Tecnologia em Aerogeradores

(1)

Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis

Curso de Especialização em Energia Eólica

Apostila

“Tecnologia em Aerogeradores”

Prof. Selênio Rocha Silva

(2)

2

Sumário

1. Introdução: ... 5

2. Características Operacionais de Turbinas Eólicas: ... 6

2.1 Princípios Operativos de Turbinas Eólicas ... 7

2.2 Classificação de Turbinas Eólicas ... 9

2.3 Características de Turbinas Eólicas ... 11

2.4 Características de Potência Gerada em uma Turbina Eólica ... 13

2.5 Características Operacionais de uma Turbina Eólica ... 15

3. Sistemas de Geração Elétrica em Turbinas Eólicas: ... 17

3.1 Geradores elétricos ... 19

3.1.1 Gerador de indução ... 19

3.1.2 Geradores síncronos com excitação elétrica ou a ímãs permanentes ... 27

3.1.3 Análise comparativa dos geradores elétricos ... 31

3.2 Conversores estáticos ... 32

3.2.1 Características da Conversão Estática ... 33

4. Engenharia de Sistemas de Conversão de Energia Eólica: ... 35

4.1 Arquitetura de Aerogeradores a Velocidade Fixa ... 38

4.2 Arquitetura de Aerogeradores a Velocidade Variável ... 39

5. Tecnologias de Aerogeradores: ... 41

5.1. Tecnologias Comerciais... 41

5.1.1 Gerador de Indução em Gaiola (IG)... 42

5.1.2 Gerador de Indução com Resistores Chaveados no Rotor ... 43

5.1.3 Gerador Síncrono com Conversores PWM (GSINC) ... 43

5.1.4 Gerador Síncrono com Retificador a Diodos ... 44

5.1.5 Gerador de Indução Duplamente Alimentado (DFIG) ... 45

5.2. Distúrbios de Qualidade da Energia Elétrica ... 46

5.1.6 Nível de curto-circuito ... 47

5.1.7 Flutuações de Tensão ... 48

5.1.8 Harmônicos ... 48

5.1.9 Suportabilidade a Afundamentos de Tensão ... 51

6. Considerações Finais ... 54

(3)

3

Figura 1. Evolução da Tecnologia em Aerogeradores ... 6

Figura 2. Passagem do Fluxo de Ar pela Turbina Eólica... 7

Figura 3. Vetores de velocidades e forças sob um perfil aerodinâmico ... 9

Figura 4. Turbinas de Eixo Horizontal (pequena potência e alta potência) ... 9

Figura 5. Turbinas Eólicas de Eixo Vertical ... 10

Figura 6. Coeficiente de potência em função da relação de velocidades e ângulo de passo ... 12

Figura 7. Características de rendimento de diversos projetos de turbinas ... 12

Figura 8. Características Cp e Cq de turbina eólica ... 13

Figura 9. Característica de potência de uma turbina eólica ... 14

Figura 10. Efeito do ângulo de passo no rendimento da turbina ... 15

Figura 11. Característica operacional típica de uma turbina eólica ... 16

Figura 12. Características operacionais de turbinas comerciais no Brasil ... 17

Figura 13. Arquiteturas de Sistemas Eólicos Conectados à Rede Elétrica ... 18

Figura 14. Tipos de geradores assíncronos ... 20

Figura 15. Curva conjugado em função da rotação da máquina de indução ... 21

Figura 16. Circuitos equivalentes da máquina de indução ... 22

Figura 17. Circuito equivalente incluindo sistema externo e capacitor de correção de reativos... 23

Figura 18. Desempenho do gerador de indução frente a condições particulares da rede e do circuito de rotor ... 24

Figura 19. Acoplamento de características entre gerador e rotor eólico, através de uma relação de transmissão de razão 58. ... 24

Figura 20. Configuração básica da máquina de indução duplamente alimentada ... 25

Figura 21. Fluxo de potência na máquina em operação sub-sincrona ... 26

Figura 22. Fluxo de potência na máquina em operação super-sincrona ... 26

Figura 23. Características de potências de estator e rotor geradas na máquina duplamente alimentada 27 Figura 24. Rotor de gerador síncrono de oito polos ... 28

Figura 25. Avanço da tecnologia a ímãs permanentes ... 28

Figura 26. Topologia da máquina a ímãs permanentes de fluxo radial ... 29

Figura 27. Modelo matemático da máquina síncrona conectada a rede elétrica ... 29

Figura 28. Potências ativa e reativa fornecida por um gerador síncrono conectado a rede por conversores estáticos ... 30

Figura 29. Eficiência do gerador elétrico em função de uma estratégia operacional ... 30

Figura 30. – Arquiteturas de Sistemas de Geração para Aerogeradores ... 32

Figura 31. Conversor limitador da corrente de conexão de gerador elétrico ... 32

Figura 32. Retificador a diodos ... 33

Figura 33. Conversor CC-CA a IGBT's ... 33

Figura 34. Conversores estáticos em circuitos de proteção ... 33

Figura 35. Sistema de Conversão Estática com Três Conversores ... 34

Figura 35. Sistema de Conversão Estática com Dois Conversores PWM ... 35

Figura 37. Curva da Potência Extraída em Função da Velocidade do Vento ... 36

Figura 38 Características de potência de aerogerador a velocidade constante ... 37

Figura 39 Características de potência de aerogerador a velocidade variável ... 38

Figura 40 Comparação entre curvas de potência típicas de turbinas a velocidade constante e a velocidade variável ... 40

Figura 41 Comparação da operação de uma turbina a velocidade constante e uma turbina a velocidade variável para ventos abaixo do vento nominal ... 41

Figura 42 Topologia do Aerogerador com Gerador de Indução com Rotor em Gaiola ... 42

Figura 43 Esquema do Aerogerador com Gerador de Indução com Resistores Chaveados no Rotor ... 43

Figura 44 Configuração do Gerador Síncrono com Conversores PWM ... 44

Figura 45 Configuração de um Aerogerador Utilizando a Tecnologia Similar à Comercializada pela Enercon... 45

(4)

4

Figura 49 Afundamento de tensão trifásico para 50% ... 52 Figura 50 Curva de suportabilidade requerida pelo código de rede brasileiro ... 53 Figura 51 Gerador de afundamento de tensão sugerido pela norma IEC61400-21 ... 53

(5)

5

Este texto discute os aspectos gerais e específicos das principais tecnologias atualmente comercializadas nos modernos aerogeradores. Procuram-se, no estado da arte, os elementos norteadores que guiem e forneçam subsídios para uma avaliação consubstanciada das arquiteturas existentes com foco na qualidade da energia elétrica gerada.

Entende-se, como sistema de geração elétrica neste documento, o sub-sistema que consiste do gerador elétrico e dos conversores estáticos que promovem a adequação da energia elétrica gerada nos terminais deste gerador com a energia fornecida às redes elétricas ou cargas isoladas. A configuração deste sub-sistema é dependente da aplicação pretendida e apresentou grande evolução nos últimos 20 anos, seguindo o desenvolvimento de dispositivos eletrônicos e da tecnologia de materiais, que permitiu o advento de tecnologias modernas e de alta eficiência a velocidade variável.

