar cargas ao
longo da estrutura
4.1.3 Caixa de multiplicação (Transmissão)
É o mecanismo que transmite a energia mecânica do eixo do rotor ao eixo do gerador. Os rotores
modernos operam a velocidades de ponta (tangenciais) da ordem de 60 a 100 m/s, quase
independente do tamanho do diâmetro. Assim, em virtude de questões mecânicas (vibração e
empuxo) a velocidade de rotação do rotor da turbina eólica deve ser limitada entre 15 a 200 RPM
Para geração, alguma forma de multiplicação de velocidade é necessária, pois os geradores no
atual estado da arte, conectados à rede de distribuição elétrica, possuem uma rotação, tipicamente
de 1800 rpm (4 pólos) ou 3600 rpm (2 pólos) para freqüência de 60Hz. A transmissão mais
amplamente utilizada é a por engrenagens, que tem como finalidade multiplicar a velocidade
angular com o intuito de melhor aproveitar as características do gerador. As configurações mais
modernas tendem a eliminar as caixas de engrenagens e utilizar geradores multipólos de baixa
velocidade e grandes dimensões.
O que se deseja é transferir toda potência do eixo de baixa rotação para o eixo de alta rotação
onde está acoplado o gerador elétrico. A figura 4.4. mostra um modelo simplificado desta relação
A potência é igual:
Q1Ω1 = Q2 Ω 2
A razão entre as velocidades das duas engrenagens Ω1 / Ω 2 , é inversamente proporcional ao
número de dentes de cada engrenagem , N1/N2 . Este último proporcional ao diâmetro da
engrenagem.
19
J – inércia
K – rigidez
n – razão entre as velocidades
dos eixos
1 e 2 – engrenagens
Q – torque
rotação
Ω1 N 2
=
Ω 2 N1
k1
J1
1
n
k2
J2
Figura 4.4 - Sistema de engrenagem [Manwell,2002]
As figuras 4.5 mostram respectivamente os dois tipos de sistemas de engrenagens utilizados em
turbinas eólicas, eixos paralelos e planetário. No sistema de engrenagens do tipo eixos paralelos,
engrenagens são montadas em dois ou mais eixos paralelos. Num sistema de um único estágio,
existem dois eixos, um de baixa velocidade ( acoplado ao rotor) e outro de alta velocidade
(acoplado ao gerador elétrico). Há duas engrenagens, uma em cada eixo. O sistema planetário, os
eixos de entrada e saída são coaxiais. Há múltiplos pares de engrenagens.
(a)
(b)
Figura 4.5 – Sistema de transmissão por engrenagens tipo (a) eixos paralelos e (b)
planetário (Manwell,2002
20
4.1.4 Gerador elétrico
É o componente que tem a função de converter a energia mecânica do eixo em energia elétrica.
Essa conversão pode ser feita utilizando os seguintes tipos de geradores elétricos:
•
•
•
gerador de corrente contínua (CC),
gerador síncrono,
gerador de indução
Gerador CC
O gerador CC até a década de 80 foi extensivamente utilizado, devido à extrema facilidade de
controlar a sua velocidade. Atualmente continua a ser utilizado, porém, limitado a turbinas de baixa
capacidade, particularmente onde a energia elétrica pode ser localmente utilizada na forma CC.
O gerador CC convencional, é auto-excitado através do uso de enrolamentos shunt ou série que
fornecem tensão CC para produzir o campo magnético. Atualmente, tem se projetado gerador CC
utilizando ímas permanentes para eliminar a dependência no fornecimento de corrente ao
enrolamento de campo e desta forma o uso de comutador. Porém, o seu uso é limitado a máquinas
de pequeno porte, abaixo de 100 kW. Com relação aos demais tipos de geradores, possui a
desvantagem do seu alto custo e necessidades maior de manutenção.
A figura 4.6 ilustra uma aplicação da turbina eólica usando gerador CC.
Figura 4.6 – Turbina eólica com gerador CC alimentando diretamente cargas CC e
indiretamente ligado a rede elétrica via conversor CC-CA ( Moraes,2004]
Gerador síncrono
O gerador síncrono é o mais utilizado na geração de energia elétrica. Funciona com velocidade
constante associada à freqüência constante. Assim sendo, não é o mais adequado para trabalhar
com operação em velocidade variável, típica de plantas eólicas, em função do comportamento dos
ventos. Requer corrente CC para excitação de campo e conseqüentemente escovas de carbono e
21
anéis deslizantes no rotor. Porém, esta exigência pode ser eliminada usando rotor de relutância,
porém limitado a aplicações de baixa potência. Quando conectado à rede de energia da
concessionária, apresenta a vantagem de não requerer suprimento de potência reativa da mesma.
