Aula 3 - Sistemas de Geração

Prévia do material em texto

AULA 3 
INTEGRAÇÃO DE SISTEMAS DE 
GERAÇÃO 
Prof. Guilherme Steilein 
02 
CONVERSA INICIAL 
Seguindo a linha dos precursores dos atuais aerogeradores, os dispositivos 
de vento mais simples datam de milhares de anos atrás, como os moinhos de 
vento de eixo vertical encontrados nas fronteiras da Pérsia (Irã), por volta de 200 
a.C. Algumas centenas de anos depois, acontece a era de ouro dos moinhos de
vento na Europa ocidental (entre 1200 e 1850), onde se estima que tenha havido
cerca de 50 mil deles, principalmente na Inglaterra, Alemanha e Holanda. Os
moinhos tiveram seu apogeu e evolução entre 1850 e 1930, quando
aproximadamente 6 milhões de pequenas máquinas com múltiplas pás foram
utilizadas para bombeamento de água nos EUA.
O uso do vento para a obtenção de energia elétrica é relativamente recente: 
data do final século XIX, na Dinamarca, com a utilização de máquinas que 
geravam eletricidade a partir do vento, denominados aerogeradores. Vale lembrar 
que a eletricidade com fins comerciais, nos moldes similares aos que conhecemos 
hoje, data também dos finais do século XIX. Um século depois, quando a 
eletricidade já era fortemente provida por combustíveis fósseis, acontece a crise 
do petróleo de 1973, levando o governo dos Estados Unidos (EUA) a apoiar a 
pesquisa e o desenvolvimento da energia eólica. 
CONTEXTUALIZANDO 
A localização geográfica e o tamanho continental do Brasil são pontos de 
apoio importante para o aproveitamento da fonte eólica. Isso tem permitido a 
implantação de parques eólicos localizados em diferentes regiões com diferentes 
regimes de ventos. Por outro lado, os principais desafios relacionados à energia 
eólica estão ligados à sua natureza variável, que podem causar problemas de 
estabilidade e garantia de abastecimento. Dada a natureza não controlável deste 
recurso, a plena integração dessas fontes intermitentes, em particular o 
atendimento à carga em todos os momentos, é uma questão não trivial. Contudo, 
uma série de possibilidades surge para auxiliar sua inserção, como a ampliação 
da transmissão, o armazenamento de energia, a gestão de carga, a mudança de 
operação das atuais usinas, a flexibilização da carga, entre outras. 
03 
TEMA 1 – INTRODUÇÃO A ENERGIA EÓLICA 
Denomina-se energia eólica a energia cinética contida nas massas de ar 
em movimento (vento). O aproveitamento desse recurso é obtido quando o vento 
move as pás de um aerogerador, que são projetadas para capturar sua energia 
cinética. A extração da energia disponível no vento por um moinho ou aerogerador 
é baseada na teoria da quantidade de movimento axial. Tal extração possui um 
limite teórico, conhecido como limite de Lanchester-Betz, que estabelece que o 
potencial máximo de extração de energia de um rotor é estimado em 59% 
(Tolmasquim, 2016). 
Figura 1 – Pá de um aerogerador sendo transportada 
Fonte: Shutterstock 
A primeira turbina eólica comercial ligada à rede elétrica pública foi 
instalada em 1976, na Dinamarca. O uso do vento para fins elétricos se tornou 
mais relevante nos anos 1990 por meio de significativos avanços tecnológicos, 
aparecimento expressivo de fabricantes e um grande incentivo causado pelas 
preocupações ambientais, com foco nas emissões de gases de efeito estufa e na 
independência energética. 
A geração eólica tende a ser separada em dois tipos, com base na 
localização da instalação: onshore (em terra) ou offshore (marítima). A instalação 
offshore é uma tendência em países com pequena extensão territorial e pouco 
espaço disponível para as instalações em terra, ou com recursos eólicos 
substancialmente melhores no mar. A instalação onshore costuma ser dividida em 
duas subcategorias, a centralizada e a distribuída. A centralizada se caracteriza 
04 
por grandes aerogeradores (maiores que 100 kW) organizados em conjunto, 
formando parques eólicos que são ligados aos sistemas elétricos (regionais ou 
nacionais). Na outra subcategoria, a distribuída, os aerogeradores fornecem 
energia diretamente para casas, fazendas, empresas e instalações industriais, 
geralmente compensando a necessidade de adquirir uma parte da eletricidade da 
rede. Podem operar em modo independente, no qual os pequenos aerogeradores 
fornecem energia em locais que não estão conectados à rede, seja por opção 
(geralmente econômica) ou necessidade (locais mais remotos que não são 
atendidos pela rede de distribuição de energia elétrica) (Tolmasquim, 2016). 
Figura 2 – Instalação offshore 
Fonte: Shutterstock 
TEMA 2 – TECNOLOGIAS DE APROVEITAMENTO 
Os aerogeradores possuem três elementos principais: (i) o rotor, (ii) o eixo 
e (iii) o gerador, e vários elementos secundários que variam de acordo com o tipo 
e projeto do aerogerador. Sucintamente, o rotor é o conjunto das pás e do cubo 