A aplicação de geração de eletricidade por acionamento através de rotor eólico para conexão aos sistemas elétricos convencionais consistia normalmente de máquinas de médio/grande porte, inicialmente na faixa de centenas de kW e chegando aos aerogeradores de multi-MW atualmente comercializados. Na última década, contudo, o curso da tecnologia em turbinas eólicas alterou-se definitivamente, garantindo visibilidade, confiabilidade e viabilidade.

As máquinas de pequeno porte são utilizadas na geração de energia elétrica em sistemas isolados e no bombeamento de água, sendo que nestas duas aplicações o uso de geradores síncronos e a presença de conversores estáticos representam uma realidade que consolidou esta tecnologia. Os sistemas de geração elétrica presentes nas turbinas eólicas de pequeno porte migraram rapidamente da concepção arcaica utilizando geradores de corrente continua para a solução com geradores síncronos com excitação elétrica (bobina de campo) ou a imãs permanentes. Os equipamentos com geradores em corrente continua se mantiveram no mercado por longas décadas do século passado, mas não conseguiram consolidar a tecnologia e foram substituídos pelos equipamentos que utilizam a conversão eletromecânica em corrente alternada. A presença de retificadores e de inversores estáticos, para a necessária conversão de frequência e o adequado armazenamento energético em baterias de acumuladores, já representavam uma realidade em equipamentos comercializados nos anos 70 e 80 [Silva, 1988]. Os primeiros equipamentos comercializados naquelas décadas apresentavam máquinas com excitação elétrica em configuração auto-excitada e com caixa de multiplicação de velocidades, ajustando a rotação do rotor eólico com a frequência de geração do alternador para garantir que a frequência das ondas elétricas se aproximasse de frequências comerciais das redes elétricas. A tecnologia presente nos conversores estáticos utilizava dispositivos semicondutores a base de diodos e tiristores, chaveando em baixas frequências.

Em aerogeradores de grande porte, além da rápida evolução nas faixas de potência comercializadas entre as últimas três décadas, como ilustra a Figura 1, uma diversidade de tecnologias foi desenvolvida e continuam em operação. Destacam-se a utilização de gerador de indução e de gerador síncrono (com excitação elétrica ou a imãs permanentes), e entre estes um continuo crescimento de equipamentos com geradores a imãs permanentes.

(6)

6

partiu de tecnologias distintas entre máquinas de grande porte e máquinas de pequeno porte, finalmente convergindo para tecnologias bastante similares conceitualmente.

Neste trabalho encontram-se informações técnicas variadas sobre as tecnologias de rotores eólicos, geradores elétricos e conversores estáticos, com ênfase nas combinações preferencialmente utilizados nos modernos aerogeradores. Busca-se desta forma produzir documento que permita agregar conhecimento neste amplo campo tecnológico.

2. Características Operacionais de Turbinas Eólicas:

A energia eólica resulta da transformação de parte do efeito térmico solar em energia cinética da atmosfera. A diferença de radiação solar sobre regiões distintas do planeta provoca o deslocamento de camadas de ar, os ventos.

A energia cinética presente em um dado volume de vento, obtida em uma velocidade de vento V, pode ser expressa em Joules/m3 por:

E

c



1₂



.

V

2

onde



é a massa específica de ar (  1,2 kg/m3).

A potência eólica disponível é calculada pela taxa de variação desta energia eólica, sendo expressa em Watts por:

P

e



1₂



. .

A V

3

onde A é a área varrida pelo rotor eólico.

É possível mostrar que, apenas uma parte desta energia cinética contida nas massas de ar é conversível, uma vez que o ar deve conservar uma velocidade que permita a passagem de seu fluxo através do rotor de uma turbina eólica, como ilustra a Figura 2. A melhor conversão teórica de

(7)

7

59.3% da potência disponível incidente. Este valor estimado da eficiência máxima de conversão é conhecido como limite de Betz, apesar de em turbinas comerciais os testes em campos tem indicado normalmente eficiências de conversão bem inferiores.

Figura 2. Passagem do Fluxo de Ar pela Turbina Eólica

O cálculo dos valores médios de energia eólica disponível em um determinado local requer o conhecimento da distribuição de probabilidade de vento ou dos registros dos valores de vento em um dado período de tempo. Os valores de velocidade de vento média, normalmente obtidos em um determinado período de tempo, não fornecem informações precisas sobre a energia eólica disponível no local, já que a potência eólica depende da velocidade de vento elevada ao cubo. Dois valores médios podem ser utilizados para estimativa da potência ou energia eólica disponível em um dado local, o valor médio e a raiz cúbica do valor médio cúbico, e são expressos por:









0

)

(

.

).

(

.

p

V

dV

V

p

V

 

3 3 3 0 3 3 3

)

(

.

).

(

.









V

p

V

dV

V

p

V

Onde p(V) é a função densidade de probabilidade da velocidade de vento do local.

A raiz cúbica da média cúbica da velocidade de vento corresponde a um valor de velocidade de vento que permite uma mais precisa estimativa da potência existente no local e constitui parâmetro importante no dimensionamento de uma usina eólica. A razão entre a média do cubo da velocidade de vento e o cubo da média da velocidade de vento é chamada de "fator de padrão energético", que varia entre os valores 1.5 e 3. Embora a energia eólica disponível não possa ser obtida do valor da velocidade de vento média, já que o fator padrão energético não é constante, há suficiente correspondência entre altos valores de velocidade média e altas potências médias, possibilitando uma avaliação qualitativa.

2.1 Princípios Operativos de Turbinas Eólicas

Uma turbina eólica é formada essencialmente por um conjunto de pás sob a ação do vento. As forças que são exercidas sobre estas pás fazem com que estas girem em torno de um eixo. A ação do vento sobre um corpo pode ser definida por duas componentes de forças: o arrasto e a

(8)

8

sobre a velocidade de vento incidente (V) em uma turbina e o efeito da velocidade rotacional do rotor eólico (w) na periferia do círculo de raio R, vale :

R

w

a

V

r



(

1 

)



.

Lembrando que nesta expressão todas as velocidades são vetores, pois possuem direções distintas.

As forças de sustentação (FL) e de arrasto (FD) são proporcionais à densidade do ar, à área das pás e ao quadrado da velocidade de vento relativa do aerofólio. As constantes de proporcionalidade são definidas como coeficientes de sustentação (CL) e arrasto (CD), que são funções do ângulo de ataque (α) e constituem características implícitas ao perfil aerodinâmico das pás .

A força resultante sobre o rotor eólico, no plano de rotação, que contribui para o conjugado desenvolvido pela pá, vale (Gimpel and Stodhart, 1958):



.

cos

.

