análise do potencial eólico e estimativa de produção (turbinas eólicas)

TÜV RHEINLAND

16ª PÓS-GRADUAÇÃO EM ENERGIAS RENOVÁVEIS

PROJECTO FINAL

Análise do Potencial Eólico e

Estimativa da Produção de Energia

Fausto Madeira Gonçalves,

Licenciado em Engenharia Mecânica

Orientador, Engenheiro Luís Requejo

2012

Projecto Final

Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia

Setembro 2012

TÜV Rheinland | 16ª Pós-Graduação em Energias Renováveis

2

Projecto Final


Setembro 2012


3

Agradecimentos

Agradeço ao meu orientador, Engenheiro Luís Requejo, por todo o apoio e conselhos dados durante a

realização deste trabalho.

Os dados utilizados neste documento foram gentilmente cedidos pela MEGAJOULE, empresa dedicada à

consultoria em energias renováveis e líder na avaliação de recursos eólicos em Portugal.

Projecto Final


Setembro 2012


4

Projecto Final


Setembro 2012


5

Índice

Agradecimentos ............................................................................................................................................ 3

1. Introdução ............................................................................................................................................. 8

2. Identificação da fonte energética ......................................................................................................... 9

2.1. História da Energia Eólica .............................................................................................................. 9

2.2. Turbinas Eólicas ........................................................................................................................... 11

2.2.1. Sistemas offshore ............................................................................................................ 12

3. Defesa da fonte energética ................................................................................................................. 13

3.1. Energia Eólica vs. Ambiente ........................................................................................................ 16

3.1.1. Efeito de Estufa ................................................................................................................... 16

3.1.2. Ruído ................................................................................................................................... 17

3.1.3. Impacto visual ..................................................................................................................... 18

3.1.4. Fauna ................................................................................................................................... 18

4. Descrição técnica da tecnologia associada ao aproveitamento energético ....................................... 19

4.1. Tecnologia ................................................................................................................................... 19

4.1.1. Rotores de eixo horizontal .................................................................................................. 19

4.1.2. Rotores de eixo vertical ...................................................................................................... 20

4.1.3. Componentes do sistema ................................................................................................... 21

4.1.3.1. Rotor ........................................................................................................................... 21

4.1.3.2. Cabina/Nacelle ............................................................................................................ 22

4.1.3.3. Torre ............................................................................................................................ 22

4.1.3.4. Gerador ....................................................................................................................... 22

4.1.4. Controlo de potência .......................................................................................................... 23

4.1.4.1. Pitch Controlled........................................................................................................... 23

4.1.4.2. Stall Regulation ........................................................................................................... 24

4.2. Conceitos, Procedimentos e Métodos de Cálculo ...................................................................... 24

4.2.1. Energia Cinética do vento ................................................................................................... 25

4.2.2. Curva de Potência da Turbina ............................................................................................. 26

Projecto Final


Setembro 2012


6

4.2.3. Previsão do vento ............................................................................................................... 27

4.2.4. Factores que influenciam o regime de ventos .................................................................... 28

4.2.4.1. Variação da velocidade com a altura .......................................................................... 29

4.2.4.2. Influência da rugosidade do terreno na variação da velocidade ................................ 31

4.2.4.3. Influência dos obstáculos ............................................................................................ 32

4.2.4.4. Influência do relevo .................................................................................................... 32

4.2.5. Representação estatística do regime dos ventos ............................................................... 33

4.2.5.1. Distribuição de Weibull ............................................................................................... 34

4.2.6. Cálculo da energia gerada por um sistema eólico .............................................................. 35

4.2.6.1. Procedimento para cálculo da energia gerada por um sistema eólico ....................... 36

5. Análise do Potencial Eólico ................................................................................................................. 40

5.1. Características técnicas da Turbina ............................................................................................. 40

5.2. Cálculo da EAP ............................................................................................................................. 41

5.3. Orientação da Turbina ................................................................................................................ 44

6. Análise Económica .............................................................................................................................. 46

6.1. Métodos de avaliação ................................................................................................................. 48

6.1.1. Valor Actual Líquido (VAL) .................................................................................................. 48

6.1.2. Taxa Interna de Rendibilidade (TIR) .................................................................................... 49

6.1.3. Período de Recuperação do Investimento (PRI) ................................................................. 49

6.2. Simulação Económica ................................................................................................................. 50

7. Soluções alternativas .......................................................................................................................... 51

7.1. Solução Alternativa 1 – Turbina Enercon E92 ............................................................................. 51

7.2. Solução Alternativa 2 – Parque composto por 15 Turbinas Vestas V90-1.8MW........................ 53

8. Conclusões .......................................................................................................................................... 56

9. Bibliografia .......................................................................................................................................... 57

Anexo 1 ....................................................................................................................................................... 59

Anexo 2 ....................................................................................................................................................... 60

Anexo 3 ....................................................................................................................................................... 62

Anexo 4 ....................................................................................................................................................... 63

Projecto Final


Setembro 2012


7

Anexo 5 ....................................................................................................................................................... 64

Anexo 6 ....................................................................................................................................................... 65

Projecto Final


Setembro 2012


8

1. Introdução

Vivemos num mundo em constante mudança em que a conjuntura socioeconómica assim como todas as

oscilações dos mercados internacionais, movidas pelas constantes alterações nos preços do petróleo,

tornam imperativo que se reduza a dependência de combustíveis fósseis. Aliada a esta necessidade de

independência energética, devem ser tidas em conta as alterações climáticas e deve-se procurar a

estabilidade ambiental. Apesar da evolução do Homem a nível tecnológico, económico e social estar

relacionada com a utilização destes combustíveis, o seu uso de forma indiscriminada, nomeadamente na

produção de energia, tem originado uma crescente degradação ambiental no planeta. É neste contexto

que é imprescindível falarmos de outras formas de produção, formas limpas, a que damos o nome de

energia renováveis.

A evolução tecnológica aliada à necessidade de viabilizar fontes de energia renováveis para a produção

em larga escala, incentivada pelo desenvolvimento de um programa específico torna, a cada dia, mais

importante o estudo e o aproveitamento de potenciais eólicos. Para viabilizar económica e

tecnicamente um empreendimento de produção de energia a partir da energia eólica é fundamental

uma avaliação correcta do potencial eólico.

Nesse sentido, este trabalho pretende contribuir para uma análise preliminar da produção de energia

através de uma fonte de energia renovável, nomeadamente, o vento. Considera-se uma análise

preliminar por não haver a possibilidade de ter acesso a Software moderno e especializado em análises

de potenciais eólicos (exemplo do software WAsP), sendo utilizado apenas o Software Microsoft EXCEL.

O objectivo deste documento é organizar conhecimentos e apresentar conceitos relacionados com os

projectos de parques eólicos a partir da exploração dos recursos de tratamento de dados, análise e

simulação de sistemas eólicos existentes. Este documento também incorpora uma análise económica de

um caso de estudo, tirando conclusões relativamente à sua viabilidade.

Projecto Final


Setembro 2012


9

2. Identificação da fonte energética

2.1. História da Energia Eólica

Ao longo de toda a história da Humanidade o homem necessitou de energia para sobreviver e evoluir.

Enquanto a água e o sol são tidas como primeiras fontes de energia, o vento também tem a sua quota-

parte de importância na evolução da tecnologia.

Com o avançar dos tempos, o Homem, teve de desenvolver novos métodos de exploração de

ferramentas para se auxiliar nas diversas etapas do trabalho. Moagem e bombeamento de água, para

apenas mencionar algumas tarefas, eram desenvolvidas através do recurso à energia animal. Com a

evolução dos tempos surge a necessidade de aumentar a intensidade de produção de trabalho,

tornando a força animal pouco atractiva para grande parte das tarefas, e dessa forma tornando-se

propício o desenvolvimento de uma forma primitiva de moinho de vento.

À parte da utilização da energia eólica em moinhos de vento e demais equipamentos puramente

mecânicos, a Rússia assume a posição de pioneira no desenvolvimento de turbinas eólicas de grande

porta para aplicações eólicas, em 1931, através da tentativa de ligação do aerogerador Balaclava (100

kW) a uma central termoeléctrica de 20 MW.

Durante a Segunda Guerra Mundial (1939-1945), os países, na busca de economizar combustíveis

fósseis, viram-se obrigados a desenvolver sistemas alternativos de produção de energia eléctrica

focando-se assim na tecnologia desenvolvida na Rússia, desta feita para a produção de aerogeradores

de médio e grande porte. Nesta altura, a Dinamarca tomou a dianteira na produção de energia eléctrica

através de sistemas de recuperação de energia eólica.

No período de tempo entre 1955 e 1968, a Alemanha construiu e operou um aerogerador com o maior

número de inovações tecnológicas da época. Os avanços tecnológicos desse modelo persistem até hoje

na concepção dos modelos actuais mostrando o seu sucesso de operação. Tratava-se de um

aerogerador de 34 metros de diâmetro operando com potência de 100kW, a ventos de 8m/s.

Foi em 1973, com a quebra nos mercados internacionais devido ao choque petrolífero, que as energias

renováveis começaram a motivar um maior interesse por garantirem uma maior diversidade na

produção, permitirem que houvesse uma maior segurança no fornecimento de energia eléctrica e fosse

Projecto Final


Setembro 2012


10

possível diminuir a agressão ao ambiente que se tinha intensificado até então, quer pelas guerras, quer

pela industrialização massiva da Europa e EUA.

A energia eólica tornava-se assim numa fonte de energia das mais promissoras, desenrolando-se

programas de investigação e desenvolvimento sobre estas. De particular importância foi o programa de

energia eólica iniciado em 1973 nos E.U.A., que dois anos depois deu frutos com a instalação da primeira

turbina eólica da era moderna perto de Cleveland, Ohio, a Mod 0, com um rotor de duas pás com 38

metros de diâmetro e 100 kW de potência.

Os Estados Unidos da América deram o próximo passo no desenvolvimento de turbinas de grandes

dimensões com a instalação da turbina Boeing Mod 2 de 91 metros de diâmetro e 2,5 MW de potência

em 1981, incorporando os mais recentes progressos tecnológicos. É nesta altura que se formam os

consórcios entre empresas americanas e europeias, mais concretamente suecas e americanas, em

programas de investigação e desenvolvimento de turbinas de grande potência. Como resultado desta

cooperação são de referir as turbinas americano-suecas WTS3 (3MW) e WTS (4MW) instaladas em 1982.

As primeiras turbinas eólicas comerciais foram instaladas no início dos anos 80, tanto na Europa

(principalmente na Dinamarca e Holanda) como nos E.U.A., tendo tipicamente entre 10 a 20 metros de

diâmetro e potências de 50 a 100 kW.

A experiência positiva de operação com turbinas maiores, em conjunto com os frutos dos programas de

investigação, levaram a que o tamanho das turbinas eólicas comerciais não tenha parado de crescer.

Com as constantes mexidas nos preços do petróleo, gás e carvão, assim como a discussão acerca da

segurança das centrais nucleares, torna-se imperativo que os países se foquem em outras formas de

produção de energia. As energias renováveis têm papel preponderante no futuro e asseguram a

diversidade e segurança no fornecimento de energia limpa e barata.

