ENERGIA EÓLICA

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8.1
8.1.1
ENERGIA EÓLICA
ELIANE APARECIDA FARIA AMARAL FADIGAS
GEPEA – Grupo de Energia
Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da Escola Politécnica da USP
Histórico do desenvolvimento de turbinas eólicas
A energia eólica, ou energia contida nos ventos, consiste em energia cinética resultante do deslocamento das massas
de ar com velocidades variáveis no tempo e no espaço, provocadas por efeitos climáticos derivados do aquecimento
da terra por radiação solar incidente, rotação e translação da terra, bem como pelos efeitos de superfície (rugosidade
do terreno, obstáculos, gradiente térmico, dentre outros).
A energia eólica é usada há muito tempo pelo ser humano. Nos primórdios da civilização, era usada como
energia mecânica, nos barcos a vela e moinhos de vento, com aplicação na moagem de grãos, bombeamento de
água, na indústria de vidro e de ferro, dentre outras.
Ao final do século XIX, passou a ser usada também na geração de eletricidade, e, na atualidade, é a fonte que
mais vem se expandindo no mercado de energia, em função dos avanços tecnológicos, redução de custos e
preocupação com os impactos ambientais.
Este capítulo apresenta um resumo do histórico do desenvolvimento da energia eólica no mundo; as equações
básicas que caracterizam o potencial eólico de uma região e a produção de energia de uma usina eólica; o processo
de conversão da energia eólica em energia elétrica e a tecnologia adotada nas turbinas eólicas; principais aplicações
da energia eólica; e aspectos econômicos. Ao final, apresenta os impactos ambientais mais evidentes causados por
uma usina eólica.
Energia mecânica e moinhos de vento
A primeira informação confiável extraída de fontes históricas é a de que os moinhos de ventos nasceram na Pérsia,
há 200 anos a.C, usados na moagem de grãos e bombeamento de água. Esses moinhos eram bastante primitivos,
com baixa eficiência e de eixo de rotação vertical, como mostrado na Figura 8.1.
Figura 8.1 Moinho de vento persa ainda em funcionamento. (a) A pedra do moinho fica abaixo do rotor, e as velas são fixadas
nas palhetas. (b) Vista geral das paredes do moinho. (c) Vista ampliada das velas das palhetas (Fadigas, 2011).
Os tradicionais moinhos de ventos de eixo de rotação horizontal foram provavelmente inventados na Europa. A
primeira informação documentada registra seu aparecimento no ano de 1180, no Duchy of Normandy, hoje região da
Normandia, França. As máquinas primitivas de eixo vertical persistiram até o século XII, quando os moinhos de
vento de eixo horizontal do tipo holandês passaram a ser usados em larga escala em vários países da Europa, como
Inglaterra, França, Holanda.
Estima-se que, em meados do século XIX, aproximadamente 200.000 moinhos de vento estivessem em operação
na Europa, o que demonstra a importância desse equipamento na economia do continente europeu.
Com o surgimento da máquina a vapor no século XIX, iniciou-se o declínio da energia eólica nos países
europeus. Hoje, muitos dos moinhos existentes são preservados como monumentos históricos. A Figura 8.2 mostra
um moinho de vento tipo holandês (Hau, 2005).
Figura 8.2 Moinho de vento do tipo holandês.
Apesar do declínio no uso dos moinhos de vento na Europa, houve uma expansão na utilização destes
equipamentos na mesma época nos Estados Unidos. Nesse país os moinhos foram aperfeiçoados, tornando-se mais
simples, menos pesados, mais eficientes e menos custosos. O equipamento denominado Eclipse, desenvolvido pelo
Reverendo Leonhard R. Wheeler de Wisconsin, semelhante aos cata-ventos utilizados atualmente no bombeamento
de água, tornou-se padrão para a turbina eólica americana (Hau, 2005). A Figura 8.3 mostra o modelo de cata-vento
multipás desenvolvido.
8.1.2
Figura 8.3 Exemplo de um cata-vento multipás.
Energia elétrica e turbinas eólicas
O pontapé inicial no desenvolvimento das turbinas eólicas aplicadas na geração de eletricidade foi dado pela
Dinamarca, na figura de Poul La Cour, professor de um centro educacional de adultos de Askov, que, em 1881,
construiu um protótipo de turbina eólica acoplada a um gerador CC, cuja energia gerada era utilizada na eletrólise e
no armazenamento do gás hidrogênio utilizado em lâmpadas.
Na Alemanha, antes da Primeira Guerra Mundial, iniciou-se a fabricação de turbinas eólicas que nada mais eram
que modelos norte-americanos de cata-ventos adaptados para geração de eletricidade.
Todavia, a maior contribuição alemã foi no campo da física teórica. Albert Betz, em 1920, provou que a máxima
eficiência obtida do aproveitamento da energia dos ventos por um disco circular é de 59,3 %.
Na Rússia, em 1931, desenvolveu-se o aerogerador Balaklava. Era um modelo avançado de três pás de 30 m de
diâmetro, 100 kW de potência, conectado por uma linha de transmissão de 6,3 kV de 30 km a uma usina térmica de
20 MW.
Nos Estados Unidos da América (EUA), um dos projetos bem-sucedidos foi o aerogerador Jacobs (Fig. 8.4),
desenvolvido em 1920 pelos irmãos Marcellus e Joseph Jacobs. O aerogerador Jacobs possuía três pás tipo hélice de
madeira, controle centrífugo de passo e diâmetro de 4,0 metros. Esse aerogerador foi sucesso de venda nos EUA.
Entre 1920 e 1960 foram comercializados milhares de modelos com potências nominais entre 1,8 e 3 kW. Em 1960,
essa turbina deixou de ser utilizada quando o Ato de Eletrificação Rural Americano permitiu suprir as fazendas e
residências rurais com energia elétrica de menor custo.
Figura 8.4 Aerogerador Jacobs, utilizado na década de 1930 (Fadigas, 2011).
Em 1941, foi instalado na colina chamada Grandpa’s Knob, de Vermont, um dos estados do Nordeste dos
Estados Unidos, o aerogerador Smith-Putnam, cujo modelo apresentava 53,3 m de diâmetro, uma torre de 35,6 m de
altura e duas pás de aço com 16 toneladas. Possuía um gerador síncrono de 1250 kW, com rotação constante de 28
RPM, que funcionava em corrente alternada, conectado diretamente à rede elétrica local. A Figura 8.5 mostra o
aerogerador Smith-Putnam.
Após a Segunda Guerra Mundial, as disponibilidades e os baixos preços do petróleo e do carvão mineral
tornaram a geração de eletricidade com base nesses combustíveis economicamente mais interessante, e fizeram com
que o desenvolvimento de turbinas eólicas ficasse restrito às pesquisas, que, àquela altura, se voltavam para o
aprimoramento de técnicas aeronáuticas de operação e desenvolvimento de pás, além do aperfeiçoamento do
sistema de geração.
Figura 8.5 Aerogerador Smith-Putnam (1941), primeira turbina de grande porte desenvolvida (Fadigas, 2011).
Na década de 1970, as sucessivas crises do petróleo propiciaram a retomada de investimentos em energia eólica
e outras fontes geradoras de energia em diversos países, primordialmente dos EUA, Alemanha e Suécia.
O Programa Federal de Energia Eólica dos EUA possibilitou o estudo de turbinas na faixa de megawatts de
potência. O Projeto Mod-1 foi instalado em 1979 em uma pequena montanha perto da cidade de Boone, Carolina do
Norte. Tratava-se de um aerogerador de eixo horizontal de 2 MW e rotor de duas pás, com 61 m de diâmetro. Outros
projetos foram implementados por meio da cooperação NASA-DOE, como o projeto Mod-2 (2,5 MW de potência e
diâmetro de 91,4 m) e o Mod-5B (3,5 MW de potência, diâmetro de 100 m), implementado na Ilha de Oahu, no
Arquipélago do Havaí, em 1987.
Pesquisas com turbinas eólicas de eixo vertical utilizando o modelo Darrieus foram iniciadas no Centro de
Pesquisas Langley, da NASA, já no início da década de 1970.
O modelo de pás curvas para aerogeradores de eixo vertical foi patenteado por G. J. M. Darrieus, na França, em
1925, e, nos Estados Unidos, em 1931; foi aperfeiçoado na década de 1960 por South e Raj Rangi, membros do
National Research Council do Canadá (Spera, 1994). Um exemplar de uma turbina de eixo vertical instalada em
Quebec, no Canadá, é mostrado na Figura 8.6.
Entretanto, o Sandia National Laboratories, instalado na cidade de Albuquerque, no Novo México, tornou-se o
maior centro dedicado a pesquisa e desenvolvimento deturbinas eólicas de eixo vertical nos Estados Unidos.
Pesquisas iniciais foram feitas em um modelo pequeno de 17 m de diâmetro e 100 kW, cuja principal finalidade
estava na adaptação de formas e materiais para que o modelo Darrieus de eixo vertical se tornasse competitivo como
os modelos de eixo horizontal (Sandia, 2000). No início dos anos 1980, foram instalados, no estado da Califórnia,
EUA, aproximadamente 600 modelos Darrieus com potência total instalada superior a 90 MW (Hau, 2005).
Figura 8.6 Exemplar de uma turbina de eixo vertical, modelo Darrieus, instalada em Quebec, Canadá.
Em 1982, foi construída na Alemanha a maior turbina eólica até então instalada, a Große Windenergieanlage, da
Growian. Tratava-se de um modelo que representava as mais altas tecnologias disponíveis até o momento.
O comércio das turbinas eólicas no mundo se desenvolveu rapidamente em tecnologia e tamanho no decorrer
dos últimos anos. As turbinas modernas são mais confiáveis, custam menos e são mais silenciosas. Apesar de todo o
nível tecnológico atingido, os aperfeiçoamentos continuam. A Figura 8.7 mostra o impressionante desenvolvimento
do tamanho e da potência de turbinas eólicas desde 1985. Já existem turbinas em operação na faixa de 10 MW na
Europa. Em termos gerais, as turbinas eólicas ainda não alcançaram seus limites de tamanho, tanto em aplicação
onshore quanto offshore.
