A energia que vem do vento

A energia eólica – produzida a partir da força dos ventos – é abundante, renovável, limpa e disponível em muitos lugares. Essa energia é gerada por meio de aerogeradores, nas quais a força do vento é captada por hélices ligadas a uma turbina que aciona um gerador elétrico.

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Hayrton Rodrigues do Prado Filho –

O ar em movimento se chama vento e a sua direção e velocidade afetam as condições do tempo. Para se prever quando uma massa de ar chegará a uma determinada localidade, é fundamental conhecer a velocidade dos ventos. O movimento do ar, em relação à superfície da Terra, pode variar desde a calmaria e falta de vento até a formação de furacões que provocam a destruição em razão de ventos a mais de 120 km/h.

Classificados como horizontais ou verticais (ascendentes ou descendentes), os ventos se formam pelas diferenças de pressão e temperatura entre as camadas do ar. Assim, quando uma massa de ar com alta pressão atmosférica ou baixa temperatura se move em direção a uma região de baixa pressão, geram-se ventos verticais que também se formam quando a camada de ar quente próxima ao solo sobe (por ser mais leve), substituída por outra fria, que desce. No caso dos ventos horizontais, o processo é semelhante: quando a massa de ar sobre uma região se aquece, ela sobe; porém, seu lugar será preenchido pelas massas de ar frio que estão na vizinhança.

Para a energia eólica, a quantidade de energia transferida é função da densidade do ar, da área coberta pela rotação das pás (hélices) e da velocidade do vento. A avaliação técnica 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.

A utilização do vento como fonte de energia é muito antiga. Antes da invenção do motor a vapor, as embarcações eram movidas pela energia dos ventos, que eram captadas pelas velas e aproveitadas para mover barcos e navios. O vento foi também aproveitado para mover moinhos que executavam importantes trabalhos na produção de alimentos.

Para que a energia eólica seja considerada tecnicamente aproveitável, é necessário que sua densidade seja maior ou igual a 500 W/m², a uma altura de 50 metros, o que requer uma velocidade mínima do vento de 7 a 8 m/s . O vento apresenta velocidade média igual ou superior a 7 m/s, a uma altura de 50 m, em apenas 13% da superfície terrestre. Essa proporção varia muito entre regiões e continentes, chegando a 32% na Europa Ocidental.

A utilização dessa fonte para geração de eletricidade, em escala comercial, começou na década de 1970, quando se acentuou a crise internacional de petróleo. Os EUA e alguns países da Europa se interessaram pelo desenvolvimento de fontes alternativas para a produção de energia elétrica, buscando diminuir a dependência do petróleo e carvão.

Quanto à aplicação desse tipo de energia no Brasil, pode-se dizer que as grandes centrais eólicas podem ser conectadas à rede elétrica uma vez que possuem um grande potencial para atender o Sistema Interligado Nacional (SIN) – que atende praticamente todo o país e é constituído por quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte.

As pequenas centrais, por sua vez, são destinadas ao suprimento de eletricidade a comunidades ou sistemas isolados, contribuindo para o processo de universalização do atendimento de energia. Em relação ao local, a instalação pode ser feita em terra firme (onshore) ou no mar (offshore).

Dessa forma, pode-se denominar a energia eólica como a energia cinética contida nas massas de ar em movimento (vento) e seu aproveitamento ocorre por meio da conversão da energia cinética de translação em energia cinética de rotação, com o emprego de turbinas eólicas, também denominadas aerogeradores, para a geração de eletricidade, ou cataventos e moinhos para trabalhos mecânicos como bombeamento d’água.

Assim como a energia hidráulica, a energia eólica é utilizada há milhares de anos com as mesmas finalidades: bombeamento de água, moagem de grãos e outras aplicações que envolvem energia mecânica. Para a geração de eletricidade, as primeiras tentativas surgiram no final do século XIX, mas somente um século depois, com a crise internacional do petróleo, na década de 1970, é que houve interesse e investimentos suficientes para viabilizar o desenvolvimento e aplicação de equipamentos em escala comercial.

A avaliação do potencial eólico de uma região requer trabalhos sistemáticos de coleta e análise de dados sobre a velocidade e o regime de ventos. Geralmente, uma avaliação rigorosa requer levantamentos específicos, mas dados coletados em aeroportos, estações meteorológicas e outras aplicações similares podem fornecer uma primeira estimativa do potencial bruto ou teórico de seu aproveitamento.

Para que a energia eólica seja considerada tecnicamente aproveitável, é necessário que sua densidade seja maior ou igual a 500 W/m², a uma altura de 50 m, o que requer uma velocidade mínima do vento de 7 a 8 m/s. Segundo os especialistas, em apenas 13% da superfície terrestre o vento apresenta velocidade média igual ou superior a 7 m/s, a uma altura de 50 m. Essa proporção varia muito entre regiões e continentes, chegando a 32% na Europa Ocidental, como indicado na tabela abaixo.