do aerogerador responsável por capturar a energia no vento; o eixo é o elo que 
transfere a energia captada no rotor para o gerador, e o gerador é o responsável 
pela conversão de energia mecânica em elétrica. 
Existem dois tipos básicos de rotores, os de eixo vertical e os de eixo 
horizontal, sendo a maioria das turbinas eólicas de eixo horizontal, com três pás 
que rodam em torno de um eixo horizontal que deve permanecer alinhado com a 
direção do vento (a favor ou contra o vento). No caso de rotores projetados para 
ficar contra o vento (upwind), o vento atinge as pás antes da torre, evitando a 
05 
influência dela no vento, contudo há necessidade de algum mecanismo ativo que 
direcione o rotor para a direção do vento (yaw control system). Nos rotores 
projetados para ficar a favor do vento (downwind), o vento atinge a torre antes das 
pás. Eles possuem um design tal que a nacele – a carcaça que contém os 
componentes do aerogerador – siga o vento passivamente, sendo esta a sua 
vantagem. O rotor com três pás é mais comum devido ao compromisso entre a 
eficiência aerodinâmica, custo, velocidade de rotação, peso, estabilidade e ruído. 
Figura 3 – Componentes básicos dos aerogeradores de eixo horizontal 
Fonte: ANEEL, 2016. 
Os rotores de eixo vertical têm seu eixo de rotação perpendicular à direção 
do vento, operando com ventos de qualquer direção. Os rotores de eixo vertical 
tendem a dois modelos principais, Savonius e Darrieus. No caso do primeiro, a 
energia é gerada utilizando a transferência de quantidade de movimento (um 
dispositivo de arrasto) e, no segundo, usando forças aerodinâmicas (força de 
sustentação). O rotor Savonius é caracterizado pelo seu alto torque, baixa 
velocidade e baixa eficiência, geralmente inferior à metade do limite de 
06 
Lanchester-Betz. O rotor Darrieus se caracteriza pela sua elevada velocidade e 
alta eficiência, aproximando-se do limite de Betz. Os aerogeradores de eixo 
vertical têm problemas inerentes que têm limitado a sua utilização em parques 
eólicos terrestres, sendo a eficiência o maior problema do tipo Savonius, e a 
preocupação sobre o custo da pá, no caso do Darrieus. A pá de aerogerador 
Darrieus é aproximadamente duas vezes mais longa que a de um aerogerador de 
eixo horizontal com uma área varrida equivalente. Assim, as pás para um 
aerogerador de eixo vertical podem custar significativamente mais do que as pás 
equivalentes de um de eixo horizontal. É importante ressaltar que as pás 
representam em torno de 22% do custo de um aerogerador de eixo horizontal. 
(Tolmasquim, 2016). A Figura 4 (a seguir) ilustra os três tipos mais comuns de 
rotores de aerogeradores. 
Figura 4 – Tipos de rotores de aerogeradores 
Fonte: EPE (S.d.). 
Com a descoberta do potencial eólico encontrado no recurso offshore 
mundo afora, os aerogeradores de eixo vertical voltaram a ser examinados como 
uma opção, e até uma vantagem competitiva, para esta situação. As 
características principais que favorecem os aerogeradores de eixo vertical para 
instalação offshore são de que todo o equipamento pesado associado com a 
geração de energia, isto é, a transmissãoe o gerador, são tipicamente montados 
por baixo do rotor. Esta configuração permite que projetos localizados no mar 
possam colocar esses componentes abaixo ou ao nível da água, proporcionando 
uma maior estabilidade à plataforma (estrutura) que suporta o aerogerador e uma 
07 
redução dos seus custos de capital. Apenas o rotor e uma torre central precisam 
estar acima da superfície da água. Outra característica, já mencionada, é que eles 
operam com ventos de qualquer direção, sem a necessidade de um sistema de 
alinhamento com a direção do vento. A ausência de um sistema de orientação 
aumenta a confiabilidade da turbina e diminui os seus custos de capital e de 
manutenção. A eliminação do sistema de controle de direção é particularmente 
importante em turbinas excepcionalmente grandes (vários MW), tanto pela 
redução de custo, quanto pela eliminação de um sistema que tenha que mover 
uma estrutura (nacele e rotor) muito grande e pesada. 
Outra possível oportunidade para os aerogeradores de eixo vertical é a 
geração distribuída. Neste caso, suas vantagens principais são tolerar bem a 
turbulência dos ventos e operar com ventos de qualquer direção. Estes fatos são 
particularmente importantes para um recurso em baixa altura, entre 10 e 20 m, 
onde há muita influência da rugosidade e dos obstáculos encontrados no seu 
entorno. 
TEMA 3 – TURBINAS EÓLICAS 
O crescimento do mercado de geração eólica nos últimos 25 anos fez 
emergir várias tecnologias de conversão de energia eólica visando à redução de 
custos, o aumento da eficiência e a melhoria na confiabilidade. Essa evolução 
focou basicamente nas pás, em mecanismos de controle, no uso ou ausência de 