8.2
8.2.1
Figura 8.7 Evolução do tamanho dos aerogeradores nos últimos 20 anos (Fadigas, 2011).
Energia eólica no mundo e no Brasil
Situação mundial
Nos últimos 15 anos, a energia eólica tem sido uma das fontes de energia elétrica de maior ritmo de expansão no
mundo, apresentando incremento exponencial da potência instalada. Ao final de 2015, a capacidade total mundial
acumulada atingiu 432,418 MW, representando uma taxa de crescimento acumulativo de 17%.
Figura 8.8 Evolução da potência eólica instalada acumulada (MW) (GWEC, 2015).
A Figura 8.9 apresenta a capacidade adicionada em 2015 pelos dez primeiros países. Na Ásia, observa-se forte
expansão da geração eólica, em função da elevada participação de China e Índia. Na América Latina e África, a
participação da fonte eólica em nível mundial é ainda pequena, porém na América Latina nos últimos cinco anos
vem crescendo em taxas significantes, em virtude de investimentos realizados no Brasil, cujos dados são
apresentados na Seção 8.2.2.
Figura 8.9 Dez primeiros países em capacidade anual instalada em 2015 (MW) (GWEC, 2015).
8.2.2
Figura 8.10 Potência contratada nos leilões de energia eólica (MW) (baseado em ABEEólica, 2014).
Energia eólica no Brasil
A primeira iniciativa do Governo no sentido de impulsionar a fonte eólica no Brasil se deu a partir da criação do
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), por meio da Resolução Aneel n.º 10.438
de 2002. No âmbito do Proinfa foram vendidos 1430 MW de capacidade eólica, adquirida e repassada ao setor
consumidor pela Eletrobras.
A partir de 2009, o Governo Federal, por intermédio do Ministério de Minas e Energia (MME) e da Agência
Nacional de Energia Elétrica (Aneel), instituiu o Sistema de Leilões de Energia Elétrica, energia a ser adquirida
pelas empresas distribuidoras de energia elétrica para atendimento de seu mercado cativo. A Figura 8.10 apresenta a
capacidade eólica contratada nos vários leilões ocorridos a partir de 2009, contabilizando um total de 14.324,00
MW contratados.
O Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, elaborado no ano de 2001 pelo Centro de Pesquisas em Energia Elétrica
(Cepel), vinculado à Eletrobras, indicava um potencial eólico a ser aproveitado de 143 GW, não incluído o montante
offshore.
O levantamento levou em conta a tecnologia de geração eólica então predominante na época, que se limitava a
turbinas eólicas de menores potências, instaladas a 50 metros do solo. Atualmente, está em elaboração um novo
Atlas Eólico Brasileiro que dá indicações, por meio de novas tecnologias de turbinas eólicas instaladas em torres de
100 metros de altura, de que esse potencial possa atingir valores próximos de 350 GW de potência. A Figura 8.11,
com base no Atlas de 2001, apresenta a participação das diversas regiões brasileiras no potencial eólico do Brasil.
Em função do potencial eólico, disponibilidade de infraestrutura para transporte de equipamentos, acesso às
usinas e conexão com rede, incentivos governamentais, dentre outros fatores, as usinas eólicas até o momento têm
sido instaladas majoritariamente nas Regiões Nordeste e Sul do Brasil. A Figura 8.12 mostra a localização das
usinas eólicas no Brasil e dá informações sobre a potência instalada e a potência a ser instalada das usinas em
construção.
Figura 8.11 Potencial eólico distribuído entre as regiões brasileiras (Fadigas, 2011).
8.3
8.3.1
Figura 8.12 Localização das usinas eólicas no Brasil (baseado em ABEEólica, 2015).
Características dos recursos eólicos
Modelos de circulação dos ventos
O movimento das massas de ar na atmosfera é percebido como “ventos”, e sua formação tem como causas o
aquecimento da terra, a rotação da terra e a influência de efeitos térmicos.
Os ventos que sopram na terra podem ser classificados como ventos de circulação global e local. Os ventos de
circulação global são resultantes das variações de pressão, temperatura e densidade causadas pelo aquecimento
desigual da terra pela radiação solar, que varia em função da distribuição geográfica, período do dia e sua
distribuição anual. A Figura 8.13 ilustra o comportamento dos ventos de circulação global que cobrem todo o
planeta.
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Figura 8.13 Ventos de circulação global (Fadigas, 2011).
A velocidade e direção dos ventos locais, que acontecem próximo à superfície da Terra, sofrem a influência de
diversos parâmetros do local, que devem ser conhecidos. Os fatores que influenciam o perfil vertical da velocidade
dos ventos em determinado local são:
obstáculos próximos ao local de medição;
rugosidade do terreno: tipo de vegetação, tipo de utilização da terra e construções;
orografia, existência de colinas e depressões;
estabilidade térmica da atmosfera.
Informações sobre as condições de contorno do local podem ser obtidas através de mapas topográficos, dados de
satélites ou visitas ao local de instalação.
A variação da velocidade do vento com a altura em relação ao solo influencia não apenas a avaliação do recurso
eólico como também o projeto da turbina eólica e, consequentemente, a escolha da turbina mais adequada ao perfil
do vento, considerando-se a velocidade média, a densidade do ar e o índice de turbulência.
Em geral, os anemômetros das estações de medição são instalados em altura diferente da altura do cubo da
turbina eólica. Assim, há necessidade de se corrigir a velocidade do vento com a altura.
Em estudos de aproveitamento energético dos ventos, dois modelos ou “leis” matemáticas são comumente
utilizados para representar o perfil vertical dos ventos: a Lei de Potência e a Lei Logarítmica.
A Lei de Potência representa o modelo mais simples e resultou de estudos da camada limite sobre uma placa
plana. É a mais simples de ser aplicada, porém sem uma precisão muito apurada. A Lei de Potência é expressa por:
em que:
V = velocidade do vento na altura H;
Vr = velocidade do vento na altura de referência (medida);
H = altura desejada;
Hr = altura de referência;
n = expoente da Lei de Potência–coeficiente de rugosidade.
A Tabela 8.1 apresenta coeficientes de rugosidade para terrenos planos.
Tabela 8.1 Coeficiente de rugosidade para terrenos planos
Descrição do terreno Fator n
Superfície lisa, lago ou oceano 0,10
Grama baixa 0,14
Vegetação rasteira (até 0,3 m), árvores ocasionais 0,16
Arbustos, árvores ocasionais 0,20
Árvores, construções ocasionais 0,22 – 0,24
Áreas residenciais 0,28 – 0,40
Fonte: Fadigas (2011).
Cuidados devem ser tomados ao se usar a Lei de Potência em locais que apresentam orografia elevada, ou seja,
terrenos com elevações e depressões e valores de H maiores que 50 m.
O modelo com basena Lei Logarítmica é aplicado a terrenos complexos, com orografia mais acentuada, e leva
em conta que o escoamento na atmosfera é altamente turbulento (Fadigas, 2011).
Para velocidades elevadas, o perfil vertical do vento segundo a Lei Logarítmica é calculado pela seguinte
equação,
em que V(z) é a velocidade do vento na altura z, z0 é o comprimento de rugosidade (caracteriza a rugosidade do
terreno), Kc é a constante de Von Kármán (Kc = 0,4) e vo é a velocidade de atrito relacionada com a tensão de
cisalhamento na superfície e a massa específica do ar.
Quando se deseja usar a Lei Logarítmica para estimar a velocidade do vento de uma altura de referência Zr para
outro nível de altura (Z), a seguinte equação é utilizada:
A Tabela 8.2 mostra valores de comprimento de rugosidade para diferentes tipos de terrenos.
Tabela 8.2 Comprimento de rugosidade z0 para diferentes tipos de terrenos (adaptado de Manwell, 2002)
Descrição do terreno z0 (mm)
Liso, gelo, lama 0,01
Mar aberto e calmo 0,20
Mar agitado 0,50
Neve 3,00
Gramado 8,00
Pasto acidentado 10,00
Campo em declive 30,00
Cultivado 50,00
Poucas árvores 100,00
Muitas árvores, poucos edifícios, cercas 250,00
Florestas 500,00
Subúrbios 1500,00
Zonas urbanas com edifícios altos 3000,00
8.3.2
Na Figura 8.14, observa-se a influência da mudança da rugosidade de um valor zo1 (por exemplo, terreno
gramado) para zo2 (por exemplo, terreno com árvores) no perfil vertical do vento.
Os obstáculos também influenciam o perfil de escoamento da velocidade dos ventos provocando o efeito de
sombreamento. Deve-se analisar a posição do obstáculo relativo ao ponto de interesse, suas dimensões (altura,
largura e comprimento) e sua porosidade, essa última definida como a relação entre a área livre e a área total de um
obstáculo. Como exemplo de obstáculos destacam-se edifícios, silos, árvores, entre outros. Manwell (2002)
apresenta os resultados obtidos em estudos que demonstram a redução na velocidade e potência do vento, bem como
efeitos de turbulência a jusante de uma edificação de determinada altura. Esse efeito está representado na Figura
8.15, retirado de Manwell (2002).
Estimativa do potencial eólico
Os sistemas de medição e aquisição de dados coletam continuamente as velocidades, porém, como procedimento
usual, fornecem a cada intervalo de tempo ou período de amostragem (por exemplo, 10 min, 1 hora) um valor
médio. Dessa forma, pode-se verificar a variabilidade da velocidade do vento em diferentes períodos. O regime de
vento pode ser caracterizado por fatores geográficos, indicações de direção em que sopram, altura de medição,
características do terreno, parâmetros atmosféricos (temperatura, pressão), dados esses que são utilizados não
apenas para estimar a produtividade energética de determinada turbina, como também para escolher o melhor local
de sua instalação, considerando aspectos de produção (fator de capacidade), custos, impactos ambientais, entre
outros.
