UNIJUÍ – UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL
DCEEng – DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E ENGENHARIAS CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
EDER DOS SANTOS GERELLI
ANÁLISE DOS DADOS ANEMOMÉTRICOS COLETADOS PELA
CRELUZ NO MUNICÍPIO DE PALMEIRA DAS MISSÕES/RS PARA
GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA POR FONTE EÓLICA
Ijuí 2017
EDER DOS SANTOS GERELLI
ANÁLISE DOS DADOS ANEMOMÉTRICOS COLETADOS PELA
CRELUZ NO MUNICÍPIO DE PALMEIRA DAS MISSÕES/RS PARA
GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA POR FONTE EÓLICA
Trabalho de Conclusão de Curso de Engenharia Elétrica da Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUI, apresentado como requisito parcial para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
Orientador: Professor Me. Mauro Fonseca Rodrigues
Ijuí 2017
UNIJUÍ – UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL
DCEEng – DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E ENGENHARIAS CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
A Comissão Examinadora, abaixo assinado, aprova a Monografia
ANÁLISE DOS DADOS ANEMOMÉTRICOS COLETADOS PELA
CRELUZ NO MUNICÍPIO DE PALMEIRA DAS MISSÕES/RS PARA
GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA POR FONTE EÓLICA
Elaborada por:
Eder dos Santos Gerelli
Como requisito parcial para obtenção do titulo de Engenheiro Eletricista
Comissão Examinadora:
______________________________________ Professor Me. Mauro Fonseca Rodrigues
Orientador
_____________________________________ Professor Dr. Manuel Perez
Examinador
RESUMO
A exploração do potencial eólico de uma região deve ser sempre precedida pela medição do recurso eólico. Por isso, todo o processo de medição deve ser conduzido de acordo com as melhores práticas e normas, garantindo a qualidade e confiabilidade dos resultados. Uma medição confiável de vento para a estimativa de produção de energia é premissa básica para suporte à decisão sobre a realização de um empreendimento eólico. A CRELUZ-G, em parceria com a ELETROSUL, desde junho de 2012, mantém em operação uma torre anemométrica no município de Palmeira das Missões - RS com o objetivo de explorar o potencial eólico da região para a geração de energia elétrica. Estimativas do Atlas Eólico do Rio Grande do Sul apresentam na localidade escolhida um potencial eólico com velocidade média anual a 100 m de altura na faixa de 7,5 a 8,0 m/s, as quais se espera confirmar com as medições anemométricas desta torre.
ABSTRACT
The exploitation of the wind potential of a region must always be preceded by the measurement of the wind resource. Therefore, the entire measurement process must be conducted in accordance with best practices and standards, ensuring the quality and reliability of the results. Reliable wind measurement for energy production estimation is a basic premise to support decision making on a wind farm. CRELUZ-G, in partnership with ELETROSUL since June 2012, has an anemometric tower in operation in the municipality of Palmeira das Missões - RS, with the objective of exploring the region's wind potential for electric power generation. Estimates of the Rio Grande do Sul Wind Atlas present in the selected locality a wind potential with an velocity annual average, in 100 m of height, in the range of 7,5 to 8,0 m/s, which is expected to be confirmed by anemometric measurements of this tower.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Atlas Eólico do Rio Grande do Sul, velocidade do vento a 100 metros. ... 10
Figura 2 - Imagem do filme 1.000 A.C ... 12
Figura 3 - Formação dos ventos devido ao deslocamento das massas de ar ... 13
Figura 4 - Dinâmica das frentes frias na América do Sul: ventos norte e minuano ... 14
Figura 5 - Rosa dos Ventos ... 23
Figura 6 - Atlas Potencial Eólico Brasileiro. ... 26
Figura 7 - Atlas Eólico Brasileiro, velocidade do vento a 100 m de altura ... 27
Figura 8 - Instalação do anemômetro na estação anemométrica da Creluz-G ... 28
Figura 9 - Dimensões do anemômetro em cm ... 29
Figura 10 - Conexão e diagrama. ... 30
Figura 11 - Instalação da Wind Vane na estação anemométrica da Creluz-G ... 31
Figura 12 - Montagem da torre estaiada ... 33
Figura 13 - Ilustração esquemática e somente com parte do estaiamento ... 34
Figura 14 - Localização e abrangência da medição de vento raio 10 km ... 37
Figura 15 - Gráfico 1 - Histogramas de velocidade do vento e distribuição de Weibull ... 40
Figura 16 - Gráfico 2 - Frequência de ocorrência do vento por setor de direção ... 42
Figura 17 - Gráfico 3 – Frequência de ocorrência da energia por setor de direção ... 42
Figura 18 - Gráfico 4 - Direção do vento por sazonalidade ... 43
Figura 19 - Gráfico 5 – Variação diurna da velocidade do vento... 43
Figura 20 - Gráfico 6 – Variação da velocidade do vento com a altura ... 44
Figura 21 - Nacele de um aerogerador utilizando um gerador multipolos ... 45
Figura 22 - Velocidade média do vento a 100 metros de altura ... 46
Figura 23 - Velocidade média do vento a 85 metros de altura ... 47
Figura 24 - Curva de potência E-82 ... 48
Figura 25 - Simulação do posicionamento de 100 aerogeradores ... 50
Figura 26 - Principais oportunidades de investimentos em energia eólica... 52
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Classificação dos Aerogeradores Segundo a Potencia Nominal ... 20
Tabela 2 - Conexões dos pinos ... 31
Tabela 3 - Instrumentação da torre anemométrica ... 38
Tabela 4 - Disponibilidade dos instrumentos da torre anemométrica ... 39
Tabela 5 - Velocidades médias e parâmetros da distribuição de Weibull ... 41
Tabela 6 - Parâmetros climatológicos médios ... 41
Tabela 7 - Detalhe técnico E-82 ... 49
Tabela 8 - Resultado da otimização do posicionamento dos aerogeradores ... 49
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
A Ampére
A.C Antes de Cristo
ABEEólica Associação Brasileira de Energia Eólica
AC Corrente Alternada
ACL Ambiente de Contratação Livre ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica ART Anotação de Responsabilidade Técnica
B Bytes
bar Unidade medir pressão
C Celsius
CBEE Centro Brasileiro de Energia Eólica CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
cm Centímetro
COMAR Comando Aéreo Regional
CREA Conselho Regional de Engenharia e Agronomia
CRELUZ-G Cooperativa de Geração de Energia e Desenvolvimento
CRESESB Centro de Referências para Energias Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito
DC Corrente contínua
Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A ELETROSUL Eletrosul - Centrais Elétricas S.A. EPE Empresa de Pesquisa Energética EUA Estados Unidos da América
G Giga
g Grama
GND Ground
GSM Global System for Mobile GWEC Global Wind Energy Council
h Hora
h Hecto
Hz Herz
IEC International Electrotechnical Commission
k Kilo
LER Leilão de Energia Reserva
m Metro
M Mega
m Mili
MDA Ministério do Desenvolvimento Agrário MMA Ministério do Meio Ambiente
MME Ministério de Minas e Energia
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico
Pa Pascal
PAP Plano Anual do Proinfa PCH Pequena Central Hidrelétrica
PDE Plano Decenal de Expansão de Energia PROEÓLICA Programa Emergencial de Energia Eólica
PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica REIDI Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da
Infraestrutura
rpm Rotação por Minuto
s Segundo
S South
SIN Sistema Interligado Nacional SRTM Shuttle Radar Topographic Misson
T Tera
UHE Usina Hidrelétrica de Energia
V Volt
W West
W Watts
SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ... 10 1.1 OBJETIVO ... 11 1.1.1 OBJETIVO GERAL ... 11 1.2 ESCOPO... 11 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 12 2.1 MARCO REGULAMENTAR ... 17 3 POTENCIAL EÓLICO ... 26 4 MEDIDORES DE VENTO ... 28
4.1 DETALHES DO ANEMÔMETRO UTILIZADO ... 28
4.1.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ... 29
4.2 DETALHES DA WINDVANE UTILIZADA ... 31
4.3 ESTAÇÃO DE MEDIÇÃO DE VENTO ... 32
4.3.1 TORRE ANEMOMÉTRICA ... 32
4.4 DETALHES DO DATA LOGGER NOMAD 2 ... 35
4.4.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ... 35
4.4.2 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS ... 35
4.4.3 ACESSÓRIOS ... 36
4. 5 TERMÔMETRO / HIGRÔMETRO COM ESTRUTURA PROTETORA ... 36
4.5.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ... 36
4.6 BARÔMETRO – TRANSDUTOR DE PRESSÃO ... 36
4.6.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ... 36
4.7 LOCALIZAÇÃO DA TORRE ANEMOMÉTRICA ... 37
5 ANÁLISE E RESULTADOS DOS DADOS COLETADOS ... 38
5.1 DADOS ANEMOMÉTRICOS ... 39
5.2 DISTRIBUIÇÃO REGIONAL DO POTENCIAL EÓLICO ... 45
5.3 ESTIMATIVA DE GERAÇÃO ... 48
6 CONCLUSÃO ... 52
6.1 CERTIFICAÇÃO DA TORRE METEOROLÓGICA ... 53
6.2 CERTIFICAÇÃO DA CONSISTÊNCIA DOS DADOS ANEMOMÉTRICOS E DE ESTIMATIVAS DE PRODUÇÃO ANUAL DE ENERGIA ... 54
6.3 POSICIONAMENTO OTIMIZADO DAS TURBINAS DO COMPLEXO ... 54
1 INTRODUÇÃO
Desde junho de 2012, a CRELUZ-G, em parceria com a ELETROSUL, mantém em operação uma torre anemométrica no município de Palmeira das Missões - RS com o objetivo de explorar o potencial eólico da região para a geração de energia elétrica.