Mesmo assim, estima-se que o potencial eólico bruto mundial seja da ordem de 500.000 TWh por ano. Devido, porém, a restrições socioambientais, apenas 53.000 TWh (cerca de 10%) são considerados tecnicamente aproveitáveis (tabela abaixo). Ainda assim, esse potencial líquido corresponde a cerca de quatro vezes o consumo mundial de eletricidade.

Distribuição da área de cada continente segundo a velocidade média do vento

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Estimativas do potencial eólico mundial

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A energia eólica, que vem registrando um crescimento consistente no Brasil nos últimos oito anos, já está chegando a atender até 13% do SIN. O dado está no último Boletim Mensal de Dados do ONS, referente ao mês de julho de 2018 e que mostra que, no dia 25 de julho, uma quarta-feira, a energia eólica chegou a este percentual de atendimento recorde.

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No caso específico do Nordeste, os recordes de atendimentos de carga já ultrapassam o 70%. O dado mais recente de recorde da região é do dia 13 de setembro, uma quinta-feira, quando 75% da demanda foi atendida pela energia eólica, com geração média diária de 7.716 MWmed e fator de capacidade de 77%. Vale mencionar que, neste mesmo dia, houve uma máxima às 8h 24, com 83% de atendimento da demanda e 87% de fator de capacidade e o Nordeste foi exportador de energia durante todo dia.

Segundo a ABEEólica, o Nordeste brasileiro tem um dos melhores ventos do mundo para a produção de energia eólica, com uma produtividade que é cerca do dobro da média mundial. Além disso, durante o período que o setor de energia eólica chama de safra dos ventos e que vai de junho a novembro, a produtividade é ainda maior. Na média, o fator de capacidade mundial está em torno de 25% e, na época da safra dos ventos, o fator de capacidade médio mensal pode ultrapassar os 60% no Nordeste ou até mais de 70% como no caso destes recordes. Estes dados e mais o crescimento da capacidade instalada de energia eólica explicam os recordes frequentes que está acontecendo nessa época do ano.

O Brasil tem hoje mais de 13,4 GW de capacidade instalada, em mais de 535 parques eólicos e mais de 6.600 aerogeradores em operações. Nos primeiros sete meses do ano de 2018, esta estrutura gerou uma quantidade de energia 17,8% que o gerado no mesmo período do ano passado, de acordo com dados consolidados do boletim InfoMercado mensal da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

A análise indica que, por estado, o Rio Grande do Norte segue como maior produtor de energia eólica no país com 1.110,3 MW médios de energia entregues no primeiro semestre. Na sequência, aparecem a Bahia com 1.013,3 MW médios produzidos, o Rio Grande do Sul com 546,1 MW médios, o Piauí com 516,9 MW médios e o Ceará com 505,2 MW médios

Ranking Consolidado – 10 maiores estados produtores de energia eólica – 2018
Posição Estado MW médios
Rio Grande do Norte 1.110,3
Bahia 1.013,3
Rio Grande do Sul 546,1
Piauí 516,9
Ceará 505,2
Pernambuco 247,6
Paraíba 51,2
Santa Catarina 17,8
Sergipe Rio de Janeiro 7,9
10º Rio de Janeiro 4,7

Os dados consolidados da CCEE, em junho de 2018, confirmam ainda o estado do Rio Grande do Norte com a maior capacidade instalada, somando 3.592,25 MW, Em seguida aparece a Bahia com 2.848,24 MW, o Ceará com 2.249 MW, o Rio Grande do Sul com 1.777,87 MW e o Piauí com 1.443,10 MW de capacidade.

Ranking – Os 10 maiores estados em capacidade instalada de energia eólica – junho 2018
Posição Estado MW
Rio Grande do Norte 3.592,25
Bahia 2.848,24
Ceará 2.249
Rio Grande do Sul 1.777,87
Piauí 1.443,10
Pernambuco 597,29
Santa Catarina 224,10
Maranhão 220,8
Paraíba 153,95
10º Sergipe 34,5

No início da utilização da energia eólica, surgiram turbinas de vários tipos – eixo horizontal, eixo vertical, com apenas uma pá, com duas e três pás, gerador de indução, gerador síncrono etc. Com o passar do tempo, consolidou-se o projeto de turbinas eólicas com as seguintes características: eixo de rotação horizontal, três pás, alinhamento ativo, gerador de indução e estrutura não-flexível, como ilustração abaixo. Entretanto, algumas características desse projeto ainda geram polêmica, como a utilização ou não do controle do ângulo de passo (pitch) das pás para limitar a potência máxima gerada. A tendência atual é a combinação das duas técnicas de controle de potência (stall e pitch) em pás que podem variar o ângulo de passo para ajustar a potência gerada, sem, contudo, utilizar esse mecanismo continuamente.

Desenho esquemático de uma turbina eólica

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Atualmente, conforme já descrito, a energia eólica se apresenta como uma interessante alternativa de complementariedade no sistema elétrico nacional. Embora se insira dentro do contexto mundial de incentivo por tecnologias de geração elétrica menos agressivas ao meio ambiente, como qualquer outra tecnologia de geração de energia, a utilização dos ventos para a produção de energia elétrica também acarreta em alguns impactos negativos – como interferências eletromagnéticas, impacto visual, ruído, ou danos à fauna, por exemplo. Essas ocorrências já podem ser minimizadas e até mesmo eliminadas por meio de planejamento adequado, treinamento e capacitação de técnicos, e emprego de inovações tecnológicas.