A potência é definida como a razão pela qual a energia é usada ou convertida por unidade de tempo, por
exemplo, joules/s. A unidade da potência é o watt (W), e um watt é igual a 1 joule/s, de acordo com a unidade do
Sistema Internacional (SI). A energia contida no vento é a energia cinética, ocasionada pela movimentação de
massas de ar.
A energia cinética do vento (E) é dada pela seguinte equação:
Figura 8.14 Influência da mudança da rugosidade no perfil vertical do vento (Fadigas, 2011).
Figura 8.15 Efeitos na velocidade, potência e turbulência do vento a jusante de uma edificação (adaptado de Manwell, 2002).
em que:
m = massa de uma partícula de ar, em kg;
V = sua velocidade, em m/s.
A energia por unidade de tempo é igual à potência. Assim,
sendo:
 = fluxo de massa ou vazão mássica, em kg/s;
P = potência, em watts.
Pode-se calcular a energia cinética do vento se, em primeiro lugar, imaginarmos o ar passando por um anel
circular (circundando uma área A em m2, como, por exemplo, 100 m2) a uma velocidade “V” (por exemplo, 10 m/s)
(Fig. 8.16). À medida que o ar se move à velocidade de 10 m/s, um cilindro de ar com um comprimento de 10
metros vai se formando a cada segundo. Portanto, um volume de ar de 100 × 10 = 1000 metros cúbicos passará pelo
anel a cada segundo. Multiplicando esse volume pela massa específica do ar, obtemos a massa de ar movendo-se
através do anel a cada segundo. Isto é, a massa de ar que se move por determinada área na unidade de tempo (fluxo
de massa) é igual à massa específica do ar × volume de ar passando a cada segundo, que é igual a: massa específica
do ar × área × distância percorrida pelo ar a cada segundo (velocidade do ar), ou seja:
em que r é a massa específica do ar; V é sua velocidade em m/s e A a área (em m2). O produto A·V representa a taxa
de fluxo volumétrico de ar passando pelo anel circular.
Substituindo a equação do fluxo de massa (8.6) na Equação (8.5), resulta que:
Considerando-se a área do anel circular da Figura 8.16 como a área varrida pelas pás de uma turbina eólica do tipo
“hélice de eixo horizontal”, como a indicada na Figura 8.17, o cálculo se efetua por meio da seguinte equação:
Figura 8.16 Fluxo de ar através de uma área A (circular).
sendo D o diâmetro do rotor.
Figura 8.17 Área varrida pelas pás de uma turbina de eixo horizontal (Fadigas, 2011).
Tendo em vista que locais que apresentam a mesma velocidade média dos ventos podem apresentar diferentes
potências eólicas em função da variação na massa específica do ar, é mais adequado comparar o potencial eólico
desses locais por intermédio da potência por unidade de área ou densidade de potência (P/A).
P/A é a potência contida no vento que atinge a parte frontal da turbina. Varia linearmente com a massa específica do
ar e com o cubo da velocidade do vento. Como é visto na seção seguinte deste capítulo, apenas uma parte dessa
potência é aproveitada nas pás do rotor. A parte não aproveitada é levada pelo ar que deixa as pás movendo-se com
velocidade reduzida.
A massa específica ou densidade do ar r varia com a pressão e temperatura, conforme a seguinte expressão (veja
também a Equação 2.10):
em que:
p = pressão do ar, em kPa;
T = temperatura em escala absoluta, em K;
R = constante particular do gás, em kg/kmol.
Em condições padrão (no nível do mar, 15 °C e 1 atm de pressão), a massa específica do ar é de 1,2256 kg/m3.
Como a temperatura do ar e a pressão atmosférica variam com a altura, turbinas eólicas instaladas em um
mesmo local, porém em diferentes alturas, podem captar energia com diferentes densidades de potência tendo em
vista: variação na massa específica e velocidade do ar.
Os aspectos mais relevantes são que a potência do vento depende da área de captação e é proporcional ao cubo
de sua velocidade. Pequenas variações da velocidade do vento podem ocasionar grandes alterações na potência.
A Figura 8.18 ilustra o comportamento da densidade de potência do vento com a variação de sua velocidade.
Para uma velocidade do vento de 8 m/s, por exemplo, a densidade de potência (ao nível do mar) é de 314 W/m2.
Com o dobro da velocidade do vento (16 m/s), a densidade de potência aumenta para 2509 W/m2, ou seja, torna-se
oito vezes maior. Desse modo, confirma-se a importância de os dados de vento medidos serem inteiramente
confiáveis.
Figura 8.18 Curva de potência do vento por unidade de área em função de sua velocidade (Fadigas, 2011).
A série de dados obtida de determinada estação anemométrica pode ser usada para calcular os parâmetros a
seguir, com os quais é possível determinar a produção de energia de uma turbina eólica:
a) Velocidade média
A velocidade média de determinado período (por exemplo, um ano, ou do período total de medição pode ser
calculada pela seguinte equação):
em que:
N = número de observações ou registros de velocidade de vento no período de medição considerado (por exemplo, 1 ano);
Vi = cada valor médio da velocidade do vento, fornecido a cada intervalo de tempo (por exemplo, valor médio a cada 10 min (Δt)).
b) Desvio padrãoO desvio padrão sV de uma velocidade média individual pode ser calculado pela seguinte equação:
O desvio padrão representa a variabilidade de determinado conjunto de valores da velocidade do vento. A
variância é definida como média dos quadrados dos desvios ( ). Caracteriza a dispersão dos valores da variável
Vi. Dessa forma, um pequeno valor de indica que os valores da variável concentram-se nas proximidades de um
valor médio.
c) Densidade média de potência
A densidade média de potência é calculada pela seguinte expressão:
sendo ρ igual à massa específica do ar (kg/m3), considerada constante neste caso.
Da mesma forma, pode-se calcular a energia eólica disponível por unidade de área pela seguinte equação:
Existem várias funções de distribuições probabilísticas que podem ser utilizadas para representar o comportamento
do vento, e cada uma delas representa determinado padrão eólico. Ou seja, o comportamento do vento em
determinado local pode ser mais bem retratado por certa distribuição probabilística; enquanto para outro local com
diferente comportamento eólico uma segunda distribuição pode fornecer resultados melhores.
A busca de uma única distribuição que retratasse de forma satisfatória o maior número de comportamento de
ventos fez com que pesquisadores analisassem de forma aprofundada os diversos métodos probabilísticos. Esses
estudos constataram que a distribuição de Weibull conseguia retratar bastante bem um grande número de padrões de
comportamento dos ventos. Isso porque a distribuição de Weibull incorpora tanto a distribuição exponencial (k = 1)
quanto a distribuição de Rayleigh (k = 2), além de fornecer uma boa aproximação da distribuição normal (quando o
valor de k é próximo de 3,5). Outra grande utilidade da função de Weibull é retratar o comportamento de ventos
extremos.
A função densidade de probabilidade de Weibull requer o conhecimento de dois parâmetros: k, fator de forma e
c, fator de escala. Estes parâmetros são função da velocidade média (V) e do desvio padrão (σ2).
A função densidade de probabilidade de Weibull é definida pela seguinte equação:
A seguir, apresenta-se uma das formas para cálculo dos parâmetros c e k. Manwell (2004) descreve com mais
detalhes e apresenta outras formas para cálculo dos parâmetros da função de Weibull. Os parâmetros c e k podem ser
calculados analiticamente pelas seguintes equações:
8.3.3
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•
•
•
em que Γ(x) = função gama.
A Figura 8.19 apresenta o comportamento da função de distribuição de Weibull para diversos valores de k,
considerando c constante. Analisando as curvas, verifica-se que à medida que o parâmetro de forma k aumenta, a
distribuição tende a se concentrar, indicando uma grande ocorrência de registros em torno do valor da velocidade
média.
Figura 8.19 Curvas de função de distribuição de densidade de Weibull para diferentes valores de k (Fadigas, 2011).
Medição de vento
No estudo de dimensionamento e viabilidade técnica e econômica de uma central eólica, é necessário ter
conhecimento, com a maior exatidão possível, do regime de vento do local de interesse. Não é demais recordar que
a energia gerada por uma turbina é proporcional ao cubo da velocidade do vento.
No entanto, nem sempre esses dados estão disponíveis na forma mais adequada e, portanto, lançamos mão de
informações obtidas de organismos que fornecem dados de locais próximos ou dados do local de interesse em
formato reduzido, dados esses que não são resultantes de procedimentos de medição e sim de extrapolações e outras
técnicas utilizadas para, a partir de dados conhecidos de um ou mais locais, se obterem dados para diversos locais,
construindo-se, assim, o que se chama de mapas ou atlas eólicos.
Os dados obtidos de atlas eólicos fornecem uma boa estimativa do potencial eólico, porém não se trata de dados
precisos que possam ser usados em projeto e instalação de usina eólica.
Assim, torna-se imprescindível instalar no local de interesse um sistema de medição e coletar dados por um
período de pelo menos um ano para que se possam conhecer as variações sazonais da velocidade do vento.
Uma torre meteorológica de coleta de dados de vento para aplicações de energia eólica contém os seguintes
tipos de instrumentos:
anemômetros para medir a velocidade do vento;
lemes para medir a direção do vento;
termômetro para medir a temperatura do ar;
barômetro para medir a pressão do ar;
• sistema para aquisição e armazenamento de dados.
A Figura 8.20 ilustra um modelo de torre meteorológica.
Figura 8.20 Modelo de estação meteorológica do tipo estaiada.
Em uma mesma torre, em alguns casos colocam-se conjuntos de medição que medem as grandezas em
diferentes alturas, sendo uma das medidas realizadas na altura do cubo da turbina eólica com o intuito de aumentar a
precisão das informações obtidas.