_D L a

F

sen

F





onde











α = ângulo de ataque em relação ao plano de rotação (ângulo entre a velocidade de vento relativa e o eixo de simetria do perfil aerodinâmico)



= ângulo de passo do perfil aerodinâmico (ângulo entre o eixo de simetria do perfil aerodinâmico e o plano de rotação)

As pás de turbinas eólicas modernas são construídas utilizando perfis aerodinâmicos projetados para produzirem elevados coeficientes de sustentação. Um aerofólio apresenta uma borda de ataque e uma borda de fuga, cuja distância entre seus pontos extremos constitui a corda do perfil (que passa pelo eixo de simetria do perfil). Os perfis de turbinas eólicas modernas são em geral do tipo plano-convexo (Gottingen) ou biconvexo (NACA). Ao longo da estrutura da pá, esta pode apresentar uma torção para garantir um ângulo de ataque aproximadamente constante em toda sua extensão.

As turbinas eólicas modernas apresentam um mecanismo de variação do ângulo de passo, a fim de controlar a velocidade e, portanto, regular a potência gerada, reduzindo-se o ângulo de ataque pelo aumento do ângulo de passo.

O projetista de turbinas eólicas, portanto tem à sua disposição diversas ferramentas para garantir um bom projeto aerodinâmico, isto é, alta sustentação com baixo arrasto. Para o sistema eólico como um todo, o projeto estrutural é vital a fim de garantir uma operação confiável, por prolongado período (maior que 20 anos), com baixo custo de construção.

(9)

Figura 3. Vetores de velocidades e forças sob um perfil aerodinâmico

2.2 Classificação de Turbinas Eólicas

Na literatura técnica é comum distinguir as turbinas eólicas segundo os seguintes critérios: - direção do eixo de rotação em relação ao vento (eixo horizontal e eixo vertical); - qualidade das forças predominantes (arrasto e sustentação);

- quantidade de material existente no rotor (baixa e alta solidez).

As turbinas de eixo horizontal apresentam seu eixo de rotação em paralelo com a direção do vento. Nestes tipos de turbinas se encontram os modelos multipás americano e as turbinas eólicas rápidas de 3, 2 e 1 pás. A Figura 4 ilustra dois tipos de turbinas de eixo horizontal, uma de pequeno porte e outra de alta potência. Nestes dois projetos distintos podem-se identificar as similaridades de possuírem três pás e alta eficiência de conversão, serem regidas por forças de sustentação predominantes, além de possuírem baixa área de material nas pás em relação à área varrida pelo rotor eólico em movimento (baixa solidez). Estas máquinas apresentam velocidades de rotação que produzem altas velocidades tangenciais nas pontas das pás (> 10 vezes a velocidade de vento incidente).

(10)

_____________________________________________________________________________________ Laboratório de Conversão e Controle da Energia

Departamento de Engenharia Elétrica – UFMG Av. Pres. Antônio Carlos, 6627 – CEP 31.270-010

Fone: (31) 3409 34 29 Contato: selenios@dee.ufmg.br

As turbinas de eixo vertical são representadas principalmente pelos modelos Savonius e Darrieus e funcionam com qualquer direção de velocidade de vento, como ilustradas na Figura 5. Diferentemente das turbinas de eixo horizontal, este dois modelos de eixo vertical possuem características extremamente distintas, que são expressas na Tabela 1.

Turbina Savonius Turbina Darrieus

Figura 5. Turbinas Eólicas de Eixo Vertical

Tabela 1. Características de Turbinas de Eixo Vertical

Turbina Savonius Turbinas Darrieus

● Predomina o arrasto; ● Alta solidez e baixa rotação; ● Baixa eficiência (Cpmax=10%);

● Utilizado em aplicações mecânicas e entreterimento;

● Simples construção;

● Inadequada para geração de eletricidade

● Predomina a sustentação; ● Turbina de baixa solidez; ● Alta rotação e eficiência; ● Não tem partida autônoma;

● Esforços mecânicos severos sobre as pás; ● Frenagem complexa

● Turbina não-comercial

A qualidade das forças predominantes na operação de uma turbina eólica dita praticamente suas características básicas. As turbinas que funcionam por arrasto (modelo Savonius, por exemplo) apresentam normalmente baixas velocidades rotacionais, baixos rendimento aerodinâmico e um custo elevado pela grande quantidade de material envolvido. As turbinas rápidas como as tri-pás, bi-pás, monópteros e Darrieus, se caracterizam por operarem por susten-tação apresentando elevadas velocidades e altos rendimentos aerodinâmicos sendo, portanto, indicadas para geração de eletricidade.

Um importante parâmetro do projeto de turbinas eólicas é a relação entre a área total das pás do rotor e a área varrida por estas, num perímetro correspondente a 70% do raio das pás. Este parâmetro adimensional é conhecido por solidez (



) e vale (Gimpel e Stodhart, 1958):

(11)







n c

D

.

0 7

onde n = número de pás;

c = corda a 0.7 do raio das pás (m); D = diâmetro do rotor (m).

A referência ao ponto de 70% do raio é utilizada, pois esta região das pás da turbina eólica está sujeita aos maiores esforços estruturais. Pela análise de alguns projetos eólicos tem-se observado que a solidez pode fornecer informações mais detalhadas sobre a operação da turbina. Um rotor de alta solidez apresenta alto conjugado de partida e bom desempenho em baixas velocidades. Rotores de baixa solidez operam a velocidades elevadas, a rendimentos maiores e com pobre característica de partida. A solidez de turbinas eólicas modernas atinge valores entre 5% e 10%, já que devem ser projetadas para altas eficiências e altas velocidades o que implica aplicações direcionadas à geração de energia elétrica. No caso de uma turbina eólica multipás a solidez excede 50%.

2.3 Características de Turbinas Eólicas

A potência desenvolvida por uma turbina eólica depende da velocidade do vento e da velocidade rotacional. A relação entre a potência, a velocidade do vento e a velocidade rotacional são normalmente apresentadas por coeficientes adimensionais, a fim de tornar esta informação aplicável em diversas circunstâncias. Dois parâmetros adimensionais mais largamente utilizados para descrever estas relações são a relação de velocidades



e o coeficiente de potência Cp. O primeiro é definido como:

 

w R

V

.

onde R (em metros) é o raio do rotor eólico, medido na ponta da pá, w (em radianos por segundo) é a rotação da turbina eólica e V é a velocidade de vento (em metros por segundo).

O coeficiente de potência Cp, também chamado de rendimento aerodinâmico de uma turbina eólica, é um parâmetro adimensional normalmente expresso em função da relação de velocidades



e do ângulo de passo



, é definido como:

C

P

AV

p t



1 2 3



A dependência do coeficiente de potência com os parâmetros



e



depende do projeto aerodinâmico e de uma série de procedimentos de construção das pás, logo esta relação, apesar de muito utilizada nos modelos matemáticos para cálculo da energia gerada e nos estudos de integração de aerogeradores nas redes elétricas, representa uma relação matemática de difícil estimação prática. A Figura 6 ilustra uma relação teórica Cp(



,



) muito presente na literatura técnica.