Uma parte muito importante em todo esse processo são os aerogeradores, um dispositivo destinado a converter a energia cinética contida no vento em energia elétrica. A quantidade de energia gerada depende da velocidade do vento; do diâmetro do rotor; e do rendimento de todo o sistema. Ventos com baixa velocidade não têm energia suficiente para acionar as máquinas eólicas, (que só funcionam a partir de uma determinada velocidade), a qual normalmente varia entre 2,5 m/s e 4,0 m/s.

Com o aumento da velocidade do vento, a potência no eixo da máquina aumenta gradativamente até atingir a potência nominal do aerogerador, a qual varia geralmente entre 9,5 m/s e 15,0 m/s. Para velocidades superiores à nominal, em muitas máquinas, a potência permanece constante até uma velocidade de corte superior, na qual a turbina deve sair automaticamente de operação para evitar que sofra danos estruturais. É importante saber que a energia disponível varia com o cubo da velocidade do vento, de forma que o dobro de velocidade representa um aumento de oito vezes em energia.

Esses equipamentos precisam ser fabricados conforme as normas técnicas para terem um requisito de desempenho compatível com as necessidades de produção de energia. O próprio Inmetro deverá exigir a avaliação de conformidade desses produtos em um futuro bem próximo. Serão adotados o Modelo de Certificação 4 – Ensaio de tipo seguido de verificação através de ensaio em amostras retiradas no comércio ou no fabricante, somente para aerogeradores de potência nominal até 100 kW e o Modelo de Certificação 5 – Ensaio de tipo, avaliação e aprovação do Sistema de Gestão da Qualidade do fabricante, acompanhamento através de auditorias no fabricante, somente para aerogeradores de potência nominal acima de 100 kW.

A NBR IEC 61400-1 de 06/2008 – Aerogeradores – Parte 1: Requisitos de projeto especifica os requisitos essenciais de projeto para assegurar a integridade de engenharia dos aerogeradores. O objetivo é o de disponibilizar um nível adequado de proteção contra danos causados por todo tipo de risco durante toda a vida útil prevista. Aborda todos os sistemas aerogeradores, tais como, mecanismos de controle e proteção, sistemas elétricos internos, sistemas mecânicos e estruturas de suporte. Aplicável a aerogeradores de todos os portes e a IEC61400-2 pode ser aplicável para aerogeradores pequenos. Deve ser usada juntamente com as normas adequadas da IEC e ISO mencionadas e que são complementares.

Os requisitos técnicos e de projeto para garantirem a segurança estrutural, mecânica, elétrica e dos sistemas de controle do aerogerador são indicados nas seções seguintes. Esta especificação de requisitos aplica-se ao projeto, fabricação, instalação e manuais para a operação e manutenção de um aerogerador, juntamente com o processo de gerenciamento de qualidade. Além disso, são levados em consideração os procedimentos de segurança que foram estabelecidos nas diversas práticas utilizadas na instalação, operação e manutenção de aerogeradores.

Esta norma exige a utilização de um modelo de dinâmica estrutural para prever cargas de projeto. Este modelo deve ser utilizado para determinar as cargas numa faixa de velocidade de vento, utilizando as condições de turbulência e outras condições de vento definidas na Seção 6 e situações de projeto definidas na Seção 7. Todas as combinações relevantes das condições externas e situações de projeto devem ser analisadas.

Nesta norma o conjunto mínimo de tais combinações foi definido como casos de carga. Para maior confiabilidade na previsão de valores de projeto e verificação dos modelos de dinâmica estrutural e situações de projeto podem ser utilizados dados de ensaios de turbina eólica em escala de tamanho natural.

A verificação da adequação do projeto deve ser feita por meio de cálculos e/ou ensaios. Se os resultados dos ensaios forem utilizados nesta verificação, as condições externas, durante o ensaio, devem ser demonstradas de modo a refletirem os valores característicos e as situações de projeto definidas nesta norma. A seleção das condições de ensaios, incluindo as cargas, deve levar em consideração os fatores de segurança relevantes.

Os aerogeradores devem ser projetados de acordo com uma das duas classes de segurança a seguir: uma classe de segurança normal aplicável a situações de falha que resultam em risco de danos pessoal ou em outras consequências sociais ou econômicas; uma classe de segurança especial aplicável em situações onde os requisitos de segurança são determinados pelas regulamentações locais e/ou acordados entre o fabricante e o cliente. Os fatores de segurança parciais, aerogeradores de classe de segurança normal, são especificados em 7.6. Os fatores de segurança parciais para aerogeradores de classe de segurança especial devem ser acordados entre o fabricante e o cliente. Aerogeradores projetados de acordo com a classe de segurança especial são os da classe S, conforme definido em 6.2.