caixa de engrenagem (multiplicadora) e o tipo de gerador. Essa evolução ocorreu 
tendo como base o aerogerador com eixo horizontal com três pás e rotor 
posicionado contra o vento (upwind), melhor opção de captação de energia do 
vento definida pelo mercado (ABDI, 2014). 
O tipo de sistema de conversão elétrica de energia eólica mais antigo é o 
gerador de indução (assíncrono) com rotor de gaiola conectado diretamente à 
rede. Devido ao desenvolvimento da eletrônica de potência, os aerogeradores de 
velocidade variável com caixa de engrenagem de múltiplo estágio, com gerador 
de indução duplamente excitado e conversor de escala, propostos para expandir 
a gama de funcionamento e eficiência do sistema. A partir de 1991, aerogeradores 
sem caixa de engrenagem (acionamento direto) começaram a surgir na tentativa 
de eliminar as falhas associadas à caixa de engrenagem e reduzir problemas de 
manutenção. Posteriormente, o gerador síncrono de excitatriz com ímãs 
permanentes foi adotado para substituir o seu equivalente eletricamente excitado. 
08 
De acordo com a velocidade de rotação e o tipo de trem de acionamento (drive 
train), os aerogeradores tradicionais podem ser classificados nas seguintes 
topologias (ABDI, 2014): 
1. De velocidade fixa e caixa de engrenagem de múltiplo estágio – A
topologia com velocidade fixa, controle de estol, caixa de engrenagem de
múltiplo estágio e gerador de indução com rotor de gaiola (SCIG) com
conexão direta à rede por meio de um transformador foi muito utilizada nos
anos 1980 e 1990 pela simplicidade, confiabilidade e baixo custo.
Figura 5 – Forma esquemática de aerogerador de velocidade fixa, caixa de 
engrenagem de múltiplo estágio e SCIG 
Fonte: ABDI, 2014. 
2. De velocidade variável limitada e caixa de engrenagem de múltiplo
estágio – Estes aerogeradores são compostos por uma caixa de
engrenagem de múltiplo estágio e um gerador de indução com rotor
ventilado (WRIG).
09 
Figura 6 – Esquema de aerogerador com velocidade variável limitada e caixa de 
engrenagem de múltiplo estágio 
Fonte: ABDI, 2014. 
3. De velocidade variável e caixa de engrenagem de múltiplo estágio –
Esta topologia possui três configurações básicas de acordo com o gerador
utilizado e a eletrônica de potência associada (ABDI, 2014), sendo estas:
Figura 7 – Configuração com DFIG e conversor de energia em escala parcial 
Fonte: ABDI, 2014. 
Figura 8 – Configuração com SCIG com conversor de larga escala 
Fonte: ABDI, 2014. 
010 
Figura 9 – Configuração com gerador síncrono com conversor de larga escala 
Fonte: ABDI, 2014. 
4. De acionamento direto e velocidade variável – Aerogeradores com
acionamento direto (sem caixa de engrenagem) começaram a surgir a
partir de 1991 com o intuito de eliminar as falhas associadas à caixa de
engrenagem e reduzir problemas de manutenção (ABDI, 2014).
Figura 10 – Aerogeradores de acionamento direto com EESG 
Fonte: ABDI, 2014. 
5. De velocidade variável e caixa de engrenagem de único estágio – Os
aerogeradores de acionamento direto com PMSG têm se tornado mais
atrativos pela melhoria de desempenho e diminuição dos custos dos ímãs
(ABDI, 2014).
011 
Figura 11 – Aerogeradores de acionamento direto com PMSG 
Fonte: ABDI, 2014. 
TEMA 4 – POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO 
Embora ainda haja divergências entre especialistas e instituições na 
estimativa do potencial eólico brasileiro, vários estudos indicam valores 
extremamente consideráveis. Até poucos anos, as estimativas eram da ordem de 
20.000 MW. Hoje a maioria dos estudos indica valores maiores que 60.000 MW. 
Essas divergências decorrem principalmente da falta de informações (dados de 
superfície) e das diferentes metodologias empregadas (ANEEL, 2008). 
De qualquer forma, os diversos levantamentos e estudos realizados e em 
andamento (locais, regionais e nacionais) têm dado suporte e motivado a 
exploração comercial da energia eólica no país. Os primeiros estudos foram feitos 
na região Nordeste, principalmente no Ceará e em Pernambuco. Com o apoio da 
ANEEL e do Ministério de Ciência e Tecnologia (MCT), o Centro Brasileiro de 
Energia Eólica (CBEE), da Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), 
publicou em 1998 a primeira versão do Atlas Eólico da Região Nordeste. A 
continuidade desse trabalho resultou no Panorama do Potencial Eólico no Brasil, 
conforme Figura 12 (ANEEL, 2008). 
Os recursos apresentados na legenda da Figura 12 referem-se à 
velocidade média do vento e energia eólica média a uma altura de 50 metros 
acima da superfície para cinco condições topográficas distintas (ANEEL, 2008): 
• zona costeira – áreas de praia, normalmente com larga faixa de areia,
onde o vento incide predominantemente do sentido mar-terra;
• campo aberto – áreas planas de pastagens, plantações e/ou vegetação
baixa sem muitas árvores altas;
 