Os tipos de torres podem variar de autoportantes, treliçadas ou tubulares a treliçadas estaiadas. Essas torres
devem ser projetadas especificamente para medição do potencial eólico. Devem ser leves e de fácil movimentação.
Requerem uma pequena fundação, podendo ser instaladas em um dia (NREL, 1991).
A Figura 8.21 apresenta o modelo de sensor de velocidade de vento mais utilizado na aplicação da energia
eólica. Trata-se do modelo tipo três conchas, que se constitui de três braços horizontais montados em um pequeno
eixo vertical, cada braço possuindo na extremidade uma concha de metal. Esse sensor tem diâmetro em torno de 15
cm. Sua precisão (medida em ensaios realizados em túnel de vento) apresenta valores próximos a ± 2 %.
Figura 8.21 Anemômetro do tipo três conchas.
Os sensores de direção da velocidade do vento usualmente utilizados têm formato de leme. Um leme é acoplado
a um eixo vertical. Do lado oposto ao leme coloca-se um contrapeso para criar um balanço na junção do leme com o
eixo. A Figura 8.22 apresenta um modelo desse tipo.
Figura 8.22 Modelo de sensor de direção da velocidade do vento.
Os dados medidos de direção da velocidade dos ventos são representados através do uso do gráfico do tipo rosa
dos ventos, que consiste em um diagrama que mostra a distribuição temporal da direção dos ventos e a distribuição
azimutal da velocidade do vento para um dado local, com base em informações coletadas em uma estação de
medição. A Figura 8.23 ilustra um exemplo de diagrama da rosa dos ventos. Na sua forma mais comum, a rosa dos
ventos consiste em diversos círculos concêntricos, igualmente espaçados, com 16 linhas radiais intercaladas de
maneira uniforme. O comprimento da linha é proporcional à frequência do vento com relação ao ponto central
(ponto do compasso), com os círculos formando uma escala. A linha mais longa indica a direção prevalecente do
vento. A rosa dos ventos é utilizada, em geral, para representar dados mensais, sazonais e anuais.
Figura 8.23 Rosa dos ventos (Fadigas, 2011).
Os sistemas de aquisição dos dados medidos pelos sensores têm a função de registrar e armazenar os dados a
serem utilizados para análise e tratamento posteriores. Existem vários tipos que utilizam diferentes métodos para
armazenamento dos dados, sendo que os mais sofisticados englobam múltiplos registros sequenciais e processados.
Os dados podem ser apresentados em diferentes formatos, tais como dados instantâneos brutos, dados com
tratamento estatístico, diferentes intervalos de integração, entre outros, segundo uma programação interna.
Figura 8.24 Modelo de um sistema de aquisição de dados (Datalogger) (Fadigas, 2011).
8.4
8.4.1
Existem normas internacionais específicas que regem os procedimentos de instalação de torres anemométricas,
coleta e tratamento de dados de vento. A padronização da coleta inclui procedimentos de escolha do local de
medição, seleção dos equipamentos, condições de instalação e manutenção dos equipamentos de medição, período
de integração e taxa de amostragem dos dados medidos.
Há uma variedade de programas computacionais desenvolvidos e que podem ser usados para estimar as
condições de vento de um local quando se têm apenas os dadosde locais vizinhos. Esses programas, uma vez
estimadas as condições do vento no local desejado, possuem também a capacidade de otimizar a distribuição das
turbinas eólicas em uma fazenda eólica (estudos de micrositing).
Os dados de estações de medição mais próximas, juntamente com a descrição dos efeitos topográficos, são
utilizados, e os efeitos topográficos dos locais de interesse são levados em conta com a finalidade de se obterem
dados de vento para esses locais. Usados com cuidado, esses modelos podem ser úteis a uma avaliação inicial e à
identificação de locais com potencial para a instalação de turbinas eólicas.
Existem vários modelos disponíveis, podendo-se citar: WAsP, Windpro, Windmap, Windfarm, entre outros.
Além dos modelos de microescala aqui citados, há outros procedimentos, como os modelos mesoescala, por
exemplo, MM5, ETA, HIRLAM, KAMM, que utilizam dados de satélites. De forma geral, esses procedimentos
requerem muito esforço computacional, mas possibilitam descrições extensivas do movimento do fluído em três
dimensões, em particular para terrenos montanhosos mais complexos, e possuem boa aplicação em diferentes
condições climáticas (Copel, 2007).
Conversão da energia eólica
A produção de energia em turbinas eólicas depende da interação do rotor com os ventos. O vento pode ser
considerado uma composição da velocidade média e de flutuações em torno da média. Experiências têm mostrado
que os principais aspectos relacionados à eficiência de uma turbina eólica (potência e carga mecânica média) são
determinados pelas forças aerodinâmicas geradas pela velocidade média. As diversas forças induzidas nos
componentes de uma turbina, sejam causadas pela velocidade média dos ventos, pela flutuação dos ventos, pelo
modo de operação da turbina e pelos efeitos dinâmicos, são fontes de fadiga e fatores que contribuem para o pico de
carga a que a turbina está sujeita. Esses fatores só são compreendidos quando a aerodinâmica da operação da turbina
no regime estável é compreendida.
Energia mecânica extraída do vento por uma turbina eólica
A Equação (8.7), apresentada na Seção 8.3.2, define a potência contida nos ventos, ou potência eólica, que é função
da massa específica do ar, área de captação, velocidade do vento ao cubo. Essa velocidade do vento da Equação
(8.7) se refere ao vento não perturbado, ou seja, aquele que se aproxima da área de captação (área formada pelo giro
das pás do rotor de uma turbina de eixo horizontal, tipo hélice), ou seja, velocidade do vento antes de atingir as pás
do rotor. Esse vento, ao encontrar um obstáculo ao seu fluxo (no caso as pás da turbina), terá seu perfil modificado.
Nessa passagem pela turbina eólica, parte da potência será transformada em potência mecânica no eixo da turbina,
em função do torque e da rotação resultantes.
Quanto de potência mecânica pode ser extraído do fluxo livre de ar por um conversor de energia eólica?
A lei de continuidade de fluxo estabelece que o fluxo de massa é sempre o mesmo, porém a velocidade do vento
atrás do conversor eólico deve decrescer. O decréscimo na velocidade do vento significa que, simultaneamente, um
fluido ocupará uma seção transversal maior, para que a mesma quantidade de massa por unidade de tempo passe por
ele. A Figura 8.25 demonstra o perfil do vento ao passar por um conversor eólico em função da extração de energia
mecânica pelo mesmo.
Figura 8.25 Perfil do vento em função da extração da energia mecânica (Fadigas, 2011).
Da Figura 8.25, tem-se:
V1 = velocidade do vento não perturbado;
V = velocidade do vento no ponto de extração da energia mecânica;
V2 = velocidade do vento atrás do conversor eólico.
Sendo V1 > V > V2.
Pela lei da continuidade de fluxo:
Ou seja, todo fluxo de massa de ar que chega até o conversor eólico é igual ao que sai do mesmo. Se a velocidade
do ar é menor na saída, esse ar ocupará uma seção transversal maior.
A potência mecânica que o conversor extrai do fluxo de ar corresponde à diferença entre a potência do fluxo de
ar antes e após sua passagem pelo conversor:
Substituindo a Equação (8.19) na Equação (8.20), chega-se a:
ou
em que:
Pm = potência mecânica extraída pelo conversor eólico;
 = massa de ar por segundo (fluxo de massa).
Dessa equação segue que, em termos puramente formais, a potência atingirá seu valor máximo quando v2 for
igual a zero, isto é, quando o fluxo de ar é interrompido pelo conversor. Porém, esse resultado não faz sentido
fisicamente. Se o fluxo de ar atrás do conversor é nulo, então a velocidade do fluxo antes do conversor também deve
ser nula, implicando que não deveria haver fluxo de ar através do conversor. Como seria de se esperar, um resultado
físico consiste em certa razão entre V1 e V2 em que a extração de potência encontra o ponto máximo.
Isso requer outra equação que expresse a potência mecânica do conversor. Usando a Lei de Conservação do
Momento, a força que o ar exerce no conversor pode ser expressa por:
De acordo com o princípio “a ação é igual à reação”, essa força deve ter força igual agindo contra si e exercida
pelo conversor imerso no fluxo de ar. Essa força (empuxo) empurra a massa de ar em velocidade V presente no
plano do fluxo de ar na passagem pelo conversor. A potência requerida para tal é:
Portanto, a potência mecânica extraída do fluxo de ar pode ser derivada da energia ou diferença de potência
antes e após o conversor, por um lado, e, por outro, do empuxo e da velocidade do fluxo. Igualando as duas
Equações (8.22) e (8.24) para a potência, chega-se a uma nova expressão para a velocidade de fluxo V:
Sendo a velocidade do fluxo de ar através do conversor igual à média aritmética de V1 e V2, ou seja:
o fluxo de massa torna-se:
Substituindo a Equação (8.27) na Equação (8.22), a potência mecânica do conversor pode ser expressa por:
Rearranjando algebricamente a Equação (8.28):
Sendo
8.4.2
Cp é denominado “coeficiente de potência” ou eficiência do rotor. Traduz a relação entre a potência mecânica do
conversor e a potência contida no vento não perturbado. Esse coeficiente de potência depende da razão entre as
velocidades V1 e V2. Com V2/V1 = 1/3, o coeficiente de potência ideal torna-se:
Betz foi o primeiro físico a demonstrar esse valor e, portanto, frequentemente esse coeficiente é denominado
fator de Betz ou coeficiente de Betz. Como Cp máximo é atingido quando V2/V1 = 1/3, a velocidade V é igual a:
e a velocidade V2, atrás do conversor, pode ser calculada por:
A Figura 8.26 mostra uma curva do coeficiente de potência (eficiência máxima teórica) em função da velocidade
do vento.