As condições normais e extremas a serem consideradas no projeto, de acordo com a classe do aerogerador, são descritas nas seguintes subseções. As condições externas a serem consideradas no projeto dependem do sítio previsto ou tipo do sítio selecionado para a instalação do aerogerador. As classes de aerogeradores são definidas em função de parâmetros de velocidade de vento e turbulência.

A intenção das classes é abordar a maioria das aplicações. Os valores dos parâmetros de turbulência e velocidade do vento têm por finalidade representarem muitos sítios distintos e não oferecer uma representação precisa de nenhum sítio específico. A classificação do aerogerador oferece uma faixa de robustez claramente definida em termos de parâmetros de turbulência e velocidade do vento.

A tabela abaixo especifica os parâmetros básicos que definem as classes de aerogeradores. Outra classe de aerogerador, Classe S, é prevista para ser utilizada na existência de condições especiais de ventos, ou de outras condições externas ou quando uma classe de segurança especial for solicitada pelo projetista e/ou cliente. Os parâmetros de projeto de um aerogerador de classe S devem ser adotados pelo projetista e descritos na documentação de projeto.

Para estes projetos especiais, os valores selecionados para as condições de projeto devem refletir um ambiente no mínimo tão severo quanto o previsto para a utilização do aerogerador. As condições externas específicas, definidas para as classes I, II e III, não têm por objetivo abordar as condições de instalações marítimas, nem as condições de ventos decorrentes de tempestades tropicais, tais como, furacões, ciclones e tufões. Tais condições podem exigir que o projeto do aerogerador seja da classe S.

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Além desses parâmetros básicos, vários outros são importantes e necessários para especificar completamente as condições externas a serem utilizadas no projeto do aerogerador. Para o caso de classes de aerogerador IA a IIIC, posteriormente consideradas como classes padronizadas de aerogeradores, os valores desses parâmetros adicionais são especificados em 6.3, 6.4 e 6.5.

A vida útil projetada para aerogeradores classes I a III deve ser de pelo menos 20 anos. Para o aerogerador classe S o fabricante deve, na documentação de projeto, descrever os modelos utilizados e os valores dos parâmetros de projeto. Quando os modelos da Seção 6 forem adotados, a declaração dos valores dos parâmetros será suficiente.

A documentação de projeto do aerogerador classe S deve conter as informações relacionadas no Anexo A. Os aerogeradores devem ser projetados para suportar com segurança as condições do vento definidas pela classe selecionada. Os valores de projeto das condições do vento devem ser claramente especificados na documentação de projeto.

O regime do vento para as considerações de carga e segurança é divido em condições de vento normais, que ocorrerão frequentemente durante a operação normal do aerogerador, e em condições de vento extremas que são definidas com período de recorrência de 1 ano ou de 50 anos. As condições do vento compõem-se de um fluxo médio constante combinado, em muitos casos, variando com um perfil determinístico de rajada de vento ou com a turbulência. Em todos os casos, deve ser considerada a influência de uma inclinação do fluxo médio em relação a um plano horizontal de até 8º. Deve-se assumir que este ângulo de inclinação do fluxo seja invariável com a altura.

A expressão turbulência denota variações aleatórias no vetor velocidade do vento decorrentes de médias de 10 min. O modelo de turbulência, quando utilizado, deve incluir os efeitos de variação de velocidade, do perfil vertical e da direção do vento e permitir amostragem rotacional através de perfis verticais variáveis. As três componentes vetoriais do vetor velocidade do vento turbulento são definidos como: longitudinal – na direção do vetor velocidade médio do vento; lateral – horizontal e normal com relação à direção longitudinal: e ascendente – normal com relação às direções longitudinal e lateral, ou seja, inclinado a partir do plano vertical de acordo com o ângulo de inclinação do fluxo médio.

A NBR IEC 61400-12-1 de 03/2012 – Aerogeradores – Parte 12-1: Medições do desempenho de potência de aerogeradores especifica um procedimento para medir as características de desempenho de potência de um único aerogerador e se aplica ao ensaio de aerogeradores de todos os tipos e tamanhos conectados à rede elétrica. Além disso, esta norma descreve um procedimento a ser usado para determinar as características de desempenho de potência de aerogeradores pequenos (como definido na IEC 61400-2) quando conectados à rede elétrica ou a um banco de baterias. O procedimento pode ser usado para avaliação de desempenho de aerogeradores específicos em locais específicos, mas a metodologia pode ser igualmente usada para fazer comparações genéricas entre diferentes modelos de aerogeradores ou diferentes configurações de aerogeradores.

As características de desempenho de potência do aerogerador são determinadas pela curva de potência medida e pela produção anual de energia (PAE) estimada. A curva de potência medida é determinada pela coleta de medições simultâneas de velocidade do vento e potência gerada no local de ensaio, por um período que seja longo o bastante para estabelecer um banco de dados estatisticamente significativo, para uma faixa de velocidades de vento e sob condições variadas de vento e atmosfera.