Outro parâmetro adimensional importante é o coeficiente de conjugado, definido como:





p q

C

ARV

T

C



₂



2 1

(12)

onde T (em Newton vezes metro)é o conjugado desenvolvido pelo rotor eólico.

A Figura 7 ilustra as características de coeficientes de potência em função da relação de velocidades para diversos tipos de turbinas eólicas, permitindo a comparação entre estes projetos em termos de máxima eficiência e de faixa de velocidades rotacionais.

Figura 6. Coeficiente de potência em função da relação de velocidades e ângulo de passo

Figura 7. Características de rendimento de diversos projetos de turbinas

As características Cp (



) e Cq (



) de uma turbina eólica são ilustradas na Figura 8. Nesta pode-se verificar que a potência desenvolvida por um rotor eólico é nula (Cp = 0) em dois valores de relação de velocidades; quando o rotor está estacionário e quando a velocidade na ponta da pá é várias vezes maior que a velocidade do vento. A máxima eficiência (Cpmax) é obtida em um valor intermediário de relação de velocidades,



o (relação ótima de velocidades). De maneira análoga o conjugado desenvolvido pelo rotor é máximo (Cqmax) em uma determinada relação de velocidades,



Qmax, o que determina a região de operação estável da turbina para



>

(13)



Qmax. A região de baixas relações de velocidades é caracterizada pelo "estolamento" das pás, isto é, a perda de sustentação que ocorre das seções externas da pá (ponta) para as internas (raiz da pá).

Figura 8. Características Cp e Cq de turbina eólica

2.4

Características de Potência Gerada em uma Turbina Eólica

A quantidade de potência que pode ser extraída de um regime de vento depende da quantidade de energia disponível e de características operativas do equipamento de conversão da energia eólica. A potência de saída de um sistema de conversão de energia eólica é expresso por:

P

t



1₂

.

C

p

. . .



A V

3

onde Cp é chamado de coeficiente de potência, que representa a eficiência aerodinâmica da turbina eólica e depende da velocidade de vento e da velocidade rotacional do rotor eólico.

Algumas estimativas da energia eólica extraível podem ser obtidas utilizando-se o valor médio do coeficiente de potência ou a característica Cp(V) de um rotor eólico característico, através da função de distribuição de probabilidade p(V), da seguinte forma:









)

(

.

).

(

.

).

(

.

).

(

.

₂1 3 0 3 2 1

_A

_C

_V

_p

_V

_dV

_A

_C

_V

_p

_V

P

t



p



p

Outra expressão da energia extraível é o "fator de capacidade", que pode ser calculado pela razão entre a potência extraível e a potência nominal do aerogerador ou da usina eólica.

Como a turbina eólica possui um dado valor de máximo coeficiente de potência (Cpmax) que ocorre em uma dada relação de velocidades



o para cada ângulo de passo, é importante avaliar o que representa a operação em pontos de Cpmax. Além disto, devido à operação em altas velocidades, os rotores de baixa solidez necessitam de dispositivos de controle e proteção a fim de garantir confiabilidade e segurança aos equipamentos.

(14)

Uma turbina eólica, operando a relação de velocidades constantes, apresenta uma concordância linear entre a velocidade rotacional e a velocidade de vento, o que conduz a uma característica de potência dependente do cubo da rotação, como ilustra a Figura 9 e pode ser deduzida pela expressão abaixo:

3 max 3 3 2 1 max 3 2 1

_.

o p p t

C

w

R

A

C

V

A

P







Torna-se praticamente difícil prever uma carga cuja potência consumida varie de forma cúbica em ampla escala de rotação. Além disto, os próprios equipamentos de geração elétrica não operariam acima de sua potência nominal. Assim é usual limitar a potência desenvolvida por uma turbina eólica, de modo que, a partir da velocidade nominal de projeto VR, a rotação e, portanto a potência, permaneçam aproximadamente constantes.

Esta limitação de potência pode ser implementada por diversas maneiras, entre elas: o sistema de variação do passo (em turbinas de passo variável- controle de passo passivo ou ativo) e o controle por "stall" (em turbinas de passo fixo). A variação do passo consiste no aumento do ângulo de passo da pá ,



, com o aumento da rotação, levando a uma redução no ângulo de ataque, que reduz a sustentação e o rendimento aerodinâmico de turbina. O efeito da variação do ângulo de passo nas características de Cp de uma turbina típica é ilustrado na Figura 10, onde pode se compreender o impacto deste mecanismo de regulação sobre a rotação do aerogerador.

(15)

Figura 10. Efeito do ângulo de passo no rendimento da turbina

2.5 Características Operacionais de uma Turbina Eólica

Das informações apresentadas anteriormente, pode-se definir algumas características operacionais necessárias para uma aerogerador:

 Operação em máxima eficiência aerodinâmica (Cpmax), principalmente em ventos baixos até o vento nominal;

 A partida de uma aerogerador é bastante favorecida se o mecanismo de passo ajusta o ângulo β para altos valores (altos valores de Cq e altos conjugados de partida);

 Acima da velocidade nominal, a potência gerada e a rotação devem ficar limitadas evitando sobrecarga no gerador ou sobrevelocidades que podem significar sobretensões;

 Acima de um valor superior de velocidade de vento é importante desligar o aerogerador, reduzindo esforços excessivos sobre as pás.

Estas considerações estabelecem uma característica operacional Potência x velocidade de vento particularmente constituída, como é ilustrado na Figura 11. Nesta algumas velocidades de vento são definidas, pois representam pontos de transição da característica:

 VC velocidade de vento inicial ou de “cut-in” tipicamente em 60% da velocidade de vento média de um local;

 VR velocidade de vento nominal, tipicamente entre 150 e 175% da velocidade de vento média;

 VF velocidade de vento máxima ou velocidade de “cut-out” ou de “furling”, tipicamente 300% da velocidade de vento média.

A característica de operação Pe(V) de uma turbina eólica fica definida pela determinação dos parâmetros VC, VR e VF . Sabe-se que para velocidades inferiores a VC e superiores a VF, a potência de saída é nula, já que nestas condições o sistema não deve estar acionado. Para velocidades de vento compreendidas entre VC e VR, a potência depende das características da carga e fica limitada pela curva de máxima potência convertida pela turbina (operação a



=



o). No intervalo entre VR e VF a potência absorvida é igual à nominal, e este intervalo é caracterizado pela operação a rotação constante, apesar de seu formato depender se o mecanismo de regulação é por controle de passo ou por “stall”.

(16)

Figura 11. Característica operacional típica de uma turbina eólica

Na Figura 12 são apresentadas as características de potência de três turbinas eólicas comercializadas no Brasil, ilustrando escolhas de projeto e características operacionais distintas, que podem ser identificadas pelas curvas de Cp e de potência gerada simultâneas.