Conforme estimativas do Atlas Eólico do Rio Grande do Sul apresentado na Figura 1, a localidade escolhida apresenta potencial eólico com velocidade média anual a 100 m na faixa de 7,5 a 8,0 m/s, as quais se espera confirmar com as medições anemométricas desta torre.
Figura 1 - Atlas Eólico do Rio Grande do Sul, velocidade do vento a 100 metros.
Fonte: Atlas Eólico do Rio Grande do Sul, 2017.
A exploração do potencial eólico de uma região deve ser sempre precedida pela medição do recurso eólico. Por isso, todo o processo de medição deve ser conduzido de acordo com as melhores práticas e normas, garantindo a qualidade e confiabilidade dos resultados.
Erros nas medições de vento no local em avaliação podem comprometer todo o empreendimento eólico.
A implantação da torre tem autorização do COMAR, por estar a 150 km da fronteira com a Argentina. A Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) foi preenchida pelo profissional devidamente habilitado com registro/visto no CREA.
O vento é o ar em movimento como resultado primeiros do aquecimento desigual da superfície da Terra pela radiação solar. Apresenta características de sazonalidade, soprando mais forte e mais frequente em algumas áreas que em outras e em alguns dias que em outros. Essas características terão implicações para um aproveitamento energético do vento, devendo ser cuidadosamente estudadas.
1.1 OBJETIVO
1.1.1 OBJETIVO GERAL
Analisar os dados coletados na torre anemométrica de 96 m de altura e instalada às coordenadas 28°01’58”S, 53°33’19”W, em área agrícola, após quatro anos de operação contínua da mesma, prospectando uma estimativa de geração de energia elétrica. Os resultados apresentados terão o objetivo de subsidiar estudos mais aprofundados quanto ao aproveitamento do potencial eólico do local.
1.2 ESCOPO
O trabalho de conclusão do curso é composto de 5 (cinco) capítulos, nestes capítulos apresentam abordaram a temática da coleta dos dados correlacionando com o potencial eólico do Brasil, mas principalmente do Rio Grande do Sul, na região denominada de Planalto e Missões, apresenta a região de prospecção e com incidência de vento na região de inserção da Creluz, bem como a localização da estação anemométrica e o objetivo proposto para o trabalho de conclusão do curso de engenharia elétrica com a organização do mesmo.
O capítulo 2 é traz a tona uma visão histórica, política e econômica a respeito do aproveitamento do potencial eólico principalmente no Brasil com seu marco regulatório.
O capítulo 3 aborda o potencial eólico do Brasil e principalmente da região Sul, onde apresenta as regiões com maior incidência de vento, extraídos do atlas eólico brasileiro.
O capítulo 4 apresenta os principais medidores de ventos e como é constituída a estação anemométrica da Creluz bem como a coleta de dados.
Por fim, no capítulo 5, o resultado dos dados coletados com suas analises a aplicações são apresentados.
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Na história da civilização humana, o vento inspirou a mitologia1, influenciou eventos históricos e guerras, impulsionou meio de transporte e proporcionou uma fonte de energia mecânica e recreação. Desde a antiguidade percebe-se a força do vento. O vento era aproveitado nos barcos que se moviam impulsionados por este através de velas.
Desde a antiguidade essa energia foi usada para mover barcos, ilustrado na Figura 2 engrenar moinhos e bombeamento de água. A evolução revela, a cada momento de sua história, uma profunda interação entre os incentivos e oportunidades que favorecem as inovações e as condições socioculturais do grupo humano no qual elas ocorrem. Pode-se dizer que há três pontos principais que determinam a adoção e divulgação de uma inovação: a necessidade social, os recursos sociais e um ambiente social favorável.
Figura 2 - Imagem do filme 1.000 A.C
Fonte: Trailer Oficial - 10.000 AC - YouTube.
A humanidade aprendeu a aproveitar a energia dos ventos para executar uma série de trabalhos ao longo dos tempos. Os usos mais tradicionais incluem moinhos de ventos usados para moagem, irrigação e bombeamento de água. Outra utilização importante até os dias de hoje é a movimentação de embarcações à vela. Mais recentemente, a energia eólica tem sido utilizada para produção de eletricidade (CEPEL E CRESESB 2005).
As regiões tropicais, que recebem os raios solares quase que perpendicularmente, são mais aquecidas do que as regiões polares. Consequentemente, o ar quente que se encontra nas baixas altitudes das regiões tropicais tende a subir, sendo substituído por uma massa de ar
1
Na mitologia grega, o deus Éolo comandava os anemon (ventos), vivia em Eólia, uma ilha flutuante, com seus seis pares de filhos. Zeus lhe concedeu o poder de acalmar e despertar os ventos.
mais frio que se desloca das regiões polares. O deslocamento de massas de ar determina a formação dos ventos. A Figura 3 apresenta esse mecanismo (CEPEL E CRESESB 2005).
Existem locais no globo terrestre, segundo Custódio (2013), nos quais os ventos jamais cessam de soprar, pois os mecanismos que os produzem (aquecimento no equador e resfriamento nos pólos) estão sempre presentes na natureza. São chamados de ventos planetários ou constantes, e podem ser classificados em: Alísios: ventos que sopram dos trópicos para o Equador, em baixas altitudes. Contra-Alísios: ventos que sopram do Equador para os pólos, em altas altitudes. Ventos do Oeste: ventos que sopram dos trópicos para os pólos. Polares: ventos frios que sopram dos pólos para as zonas temperadas.
Figura 3 - Formação dos ventos devido ao deslocamento das massas de ar
Fonte: Atlas do Potencial Eólico Brasileiro
Tendo em vista que o eixo da Terra está inclinado de 23,5° em relação ao plano de sua órbita em torno do Sol, variações sazonais na distribuição de radiação recebida na superfície da Terra resultam em variações sazonais na intensidade e duração dos ventos, em qualquer local da superfície terrestre. Como resultado surgem os ventos continentais ou periódicos e compreendem as monções e as brisas.
Na dinâmica representada na Figura 4, o vento norte, em vermelho, ira durar de um a três dias na maioria das situações, enquanto que o vento minuano, em azul, na entrada da massa polar, terá a duração de alguns dias (CUSTÓDIO, 2013).
Os desencadeamentos dos ventos norte e minuano representam, nessa região o inicio de uma mudança de tempo. A temperatura e a umidade do ar diminuem rapidamente, quase de forma instantânea, aumentando a pressão atmosférica.