 
012 
• mata – áreas de vegetação nativa com arbustos e árvores altas mas de 
baixa densidade, tipo de terreno que causa mais obstruções ao fluxo de 
vento; 
• morro – áreas de relevo levemente ondulado, relativamente complexo, 
com pouca vegetação ou pasto; 
• montanha – áreas de relevo complexo, com altas montanhas. 
Ainda na legenda, a classe 1 representa regiões de baixo potencial eólico, 
de pouco ou nenhum interesse para o aproveitamento da energia eólica. 
A classe 4 corresponde aos melhores locais para aproveitamento dos 
ventos no Brasil. As classes 2 e 3 podem ou não ser favoráveis, dependendo das 
condições topográficas. 
A Tabela 1 mostra a classificação das velocidades de vento e regiões 
topográficas utilizadas no mapa da Figura 12. Os valores correspondem à 
velocidade média anual do vento a 50 m de altura em m/s (Vm) e à densidade 
média de energia média em W/m² (Em). Os valores de (Em) foram obtidos para 
as seguintes condições padrão: altitude igual ao nível do mar, temperatura de 
20 ºC e fator de Weibull de 2,5. A mudança de altitude para 1.000 m acima do 
nível do mar acarreta uma diminuição de 9% na densidade média de energia, e a 
diminuição de temperatura para 15 ºC provoca um aumento de cerca de 2% na 
densidade de energia média. 
Outro estudo importante, em âmbito nacional, foi publicado pelo Centro de 
Referência para Energia Solar e Eólica – CRESESB/CEPEL. Trata-se do Atlas do 
PotencialEólico Brasileiro, cujos resultados estão disponíveis em 
<www.cresesb.cepel.br/atlas_eolico_brasil/atlas-web.htm>. Nesse estudo 
estimou-se um potencial eólico brasileiro da ordem de 143 GW. Existem também 
outros estudos específicos por unidades da Federação, desenvolvidos por 
iniciativas locais. 
Tabela 1 – Definição das classes de energia 
 