(17)

Fone: (31) 3409 34 29 Contato: selenios@dee.ufmg.br Turbina Suzlon 2MW

Turbinas da IMPSA/Vensys

Figura 12. Características operacionais de turbinas comerciais no Brasil

3. Sistemas de Geração Elétrica em Turbinas Eólicas:

A conversão de energia mecânica em energia elétrica por meio de turbinas eólicas é promovida pelo uso de geradores trifásicos síncronos ou assíncronos de corrente alternada, em diversas arquiteturas, como ilustrado na Figura 13 [Heier, 1998]. O uso de cada tipo de gerador é função de uma série de fatores que consideram normalmente:

 As características de amortecimento;

 A capacidade de consumo e/ou fornecimento de potência reativa;

 A resposta dinâmica frente a curtos-circuitos;

 A robustez de sua construção;

(18)

 Os custos de aquisição e de operação;

 As dificuldades de sincronismo com a rede elétrica.

Figura 13. Arquiteturas de Sistemas Eólicos Conectados à Rede Elétrica

Entre os diversos sistemas de conversão de energia eólica comercializados e que são apresentados esquematicamente na Figura 13, destacam-se os seguintes sistemas de geração:

 geradores de indução em gaiola conectados solidamente à rede elétrica que caracterizam a tecnologia que introduziu comercialmente a geração eólica e a viabilizou economicamente na década de 80;

(19)

 geradores de indução com rotor bobinado com controle eletrônico de resistência elétrica conectada ao enrolamento de rotor, que buscou minimizar os problemas de estresses mecânicos da primeira tecnologia;

 geradores de indução duplamente excitados, que hoje correspondem a cerca de 40% dos sistemas instalados na Alemanha. Observa-se que a Alemanha possui cerca de 27GW em turbinas eólicas instaladas e que a porcentagem de sistemas com estes geradores na Europa pode chegar a valores percentuais maiores;

 geradores síncronos com bobina de campo (modelo ENERCON), que hoje atinge a cifra de 30% das turbinas instaladas na Alemanha e número significativo das turbinas instaladas no Brasil;

 geradores síncronos com imãs permanentes, que correspondem a cerca de 4% das turbinas alemãs, devendo crescer muito nos próximos anos.

Uma análise superficial destas tecnologias permite concluir que três tipos de geradores predominam:

 geradores de indução ou assíncronos;

 geradores síncronos com excitação elétrica;

 geradores síncronos a ímãs permanentes.

Apesar das tecnologias discutidas nesta seção corresponderem a equipamentos em faixas de médias e grandes potências, os princípios que nortearam o desenvolvimento destas tecnologias de geração foram consolidados nas tecnologias em pequena potência, principalmente quando a aplicação se referia à conexão a redes elétricas.

3.1 Geradores elétricos

Muitos tipos de máquinas elétricas servem para a função de geradores para turbinas eólicas, contudo tanto em médias e grandes potências, em equipamentos conectados às redes elétricas, como em pequenos aerogeradores para aplicações isoladas, o conceito de geradores elétricos de corrente alternada se consolidou como alternativa mais adequada.

Neste capítulo são discutidos os diversos tipos de geradores elétricos para sistemas de geração em turbinas eólicas. As características que definem a escolha por uma máquina elétrica específica serão assunto que transcende este capítulo, mas suas bases se estabelecem aqui.

Diversos tipos de máquinas elétricas são/foram propostas para utilização em sistemas de geração para turbinas eólicas, onde se pode elencar:

 Máquina de indução em gaiola ou com rotor bobinado;

 Máquina síncrona com excitação elétrica;

 Máquina síncrona a imãs permanentes.

3.1.1 Gerador de indução

A máquina de indução, mais genericamente conhecida por máquina assíncrona, possui uma simetria estrutural com enrolamentos trifásicos em estator e em rotor. Esta estrutura se diversifica em rotor, possuindo duas construções particulares:

(20)

 Rotor em gaiola: onde os enrolamentos são construídos de barras de material condutor extrusadas a quente nas ranhuras do material ferromagnético. Em sua fabricação as barras são curto-circuitadas por anéis terminais de mesmo material condutor. Esta construção produz uma máquina robusta e de baixo custo;

 Rotor bobinado: onde os enrolamentos de rotor são construídos com fios de cobre, de forma similar ao enrolamento de estator. Esta construção permite a conexão dos terminais dos enrolamentos de estator por elementos passivos fechando seu circuito em rotor ou por fontes externas, o que obriga a construção de um conjunto de três anéis coletores e escovas que permitam a conexão elétrica entre o enrolamento girante e a fonte estática.

A Figura 14 ilustra estas duas estruturas de máquinas assíncronas.

Rotor em Gaiola _{Rotor Bobinado}

Figura 14. Tipos de geradores assíncronos

A máquina de indução requer mais material ativo em sua estrutura, sendo normalmente maior em tamanho que uma máquina a imãs permanentes. Na máquina de indução a excitação de campo magnético é provida pelo próprio enrolamento de estator e consequentemente este enrolamento carrega potência ativa obtida da conversão e potência reativa requerida para excitação magnética. Isto faz maiores as perdas no estator, exige condutores com maior seção e maior espaço nas ranhuras. Baseado neste fato, e principalmente para aplicações em baixa potência, apesar de vários trabalhos no tema [Miranda, 1998; Barbosa, 1997; Lyra, 1995], o uso comercial de geradores de indução para turbinas eólicas em aplicações isoladas pode ser considerado inexistente.

O funcionamento da máquina de indução está extremamente relacionado às diferenças de velocidade (rotação) entre os campos magnéticos girantes produzidos pelos enrolamentos de estator e de rotor. Ora cada enrolamento trifásico ou polifásico produz, sobre circulação de correntes equilibradas, um campo magnético girante cuja rotação é diretamente proporcional à frequência destas correntes. É importante estabelecer as rotações existentes e as relações sobre estas da seguinte forma:

 ns = rotação síncrona = 2πfs – é a rotação do campo magnético produzido pelo enrolamento de estator (rad/s);

 n = rotação do rotor – é a rotação do rotor da máquina (rad/s);

 nR = ns – n = rotação do escorregamento = 2πfr – é a rotação do campo magnético produzido pelo enrolamento de rotor (rad/s);

 fs – é a frequência das correntes que circulam nos enrolamentos de estator (Hz);

(21)

 s = (ns – n)/ns = fR/fs – escorregamento: grandeza adimensional importante na compreensão do comportamento da máquina, pois representa a fração da velocidade relativa entre o rotor e o campo magnético produzido pelo estator. Isto é, quando s = 1 a máquina está parada e o campo magnético de estator cruza os enrolamentos do rotor na rotação síncrona, mas quando s = 0 o rotor gira na mesma velocidade do campo de estator, isto é na velocidade síncrona.