Figura 4 - Dinâmica das frentes frias na América do Sul: ventos norte e minuano
Fonte: Camargo Schubert
Vive-se numa era altamente tecnológica, onde o conforto e comodidade passam diretamente pelo consumo, principalmente de energia. Esta evolução trouxe consigo questões e conceitos globais, e o mais considerado nos dias de hoje é a sustentabilidade. Os recursos não são, e nunca foram infinitos. O que a natureza nos dá espera receber de uma forma a recompor-se, o que nos remete à visão de aproveitar ao máximo, consumindo o mínimo possível.
A produção de energia eólica em escala comercial, se acentuou apenas na década de 1970, quando a Crise do Petróleo atingiu seu ápice e o mundo se deu conta da limitação dos combustíveis fósseis. Países europeus e os EUA se interessaram no investimento de fontes alternativas para a produção de energia elétrica em substituição ao petróleo e ao carvão, com o intuito de diminuir a dependência destes recursos. Em 1976, na Dinamarca, ocorreu a integração da primeira turbina eólica comercial à rede pública (ENERCOM, 2016).
A energia eólica é proveniente do deslocamento das massas de ar. Estas, por sua vez, são causadas pela diferença de temperatura na atmosfera terrestre, a qual se deve, entre outros fatores, ao movimento da terra e à orientação dos raios solares. Desta forma, pode-se dizer que a energia eólica é uma forma de energia solar (REIS, 2008).
O aquecimento desigual da atmosfera provoca gradientes de pressão atmosférica que são responsáveis por movimentos de massa de ar. À energia adquirida por um corpo em movimento dá-se o nome de energia cinética. Este tipo de energia é uma grandeza escalar que depende da massa e do módulo da velocidade do corpo em questão (CUSTÓDIO, 2009).
O uso do vento como fonte para produção de energia elétrica teve grande impulso nos anos noventa, através de vários programas executados em diversos países, que motivaram investimentos e pesquisas. Isso resultou num significativo desenvolvimento tecnológico de
métodos e equipamentos. Um número expressivo de fabricantes de turbinas eólicas surgiu no mercado e, rapidamente, melhorou o desempenho, diminuindo os custos das turbinas eólicas. A energia eólica é uma alternativa limpa e renovável para produção de energia elétrica com grande aceitação social (CUSTÓDIO, 2009).
O vento varia constantemente, tanto na velocidade de escoamento quanto na direção do seu deslocamento. Para o seu aproveitamento energético, há necessidade de estudar o seu comportamento espacial e temporal (CUSTÓDIO, 2009).
No Brasil o primeiro indício de energia eólica ocorreu em 1992 com o início da operação comercial do primeiro aerogerador instalado no Brasil, de 225 kW de potência. Parceria entre o Centro Brasileiro de Energia Eólica (CBEE) e a Companhia Energética de Pernambuco (CELPE) com financiamento do instituto de pesquisas dinamarquês Folkcenter. Esta foi a primeira turbina a entrar em operação comercial na América do Sul (ABEEólica, 2016).
A preocupação com fontes alternativas de energia no Brasil foi após o racionamento de energia ocorrido em 2001, aumentando os investimentos governamentais para pesquisa na área de geração alternativa (OLIVEIRA, 2010). Em 2001, na tentativa de incentivar a contratação de empreendimentos de geração de energia eólica no país, foi criado o Programa Emergencial de Energia Eólica (PROEÓLICA), com o objetivo de contratação de 1050 MW de projetos eólicos até dezembro de 2003. Sem resultados o PROEÓLICA foi substituído pelo Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA.
Criado pela Lei nº 10.438/2002, o PROINFA tem o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas renováveis (pequenas centrais hidrelétricas, usinas eólicas e empreendimentos termelétricos a biomassa) na produção de energia elétrica, privilegiando empreendedores que não tenham vínculos societários com concessionárias de geração, transmissão ou distribuição. O desafio é promover a diversificação da Matriz Energética Brasileira buscando alternativas para aumentar a segurança no abastecimento ao mesmo tempo em que desenvolve características e potencialidades regionais e locais.
O PROINFA, baseado em um modelo de financiamentos e políticas regionais, subsidiou os preços de contratação de energia eólica. Tais políticas elevaram o Brasil atualmente a um patamar em que se contratam energias renováveis não convencionais sem a necessidade de subsídios (ABEEólica, 2016).
O cálculo das cotas é baseado no Plano Anual do Proinfa (PAP) elaborado pela Eletrobrás e encaminhado para a Aneel. O custo do programa, cuja energia é contratada pela Eletrobrás, e pago por todos os consumidores finais (livres e cativos) do Sistema Interligado
Nacional (SIN), exceto os classificados como baixa renda. O valor de custeio do Proinfa é dividido em cotas mensais, recolhidas por distribuidoras, transmissoras e cooperativas permissionárias e repassadas à Eletrobrás. Do valor total do custeio para o programa, R$ 2,4 bilhões serão recolhidos pelas distribuidoras, R$ 206,1 milhões pelas transmissoras e R$ 17,7 milhões pelas cooperativas (permissionárias). O cálculo das cotas foi definido com base no mercado verificado no SIN, no período de setembro de 2013 a agosto de 2014 (ANEEL, 2016).
Conforme a Agência Internacional de Energia (IEA), a energia eólica teve um grande crescimento com a virada do Século XXI, ao final de 2011 a capacidade instalada no mundo era de 238 GW, no final de 2000 a capacidade instalada era de 1.118 GW. Em 2011 aproximadamente 41 GW foram adicionados. Nos últimos anos o centro de crescimento de energia eólica se moveu da Europa e América do Norte para a Ásia, que emergiu como o líder global.
A China se tornou o líder em capacidade total instalada em muito pouco tempo, passando à frente dos EUA em 2010. Algumas medidas políticas e programas recentes surgiram em apoio ao mercado de energia eólica, além de muitos desenvolvimentos de novas políticas sobre geração off-shore. Dez países europeus concordaram em desenvolver uma rede de eletricidade off-shore no Mar do Norte para permitir o desenvolvimento da energia eólica (IEA, 2016).
Ao final de 2013, o Brasil possuía 3,5 GW de capacidade eólica instalada, suficiente para alimentar 8 milhões de casas, correspondendo a 3% do consumo nacional de eletricidade. Só em 2013, 34 novos parques eólicos foram conectados, adicionando 953 MW de capacidade para a rede brasileira. A indústria eólica está se firmando no Brasil e nove fabricantes internacionais abriram fábricas no país. O PDE 2022 (Plano Decenal de Expansão de Energia) coloca a meta de 17 GW de capacidade eólica instalada até 2022, referente a 9,5% do consumo nacional de eletricidade (GWEC, 2016).
Aproximadamente metade da capacidade instalada em 2013 é proveniente de 3 novos complexos eólicos: 160 MW do complexo Asa Branca constituído por 5 parques eólicos, 150 MW do complexo Calango também constituído por 5 parques eólicos e 120 MW do complexo Renascença constituído por 4 parques eólicos (GWEC, 2016).
Em 2013, no Brasil, a geração eólica (on-shore) ganhou novamente a maioria da capacidade disputada em leilões para geração em longo prazo. Ao todo foram realizados 4 leilões de energia proveniente de novos empreendimentos, com participação da fonte eólica em 3 deles. O Leilão de Energia Reserva 2013 (LER), exclusivo para a fonte eólica, atingiu
75,26 % da meta anual, de 2 GW de potência contratada, com a contratação de 1.502,2 MW. O leilão A-3 2013, em novembro, previa contratar fontes biomassa, gás natural, solar, eólica, pequena central hidrelétrica (PCH) e usina hidrelétrica de energia (UHE), mas finalizou sua negociação e teve toda sua demanda, 867,7 MW, contratados apenas em energia eólica. No segundo leilão A-5 de 2013, a energia eólica terminou com aproximadamente 67% do total contratado, equivalente à contratação 2337,8 MW, finalizando o ano com 4,7 GW contratados, superando o recorde de 2011 com 2905,3 MW (ABEEólica, 2014).
2.1 MARCO REGULAMENTAR
Três novas regulações que impactam o desenvolvimento eólico começaram a vigorar em 2013 no Brasil:
Resolução Nº 391/2009: estabelece os requisitos necessários, junto à Aneel, para a
outorga de Autorização para exploração de usinas eólicas e registro de centrais geradoras com capacidade instalada reduzida. Esta resolução também permite à companhia solicitar informações sobre distribuidores interessados e sobre o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Portaria MME Nº 274/2013: apresenta os procedimentos necessários aos
interessados em aderir ao Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI), para enquadramento do projeto à Aneel para implantação de infraestrutura de geração e transmissão de energia elétrica.