Fonte: Feitosa, 2003. 
 
 
 
013 
Figura 12 – Mapa potencial eólico brasileiro 
 
Fonte: Feitosa, 2003. 
TEMA 5 – PAPEL DAS EÓLICAS NO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL 
A capacidade instalada no país está em constante evolução em função, 
principalmente, do aumento do uso de energia elétrica no país, exigindo a 
expansão das interligações para garantir a continuidade do atendimento à carga. 
Exemplo desta evolução é o crescimento da potência instalada total e a grande 
penetração de parques eólicos no período entre janeiro de 2014 e outubro de 2015 
(Tabela 2), cujo crescimento nesse período foi de 177%. 
 
 
014 
Tabela 2 – Evolução da potência instalada no Brasil entre 2014 e 2015 
 
Fonte: CCE, 2016 
Essa crescente participação da geração eólica na matriz elétrica brasileira 
demandou o desenvolvimento e aprimoramento da previsão de geração eólica, 
em virtude da variabilidade e não despachabilidade intrínseca da fonte. A previsão 
do recurso, com um maior grau de certeza devido à introdução de melhores 
técnicas e modelos, é de fundamental importância para os processos de 
programação e despacho do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), pois 
permite minimizar os impactos no sistema da variação da fonte (ONS, 2015). 
Outro ponto que preocupa o ONS é o dimensionamento da reserva operativa, a 
qual permite o atendimento da demanda máxima e mitigações dos impactos das 
variações de geração das usinas eólicas. A reserva operativa é utilizada para 
controlar e prevenir erros de previsão de demanda e situações de 
indisponibilidade não programada. No caso da eólica, acaba por prevenir também 
os erros de previsão do recurso. Portanto, o binômio previsão-reserva passa a ser 
cada vez mais importante para a operação com a crescente penetração das 
eólicas. 
O sucessivo aproveitamento da energia eólica, já com vista à instalação de 
mais de 15 GW até 2019, somente pelo mercado regulado, e com quase 90% 
deste total na região Nordeste, implica em contínuo redimensionamento da rede 
básica dessa região. Isto ocorre dada a necessidade de escoar a energia dos 
parques já licitados e de fornecer folga ao sistema elétrico de transmissão para 
conexão de futuros empreendimentos, visto que a maior parte do potencial eólico 
brasileiro se encontra na região Nordeste e ao fato de que os maiores centros de 
carga estão presentes nas regiões Sul e Sudeste. Nesse sentido, já foram 
efetuadas expansões na rede de transmissão, e se realizam contínuos estudos 
 
 
015 
de ampliação sob responsabilidade da EPE. A Figura 13 ilustra a expansão da 
malha de transmissão, com cerca de 7.300 km de linhas em 500 kV, que possibilita 
um incremento de 6.000 MW na capacidade da interligação NE-SE (EPE, 2014). 
Figura 13 – Expansão da malha de transmissão para integração eólica e aumento 
da interligação NE-SE 
 