Na prática, são conseguidas eficiências inferiores, pois as mesmas dependem do perfil aerodinâmico das pás,
número de pás, rotação da esteira atrás do rotor, entre outros parâmetros de projeto de rotor. A eficiência do rotor
não é constante, e é função da velocidade específica (l = razão entre a velocidade tangencial, na ponta da pá, e a
velocidade do vento incidente).
Figura 8.26 Curva ideal de Cp em função da velocidade do vento (Fadigas, 2011).
Aerodinâmica de uma turbina eólica
Para entender como as modernas turbinas operam, dois termos da aerodinâmica serão introduzidos, ou seja, arrasto e
sustentação.
Um objeto imerso em uma corrente de ar está sujeito a uma força provocada pelo impacto do fluxo de ar nesse
objeto (Fig. 8.27). Podemos considerar que essa força possui duas componentes que atuam em direção
perpendicular uma à outra, conhecidas como força de arrasto e força de sustentação. A magnitude dessas forças
depende da forma do objeto, sua orientação com relação ao fluxo de ar, e a velocidade deste fluxo de ar.
A força de arrasto é a força experimentada por um objeto imerso em um fluxo de ar, que se encontra alinhada
com a direção do fluxo de ar.
A força de sustentação é a força experimentada por um objeto imerso em um fluxo de ar, que está perpendicular
à direção formada pelo fluxo de ar.
Figura 8.27 Forças que atuam em um objeto imerso em fluxo de ar: S = sustentação; A = arrasto; R = força resultante(Fadigas,
2011).
O ângulo que o objeto faz com a direção do fluxo de ar, medido com relação a uma linha de referência no
objeto, é chamado de ângulo de ataque. A linha de referência de uma seção de aerofólio é usualmente chamada de
linha de corda. A Figura 8.28 mostra a seção transversal de uma pá. A linha que une as duas extremidades da pá
(borda de fuga e de ataque), comprimento da seção transversal da pá, é conhecida como linha de corda. A face ou
lado superior é conhecido como zona de pressão negativa, ou sucção, e a face inferior é conhecida como zona de
pressão positiva. Na figura, α representa o ângulo de ataque, formado entre a direção do vento resultante e a linha de
referência (linha de corda).
Figura 8.28 Seção transversal de uma pá.
As características de sustentação e arrasto das várias formas de aerofólios para uma faixa de ângulo de ataque
são determinadas a partir de medições realizadas em testes em túnel de vento.
A Figura 8.29 apresenta uma seção transversal de pá com os parâmetros de elemento de pá.
Figura 8.29 Corte transversal de uma pá mostrando os parâmetros de elemento de pá (Fadigas, 2011).
Quando uma turbina eólica está parada, o vento incidente resultante, experimentado pelo perfil, fica alinhado
com o vento não perturbado que incide em direção perpendicular ao plano de rotação. Porém, uma vez que as pás
comecem a girar, o vento incidente resultante (Vr) passa a ser a componente vetorial resultante do vento incidente,
perpendicular ao plano de rotação do rotor eólico (V1), e o vento resistente (Vt) ao movimento das pás, paralelo ao
plano de rotação. O vento resistente constitui uma resistência das massas de ar ao movimento da pá, e, portanto,
uma função da velocidade da mesma, bem como do perfil específico em relação ao raio da pá, sendo crescente no
sentido eixo do rotor (raiz da pá, onde a mesma está afixada) para a ponta da pá. A velocidade pode ser representada
graficamente por uma seta — sendo seu comprimento proporcional à velocidade — e a posição indica a direção.
O ângulo que o vetor velocidade relativa faz com a linha de corda é o ângulo de ataque α. O ângulo β é ângulo
formado entre o plano de rotação e a corda do perfil aerodinâmico da pá, denominado ângulo de passo da pá. α + β é
o ângulo que o vetor velocidade do vento resultante faz com o plano de rotação. O plano de rotação em operação
normal é mantido de forma perpendicular à direção do vento não perturbado.
Na ponta da pá, a velocidade tangencial, velocidade de vento resistente, cuja direção é perpendicular à direção
do vento não perturbado, é calculada pela seguinte expressão:
em que:
Vt = velocidade tangencial de ponta de pá, em m/s;
ω = velocidade angular da pá, em rd/s;
R = raio da pá, em m.
Para geração de eletricidade, as turbinas são projetadas com a finalidade de que a velocidade tangencial de ponta
de pá atinja valores de 5 a 10 vezes superiores à velocidade do vento não perturbado.
A razão entre a velocidade de ponta de pá e a velocidade do vento não perturbado é denominada velocidade
específica da turbina eólica, ou razão de velocidade de ponta de pá, calculada pela seguinte expressão:
O melhor desempenho para a seção de aerofólio ocorre quando o ângulo de ataque a é mantido constante, isto é,
a velocidade específica λ é mantida constante em seu valor ótimo, significando que a velocidade de rotação da
turbina poderia variar diretamente com a velocidade do vento incidente (não perturbado).
A Figura 8.30 mostra uma curva de Cp versus velocidade específica para vários tipos de turbinas eólicas. Em
determinado sítio eólico, a velocidade do vento pode variar de zero a valores elevados (rajadas de vento). Para certa
velocidade de vento, o coeficiente de potência Cp varia com a velocidade específica l, como mostrado na Figura
8.30. O máximo valor de Cp ocorre aproximadamente na mesma velocidade de vento que a turbina gera em seu
valor máximo de potência. Para capturar uma potência elevada nas altas velocidades de vento, o rotor deve girar em
velocidade mais alta, de forma que λ (velocidade específica), ou razão entre a velocidade de ponta de pá, e a
velocidade do vento (não perturbado) sejam mantidas constantes em seu valor ótimo.
Tomando como exemplo a curva de eficiência da turbina tipo hélice na Figura 8.30, observa-se que, para
determinada velocidade de vento, há um único valor de λ ou velocidade angular correspondente que fornece uma
eficiência máxima. Como a velocidade do vento varia de maneira instantânea, para manter a turbina trabalhando
com uma eficiência máxima que resulte em potência máxima, é necessária uma atuação do sistema de controle,
modificando-se a velocidade angular de tal modo que o valor de λ seja continuamente igual ao valor que fornece a
máxima potência. O λ para extração da máxima potência é de aproximadamente um para turbinas multipás, e de
baixa rotação, até valores próximos a seis, para turbinas modernas de três e duas pás.
Figura 8.30 Eficiência do rotor Cp versus razão entre Vt e V1 (l = velocidade específica) (Fadigas, 2011).
A potência mecânica (Pm) no eixo da turbina pode ser definida como potência rotacional a partir da equação:
sendo:
ℑ = torque, em Nm;
ω = velocidade angular do rotor, em rd/s.
A mesma potência pode ser gerada com um alto torque e baixa velocidade ou pequeno torque e alta velocidade.
As características torque-rpm do rotor devem combinar-se com as características de torque-rpm da carga.
A potência mecânica e a velocidade angular da turbina eólica podem ser controladas por intermédio de dois
mecanismos de controle:
•
•
8.4.3
controle pelo processo de estolamento das pás;
controle pelo ajuste do ângulo de passo das pás (b).
Em turbinas controladas por estol, as pás são projetadas com perfil aerodinâmico para que, acima da velocidade
nominal do vento, quando a turbina atinge sua potência nominal, as pás se tornem menos eficientes quando o ângulo
de ataque se aproxima do ângulo de estol, que é aquele em que as mesmas entram em processo de estolamento com
o fluxo, e de maneira repentina, deixando o lado de sucção (ângulo de ataque elevado). Na condição normal de
funcionamento, o vento tem um perfil laminar nas pás. Quando a velocidade do vento atinge o valor nominal, o
perfil do vento se descola das pás, apresentando um comportamento turbulento (efeito estol). O resultado é a perda
da força de sustentação, o aumento da força de arrasto e, portanto, diminuição do torque na região na qual a turbina
se encontra em processo de estolamento. A Figura 8.31 mostra o perfil do vento escoando sobre as pás. De forma a
evitar que o efeito do estolamento ocorra em todas as posições radiais das pás, o que reduziria significativamente a
potência produzida, as pás têm uma pequena torção longitudinal, de forma a suavizar o desenvolvimento desse
efeito.
As turbinas projetadas para controle de velocidade e potência produzida pelo ajuste do ângulo de passo contam
com um dispositivo mecânico de variação do ângulo de passo por meio do qual as pás são giradas
longitudinalmente, de forma que, reduzindo-se o ângulo de ataque através do aumento do ângulo de passo, reduz-se
a potência produzida pela turbina.
Figura 8.31 Perfil do vento escoando sobre as pás (Fadigas, 2011).
Energia elétrica gerada por uma turbina eólica
A estimativa do potencial para geração de energia através dos ventos consiste na determinação da produtividade
(energia e potência gerada) de certa turbina em determinado sítio, no qual estão disponíveis os dados de velocidade
de vento em uma das diversas formas — série de dados medidos ou representados por sua função de densidade de
probabilidade, conforme apresentado na Seção 8.3.2.
A potência contida no vento é P = ρ × A × V3, conforme já mostrado. Na prática, a potência elétrica Pe gerada
por uma turbina é indicada por sua curva de potência. A curva de potência de uma turbina eólica normalmente é
levantada através de testes de operação da turbina em campo, como descrito em IEC (2005). A Figura 8.32
apresenta, em um mesmográfico, curvas de potência típicas reais de turbinas eólicas, bem como a curva de potência
eólica e potência mecânica máxima utilizável.
•
•
•
Figura 8.32 Curvas de potência: eólica, máxima potência mecânica utilizável, curvas de potência reais (Fadigas, 2011).
A curva de potência real da turbina eólica ilustra três características da velocidade do vento:
Velocidade cut-in: velocidade do vento em que a turbina começa a gerar eletricidade.
Velocidade nominal: velocidade do vento a partir da qual a turbina gera energia em sua potência nominal.
Frequentemente, mas nem sempre, trata-se da máxima potência.