A máquina de indução com rotor em gaiola, devido a sua construção particular com enrolamento de rotor fechado em curto-circuito por anéis terminais, é energizado apenas pelo enrolamento de estator, sendo induzidas correntes no rotor quando há diferença de rotação entre o rotor e o campo magnético produzido pelo enrolamento de estator, isto é, quando o escorregamento é diferente de zero. Assim, as correntes induzidas em rotor são extremamente dependentes do escorregamento e logo o conjugado eletromagnético e a potência produzida são funções do escorregamento. Na Figura 15 é ilustrada uma curva típica de conjugado em função da rotação do rotor e do escorregamento, observa-se nesta característica que em torno da rotação síncrona o conjugado é aproximadamente proporcional ao escorregamento. Outro ponto singular é o de máximo conjugado, que ocorre em rotações não muito distantes da rotação síncrona, e indica um limite de capacidade de geração de potência ativa.

Figura 15. Curva conjugado em função da rotação da máquina de indução

O comportamento da máquina de indução, tanto no modo de operação como motor (escorregamento positivo) ou como gerador (escorregamento negativo), é normalmente determinado por circuitos equivalentes que expressam as relações e dependências entre as grandezas dos dois enrolamentos da máquina e seus parâmetros de alimentação.

A Figura 16 ilustra dois destes modelos usualmente empregados para estudo deste tipo de máquina elétrica. Nestes circuitos se destacam os parâmetros dos enrolamentos de rotor, especificamente sua resistência elétrica, que tem agregada o escorregamento da máquina. Este parâmetro explicita a dependência da tensão induzida em rotor e da impedância de rotor com a velocidade relativa entre campo girante de estator e rotação da máquina, isto é, com a rotação do escorregamento.

(22)

O primeiro circuito equivalente da Figura 16 representa o modelo genérico que pode ser utilizado para estudo da máquina de indução com rotor em gaiola (bastando curto-circuitar a fonte de tensão de rotor), da máquina de indução com rotor bobinado com resistências externas inseridas no rotor (bastando incluir a resistência externa no lugar da tensão de rotor) ou da máquina de indução de dupla-alimentação (bastando incluir uma fonte de tensão externa no circuito de rotor). O segundo circuito equivalente desta Figura 16 constitui um modelo simplificado usualmente utilizado para estudos de conexão da máquina de indução de rotor em gaiola na rede elétrica, e sua aproximação do circuito original se deve apenas ao deslocamento do ramo de magnetização que simplifica bastante as equações matemáticas.

Circuito Equivalente Convencional

Circuito Equivalente Simplificado

Figura 16. Circuitos equivalentes da máquina de indução

3.1.1.1 Gerador de indução conectado solidamente na rede elétrica

Quando uma máquina de indução está conectada solidamente à rede elétrica, isto é, seus enrolamentos de estator estão diretamente energizados pela rede a tensão e frequência constante, o comportamento da máquina como gerador é tipicamente análogo à sua operação como motor. Assim a máquina normalmente opera a baixos escorregamentos, isto é, a rotação é praticamente constante e próxima da rotação síncrona. Além disto, a máquina consome potência reativa para sua magnetização e seu conjugado eletromagnético é diretamente proporcional ao escorregamento, como pode ser verificado na expressão deduzida do circuito equivalente simplificado:

(23)

[ ] [( ₎ ( ) ]

Observa-se nesta expressão que a inclinação da curva conjugado X escorregamento é inversamente proporcional à resistência de rotor, o que faz, em máquinas de grande porte, que a inclinação elevada dá a impressão de uma máquina que opera a velocidade constante, com escorregamento nominal abaixo de 1%. Além disto, esta expressão permite inferir que o conjugado e a potência gerada é função do quadrado da tensão terminal, o que fará a máquina acelerar em momento de afundamentos momentâneos de tensão, devido a grande perda de conjugado eletromagnético, que na operação geradora é frenante.

A Figura 17 ilustra um circuito equivalente completo de um aerogerador com gerador de indução de rotor em gaiola, destacando o capacitor de correção de fator de potência e a impedância do sistema externo (transformador mais rede elétrica). Da análise deste circuito pode-se inferir sobre o comportamento deste gerador quando conectado a redes elétricas fracas (alta impedância) ou fortes (baixa impedância) ou quando sujeitas a quedas de tensão.

Figura 17. Circuito equivalente incluindo sistema externo e capacitor de correção de reativos Na Figura 18 são ilustradas condições operacionais distintas e seu impacto sobre a característica conjugado versus velocidade da máquina de indução:

 Quando conectada a redes fracas, o conjugado se reduz, afetando a capacidade de sobrecarga da máquina;

 Quando sujeitas a baixos níveis de tensão, o conjugado se reduz e a inclinação da curva conjugado X velocidade também é muito afetada, fazendo a máquina operar com maiores escorregamentos, e consequentemente maiores perdas;

 Quando se altera a resistência de rotor, incluindo resistências externas no circuito de rotor de uma máquina de rotor bobinado, a inclinação da curva conjugado versus velocidade é reduzida, mas isto não afeta a capacidade de conjugado, o que permitiria a máquina amortecer estresses mecânicos. Esta característica justificou a introdução desta máquina em substituição ao gerador de indução em gaiola para aerogeradores.

(24)

Figura 18. Desempenho do gerador de indução frente a condições particulares da rede e do circuito de rotor

Finalmente, na Figura 19, a característica de potência de um gerador de indução em gaiola é associada à característica de potência de uma turbina eólica, através de caixa de multiplicação de velocidades, permitindo identificação dos pontos de intersecção das duas curvas, que serão pontos de operação para cada velocidade de vento. Observa-se nesta figura que aparentemente a máquina opera a rotação constante em ampla faixa de velocidades de vento.

Figura 19. Acoplamento de características entre gerador e rotor eólico, através de uma relação de transmissão de razão 58.

3.1.1.2 Gerador de indução duplamente alimentado

O gerador de indução duplamente alimentado constitui uma operação particular da máquina de indução de rotor bobinado tendo alimentação independente nos enrolamentos de estator e nos enrolamentos de rotor.

A configuração padrão do sistema de geração elétrica utilizando uma máquina de indução de dupla alimentação, com aproveitamento da potência de escorregamento, é mostrada na Figura 20. Neste sistema, o estator da máquina é ligado diretamente na rede elétrica e o circuito de rotor é

(25)

alimentado por dois conversores PWM e por um transformador responsável pela adequação do nível de tensão.

Figura 20. Configuração básica da máquina de indução duplamente alimentada

Para controlar a velocidade, o conjugado e as potências ativa e reativa, tanto no modo subsíncrono (abaixo da velocidade síncrona) quanto no supersíncrono (acima da velocidade síncrona), é usada uma cascata estática, constituída de dois conversores PWM trifásicos com operação nos quatro quadrantes, ou seja, completamente controlados. O conversor conectado nos terminais dos anéis deslizantes é denominado de conversor do lado do rotor (Rotor Side Converter - RSC) e o outro de conversor do lado da rede (Grid Side Converter - GSD). O fluxo de potência entre o circuito de rotor e a fonte de alimentação pode ser controlado pela operação dos dois conversores.