A energia eólica é vista como uma das mais promissoras fontes de energia renováveis, pois, já apresenta

uma tecnologia madura e com valores de produção bastante aceitáveis. As turbinas começam a fazer

parte da moldura paisagística dos países evoluídos, seja em instalações isoladas ou parques eólicos com

50 ou mais turbinas.

Projecto Final


Setembro 2012


11

2.2. Turbinas Eólicas

A figura 1 mostra o desenvolvimento do tamanho e da potência de turbinas eólicas. Este

desenvolvimento tem mantido a curva de crescimento pois, aos dias de hoje, é possível contar com

turbinas de 10 MW para aplicações offshore. Aliás, os projectos offshore vêm a ter uma procura

crescente o que impulsiona o desenvolvimento de novas turbinas, dado que, as limitações de tamanho

não são tão evidentes como nas turbinas onshore que estão dependentes da tipologia do terreno.

Figura 1: Evolução das turbinas eólicas

O aumento do tamanho das turbinas mostra-se vantajoso, quer do ponto de vista económico quer

ambiental. Deste modo, para um determinado lugar, quanto maior for a potência unitária, maior é a

energia produzia, melhor aproveitadas são as infra-estruturas e menor é o número de rotores, o que

provoca a diminuição do impacto visual. A forte investigação contribuiu significativamente para uma

certa uniformização do desenvolvimento tecnológico das turbinas. Analisando a actual oferta comercial

dos fabricantes, constata-se que existe um domínio de algumas opções básicas de projecto,

designadamente, as turbinas de eixo horizontal relativamente às de eixo vertical, os rotores de três pás

(cerca de 90%) em relação aos de duas, e a colocação do rotor à frente da torre relativamente à sua

colocação na parte de trás (em relação à direcção do vento).

Projecto Final


Setembro 2012


12

2.2.1. Sistemas offshore

Como o próprio nome indica, são sistemas instalados afastados da terra a uma distância superior a 10

km. O impacto a nível visual e a nível do ruído são diminutos quando comparados com as onshore. A

rugosidade superficial da água, principalmente em zonas offshore, é mais baixa que em terra, o que

permite obter velocidades médias do vento mais elevadas. Este elemento, aliado ao facto de ser

possível instalar sistemas de maiores dimensões no mar, torna possível que as turbinas offshore tenham

potências muito superiores às demais.

As instalações offshore apresentam-se como a nova fronteira de aproveitamento da energia eólica,

estando a maior situada no Reino Unido (Walney, Wind Farm – 367 MW). O desenvolvimento da

tecnologia aliado ao melhor conhecimento sobre as fundações das turbinas no mar, permitiu que este

tipo de instalação se tenha tornado mais competitiva ainda que apresentem maiores custos de

transporte, instalação e manutenção. Este tipo de instalação é mais dispendioso, já que as torres são

geralmente mais altas (devido à altura submersa), requer fundações com mais custos e cuidados

especiais relativos ao meio de aplicação. Por conseguinte, em algumas situações, é necessário recorrer a

medidas de protecção e revestimento dos equipamentos, assim como dos cabos de transporte de

electricidade, contribuindo desta forma para o aumento dos custos.

Projecto Final


Setembro 2012


13

3. Defesa da fonte energética

Apesar dos impactos negativos (ambientais e visuais), que a instalação de turbinas eólicas de grande

dimensão possa ter e das críticas que alguns apontam à energia eólica e seus incentivos, os aspectos

positivos do aproveitamento da energia contida no vento continua a superar os inconvenientes.

Portugal é um país com grande défice no que respeita a recursos energéticos e, por esse motivo, está

dependente do exterior, importando mais de 80% da energia consumida. As energias renováveis

constituem, por isso, um precioso recurso que deve ser aproveitado

O aproveitamento dos recursos endógenos contribui para uma redução nas importações o que leva a

uma menor vulnerabilidade do país às oscilações dos mercados internacionais, principalmente às

enormes variações que se verificam no custo do petróleo. O recurso às fontes de energia renováveis

permite ainda que a rede energética nacional apresente mais segurança no fornecimento de energia,

pois, terá uma produção mais diversificada.

De acordo com a Direcção Geral de Energia e Geologia, a incorporação de fontes renováveis no consumo

bruto de energia eléctrica foi de 50% em 2011. Portugal foi, em 2009, o terceiro país da União Europeia

(U15) com maior incorporação de energias renováveis, depois da Áustria e da Suécia.

A energia produzida pelas turbinas eólicas já instaladas permite uma redução na utilização de petróleo

nas centrais termoeléctricas, superior a 40%. Para além da redução de custos na utilização de

combustível nas centrais térmicas, a inclusão de sistemas de recuperação de energia eólica (turbinas

eólicas) na rede energética nacional permite que seja criada riqueza em áreas carenciadas que de outra

forma não teriam qualquer capacidade de crescimento económico.

As turbinas eólicas, por terem sido alvo de um desenvolvimento rápido e sustentável ao longo dos

últimos 20 a 30 anos, tornaram esta fonte de energia mais competitiva que as suas concorrentes

directas (hídrica e solar) se se tiver em conta a internacionalização dos custos.

Do ponto de vista ambiental as vantagens são ainda mais notórias, pois, é uma energia renovável e sem

emissão de quaisquer gases poluentes, sendo um precioso contributo para que se cumpram as

obrigações impostas pelo Protocolo de Quioto e pela Directiva Comunitária. Estes dois documentos

impõem que os países tenham na sua rede energética nacional, no mínimo, 20% de produção oriunda

de fontes de energia renovável em 2020. Por cada MWh de energia eléctrica produzida por turbinas

eólicas há uma redução de mais de 0,8 toneladas de emissões de gases de efeito de estufa.

Projecto Final


Setembro 2012


14

A significativa expansão da energia eólica nos últimos anos, comparativamente às restantes formas de

energia renovável deve-se ao grande desenvolvimento tecnológico, aos custos comparativamente mais

baixos e à mais rápida recuperação do investimento devido à rentabilidade económica. Paralelamente,

estudos comparativos com outras fontes de energia indicam que a energia eólica “gera cinco vezes mais

emprego por euro investido do que as tecnologias associadas a outras fontes de energia”.

Registando uma evolução rápida e apoiada no futuro, a energia eólica teve um crescimento na ordem

dos 260 %/ano entre 1996 e 2011, o que representa mais de 230 GW instalados desde 1996 (GWEC -

Global Wind Energy Council).

Figura 2 - Global Cumulative Installed Wind Capacity

Figura 3 - Global installed wind power capacity (MW) – Europa

Projecto Final


Setembro 2012


15

Portugal, 6º país da Europa com mais potência instalada (dados GWEC de 2011), tem ainda muito

potencial eólico a ser aproveitado. Ao contrário das soluções fotovoltaicas e da energia das marés, a

energia eólica é uma tecnologia desenvolvida e sustentada que apresenta soluções com impacto

imediato na factura energética interna de um país. A potência eólica instalada no final de Junho de 2012

situa-se em 4332 MW, e está distribuída por 220 parques, com um total de 2265 turbinas.

Figura 4 – Evolução da Potência Instalada em Portugal Continental (fonte DGEG)

Dados recentemente divulgados pela Direcção Geral de Energia e Geologia revelam que, em Portugal, a

energia eléctrica produzida a partir de fontes renováveis correspondia a 50,9% para efeitos da Directiva

2001/77/CE. Esta directiva estabeleceu como meta para 2010 que 39% da energia eléctrica fosse gerada

a partir das renováveis, meta que foi alterada para 45%, em 2005, quando foi apresentada a Estratégia

Nacional para a Energia (ENE) aprovada pela Resolução do Conselho de Ministros nº 169/2005, de 24 de

Outubro. O objectivo foi cumprido: em 2010 para efeitos da Directiva acima mencionada, 50,2% da

electricidade foi gerada a partir de fontes de energia renováveis. A ENE foi revista tendo sido adoptadas

novas metas para 2020 – ENE 2020 – entre as quais se destaca aquela que estabelece que 60% da

electricidade seja gerada a partir das Renováveis.

Projecto Final


Setembro 2012


16

3.1. Energia Eólica vs. Ambiente

3.1.1. Efeito de Estufa

A energia eólica tal como a solar e hídrica, são dos métodos mais limpos de produção de electricidade.

Não têm emissão directa de gases de efeito de estufa ou qualquer outro tipo de poluição ambiental, ao

contrário da utilização de combustíveis fósseis.

A seguinte tabela serve para ilustrar as emissões de CO2, o principal gás responsável pelo efeito de

estufa, para os vários combustíveis utilizados na produção de electricidade (fonte AWEA – American

Wind Energy Association):

Combustível CO2 Emitido por kWh

(libras)

kWh gerado em 1997

(biliões)

CO2 emitido total

(biliões de libras)

Carvão 2,13 1,788 3,807

Gás Natural 1,03 283,6 291

Petróleo 1,56 77,8 122

Vento 0 3,4 0

Tabela 1 – Emissão de CO2 na produção de electricidade

Observando a tabela 1 é facilmente visível que a energia eólica apresenta vantagens na redução da

emissão de gases de efeito de estufa e na redução da concentração de CO2 durante a sua operação.

Têm sido criados vários programas de eficiência energética ao longo dos últimos anos, mobilizando os

países na busca de soluções para a redução das emissões de gases. Com os limites imposto pelo

Protocolo de Quioto e pelo tratado internacional – que resultou na directiva europeia para a emissão de

GEE - Portugal assumiu, para o período de 2008-2012, que as emissões de GEE não iriam aumentar mais

que 27% em relação às emissões de 1990.

Na figura 5 é possível observar a comparação de emissões de CO2 de diversas fontes de energia para a

produção de energia eléctrica. Todas as tecnologias que implicam a queima de combustível têm valores

bastante elevados de emissões de GEE e são por isso mais prejudiciais que todas as outras (incluindo a

nuclear) para o efeito do aquecimento global.

Projecto Final


Setembro 2012


17

Das tecnologias que apresentam menor emissão de GEE, apenas a eólica e a hídrica (enquanto grandes

hidroeléctricas) são competitivas. Enquanto as grandes eólicas (turbinas) têm emissão zero de GEE as

grandes barragens têm emissão de metano (cinquenta vezes mais nocivo que o CO2), gerado pelo

apodrecimento de vegetação submersa nas suas albufeiras.

Ainda assim, as 4 tecnologias com menores emissões de CO2 contribuem para uma melhoria do meio

ambiente e redução de efeitos que amplificam o aquecimento global, face às tecnologias de queima.

Figura 5: Emissão de várias tecnologias de produção de energia eléctrica.

3.1.2. Ruído

Tal como qualquer equipamento mecânico, as turbinas eólicas são susceptíveis de produzir ruído

durante o seu período de funcionamento, nomeadamente, como consequência do movimento giratório

das pás. Contudo, ao longo dos últimos anos e por exigência dos mercados (consumidores) o

desenvolvimento tecnológico tem avançado e tem sido possível reduzir o impacto sonoro nas

instalações eólicas.

Deve ser sempre feita uma caracterização do ambiente sonoro existente na área envolvente do parque

e uma análise prévia do ruído durante o pleno funcionamento dos equipamentos instalados. A avaliação

do ruído tem de ter em conta as características da potência das turbinas, a localização e as

características topográficas do terreno. A potência da máquina determina as emissões sonoras,

enquanto a localização e a orografia da zona determinam a propagação acústica e o estabelecimento

dos campos sonoros nos receptores existentes.