Portaria MME Nº 310/2013: define os procedimentos para classificação de projetos
de geração e transmissão de energia elétrica no Ambiente de Contratação Livre (ACL), interessados em aderir ao REIDI.
Na geração de energia a partir dos ventos, a Eletrosul é a maior investidora da região Sul e um dos maiores players do País. Somente no Rio Grande do Sul, foram investidos aproximadamente R$ 3,8 bilhões em empreendimentos eólicos que totalizam 800 MW de capacidade instalada. O Complexo Eólico Campos Neutrais – o maior da América Latina, implantado nos municípios de Santa Vitória do Palmar e Chuí – reúne três grandes parques: Geribatu, Chuí e Hermenegildo –, que somam 583 MW. Em operação plena desde dezembro de 2011, o Complexo Eólico Cerro Chato, em Santana do Livramento, foi o primeiro empreendimento da estatal nesse segmento, com 90 MW. O complexo eólico foi ampliado em mais 127 MW com a construção de outros oito parques, que entraram em operação comercial em 2015 (ELETROSUL, 2016).
O Brasil possui um dos maiores sistemas elétricos interligados do mundo. A necessidade do desenvolvimento do SIN surgiu devido à extensão do território brasileiro e à sazonalidade dos períodos de chuvas entre as regiões. O SIN possibilita que as regiões que estejam no período de estiagem recebam energia proveniente das regiões onde há sobra de energia armazenada (CUSTÓDIO, 2009).
Elaborado pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro mostra um potencial total de 143,5 GW, sendo o maior potencial identificado na região litoral do Nordeste com potencial anual de energia de cerca de 144,29 TWh/ano, seguido pelo potencial de 54,93 TWh/ano para a região Sudeste e 41,11 TWh/ano para a região Sul (Ministério do Meio Ambiente – MMA, 2017).
Em relação à evolução da tecnologia, o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro não apresenta avaliações quanto ao potencial energético dos ventos na plataforma off-shore, que além de vasto conta com o desenvolvimento tecnológico em função do desenvolvimento e capacitação para prospecção e produção de petróleo e gás natural, estes projetos apresentam um maior volume específico de energia devido à constância dos regimes de vento no oceano (MMA, 2016).
A geração descentralizada de energia aproveitando recursos locais, possibilita soluções mais adequadas e, muitas vezes, de menor custo global. A instalação de usinas eólicas próximas a pequenos centros de carga, no interior, diminui as perdas elétricas na transmissão e subtransmissão e aumenta a confiabilidade energética da região (CUSTÓDIO, 2013).
A EPE (Empresa de Pesquisa Energética) em suas instruções para medições anemométricas determina que:
“(..) deverá atender obrigatoriamente aos seguintes requisitos: a) Ter por base um período de medições anemométricas, conforme disposto nas Portarias MME nº 21, 18/01/2008, e MME nº 29, de 28/01/2011, devendo ser informados o início e o fim do período de aquisição dos dados; b) As medições anemométricas e climatológicas deverão ser realizadas numa região próxima ao local do parque eólico, definido conforme o § 1º do art. 6º-A, da Portaria MME nº 21/2008. c) As medições deverão ser feitas em pelo menos duas alturas distintas, sendo uma a partir de 50m, por período não inferior a 24 (vinte e quatro) meses consecutivos, sempre iniciado a partir de dados válidos, devendo ser integralizadas a cada 10 (dez) minutos e ter uma taxa de perda de dados inferior a 10% (dez por cento), destacando-se que o período contínuo de ausência de medições não poderá superar 15 (quinze) dias; d) Deverão ser informadas a taxa de perda de dados e a metodologia empregada para o preenchimento das perdas dos dados medidos; e) Informações sobre os dados de temperatura, densidade média anual do ar, pressão atmosférica no local do parque eólico, incluindo identificação e localização das estações meteorológicas de origem dos dados, quando não medidos em instrumentos da torre anemométrica em estudo; f) Médias mensais de longo prazo da velocidade do vento e os respectivos parâmetros (fator de forma e fator de escala) da distribuição de Weibull, para cada mês, extrapoladas à elevação (altura) do rotor da turbina; g) Rosa dos Ventos, com
16 setores2, apresentada também, em forma de tabela, explicitando os percentuais de permanência em cada setor, conforme modelo do ANEXO V; h) Velocidade de referência (Vref, 50 anos, 10 minutos), rajada máxima (Ve50, 50 anos, 3 segundos), intensidade de turbulência média (V > 4 m/s), intensidade de turbulência Normal (quantil de 90 %) e classe IEC do parque eólico, conforme NBR-6123/1988 e IEC-61400-3ª edição; e i) Os arquivos digitais em formato “Excel” com as medições anemométricas contendo dados brutos e dados tratados devem ser gravados no Anexo 6 - Certificado, conforme descrito na tabela do ANEXO VII.
Sem prejuízo aos requisitos descritos acima, que se aplicam exclusivamente para fins de cadastramento e habilitação técnica, os empreendedores que se sagrarem vencedores nos leilões de energia deverão iniciar medições anemométricas e climatológicas permanentes no local do parque de geração, em conformidade com a Portaria MME nº 29, de 28 de janeiro de 2011 (...).” (EPE PE-DEE-017/2009-r11, pág. 17).
O comportamento do vento deve ser estudado e compreendido para a análise correta do desempenho das máquinas e para o projeto da fazenda eólica. Esse estudo deve ser rigoroso e com qualidade, pois um erro de 10 % nas medições de vento, por exemplo, representará uma diferença de 33 % na previsão da energia gerada devido ao fato de essas variar como cubo da velocidade do vento (CUSTÓDIO 2013).
A energia eólica não emite gás de efeito estufa, não usa água doce nem para limpeza, nem para resfriamento, e a instalação de uma usina causa um impacto ambiental muito pequeno, que em dois ou três anos é recuperado. Essas vantagens se refletiram no aumento da procura, que barateou os preços da produção. Na área onde se explora o potencial eólico, a usina utiliza 3% da área, que não é desapropriada. Normalmente, é feito um contrato de aluguel com os donos, sejam índios, pescadores ou fazendeiros trazendo assim uma renda adicional aos mesmos.
Segundo Custódio (2009), a extração da energia cinética do vento é realizada por máquinas devidamente projetadas que transformam a potência do vento em energia mecânica, ou em energia elétrica por intermédio de geradores.
O avanço tecnológico tem tornado o mercado de turbinas eólicas cada vez mais atrativo. A cada ano surgem turbinas mais eficientes, com menos ruído e mais seguras viabilizando cada vez mais esse tipo de geração. Isso resultou em aerogeradores de grande variedade de tamanhos, apresentados na Tabela 1, levando o mercado a segmentar-se em três grupos distintos, nomeadamente, pequeno, médio e grande porte.
A avaliação do potencial eólico exige um conhecimento detalhado do comportamento dos ventos. Os dados relativos a esse comportamento - que auxiliam na determinação do potencial eólico de uma região são relativos à intensidade da velocidade e à direção do vento. Para obter esses dados, é necessário também analisar os fatores que
influenciam o regime dos ventos na localidade do empreendimento. Entre eles pode-se citar o relevo, a rugosidade do solo e outros obstáculos distribuídos ao longo da região.
Tabela 1 - Classificação dos Aerogeradores Segundo a Potencia Nominal Classificação Diâmetro (m) Área (m²) Potência, até (kW)
Pequeno 0,0 a 8,0 0,0 a 50,0 20 8,1 a 11,0 50,1 a 100,0 25 11,1 a 16,0 100,1 a 200,0 60 Médio 16,1 a 22,0 201,0 a 400,0 130 22,1 a 32,0 401,0 a 800,0 310 32,1 a 45,0 800,1 a 1600,0 750 Grande 45,1 a 64,0 1600,1 a 3200,0 1.500 64,1 a 90,0 3200,1 a 6400,0 3100 90,1 a 128 6400,1 a 12800,0 6400 Fonte: CUSTÓDIO, 2009.