Velocidade cut-out: velocidade do vento mediante a qual a turbina é desligada para proteção das cargas e do
gerador elétrico e para manter integridade física da turbina dentro dos limites de segurança ou fora dos limites
de danos aos diversos componentes da turbina.
Para uma dada função de distribuição do regime de vento p(v), de uma curva de potência conhecida de uma
turbina eólica, a potência elétrica média gerada pode ser calculada pela seguinte expressão:
sendo:
Pe(V) = potência elétrica gerada (tirada da curva de potência) em função de V;
p(V) = função densidade de probabilidade de ocorrência de V.
É possível determinar a curva de potência da turbina com base na potência eólica, e calcular o coeficiente de
potência Cp com base na equação já demonstrada no início deste capítulo. A seguinte equação expressa essa relação:
em que η é a eficiência do conjunto rotor-gerador. Cp, como mencionado no início deste capítulo, é função da
velocidade específica da turbina eólica, . Portanto, assumindo um valor constante h e r, pode-se
obter outra expressão para cálculo da potência média gerada pela turbina eólica.
8.4.4
A partir dessa equação, é possível utilizar os métodos estatísticos para estimar, com um mínimo de informações,
a energia gerada por determinada turbina eólica instalada em determinado sítio. Apresenta-se a seguir a equação
para cálculo da estimativa da energia gerada de uma turbina, baseada no perfil de velocidade de vento segundo a
função de densidade de probabilidade de Weibull.
Tecnologia de turbinas eólicas
As máquinas eólicas modernas são conhecidas como turbinas eólicas, sistemas de conversão de energia eólica ou
aerogeradores, distinguindo-se das máquinas tradicionais.
As modernas turbinas eólicas são, em grande parte, equipamentos utilizados para gerar eletricidade. Variam
desde pequenas turbinas para produzir potências na ordem de dezenas ou centenas de kW, utilizadas principalmente
em áreas rurais, até turbinas consideradas de grande porte que produzem potências na ordem de alguns MW e que,
em geral, se interconectam à rede elétrica.
As turbinas eólicas que vêm sendo utilizadas para geração de energia elétrica, tanto em aplicações isoladas
quanto conectadas às redes elétricas, apresentam-se em duas configurações básicas conforme a orientação do eixo
com relação ao solo: turbinas de eixo horizontal e turbinas de eixo vertical.
As turbinas de eixo horizontal geralmente possuem duas ou três pás, embora haja também turbinas desse tipo
com maior número de pás. Turbinas eólicas com um grande número de pás em geral são utilizadas na conversão de
energia eólica em energia mecânica, com aplicação usual no bombeamento de água em sítios e fazendas, e são
conhecidas como cata-ventos ou turbinas multipás.
Figura 8.33 Turbinas eólicas de eixo horizontal: multipás, três, duas e uma pá (Fadigas, 2011).
As turbinas de eixo vertical possuem vantagens e desvantagens com relação às de eixo horizontal. Uma das
vantagens consiste na possibilidade de aproveitar os ventos vindos de qualquer direção, sem a necessidade de um
mecanismo que direcione o rotor com a mudança de direção do vento. A turbina de eixo vertical mais conhecida é a
turbina Darrieus, inventada em 1925 e mostrada na Figura 8.34. Esse modelo possui pás curvas (cada uma com uma
seção transversal de aerofólio simétrico), com uma ponta fixada na extremidade superior do eixo vertical e outra
ponta na extremidade inferior do mesmo eixo. A turbina eólica de eixo vertical modelo Darrieus é a mais avançada
da categoria.
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Figura 8.34 Turbina de eixo vertical, modelo Darrieus.
Os principais componentes ou subsistemas de uma turbina de eixo horizontal são mostrados na Figura 8.35, e
incluem:
rotor: pás e cubo (suporte) onde as mesmas são acopladas, mecanismo de controle de passo da pá;
sistema de transmissão mecânico: inclui as partes rotativas da turbina (excluindo-se o rotor), eixos (alta e baixa
rotação), caixa multiplicadora de velocidade, acoplamentos, freio mecânico e gerador elétrico;
nacele e sua base: componente onde estão alojados os vários componentes (excluindo-se o rotor), base da nacele
e sistema de orientação do rotor (Yaw);
controle da turbina;
suporte estrutural (torre).
A turbina eólica, em função de sua aplicação, necessita de componentes adicionais para fazer o
acondicionamento da potência gerada para atendimento direto das cargas ou conexão à rede elétrica. São cabos,
chaves, disjuntores, transformador e, quando usados, banco de capacitores, conversores de potência, filtros de
harmônicos.
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8.5
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Figura 8.35 Principais componentes ou subsistemas de uma turbina eólica de eixo horizontal (Fadigas, 2011).
Existem algumas opções de configuração relacionadas ao projeto de uma turbina eólica que são escolhidas de
acordo com a aplicação e os estudos técnicos e econômicos, que são:
número de pás do rotor;
orientação do rotor com relação à torre;
material de que são feitas as pás, método de construção, perfil do aerofólio;
projeto do cubo: rígido, flexível, em balanço;
controle do torque aerodinâmico: estol e controle de passo;
velocidade do rotor: fixa ou variável;
orientação do rotor com relação à direção do vento: livre ou mecanismo ativo (Yaw);
gerador elétrico: síncrono ou assíncrono (gaiola de esquilo ou rotor bobinado);
multiplicação de velocidade do rotor: com caixa de engrenagem (eixo paralelo ou planetário), sem caixa de
engrenagem (acoplamento direto do gerador elétrico ao eixo de baixa rotação).
A Figura 8.36 apresenta maiores detalhes de uma turbina eólica de eixo horizontal com destaque para os
componentes alojados dentro da nacele.
Energia eólica e suas aplicações
Pode-se classificar a aplicação das turbinas eólicas para:
Alimentação de cargas autônomas – cargas individuais isoladas.
Alimentação de minirredes elétricas isoladas.
Conexão em rede elétrica de transmissão/distribuição.
8.5.1
Figura 8.36 Detalhes da nacele de uma turbina eólica de eixo horizontal (Fadigas, 2011).
Figura 8.37 Sistema híbrido eólico-solar fotovoltaico-bateria (Fadigas, 2011).
Aplicações autônomas
Consistem na utilização de turbinas eólicas para alimentação de cargas em locais remotos nos quais a extensão da
rede elétrica convencional ainda é uma alternativa dispendiosa. Tendo em vista a produção intermitente desse tipo
de fonte geradora, em geral nessa aplicação a fonte eólica está associada a um banco de baterias ou a outro tipo de
8.5.2
8.5.3
fonte geradora (por exemplo, solar fotovoltaica, grupo gerador diesel). Um sistema composto por mais de uma fonte
de energia é denominado sistema híbrido.
Aplicações autônomas incluem: suprimento de casas, escolas, postos de saúde, estações repetidoras de sinal
(telecomunicações), unidades de bombeamento de água, unidade de dessalinização de água, fabricação de gelo,
cercas elétricas, entre outras. A Figura 8.37 apresenta um sistema híbrido eólico-solar fotovoltaico-baterias
alimentando tanto cargas CC quanto cargas CA.
Minirredes isoladas
Suprimento de energia em áreas remotas, ilhas e regiões distantes das áreas servidas pelas redes convencionais de
energia — em grande parte situadas em países em desenvolvimento, a exemplo de áreas isoladas da Região
Amazônica — a depender da demanda por energia e de quanto a população do povoado está espacialmente dispersa,
muitas vezes se torna mais econômico, em vez de atenderà demanda de forma individualizada, instalar uma
minirrede elétrica que possa ser alimentada por uma ou mais fontes de energia. Em suma, uma minirrede é uma rede
de potência e alcance pequenos formada por cargas e fontes, distribuída ao longo do seu alimentador (fio condutor).
A Figura 8.38 apresenta duas topologias ou arquiteturas de minirredes.
Rede elétrica de transmissão/distribuição
O termo parque, usina ou fazenda eólica denota a concentração de várias turbinas em um mesmo local, interligadas
eletricamente, injetando energia no mesmo ponto da rede elétrica. Sua distribuição espacial é feita com base em
estudos técnicos e econômicos que levam em conta aspectos, tais como: maximização da energia coletada,
eficiência, redução dos custos, redução de impactos ambientais (inclusive impacto visual), redução de ruído, entre
outros. Atualmente, as usinas são constituídas por turbinas eólicas de capacidade de potência acima de 1 MW,
formando uma central geradora de diversas capacidades de potência, na maioria acima de 30 MW. A Figura 8.39
mostra um parque eólico instalado no Brasil.
Figura 8.38 Arquitetura de minirrede: (a) Sistema CC centralizado e (b) Sistema CA distribuído (Fadigas, 2011).
Figura 8.39 Parque eólico de Osório (RS), com capacidade de 150 MW (Fadigas, 2011).
Nos anos recentes, a utilização de fazendas eólicas offshore, ou seja, instaladas no mar, começaram a fazer parte
da paisagem de países europeus que ficam no Mar do Norte.
Umas das razões mencionadas para o fato de as turbinas estarem migrando para o mar reside na
indisponibilidade de terras, em alguns países, para desenvolvimento de plantas de grande porte. A exploração da
energia eólica com instalações em terra ainda permanecerá dominante por muitos anos, pois existem vários países
(inclusive na Europa) com grande potencial a ser explorado.
Outro argumento para a instalação de fazendas no mar está no excelente potencial eólico (ventos com
velocidades mais altas). Esse argumento é correto e importante, mas não é o motivo decisivo. Um terceiro
argumento para a instalação de plantas no mar vem aumentando de significância nas discussões públicas e aparenta
tornar-se de fato o impulso ao desenvolvimento. O uso de turbinas eólicas no mar possibilita a construção de
parques com potências superiores a 1000 MW, atingindo, portanto, capacidades semelhantes às das plantas
convencionais de energia. As turbinas desenvolvidas e adequadas para instalação no mar atingem potências unitárias
bem superiores às usadas em terra. Essa perspectiva tem atraído investidores para esse mercado. A Figura 8.40
apresenta um parque eólico offshore.