Projecto Final


Setembro 2012


18

3.1.3. Impacto visual

Enquanto para uns as turbinas eólicas são sinónimo de energia limpa e sempre bem-vindas ao espaço

paisagístico local, para outros são objectos intrusivos. É por isso indispensável que os projectos sejam

integrados na paisagem e tenham o apoio da comunidade local, mantendo o apoio da opinião pública a

esta forma de energia.

Para além das turbinas há outros elementos que têm impacto na paisagem e, enquanto as turbinas

podem ser vistas como um mal necessário, as linhas de transporte não têm a mesma compreensão por

parte das populações, sendo bastante mais intrusivos.

Para além do impacto visual imediato á que considerar os sombreamentos causados pelas torres e pela

oscilação das pás da turbina em rotação, que vão criar variações da intensidade luminosa, causando

impressões visuais.

Com o crescimento do número de turbinas instaladas, o recurso a audiências públicas, artigos,

publicidade e o conhecimento dos efeitos positivos da energia eólica, a aceitação da massa pública tem

sido melhorada.

3.1.4. Fauna

A localização dos parques eólicos pode afectar a fauna existente, os impactos negativos podem ser mais

severos, sendo que, quanto mais próximo for a instalação de áreas de alimentação, migração, repouso e

ou nidificação de aves maior será a probabilidade destas serem afectadas. Os impactos causados nas

aves podem ser originados pela colisão destas com as estruturas existentes no parque eólico ou então

pela perturbação causada pela perda de habitat. Os estudos são concordantes com o facto dos impactos

induzidos sobre as aves serem sem excepção considerados negativos. Dos estudos realizados conclui-se

que a sua mortalidade em grande escala está associada especificamente a zonas de importantes

corredores migratórios ou de deslocações diárias muito frequentes e a zonas costeiras de grande

abundância de aves e fauna.

Projecto Final


Setembro 2012


19

4. Descrição técnica da tecnologia associada ao aproveitamento

energético

4.1. Tecnologia

Apesar das turbinas eólicas, na tecnologia actual, não serem todas iguais, verifica-se que as turbinas de

eixo horizontal e três pás são as mais usuais. Para além das turbinas de eixo horizontal é possível

encontrar no mercado turbinas de eixo vertical.

4.1.1. Rotores de eixo horizontal

São divididos em três grupos distintos de velocidade:

Rápidos 2 a 3 pás

Médios 3 a 6 pás

Lentos 6 a 24 pás

As turbinas de eixo horizontal dominam o mercado da produção de electricidade através de energia

eólica apesar de apresentarem sistemas mais complexos que as de eixo vertical. Estas turbinas têm duas

configurações distintas: downwind, em que as pás do rotor estão na traseira da turbina (montante do

vento), ou upwind, em que as pás estão na frente do rotor (jusante do vento).

Figura 6: Direcção do vento para turbinas upwind e downwind

Nas turbinas upwind o vento incide nas pás do rotor antes de atingir a turbina. Os efeitos da passagem

das pás pela torre fazem com que a torre esteja sujeita a esforços adicionais de torque quando

comparados com turbinas de downwind. Este tipo de turbinas necessita de mecanismos que façam a

orientação do rotor com o fluxo do vento. A grande vantagem face às turbinas de downwind será a não

Projecto Final


Setembro 2012


20

interferência da turbina na passagem do vento pelas pás do rotor. Como a turbina está atrás do rotor,

não há qualquer tipo de perturbação do escoamento do vento (com a consequente perda de energia)

antes do contacto do vento com as pás.

Olhando para a figura 6 é possível compreender o funcionamento das turbinas downwind e verificar que

o vento atinge primeiro a turbina e só depois o rotor. Apesar da desvantagem já enunciada, de haver

perturbação do escoamento, este tipo de turbinas permite uma simplificação mecânica por não

exigirem um mecanismo de orientação direccional em relação ao vento. Este tipo de configuração é

mais usual nas turbinas de pequena escala, pois, nas de grande escala há o perigo de, durante fortes

rajadas e oscilações de vento, haver contacto entre as pás do rotor e a torre.

Para além da perturbação do escoamento, o facto de a turbina estar na frente do rotor, faz com que o

impacto sonoro seja superior às turbinas de upwind. Todos estes elementos têm levado ao abandono da

utilização deste tipo de tecnologia.

4.1.2. Rotores de eixo vertical

As turbinas de eixo vertical, ainda não são uma solução viável e não têm expressão comercial relevante.

Os formatos mais comuns são:

Savonius (fig. 7)

Molinete (fig. 8)

Darrieus (fig. 9)

Face às turbinas de eixo horizontal, as turbinas de eixo vertical não possuem torre pelo que apenas

podem aproveitar as velocidades do vento perto do solo (mais baixas), necessitam de excitação para

Figura 7 – Turbina Savonius Figura 8 – Turbina Molinete Figura 9 – Turbina Darrieus

Projecto Final


Setembro 2012


21

que seja feito o arranque, necessitam de espias de suporte por terem esforços dinâmicos acrescidos

face a outras tecnologias.

Ainda que a aplicação comercial das turbinas de eixo vertical não seja viável, estas apresentam algumas

vantagens. Não necessitam de torres de elevação pois o gerador e caixa de velocidades podem ficar ao

nível do solo, a orientação do rotor não é necessária, pois, este entrará em movimento com vento de

qualquer direcção, possuem maior simplicidade na concepção.

4.1.3. Componentes do sistema

A figura 10 representa uma vista identificativa dos componentes de uma turbina de eixo horizontal.

Figura 10: Componentes de uma turbina de eixo horizontal

Legenda:

1- pás do rotor 2- cubo do rotor 3- cabina 4- chumaceira do rotor 5- veio do rotor 6- caixa de velocidades

7- travão de disco 8- veio do gerador 9- gerador 10- radiador de arrefecimento 11- anemómetro e

sensor de direcção 12- sistema de controlo 13- sistema hidráulico 14- mecanismo de orientação

direccional 15- chumaceira do mecanismo de orientação direccional 16- cobertura da cabina 17- torre

4.1.3.1. Rotor

O rotor é o componente do sistema eólico responsável pela captação da energia cinética dos ventos

transformando-a em energia mecânica de rotação. É o componente de maior destaque de um sistema

eólico, caracterizado pela definição das pás, pela determinação da sua forma e do ângulo de ataque em

Projecto Final


Setembro 2012


22

relação à direcção do vento. As pás são normalmente fabricadas a partir de compostos sintéticos, tal

como plásticos reforçados com fibra de vidro, materiais que são facilmente moldáveis, robustos,

resistentes à fadiga e com boa relação qualidade/preço.

4.1.3.2. Cabina/Nacelle

A Nacelle é o local onde se encontram os constituintes da turbina (à excepção das pás do rotor), o

gerador, o veio secundário (transfere a energia mecânica da caixa de velocidades para o gerador), a

caixa de velocidades (aumenta o número de rotações do veio secundário), o travão de disco (permite

travar o rotor por questões de segurança), e os radiadores (que arrefecem o gerador e a caixa de

velocidades).

4.1.3.3. Torre

Quanto maior a altitude, melhores serão as condições para o aproveitamento da energia cinética do

vento, nomeadamente, velocidades médias mais elevadas. Dessa forma a torre constitui um elemento

indispensável para sustentar e posicionar a turbina e o rotor à altura conveniente para o seu

funcionamento ideal. É um item estrutural de grande porte e de elevada contribuição no custo inicial do

sistema. Quase todas as torres têm uma forma tubular de modo a minimizar o impacto visual, sendo

normalmente construídas em diversos troços de aço e/ou betão que são montados no local com a ajuda

de gruas.

4.1.3.4. Gerador

O gerador é o componente responsável pela conversão da energia mecânica de rotação em energia

eléctrica. A sua integração nos sistemas de conversão eólica possui alguns problemas, os quais

envolvem:

Variações na velocidade do vento;

Variações do torque de entrada;

Exigência de frequência e tensão constante na energia final produzida;

Dificuldade de manuseamento na instalação, operação e manutenção devido ao isolamento

geográfico de tais sistemas.

Existem fundamentalmente três tipos de turbinas com aplicação industrial: as máquinas assíncronas, as

máquinas assíncronas duplamente alimentadas e as máquinas síncronas de velocidade variável.

Projecto Final


Setembro 2012


23

4.1.4. Controlo de potência

As turbinas eólicas são projectadas para produzir a energia eléctrica ao menor custo possível. Nesse

sentido são geralmente concebidas de forma a poderem produzir potência máxima em velocidades do

vento de cerca de 14 metros por segundo. A concepção de turbinas que maximizem a sua produção em

ventos mais fortes não é viável, pois, a probabilidade de ocorrência de ventos com velocidades elevadas

é reduzida e surgem normalmente em rajadas. Para evitar danos nas turbinas, sempre que haja

ocorrência de ventos mais fortes do que os estipulados no projecto da turbina, é necessário

implementar sistemas de segurança que permitam controlar a velocidade de rotação do rotor. Existem

duas maneiras diferentes de o fazer nas turbinas eólicas modernas.

4.1.4.1. Pitch Controlled

O controlo de passo, e consequente angulo de ataque, é um sistema que está ligado ao controlador do

sistema e altera a configuração do angulo de ataque das pás sempre que a potência nominal do gerador

é ultrapassada devido a um aumento de velocidade do vento. Este efeito é conseguido girando as pás

em torno do seu eixo longitudinal, como se observa na figura 11.

Esta redução diminui as forças aerodinâmicas intervenientes e consequentemente a velocidade do

rotor. Para qualquer velocidade do vento superior à nominal, o valor seleccionado do ângulo

corresponde àquele que permite à turbina produzir apenas a potência nominal. Esse método possui um

controlo mais preciso, em especial junto da potência máxima e auxilia o processo de arranque e

paragem.

Figura 11: Ângulo de passo e de ataque.

Projecto Final


Setembro 2012


24

4.1.4.2. Stall Regulation

O controlo de Stall é um sistema passivo. Neste sistema as pás são colocadas com angulo de passo fixo e

não podem girar no seu eixo longitudinal mas, pela sua forma, permitem que, para velocidades

superiores à nominal, o escoamento se afaste da sua superfície, como se pode verificar na figura 12.

Desta forma, as forças de sustentação diminuem e as de arrasto aumentam resultando na diminuição da

velocidade de rotação. Para evitar que o efeito de Stall ocorra em todas as posições radiais das pás ao

mesmo tempo, o que reduziria significativamente a potência do rotor, as pás possuem uma pequena

torção longitudinal que as leva a um suave desenvolvimento deste efeito. A desvantagem deste método

de controlo face ao controlo de Pitch está no dimensionamento aerodinâmico ser mais complexo.

Figura 12: Forças de arrasto e sustentação.

Em alguns sistemas são utilizados freios (por exemplo, travões de disco) que actuam directamente no

sistema de transmissão de forma a complementar os sistemas de controlo.

