TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO OUTUBRO/2016 UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ ENGENHARIA ELÉTRICA ESTUDO E MODELAGEM DE MICROSITING EM OFF-SHORE

ESTUDO

E

MODELAGEM

DE

MICROSITING

EM

OFF-SHORE

Edson Esteves Perroni Priscila Maris de Sousa Silva

Orientador: Prof. Dr. Jamil Haddad

Coorientador: Prof. Dr. Edson da Costa Bortoni

Instituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)

Resumo - Este trabalho tem por finalidade apresentar um estudo de micrositing em off-shore, assim como de-senvolver um algoritmo para a otimização de seu pro-jeto e avaliar as principais turbinas presentes no mer-cado.

Palavras-Chave: Micrositing, off-shore, energia eólica, aerogerador, turbina eólica.

I – INTRODUÇÃO

Este artigo se inicia com um referencial teórico. Nele é ex-plicado o que é o micrositing, quais fatores devem ser le-vados em conta em seu estudo, as principais turbinas do mercado, os modelos computacionais mais conhecidos, além da apresentação de alguns conceitos e modelos que serão utilizados em todo o trabalho. Em seguida é apresen-tada a metodologia que será utilizada. Primeiro é discutido os métodos para a alocação das turbinas, depois formulado o problema que será tratado pelo programa desenvolvido. Este leva em conta, como principais fatores: o cálculo da perda de potência provocada pela Esteira de Van Karman, explicado no referencial teórico; e a relação de custo por potência gerada em relação ao número de turbinas utiliza-das em projeto. Neste tópico também são discutidos alguns aspectos de avaliação da turbina a se escolher para o pro-jeto. O trabalho termina com a apresentação dos resulta-dos, onde foi feito um estudo de caso com a utilização de uma turbina real disponível no mercado simulado no pro-grama desenvolvido.

II – REFERENCIAL TEÓRICO

O micrositing é uma etapa fundamental para o projeto de um parque eólico. Nesta etapa é definido o layout da usina,

a potência que será instalada e o tipo de turbina que será utilizada. Para isso, o micrositing integra os estudos do vento, do local, relevo, clima, etc. Em se tratando de mi-crositing off-shore, o processo fica simplificado, principal-mente por questões do relevo e cobertura vegetal.

Ao longo deste referencial teórico serão apresentados, de uma maneira mais aprofundada, os fatores que influenciam neste estudo.

II.II – Layout da Usina

Para uma análise apropriada da alocação das turbinas em um determinado local, deve-se levar em consideração al-guns parâmetros da turbina como:

 Altura do cubo;

 Diâmetro do rotor;

 Coeficiente de empuxo;

 Curva de potência em relação à velocidade do vento.

E informações do terreno, como:

 Comprimento de rugosidade do solo;

 Área do terreno;

 Obstáculos presentes no ambiente.

Também são necessários dados históricos do vento local, como velocidade e direção. Para isso, é comumente utili-zado um modelo chamado de Rosa dos Ventos, o qual mostra a distribuição da velocidade dos ventos associada a frequência de sua ocorrência, como o da Erro! Fonte de

referência não encontrada..

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Figura 1 – Rosa dos Ventos

A partir da informação estatística da direção predominante do vento, determina-se o posicionamento das turbinas (Fi-gura 2) de modo a diminuir o máximo possível os obstácu-los que possam interferir nesta direção.

Figura 1 - Posicionamento de Turbinas Eólicas

II.III – Potencial Eólico

A potência eólica (em Watts) é proporcional ao cubo da velocidade do vento, como mostra a Equação 1:

𝑃 = 1 2𝜌𝐴𝑉

3 ₍₁₎

Onde V é a velocidade do vento (em m/s), 𝜌 a massa espe-cífica do ar (em kg/m³) e A é área de escoamento do vento (em m²).

Entretanto, a potência máxima que uma turbina pode ex-trair do vento não é igual à potência disponível no meio. De acordo com o Coeficiente de Betz, [3], a potência má-xima que pode ser extraída é igual a 59,3% da potência disponível no local.