Segundo Machado (2008), as medições das velocidades do vento se realizam normalmente usando um anemômetro de copos. O anemômetro de copos tem um eixo vertical e três copos que capturam o vento. O número de revoluções por segundo é registrado eletronicamente.
A exploração do potencial eólico de uma região deve ser sempre precedida pela medição do recurso eólico. Por isso, todo o processo de medição deve ser conduzido de acordo com as melhores práticas e normas, garantindo a qualidade e confiabilidade dos resultados.
Erros nas medições de vento no local em avaliação podem comprometer todo o empreendimento eólico. Uma medição confiável de vento para a estimativa de produção de energia é premissa básica para suporte à decisão sobre a realização de um empreendimento eólico.
Além da medição, a análise dos dados é uma etapa essencial, que deve ser executada por pessoal qualificado e utilizando ferramentas computacionais específicas. Qualquer falha, seja nas medições ou na análise dos dados, aumenta a incerteza desse potencial.
Uma boa campanha de medição começa com a montagem correta da estação anemométrica e a escolha de instrumentos de qualidade para medição da velocidade e direção do vento, temperatura, umidade e pressão atmosférica local.
As torres treliçadas e estaiadas são montadas em módulos de 3 ou 6 metros e têm, normalmente, alturas entre 80 e 150 metros. Para minimizar a possibilidade de torção da torre, recomenda-se o uso de módulos de 6 metros. A vida útil, em geral, é menor em relação às
autoportantes, sendo a abrasividade do local um fator determinante, principalmente em áreas costeiras. Apresenta menor custo de investimento, facilidade de transporte e de manuseio, e possibilidade de desmontagem e remontagem.
A definição do local de instalação da estação passa por duas etapas: a análise em escritório e a validação em campo. A análise em escritório deve compreender a autorização do órgão ambiental competente, a confirmação junto ao COMAR (Comando Aéreo Regional) da permissão de instalação da torre com a altura desejada e a verificação da existência de edificações, depressões, elevações ou outros obstáculos que inviabilizem ou comprometam a instalação da torre. Possíveis interferências dos estais em estradas e construções devem ser avaliadas, eventualmente com o auxílio de softwares de georreferenciamento, como o Google Earth.
Após a montagem da torre inicia-se a fase de instrumentação, de acordo com as alturas e orientações definidas no projeto. Deve-se seguir as orientações descritas na IEC 61400-12-1:2005, no seu anexo G, e na MEASNET. A sequência de montagem dos sensores deve ocorrer do nível mais alto para o mais baixo, minimizando a possibilidade de queda de ferramentas e objetos sobre os sensores inferiores já montados. Além disso, o içamento das hastes para os níveis superiores pode causar impacto nos sensores inferiores instalados.
Antes da instalação na torre anemométrica, deve-se montar todo o conjunto no solo a fim de verificar seu funcionamento. Todos os instrumentos, com cabeamento elétrico, devem ser conectados ao data logger em seus respectivos canais de leitura, de forma a verificar a plausibilidade das leituras dos sensores. Com esse procedimento garante-se o correto funcionamento dos sensores, a continuidade do cabeamento elétrico e o funcionamento dos canais do data logger.
A estimativa do potencial eólico num local baseado em mapas eólicos ou modelos atmosféricos também apresenta incertezas indesejáveis, serve apenas para avaliações preliminares (MACHADO, 2008).
Para análise do dados utiliza-se O WAsP, Wind Atlas Analysis and Aplication Program, que um software para se estimar os recursos eólicos a partir da extrapolação horizontal e vertical de dados de vento de um ponto de referência (MORESCO, 2012).
Ferramentas computacionais tem sido desenvolvidas para auxiliar no projeto de uma fazenda eólica. No desenvolvimento comercial de projetos de usinas eólicas, existem no mercado alguns aplicativos computacionais para auxilio, como por exemplo o WAsP (Troen e Petersen, 1989), desenvolvido pelo Instituto Dinamarquês de Energia Eólica. Esse programa analisa as influencias do terreno no vento e desenvolve estimativas de regime de ventos nos
locais sem medição, baseado em medições existentes em outro local próximo. Com um catalogo de curvas de potencia de aerogeradores, WAsP ainda pode fornecer uma estimativa de produção de energia no local.
Aplicativos computacionais, segundo Custódio (2013) ,como WindFarm WinPro oferecem alguns recursos para auxiliar no projeto de fazendas eólicas, tais como fotomontagens, escolha do layout e interface com resultados do WAsP.
Os dados utilizados como referência são obtidos por medições anemométricas, velocidade e direção dos ventos, em um ponto específico. Este ponto é, então, utilizado como entrada para o WAsP. Através destes dados, o programa pode fazer a análise estatística dos mesmos e extrapolá-los para que sejam determinadas as características dos ventos e feita a estimativa do potencial eólico dos arredores deste ponto. Ainda, juntamente com os dados técnicos de um aerogerador, curva de potência, estima-se a produção de energia deste aerogerador bem como a produção de um parque eólico, quando entradas as posições dos aerogeradores.
O WAsP permite que sejam feitas correções nos dados de referência, indicando os efeitos locais que afetam a aquisição dos dados, tais como obstáculos, rugosidade superficial e orografia. A qualidade dos resultados fornecidos pelo WAsP depende da qualidade dos dados usados como referência, pois é a partir deles que o programa faz a sua extrapolação para os locais vizinhos. Também depende das condições da atmosfera, das diferenças na topografia e rugosidade entre o local das medições e a vizinhança, e a complexidade do terreno.
A análise técnica de implantação de um parque eólico começa com o estudo do vento, principalmente sua direção predominante, frequência e velocidade. A primeira indicação de sua grandeza são os mapas eólicos, elaborados por órgãos privados e governamentais com o objetivo de localizar os lugares mais propícios para utilizar a energia do vento. Caso os primeiros indicadores sejam positivos, evolui-se para uma medição efetiva do potencial da região.
Segundo Custódio (2013), outra importante variação do comportamento do vento a se determinar é a direção do vento, isso se faz através da representação gráfica de uma rosa dos ventos, a qual normalmente é dividida em setores de 30°, como podemos observar os graus na Rosa dos Ventos na Figura 5.
Portanto, para o estudo da produção de energia mecânica através da energia cinética do vento, além da análise das características da velocidade, deve-se analisar o comportamento do vento em cada um destes setores identificando os predominantes.
Figura 5 - Rosa dos Ventos
Fonte: Wikipédia, 2017.
Após a medição real dos ventos no local, classifica-se a região quanto ao potencial eólico, o que possibilita a definição dos aerogeradores a serem usados. Outra variável desta analise é o terreno. Segundo Custódio (2009), o terreno é fundamental no projeto e implantação da fazenda eólica, porque suas características topográficas e orográficas afetam o comportamento do vento e, consequentemente a produção de energia elétrica. O espaço disponível é um fator que pode limitar o seu uso para implantação de parques eólicos.
Como principais aspectos no estudo do terreno Custódio (2009) menciona: rugosidade do terreno buscando-se sempre terrenos com valores menores; rugosidade dos entorno do terreno, evitando-se áreas de grande rugosidade que freiam o vento, tais como cidades, bosques e áreas de reflorestamento a poucos quilômetros; obstáculos, evitando-se terrenos com quebra-ventos no seu interior ou em seu entorno; espaço disponível, de forma a possibilitar a instalação do número de aerogeradores pretendidos; acessos ao terreno e aos locais de instalação dos aerogeradores, observando-se as exigências para o translado de peças e equipamentos para montagem e manutenção da fazenda eólica; disponibilidade do terreno, verificando a disponibilidade e interesse do proprietário; restrições possíveis, tais como ambientais, plano diretor e outros usos previstos.
As turbinas eólicas são conhecidas também por “cata vento” ou “moinho de vento” e seu uso remonta a muitos séculos. Os primeiros registros de uso no acionamento de máquinas foram em torno de 300 A.C. na China, e de 200 A.C. na antiga Pérsia (CUSTÓDIO, 2009).
O aproveitamento de energia eólica é feito através de máquinas desenvolvidas para converter potência do vento em energia mecânica, tal máquina é denominada turbina eólica.