A PAE é calculada aplicando-se a curva de potência medida às distribuições de frequência da velocidade do vento de referência, supondo-se 100 % de disponibilidade. A norma descreve uma metodologia de medição que requer que a curva de potência medida e os valores de produção de energia calculados sejam complementados por uma avaliação das fontes de incerteza e seus efeitos combinados.

As condições específicas de ensaio relativas à medição de desempenho de potência do aerogerador devem ser bem definidas e documentadas no relatório de ensaio, como detalhadas na Seção 9. Como detalhado na Seção 9, o aerogerador e a conexão elétrica devem ser descritos e documentados para identificar de forma única a configuração específica da máquina que é ensaiada.

No local de ensaio, uma torre meteorológica deve ser instalada nas proximidades do aerogerador para determinar a velocidade do vento que aciona o aerogerador. O local de ensaio pode ter influência significativa sobre o desempenho da potência medida do aerogerador. Em particular, os efeitos da distorção do escoamento podem fazer as velocidades do vento na torre meteorológica e no aerogerador serem diferentes, embora correlatas.

O local de ensaio deve ser avaliado quanto às fontes de distorção do escoamento do vento, para: escolher a posição da torre meteorológica; definir um setor de medição adequado; estimar os fatores adequados da correção de fluxo; avaliar a incerteza devido à distorção do escoamento do vento. Os seguintes fatores devem ser considerados, particularmente: variações topográficas; outros aerogeradores; e obstáculos (prédios, árvores, etc.).

O local de ensaio deve ser documentado como detalhado na Seção 9. O (s) setor (es) de medição deve (m) excluir direções que tenham obstáculos significativos e outros aerogeradores, vistos tanto do aerogerador em ensaio como da torre meteorológica. As direções a serem excluídas devido a efeitos de esteira de aerogeradores e obstáculos próximos devem ser determinadas usando-se o procedimento do Anexo A.

Os setores perturbados que devem ser excluídos devido à torre meteorológica estar na esteira do aerogerador em ensaio são mostrados na figura abaixo, para distâncias de 2, 2,5 e 4 vezes o diâmetro do rotor do aerogerador. Os motivos para reduzir o setor podem ser as condições topográficas especiais ou os dados de medição inesperados conseguidos das direções com estruturas complicadas. Todos os motivos para reduzir o setor de medição devem ser claramente documentados.

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O local de ensaio deve ser avaliado com relação às fontes de distorção do escoamento do vento criadas por variações topográficas. A avaliação deve identificar se a curva de potência pode ser medida sem necessidade de calibração do local. Se os critérios do Anexo B forem atendidos, o regime do escoamento de vento do local não precisa de uma calibração.

Todavia, supondo-se que nenhum fator de correção de fluxo seja necessário, a incerteza aplicada devido à distorção do escoamento do local de ensaio será de no mínimo 2 % da velocidade medida do vento, se a torre meteorológica estiver posicionada a uma distância entre 2 e 3 vezes o diâmetro do rotor no aerogerador, e 3 % ou mais, se a distância for de 3 a 4 vezes o diâmetro do rotor, a menos que uma evidência objetiva possa ser fornecida quantificando uma incerteza diferente.

Se os critérios do Anexo B não forem atendidos, ou uma incerteza menor devido à distorção do escoamento do local de ensaio for desejada, então um experimento de calibração do local deve ser realizado. Se um experimento de calibração do local for realizado, o Anexo C deve ser usado. Os fatores de correção do fluxo medidos para cada setor devem ser usados.

A NBR IEC 61400-21 de 10/2010 – Turbinas eólicas – Parte 21: Medição e avaliação das características da qualidade da energia de aerogeradores conectados à rede inclui a definição e a especificação das grandezas a serem determinadas para caracterizar a qualidade da energia elétrica de um aerogerador conectado à rede e procedimentos de medição para quantificar essas características. Os procedimentos para avaliar o atendimento aos requisitos da qualidade da energia elétrica, incluindo a estimativa da qualidade esperada de um determinado tipo de aerogerador instalado em um sitio específico, possivelmente em grupos de aerogeradores.

Os procedimentos de medição são validos para aerogeradores individuais, com conexão trifásica à rede. Os procedimentos de medição são válidos para qualquer tamanho de aerogerador, embora esta parte da NBR IEC 61400 se aplique somente aqueles conectados a redes elétricas de média ou alta tensão, conforme especificado nesta parte da NBR IEC 61400. As características medidas são validas somente para a configuração especifica e modo de operação do aerogerador avaliado.

Outras configurações, incluindo modificações nos parâmetros de controle que levem o aerogerador a se comportar de forma diferente em relação a qualidade da energia elétrica, exigirão uma avaliação em separado. Os procedimentos de medição são elaborados para não dependerem, na medida do possível, de um sítio específico, de tal modo que as características da qualidade da energia elétrica, medidas, por exemplo, em um sitio de ensaio, possam ser consideradas validas também para qualquer outro sitio.

Os procedimentos para avaliação do atendimento aos requisitos da qualidade da energia elétrica são válidos para aerogeradores conectados a redes elétricas de média ou alta tensão, com variação de frequência de + -1 Hz e com possibilidades de regulagem suficiente da potência ativa e reativa. Nos demais casos, os princípios para avaliar o atendimento aos requisitos da qualidade da energia elétrica podem ainda ser utilizados como guia.