II.IV – Turbinas Eólicas

Sabendo-se da necessidade de entregar energia com fre-quência e amplitude constantes à rede, podem ser utiliza-dos dois tipos básicos de aerogeradores, os síncronos e os assíncronos. A turbina eólica com gerador assíncrono se

mostra como a melhor opção para a geração de energia eó-lica, visto que o gerador síncrono não apresenta um bom desempenho quando a rotação de máquina primária é vari-ável, como é o caso dos ventos. O gerador assíncrono de rotor em gaiola se mostra tecnicamente viável apenas para potências menores que 800kW, sendo que para potências superiores, o mais adequado é o de rotor bobinado de anéis [2].

As turbinas eólicas fabricadas atualmente podem ser HAWT (Horizontal Axis Wind Turbines) ou VAWT (Ver-tical Axis Wind Turbines). Quando comparadas às de eixo vertical, as horizontais do tipo hélice são as mais utiliza-das, variando apenas na quantidade de pás (entre 3, 2 ou 1), de acordo com a velocidade dos ventos e a possibili-dade de gerar ruídos. A Figura 2 ilustra a estrutura e o fun-cionamento de uma turbina de eixo horizontal.

Figura 2 - Funcionamento da turbina de eixo horizontal

Os principais fabricantes de turbinas eólicas são: Vestas (fabricante Dinamarques), Siemens, GE Wind, Enercon (empresa Alemã), Suzion Group, Gamesa, Envision, Min-gyang, e United Power. No Brasil, existe uma subsidiária da empresa alemã Enercon, em São Paulo. Tal empresa passou a produzir os primeiros aerogeradores brasileiros completos de grande porte em 2000 e além de atender o mercado interno, também os exporta. A Erro! Fonte de

referência não encontrada. mostra um comparativo geral

das características das principais turbinas presentes no mercado.

A escolha do modelo de aerogerador a ser adotado em um projeto eólico deve ser precedida por uma criteriosa aná-lise das condições de vento e intensidade de turbulência no local da usina. As análises das condições de vento incluem a estimativa de ventos extremos com médias de 10 minutos (velocidade de referência) e 3 segundos (rajadas máxi-mas).

TABELA 1 – CARACTERÍSTICAS DAS PRINCIPAIS TURBINASDO MERCADO

Tipo de Turbina Diâmetro do

Rotor (m) Altura (m) Potência No-minal (MW) Siemens On-shore 3.0-101 / SWT-3.2-101 / SWT-3.4-101 101 74,5 /94 3,4 3.0-108 / SWT-3.2-108 / SWT-3.4-108 108 74,5/94 3,4 3.0-113 / SWT-3.2-113 113 83,5/127,5 3,2 SWT-3.3-130 130 85/135 3,3 SWT-2.3-101 101 73,5/80 2,3 SWT-2.3-108 108 78,3/115 2,3 SWT-2.3-120 120 80/92,4 2,3 Off-shore SWT-3.6-120 120 - 3,6 SWT-4.0-120 120 - 4 SWT-4.0-130 130 - 4 SWT-7.0-154 154 - 7 SWT-8.0-154 154 - 8 Vestas On-shore V90-1.8 / V90-2.0 MW 90 80/95/105 1,8/2,0 V100-1.8 / V100-2.0 MW 100 80/95/120 1,8/2,0 V105-3.45 MW 105 72,5 3,45 V112-3.45 MW 112 69/94 3,45 V117-3.45 MW 117 80/91,5/116,5 3,45 V126-3.45 MW / V126-3.45 MW 126 87/166 3,45 V136-3.45 MW 136 82/112/132/149 3,45 Off-shore V112-3.3 MW 112 - 3,3 V164-8 MW 164 - 8 Suzlon Group On-shore S95-2.1 MW 95 80 /90/100 2,1 S97-2.1 MW 97 80 /90/100 2,1 S111-2.1 MW 111,8 90/120 2,1 Envision On-shore 1.5-93 93 80 /90/100 1,5 1.8-106 106 80 /90/100 1,8 2.1-110 110 80 /90/100/125 2,1 2.2-110 110 - 2,2 2.3-110 110 - 2,3 2.3-115 115 - 2,3 3.0-120 120 80/90/95 3 4.0-130 130 90 4 4.0-136 136 80 4 GE Off-shore Haliade 6MW 150,95 100 6