4.2. Conceitos, Procedimentos e Métodos de Cálculo

Antes da instalação de qualquer equipamento de aproveitamento de energia eólica é imperativo que se

faça uma análise do potencial energético do vento com dados recolhidos no local, preferencialmente,

através de torres de medição, mas também podem ser utilizados modelos estatísticos baseados em

estações meteorológicas próximas do local. É necessário avaliar a variação do vento ao longo do dia, das

estações do ano e com a altura, durante um período mínimo de 12 meses, e preferencial de 24 meses.

Projecto Final


Setembro 2012


25

Quanto maior for o período de recolha de dados maior certeza se tem de que o estudo não se baseia

num ano atípico.

A energia eólica pode ser considerada como uma das formas de manifestar a energia proveniente do

Sol, uma vez que os ventos são causados pelo aquecimento diferenciado da atmosfera. As diferenças de

pressão atmosférica causadas pelo aquecimento diferencial terrestre provocam a deslocação de massas

de ar (vento), as quais são influenciadas pelas condições atmosféricas, por obstáculos e pelas condições

do solo.

4.2.1. Energia Cinética do vento

O aproveitamento da energia cinética do vento é efectuado através de aerogeradores (turbina +

gerador).

A energia cinética derivada das deslocações de massas de ar pode ser transformada em:

energia mecânica através de aeromotores;

energia eléctrica através ou aerogeradores.

Como se pode observar na equação 1, a potência mecânica disponível numa turbina depende

principalmente da velocidade do caudal de ar que passa através dela, fazendo com que o interesse

deste recurso seja influenciado pela intensidade e direcção do vento. Assim a potência do vento, que

passa perpendicularmente através de uma área circular, é dada pela seguinte expressão:

(eq. 1)

P - potência média do vento (W);

ρ - densidade do ar seco = 1,225 kg/m3 (PTN);

V- velocidade média do vento (m/s);

r - raio do rotor (m).

No entanto, é impossível recuperar toda a energia contida no vento.

A lei de Betz indica que, independentemente da forma construtiva da turbina, apenas 59% da energia

cinética contida no vento, pode ser transformada em energia mecânica.

Projecto Final


Setembro 2012


26

Figura 13: Tubo de Betz

A teoria de Betz coloca em modelo a passagem do ar antes e após a turbina, por um tubo de corrente

onde:

V1 é a velocidade do vento antes das pás da turbina;

V2 é a velocidade do vento após ter transferido energia às pás da turbina;

Onde V1 > V2 , sendo estas velocidades paralelas ao eixo do rotor.

O vento, ao passar na turbina, sofre uma quebra na sua velocidade, pois, a energia cinética é captada e

transformada em energia rotacional. Como consequência, a velocidade do vento final é inferior à inicial

(figura 13). A pressão do ar aumenta gradualmente na frente da torre eólica, mas, como o rotor actua

como uma barreira para o vento, a pressão do ar cai imediatamente à saída da do rotor, crescendo de

forma gradual até atingir de novo o valor da pressão atmosférica. Assim, de forma a tornar o cálculo

mais preciso, é utilizado o coeficiente Cp no cálculo da potência:

(eq. 2)

O coeficiente Cp caracteriza o nível de rendimento de uma turbina eólica e pode ser definido pela razão:

(eq. 3)

4.2.2. Curva de Potência da Turbina

A curva de potência representa a energia eléctrica que a turbina produz para as diferentes velocidades

do vento. Como se pode ver através da figura 14, pequenas alterações na velocidade do vento resultam

em grandes aumentos de potência (output). O aumento da velocidade do vento de 8 para 10 m/s,

resulta num aumento de cerca de 100% na potência, mantendo as restantes condições constantes.

Projecto Final


Setembro 2012


27

Figura 14 – Curva de Potência de uma turbina de 1.5 MW

O rendimento do sistema aerodinâmico das turbinas actuais varia entre 50 e 70% do máximo teórico. O

processo de conversão de energia mecânica em energia eléctrica tem uma eficiência de 90-95%, tendo

assim a turbina um rendimento global de 27 a 40%.

As turbinas até aos 4 m/s (cut-in wind speed) têm uma produção praticamente inexistente. Quando é

alcançada a velocidade de cut-in a produção aumenta com o aumento da velocidade do vento até ser

alcançada a velocidade nominal (rated wind speed), velocidade para a qual a turbina foi projectada. A

potência produzida pela turbina é mantida para todos os valores da velocidade enquanto esta não

ultrapassar os valores de segurança, aproximadamente, 25 m/s (cut-out wind speed) e os sistemas de

segurança da turbina efectuarem o corte de produção através dos sistemas de controlo explicados atrás

(pitch control e stall control).

4.2.3. Previsão do vento

Com o avanço da tecnologia e o crescimento da influência das energias renováveis na produção eléctrica

é, cada vez mais, necessário prever a potência associada à geração de energia proveniente dessas

fontes. Para a produção eólica têm-se em conta os seguintes efeitos das previsões de vento:

garantir a segurança de abastecimento;

ajudar na resolução dos problemas de gestão de congestionamento;

planear reservas secundárias e terciárias afectadas pelas variações de produção eólica;

traçar a gestão do armazenamento de energia;

Projecto Final


Setembro 2012


28

planear os trânsitos nas interligações;

delinear a manutenção de parques eólicos;

operar nos mercados de electricidade;

apoiar a gestão de produção em parques eólicos.

A previsão da produção eólica é desenvolvida considerando um determinado horizonte temporal. Deste

modo podem-se classificar os horizontes de previsão em:

Alguns segundos/minutos: com o objectivo de fazer o controlo das torres eólicas;

1 hora: nowcasting, estimativa da produção renovável para sistemas onde nem todos os

parques eólicos são visíveis através de SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition);

1-6 horas: Essencialmente para redes isoladas de pequena dimensão, permite a gestão de

unidades convencionais rápidas;

1-72 horas: para sistemas interligados com grandes parques eólicos;

1-7 dias: para planeamento da manutenção (extremamente útil para parques offshore);

Mais de 7 dias: está normalmente associada ao apoio na gestão das centrais eléctricas

convencionais, na gestão de recursos hídricos e na programação de acções de manutenção nos

parques eólicos.

4.2.4. Factores que influenciam o regime de ventos

As características topográficas e a rugosidade do terreno introduzem alterações na velocidade do vento,

fazendo a sua aceleração aumentar ou diminuir consoante os obstáculos que o vento encontre. Esses

factores, muitos e variados, podem ser obtidos com recurso a mapas analógicos ou digitais, imagens

aéreas e de satélite. Os dados climáticos e do terreno têm grande importância na análise de potenciais

eólicos.

Para além das características do terreno a altura é outro factor que faz variar a velocidade do vento.

Os principais factores de influência no regime de ventos são:

A variação da velocidade com a altura;

A rugosidade do terreno;

A presença de obstáculos nas redondezas;

O relevo que pode causar efeito de aceleração ou desaceleração no escoamento do ar.

Projecto Final


Setembro 2012


29

4.2.4.1. Variação da velocidade com a altura

O deslocamento do ar forma uma camada limite que se estende a grande altitude. Este deslocamento é

turbulento e por isso difícil de definir, desta forma, é importante conhecer o perfil da velocidade do

vento em função da altura.

Figura 15: Variação da velocidade do vento com a altura acima do solo

Normalmente utilizam-se dois modelos para apresentar a distribuição da velocidade com a altura. O

modelo da Lei da Potência e o modelo da Lei Logarítmica.

O modelo da Lei da Potência não possui grande precisão nos valores apresentados mas a sua

simplicidade de cálculo torna-o bastante usual. A Lei da Potência é expressa por:

(

)

(eq. 4)

V(Zr) - Velocidade na altura de referência;

V(Z) - Velocidade na altura desejada;

Zr - Altura de referência;

Z - Altura desejada;

n - Parâmetro directamente associado à rugosidade da superfície;

Projecto Final


Setembro 2012


30

O valor de "n" é utilizado como o valor referente a uma rugosidade classe 1 onde n = 1/7. A tabela 2

apresenta alguns valores do factor "n" para diferentes tipos de terreno.

DESCRIÇÃO DO TERRENO FACTOR n

Superfície lisa, lago ou oceano 0,1

Grama baixa 0,14

Vegetação rasteira (até 0,3 m), árvores ocasionais 0,16

Arbustos, árvores ocasionais 0,2

Árvores, construções ocasionais 0,22 - 0,24

Áreas residenciais 0,28 - 0,40

Tabela 2: Tabela do factor n para vários tipos de terreno

A Lei Logarítmica é um modelo mais complexo onde é considerado que o escoamento na atmosfera é

altamente turbulento. A modelagem do perfil Logarítmico utiliza o conceito de comprimento de mistura

L (mixing length) definido com a utilização da constante de Von Kármán, kc, e o comprimento de

rugosidade Z0 apresentado na tabela seguinte, que considera que a superfície da Terra nunca se

apresenta perfeitamente lisa.

TIPO DE TERRENO Z0 (M)

Plano (mar, areia, neve) 0,001 - 0,002

Moderadamente rugoso (ervas curtas, campos de cereais) 0,02 - 0,03

Rugoso (bosques e bairros) 0,3 - 2

Muito Rugoso (cidades, edifícios) 2 - 10

Tabela 3: Tabela do factor Z0 para vários tipos de terreno

Este modelo é utilizado para estimar a velocidade do vento numa determinada altura a partir de uma

altura de referência. Essa altura pode ser calculada a partir de duas expressões de perfil logarítmico:

uma para a altura de referência (Zr) e outra para a altura desejada (Z). Essa equação torna-se mais

precisa ao considerar a rugosidade em cada expressão logarítmica das alturas Z e Zr. A Lei Logarítmica é

dada por:

(

)

(

) (eq. 5)

Projecto Final


Setembro 2012


31

V(Zr) - Velocidade na altura de referência;

V(Z) - Velocidade na altura desejada;

Zr - Altura de referência;

Z - Altura desejada;

Z0 -Comprimento de rugosidade do local;

4.2.4.2. Influência da rugosidade do terreno na variação da velocidade

O vento é alvo de alguns obstáculos que introduzem perturbações que afectam o valor da sua

velocidade, direcção e sentido, podendo ainda causar pequenas turbulências na superfície. Estes

elementos são constituídos por árvores, arbustos, vegetação rasteira e construções sobre a superfície

terrestre que oferecem resistência à passagem do vento. Deste modo, a rugosidade de uma

determinada área é tanto maior quanto maior for o número de obstáculos à passagem do vento.

Figura 16: Influência da mudança de rugosidade no perfil vertical do vento

Pode-se observar na figura 16 a forma como a velocidade é afectada consoante a rugosidade de dois

terrenos. O terreno da esquerda é livre de obstáculos enquanto o da direita tem pequenas perturbações

(grama rasteira ou similar). Pelo gráfico da velocidade compreende-se facilmente a importância de

definir a altura correcta de colocação da turbina eólica. A altura h, onde o valor do vento se mantém o

mesmo para os dois níveis de rugosidade é uma função da distância x.