Esta parte da NBR IEC 61400 é aplicável para ensaios em aerogeradores, apesar de conter informações que podem também ser úteis para ensaios em usinas eólicas. Esta seção fornece os parâmetros a serem determinados para caracterizar a qualidade da energia de um aerogerador, isto e, especificação do aerogerador (6.2), qualidade da tensão (6.3 a 6.4), resposta a afundamentos de tensão (6.5), controle de potência (6.6 a 6.7) e proteção da rede e tempo de religamento (6.8 a 6.9). 8 Anexo A mostra um exemplo de formato do relatório.

Deve ser adotada a convenção positiva para o fluxo de potência no sentido do aerogerador para a rede elétrica. Caso o aerogerador seja substituído por um resistor e um indutor, ambas as potências ativa e reativa serão negativas. A resposta do aerogerador a afundamentos momentâneos de tensão especificados na tabela abaixo deve ser apresentada para a operação do aerogerador em a) entre 0,l P,, e 0,3 P, e b) acima de 0,9 P,. A resposta apresentada deve incluir os resultados de dois ensaios consecutivos de cada caso (VD1-VDG), através de séries temporais de potência ativa, reativa e tensão nos terminais do aerogerador, desde o período pré-falta até a recuperação da tensão.

Além disso, também deve ser especificado o modo de operação do aerogerador. O ensaio é basicamente para verificar a resposta do aerogerador aos afundamentos de tensão (devido a falhas na rede) e prover base para validação de modelo de simulação numérica de aerogerador. Ensaio e medições opcionais (por exemplo, velocidade rotacional e ângulo de passo) devem ser realizados e reportados para uma avaliação mais detalhada de modelos de simulação em conformidade com os requisitos da rede elétrica específica.

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A capacidade do aerogerador de operar com controle de limitação de taxa de rampa deve ser caracterizada através de ensaios e resultados apresentados graficamente. O gráfico deve apresentar a potência ativa de saída disponível e a medida durante a operação em rampa com taxa de I0 % da potência nominal por minuto, para um período de ensaio de 10 min. A funcionalidade do sistema de proteção de rede do aerogerador deve ser ensaiada em 8s. Os níveis e tempos de  desligamento de um aerogerador devem ser determinados para sobre a subtensão e para sobre e subfrequência. O nível de desligamento e a tensão ou a frequência que leva ao desligamento do aerogerador

A NBR 5356-16 de 02/2018 – Transformadores de potência – Parte 16: Transformadores para aplicação em geradores eólicos especifica os requisitos para transformadores de potência utilizados em geradores eólicos. Esta parte se aplica aos transformadores do tipo seco e aos transformadores imersos em líquido isolante na potência de 100 kVA a 10 000 kVA, para aplicação em geradores eólicos, com tensão máxima até 36,2 kV e que tenham ao menos um enrolamento com tensão de operação maior que 1,1 kV. Para aplicação desta norma, recomenda-se que sejam observados os requisitos pertinentes das séries NBR 5356 e IEC 60076, no que couber.

Essa norma tem por finalidade especificar os requisitos adicionais para transformadores de geradores eólicos. Os geradores eólicos usam transformadores elevadores para conectar o gerador a rede. Estes transformadores podem ser instalados na nacelle, na torre ou na parte externa, próximo ao gerador eólico.

Esta norma abrange transformadores para aplicação em geradores eólicos ou em parques eólicos onde as condições de operação de transformadores excedem os requisitos da série NBR 5356. Estas condições muitas vezes não são conhecidas ou reconhecidas pelos fabricantes de transformadores dos geradores eólicos, e pelos operadores, resultando em um nível de confiabilidade inferior para estes transformadores, se comparado aos transformadores de uso geral.

Transformadores para aplicação em geradores eólicos não estão cobertos pelas demais partes da série NBR 5356. Esta norma estabelece requisitos para elevar o nível de confiabilidade de transformadores para aplicação em geradores eólicos ao mesmo patamar de transformadores de aplicação geral. Esta norma aborda particularmente os efeitos da repetição dos transientes de sobretensão de altas frequências, das condições elétricas, ambientais, térmicas, de carga, de instalação e de manutenção, que são específicos para geradores e parques eólicos.

Estudos e observação aos geradores eólicos no campo detectaram riscos para os diferentes tipos de instalação e aplicação no âmbito da geração eólica, como: repetição de transientes de altas frequências com sub e sobretensões na faixa de quilohertz; frequência abaixo e acima da nominal devido a problemas no controle da turbina eólica; sobretensões; sobretensões e subtensões provenientes do lado da baixa tensão; elevado nível de transitórios de tensão provenientes de manobras (surtos de manobra); presença de descargas parciais em torno do transformador; presença de harmônicas de tensão e de corrente; condições ambientais mais severas do que as condições ambientais normalmente esperadas; sobrecargas de curta duração; distâncias elétricas fora dos padrões especificados; condições de instalação e conexões diferentes do usual; restrições de ventilação; gotejamento de água; níveis de umidade acima dos valores prescritos; poluição e salinidade, bem como condições climáticas extremas; níveis de vibração elevados; estresse mecânico.