Aplicação:
•
•
•
•
turbinas de grande porte conectadas as redes elétricas
conjunção com conversores eletrônicos em turbinas de velocidade variável
aplicações isoladas – usando imã permanente com aplicação CC
controle de tensão e fonte de potência reativa – redes isoladas
Vantagens:
•
•
melhor rendimento
não necessita de fonte externa de reativos
Desvantagem:
•
•
necessita de equipamentos adicionais (reguladores de tensão e velocidade) para manter o
sincronismo com a rede
maior custo (com relação ao geradores de indução)
A maioria dos geradores elétricos possuem 4 ou 6 pólos, ou sejam trabalham com velocidades
altas 1200 – 1800 RPM. A razão está na menor dimensão e peso e no menor custo.
Na Califórnia, por exemplo, existem geradores eólicos síncronos conectados a redes de baixa
tensão. Nos últimos anos, com o aumento da potência das máquinas e conexão a redes de alta
tensão, tem se dado preferência ao uso de geradores assíncronos ou de indução como são
conhecidos.
Gerador de indução (assíncrono)
A máquina de indução, particularmente o motor de indução, é o mais utilizado mundialmente
devido a sua construção robusta, facilidade de manutenção e baixo custo. Tem a vantagem com
relação aos demais tipos de geradores de não necessitar de excitação CC de campo, pois o seu
funcionamento é baseado em indução eletromagnética. Necessita ser excitado com corrente AC. O
gerador pode ser auto-excitado ou receber excitação externa. Pelas suas inúmeras vantagens, o
gerador de indução encontra hoje aplicações tanto em turbinas eólicas de grande como pequeno
porte. Tendo em vista que o gerador de indução é o mais utilizado ultimamente, dedica-se uma
atenção maior a esta tecnologia nesta seção.
A estrutura eletromagnética de em gerador de indução é formada por duas partes: o estator, parte
fixa, onde espacialmente são alojadas as bobinas em grupos de três alimentadas com correntes
trifásicas senoidais e, a parte móvel, denominada rotor, que se move no interior do estator, e que
pode também possuir bobinas alojadas ao longo de sua estrutura, ou pode ser constituído por
barras de cobre ou alumínio curto-circuitadas em suas extremidades. Esta combinação produz um
campo magnético girante no interior do estator, cujo vetor indução magnética tem módulo
constante e se desloca com velocidade angular determinada pela maneira como estão distribuídas
e ligadas as bobinas no estator bem como pela freqüência da corrente que circula nos
enrolamentos do mesmo.
A figura 4.7 apresenta um desenho de um motor de indução tipo gaiola de esquilo (rotor feito de
barras de cobre ou alumínio curto-circuitadas nas extremidades). O espaçamento entre o estator e
rotor denominado “entreferro”, é pequeno o suficiente para que o rotor possa girar livremente. A
22
necessidade de ambos, estator e rotor, serem constituídos de núcleos ferromagnéticos se prende
ao fato de assim, ser possível obter fluxo de indução a partir de correntes relativamente pequenas.
Figura 4.7 – Máquina de indução com rotor tipo gaiola de esquilo( Apostila de Eletrotécnica
geral, PEA,]
A velocidade do campo girante é denominada “velocidade síncrona” e é expressa pela seguinte
equação:
Ns =
60 f
, onde
P
f = freqüência da corrente de excitação dos enrolamentos do estator
P= número de pares de pólo
Ns = velocidade do campo girante em RPM
Característica do Torque-velocidade para gerador de indução
Quando máquina de indução é acoplada a uma turbina eólica, e o seu rotor é acionado a uma
velocidade maior que a velocidade síncrona, tem-se uma reversão na corrente induzida e no
torque. A máquina de indução nestas condições trabalha como gerador, convertendo a potência
mecânica do eixo da turbina em energia elétrica, que é entregue à carga ou à rede elétrica pelos
terminais do estator do gerador. Nestas condições diz-se que a máquina está trabalhando na
velocidade de operação super-síncrona.
Ao variarmos o escorregamento sob uma ampla faixa, obtermos a curva característica torque –
conjugado mostrado na figura 4.8. Na região do escorregamento negativo, a máquina trabalha
como gerador fornecendo energia à carga conectada aos seus terminais. Na região do
escorregamento positivo, trabalha como motor fornecendo energia mecânica à carga acoplada ao
seu eixo. Adicionalmente à região de trabalho como motor e gerador, a máquina de indução tem
ainda um terceiro modo de operação denominado modo de frenagem. Se a máquina é operada
com S > 1, girando-a no sentido contrário, ela absorve potência mecânica sem disponibilizar
potência elétrica. Isto e, a máquina trabalha como um freio. A potência neste caso é convertida em
perdas I2 × R nos enrolamento do rotor, que deve ser dissipado como calor, as correntes de
reversão de Eddy trabalham neste princípio. Assim sendo, no caso de emergências, o gerador
conectado à rede pode ser usado como freio revertendo a seqüência trifásica da voltagem nos
terminais do estator. Isto inverte a direção de rotação do campo magnético com relação ao estator.