O fluxo de potência pode fluir tanto do rotor do gerador de indução para a rede elétrica, como da rede para o rotor. Para a transferência de potência elétrica do circuito de rotor para a fonte de alimentação, faz-se necessário que os conversores operem respectivamente nos modos de retificação e inversão. Quando os conversores são invertidos em suas funções, o fluxo de potência também muda de direção.

O comportamento da máquina de indução duplamente excitada difere bastante da máquina de rotor em gaiola, tendo em vista que a excitação da máquina (fluxo de potência reativa) é provida pelo conversor de rotor e que a potência ativa gerada é também controlada pela injeção/consumo de potência ativa no rotor. As particularidades desta operação são descritas por dois modos de operação distintas, a saber:

 Modo subsíncrono: quando a velocidade do gerador encontra-se abaixo da velocidade síncrona definida pela rede e pelo número de pólos da máquina. Nesta região, que convencionalmente caracterizaria a operação como motor de uma máquina de rotor em gaiola, a operação como gerador é possível a partir do fornecimento controlado de potência ativa ao circuito rotórico;

 Modo supersíncrono: quando a velocidade do gerador encontra-se acima da velocidade síncrona. Nesta região, que convencionalmente caracterizaria a operação como gerador de uma máquina de rotor em gaiola, o controle de potência ativa é implementado pelo consumo controlado de potência ativa do rotor.

(26)

Figura 21. Fluxo de potência na máquina em operação sub-sincrona

Figura 22. Fluxo de potência na máquina em operação super-sincrona

A direção do fluxo de potência de um gerador de dupla alimentação, operando nas velocidades supersíncronas e subsíncronas, resultado de um controle da potência gerada pelo circuito de rotor é ilustrado nas Figuras 21 e 22. Quando a turbina eólica é sujeita a velocidades de ventos capazes de levar o gerador a velocidades acima da velocidade síncrona, normalmente até 130%, o fluxo de potência é aquele ilustrado no diagrama da Figura 22, que caracteriza a operação a velocidade supersíncrona. Neste caso, a potência gerada total (PN), será a soma da potência rotórica (PR) com a potência estatórica (Ps). Por outro lado, quando as velocidades de vento são menores e o gerador de indução estiver trabalhando em velocidade inferior à síncrona, o fluxo de potência é aquele ilustrado pelo diagrama da Figura 21, conhecido como operação a velocidade subsíncrona. Neste modo de operação, onde a velocidade pode atingir até 70% da velocidade síncrona da máquina, a potência total gerada e fornecida para a rede elétrica, será obtida a partir da diferença entre as potências estatórica e rotórica.

Analiticamente, pode-se, portanto, representar o fluxo de potência da máquina de indução duplamente alimentada através das seguintes equações:

 Região supersíncrona:

P

_N



P

_s



P

_R

onde

w

síncrono



w

r



1 .

3 w

síncrono

 Região subsíncrona:

P

_N



P

_s



P

_R

onde

0 .

7 w

síncrono



w

r



w

síncrono

As características de potências estatórica e rotórica em função da velocidade de vento é ilustrada na Figura 23, indicando a região onde se busca maximizar a potência gerada e a região onde se busca limitar a potência gerada. Além disto, destacam-se os fluxos em modos de operação sub-sincrono e supersincrono.

(27)

Figura 23. Características de potências de estator e rotor geradas na máquina duplamente alimentada Devido a limitações no projeto de máquinas de indução com grande número de polos, a tecnologia de aerogeradores com geradores de indução de dupla alimentação apresenta obrigatoriamente uma caixa de transmissão, que multiplica a velocidade da turbina para acionar o gerador na velocidade adequada à frequência da rede e seu número de polos.

Sobre as demais tecnologias que utilizam geradores assíncronos, esta tecnologia apresenta diversas vantagens, entre elas [Akhmatov, 2003]:

 Capacidade de controle de potência reativa e de tensão;

 Desacoplamento da frequência elétrica da rede e controle da potência reativa com independência do controle do conjugado e da corrente de excitação.

3.1.2 Geradores síncronos com excitação elétrica ou a ímãs permanentes

As máquinas síncronas são tradicionalmente operadas como geradores em usinas hidroelétricas e termoelétricas desde o início da história dos sistemas elétricos em corrente alternada. São máquinas que operam a velocidade constante, tendo a frequência das tensões geradas proporcional à sua rotação. A máquina síncrona possui enrolamento trifásico em estator onde são induzidas as tensões trifásicas que alimentam os sistemas elétricos modernos. Contudo, é no circuito de rotor que esta máquina se diferencia, possuindo projetos particulares:

 Rotor bobinado: provê a excitação elétrica que induz as tensões no estator, regula tensões e os fluxos de reativos entre máquina e rede;

 Rotor a ímãs permanentes: a excitação é provida por ímãs instalados no rotor em diversas configurações, permitindo projetos especiais adequados a aplicações típicas;

 Rotor em relutância variável: não possui excitação no circuito de rotor, logo irá consumir reativos, mas possui a vantagem de ter um rotor robusto e sem perdas elétricas.

As máquinas síncronas têm a capacidade de prover sua própria excitação, que pode ser obtida por meio de um eletroímã no rotor (bobina de campo) ou através de imãs permanentes. A máquina

0 5 10 15 20 25 30 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 P o tê n c ia A tiv a [ p u ] V

cutin Velocidade de Vento [m/s] Vcutout

Potência Estator Potência Rotor

(28)

síncrona com excitação elétrica tem uma interessante característica quando comparada com a máquina a imãs permanentes: excitação ajustável e, consequentemente tensão a vazio variável. Isto explica o porquê do seu uso em sistemas de geração conectados à rede e a velocidade constante em hidroelétricas e termelétricas.

Figura 24. Rotor de gerador síncrono de oito polos

A Figura 24 ilustra um rotor de uma máquina síncrona de oito pólos, ainda em processo de bobinagem de seus enrolamentos de excitação.

Figura 25. Avanço da tecnologia a ímãs permanentes

As máquinas síncronas a ímãs permanentes se desenvolveram com o avanço da tecnologia dos ímãs permanentes. Na Figura 25 pode-se identificar que no início da década de 70 houve o invento de ímãs permanentes de terras raras, de alta energia, que notadamente permitiu um projeto de máquina elétrica muito mais adequado e tornou a tecnologia deste tipo de máquina elétrica viável. Mas a criatividade e flexibilidade que a excitação a ímãs permanentes fornece ao projetista, produziu uma riqueza de topologias de máquinas, que em muitos casos se distanciavam da máquina de fluxo radial clássica, ilustrada na Figura 26.