Esta por sua vez, está conecta através de um eixo, a uma máquina responsável por transformar energia mecânica em energia elétrica, esta máquina é conhecida por gerador elétrico. Este sistema, além de diversos outros componentes, é parte fundamental que compõe os chamados aerogeradores.
Os geradores síncronos com enrolamentos de excitação permitem um número maior de polos, mas com perdas associadas a estes enrolamentos, além de utilizarem escovas, que exigem uma periodicidade maior de manutenção. Com o desenvolvimento e a redução do custo dos materiais magnéticos, os ímãs permanentes têm sido utilizados para a excitação dos geradores síncronos. Com isso, pode-se utilizar um maior número de polos, obtendo-se máquinas projetadas para operar na faixa de 20 a 200 rpm (OLIVEIRA, 2010).
Após a conversão da energia cinética do vento em energia mecânica, a turbina movimenta o eixo, o qual aciona um gerador elétrico fixo no mesmo eixo que, por sua vez, converte esta energia em energia elétrica através de conversão eletromagnética. Os geradores de energia elétrica, também chamados de alternadores, são de dois tipos, síncronos e assíncronos, ambos podem ser utilizados nos aerogeradores, ligados diretamente à rede ou por meio de conversores. A escolha do tipo de gerador a ser usado dependerá da potência e das condições de uso. Porém, diferentemente do gerador assíncrono, o gerador síncrono é capaz de controlar, através da excitação, a tensão e a potência reativa gerada.
“A conversão de energia se dá a partir de um valor mínimo de velocidade do vento, chamada de velocidade de partida da turbina. A potência da turbina é limitada ao valor nominal, à velocidade nominal, determinado pela capacidade do gerador elétrico. A partir daí o controle de velocidade da turbina mantém a potência o mais constante possível” (CUSTÓDIO, 2009, pág. 54).
Quando a potência nominal da turbina é atingida, para velocidades do vento acima de certo valor, existe um limite chamado velocidade de corte, onde a fim de manter a integridade mecânica da turbina, esta é retirada de operação. Isto ocorre através do controle da potência do rotor da turbina, evitando assim, sobrecargas também no gerador elétrico. Um fator determinante para a escolha do tipo de gerador (síncrono ou assíncrono) é a velocidade de rotação da turbina, a qual pode ser variável ou constante.
Manter o rotor da turbina eólica com velocidade constante é a maneira mais simples de se operar um aerogerador, porém a eficiência do gerador será menor do que a máxima para todas as outras velocidades do vento. Aerogeradores com velocidade constante podem utilizar o gerador assíncrono ligado diretamente à rede elétrica.
Já os aerogeradores de velocidade variável podem utilizar gerador síncrono de ímãs permanentes, com a velocidade do rotor ajustada à situação real da velocidade do vento,
garantindo assim um desempenho maximizado e maior qualidade da energia elétrica. De acordo com Oliveira (2010), os sistemas de geração com velocidade variável são a escolha mais adequada para turbinas eólicas, que permitem a utilização destas turbinas no seu ponto de máximo coeficiente de potência para uma ampla faixa de velocidades dos ventos, o que otimiza a captura da energia disponível.
3 POTENCIAL EÓLICO
A exploração do potencial eólico de uma região deve ser sempre precedida pela medição do recurso eólico. Por isso, todo o processo de medição deve ser conduzido de acordo com as melhores práticas e normas, garantindo a qualidade e confiabilidade dos resultados.
A Figura 6 apresenta a estimativa do potencial eólico brasileiro, porém uma medição confiável de vento para a estimativa de produção de energia é premissa básica para suporte á decisão sobre a realização de um empreendimento eólico.
Figura 6 - Atlas Potencial Eólico Brasileiro.
Fonte: Atlas Potencial Eólico Brasileiro, 2017.
Para alcançar o objetivo da implantação de usinas eólicas atualmente são necessários, ao todo, 3 (três) anos de medições anemométricas, exigido pela ANEEL para a outorga de autorização para exploração de usina eólicas (portaria MME 21/2003, Art.6º-A).
Além da medição, a análise dos dados é uma etapa essencial, utilizando ferramentas computacionais especificas, conforme Custódio (2009) “um erro de 10 % nas medições de vento, por exemplo, representará uma diferença de 33 % na previsão de energia gerada, devido a esta variar com o cubo de velocidade do vento”. Uma boa campanha de medição começa com a montagem correta da estação anemométrica e a escolha de instrumentos de
qualidade para medição da velocidade e direção do vento, temperatura, umidade e pressão atmosférica local.
A instalação da estação anemométrica inclui atividades executadas no escritório e atividades executadas em campo, a saber: localização geográfica da instalação; planejamento da execução dos serviços de instalação; montagem da torre; instrumentação da torre; verificação da funcionalidade dos sensores.
Custódio (2009) ressalta que “a estimativa do potencial eólico num local baseada em mapas eólicos ou modelos atmosféricos também apresenta incertezas indesejáveis, servido apenas para avaliações preliminares”, desde junho de 2012, a Creluz mantém em operação uma torre anemométrica no município de Palmeira das Missões - RS com o objetivo de explorar o potencial eólico da região para a geração de energia elétrica.
Figura 7 - Atlas Eólico Brasileiro, velocidade do vento a 100 m de altura
Fonte: Atlas Eólico Brasileiro, 2017.
Conforme estimativas do Atlas Eólico Brasileiro, apresentado na Figura 7, a localidade escolhida apresenta potencial eólico com velocidade média anual, a 100 m de altura, na faixa de 7,5 a 8,0 m/s, as quais se espera confirmar com as medições anemométricas na torre da Creluz.
4 MEDIDORES DE VENTO
A principal metodologia de estimativa do potencial eólico é baseada em medições de vento realizadas no local em estudo. O período de medição deve ser suficientemente longo para cobrir as variações meteorológicas na região, o que é obtido com período de, pelo menos, um ano. Dessa forma, é possível passar por todas as sazonalidades das estações do ano. Quanto maior o período de medições, menores serão as incertezas no comportamento do vento local.
As medições de vento são feitas como uso de instrumentos adequados e específicos. A velocidade do vento é medida por meio de anemômetros, enquanto a direção é medida através de biruta, ou wind vane.
4.1 DETALHES DO ANEMÔMETRO UTILIZADO
A escolha do anemômetro representa uma etapa importante do processo de aquisição das informações necessárias. Nesse caso, está sendo utilizado o anemômetro Thies Clima First Class”, apresentado na Figura 8, designado para aquisição da componente horizontal da velocidade do vento na área de meteorologia, análise de localidades e medida de capacidade eólica para sistemas energéticos.
Figura 8 - Instalação do anemômetro na estação anemométrica da Creluz-G
Fonte: Arquivo Creluz
Os valores de medida são traduzidos para um sinal de saída digital. Este sinal pode ser mostrado ou gravado em sistemas de armazenamento, Data Loggers, equipamento que
registra as grandezas e transforma em dados, assim como em sistemas de controle. Para aplicações no inverno pode ser obtido opcionalmente com sistema de aquecimento para garantir o perfeito funcionamento dos rolamentos e evitar o congelamento do equipamento.
Este anemômetro apresentado na Figura 8 pode ser fornecido sem calibração ou pode ser calibrado através dos seguintes institutos de calibração: MEASNET – Calibrado através do Instituto DEWI – German Energy Wind Institut – Alemanha; MEASNET – Calibrado através do Instituto WindGuard GmbH – Alemanha, dentre outros.
4.1.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
Como característica técnica o equipamento apresenta: intervalo de medição: 0,3 a 75 m/s; optoacoplado, com classe de acordo com as especificações MEASNET e IEC; frequência de saída: 1082 Hz a 50 m/s; valor limiar de início de medida: 0,3 m/s; velocidade máxima de vento: 85 m/s; linearidade de medida: > 0,99999; constante de distância: < 3 m; condições de operação: -50° C e +80° C e 0 a 100% umidade relativa do ar; tensão de alimentação: 3,3 a 42 V, corrente contínua; conexão: PLUG BINDER 8”; diâmetro de conexão com o mastro: 33,5 mm; massa: aproximado de 0,5 kg. Na Figura 9 são apresentadas as dimensões em cm.