Assistimos, assim, a uma influência no perfil vertical do vento devido à mudança da rugosidade do valor

Z01 para Z02. A altura h, onde o valor do vento se mantém o mesmo para os dois níveis de rugosidade é

uma função da distância x. Quando a altura h da influência da mudança de rugosidade está acima da

Projecto Final


Setembro 2012


32

altura do rotor das turbinas eólicas deve-se adoptar um factor de correcção aplicado à velocidade do

vento. Caso essa altura h esteja abaixo, o efeito é minimizado podendo assim utilizar-se as medidas

como válidas. Uma alternativa para a determinação da altura h em função dos demais parâmetros

existentes na mudança de rugosidade pode ser determinada pela seguinte equação:

(

)

(eq. 6)

A rugosidade do terreno não pode ser considerada constante, pois, este está associado às mudanças

naturais da paisagem. Por exemplo, a rugosidade de um terreno de cereais em fase de plantação é

diferente da rugosidade de um campo de cereais em fase de colheita. As diferentes rugosidades do

terreno podem ser consultadas na tabela em anexo (Anexo 1) do Atlas Europeu do Vento.

4.2.4.3. Influência dos obstáculos

São considerados obstáculos todos os elementos de dimensões definidas e conhecidas que têm

influência na passagem do vento, provocando o efeito de sombreamento (formações rochosas, árvores,

construções civis, etc.).

Em zonas em que estejam presentes obstáculos a velocidade do vento, a jusante, onde se desenvolve a

esteira viscosa da velocidade, as características do escoamento são bastante afectadas. Nessas

condições o obstáculo deverá ser tratado individualmente e não como parte de um conjunto que

compõe a rugosidade do terreno. Ao se classificar um elemento como obstáculo, o mesmo não pode ser

considerado como rugosidade, e vice-versa. A área influenciada pela presença de um obstáculo, cria um

efeito de abrigo a jusante do obstáculo - Sheltering Effect – e pode estender-se até três vezes a sua

altura, no sentido vertical, e até quarenta vezes essa mesma altura, no sentido horizontal, na direcção

do escoamento do vento.

4.2.4.4. Influência do relevo

O relevo, tal como os obstáculos, tem grande influência nas características do escoamento do vento e

pode provocar, ao contrário dos obstáculos, variações positivas na velocidade do vento, conforme se

pode observar na figura 17.

Velocidade mais elevada

Projecto Final


Setembro 2012


33

Figura 17 – Velocidade do vento em função do relevo

Outras zonas perturbações geográficas como vales, montanhas e agrupamentos rochosos também terão

influência directa no regime do vento. É prática comum, utilizarem-se plantas topográficas para

descrever o tipo de relevo de um local.

A análise do escoamento de um terreno utilizando curvas de nível não é de fácil modelagem, pelo que

existem programas computacionais destinados à análise de locais eólicos que utilizam curvas de nível de

grande complexidade e detalhe.

4.2.5. Representação estatística do regime dos ventos

O regime do vento não é constante ao longo do ano e regista alterações, principalmente, com as

variações climáticas (Estações do ano). Esta influência obriga à existência de recolha de dados de vento

durante um período mínimo de 12 meses – micro-sitting. As duas grandezas, que definem um regime de

vento são assim, a velocidade média e o desvio padrão.

De modo a simplificar o armazenamento e tratamento estatístico dos dados, é costume coloca-los em

segundo formas analíticas bem conhecidas, como distribuições de probabilidades, de forma a ser

possível saber qual a probabilidade de ocorrência de ventos com determinada velocidade V. A função

densidade de probabilidade g(V) deve satisfazer dois requisitos:

O gráfico deve representar o histograma de velocidades

A função de probabilidade deve ser de fácil associação ao regime de ventos a simular

Das várias distribuições estatísticas possíveis de se aplicar no ajuste de curvas de frequência de

velocidade, as distribuições de Weibull e Rayleigh são as mais indicadas para a representação dos dados

de vento.

Projecto Final


Setembro 2012


34

4.2.5.1. Distribuição de Weibull

Para se determinar a energia produzida durante um certo intervalo de tempo é necessário recorrer ao

tratamento de dados de forma a agrupar as velocidades e a frequência com que ocorrem.

A distribuição de Weibull é o método mais comum para o tratamento estatístico de histogramas de

velocidades de vento.

A distribuição de Weibull é normalmente representada em função de "k" e "A", onde:

k - factor de forma da distribuição dos ventos;

A - factor de escala que depende da velocidade média dos ventos;

A função densidade de probabilidade de Weibull é dada pela expressão:

(

)

(

)

(eq. 7)

Figura 18: Influência do parâmetro k na curva de distribuição de Weibull

A distribuição de Weibull reduz-se à distribuição de Rayleigh quando k=2 e o factor de escala A:

√ (eq. 8)

Existem vários métodos para estimar os parâmetros da distribuição de Weibull, podendo-se optar por

uns ou por outros dependendo dos dados de vento disponíveis e do rigor exigido.

Neste trabalho, para se determinar os factores de forma e de escala foi utilizada uma regressão linear.

Segue uma breve descrição do método aplicado:

Projecto Final


Setembro 2012


35

1º Ordenação dos dados de ocorrência de velocidades por rank, do mais baixo até ao mais elevado, por

número de ocorrências

2º Cálculo de ln(V)

3º Cálculo de F(V)

4º Cálculo de ln(ln(1-F(V)))

Através deste procedimento é possível obter a equação da recta , em que o factor de forma

é igual ao declive da recta e o factor de escala é dado pela expressão:

(

) (eq. 9)

A tabela utilizada na regressão linear encontra-se em anexo (Anexo 2).

4.2.6. Cálculo da energia gerada por um sistema eólico

A energia anual produzida é o factor técnico-económico mais importante na avaliação de um projecto

eólico. A determinação da média anual da distribuição de velocidades do vento e consequente curva de

potência da turbina contribuem para que se tenha conhecimento da energia anual produzida, reduzindo

assim o risco do investimento.

Para calcular a energia gerada por um sistema eólico é necessário conhecer os elementos que definem o

regime dos ventos do local, ou seja, o histograma de velocidades do vento obtido a partir de medições

locais ou estimado a partir de curvas de distribuição de frequência e a curva de potência medida da

turbina eólica. Para se determinar a energia gerada é necessário calcular a potência disponível (Pd) e a

potência gerada (Pg). A potência disponível no vento é dada por:

(eq. 10)

ρ - massa específica do ar (em geral, utiliza-se o valor médio de 1,225 kg/m3);

V - velocidade do vento;

A - área varrida pelas pás do rotor.

A potência gerada pela turbina eólica é dada por:

(eq. 11)

Projecto Final


Setembro 2012


36

η - rendimento total do sistema.

4.2.6.1. Procedimento para cálculo da energia gerada por um sistema eólico

Para se avaliar a viabilidade económica de uma instalação eólica, é necessário conhecer a energia

produzida, o esquema da figura 19 ilustra o procedimento para se determinar a energia produzida

anualmente.

Figura 19: Algoritmo de cálculo da energia produzida por um parque eólico

Normalmente, é necessário proceder à distribuição das turbinas pelo local a explorar, mas para efeitos

deste trabalho, não será tido em conta, pois, não houve acesso ao mapa geográfico do local de recolha

dos dados de vento.

Será necessário realizar correcções nos valores dos factores de forma e escala de acordo com a altura da

turbina.

(

)

(

)

(eq. 12)

Selecção da turbina

Ajuste dos parametros A e k

Distribuição de Weibull

Cálculo da EAP

Redução das perdas

EAP total

Projecto Final


Setembro 2012


37

(

)(

)

(eq. 13)

H - altura da torre das turbinas

HR - altura em que foram efectuadas as medições

z0 - rugosidade do solo

Depois de se fazer o ajuste dos factores de forma e de escala, e para se conseguir efectuar o cálculo da

Energia Anual Produzida (EAP), é necessário conhecer a curva de potência da turbina.

Figura 20: Curva de potência da turbina Vestas V90-1.8MW

De seguida procede-se ao cálculo da Distribuição de Weibull através da expressão:

(

)

(

)

(eq. 14)

O que resulta no seguinte gráfico:

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 5 10 15 20 25 30

Po

tên

cia

(kW

)

Velocidade (m/s)

Curva de Potência da Turbina

Projecto Final


Setembro 2012


38

Figura 21 – Exemplo da Distribuição de Weibull

Com a distribuição de Weibull determinada é possível calcular a EAP para cada velocidade do vento. A

expressão para o cálculo da EAP é dada por:

∫

(eq. 15)

f(V) – densidade probabilidade da velocidade média do vento

P(V) – característica eléctrica de conversão da energia eólica

Vs – wind cut-in speed

VM – wind cut-out speed

Como não se possui a função da curva de potência, é possível simplificar o cálculo da EAP utilizando a

expressão:

(eq. 16)

Pn – potência da turbina para a velocidade n

f(V)n – Valor da Distribuição de Weibull para a velocidade n

0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

18.00%

0 5 10 15 20 25 30

Pro

bab

ilid

ade

(%

)

Velocidade (m/s)


Projecto Final


Setembro 2012


39

Projecto Final


Setembro 2012


40

5. Análise do Potencial Eólico A recolha dos dados de vento utilizados nesta análise foi efectuada pela empresa MEGAJOULE e

disponibilizada em bruto num ficheiro do Software EXCEL.

Estando os dados em bruto foi necessário proceder à análise e organização dos mesmos, eliminando os

erros. Como é possível verificar no Anexo 6, na análise sumária para cada mês de registo, há diversos

períodos com dados em falta. Sem ter acesso a mais informações acerca do motivo pela qual não foram

registados quaisquer valores, só nos resta ignorar tais acontecimentos e efectuar os cálculos baseando-

se nos valores para os quais existem ocorrências.

Para proceder à análise do potencial eólico do local de estudo serão utilizados os métodos descritos nos

capítulos anteriores, com recurso ao Software EXCEL e à folha de cálculo em ficheiro anexo a este

relatório. Desta forma serão apenas colocados, neste trabalho, os valores finais obtidos através dos

cálculos.

5.1. Características técnicas da Turbina A turbina escolhida para este para este trabalho foi a turbina V90-1.8MW da Vestas e o quadro seguinte

apresenta um resumo das suas características técnicas:

Tipo V90

Potência estipulada 1.8MW

Diâmetro do rotor 90 m

Altura do Eixo 80 / 95 / 105

Controlo de potência Pitch System

Velocidade do Rotor 9.0 – 14.9 rpm

A ficha completa das características técnicas da turbina pode ser consultada no ficheiro anexo a este

trabalho – Turbina Vestas V90.

Projecto Final


Setembro 2012


41

5.2. Cálculo da EAP O quadro seguinte apresenta o resumo dos cálculos efectuados no Software EXCEL utilizando os

métodos e fórmulas descritos nos capítulos anteriores deste trabalho. Como não houve possibilidade de

acesso à identificação do local, assumiu-se a rugosidade do terreno de 0,05, considerando que o local

em estudo é uma área de cultivo de cereais em campo aberto.

Determinados os factores de forma e escala e conhecendo a altura de instalação da turbina (95 metros)

procede-se à determinação da distribuição de Weibull e ao histograma de distribuição de velocidades

apresentados de seguida.

Figura 22 – Distribuição de Weibull anual

0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

18.00%

0 5 10 15 20 25 30

Pro

bab

ilid

ade

(%

)

Velocidade (m/s)


Vmédia (m/s)

Ah (m/s)

KH Fluxo de Pot.

