Influência da turbulência e do perfil de velocidade do vento no desempenho de aerogeradores em dois parques eólicos na costa no nordeste brasileiro

Abstract

O setor de energia eólica tem desenvolvido nos últimos anos aerogeradores de grande porte e isso tem aumentado os desafios nas estimativas de geração de energia destes aerogeradores devido à maior variabilidade do vento ao longo do rotor. Nesse contexto, esse trabalho tem como objetivo avaliar os efeitos de intensidade de turbulência e do perfil da velocidade do vento no desempenho de aerogeradores em dois parques eólicos na costa do nordeste brasileiro, no período de agosto de 2013 a julho de 2014. O primeiro parque, localizado em Pedra do Sal no Piauí, tem vinte aerogeradores de 0,9 MW de potência nominal e nele foram instalados um LiDAR com alcance de 500 m de altura, uma torre de 100 m com cinco níveis de medição e dois anemômetros sônicos 3D. No segundo parque, localizado em Beberibe no Ceará, há trinta e dois aerogeradores de 0,8 MW e nele foi instalado uma torre de 100 m idêntica, mas com apenas um anemômetro sônico. Tomando por base os dados coletados nos dois parques, acima indicados, foram estudadas: as condições de vento na região litorânea do nordeste brasileiro, as perdas de produção e fontes de incerteza dos parques e a determinação da curva de potência dos aerogeradores. Os resultados mostram uma condição de vento predominantemente marítima com baixos valores de intensidade de turbulência e cisalhamento de vento. Na análise de produção do parque, foi observado que a maior fonte de incerteza estava associada à distorção do vento ao longo do parque e que as diferenças entre a produção real e o valor esperado estavam associadas às perdas por manutenção em Pedra do Sal e às perdas por esteiras em Beberibe. Na terceira análise, foi determinada a curva de potência do aerogerador, onde se obteve uma diferença sistemática em relação à curva do fabricante devido principalmente à persistência de baixa intensidade de turbulência nos dois parques eólicos. Assim, a produção real registrou uma diferença de -4,22% em Beberibe e -2,62% em Pedra do Sal em relação às estimativas de produção anual de energia pela curva de potência do fabricante. Esses resultados demonstram, com originalidade, a necessidade de homologação das curvas dos aerogeradores para as condições de vento no Brasil. Neste sentido, esta tese contribui para reforçar a necessidade de se levar em consideração as condições específicas do perfil de velocidade e de turbulência.

Abstract : The wind power industry has developed large wind turbines in recent years and this has increased the challenges in energy production estimates of these wind turbines due to significant wind variability along the turbine rotor area. In this context, this work aims to evaluate the effects of turbulence intensity and wind speed profile on the performance of wind turbines in two wind farms on the coast of Northeastern Brazil from August 2013 to July 2014. One wind farm, located in Pedra do Sal-PI, has twenty wind turbines with a power rated of 0.9 MW, one wind LiDAR profiler with a range from 40 m to 500 m height, a 100 m met-mast with five measuring levels and two 3D sonic anemometers. Another wind farm, located in Beberibe-CE, there are 32 turbines of 0.8 MW and an identical 100 m met-mast was installed, but with only one sonic anemometer at 100 m. Based on data collected in both sites, this work investigated the wind conditions over the northeast coast in Brazil, the uncertainties and power losses of annual energy production and power curve of wind turbine on each wind farm. The results show a persistent maritime wind condition with low values of turbulence intensity and wind shear. The main source of uncertainty on power production estimations was associated with the distortion of the wind flow along the wind farm. On the other hand, significant differences between the expected and observed values of energy production were related with the maintenance losses in Pedra do Sal and the wake losses in Beberibe. The power curve of the wind turbines was determined and a systematic difference was observed in relation to the manufacturer power curve due to the persistent condition of low turbulence intensity in both wind farms. Thus, the differences in estimates of annual energy production were -4.22% in Beberibe and -2.62% in Pedra do Sal in relation to the manufacturer´s power curve. These results demonstrate, with originality, the need for homologation of wind turbine curves for wind conditions in Brazil. In this sense, this thesis contributes to reinforce the need to consider the specific conditions of the speed profile and turbulence.}