Figura 9 - Dimensões do anemômetro em cm
O anemômetro é um instrumento utilizado para medir a velocidade de um fluido que pode ser o ar (vento) ou a água em modelos físicos em laboratórios de hidráulica, de aerodinâmica ou qualquer outro fluido como os gases existentes em estrelas e planetas. Na Figura 9 é apresentado o desenho do anemômetro com suas dimensões em cm (centímetros).
Conforme apresentado na Figura 9, o Anemômetro de Robinson contém um rotor com três conchas hemisféricas aciona um mecanismo onde é instalado um sensor eletrônico. A vantagem deste sistema é que ele independe da direção do vento, e, por conseguinte de um dispositivo de alinhamento.
Diagrama e conexões do anemômetro estão apresentados na Figura 10. Este diagrama procura representar de uma forma simples e lógica a função de cada pino e seu esquema elétrico.
Figura 10 - Conexão e diagrama.
Fonte: Creluz, 2017.
Na Figura 10 descreve a função de cada pino, dentre os 8 (oito) que compõem o equipamento.
O anemômetro tipo concha é, na verdade, uma turbina que, pela diferença de empuxo entre uma concha e outra, para o mesmo vento, produz um movimento giratório cuja velocidade é linearmente proporcional à velocidade do vento incidente. Segundo Custódio 2009, a diferença de empuxo resulta da característica aerodinâmica da concha, que muda em função da face voltada para o vento.
Tabela 2 - Conexões dos pinos
Pino Nome Função
1 SIG Sinal
2 GND Terra
3 +Us Fornecimento 3,3 V – 42 V DC
4 HGND Terra em sinal zero
5 Não conectar 6 Não conectar 7 HZG Fornecimento: Voltagem: 24 V AC/DC Potência: 25W 8 HZG
*Não conectar pino 7 e 8 com tensão. Ordem fabricante nº 4.3351.10
Fonte: Adolf Thies GmbH & Co. KG – Wind Transmitter, 2017.
4.2 DETALHES DA WINDVANE UTILIZADA
Tal como o anemômetro a biruta é um equipamento designado para a aquisição de direção horizontal conforme apresentado na Figura 11. Os valores medidos também são representados através de uma saída analógica de tensão, que podem ser interpretados e mostrados através de equipamentos de medição, Data Loggers assim como sistemas de processos de controle.
Figura 11 - Instalação da Wind Vane na estação anemométrica da Creluz-G
Os dados medidos por meio de anemômetros e birutas são salvos num armazenador de dados, ou data logger, aparelho digital desenvolvido para tal. Como característica técnica apresenta: princípio: potenciométrico; faixa de medição: 0 a 360°; resolução: 0,5°; precisão: ±2°; temperatura de operação: -40° C e +70º C; conexão pino fêmea BINDER 7 pólos; massa de aproximadamente 1,1 Kg.
4.3 ESTAÇÃO DE MEDIÇÃO DE VENTO
Uma estação de medição de vento é uma instalação especifica para coleta e armazenamento de dados de vento. estes dados são pelo menos de velocidade e direção do vento, podendo incluir medições de temperatura e umidade do ar no local, bem como a pressão atmosférica.
4.3.1 TORRE ANEMOMÉTRICA
As torres utilizadas para medições anemométricas podem ser caracterizadas de acordo com dois atributos: sustentação: se autoportantes ou estaiadas; estrutura: se treliçadas ou tubulares.
As torres autoportantes não precisam de nenhuma sustentação adicional além da fornecida pela própria base e exigem menor área de instalação, se comparadas às torres estaiadas. A utilização para medições anemométricas é mais frequente em estações permanentes, em locais onde há facilidades de acesso e montagem.
Embora tenham custo de investimento significativamente maior que as torres estaiadas, tem como vantagens maior vida útil e menor custo de manutenção.
As torres treliçadas, como visualizado na Figura 12, e estaiadas são montadas em módulos de 3 ou 6 m e têm, normalmente, alturas entre 80 e 150 m. Para minimizar a possibilidade de torção da torre, recomenda-se o uso de módulos de 6 metros. A vida útil, em geral, é menor em relação às autoportantes, sendo a abrasividade do local em fator determinante, principalmente em áreas costeiras. Apresenta menor custo de investimento, facilidade de transporte e de manuseio, e possibilidade de desmontagem e remontagem.
Torre da Creluz é metálica estaiada de seção transversal triangular, alturas variáveis, com abertura em toda a sua extensão de 500 mm com sistema antitorção, composta por módulos de 6 m soldados e calculados de acordo com carga dos equipamentos para medição eólica, construída com colunas em tubos redondos inscritos de acordo com a norma DIN 2440
e travamentos diagonais em vergalhões maciços SAE 1020, servindo a própria estrutura como escada e esteira de cabos. Os módulos ligados através de parafusos ASTM A325 com porcas, pall nuts. Toda a estrutura galvanizada a fogo Em cada caso específico foi atendida, conforme as práticas TELEBRÁS 2261132.
Figura 12 - Montagem da torre estaiada
Fonte: Arquivo Creluz.
Por esses motivos torres treliçadas e estaiadas são mais utilizadas em campanhas de medição de vento de curta e média duração. A torre de 96 m de altura foi construída em estrutura metálica treliçada e instalada, às coordenadas 28°01’58”S, 53°33’19”W, em área agrícola, conforme veremos na Figura 14.
A Especificação Técnica que estabelece os requisitos e padronizações para a instalação da estação anemométrica para a campanha de medição de vento contém:
01(uma) torre metálica, triangular, treliçada com base horizontal, estaiada, com 96 m de altura, galvanizada a fogo e protegida por pintura alquídica. Características: desvio de verticalidade: 1:500; velocidade de vento de sobrevivência 50 m/s; dispositivo de movimentação vertical, cabo trava quedas e proteção contra descargas atmosféricas para-raios tipo Franklin;
04 (quatro) anemômetros THIES FIRST CLASS ADVANCED, instalados a 50 m, 80 m e duas unidades a 98 m de altura, calibrados individualmente de acordo com a metodologia MEASNET atendendo as especificações da IEC61400-121-CD;
01 (um) Data logger, instalado a 12 m de altura, protegido por uma caixa de enclausuramento de proteção IP-65 (ou superior) e com travamento por cadeado, programado para calculo da média, desvio padrão, máximo e mínimo para cada intervalo de 10 minutos das variáveis de velocidade e direção do vento. Programado para calculo da média para cada intervalo de 10 minutos das variáveis de temperatura, pressão e umidade. Monitoramento de abertura da caixa de enclausuramento e níveis de tensão da bateria;
01 (um) Sensor de temperatura e umidade, instalado a 88 m de altura com intervalo de medição de temperatura entre -10 e +60°C, com incerteza de ±0,1°C e precisão de 0,1°C. Intervalo de medição de umidade relativa de 0 a 100%, com incerteza de ±0,1% e precisão de 0,1%;
01 (um) Sensor de pressão, instalado a 88 m de altura com intervalo de medição de 800 a 1100hPa. - Incerteza de ±1 hPa. Precisão de 1hPa;
01 (um) Sistema de transmissão de dados via GSM Quadri Band; 01 (um) Sistema de bloqueio de acesso;
Sistemas de sinalização noturna, para-raios e aterramento conforme normas e legislação vigentes;
Painéis solares para alimentação do data logger e sistemas de sinalização noturna. A Figura 13 ilustra os principais itens que compõem uma estação anemométrica em torre treliçada e estaiada.
Figura 13 - Ilustração esquemática e somente com parte do estaiamento
O projeto da torre e o posicionamento dos instrumentos seguiram as melhores práticas técnicas e atender a norma IEC 61400-12-1.
4.4 DETALHES DO DATA LOGGER NOMAD 2
O Data Logger Nomad 2 é um produto da marca SECONDWIND Inc. e tem a função de leitura, armazenamento e envio de dados anemométricos assim como outras variáveis de sensores transdutores.
As suas funções são executadas através da leitura de suas entradas analógicas e contadores de sinais de frequência, armazenando as informações em um cartão de memória do tipo flash. Além disso, o Data Logger Nomad 2 pode, se necessário, enviar os dados através de uma interface de comunicação via GSM ou via SATÉLITE/Iridium.