No projeto destes aerogeradores as condições extremas de vento são utilizadas para calcular os carregamentos máxi-mos suportados pelas turbinas. Além disso são considera-dos também os efeitos das condições climáticas na integri-dade e segurança da turbina tais como: temperatura, umi-dade, densidade do ar, radiação solar, chuva, granizo, des-cargas atmosféricas, salinidade, terremotos, substâncias químicas, etc.

A escolha adequada da turbina deve levar em conta não apenas aspectos técnicos, mas também comerciais, como:

 Fabricação e assistência técnica no país e região;

 Tecnologia adotada;

 Modelos e tamanhos disponíveis;

 Infraestrutura para transporte e montagem;

 Produção de energia do aerogerador no local;

 Custo de instalação;

 Custo de operação e manutenção do aero gerador.

As turbinas convencionais, horizontais com três pás, pos-suem uma curva de eficiência que varia com a velocidade o vento, conforme mostra a Figura 3:

Figura 3 - Curva de Eficiência de uma Turbina Convencio-nal

Dessa forma, é desejável que a turbina escolhida tenha sua eficiência máxima onde a velocidade do vento seja similar à predominante do vento local.

A Tabela 2 mostra as classes de turbina definidas pela norma IEC-61400-1.

TABELA 2 – CLASSESDE TURBINASDE ACORDO COM IEC-61400-1. Classe IEC Parâmetros Básicos Condições Extremas de Vento Vref (10min, 50 anos) [m/s] Vmédia (10min) [m/s] I15 (%) Ve50 (3s, 50 anos) [m/s] Ve1. (3s, 1 ano) [m/s] IA 50 10 18 70 52,5 IB 16 IIA 42,5 8,5 18 59,5 44,6 IIB 16 IIIA 37,5 7,5 18 52,5 39,4 IIIB 16 IVA 30 6 18 42 31,5 IVB 16

S Valores Especificados pelo Projetista

I15 é a intensidade de turbulência na altura do cubo da

tur-bina a uma velocidade do vento igual a 15 m/s.

II.V– Altura da Torre

A altura das torres que são utilizadas nos parques eólicos depende do tipo de vegetação encontrada e da irregulari-dade do terreno, ou seja, quanto maior a rugosiirregulari-dade, maior será a altura necessária para a torre.

A Camada Limite Atmosférica (CLA), composta pela re-gião de troposfera é diretamente influenciada pela superfí-cie terrestre e sua rugosidade. Uma vez que a altura das turbinas não ultrapassa tal camada, é necessário conhecer o perfil da velocidade do vento em relação à altura para que as turbinas não sejam posicionadas em área de turbu-lência.

Sendo a determinação da CLA extremamente complexa, utiliza-se como referência modelos que visam estimar a Camada Limite Terrestre. Os modelos mais comuns são a “Lei da Potência” e a “Lei Logarítmica”. Considerando-se o primeiro como mais simples por resultar do estudo da camada limite em uma placa plana, a determinação do per-fil vertical do vento depende, simplificadamente, da velo-cidade do vento na altura desejada, na altura referencial e um parâmetro diretamente associado à rugosidade da su-perfície (n). A Tabela 3 apresenta variações de n de acordo com os diferentes tipos de superfície.

TABELA 3 – FATORN PARA DIFERENTES SUPERFÍCIES.

Descrição do Terreno Fator n

Superfície Lisa: Lago ou Oceano 0,1

Grama Baixa 0,14

Vegetação Rasteira (até 0,3m), Árvores

Ocasionais 0,16

Arbustos, Árvores Ocasionais 0,2 Árvores, Construções Ocasionais 0,22 a 0,24

Áreas Residenciais 0,28 a 0,40

Para velocidades elevadas em regiões planas e homogê-neas, a “Lei Logarítmica” é mais indicada na determina-ção do perfil vertical do vento.