No projeto e fabricação do transformador, as restrições impostas na sua aplicação precisam ser levadas em conta, ou dispositivos de proteção para proteger o transformador precisam ser previstos. Ensaios de rotina ou de tipo adicionais podem ser especificados para estes transformadores, para garantir a sua conformidade com as condições impostas na aplicação.

Salvo disposição em contrário nesta norma, as condições de serviço a serem consideradas são as definidas nas NBR 5356-11 e NBR 5356-1. Para altitude, aplicar as condições definidas nas NBR 5356-1:2007 e NBR 5356-11. Quanto à temperatura do ar de resfriamento, a instalação de transformadores dentro de um gabinete, sem um sistema de ventilação ativo eleva a temperatura do transformador.

O comprador deve especificar a temperatura máxima do ar de resfriamento, se este for diferente, como definido na NBR 5356-2. O transformador deve ser projetado para a temperatura e condições ambientais reais, que devem ser especificadas pelo comprador na fase de projeto. Em A.1 são feitas considerações sobre transformadores instalados em uma área ventilada naturalmente, como na parte traseira da nacelle, ou em cabine separada instalada do lado de fora da torre e dotada de aberturas para ventilação.

No caso do transformador instalado na torre, ou em cubículo onde a ventilação natural não seja assegurada, a Equação A.1 não se aplica. Para transformadores que operam sob estas condições, os efeitos de entrada e saída do ar e a eficiência da ventilação devem ser objeto de avaliação. O comprador deve especificar na fase de projeto os detalhes sobre a temperatura do ar ambiente dentro da torre, bem como deve fornecer detalhes do fluxo de ar. Se a temperatura ou detalhes sobre o fluxo de ar não forem especificados, deve-se assumir que a temperatura dentro da torre seja 10 K maior do que a temperatura externa e que não haja restrição de fluxo de ar em torno do transformador.

Quando os efeitos da radiação solar sobre a superfície externa não são levados em consideração na fase de projeto, isto pode aumentar a temperatura do transformador e, por isso, o comprador deve informar detalhes na fase de projeto. Para o conteúdo das harmônicas de corrente no transformador, o comprador deve informar na fase de projeto as frequências e os valores das harmônicas de corrente a que o transformador está submetido.

O fabricante deve considerar no projeto as perdas decorrentes destas harmônicas e garantir que os limites de elevação de temperatura permitida não sejam excedidos. A metodologia de cálculo do impacto das harmônicas de corrente no projeto do transformador é dada em A.2.

Para a forma da onda de tensão de alimentação, dentro do valor prescrito para Um, o transformador deve operar em regime contínuo, a plena carga, sem danos, sob uma condição de sobrefluxo onde a relação tensão/frequência esteja de acordo com o especificado na NBR 5356-1. O fabricante do gerador eólico deve especificar na fase de projeto a máxima relação entre tensão e frequência.

O fabricante deve considerar este valor no projeto do transformador. O comprador deve informar na fase de projeto as frequências e os valores das harmônicas de tensão a que o transformador está submetido. A metodologia de cálculo do impacto das harmônicas de tensão no projeto do transformador é dada em A.3.

Para os transientes de sub e sobretensão, o risco de falha de um transformador para gerador eólico é maior devido a repetidos transientes de sub e sobretensão de ambos os lados do transformador. Várias soluções são possíveis para aumentar a confiabilidade do transformador contra estas rápidas interações de transientes:

Avaliar o nível de isolamento do transformador e, se necessário implementar uma ou mais soluções como segue. Isto pode ser feito por modelagem ou por medição do sistema com analisador de ressonância de alta frequência. O ensaio de ressonância em alta frequência é um ensaio especial. A metodologia de ensaio deve ser acordada entre fabricante e comprador. Uma metodologia está descrita em A.4.

A técnica de proteção padrão compreende a instalação de protetores de surto (para-raios) no lado de alta tensão e de baixa tensão, ou a instalação de protetores de surto “RC”, ou capacitores de surtos. A escolha da Classe 2 ou 3 da tabela é de responsabilidade do projetista do sistema, com base na análise de risco e das condições específicas da coordenação de isolamento conforme as NBR 6939, NBR 8186 e NBR 8841.

A Classe 3 da tabela deve ser aplicada aos transformadores que devem resistir a repetidos transientes de sub e sobretensão de maior intensidade, aumentando assim a sua confiabilidade. Para estudos mais detalhados, consultar a IEEE C57.142.