O stress de torção nas pás e no cubo da turbina pode, todavia limitar o torque de frenagem.
23
Torque
Operação como
motor
Operação como freio
-0,5
0
0.5
1
1.5
Operação como
gerador
Figura 4.8 – Característica de operação da máquina de indução nos três modos de operação
Um outro tipo de motor/gerador de indução é o que possui bobinas alojadas no rotor, permitindo
acesso as mesmas via escovas que deslizam em anéis conectados ax extremidades das bobinas.
Tned acesso as bobinas, é possível controlar a velocidade/ecorregamento da mesma e outros
par6ametros característicos da máquina.
O gerador de indução tem como vantagens o menor custo, por permitir a variação de velocidades
é mais apropriado para trabalhar com turbinas eólicas. Como desvantagem está na necessidade
de uma fonte externa de reativos.
Considerações chaves do ponto de vista do projetista a serem considerados para especificar um
gerador elétrico.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Velocidade de operação
Eficiência em carga plena e parcial
Fator de potência e fonte de potência reativa
Regulação de voltagem (máquinas síncronas)
Método de partida
Corrente de partida (motores de indução)
Sincronização (máquinas síncronas)
Tamanho e peso
Tipo de isolamento
Proteção contra ambientes externos
Habilidade para acomodar flutuações de torque
Remoção de calor
Praticidade para uso de múltiplos geradores
24
Os geradores elétricos usados em turbinas eólicas fornecem energia em tensões entre 380V e 690
Volts trifásica. Devido ao seu aquecimento necessitam de sistema de refrigeração que pode ser a
ar (ventiladores) ou água (necessita de radiador)
4.1.5 Mecanismos de Controle
As turbinas eólicas são projetadas para fornecerem potência nominal de acordo com a velocidade
do vento prevalecente, ou seja, a velocidade média nominal que ocorre com mais freqüência
durante um determinado período. Como estão previstas variações na velocidade nominal do vento,
a turbina deve ser equipada com dispositivos que permitam limitar a potência e rotação para evitar
esforços excessivos aos componentes mecânicos e/ou elétricos quando da ocorrência de ventos
de elevadas intensidades e melhorar o rendimento em outras velocidades, aumentando o intervalo
de funcionamento do sistema eólico.
Somente a partir de uma certa velocidade, chamada velocidade de partida ou entrada (cut-in),
necessárias para vencer algumas perdas, o sistema começa a funcionar. À medida que a
velocidade do vento aumenta, aumenta a produção de eletricidade atingindo a potência nominal
quando o vento alcança a velocidade especificado nominal de projeto. Acima da velocidade
nominal a potência é mantida constante. Para ventos de velocidade excessiva chamada velocidade
de corte (cut-out) o mecanismo de proteção é acionado com a finalidade de desligar a turbina para
que não haja riscos ao rotor e à estrutura do sistema. Um sistema eólico tem o seu rendimento
máximo a uma dada velocidade do vento (chamada de velocidade de projeto ou velocidade
nominal) e diminui para velocidades diferentes desta.
Projetar um sistema eólico, para um determinado tamanho de rotor e para uma determinada carga
supõe trabalhar num intervalo ótimo de rendimento do sistema com relação à curva de potência
disponível do vento local.
A curva que descreve a quantidade de energia gerada em função da velocidade do vento
denominada “Curva de potência da turbina” é mostrada na figura 4.9. Cada tipo de turbina tem
sua curva de potência específica.
Figura 4.9 - Curva de potência de um aerogerador de eixo horizontal [Fadigas, 1993]
Atualmente, as turbinas de grande porte são projetadas para trabalharem com velocidade variável,
aproveitando as características de variabilidade dos ventos, incorporando no controle a eletrônica
de potência para controle de passo das turbinas e demais parâmetros. Projetos de pequeno porte
25
devem ser simples e de baixo custo e, portanto normalmente não empregam sistemas sofisticados
de controle.
São vários os mecanismos de controle utilizados em sistemas eólicos, podendo-se destacar:
Yaw control (guinada)
O controle de guinada orienta o rotor na direção do vento. Constitui-se num excelente meio de
controlar a saída de potência da turbina. Turbinas que trabalham sem este mecanismo estão
sujeitas à maiores cargas de fadiga. Grande parte das turbinas utiliza mecanismos de controle de
guinada forçados, que são constituídos de motores elétricos e caixas de engrenagens controlados
por um sistema eletrônico de controle que várias vezes por segundo checa a posição da turbina
contra o vento para manter a turbina perpendicular ao vento. A figura 4.10 ilustra o mecanismo de
controle de guinada. O mesmo é controlado usando um sinal de erro como entrada. Este sinal é
monitorado por um sensor de direção.