II.VI– Modelos Computacionais

Trabalhar com modelos de ventos, principalmente em ter-renos montanhosos, é um grande desafio para os analistas de recursos eólicos e quaisquer modelos numéricos por eles utilizados. Para que seja atingida uma precisão aceitá-vel, é necessário o acesso a grandes recursos computacio-nais dedicados.

Os principais modelos computacionais para projetos eóli-cos já desenvolvidos trabalham com ferramentas para esti-mar a distribuição da velocidade e direção dos fluidos. A ferramenta mais utilizada por estes softwares é o CFD (Computacional Fluid Dynamic), porém há também ferra-mentas mais simples que utilizam distribuições lineares, no entanto apresentam maiores erros.

Os principais softwares existentes para projetos eólicos são: WindSIM, WindFarmer, WindPRO, WAsP. Estes softwares possuem muitos recursos, tais como: realidade virtual, cálculo da capacidade energética do local, exibição dos impactos ambientais e visuais, otimização da alocação das turbinas, análise financeira, cálculo de conexões da rede elétrica, etc. No entanto, o escopo deste trabalho se limita ao estudo de micrositing, que, a partir de uma tur-bina escolhida e dados da velocidade média de um terreno selecionado, o programa desenvolvido determina a quanti-dade e posiciona as turbinas automaticamente.

II.VII– Esteira de Von Karman

A Esteira de Von Karman, também denominada de som-bra, é a região turbulenta atrás da turbina, com a presença de vórtices de Karman. Deve-se evitar que uma turbina eó-lica opere na sombra da outra, pois neste caso, a energia extraída será de uma massa de ar com menor velocidade média do vento, e consequentemente, menor potencial que a massa original.

A esteira pode ser modelada como mostra a Figura 5.

Figura 5 - Modelagem da Esteira de Von Karman

Onde r0 é o raio do rotor (m), u0 é velocidade do vento sem

interferência (m/s), ud é a velocidade do vento na região de

esteira (m/s), e θ é o ângulo de divergência (°).

A velocidade do vento, na região da sombra, cresce com o aumento da distância da turbina, de acordo com a Equação 2: ud= u0[1 − (1 − √1 − Ct) ( D D + 2kX) 2 ] (2)

Onde Ct é o coeficiente de empuxo da turbina, D o

diâme-tro do rotor da turbina (m), k a constante de perda da esteira e X a distância de trás da turbina.

A constante de perda da esteira depende da altura do cubo da turbina (h) e do comprimento de rugosidade do solo (z0), ambos em metros, como segue na Equação 3:

k = 0,5 ln (_zh 0)

(3)

A Figura 6 ilustra a velocidade do vento variando a com a distância de trás da turbina, supondo a velocidade do vento sem interferência igual a 12 m/s, o coeficiente de empuxo igual a 0,88, o diâmetro do rotor da turbina igual a 40 me-tros, a altura do cubo da turbina igual 60 m e o compri-mento de rugosidade do solo igual a 0,3 m.

A interação entre várias turbinas pode ser modelada assu-mindo que cada turbina, que esteja à frente da avaliada, sofrerá uma perda de massa de ar, de acordo com a Equa-ção 4:

ui= u0− √∑(uj− uj,i)² 𝐍_𝑖

𝑗=1

(4)

Figura 7 - Interação entre várias turbinas

II.VIII– Custo Anual do Projeto

O custo anual do projeto de uma instalação eólica pode ser modelado de acordo com o número de turbinas instaladas, de acordo com a equação [7]:

𝐶 = 𝐶𝑢𝑁 ( 2 3+ 1 3𝑒 −0,00174𝑁2 ) (5)

Onde C é o custo anual do projeto, 𝐶𝑢 o custo anual do projeto utilizando uma turbina e N o número de turbinas. A Figura mostra como diminui o custo anual do projeto por turbina, com o aumento de turbinas utilizadas no pro-jeto:

Figura 8 - Custo Relativo do Projeto por Turbina.

III – METODOLOGIA

O desenvolvimento deste trabalho pode ser dividido em duas etapas: alocação das turbinas em um parque eólico off-shore; e avaliação da turbina mais adequada para cada projeto.