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Acentuados picos de altas frequências podem ser gerados pela operação de dispositivos de manobra (surtos de manobra de disjuntores) no lado de alta-tensão ou baixa tensão. Estes transientes são conduzidos pelos cabos até os terminais do transformador. Transformadores têm diferentes frequências de ressonância, (ver A.4)

Se as frequências de chaveamento de dispositivos de manobra do lado de alta-tensão ou de baixa tensão coincidirem com as frequências internas dos enrolamentos, o resultado pode ser uma ressonância com a frequência interna, gerando um elevado estresse no dielétrico, com surtos de tensão que podem ser superiores à classe de isolamento, razão pela qual, para tensão Um ≤ 1,1 kV ca, o ensaio de tensão suportável nominal durante 1 min deve ser de 10 kV.

Quanto à umidade, salinidade e poluição, um nível anormal de umidade e salinidade pode levar a falhas em transformadores a seco e a problemas em buchas abertas em transformadores a óleo, ou em transformadores a seco dentro de cubículos. O nível de poluição aceitável para buchas de transformadores a óleo está definido na IEC/TS 60815-1 e ensaios de chuva simulada estão definidos na IEC 60137.

De acordo com a NBR 5356-11, a umidade relativa do ar na câmara de ensaio deve ser mantida acima de 93 % para transformadores da classe ambiental E2. Para o ensaio de salinidade, a condutividade da água deve estar na faixa de 0,5 S/m a 1,5 S/m. Se o transformador do tipo seco tiver que operar sem invólucro de proteção contra umidade e salinidade, em condições mais severas do que a correspondente à classe E2, a capacidade de suportar esta condição deve ser demonstrada no ensaio da classe E3, como descrito em 7.4.4.

A NBR IEC 61400-1 declara que a umidade relativa do ar até 95 % deve ser considerada uma condição normal. Valores de umidade e salinidade mais elevados devem ser especificados na fase de projeto pelo comprador. Para as condições elétricas e ambientais especiais em torno do transformador, a NBR 5356-3 recomenda o espaço mínimo em ar entre as partes vivas, partes vivas e massa na instalação do transformador.

Qualquer parte do gerador feita de material isolante torna-se condutora, quando umedecida por chuva, água salgada ou outros líquidos condutores. Descargas parciais em torno do transformador podem reduzir a resistência dielétrica do ar. Portanto, as distâncias em ar entre partes vivas do transformador e qualquer parte do gerador eólico devem ser no mínimo as distâncias recomendadas na NBR 5356-3.

O fabricante do transformador deve indicar as distâncias mínimas no desenho de dimensões externas do transformador, e é de responsabilidade do comprador observar para que a recomendação seja atendida. As vibrações da estrutura onde o transformador for instalado devem ser consideradas no projeto do transformador. Especial atenção deve ser dada na transferência do estresse mecânico para as conexões do transformador.

O comprador deve especificar na fase de projeto o espectro de vibração. A metodologia de ensaio de vibração deve ser objeto de acordo entre fabricante e comprador na fase de projeto. As condições de serviço especiais para transformadores estão previstas na NBR 5356-1 para os transformadores a óleo na NBR 5356-11, para transformadores a seco.

As condições de transporte e armazenagem estão previstas na ABNT NBR 5356-1, para transformadores a óleo, e na NBR 5356-11, para transformadores a seco. As condições de armazenagem devem ser previstas no manual de manutenção e operação e devem ser observadas pelo comprador.

Em resumo, pode-se dizer que a geração de energia elétrica por meio de turbinas eólicas constitui uma alternativa para diversos níveis de demanda. As pequenas centrais podem suprir pequenas localidades distantes da rede, contribuindo para o processo de universalização do atendimento.

Quanto às centrais de grande porte, têm potencial para atender uma significativa parcela do SIN com importantes ganhos: contribuir para a redução da emissão, pelas usinas térmicas, de poluentes atmosféricos; diminuir a necessidade da construção de grandes reservatórios; e reduzir o risco gerado pela sazonalidade hidrológica. Entre os principais impactos socioambientais negativos das usinas eólicas destacam-se os sonoros e os visuais. Os impactos sonoros são devidos ao ruído dos rotores e variam de acordo com as especificações dos equipamentos.

Por exemplo, as turbinas de múltiplas pás são menos eficientes e mais barulhentas que os aerogeradores de hélices de alta velocidade. A fim de evitar transtornos à população vizinha, o nível de ruído das turbinas deve entender às normas e padrões estabelecidos pela legislação vigente. Os impactos visuais são decorrentes do agrupamento de torres e aerogeradores, principalmente no caso de centrais eólicas com um número considerável de turbinas, também conhecidas como parques eólicos.

Os impactos variam muito de acordo com o local das instalações, o arranjo das torres e as especificações das turbinas. Apesar de efeitos negativos, como alterações na paisagem natural, esses impactos tendem a atrair turistas, gerando renda, emprego, arrecadações e promovendo o desenvolvimento regional. Outro impacto negativo das centrais eólicas é a possibilidade de interferências eletromagnéticas, que podem causar perturbações nos sistemas de comunicação e transmissão de dados (rádio, televisão, etc.).

Essas interferências variam muito, segundo o local de instalação da usina e suas especificações técnicas, particularmente o material utilizado na fabricação das pás. Também, a possível interferência nas rotas de aves deve ser devidamente considerada nos estudos e relatórios de impactos ambientais (EIA/RIMA).



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