8.6
Figura 8.40 Parque eólico offshore.
Energia eólica e aspectos econômicos
O grande desafio ainda perseguido para os próximos anos é reduzir cada vez mais os custos das turbinas, assim
como o custo de instalação das mesmas. A despeito do desenvolvimento tecnológico atingido até o momento,
existem, todavia, oportunidades para soluções com custos mais efetivos: materiais mais leves, estruturas mais
simples etc. Além disso, o custo pode ser consideravelmente reduzido com a produção de grandes quantidades de
turbinas para atender o mercado em expansão.
Em particular, no Brasil, que tem sua indústria eólica majoritariamente formada por empresas montadoras
internacionais, os custos, não obstante a competição entre as empresas, ainda podem ser considerados altos pelo fato
de haver grande dependência de materiais importados. Adicionalmente, em função da exigência do BNDES de que
o índice de nacionalização de algumas partes da turbina seja de 50 % ou mais, o parque industrial do Brasil ainda
carece de adaptações em sua infraestrutura para atender às solicitações do mercado com qualidade, quantidade e
preço. A despeito dos custos, o preço de venda da energia eólica produzida pelos parques que têm participado dos
leilões vem caindo desde o primeiro leilão ocorrido no ano de 2009, atingindo um patamar de 100 R$/MWh em
2011, considerado um dos menores do mercado internacional. Incentivos dados pelo Governo, como isenção de PIS,
Cofins, ICMS, desconto da Tusd e Tust, melhores fatores de capacidade das plantas e menores custos dos
equipamentos são fatores que contribuíram para a redução dos custos. A Figura 8.41 apresenta os preços médios da
fonte eólica nos leilões ocorridos a partir do ano de 2009.
8.6.1
•
•
•
Figura 8.41 Preço médio da fonte eólica nos leilões de energia (baseado em ABEEólica, 2014).
Diversos são os indicadores de mérito utilizados para avaliar a atratividade econômica de um projeto. A Seção
8.6.2 apresenta alguns desses indicadores.
Estrutura de custos de uma central eólica
A Figura 8.42 apresenta uma forma de estruturar os custos de projeto eólico.
Figura 8.42 Estrutura de custos de uma central eólica.
O custo de implantação (R$/kW) leva em conta somente as despesas com implantação da usina. Inclui todos os
dispêndios com planejamento, compra de equipamentos e instalação de uma usina eólica. De forma geral, inclui:
custos de aquisição de área (quando for o caso);
custos de levantamentos topográficos, cálculo e análise do potencial eólico;
custo das turbinas entregues e instaladas na área escolhida;
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custo da conexão com o sistema elétrico (subestação e linhas);
custo das edificações de apoio a operação e manutenção;
custo do estoque de peças de reposição;
custo de licenciamentos, de seguros e financeiros;
custo de consultorias, viagens, mão de obra, projetos, obras civis, comissionamento.
O custo de implantação é utilizado na fase inicial para selecionar áreas candidatas quando se dispõe de poucos
dados para a tomada de decisão. Esse custo dependerá:
da escala do projeto;
das dificuldades impostas pelo terreno local e acesso;
da disponibilidade e capacidade da rede elétrica;
da sofisticação dos equipamentos.
O custo de implantação pode ser mais bem detalhado em:
a) Custos incorridos no estudo de viabilidade:
Investigação de locais
Avaliação de potencial eólico
Avaliação ambiental
Projetos preliminares
Detalhamento dos custos
Relatórios
Projeto gerencial
Viagem
Outros
b) Custos incorridos em negociações e parcerias:
Power Purchase Agreement
Permissões e aprovações
Direito ao uso da terra
Projeto de financiamento
Suporte legal e contábil
Viagem
Outros
c) Levantamentos dos custos e projetos de engenharia:
Estudo de micrositing
Projeto mecânico
Projeto elétrico
Projeto de obras civis
Orçamento e contratos
Supervisão de construção
Outros
d) Custos dos equipamentos:
Turbinas eólicas (nacele, torre)
Reservas de custo
Transporte
Outros
e) Instalação e infraestrutura:
Fundações
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8.6.2
Instalação
Construção de vias de acesso
Construção de linhas de transmissão
f) Despesas diversas
Treinamento
Viagens e acomodações
Outros
A Tabela 8.3 apresenta a participação percentual dos diversos custos no custo total de implantação de uma usina
eólica. Observa-se que, independentemente do tamanho da usina, a maior parcela de custos corresponde à dos
equipamentos (turbina/torre).
Tabela 8.3 Participação percentual das diversas parcelas de custos de uma central eólica (baseado em CTEE,
2010)
Categoria de custos iniciais de projeto
Fazenda eólica de médio/grande
porte
(%)
Fazenda eólica de pequeno porte
(%)
Estudo de viabilidade Menos de 2 1 – 7
Negociações de desenvolvimento 1 – 8 4 – 10
Projeto de engenharia 1 – 8 1 – 5
Custo de equipamentos 67 – 80 47 – 71
Instalações e infraestrutura 17 – 26 13 – 22
Diversos 1 – 4 2 – 15
Indicadores de mérito para avaliação econômica
a) Custo específico de implantação (R$/kWh·ano)
Leva em conta, além do custo de instalação, as características do recurso eólico e a curva de potência da turbina
escolhida. O recurso eólico é descrito pela distribuição da velocidade do vento, ou seja, o número de horas em que o
vento permanece dentro de certos intervalos de velocidade ao longo do ano. A curva de potência da turbina indica
quanto de potênciaelétrica é entregue pela mesma para cada valor de velocidade do vento. Pela sobreposição dessas
duas informações, é possível calcular quanta energia elétrica será gerada por ano. A Figura 8.43 ilustra a
metodologia de cálculo da energia gerada por uma turbina eólica com o perfil de vento representado pela função
densidade de probabilidade de Weibull.
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Figura 8.43 Representação gráfica do cálculo da energia gerada (baseado em Fadigas, 2011).
A energia gerada pela usina eólica é a soma da energia gerada por cada turbina menos as diversas perdas que
ocorrem na usina, que são:
tempo parado para manutenção (indisponibilidade da usina, linha e subestação);
perdas no sistema elétrico (sistemas auxiliares, linhas de distribuição que conectam as turbinas e conexão com a
rede).
Todos esses fatores de perda, englobados ao fator bruto de capacidade da usina (FC) resultam na energia líquida
produzida pela usina. O FC (bruto) é a razão entre a potência média da usina e a potência máxima.
Desse modo, a produção anual de energia de uma usina é estimada pela seguinte equação:
em que:
PAE = produção anual de energia da usina, em MWh;
PINST = potência instalada, em MW;
FC = fator de capacidade bruto;
(1 – perdas) = eficiência da usina;
FD = fator de disponibilidade, ou fração do tempo em que uma turbina está disponível para gerar eletricidade.
b) Custo anual de geração de energia (R$/MWh)
Inclui todos os custos previstos para toda a vida útil da usina eólica (20 ou 30 anos), tais como: custo de
implantação; retorno financeiro do capital; custos anuais de operação e manutenção; e custos de revisões gerais.
Usa-se um método simplificado de análise de fluxo de caixa no qual os custos previstos são colocados ao longo
do tempo e depois distribuídos ou anualizados pelos 20 ou 30 anos da vida útil da usina. Esse método auxilia no
desenvolvimento do Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica da usina. O custo anual de geração pode ser
calculado pela seguinte equação:
em que:
CI = custo de implantação, em R$;
VPR = valor presente das revisões gerais que se repetem em intervalos de alguns anos;
FRC = fator de recuperação do capital;
CO&M = custo anual de operação e manutenção, em R$;
FC = fator de capacidade líquido (adimensional);
PINST = potência instalada, em MW.
O valor presente das revisões gerais, que ocorrem ao longo da vida útil da usina, pode ser calculado pela
Equação (8.43) e é ilustrado na Figura 8.44:
Figura 8.44 Diagrama ilustrando o cálculo do valor presente das revisões gerais.
O valor presente das parcelas iguais (custos A) incorridos ao longo da vida econômica útil da usina pode ser
calculado pela Equação (8.44) e é ilustrado na Figura (8.45).
Figura 8.45 Diagrama ilustrando o cálculo do VP das parcelas iguais.
c) Fator de recuperação de capital (FRC)
Definido como a razão entre A e VP. Usado para determinar o valor de cada pagamento futuro necessário para
acumular o valor presente quando o número de pagamentos e a taxa de desconto é conhecida. O inverso do FRC é
definido como fator do valor presente da série uniforme de valores iguais.
sendo que N equivale à vida útil econômica da usina. É prática comum igualar a vida útil do projeto à vida útil
econômica da planta. Na Europa, em geral, se utiliza o valor de 20 anos de vida útil. Recentes aperfeiçoamentos
feitos em projetos de turbinas eólicas (EUA) e boas práticas anuais de manutenção têm levado os investidores a
utilizarem o valor de 30 anos de vida útil.
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i = taxa de desconto.
Exemplo: CI × FRC – Custo de implantação transformada em N valores anuais iguais.
Exemplo: VPR × FRC das revisões gerais transformado em N valores anuais iguais.
d) Custos operacionais
São despesas que ocorrem ao longo da vida útil da usina, necessárias para honrar compromissos comerciais da
empresa, bem como o pleno funcionamento dos equipamentos. Os custos operacionais incluem:
manutenção preventiva e corretiva nos equipamentos;
manutenção nas linhas de transmissão;
custos do uso da terra (quando houver);
custos gerais e administrativos;
seguros: ruptura mecânica, interrupção de operação;
taxas contábeis e legais envolvidas no comércio de energia;
encargos, por exemplo, taxa de uso do sistema de transmissão/distribuição;
encargos setoriais.