III.I – Métodos para Alocação de Turbinas

Diversas pesquisas relacionadas à melhor maneira de alo-cação das turbinas em um parque eólico têm sido conduzi-das nas últimas décaconduzi-das. A otimização desse processo le-vou a formulação e aperfeiçoamento de diversos métodos, podendo estes serem analíticos ou numéricos.

Os métodos analíticos costumam ser mais simples, e pos-sibilitam a análise para diferentes aplicações. No entanto, apresentam resultados menos precisos quando comparados aos numéricos.

Os métodos numéricos definem posições aleatórias das turbinas com diversas tentativas subsequentes, de modo que a posição ótima determinada é aquela que gera a maior potência pelo custo.

Para este trabalho foi utilizado um método numérico, de-senvolvido no MATLAB. Como um modelo numérico ne-cessita de grande esforço computacional, as possibilidades de posicionamento das turbinas são diminuídas adotando-se que elas devem estar em uma distância lado a lado da outra de no mínimo 3 vezes o seu diâmetro, e para a dis-tância de uma frente a outra, de no mínimo 5 vezes. III.II – Formulação do Problema

O objetivo do trabalho é alcançar a melhor relação de po-tência por custo do projeto. O algoritmo desenvolvido no MATLAB possui como entrada dados da turbina (altura do cubo, diâmetro do rotor, coeficiente de empuxo, curva de potência) e dados do terreno, com sua respectiva rugosi-dade e área.

A velocidade do vento utilizada para cálculo é a média his-tórica da região, e sua direção adotada é aquela com maior frequência., a perda de potência se deve à Esteira de Van Karman, atuando como redutor da velocidade do vento de acordo com as formulações já apresentadas no referencial teórico. O algoritmo integra a modelagem da esteira, para cálculo de potência, e a modelagem do custo, também já apresentado anteriormente.

IV – RESULTADOS E DISCUSSÕES

A velocidade média do vento considerado para o estudo de caso foi de 7,5 m/s. Para tanto, foi simulado utilizando as turbinas SIEMENS-D3 SWT-3.0-113 / SWT-3.2-113, que possuem essa velocidade do vento como valor nominal, gerando 3,2 MW cada uma.

A Figura 4 ilustra o posicionamento do caso otimizado ge-rado pelo programa. Neste caso, foram utilizadas 60 tur-binas dispostas em duas fileiras de 30.

Figura 4 - Posicionamento Ideal das Turbinas

O melhor resultado obtido é aquele onde se consegue a maior relação de potência total divido pelo custo relativo. Para apenas uma fileira de 30 turbinas espaçadas igual-mente lado a lado, cada turbina iria gerar os 3,20 MW (pois não há turbina trabalhando na sombra da outra), totali-zando 96 MW, com uma relação de potência por custo re-lativo de 4,2461.

Utilizando-se mais uma fileira de turbinas no final do ter-reno, apesar da potência média gerada por turbina cair para 3,18 MW, o custo relativo cai consideravelmente, apresen-tando uma relação de potência por custo relativo de 4,7668.

Ao se acrescentar mais uma fileira, o programa calcula que a posição ideal para esta outra fileira é aos 5539 metros distante da fileira à frente e 4461 metros da de trás. No entanto, com essa configuração, a relação de potência por custo cai para 4,6455, indicando que o ideal é a utilização de apenas duas fileiras, uma em cada extremidade do ter-reno.

A Figura 5 mostra o posicionamento ideal das turbinas caso fossem utilizadas 3 fileiras. Essa configuração, apesar de não possuir a maior relação de potência por custo, pode ser interessante visto que tem-se um maior aproveitamento energético. Note que a fileira de turbinas do meio não deve ficar equidistante das duas fileiras das extremidades.

Figura 5 - Posicionamento para 3 Fileiras de Turbina

A medida que aumentamos o número de turbinas em um terreno, é fato que cada uma delas tende a trabalhar em uma potência inferior, dada a perda de vento provocada pela turbina à frente. Porém, como já discutido anterior-mente, o custo por turbina do projeto diminui à medida que o número de turbinas utilizadas aumenta. Sendo assim, deve ser buscado o ponto ótimo, que no estudo de caso, foi apenas com duas fileiras de turbinas.