Figura 4.10 – Mecanismo de guinada
Controle de velocidade:
Exemplos de mecanismos de controle:
-
-
Rotores com ângulo de passo variável: O controle de passo é um sistema de controle ativo,
que normalmente necessita de um sinal do gerador de potência. Permite variar o rendimento
do rotor à medida que a velocidade do vento varia, através da mudança de posição das pás,
girando as mesmas em torno do seu eixo longitudinal, ou seja, mudam o seu ângulo de passo
para reduzir o ângulo de ataque do fluxo de ar. Com isso, pode-se aumentar o intervalo de
funcionamento do sistema eólico e ainda manter uma determinada velocidade de rotação, que
corresponde à eficiência máxima do gerador. Para velocidades de vento superiores à nominal,
que é a mínima que se necessita para gerar a potência nominal, o ângulo é escolhido de tal
forma que a turbina produza apenas a potência nominal.
Rotores de passo fixo: É um sistema passivo que reage à velocidade do vento. As pás do
rotor são fixas em seu ângulo de passo e não podem ser giradas em torno do seu eixo
longitudinal. Seu ângulo de passo é escolhido de tal forma que para velocidades de vento
maiores que a nominal, o fluxo de ar em torno do perfil da pá do rotor descola da superfície das
pás (estol). Isto reduz as forças atuantes de sustentação e aumenta a de arrasto, diminuindo,
portanto a potência do rotor. Turbinas com controle estol são mais simples do que as de
controle de passo porque elas não necessitam de um sistema de mudança de passo. Em
termos mundiais, o conceito de controle através de estol domina. A figura 4.11 mostra o perfil
do vento nas pás, quando ele escoa de forma adjacente e quando entra em estol.
26
Figura 4.11 – Perfil do vento escoando sobre ás pás. [Boyle, 2002]
Para entender melhor estes dois mecanismos, vamos discorrer um pouco sobre a aerodinâmica
das turbinas eólicas.
4.1.6 Aerodiâmica das turbinas eólicas
Um objeto inserido numa corrente de ar está sujeito a uma força devido ao impacto do vento.
Podemos considerar que esta força possui duas componentes agindo numa direção uma
perpendicular à outra, conhecidas como força de arrasto e força de sustentação. A magnitude das
forças de arrasto e sustentação depende da forma do objeto, sua orientação com relação à direção
da corrente de ar, e da velocidade da corrente de ar.
Forças de arrasto são aquelas forças experimentadas por um objeto num fluxo de ar que estão
em alinhamento com a direção do fluxo de ar.
Forças de sustentação são forças experimentadas por um objeto num fluxo de ar que são
perpendiculares à direção do fluxo de ar.
A figura 4.12 mostra a representação das forças de arrasto e sustentação em um perfil de pá.
Figura 4.12 – Forças de sustentação e arrasto em um perfil de pá.[ Boyle, 2002]
27
O ângulo em que um objeto faz com a direção de um fluxo de ar, medido com relação a uma linha
de referência no objeto, é denominado ângulo de ataque. A linha de referência em uma seção do
aerofólio é usualmente referida como ‘linha de corda” que também é o comprimento da seção
transversal da pá de uma borda a outra numa determinada posição da pá (figura 4.14).
Há dois tipos principais de seção de aerofólio: assimétrico e simétrico como mostrado na figura
4.13.
Figura 4.13 – Tipos de seção aerofólio – (a) , b) e c) forma de seção assimétrica de aerofólio
e d) seção simétrica de aerofólio [Boyle, 2002; Cresesb, 2002]
]Ambos possuem superfície superior convexa, borda arredonda chamada “borda dianteira” (fica de
frente à direção de onde os ventos vêm) e, uma borda pontiaguda conhecida como “borda
traseira”.
As características das forças de arrasto e sustentação de várias formas de aerofólios, para uma
ampla faixa de ângulos de ataque, têm sido determinada em medições realizadas em túnel de
vento. As características de arrasto e sustentação medidas para cada ângulo de ataque, podem
ser descritas usando os coeficientes adimensionais de arrasto e sustentação (Ca e Cs). O
conhecimento destes coeficientes é essencial na seleção apropriada da seção do aerofólio para
projetos de pás de turbinas. Forças de arrasto e sustentação são ambas proporcionais a energia
do vento.