(29)

Figura 26. Topologia da máquina a ímãs permanentes de fluxo radial

Para a máquina síncrona convencional, o comportamento pode ser avaliado por modelos matemáticos simples como ilustrado na Figura 27, nestes modelos o gerador é representado por uma fonte de tensão e sua impedância série. Os fluxos de potência ativa e de potência reativa são regidas pelas seguintes equações:

Figura 27. Modelo matemático da máquina síncrona conectada a rede elétrica

Observa-se do circuito equivalente da Figura 27 e das equações anteriores que os fluxos de potência ativa e reativa dependem da amplitude e da fase angular da força eletromotriz interna da máquina, frente às amplitude e fase angular da tensão da rede elétrica.

Apesar da simplicidade da operação da máquina síncrona conectada à rede elétrica, este modo operativo não é possível para aerogeradores. A operação a velocidade variável da turbina eólica é incompatível com a operação do gerador síncrono conectado diretamente na rede elétrica, que caracteriza uma operação a velocidade constante, logo problemas de sincronismo com a rede e de estresses dinâmicos devido a oscilações angulares tornariam a operação impossível.

A conexão de geradores síncronos a redes elétricas através de conversores estáticos, onde as questões de sincronismo com a rede, o controle dos fluxos de potência ativa e reativa são resolvidos



sin

EQ s EQ af

X

V

E

P





EQ s EQ EQ af

X

V

E

Q







2

cos



(30)

naturalmente no controle dos conversores, representa uma operação completamente diferente. Como a máquina opera como fonte de tensão e é possível operar os conversores como fonte de corrente controlada, o controle dos fluxos de ativos e reativos pode ser projetado para uma grande diversidade de objetivos. Na Figura 28 é ilustrada a característica de potência gerada por um gerador síncrono a ímãs permanentes, conectado a rede elétrica por conversores estáticos. Observa-se que o projetista busca neste caso maximizar a potência ativa gerada em função da velocidade de vento que atinge o rotor eólico que o aciona, mantendo a potência reativa nos terminais do gerador nula, o que maximiza a utilização da capacidade do conversor e reduz as perdas na máquina elétrica.

Figura 28. Potências ativa e reativa fornecida por um gerador síncrono conectado a rede por conversores estáticos

Para exemplificar o sucesso da estratégia operativa da Figura 28, na Figura 29 é apresentada a eficiência do gerador nos mesma faixa operacional. Assim ilustra-se que na presença de um conversor estático várias estratégias operacionais podem ser desenvolvidas e o controle da potência gerada pode buscar atender a um dado objetivo operacional.

(31)

3.1.3 Análise comparativa dos geradores elétricos

Não é trivial comparar diversas tecnologias de geradores elétricos para turbinas eólicas, sem considerar os aspectos específicos da conversão de energia. As turbinas eólicas operam em baixa rotação, e assim é necessária uma caixa de multiplicação de velocidades para sua adequada operação na conversão elétrica utilizando geradores convencionais. Contudo alguns aerogeradores foram projetados com geradores para acionamento direto (do inglês “direct drive”), que prescindem desta caixa de multiplicação e utilizam duas estratégias para adequação com a faixa de rotações típicas em turbinas eólicas: grande número de polos e conversão em baixa frequência (entre 10 a 30 Hz). Assim, dois tipos de aerogeradores se destacam: com caixa de multiplicação (do inglês, “geared”) e sem caixa de multiplicação (do inglês, “gearless”), como ilustra a Figura 30.

Os geradores de acionamento direto (“direct drive”) constituem uma possibilidade para melhoria da conversão em aerogeradores [Grauers, 1996], desde que podem reduzir os custos da eletricidade produzida nestes artefatos. Estes geradores diferem de outras máquinas elétricas principalmente porque são projetados para operação em baixa rotação e baixa frequência, além de possuir um ciclo de carga específico da conversão eólica, para o qual são otimizados. Os principais fatores que permitem os geradores de acionamento direto constituírem soluções de menor custo são:

- Eliminação da caixa de multiplicação de velocidades: O custo e as perdas deste artefato são evitados. Contudo os geradores de acionamento direto são mais caros e menos eficientes que os geradores convencionais o que ameniza estes aspectos;

- Manutenção reduzida: Este constitui um fator muito relevante, pois afeta o custo operacional que agrega o efeito de disponibilidade do aerogerador.

- Projeto da nacele do aerogerador pode ser simplificado: O gerador de acionamento direto deve agregar um projeto em harmonia com o rotor eólico, simplificando o projeto total, com impacto nos custos.

Definido o conceito de geradores de acionamento direto, persiste ainda questões sobre a escolha entre geradores síncronos a excitação elétrica e a imãs permanentes. Contudo considerando-se que para um dado conjugado nominal, as máquinas síncronas com maior número de polos são capazes de uma redução de massa no núcleo de estator e de rotor, além de naquelas máquinas com menor passo polar podem agregar redução de massa e de custo [Grauers, 1996]. As máquinas síncronas com excitação elétrica não se adéquam a configurações de enrolamentos com passo encurtado, além de possuírem rotores mais pesados e mais volumosos que aquelas com imãs permanentes, para criar a mesma densidade de fluxo no entreferro.

(32)

Figura 30. – Arquiteturas de Sistemas de Geração para Aerogeradores

Apesar de serem mais caros, a presença de imãs permanentes eliminam as perdas da bobina de excitação e permitem menores passos polares do que aqueles permitidos pela excitação elétrica. Assim as máquinas a imãs permanentes podem ser menores, sendo seus passos polares limitados pelo aumento do fluxo de dispersão nos imãs. A comparação feita constitui uma avaliação ainda simplificada e não incluiu o impacto da reação de armadura das correntes de estator.

A solução em geradores síncronos a imãs permanentes torna-se a cada dia mais competitiva e o grande número de projetos em desenvolvimento anuncia uma breve mudança na tecnologia comercializada.

3.2 Conversores estáticos

Os conversores estáticos desempenham papeis diversos em um sistema de conversão de energia eólica, podendo-se encontrar:

 Conversores estáticos para controle da corrente de conexão do gerador elétrico na rede elétrica: muito comum na configuração com gerador de indução em gaiola (Figura 31);

Figura 31. Conversor limitador da corrente de conexão de gerador elétrico

 Retificadores a diodos para a conversão corrente alternada em corrente continua (Figura 32);

(33)

Fone: (31) 3409 34 29 Contato: selenios@dee.ufmg.br Figura 32. Retificador a diodos

 Conversores CA-CC ou CC-CA a IGBT’s: para operar como retificadores ou como inversores (Figura 33)

Figura 33. Conversor CC-CA a IGBT's

 Conversores para proteção de circuitos: chopper de descarga ou crow-bar para proteção de barramentos CC de conversores de potência (Figura 34).

Figura 34. Conversores estáticos em circuitos de proteção

3.2.1 Características da Conversão Estática

Para operação a velocidade variável, as usinas eólicas que utilizam geradores síncronos apresentam-se em duas estruturas distintas dos conversores estáticos de potência. Estas arquiteturas são: