1. A radiação solar é a maior responsável pelo movimento do ar. A radiação proporciona um aquecimento desigual da superfície da Terra, que gera continuamente diferenças de pressão zonais. As diferentes pressões zonais originam o movimento de ar, ou vento, que ocorre de zonas de alta pressão para zonas de baixa pressão, sendo o seu movimento predominantemente horizontal.[1][2] A velocidade do vento é portanto a velocidade adquirida por uma massa de ar que se movimenta horizontalmente através da atmosfera e é normalmente medida com um anemómetro.[2] O vento é controlado por uma combinação de três forças, nomeadamente a força do gradiente de pressão, a força Coriolis e a fricção. A força do gradiente de pressão é a diferença de pressão entre a zona de alta e de baixa pressão, o que significa que o vento será mais forte, quanto maior for o gradiente de pressão. Quando o ar entra em movimento, devido ao movimento rotacional da terra, o movimento de ar é deformado, através da força Coriolis, que é descrita como a força que causa uma alteração na direção de objetos no hemisfério norte e sul, para a direita e esquerda respectivamente. Por último, a fricção reduz o movimento do ar, que consequentemente reduz a força Coriolis, que é proporcional à velocidade do vento.[1]

2.     Um aerogerador é uma máquina que converte a energia cinética contida no vento, em energia elétrica.[3]

2.1.   A energia cinética contida numa parcela de massa de ar, que circula a uma certa velocidade na direção 𝑥 é dada em (1).[3][4][13]

𝑈 =12×𝑚×𝑢! =

12×(𝜌×𝐴×𝑥)×𝑢! =

12×(𝜌×(𝜋×𝑟!)×𝑥)×𝑢! (1)

Onde:

• 𝑈, é a energia cinética contida numa parcela de ar (𝐽); • 𝑚, é a massa de ar (𝑘𝑔); • 𝜌, é a massa volúmica do ar (𝑘𝑔/𝑚!); • 𝐴, é a área de passagem do vento (𝑚!); • 𝑟, é o raio do rotor do aerogerador; • 𝑥, é a espessura da parcela de ar (𝑚).

A potência disponível no vento que é possível extrair através de uma turbina eólica é dada pela derivada da energia cinética em relação ao tempo. A expressão que permite o seu cálculo é dada em (2).[3][4][13]

𝑃! =𝑑𝑈𝑑𝑡

=12×𝜌×𝜋×𝑟!×𝑢!×

𝑑𝑥𝑑𝑡

=12×𝜌×𝜋×𝑟!×𝑢! (2)

Onde:

• 𝑃!, é a potência disponível no vento, possível de extrair através de um aerogerador (𝑊).

Conclui-se portanto, que é à velocidade do vento que se deve grande parte do valor de potência de saída do aerogerador. Por esta razão, a velocidade do vento é o parâmetro mais relevante no estudo zonal de potencial eólico.

2.2.   Os aerogeradores extraem a energia do vento retirando intensidade à sua velocidade. Na prática a potência disponível no vento nunca é inteiramente extraída pelo aerogerador, pois há que evacuar o ar turbinado. A fração de potência que é tipicamente extraída do vento através de um aerogerador é dada em (3).

𝑃! = 𝐶!×𝑃! = 𝐶!×12×𝜌×𝜋×𝑟!×𝑢! (3)

Onde:

• 𝑃!, é a fração de potência tipicamente extraída do vento através de um aerogerador (𝑊);

• 𝐶!, é o coeficiente de desempenho da turbina eólica (%).[3]

  2.2.1.   O coeficiente de desempenho é uma medida que expressa o quão eficiente um aerogerador pode ser, na extração de potência disponível no vento. É obtido através da divisão da potência tipicamente extraída do vento, pela potência disponível no vento, sendo a sua expressão matemática dada em (4).[3][4]

𝐶! =𝑃!𝑃!

(4)

É de notar que o coeficiente de desempenho não é uma constante. Este coeficiente varia com a velocidade do vento, com a velocidade de rotação da turbina, e com os ângulos de ataque e de pitch das pás do aerogerador.[3]

  2.2.2.   Albert Betz foi um físico alemão que descobriu nenhum aerogerador conseguia converter em energia elétrica, mais do que 59,3% da energia cinética contida no vento. Este limite é conhecido como o limite de Betz e é conhecido como sendo o máximo limite teórico do coeficiente de desempenho de um aerogerador.[5] Introduzindo este conceito na expressão (3), pode-se concluir que a potência máxima extraída do vento através de um aerogerador é então limitada pelo coeficiente de desempenho de um aerogerador, e pelo coeficiente de eficiência de conversão de energia eólica. A expressão obtida é dada em (5).

𝑃! = 𝐶!×𝐶!!×𝑃! = 𝐶!×𝐶!!×12×𝜌×𝜋×𝑟!×𝑢! (5)

Onde:

• 𝐶!! , é o coeficiente de eficiência de conversão de energia eólica (%).[4][5]    

2.3.   Para a operação de um aerogerador é necessário que a velocidade do vento se encontre dentro de uma gama de valores, situados entre as velocidades mínima e máxima de funcionamento do aerogerador. O arranque do aerogerador ocorre quando a velocidade do vento se encontra à velocidade mínima, cut-in, sendo que a produção será mais elevada, quanto maior for a velocidade do vento. A partir do momento em que a velocidade do vento atinge a velocidade nominal do aerogerador, este encontra-se a produzir energia à sua potência nominal, produção esta que se manterá constante independentemente das velocidades do vento que se situem entre a velocidade nominal e a velocidade máxima, cut-off. A regulação da potência de saída do aerogerador tem como objetivo um maior controlo e segurança do sistema. Se as velocidades do vento atingirem valores superiores a velocidade máxima suportada pelo aerogerador, este é desligado de modo a proteger o sistema de acionamento e o rotor, de danos causados por carga excessiva.[4][6] Na Figura 1 encontra-se representada uma curva característica de potência generalizada para aerogeradores com controlo de potência.[6]

Figura 1 – Curva de potência típica de um aerogerador com controlo de potência (adaptado da fonte)

Onde:

• 𝑉!, é a velocidade mínima, cut-in, de operação do aerogerador (𝑚/𝑠); • 𝑉!, é a velocidade nominal de operação do aerogerador (𝑚/𝑠); • 𝑉!, é a velocidade máxima, cut-off, de operação do aerogerador (𝑚/𝑠); • 𝑃!, é a potência nominal do aerogerador (𝑊).

Constata-se portanto que aquando do seu funcionamento, um aerogerador tem duas regiões de desempenho, sendo a região 1 definida por 𝑉! e 𝑉!, e a região 2 definida por 𝑉! e 𝑉!. A relação da velocidade do vento com a potência obtida através do aerogerador na região 1 é dada por (6).[6]

𝑃! = 𝑎×𝑉! + 𝑏 (6)

Onde: • 𝑎 e 𝑏, são constantes; • 𝑛, representa a proporcionalidade entre velocidade e potência.

Sabendo que quando a velocidade é 𝑉! não existe produção potência, e quando a velocidade é 𝑉! o aerogerador opera à sua potência nominal, 𝑃!, através de (6) obtém-se o sistema matemático dado em (7).

0 = 𝑎×𝑉!! + 𝑏𝑃! = 𝑎×𝑉!! + 𝑏

(7)

Resolvendo (7) em ordem às constantes 𝑎 e 𝑏 chegamos à expressão (8), que permite calcular a potência extraída pelo aerogerador na região 1.[4][6]

𝑃! = 𝑃!×𝑉! − 𝑉!!

𝑉!! − 𝑉!! (8)

Na região 2 a potência produzida é regulada através do ângulo de ataque ou de pitch das pás do aerogerador, mantendo-se constante e limitada à potência nominal, 𝑃!. Na Tabela 1 é possível verificar um resumo dos vários valores de potência produzida por um aerogerador, a diferentes velocidades do vento.[4][6]

Tabela 1 – Potência produzida por um aerogerador para diferentes velocidades do vento

Potência produzida, 𝑷𝒎  (𝐖) Velocidade do vento, 𝒖  (𝐦/𝐬)

0 0 < 𝑢 < 𝑉!

𝑃!×𝑉! − 𝑉!!

𝑉!! − 𝑉!! 𝑉! < 𝑢 < 𝑉!

𝑃! 𝑉! < 𝑢 < 𝑉!

0 𝑉! < 𝑢

2.4.   A distribuição de Weibull é uma idealização matemática da distribuição da velocidade do vento ao longo do tempo, que pode ser utilizada na obtenção da probabilidade de ocorrência de uma certa velocidade do vento. A distribuição de Weibull é dada matematicamente por (9).[6][13][15]

𝑝(!) =𝑘𝑐×

𝑢𝑐

!!!×𝑒!

!!

!

(9)

Onde:

• 𝑝(!), é a probabilidade de ocorrência de uma certa velocidade do vento 𝑢; • 𝑘, é o fator adimensional de forma; • 𝑐, é o fator de escala (𝑚/𝑠).

A distribuição de Weibull é fortemente influenciada pelos fator de forma e de escala. O fator de escala está relacionado com o regime da velocidade do vento no local do estudo, e o fator de forma caracteriza a forma da curva da distribuição. Estes fatores podem ainda ser

utilizados para obter a probabilidade da velocidade do vento exceder uma certa velocidade, sendo a sua expressão matemática dada por (10).[6][13][15]

𝑃(!) = 𝑒!!!

!

(10)

Para 𝑘 = 2 as expressões (9) e (10) são denominadas por distribuição de Raleigh. A distribuição de Raleigh é um caso especial da distribuição de Weibull desenvolvida para estimação do potencial eólico em zonas de clima temperado, sendo que as características do vento são essencialmente influenciadas pela sua localização.[15] Fazendo referência à Figura 1 anteriormente apresentada, a energia desenvolvida pelo sistema nas regiões de desempenho 1 e 2, é dada por (11) e (12) respectivamente.

𝐸!" = 𝑇× 𝑃!×𝑝(!)×𝑑𝑢!!

!! (11)

𝐸!" = 𝑇×𝑃!× 𝑝(!)×𝑑𝑢!!

!!

(12)

A energia total produzida pelo aerogerador corresponde à soma da energia obtida através de (11) e (12). [15]

2.5.   O fator de carga é um índice importante de medição de desempenho de um parque eólico. Corresponde à razão entre a energia total produzida pelo parque eólico, pela energia que poderia ter sido produzida por ele, se os aerogeradores estivessem a operar à sua potência nominal ao longo do período de tempo de funcionamento. O fator de carga é dado em (13).

𝐶! =𝐸!𝑇×𝑃!

(13)

Onde:

• 𝐸!, é a energia total produzida pelo parque eólico; • 𝑇, representa o período de tempo de funcionamento do parque eólico; • 𝑃!, é a potência nominal do parque eólico.

Normalmente o fator de carga é expresso anualmente, ou seja, em 8760  ℎ. Expressa o quão eficiente pode ser um aerogerador ou um parque eólico, no aproveitamento da energia contida no vento, sendo portanto uma função dos aerogeradores e das características do regime de vento.[6]

2.6.   Quando a velocidade do vento atinge a velocidade nominal de um aerogerador, é alcançado o ponto máximo de eficiência, sendo que o coeficiente de desempenho do aerogerador apresenta o seu valor mais elevado.[6][8] No entanto, a partir deste momento, quanto maior for a velocidade do vento em relação à velocidade nominal, menor será o coeficiente de desempenho, de modo a que a potência se mantenha constante à potência nominal. Os métodos mais comuns de controlo de potência são o controlo de pitch, o controlo de stall, controlo ativo e o controlo yaw.[6][13]

  2.6.1.   Num aerogerador com controlo de pitch a potência produzida é monitorizada constantemente, chegando a ser verificada várias vezes por segundo. De acordo com as variações observadas na potência produzida, o mecanismo de controlo de pitch é ativado para ajustar o pitch das pás do aerogerador, rodando as pás no seu eixo longitudinal. Quando o aerogerador se encontra em funcionamento e a produzir uma potência com valor inferior ao valor nominal, o pitch é alterado de modo a que a potência produzida seja maximizada. A partir do momento em que o aerogerador se encontra à sua velocidade nominal, à potência nominal, o pitch é alterado de modo a manter a potência constante. De modo a evitar uma brusca desaceleração ou aceleração do rotor, o sistema de controlo de pitch deve responder com prontidão às variações da velocidade do vento.[6]

  2.6.2.   Por outro lado, existem pás de aerogeradores onde são introduzidos componentes móveis que permitem o ajuste do ângulo, sem que seja necessário controlo de pitch. O controlo de stall tem como objetivo o ajuste do ângulo de ataque das pás do aerogerador através da alteração da sua aerodinâmica, isto é, ajustando os componentes móveis de modo a controlar a potência produzida. Neste tipo de aerogeradores, o perfil das pás é concebido de forma a que quando o vento exceda o seu valor nominal, o ângulo de ataque das pás aumente. Com este aumento, o fluxo de ar deixa de ficar contido na pá, para começar a girar irregularmente, causando turbulência. Tal facto causa uma diminuição na força de sustentação originando o efeito stall.[6]

  2.6.3.   Atualmente são exploradas as vantagens de ter controlo de pitch e de stall integrados em simultâneo num aerogerador. Este regulador de potência é chamado de controlo ativo. Neste tipo de controlo, o pitch é alterado de modo a obter o máximo de desempenho em velocidades do vento baixas. No entanto, no momento em que a velocidade do vento tem um valor superior à velocidade nominal do aerogerador, o ângulo de ataque é alterado de modo a provocar o efeito stall, mantendo assim a potência constante à potência nominal.[6]

  2.6.4.   O controlo yaw consiste em colocar o eixo de rotação do rotor do aerogerador num ângulo tal, que se encontre deslocado da direção da velocidade do vento, sendo que quando a velocidade máxima, cut-off, é atingida, a posição do eixo poderá ser quase perpendicular à direção do vento. Este controlo é maioritariamente aplicado a pequenos aerogeradores, visto que provoca tensões indesejadas.[6]

3.   Para a integração da produção eólica nas redes elétricas de energia, é necessário definir de forma objetiva e transparente um conjunto de regras, procedimentos e condições técnicas, de modo a que a rede seja explorada de uma forma eficiente e segura, que garanta a devida qualidade de serviço.[11] Quando interligada à rede de distribuição, a produção eólica influencia negativamente a qualidade de serviço da rede, através da introdução de variações de tensão em regime estacionário e transitório, níveis de flicker e de harmónicos, assim como congestionamentos nos ramos.[10][11]

As variações de tensão em regime estacionário e transitório são originadas por flutuações rápidas de produção. Estas variações no nível de produção ocorrem devido à variação da velocidade do vento.[10][11]

Os níveis de flicker são definidos como perturbações na tensão da rede que ocorrem mais rápido do que variações de tensão em regime estacionário, de magnitude tal, que o seu brilho é por vezes visível a olho nu. Normalmente os níveis de flicker são causados pela conexão e desconexão de aerogeradores, pelo ângulo de ataque ao vento e variações de pitch. Estes distúrbios não danificam componentes da rede de distribuição, no entanto, em redes fracas, onde as variações de tensão são mais acentuadas, pode-se tornar um inconveniente na qualidade de onda entregue ao consumidor final.[10]

A introdução de níveis de harmónicos provoca uma distorção nas ondas sinusoidais de corrente e de tensão, devido a frequências múltiplas da frequência da rede, que são injetadas na rede através de dispositivos de electrónica de potência. A medida do grau de distorção da forma de onda é a distorção harmónica total, THD, e é dada por (14).

𝑇𝐻𝐷 =

1𝑇× 𝑣!!×𝑑𝑡

!!

!!!!

1𝑇× 𝑣!!×𝑑𝑡

!!

= (𝐻𝐷!)!!

!!!

(14)

Onde:

• 𝑇, é o tempo de ocorrência de harmónicos; • 𝑛, é o número do harmónico; • 𝑣!, é o valor de tensão do harmónico 𝑛; • 𝑣!, é o valor de tensão nominal; • 𝐻𝐷!, é a distorção harmónica causada pelo harmónico 𝑛.[10]

4.     O sobreequipamento de um parque eólico consiste na inserção de vários aerogeradores no parque, com o objetivo de obter uma maior potência instalada do que a potência máxima injetável na rede elétrica, sendo necessário que exista capacidade de controlo sobre a mesma, se esta exceder a potência máxima de injeção na rede elétrica.[12] Para melhor compreensão do conceito de sobreequipamento verifique-se a Figura 2, que representa a curva de duração de produção anual de um parque eólico, normalizada para a potência instalada.[14]

Figura 2 – Curva de duração da produção anual de um parque eólico, normalizada para a potência instalada

Através da Figura 2 observa-se que o parque eólico encontra-se a operar de 70 a 90% da sua potência instalada apenas durante 501  ℎ num ano, ou seja, a probabilidade de o parque

eólico operar à sua potência instalada é bastante reduzida. Verifique-se agora a Figura 3, que representa a curva de duração da produção anual de um parque eólico para dois valores de potência instalada.[14]

Figura 3 – Curva de duração da produção anual de um parque eólico, para dois valores de potência instalada

O valor 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡𝐴 representa a potência instalada inicial do parque eólico, neste caso considerada igual à potência contratada pela rede. A valor de 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡𝐵 representa o aumento da potência instalada do parque eólico, através do sobreequipamento do parque eólico. A zona A e B representam a produção anual do parque eólico sem e com sobreequipamento respectivamente. De referir que um parque eólico pode ser sobreequipado até ao limite de 20% da potência de injeção atribuída.[12] Na zona B os limites de injeção na rede elétrica não são violados, no entanto, na zona C encontra-se representada uma pequena porção de produção que tem valores de potência superiores à potência máxima injetável na rede, originada pelo sobreequipamento. O objetivo do sobreequipamento é portanto proporcionar benefícios de uma maior produção de energia ao longo do ano, controlando a potência considerada em excesso para injeção na rede elétrica.

[1] http://www.srh.noaa.gov/srh/jetstream/synoptic/wind.htm – Acedido a 19/02/2014; [2] http://www.eoearth.org/view/article/51cbef487896bb431f69d552/ – Acedido a 19/02/2014; [3] Wind Energy Systems by Dr. Gary L. Johnson – November 21, 2001; [4] Performance Evaluation of Wind Turbine Using Monte Carlo Method and Turbine Power Curve – Ahmad Zahedi, School of Enginnering and Physical Sciences – James Cook University; [5] Kidwind Science Snack: Betz Limit, retirado de http://learn.kidwind.org/ – Acedido a 24/02/2014; [6] Wind Energy - Fundamentals Resource Analysis and Economics - Sathyajith Mathew; [7] Ultimate Capacity Calculation of Large Scale Wind Farms Incorporated in Power Grids – Ying Yang, Gengyin Li, Zhe Zhang, State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources – Chaoying Yang, Jinhao Wang, Shanxi Electric Power Research Institute; [8] 10 MW Wind Turbine Direct-Drive Generator Design with Pitch or Active Speed Stall Control – H. Polinder, D. Bang, Electrical Power Processing / DUWIND Delft University of Technology – R.P.J.O.M. van Rooij, Wind Energy Research / DUWIND Delft University of Technology – A.S. McDonald, M.A. Mueller, Instituite for Energy Systems, The University of Edinburgh; [9] Stall-regulated Variable-speed Wind Turbine Simulink Model – 1,2N. Rosmin, 2S.J. Watson, 3A.H. Musta’amal – 1Centre of Electrical Energy System (CEES), Universiti Teknologi Malaysia – 2Centre of Renewable Energy System Technology, Loughborough University – 3Faculty of Education, Universiti Teknologi Malaysia; [10] Wind Energy Explained – Theory, Design and Application – J.F. Manwell, J.G. McGowan, A.L. Rogers; [11] Apontamentos da cadeira de EESO – Impacto da integração da geração eólica nas redes elétricas (Redes de Distribuição e de Transporte) – J.A. Peças Lopes – FEUP; [12] Decreto-Lei n.º 51/2010 de 20 de Maio – Artigo 1.º – Alteração ao Decreto-Lei n.º 225/2007, de 31 de Maio; [13] Apontamentos da cadeira de EESO – Energia eólica – Cláudio Monteiro, J.A. Peças Lopes – FEUP; [14] Apontamentos da cadeira de EESO – Tipos de Aerogeradores – Modelização, Controlo e Proteções – J.A. Peças Lopes – FEUP; [15] Weibull distribution-based model for prediction of wind potential in Enugu, Nigeria – F.C. Odo1,2,*, S.U. Offiah1 and P.E. Ugwuoke1 – 1National Centre for Energy Research and Development, University of Nigeria, Nsukka – 2Department of Physics & Astronomy, University of Nigeria, Nsukka;