CORTE TRANSVERSAL DA PÁ
Zona de pressão negativa Sucção
Ângulo de ataque
α
Vw
Borda de ataque
Zona de pressão positiva
Borda de fuga
Linha de corda
Distância da corda
Vento incidente nas pás
Figura 4.14 - Zona de baixa e alta pressão ao redor de um aerofólio num fluxo de ar
O coeficiente de arrasto de um aerofólio é dado pela seguinte expressão:
28
Ca =
FA
0,5 × ρ × V 2 × Ab
onde;
FA = força de arrasto em newtons
ρ = densidade do ar em kg/m3
V = velocidade do ar próximo ao aerofólio em metros por seg.
Ab = é a área da pás ( linha de corda × comprimento da pás) em m2
O coeficiente de sustentação do aerofólio é dado pela seguinte expressão:
Cs =
FS
0,5 × ρ × V 2 × Ab
onde;
FS = força de arrasto em newtons
Cada aerofólio tem um ângulo de ataque no qual a razão entre os coeficientes de sustentação e
ataque (Cs / Ca) é máxima e este ângulo de ataque resulta na máxima eficiência das turbinas de
eixo horizontal.
O ângulo de ataque para o qual ocorre o efeito de estol, ou seja, o fluxo repentinamente deixa o
lado de sucção (ângulo de ataque elevado) resulta numa alta perda de força de sustentação e
ganho de força de arrasto.
Todos esses métodos (estol e passo variável) podem ser utilizados individualmente ou combinados
em casos de velocidade excessiva, ou perda brusca de carga e para controlar o funcionamento do
rotor numa faixa limitada de velocidade.
A figura 4.15 mostra o ângulo de passo e de ataque das pás.
Figura 4.15 REF: Silva, 2005
29
Onde:
α - Ângulo de ataque: formado entre a corda do perfil da pá e a direção do vento resultante Vwr
β - ângulo de passo: ângulo entre o plano de rotação e a corda do perfil aerodinâmico das pás
α + β : ângulo em que a velocidade do vento resultante faz com o plano de rotação das pás.
A figura 4.16 mostra num mesmo gráfico a curva da potência eólica contida no vento, curva da
máxima potência teoricamente utilizável, função do coeficiente de potência característica do vento
(fator de betz), curva de potência da turbina utilizando controle estol e curva de potência da turbina
utilizando controle por passo variável.
Sistema de segurança
Figura 4.16 – Curva de potência da turbina [Dewi,2002]
A velocidade da turbina é geralmente muito menor que a velocidade desejável para o gerador. Por
esta razão, a velocidade das turbinas em grande parte dos sistemas eólicos é aumentada
utilizando os sistemas de acionamento.
A equação da potência eólica do vento aproveitada nas pás do rotor como já descrito
anteriormente é:
P=
1
ρAV 3 .Cp
2
onde Cp = coeficiente de potência da turbina
30
Reforçando o que já foi descrito, o valor de Cp varia com a razão entre a velocidade de ponta de
pá e velocidade do vento, denominado razão de velocidade de ponta de pá ou velocidade
específica. A figura 33 mostra novamente uma curva de Cp versus RV (razão de velocidade de
ponta de Pá). À medida que a velocidade do vento muda, RV e Cp variam. Cp apresenta um valor
máximo para um único valor de RV. Portanto, quando operando um rotor com uma velocidade
constante, o coeficiente de potência será máximo em apenas um valor de velocidade de vento.
Para alcançar a máxima energia anual, o valor do Cp, deve ser mantido no máximo nível todo o
tempo, independente da velocidade do vento. Portanto, a velocidade do rotor deve ser mudada em
resposta a mudança da velocidade do vento. Assim sendo, o sistema de controle deve atuar para
manter a velocidade do rotor alta quando a velocidade do vento é alta e vice-versa. Isto é ilustrado
na figura 4.17. Para uma dada velocidade do vento, V1, V2, e V3, as curvas de potência do rotor
versus a velocidade da turbina são plotadas em linhas sólidas. Com o intuito de extrair a máxima
energia possível durante o ano, a turbina deve ser operada no ponto de máxima potência para
todos os valores de vento. Na figura, isto acontece nos pontos P1, P2 e P3 para as velocidades
V1, V2 e V3 respectivamente. O fator comum entre os picos de produção de potência P1, P2, e P3
é o valor constante e elevado de RV.
A operação da máquina com constante valor de RV correspondendo ao ponto de pico da potência
significa alta velocidade do rotor em rajadas de vento. As forças centrífugas produzidas nas pás
do rotor sob tais velocidades podem mecanicamente destruir o rotor. Além disso, o gerador
produzindo potência acima da sua capacidade nominal pode ser eletricamente destruído. Por estas
razões, a velocidade da turbina e a saída de potência do gerador devem ser controladas.
Potência
Ponto de máxima potência
P3
V1<V2<V3
P2
V2
P1
V3
V1
Velocidade da turbina
Figura 4.17- Potência da turbina versus característica da velocidade do rotor para diferentes
velocidades de vento. O pico de potência move-se para a direita nas altas velocidades.