 
Fonte: EPE, 2014 
Além de aumentar a capacidade das interligações e garantir a conexão de 
novos parques e outros empreendimentos, como o solar, a expansão da malha 
de transmissão possibilita um aumento de confiabilidade, criando novas rotas de 
escoamento de energia. 
Atualmente, no sistema hidrotérmico brasileiro, quando ocorrem períodos 
de condições hidrológicas desfavoráveis, as usinas térmicas são despachadas, 
permitindo menor deplecionamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas, 
com o intuito de assegurar o atendimento futuro do sistema (ONS, 2014). 
A entrada das usinas eólicas, embora com perfil de oferta variável, 
apresenta papel importante na segurança operativa do Sistema Interligado 
nacional (SIN), na medida em que sua geração ajuda no menor esvaziamento dos 
reservatórios e na redução de usinas térmicas em utilização em períodos de 
 
 
016 
hidrologia desfavorável. Além disso, ainda atuam com alguma 
complementariedade com a geração hidráulica nos períodos secos de cada ano 
(ONS, 2014), em especial as usinas eólicas localizadas no Nordeste, visto que o 
breve histórico indica uma tendência de maior capacidade de geração no período 
considerado seco para o SIN (maio-novembro). Cabe destacar que a entrada das 
eólicas faz parte dos estudos de planejamento da expansão do sistema, 
elaborados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), na qual é avaliada a 
sinergia dessa fonte com as demais, para o melhor dimensionamento da 
necessidade de contratação. 
FINALIZANDO 
Como vimos, a energia eólica já é uma realidade em nosso país, com 
diversos parques eólicos de diversos fabricantes surgindo de norte a sul, 
principalmente na costa brasileira nos estados do Nordeste e também no estado 
do Rio Grande do Sul. 
Ainda existem limitações e obstáculos (como a intermitência dos ventos), 
que limitam o uso da energia eólica como energia firme, porém diversos avanços 
na tecnologia prometem mitigar essas limitações no futuro. 
 
 
 
 
017 
REFERÊNCIAS 
ABDI – Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial. Mapeamento da cadeia 
produtiva da indústria eólica no Brasil. Brasil, 2014. 
BRASIL. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Atlas de energia 
elétrica do Brasil. Brasília, 2008. Disponível em: 
<http://www2.aneel.gov.br/arquivos/pdf/atlas3ed.pdf>. Acesso em: 27 out. 2017. 
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Resultado consolidado 
dos leilões – 03/2015. Disponível em: 
<http://www.ccee.org.br/ccee/documentos/ccee_347805>. Acesso em: 27 out. 
2017. 
EPE – EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Disponível em: 
<http://www.epe.gov.br/paginas/default.aspx>. Acesso em: julho 2017. 
_____. Caracterização do recurso eólico e resultados preliminares de sua 
aplicação no sistema elétrico: recursos energéticos. Rio de Janeiro, ago. 2013. 
_____. Expansão das interligações N–SE e NE–SE para atender a cenários 
extremos de exportação das regiões N e NE – concepção inicial de 
alternativas: estudos para a expansão da transmissão. Rio de Janeiro, out. 2014. 
FEITOSA, E. A. N. et al. Panorama do potencial eólico no Brasil. Brasília, 2003. 
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico. O operador nacional do sistema 
elétrico e os procedimentos de rede: visão geral: procedimentos de rede. Rio de 
Janeiro, 8 maio 2009. Disponível em: 
<http://extranet.ons.org.br/operacao/prdocme.nsf/be4c5a1e96b00ff083257635000
041e4/dfd86be228a97dc0832576310044f04f?opendocument>. Acesso em: 27 out. 
2017. 
_____. Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de 
transmissão: procedimentos de rede. Rio de Janeiro, 16 set. 2010. 
_____. Plano da operação energética 2014/2018: pen. Rio de Janeiro, 2014. 
TOLMASQUIM, M. T. Energia termelétrica: gás natural, biomassa, carvão, 
nuclear. Rio de Janeiro: EPE, 2016