V - CONCLUSÃO

A importância deste estudo fica clara ao se observar os re-sultados. Apenas posicionando as turbinas de diferentes maneiras é possível se conseguir potências muito distintas. Além da potência gerada, é fundamental uma análise fi-nanceira do projeto. Para isso foi utilizado um modelo de custo baseado no número de turbinas utilizadas. Dessa forma, busca-se a maior relação de potência por custo no projeto.

Neste artigo foi desenvolvido a modelagem para um par-que off-shore. É interessante, para trabalhos futuros, o es-tudo em terrenos complexos on-shore, que considerem não apenas o efeito da esteira, mas também das quebras de ventos causadas por um relevo acidentado e seus obs-táculos.

VI - AGRADECIMENTOS

Gostaríamos de agradecer à Deus, nosso maior mestre e guia, que permitiu que trilhássemos esse caminho com su-cesso, não somente durante a universidade, mas ao longo de toda a nossa vida. Precisamos agradecer também à Uni-versidade Federal de Itajubá e seus funcionários como um todo, que oportunizaram nossa graduação. Aos professo-res, o nosso muito obrigado por terem nos proporcionados conhecimento não apenas racional, mas pela manifestação do caráter e afetividade no processo de formação de cada profissional que passou pelo curso. Aos nossos orientado-res, Jamil Haddad e Edson da Costa Bortoni, nossos mais sinceros agradecimentos pelo empenho dedicado à elabo-ração deste trabalho. A todos que direta ou indiretamente fizeram parte da nossa formação, muito obrigado.

REFERÊNCIAS

[1] TERCIOTE, Ricardo. Eficiência Energética de um

Sistema Eólico Isolado. 2002. Faculdade de

Enge-nharia Mecânica - Departamento de Energia – UNI-CAMP, Campinas-SP.

[2] RÜNCOS, Fredemar. Gerador Eólico. 2005, página 9.

[3] NASCIMENTO, Marcio Henrique Lima. Impacto de

Centrais Eólicas no Mercado de Energia Elétrica.

2005. Capítulo 5. Programa de pós-graduação em en-genharia elétrica - UNIVERSIDADE FEDERALDE I TA-JUBÁ, Itajubá-MG.

[4] Links – Fabricantes, Engenharia e Consultoria. Disponível em: http://pucrs.br/ce-eolica/links_fabri-cantes.php. Acesso em: 18 de maio de 2016.

[5] JENSEN, Niels Otto. A note on wind generator

inter-action. 1983. Technical University of Denmark,

Den-mark.

[6] WAN, Chunqiu; WANG, Jun; YANG, Geng; LI, Xiao-lan; ZHANG, Xing. Optimal Micro-Siting of Wind

Turbines by Genetic Algorithms Based on Im-proved Wind and Turbine Models. 2009. Joint

48th IEEE Conference on Decision and Control and 28th Chinese Control Conference Shanghai, P.R. China.

[7] MOSETTI, G.; POLONI, C; DIVIACCO, B.

Optimiza-tion of wind turbine posiOptimiza-tioning in large wind-farms by means of a genetic algorithm. 1993.

Di-partimento di Energetica, Università degli Studi di Trieste, Trieste, Itália.

BIOGRAFIA:

Edson Esteves Perroni

Nasceu em São José dos Campos (SP), em 1993. Estudou em Itanhandu e concluiu o ensino médio em São José dos Campos. Ingressou na UNIFEI em 2012, no curso de Engenharia Elétrica. Realizou estágio nas SCHWETIZER, em Campinas.

Priscila Maris de Sousa Silva

Nasceu em São José dos Campos (SP), em 1994. Estudou em São José dos Campos até ingressar na UNIFEI em 2012, no curso de Engenharia Elétrica. Participou da empresa UNIFEI JR, onde realizou diversos projetos de con-sultoria para empresas da região.