O controle de velocidade e da potência de um sistema eólico possui três regiões distintas:
31
-
região de Cp ótima constante
região de velocidade limitada
região de potência limitada
Estas regiões são mostradas na figura 4.18. A turbina tipicamente começa a operar na velocidade
de partida (cut-in), quando a velocidade excede 4-5 m/s, e é desligada na velocidade de corte (2530m/s). Entre estas velocidades, a turbina opera em uma das regiões citadas acima. Em uma
planta específica, a turbina pode operar 70 a 80% do tempo.
A região de Cp máxima é a região de operação normal, onde o controle de velocidade atua
operando o sistema num valor constante ótimo de Cp armazenado na memória do computador.
Na região de Cp constante, o sistema de controle aumenta a velocidade do rotor em resposta ao
aumento da velocidade do vento até um certo limite. Quando este limite é alcançado, o controle
muda para a região de limite de velocidade. O coeficiente de potência não permanece mais no seu
valor ótimo, e a eficiência do rotor cai.
Se a velocidade do vento continua a aumentar, o sistema aproxima da limitação de potência do
gerador elétrico. Quando isto ocorre, a velocidade da turbina é reduzida, e o coeficiente de
potência Cp distancia-se do valor ótimo. A saída de potência da turbina permanece constante no
limite de projeto. Quando o limite de velocidade e potência não pode ser mantido sob ventos fortes
(rajadas), a máquina é desligada. Esta é a função, portanto dos dois métodos tradicionais de
controle de velocidade da turbina e potência do gerador: O controle de passo variável e o controle
de passo fixo (estol).
Cp (%)
100
Limite de potência do gerador
Cp constante
40
5
15
25
Velocidade do vento m/s
Figura 4.18 – Regiões de funcionamento da turbina
O rendimento global do sistema eólico relaciona a potência disponível do vento com a potência
final entregue pelo sistema. Resulta em valores menores, uma vez que os demais componentes
mecânicos e elétricos da turbina eólica apresentam perdas de potência.
A potência elétrica pode ser expressa por:
32
Pelétrica = Protor × η
Onde η é o produto do rendimento do multiplicador de velocidade, gerador elétrico e demais
acessórios. O fato do rotor funcionar em uma faixa de limitada de velocidade também contribui
para reduzir a energia por ele captada.
4.1.7 Sistema de segurança
As turbinas eólicas também estão sujeitas à falhas, tais como perda brusca de carga, vibração,
perdas de fase, anomalias na tensão e na corrente, etc. Desse modo, as turbinas devem ser
equipadas com dispositivos de segurança que desligue as mesmas automaticamente na
ocorrência dessas falhas. Os sistemas de segurança mais utilizados são os sensores de vibração,
sensores indicadores de direção e intensidade do vento, medidor de rotação (tacômetro),
disjuntores de sobrecarga, sistema de embandeiramento de pás, freios mecânicos (freios e discos)
e freios aerodinâmicos (pontas de pá).
A figura 4.19 mostra um dos tipos de freios utilizados na frenagem da turbina ou no seu repouso
quando a mesma não está operando.
Figura 4.19 – Sistema de freios a disco(Manwell,2002
Os tipos de freios São:
-
-
freio de disco: opera de uma maneira similar ao disco de automóveis. Um disco rígido
de aço é afixado no eixo a se freado. Durante a frenagem, um atuador (pinças
hidráulicas) pressionam as pastilhas contra o disco. A força resultante cria um torque
em oposição ao movimento do disco, desacelerando o rotor.
Os freios à embreagem são conhecidos como freios dinâmicos. As embreagens são
acionadas por molas de pressão e soltas através de mecanismos ativos ou
eletromecânicos.
4.1.8 Equipamentos elétricos ancilares
•
•
cabos de potência: cabos trifásicos (normalmente a quatro fios) devidamente
dimensionados para minimizar perdas de potência e quedas de tensão. São deixados
frouxos para evitar que sejam enrolados pelo giro da nacele.
Anéis deslizantes ( normalmente usados em pequenas turbinas): anéis e escovas para
transferir energia de um ponto ao outro.
33
•
•
•
•
•
•
Partida lenta: Conversores eletrônicos, que fornecem uma corrente reduzida no gerador
(soft-starter)
Contactores: O contactor principal é a chave que conecta os cabos dos geradores ao
restante dos equipamentos elétricos do sistema.
Disjuntores ou fusíveis; Necessários para abrir a conexão do gerador à rede elétrica na
ocorrência de elevadas correntes, representadas por curto-circuitos ou falhas
Interrupção principal: chave situada entre a rede elétrica e o sistema eólico completo.