4.4.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
12 entradas para contadores como anemômetros e transdutores com sinal de frequência;
8 entradas analógicas para sinais analógicos como: Wind Vanes, Temperatura, Pressão e transdutores com saídas analógicas;
taxa de amostragem de 1Hz;
intervalos de cálculo de 1, 10, 60 minutos e horário;
funções de cálculo para: média, desvio padrão, máximo, mínimo, total, ciclos e outras funções.
4.4.2 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS
display alfanumérico LCD 4x20;
temperatura de operação entre -40º C e +85º C;
caixa de enclausuramento integrada com travamento para cadeado e grau de proteção NEMA4/IP66;
proteção interna para todos os canais contra descargas atmosféricas através de 21 varistores de óxido de metal em série com um resistor/limitador.
4.4.3 ACESSÓRIOS
4 Baterias alcalinas;
4 Fixadores para painel o painel solar; 1 Cabo serial; manual do usuário;
software NOMAD DESKTOP; cartão de memória 32MB.
4. 5 TERMÔMETRO / HIGRÔMETRO COM ESTRUTURA PROTETORA
O Termômetro / Higrômetro da marca THIES CLIMA é um transdutor de umidade relativa do ar e um transdutor de temperatura. Para proteção e também para não sofrer interferência direta da irradiação solar, é fornecido uma capa protetora com fixação à torre.
4.5.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
Umidade Relativa
Sensor tipo: Capacitivo Precisão: ±2 % RH
Faixa de medida de 0 % a 100 % RH. Sinal de Saída de 0 a 1 V. Temperatura
Sensor tipo Pt 1000 IEC 751 class B. Precisão: ±0.6º C.
Faixa de medida entre -10º C e +60º C. Sinal de Saída de 0 a 1V. Consumo típico de 2 mA.
4.6 BARÔMETRO – TRANSDUTOR DE PRESSÃO
O barômetro é um transdutor de pressão calibrado e fabricado pela SENTRA systems. O transdutor é extremamente preciso e estável desenvolvido através da tecnologia SetraceramT sensing element.
4.6.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
Escala de medida entre 600 a 1.100 mbar. Precisão de 1,25 mbar. Baixo consumo de energia.
4.7 LOCALIZAÇÃO DA TORRE ANEMOMÉTRICA
A definição do local de instalação da estação passa por duas etapas: a análise em escritório e a validação em campo. A análise em escritório deve compreender a autorização do órgão ambiental competente, a confirmação junto ao COMAR (Comando Aéreo Regional) da permissão de instalação da torre com a altura desejada e a verificação da existência de edificações, depressões, elevações ou outros obstáculos que inviabilizem ou comprometam a instalação da torre. Possíveis interferências dos estais em estradas e construções devem ser avaliadas, eventualmente com o auxilio de softwares de georeferenciamento, como o Google Earth.
A torre anemométrica da CRELUZ está instalada no município de Palmeira das Missões próxima a cidade de Nova Ramada conforme apresentado na Figura 14, Estado do Rio Grande do Sul, onde a região é ponta de sistema das seguintes distribuidoras: CRELUZ, COPREL CERILUZ e RGE.
Figura 14 - Localização e abrangência da medição de vento raio 10 km
Fonte: Google Earth
A torre permitirá a certificação de futuros parques eólicos em um raio de 10 km, área que abrange parte dos municípios de Palmeira das Missões, Santo Augusto, Nova Ramada e Condor. A coleta de dados anemométricos foi iniciada no dia 23/06/2012.
5 ANÁLISE E RESULTADOS DOS DADOS COLETADOS
A coleta de dados anemométricos foi iniciada no dia 23/06/2012. A Tabela 3 descreve a instrumentação da torre e as substituições efetuadas no período analisado, onde se pode evidenciar os instrumentos, seu modelos, números de série, a altura que estão instalados na torre, a data de instalação e da remoção (no caso em que foram trocados por queima).
Sempre que for substituído um instrumento tem que fazer registro e colocar um novo instrumento certificado de modo a garantir a confiabilidade da aquisição dos dados.
Tabela 3 - Instrumentação da torre anemométrica
Instrumento Altura (m) Modelo Nº de Série Data da Instalação Data de Remoção
Data logger 12 Nomad Second Wind
14770 23/06/2012 01/08/2012 11402 01/08/2012 08/04/2013
14902 08/04/2013 -
Anemômetro 98 (1) Thies First Class
Advanced
8115301 23/06/2012 04/09/2012 8115288 04/09/2012 08/04/2013 9120295 08/04/2013 -
Anemômetro 98 (2) Thies First Class
Advanced
8115325 23/06/2012 01/08/2012 5114391 01/08/2012 -
Anemômetro 80 Thies First Class
Advanced 8115295 23/06/2012 -
Anemômetro 50 Thies First Class
Advanced 8115291 23/06/2012 -
Wind Vane 96,5 Thies First Class 5110948 23/06/2012 01/08/2012
6121304 01/08/2012 -
Wind Vane 80 Thies First Class 5110949 23/06/2012 -
Barômetro 88 Setra Systems 276
4999531 23/06/2012 -
Termo-higrômetro 88 Galltec KPK-ME 104770 23/06/2012 -
Fonte: Gerelli, 2017.
Como exposto na tabela acima os instrumentos data logger, anemômetro e wind vanes foram substituídos e a causa foi descargas atmosféricas. Com a identificação e ocorrência persistente da queima de instrumentos, foi levantada a haste do para-raios, melhorando o tempo de disponibilidade.
Conforme a Tabela 4, todos os instrumentos apresentaram disponibilidade de dados superior a 90% no período analisado.
Tabela 4 - Disponibilidade dos instrumentos da torre anemométrica
Instrumento Altura (m) Disponibilidade (%)
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Ano Anemômetro 98 (1) 100 100 100 76 100 100 100 98 88 100 99 100 97 Anemômetro 98 (2) 100 100 100 97 100 100 97 98 100 100 99 100 99 Anemômetro 80 100 100 100 97 100 100 100 98 100 100 99 100 99 Anemômetro 50 100 100 100 97 100 100 100 98 100 100 99 100 99 Wind Vane 96,5 100 100 100 76 100 100 91 98 100 100 99 100 97 Wind Vane 80 100 100 100 43 70 100 91 98 100 100 99 100 92 Barômetro 88 100 100 100 76 100 100 91 98 100 100 99 100 97 Termo-higrômetro 88 100 100 100 76 100 100 91 98 100 100 99 100 97 Fonte: Gerelli, 2017.
O maior intervalo contínuo de falhas na medição foi no wind vane a 80 m de altura, de 20/04/2013 a 10/05/2013, uma interrupção de 19 dias e 14 horas. Nenhum outro instrumento permaneceu fora de operação por mais de 15 dias consecutivos.
5.1 DADOS ANEMOMÉTRICOS
Na literatura, Custódio 2009, explica que em fontes de energia renováveis a distribuição mais utilizada para modelar a velocidade do vento é a Weibull, com o objetivo de providenciar uma estimativa da densidade de probabilidade de velocidade do vento.
A função densidade de probabilidade de Weibull, representa a distribuição da velocidade do vento no local e é dada pela equação número 1:
(1)
Onde:
V = velocidade do vento (m/s) C = fator de escala (m/s)
K = fator de forma (adimensional)
Os valores de C e k referem-se aos dados do vento coletados na campanha de vento, onde os dados podem ser tabulados e representados graficamente. O vento tem uma
característica estocástica e sua velocidade é uma variável aleatória contínua. Os dados de velocidade do vento são divididos em faixas de 1 m/s.
Na Figura 15, observa-se a velocidade do vento em (m/s) nas alturas que estão os anemômetros e assim possibilita sua comparação ente os resultados. A sobreposição com a distribuição real da velocidade do vento mostra sua boa aderência.
Figura 15 - Gráfico 1 - Histogramas de velocidade do vento e distribuição de Weibull
Fonte: Autor, 2017.
Para confecção dos gráficos com a curva Weibull ajustada, foi utilizado o programa Minitab 17 e, com isso, foi possível aferir que os ventos entre 6 e 8 m/s são os que aparecem com maior frequência.
A função densidade de probabilidade da Weibull, representa adequadamente a distribuição da velocidade do vento no local.
A Tabela 5 apresenta as velocidades médias e parâmetros da distribuição de Weibull para os ventos nas alturas de 50, 80 e 98 metros.