No que se refere aos custos de manutenção e operação, podemos dividir a manutenção em:
manutenção preventiva;
manutenção corretiva;
revisões gerais.
As visitas de manutenção preventiva são programadas para serem realizadas uma vez ao ano por turbina eólica.
Se o vento na região tem um comportamento sazonal e diurno bem definido, então a manutenção preventiva pode
ser planejada para o período do ano e horas do dia em que o vento é mais fraco, minimizando as perdas na produção
de energia.
As modernas turbinas eólicas apresentam um pequeno número de falhas por ano. Para um parque eólico de
pequeno porte, tipicamente estes defeitos são diagnosticados e resolvidos por uma equipe bem treinada de
manutenção de duas pessoas, em poucas horas de trabalho.
Dependendo do projeto da turbina e das condições de operação, revisões gerais ocorrem em ciclos de
periodicidade maior (um a cinco anos).
As condições de O&M são dependentes da forma pela qual o contrato entre o proprietário da usina e o
fornecedor das máquinas é efetivado.
É então possível agrupar em três categorias os custos de manutenção:
custos de visitas de manutenção corretiva para sanar defeitos das turbinas eólicas que não podem ser pré-
programados, mas que são estatisticamente previsíveis;
custos de manutenção preventiva, previamente agendadas, nas turbinas eólicas e no sistema de
transmissão/distribuição;
custos das revisões gerais e trocas programadas de subsistemas.
As primeiras duas componentes de custos ocorrem durante o curso de um ano e são incluídas na componente de
O&M. A terceira ocorre em intervalos de cinco a 15 anos, envolvendo uma previsão orçamentária ao longo dos anos
intermediários.
e) Valor presente líquido (VPL)
É usado, em geral, como medida do valor econômico ao se compararem diferentes opções de investimento em uma
análise do custo de ciclo de vida.
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8.7
em que:
Io = Investimentos totais na usina;
FCx = fluxo de caixa do empreendimento: conjunto de entradas, ou seja, recebimentos, valores positivos e saídas,
como pagamentos, valores negativos de dinheiro (caixa; $) ao longo do tempo;
I = taxa de desconto, que pode representar:
taxa de remuneração;
taxa de juros associada ao do risco do projeto;
custo de capital;
custo de oportunidade do capital.
Na avaliação econômica de vários sistemas mediante esse critério, a escolha deve ser feita pelos sistemas que
apresentem o maior valor de VPL.
f) Taxa interna de retorno (TIR)
É definida como valor da taxa de desconto cujo VPL se iguale a zero:
em que:
B = benefícios anuais (venda da energia, créditos de carbono, incentivos financeiros etc.);
C = despesas anuais (CO&M, Tusd, Tust etc.);
B – C = FCx (fluxo de caixa).
A TIR é frequentemente utilizada por concessionárias ou investidores na avaliação de investimentos, e consiste
em medida da lucratividade. Quanto maior a TIR, melhor a performance econômica do sistema eólico.
Aspectos ambientais da energia eólica
O aproveitamento da energia cinética dos ventos como fonte de geração de eletricidade é um dos mais interessantes
e promissores em nível mundial.
Embora seja uma fonte de energia renovável, de maneira não diversa das demais fontes, a energia eólica também
apresenta impactos ambientais negativos. Contudo, é entendida como alternativa limpa tendo em vista que, de forma
direta, não causa impactos nocivos ao meio ambiente, tais como emissões de poluentes na atmosfera.
Ao se considerar toda a fase de implantação, verificamos que, indiretamente, a energia eólica usada na produção
de eletricidade causa impactos negativos indiretos, oriundos das fases de preparação do sítio eólico e instalação das
turbinas.
Não é fácil medir e valorar os benefícios ambientais de uma central geradora deenergia. Em geral, os benefícios
ambientais da energia eólica são calculados em função das emissões que se deixa de produzir quando essa substitui
as outras fontes de energia poluidoras, a exemplo das centrais termoelétricas que usam combustíveis fósseis.
A implantação de parques eólicos pressupõe que todos os projetos sejam precedidos de estudos ambientais,
cujas características, em profundidade e abrangência, devem depender das especificidades de cada projeto e dos
efeitos resultantes de sua localização.
A realização de estudos de impacto ambiental decorre da aplicação da legislação ambiental vigente. Na fase do
estudo de viabilidade se obtém as primeiras informações do local, e estudos são feitos para se verificar a melhor
forma de mitigar os impactos. A obtenção de licenças ambientais é um dos requisitos fundamentais para que os
projetos sejam aprovados. São três as licenças ambientais necessárias: licença prévia, licença de instalação e licença
de operação.
Os impactos positivos e negativos da energia eólica ocorrem na fase de construção e operação dos parques. Os
principais impactos ambientais (IA, 2002) que ocorrem na fase de instalação e operação nesse tipo de
empreendimento podem ser divididos em:
8.7.1
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•
•
•
8.7.2
•
•
•
•
8.7.3
8.7.4
Paisagem
Fase de construção:
alteração da forma da paisagem;
desordem visual resultante da execução de obras de construção civil, fundação de torres dos aerogeradores,
edifício de comando e subestações;
destruição da cobertura vegetal;
presença, movimentação e circulação de máquinas pesadas;
emissão de poeiras associadas à execução de obras.
Fase de operação:
A presença de aerogeradores, subestações, edifício de comando e estradas pode causar impacto sobre a estrutura
biofísica da paisagem. Do ponto de vista paisagístico, os aerogeradores são elementos de apreciação subjetiva,
sendo a magnitude de seus impactos dependente da maior ou menor visibilidade do parque eólico, da frequência e
número de observadores a partir dos locais adjacentes (aglomerados populacionais e vias de acesso).
Ecologia: fauna e �ora
Fase de construção:
Flora: destruição da cobertura vegetal por conta da necessária movimentação de terras e dos desmatamentos
associados às intervenções indicadas.
Fauna: perturbação dos locais de repouso, alimentação e reprodução de todas as espécies, esmagamentos ou
ferimento de vários animais, como répteis, anfíbios e pequenos mamíferos.
Fase de operação:
Flora: facilitação da circulação de veículos e pessoas na zona do parque eólico, que geralmente corresponde a
locais poucos frequentados (cumes de serras), podendo ocorrer pisoteio até mesmo de espécies protegidas.
Fauna: facilitação da circulação de veículos e pessoas na zona do parque eólico, que geralmente corresponde a
locais pouco frequentados (cumes de serras), podendo afetar as populações existentes; possibilidade de colisão
de aves contra aerogeradores e redes elétricas; perturbações causadas às aves que utilizam a zona para
alimentação, repouso e reprodução.
Ruído
Fase de construção:
Aumento dos níveis de ruído contínuo e pontual devido à utilização de maquinários pesados e tráfego de veículos
para transporte de pessoas, materiais e equipamentos; utilização eventual de explosivos para abertura de cavidades
para a fundação das torres, subestações, edifícios de comando e caminhos.
Fase de operação:
Ruído gerado pelas turbinas eólicas, ou seja, ruído aerodinâmico e ruído mecânico.
Solo
Fase de construção:
Ocupação e utilização definitiva de zonas de implantação das obras, como: fundações das torres, subestações,
edifício de comando, caminhos, valas para cabos elétricos; restrição aos usos preexistentes; rejeição de diversos
tipos de resíduos; movimentação de terras e terraplanagem; exposição do solo a fenômenos erosivos; ocorrência de
derrames de óleos e combustíveis resultantes da utilização de máquinas e veículos.
Fase de operação:
Eventuais despejos de óleos e produtos afins nas operações de manutenção e reparo; rejeição eventual de produtos
sólidos; restrição aos potenciais usos da terra.
8.7.5
8.7.6
8.7.7
8.7.8
Recursos hídricos
Fase de construção:
Impactos nas redes de água/córregos, por conta de efluentes de estaleiro; eventuais derramamentos de óleos,
combustíveis e produtos semelhantes; águas residuais resultantes da lavagem das betoneiras; sedimentos arrastados
pelas chuvas.
Fase de operação:
Eventuais despejos de óleos e produtos afins nas operações de manutenção e reparo.
Qualidade do ar
Fase de construção:
Deve-se à utilização de maquinário pesado e aumento do tráfego de veículos pesados que contribuem para a emissão
de gases, como: CO, CO2, NOx, partículas sólidas, entre outras.
Fase de operação:
Não há impactos negativos decorrentes da exploração de um parque eólico sobre a qualidade do ar.
Socioeconômico
Fase de construção:
Receitas locais resultantes dos contratos de arrendamento dos terrenos; utilização de mão de obra local para as obras
de construção civil (pavimentação e abertura de estradas, construção de subestações, edifício de comando e
fundação da torre); a montagem das torres, dos aerogeradores e das redes elétricas requer mão de obra especializada,
que, em geral, corresponde a pessoas de fora da região; incentivo ao desenvolvimento do comércio de localidades
vizinhas e de atividades hoteleiras pela presença de trabalhadores na obra.
Fase de operação:
Receitas locais resultantes dos contratos de arrendamento dos terrenos; criação de postos de trabalho para operação
e manutenção dos parques eólicos; produção de energia elétrica a partir de uma fonte de energia renovável, sem
emissão de poluentes atmosféricos, beneficiando na qualidade de vida da população em geral.
Patrimônio arqueológico, arquitetônico, etnológico
Fase de construção:
Eventuais danos aos elementos patrimoniais existentes na zona de implantação do parque eólico.
Fase de operação:
Divulgação do patrimônio existente, que deverá ser documentado, sinalizado e conservado; eventuais danos aos
elementos patrimoniais na zona de implantação do parque eólico.
Bibliogra�a
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Energia Eólica. Aula do Professor Selênio Rocha Santos. Sistemas Elétricos de Aerogeradores. São Paulo, 2010.
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Doutorado da Universidade Federal do Rio de Janeiro, 2007,