Capacitores para correção do fator de potência: conectado próximo ao gerador,
normalmente na base da torre ou na subestação
Cargas elétricas da turbina: Motores hidráulicos, motores de passo, acionamento do
mecanismo de guinada, compressores a ar, etc. Necessário um transformador para
rebaixar a tensão do gerador elétrico para alimentar as cargas.
4.1.9 Conversores
São equipamentos usados para transformar potência elétrica de uma forma em outra, tais como
em CA para CC, CC para CA, uma voltagem em outra, ou uma freqüência em outra. Na geração
eólica, os conversores possuem inúmeras aplicações. Ultimamente estão sendo utilizados, por
exemplo, na partida do gerador elétrico, turbinas de velocidade variável, em em redes isoladas.
Basicamente consistem de sistemas eletrônicos de controle, ou chaves eletrônicas. Alguns destes
sistemas incluem diodos, retificadores controlados de silício (SCR’s – também conhecidos como
tiristores), gate turn off tyristors (Gto’s) e transistores de potência.
A figura 4.20 mostra uma ponte trifásica retificadora usando diodos. A função dessa ponte é
converter uma corrente trifásica senoidal em corrente contínua.
Figura 4.20 – Ponte retificadora utilizando diodos [ Manwell,2002]
A figura 4.21 ilustra a voltagem CC que poderia ser produzida de uma fonte trifásica, 480 V,
usando um aponte retificadora a diodo mostrada na figura 4.20.
34
Figura 4.21 – Voltagem Contínua ( retificada) de uma retificador trifásico [Manweel,2002]
Com o objetivo de converter um sinal CC em CA, de uma bateria ou de uma ponte retificadora em
uma turbina de velocidade variável, um inversor é utilizado. A maioria dos inversores é constituída
de chaves/ componentes eletrônicos da mesma forma que os retificadores e estes inversores são
equipamentos que chaveiam altas correntes e controlam o circuito que coordena o chaveamento
de todos os seus elementos. Há dois tipos de inversores: Os auto-comutados e os comutados pela
rede elétrica.
A figura 4.22 mostra um inversor usando SCR’s , usado em conexão com rede trifásica. O circuito
é similar ao da ponte trifásica retificadora mostrado na figura 4.20, mas nesse caso o tempo de
chaveamento dos elementos do circuito é externamente controlado e a corrente flui da fonte CC
para a rede AC trifásica.
Figura 4.22 – Inversores (SCR’s) comutado pela rede [Manweel, 2002]
35
4.1.10 Filtro de harmônicos
Harmônicas são voltagens ou correntes cuja freqüência é um múltiplo inteiro da freqüência
fundamental da rede. As distorções harmônicas referem ao efeito na forma de onda senoidal da
forma de onda não senoidal de corrente ou tensão de alta freqüência, resultante da operação de
equipamentos elétricos que dispositivos de chaveamento estado sólido. As distorções harmônicas
são causadas por inversores, acionamento de motores industriais, eletrodomésticos eletrônicos,
reatores de lâmpadas fluorescentes, dentre outros.
A figura 4.23 mostra um exemplo de distorção harmômica.
Figura 4.23 – Exemplo de distorção harmônica [Manwell, 2002]
As distorções harmônicas podem ser corrigidas através de filtros. Existe uma variedade de
tipos de filtros que podem ser empregados, dependendo da situação. A forma geral de um filtro de
voltagem CA inclui impedância série e paralelo, constituído por capacitores e indutores. A figura
4.24 mostra um tipo de filtro ressonante série-paralelo.
Figura 4.24 – Filtro série-paralelo [Manwell,2002]
36
4.1.11 Sistema de controle
O propósito de um sistema de controle em uma turbina’/fazenda eólica é gerenciar de forma
segura e automática a operação de uma turbina.
Os sistemas de controle de uma turbina são geralmente divididos em três partes:
a) Um controlador que controla inúmeras turbinas em uma fazenda eólica
b) Um controlador supervisório para cada turbina eólica
c) Se necessários, controles dinâmicos separados para cada subsistema em cada turbina
A figura 4.25 resume os principais componentes de um sistema de controle em uma turbina eólica.
Controle de uma fazenda eólica
Start up
Checagem do sistema
Monitoramento
contínuo de faltas
Controle da aceleração
Controle de velocidade
Controle
dinâmico dos
componentes
Sincronização
Controle on-line
Desligamento por
emergência
Desligamento
Desconexão
Turbina
eólica
Desaceleração
Controle supervisório
Frenagem
Figura 4.25 – Componentes de um sistema de controle em uma turbina eólica [Manwell,
2002]
Elementos comuns que necessitam ser considerados em qualquer projeto de um sistema de
controle são representados abaixo (Figura 4.26) por um modelo básico de uma turbina.
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Inércia do rotor
Torque
aerodinâmico
Inércia do trem de
acionamento
eixo
Torque elétrico
Torque de
frenagem
Figura 4.26 – Modelo básico de uma turbina [ Manwell, 2002]
Torque do gerador a velocidade constante = f ( torque aerodinâmico, dinâmica do sistema)
Torque do gerador a velocidade variável = f ( sistema de controle do torque do gerador)
Componentes de um sistema de controle:
Função:
1- Um processo: que possui um ponto ou pontos que permitem que o processo seja modificado ou
influenciado
2- Sensores ou indicadores: para comunicar o estado do processo ao sistema de controle
3- Um controlador: hardware e software lógico, para determinar que ação de controle deve ser
tomado. Consiste de computadores, circuitos eletrônicos, ou sistemas mecânicos
4- Amplificadores de potência: fornecer potência para a ação de controle.
5- Atuadores ou componentes para intervir no processo: mudar a operação do sistema
A figura 4.27 apresenta o sequenciamento da atuação de um sistema de controle:
Controlador
Saída
Amplificador
de potência
atuadores
Processo
Sensor
Figura 4.27 – Sequência de atuação do sistema de controle [Manwell,2002]
Processos controláveis de uma turbina eólica:
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•Desenvolvimento do torque aerodinâmico
• Desenvolvimento do torque do gerador
• Conversão da corrente elétrica e fluxo de fluído em movimento. Acionamento de guinada e
mecanismo de controle de passo das pás usam controle de corrente ou o fluxo do fluído hidráulico
para controlar válvulas e a direção e velocidade do movimento mecânico
• Conversão da energia cinética do ventos em energia elétrica. Requer o monitoramento e
sequenciamento de um número de sub-processos. Ex: conectar o gerador à rede, ligar os
compressores e bombas ou abrir válvulas
Sensores de uma turbina eólica:
Nas turbinas modernas de grande porte vários sensores são usados medir e informar ao sistema
de controle diferentes aspectos operacionais da turbina.
•Velocidade (velocidade do gerador, velocidade do rotor, velocidade do vento, taxa de guinada,
direção da rotação)
• Temperaturas ( óleo da caixa de engrenagem, óleo hidráulico, bobinas do gerador, temperatura
externa, temperaturas dos componentes eletrônicos )
• Posição (passo das pás, posição de guinada, erro de guinada, direção dos ventos,)
• Características elétricas (potência ativa, corrente, fator de potência, tensão, freqüência, falta a
terra, operação do conversor)
• Parâmetros de fluxo do fluido ( pressão hidráulica ou pneumática, nível do óleo hidráulico, fluxo
de óleo hidráulico)
• Movimentos, vibrações, momentos.
• Condições ambientais: sensor de umidade, gelo,descargas atmosféricas
Faz a conexão entre a medição dos parâmetros operacionais e a ação que será imposta a turbina
afetando seu ponto operativo. Controladores típicos incluem:
•Mecanismos mecânicos: rotor de cauda, acoplamento de molas, usados no controle de passo das
pás, posição da nacele, velocidade do rotor.
• Circuitos elétricos. Reles e chaves, quando energizados podem mudar o estado de
funcionamento dos atuadores, ou mudar a forma total de operação do sistema dinâmico
• Computadores. Usados freqüentemente como controladores. Podem ser configurados para
receber sinais digitais e analógicos de saída e entrada, e podem ser programados para executar
funções lógicas e prover respostas dinâmicas as entradas.
Amplificador de potência:
Quando o sinal de controle vindo do controlador não possui potência suficiente para fazer funcionar
o atuador, um amplificador de potência é necessário. Amplificadores típicos numa turbina eólica
incluem:
•Chaves. Existe uma variedades que podem ser controladas com uma pequena quantidade de
corrente ou pequena força mas agem como amplificador podendo chavear altas correntes. Reles,
contactores, chaves eletrônicas de potência, tal como transistores, SCR’s e válvulas hidráulicas.
• Amplificadores elétricos. Diretamente amplificam a voltagem e corrente de controle a um nível tal
que podem acionar um atuador.
• Bombas hidráulicas. Proporciona um fluido de alta pressão que pode ser controlado com válvulas
que requerem pouca potência.
•Equipamentos eletromecânicos. Motores CC, motores de passo, Motores AC com controladores
de estado sólido, atuadores lineares e magnéticos.
• Pistão hidráulico. São freqüentemente usados no posicionamento de sistemas que necessitam de
alta potência e velocidade.
• Aquecedores resistivos e ventiladores. Para controle de temperatura
Também são incluídos como atuadores: engrenagens, acoplamentos e outros elementos de
máquinas que modificam a força de atuação ou direção.
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REfERÊNCIAS
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