(W/m²) Rug. do

Terreno (Z0) Altura de Ref. (m)

Altura do Rotor (m)

Horas Ano (h)

Pot. Turbina (MW)

6,174 5,715 2,088 136,251 0,05 81 95 8760 1,8

Projecto Final


Setembro 2012


42

Figura 23 – Histograma de frequência de velocidades anual

0.00%

5.00%

10.00%

15.00%

20.00%

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Fre

qu

en

cy (

%)

Speed (m/s)

Windspeed Histogram Yearly

Projecto Final


Setembro 2012


43

De seguida procede-se ao cálculo da EAP utilizando a forma expressa na equação 16 e demonstrada na

seguinte tabela, assim como no ficheiro EXCEL em anexo – Local 099.

vmed TOTAL de Acontecimentos

Densidade de Probabilidade


Vestas V90-1.8MW

Energia Anual Produzida

0 1207 2.71% 0.00% 0 0

1 1848 4.14% 5.34% 0 0

2 3081 6.91% 10.42% 0 0

3 4329 9.70% 13.97% 0 0

4 5589 12.53% 15.42% 84 56716.080

5 6240 13.99% 14.83% 186 175346.864

6 6785 15.21% 12.74% 338 292299.043

7 5740 12.87% 9.89% 550 384784.843

8 3992 8.95% 7.00% 832 423760.909

9 2801 6.28% 4.53% 1177 398874.374

10 1528 3.43% 2.69% 1527 318997.820

11 774 1.74% 1.47% 1741 210618.375

12 389 0.87% 0.74% 1794 114578.856

13 197 0.44% 0.34% 1800 53981.293

14 72 0.16% 0.15% 1800 23100.794

15 22 0.05% 0.06% 1800 9102.678

16 6 0.01% 0.02% 1800 3309.078

17 7 0.02% 0.01% 1800 1109.961

18 0 0.00% 0.00% 1800 343.562

19 0 0.00% 0.00% 1800 98.132

20 0 0.00% 0.00% 1800 25.865

21 0 0.00% 0.00% 1800 6.290

22 0 0.00% 0.00% 1800 1.412

23 0 0.00% 0.00% 1800 0.292

24 0 0.00% 0.00% 1800 0.056

25 0 0.00% 0.00% 1800 0.010

TOTAL 44607 100.00% 99.62% 2 467 057 kWh

Ao valor da EAP, 2 467 057 kWh, têm de ser deduzidas as perdas que, para efeito deste trabalho, foram

consideradas serem de 5%.

Projecto Final


Setembro 2012


44

Atendendo a este valor, é possível construir o quadro seguinte, onde se ilustra, a Energia Anual

Produzida assim como as horas equivalentes de produção.

EAPTotal Perdas (5%) EAPEfectivo Horas Equivalentes

2 467 057 kWh 124 805 kWh 2 343 704 kWh 1 302 h

5.3. Orientação da Turbina Conhecido o valor de EAP é necessário determinar qual a orientação ideal da turbina. Com recurso

apenas ao Software EXCEL não é possível definir uma Rosa dos Ventos mas é possível obter intervalos

para os quais a orientação é mais frequente.

O quadro seguinte apresenta a recolha estatística das direcções ao longo de um ano de micro-sitting.

Direcção do vento

Intervalo em graus

Número de ocorrências

0-30 1972

30-60 1654

60-90 1945

90-120 3987

120-150 4319

150-180 4710

180-210 4010

210-240 3407

240-270 4236

270-300 4556

300-330 6318

330-360 3493

TOTAL 44607

Projecto Final


Setembro 2012


45

Olhando para a coluna identificada como número de ocorrências é facilmente visível que a direcção 300-

330 graus apresenta o maior número de incidências (14%), sendo por isso o intervalo de direcções a

respeitar aquando da instalação da turbina. De um modo simplificado isto significa que a turbina deve

apresentar uma orientação relativa de 0º a -30º Este.

0-30 4% 30-60

4% 60-90

4%

90-120 9%

120-150 10%

150-180 11%

180-210 9%

210-240 8%

240-270 9%

270-300 10%

300-330 14%

330-360 8%

Projecto Final


Setembro 2012


46

6. Análise Económica A energia eólica, tal como qualquer outra forma de energia, não é mais que um produto económico e,

por esse motivo, só justifica o seu investimento se for rentável para o investidor. Acrescentemos a esta

(forte) componente de incentivo o benefício económico que advém da possibilidade de se reduzir a

exposição da economia nacional às variações do petróleo e temos a receita ideal para aumentar a nossa

independia energética.

Com os avanços da tecnologia e crescimento das turbinas (aumento de potência produzida),

aumentando também o seu rendimento, foi possível assistir a uma redução nos custos de investimento.

Actualmente, o investimento na instalação de uma turbina eólica de grandes dimensões cifra-se em

1,1M€/mW instalado.

A produção de energia eólica não está dependente de qualquer tipo de combustível pelo que o peso dos

preços do petróleo não tem qualquer impacto sobre os custos de produção, surgindo assim mais uma

mais-valia para a produção eléctrica através de turbinas eólicas.

Investment (€/MW)

Turbine (ex works) 828,000.00 €

Foundation 70,000.00 €

Electric Installation 15,000.00 €

Grid Connection 97,000.00 €

Control Systems 4,000.00 €

Consultancy 15,000.00 €

Land 40,000.00 €

Financial Costs 15,000.00 €

Road 7,000.00 €

Interligação à Rede 50,000.00 €

TOTAL 1,141,000.00 €

Tabela 2 – Custos de Instalação de uma Turbina Eólica – €/MW

Na tabela 2 apresenta-se a estrutura típica de preços para a instalação de uma turbina eólica de 1MW. É

facilmente perceptível que o principal responsável pelo elevado custo de instalação é o preço inicial da

turbina. Para além destes custos iniciais de instalação é importante considerar os custos de

manutenção, pois, tal como todos os equipamentos mecânicos, as turbinas eólicas necessitam de

Projecto Final


Setembro 2012


47

manutenção especializada para que mantenham o seu bom funcionamento. Os custos típicos dos

serviços de manutenção são apresentados na tabela 3.

Recurring Costs

Year Per Year Total

Management

12 18,000.00 € 216,000.00 €

Land Rights 2.50% 12 4,980.37 € 59,764.45 €

Maintenance

12 20,000.00 € 240,000.00 €

Maintenance @ 2 Years

2 7,031.11 € 14,062.22 €


3 11,718.52 € 35,155.56 €


5 16,405.93 € 82,029.63 €


2 21,093.33 € 42,186.67 €


3 23,202.67 € 69,608.00 €

TOTAL 758,806.53 €

Tabela 3 – Custos de Manutenção

Analisando a tabela da manutenção e atendendo ao valor da manutenção total para um período de 12

anos é possível compreender e aceitar que os custos da manutenção vão ter um peso elevado no custo

da energia (custos de manutenção são aprox. 67% dos custos de instalação).

Na próxima tabela (tabela 4) apresentam-se as considerações do custo do kWh produzido e do custo dos

certificados de CO2, assim como do income anual total para a produção da turbina (2 343 704 kWh).

Nº de Turbinas 1

Produção de 1 Turbina 2 343 704 kWh

Income Recurrente

Preço por kWh (PPA) 0.0850 €/kWh

PPA - Power Purchase Agreement 199,214.82 € Total Income (PPA) 199,214.82 €

CO2 Certificates 5,273.33 €

1 kWh by diesel 0.45 kg CO2

Total 204,488.15 €

Emissões Evitadas 1,055 t

Preço Tonelada CO2 5.00 €

Beneficios CO2 de PCF 5,273.33 €

Tabela 4 – Valores considerados para a análise económica da turbina Vestas V90

Projecto Final


Setembro 2012


48

6.1. Métodos de avaliação Para se poder obter uma análise económica é necessário obter, em primeiro lugar, os valores

correspondentes aos investimentos e em segundo lugar os valores correspondentes aos ganhos (cash-

flow). Há que ter em conta os seguintes factores:

investimento a realizar;

poupanças geradas;

valor residual dos equipamentos, no final da sua vida útil;

Os custos de manutenção;

O custo de oportunidade.

Para se poder comparar vários projectos há que determinar o Valor Actual Líquido (VAL), a Taxa Interna

de Rentabilidade (TIR) e o Período de Recuperação do Investimento (PRI).

6.1.1. Valor Actual Líquido (VAL)

No cálculo do VAL entram todos os investimentos, rendas e os valores residuais, sendo possível calcular

a VAL pela expressão geral:

∑

(eq. 17)

FCk – fluxo de caixa no instante k

No instante k=0, FC0 corresponde ao investimento inicial e tem de ser considerado com sinal negativo,

assim como todas as componentes de custo FC, enquanto as componentes de benefício devem ter sinal

positivo.

∑

∑

(eq. 18)

Se o valor do VAL for positivo o projecto será economicamente viável, enquanto se o VAL for negativo o

é economicamente inviável e não deve ser executado. A situação de VAL =0 é o caso limite em que o

investidor recebe apenas o valor investido.

Projecto Final


Setembro 2012


49

6.1.2. Taxa Interna de Rendibilidade (TIR)

A Taxa Interna de Rentabilidade (TIR) é a taxa de actualização do projecto que dá o VAL nulo. A TIR é a

taxa que o investidor obtém em média em cada ano sobre os capitais que se mantêm investidos no

projecto, enquanto o investimento inicial é recuperado progressivamente. É dada pela seguinte

equação:

∑

∑

(eq. 19)

O valor obtido diz-nos até que valores da taxa os capitais investidos podem ser renumerados de forma

ao projecto ser viável. Quando este valor é superior ao custo de oportunidade (i%), o projecto é

economicamente atraente e viável, sendo a distância entre estas um indicador da robustez da solução

face ao risco.

6.1.3. Período de Recuperação do Investimento (PRI)

Este método calcula o número de anos necessários para que o capital inicial seja recuperado.

Este método dispõe de duas fórmulas de cálculo:

uma aproximada em que se reparte o valor capitalizado dos fluxos de caixa pelo número de

anos do projecto:

∑

(∑

)

(eq. 20)

uma exacta, em que se reduz os fluxos de caixa a uma renda equivalente e depois verifica-se

qual o n que conduz a que, à taxa do custo de oportunidade, a renda equilibre o investimento

Não se deve utilizar o PRI para comparar diferentes projectos, já que diferentes projectos podem ter

diferentes implicações (por exemplo, tempos de vida diferentes).

De uma forma simples, os projectos com o PRI mais baixo são mais atraentes do ponto de vista do

investidor.

Projecto Final


Setembro 2012


50

6.2. Simulação Económica Utilizando o Software EXCEL conseguimos facilmente obter os valores do VAL e da TIR, assim como o PRI

para um possível projecto no Local 099. A tabela 5 apresenta os valores finais da, da VAL e da TIR.

Assumindo um índice de risco de 5%. A tabela utilizada no cálculo destes factores pode ser consultada

no Anexo 3, deste documento.

VAL - 494,339.89 €

TIR 1.03%

PRI 25 anos

Tabela 5 – VAL, TIR e PRI para a turbina Vestas V90

Pelos valores apresentados, e considerando as definições de VAL e TIR é facilmente perceptível que não

é viável proceder à instalação de uma turbina eólica no Local 099. Apesar da TIR ser positiva, é baixa e os

grupos de investimento raramente assumem o risco se os valores forem abaixo dos dois dígitos.

Projecto Final


Setembro 2012


51

7. Soluções alternativas Para auxiliar o crescimento do número de parques eólicos e consequente produção surgira, durante

várias anos, incentivos à produção, garantido valores fixos de remuneração para os

investidores/produtores. A análise económica num projecto de produção de energia é indispensável

para determinar a sua viabilidade.

No exemplo apresentado neste trabalho, pelos valores da VAL e TIR é possível observar que não há

viabilidade económica na instalação da turbina Vestas V90-1.8MW, desta forma, e recorrendo aos

mesmos métodos de cálculo utilizados anteriormente, serão estudadas duas alternativas para verificar

se há a possibilidade de aproveitamento do Local 099.

7.1. Solução Alternativa 1 – Turbina Enercon E92 A turbina escolhida para este para a solução alternativa 1 foi a turbina E92 da Enercon e o quadro

seguinte apresenta um resumo das suas características técnicas:

Tipo E92

Potência estipulada 2.35 MW

Diâmetro do rotor 92 m

Altura do Eixo 85 / 98 / 104 / 108 / 138

Controlo de potência Pitch System

Velocidade do Rotor 5.0 – 16.0 rpm

A ficha completa das características técnicas da turbina pode ser consultada no ficheiro anexo a este

trabalho – Turbina Enercon E92.

Projecto Final


Setembro 2012


52

Considerando os mesmos pressupostos (altura, rugosidade, factor de forma e escala) que foram

utilizados no cálculo da EAP da turbina Vestas V90 é possível gerar valores de EAP para a turbina

Enercon E92. A tabela seguinte, apresenta os valores de produção anual, o custo do kWh produzido, o

custo dos certificados de CO2 e o income anual total.

Nº de Turbinas 1


Income Recurrente


PPA - Power Purchase Agreement 237,082.63 € Total Income (PPA) 237,082.63 €



Total 243,358.35 €




Tabela 6 – Valores considerados para a análise económica da turbina Enercon E92

Utilizando os valores obtidos na tabela 6 obtém-se o VAL, TIR e PRI de um investimento na instalação de

uma turbina Enercon E92, apresentado de seguida na tabela 7, considerando que o custo de

investimento por MW instalado se mantém. A tabela do Anexo 4, apresenta todos os valores utilizados

no cálculo do VAL e da TIR.

VAL - 676,038.06 €

TIR 0.70%

PRI +25 anos

Tabela 7 – VAL, TIR e PRI para a turbina Enercon E92

Tal como sucedeu com a turbina Vestas V90, e de forma mais agravada, não é viável proceder ao

investimento numa turbina Enercon E92, bastando observar os valores do VAL e da TIR calculados.

Projecto Final


Setembro 2012


53

7.2. Solução Alternativa 2 – Parque composto por 15 Turbinas Vestas

V90-1.8MW Tendo resultados negativos na determinação do Valor Actual Líquido sempre que se estuda

investimentos em apenas uma turbina para produção eólica no Local 099, a solução alternativa 2, visa

fazer a análise económica de um parque constituído por 15 turbinas Vestas V90-1.8MW colocadas a 135

metros de altura.

A tabela seguinte apresenta os novos valores dos factores de forma e escala, que por sua vez irão fazer

alterar a distribuição de Weibull e, será espectável, a quantidade de energia produzida, pois, tal como

foi ilustrado anteriormente, a velocidade do vento aumenta com a altitude.

Vmédia (m/s)

Ah (m/s)

KH Fluxo de Pot.

(W/m²) Rug. do

Terreno (Z0) Altura de Ref. (m)

Altura do Rotor (m)

Horas Ano (h)

Pot. Turbina (MW)

6,174 5,992 2,129 136,251 0,05 81 135 8760 1,8

Projecto Final


Setembro 2012


54

Com estes valores, constrói-se o quadro seguinte:

vmed TOTAL de Acontecimentos

Densidade de Probabilidade


Vestas V90-1.8MW

Energia Anual Produzida

0 1207 2.71% 0.00% 0 0

1 1848 4.14% 4.60% 0 0

2 3081 6.91% 9.34% 0 0

3 4329 9.70% 12.94% 0 0

4 5589 12.53% 14.75% 84 54260.241

5 6240 13.99% 14.67% 186 173496.512

6 6785 15.21% 13.05% 338 299619.107

7 5740 12.87% 10.52% 550 409329.554

8 3992 8.95% 7.74% 832 468616.119

9 2801 6.28% 5.22% 1177 459236.648

10 1528 3.43% 3.23% 1527 382892.134

11 774 1.74% 1.84% 1741 263859.918

12 389 0.87% 0.97% 1794 149963.132

13 197 0.44% 0.47% 1800 73867.838

14 72 0.16% 0.21% 1800 33068.671

15 22 0.05% 0.09% 1800 13636.439

16 6 0.01% 0.03% 1800 5188.787

17 7 0.02% 0.01% 1800 1821.807

18 0 0.00% 0.00% 1800 590.160

19 0 0.00% 0.00% 1800 176.363

20 0 0.00% 0.00% 1800 48.611

21 0 0.00% 0.00% 1800 12.355

22 0 0.00% 0.00% 1800 2.895

23 0 0.00% 0.00% 1800 0.625

24 0 0.00% 0.00% 1800 0.124

25 0 0.00% 0.00% 1800 0.023

TOTAL 44607 100.00% 99.62% 2 789 688 kWh

Tal como se fez anteriormente, há que considerar 5% de perdas sobre o valor total da EAP. Resultando

em:

EAPTotal Perdas (5%) EAPEfectivo Horas Equivalentes

2 789 688 kWh 139 484 kWh 2 650 204 kWh 1 472 h

Projecto Final


Setembro 2012


55

Nº de Turbinas 15


Produção Total do Parque 39 753 055 kWh

Income Recurrente


PPA - Power Purchase Agreement 3,379,009.67 € Total Income (PPA) 3,379,009.67 €



Total 3,468,454.04 €




Tabela 8 – Valores considerados para a análise económica de parque de 15 turbinas Vestas V90-1.8MW

Determinando em seguida os custos de CO2, o income anual total e o custo do kWh (tabela 8) é possível

obter a VAL, TIR e PRI para este tipo de investimento.

VAL 2,461,233.53 €

TIR 6.23%

PRI 14 anos

Tabela 7 – VAL, TIR e PRI para a turbina Enercon E92

Na tabela apresentada no Anexo 5 é possível consultar os cálculos do VAL, TIR e PRI, assim como os

cash-flow actualizados e períodos de investimento e custos de manutenção anuais.

O investimento num parque de 15 turbinas é um investimento atractivo, tendo o VAL positivo e no valor

de mais de 2 M€, e uma TIR com uma taxa de risco abaixo da taxa de actualização (que foi considerada

ser de 5%) e que teria um período de retorno de 14 anos, valor um pouco acima do expectável para um

investimento desta dimensão, mas que, ainda assim, está dentro de um período de retorno aceitável.

Projecto Final


Setembro 2012


56

8. Conclusões O presente trabalho reforça a ideia de que a produção de electricidade através da energia eólica se

obtém de forma limpa e barata, reduzindo as emissões de GEE. Mas, como se pode observar pelos

resultados obtidos no estudo das 3 soluções apresentadas, a instalação de turbinas eólicas está

dependente de algumas variáveis. O facto de haver abundância de vento e ausência de obstáculos, só

por si não torna um projecto viável, pelo que é imperativo fazer recolha de dados ao longo de vários

meses para que se possa fazer uma análise estatística apurada do regime do vento.

Apesar de se poder obter dados aparentemente satisfatórios numa recolha de vento, só determinando a

Energia Anual Produzida e fazendo a análise económica, tendo como a escolha do equipamento a

instalar, é que torna possível afirmar se um projecto é economicamente viável ou não. No primeiro caso

apresentado, em que se equacionou a instalação de apenas uma turbina Vestas V90 a 95 metros de

altitude, é claramente visível que não é um investimento viável, pois, a VAL e TIR apresentam valores

demasiado baixos. O mesmo aconteceu com a solução alternativa 1, com a turbina da Enercon.

Na solução alternativa 2, como se aumentou o número de turbinas a instalar no parque, dissolvendo os

custos de transporte, instalação, operação e manutenção, que anteriormente se encontram focados

apenas em uma turbina, foi possível reduzir o período de retorno. É de salientar que a solução

alternativa 2 apenas se torna economicamente rentável quando se aumenta a altura da instalação das

turbinas dos 95 para os 135 metros, aumentando assim EAP e, consequentemente, as Horas

Equivalentes de produção eléctrica.

Para finalizar, é possível afirmar, com base nos dados obtidos nos cálculos realizados neste trabalho, que

todos os projectos com Horas Equivalentes abaixo das 1200-1300 horas são projectos pouco (ou nada)

viáveis, pelo que devem ser procurados outros sites para construção de parques eólicos, procurar

alternativas no mercado das turbinas eólicas, ou renegociar o custo dos equipamentos, de instalação e

manutenção do parque.

É de salientar que a energia eólica terá de funcionar sempre como uma contribuição para a produção de

energia eléctrica e nunca poderá simplesmente substituir as formas convencionais de produção

eléctrica, pois, o seu carácter intermitente, quer de imprevisibilidade, quer de variabilidade (haver ou

não vento, com intensidade suficiente ou não para gerar produção), é demasiado elevado. Desta forma,

uma das hipóteses para a utilização contínua da energia eléctrica, aumentando assim a sua eficiência,

seria coordenar a produção eólica com a produção das grandes hídricas, fazendo o bombeamento de

água permitindo a sua reutilização nas grandes hídricas.

Para terminar, quero realçar a importância da utilização das energias renováveis na redução da emissão

de GEE (gases de efeito de estufa) e reforçar a importância que este tipo de produção de energia tem na

factura energética do nosso país, reduzindo a dependência e importância dos preços do petróleo nos

mercados internacionais.

Projecto Final


Setembro 2012


57

9. Bibliografia

PEREIRA, Enio; LIMA, Jorge. Solar and Wind Energy Resource Assessment in Brazil. National Institute for

Space Research, 1st Edition, May 2008.

PETRY, Adriane; MATUELLA, Jussara. Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Geração de Energia

Empregando o “Software” Livre Alwin. 2007

LOPES, Alexandre. Produção Eólica e Enquadramento Técnico-Económico em Portugal. 2009

FERREIRA, Jorge; MARTINS, Fernando. Ventos de Mudança. A Energia Eólica em Portugal. E-Geo, Centro

de Estudos de Geografia e Planeamento Regional.

CASTRO, Rui. Introdução à Energia Eólica. Energias Renováveis e Produção Descentralizada. Edição 1.

Janeiro 2003.

WIND RESOURCE ASSESSMENT HANDBOOK. Fundamentals for Conducting a Sucessful Monitoring

Program. National Reneawble Energy Laboratory, 1617 Cole Boulevard, April 1997.

GWEC (Global Wind Energy Council). Global Wind Report. Annual Market update 2011, March 2012.

EUROBSERV’ER. The State of Renewable Energies in Europe. 1º Bilan EurObserv’ER 2011 Edition.

DGEG. Estatísticas Rápidas de Junho 2012. Direcção Geral da Energia e Geologia, nº 88.

Apontamentos Pós-Graduação em Energias Renováveis. TÜV Rheinland, 2012.

Sites Consultados no âmbito deste projecto:

http://www.enercon.com/

http://pdf.directindustry.com/pdf/enercon-20877.html

http://www.vestas.com/

http://www.dgeg.pt/

http://www.greenrhinoenergy.com/renewable/wind/wind_technology.php

http://www.4coffshore.com/offshorewind/

http://www.gwec.net/

http://www.megajoule.pt/

http://www.enercon.com/

http://pdf.directindustry.com/pdf/enercon-20877.html

http://www.vestas.com/

http://www.dgeg.pt/

http://www.greenrhinoenergy.com/renewable/wind/wind_technology.php

http://www.4coffshore.com/offshorewind/

http://www.gwec.net/

http://www.megajoule.pt/

Projecto Final


Setembro 2012


58

Projecto Final


Setembro 2012


59

Anexo 1

Tabela de rugosidade do terreno do Atlas Europeu do Vento

Roughness Class Roughness Length (m) Energy Index (%) Landscape Type

0 0,0002 100 Water Surface

0,5 0,0024 73

Completely open terrain with a smooth surface, e.g. concrete runways in airports, mowed grass, etc.

1 0,03 52

Open agricultural area without fences and hedgerows and very scattered buildings. Only softly rounded hills

1,5 0,055 45

Agricultural land with some houses and 8 meter tall sheltering hedgerows with a distance of approx.1250 meters

2 0,1 39

Agricultural land with some houses and 8 meter tall sheltering hedgerows with a distance of approx.500 meters

2,5 0,2 31

Agricultural land with many houses, shrubs and plants, or 8 meter tall sheltering hedgerows with a distance of approx. 250 meters

3 0,4 24

Villages, small towns, agricultural land with many or tall sheltering hedgerows, forests and very rough and uneven terrain

3,5 0,8 18 Larger cities with tall buildings

4 1,6 13 Very large cities with tall buildings and skyscrapers

Definition according to the European Wind Atlas, WAsP

Projecto Final


Setembro 2012


60

Anexo 2

Tabela e Gra fico de Regressa o Linear

Rank ln(V) F(V) ln(ln(1/(1-F(V)))

1207 #NÚM! 0.027057927 -3.596091258

3055 0 0.068485473 -2.645871574

6136 0.693147181 0.137553802 -1.91066118

10465 1.098612289 0.234599175 -1.319175566

16054 1.386294361 0.359890603 -0.807175859

22294 1.609437912 0.499775825 -0.367159817

29079 1.791759469 0.651878587 0.053734086

34819 1.945910149 0.780555057 0.416506533

38811 2.079441542 0.870045732 0.71323049

41612 2.197224577 0.932837159 0.993486986

43140 2.302585093 0.967091105 1.227888223

43914 2.397895273 0.984442253 1.426283177

44303 2.48490665 0.993162661 1.606504959

44500 2.564949357 0.99757891 1.795674673

44572 2.63905733 0.99919297 1.963209584

44594 2.708050201 0.999686155 2.087733464

44600 2.772588722 0.99982066 2.154807208

44607 2.833213344 0.999977582 2.370773367

44607 2.890371758 0.999977582 2.370773367

44607 2.944438979 0.999977582 2.370773367

44607 2.995732274 0.999977582 2.370773367

44607 3.044522438 0.999977582 2.370773367

44607 3.091042453 0.999977582 2.370773367

44607 3.135494216 0.999977582 2.370773367

44607 3.17805383 0.999977582 2.370773367

44607 3.218875825 0.999977582 2.370773367

Projecto Final


Setembro 2012


61

Factor de Forma, k = 2,070

Factor de Escala, A = 5,594 (m/s)

y = 2.0702x - 3.5642 R² = 0.9956

-2.5

-2

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

Títu

lo d

o E

ixo

Título do Eixo

Regressão Linear - Weibull (anual)

Projecto Final


Setembro 2012


62

Anexo 3

Ca lculo de Cash-flows, VAL, TIR e PRI da Turbina Vestas V90-1.8MW

Yr Maint. Costs Invest. Costs Income Yearly Cash-Flow Cash-Flow Actualizado Discounted Cash-Flow

0 - € - 2,013,800.00 € - € - 2,013,800.00 € - 2,013,800.00 € - 2,013,800.00 €

1 - 50,011.48 € - € 204,488.15 € 154,476.67 € 147,120.64 € - 1,866,679.36 €

2 - 50,011.48 € - € 204,488.15 € 154,476.67 € 140,114.89 € - 1,726,564.47 €

3 - 54,698.89 € - € 204,488.15 € 149,789.26 € 129,393.60 € - 1,597,170.87 €

4 - 54,698.89 € - € 204,488.15 € 149,789.26 € 123,232.00 € - 1,473,938.87 €

5 - 54,698.89 € - € 204,488.15 € 149,789.26 € 117,363.81 € - 1,356,575.06 €

6 - 59,386.30 € - € 204,488.15 € 145,101.86 € 108,277.24 € - 1,248,297.82 €

7 - 59,386.30 € - € 204,488.15 € 145,101.86 € 103,121.18 € - 1,145,176.64 €

8 - 59,386.30 € - € 204,488.15 € 145,101.86 € 98,210.65 € - 1,046,966.00 €

9 - 59,386.30 € - € 204,488.15 € 145,101.86 € 93,533.95 € - 953,432.05 €

10 - 59,386.30 € - € 204,488.15 € 145,101.86 € 89,079.95 € - 864,352.09 €

11 - 64,073.70 € - € 204,488.15 € 140,414.45 € 82,097.42 € - 782,254.67 €

12 - 64,073.70 € - € 204,488.15 € 140,414.45 € 78,188.02 € - 704,066.65 €

13 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 73,346.16 € - 630,720.50 €

14 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 69,853.48 € - 560,867.02 €

15 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 66,527.13 € - 494,339.89 €

16 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 63,359.17 € - 430,980.73 €

17 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 60,342.06 € - 370,638.66 €

18 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 57,468.63 € - 313,170.03 €

19 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 54,732.03 € - 258,438.00 €

20 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 52,125.74 € - 206,312.26 €

21 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 49,643.57 € - 156,668.69 €

22 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 47,279.59 € - 109,389.10 €

23 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 45,028.18 € - 64,360.93 €

24 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 42,883.98 € - 21,476.95 €

25 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 40,841.88 € 19,364.93 €

Taxa de Actualização VAL TIR

5.00% - 494,339.89 € 1.03%

Projecto Final


Setembro 2012


63

Anexo 4

Ca lculo de Cash-flows, VAL, TIR e PRI da Turbina Enercon E92

Yr

Maintenance Costs

Investment Costs

Income Yearly Cash-Flow

Cash-Flow Actualizado

Discounted Cash-Flow

0 - € - 2,559,300.00 € - €

- 2,559,300.00 € - 2,559,300.00 € - 2,559,300.00 €

1 - 52,294.69 € - € 243,358.35 €

191,063.66 € 181,965.39 € - 2,377,334.61 €

2 - 52,294.69 € - € 243,358.35 €

191,063.66 € 173,300.37 € - 2,204,034.24 €

3 - 57,873.10 € - € 243,358.35 €

185,485.24 € 160,229.13 € - 2,043,805.11 €

4 - 57,873.10 € - € 243,358.35 €

185,485.24 € 152,599.17 € - 1,891,205.94 €

5 - 57,873.10 € - € 243,358.35 €

185,485.24 € 145,332.54 € - 1,745,873.40 €

6 - 63,451.52 € - € 243,358.35 €

179,906.83 € 134,249.25 € - 1,611,624.15 €

7 - 63,451.52 € - € 243,358.35 €

179,906.83 € 127,856.42 € - 1,483,767.73 €

8 - 63,451.52 € - € 243,358.35 €

179,906.83 € 121,768.02 € - 1,361,999.70 €

9 - 63,451.52 € - € 243,358.35 €

179,906.83 € 115,969.55 € - 1,246,030.16 €

10 - 63,451.52 € - € 243,358.35 €

179,906.83 € 110,447.19 € - 1,135,582.97 €

11 - 69,029.93 € - € 243,358.35 €

174,328.41 € 101,926.21 € - 1,033,656.76 €

12 - 69,029.93 € - € 243,358.35 €

174,328.41 € 97,072.58 € - 936,584.17 €

13 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 91,118.82 € - 845,465.35 €

14 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 86,779.83 € - 758,685.52 €

15 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 82,647.46 € - 676,038.06 €

16 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 78,711.86 € - 597,326.20 €

17 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 74,963.68 € - 522,362.52 €

18 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 71,393.98 € - 450,968.54 €

19 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 67,994.27 € - 382,974.27 €

20 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 64,756.45 € - 318,217.83 €

21 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 61,672.81 € - 256,545.02 €

22 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 58,736.00 € - 197,809.02 €

23 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 55,939.05 € - 141,869.96 €

24 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 53,275.29 € - 88,594.68 €

25 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €

171,818.13 € 50,738.37 € - 37,856.31 €


5% - 676,038.06 € 0.70%

Projecto Final


Setembro 2012


64

Anexo 5

Ca lculo de Cash-flows, VAL, TIR e PRI de um parque de 15 Turbinas Vestas V90-1.8MW

Yr

Maintenance Costs

Investment Costs Income Yearly Cash-Flow

Cash-Flow Actualizado

Discounted Cash-Flow

0 - € - 29,607,000.00 € - € - 29,607,000.00 € - 29,607,000.00 € - 29,607,000.00 €

1 - 241,734.41 € - € 3,468,454.04 € 3,226,719.63 € 3,073,066.32 € - 26,533,933.68 €

2 - 241,734.41 € - € 3,468,454.04 € 3,226,719.63 € 2,926,729.83 € - 23,607,203.85 €

3 - 321,240.52 € - € 3,468,454.04 € 3,147,213.52 € 2,718,681.37 € - 20,888,522.48 €

4 - 321,240.52 € - € 3,468,454.04 € 3,147,213.52 € 2,589,220.36 € - 18,299,302.12 €

5 - 321,240.52 € - € 3,468,454.04 € 3,147,213.52 € 2,465,924.15 € - 15,833,377.98 €

6 - 400,746.63 € - € 3,468,454.04 € 3,067,707.42 € 2,289,170.51 € - 13,544,207.47 €

7 - 400,746.63 € - € 3,468,454.04 € 3,067,707.42 € 2,180,162.39 € - 11,364,045.09 €

8 - 400,746.63 € - € 3,468,454.04 € 3,067,707.42 € 2,076,345.13 € - 9,287,699.96 €

9 - 400,746.63 € - € 3,468,454.04 € 3,067,707.42 € 1,977,471.55 € - 7,310,228.40 €

10 - 400,746.63 € - € 3,468,454.04 € 3,067,707.42 € 1,883,306.24 € - 5,426,922.16 €

11 - 480,252.74 € - € 3,468,454.04 € 2,988,201.31 € 1,747,139.41 € - 3,679,782.75 €

12 - 480,252.74 € - € 3,468,454.04 € 2,988,201.31 € 1,663,942.30 € - 2,015,840.45 €

13 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,565,733.25 € - 450,107.20 €

14 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,491,174.52 € 1,041,067.32 €

15 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,420,166.21 € 2,461,233.53 €

16 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,352,539.25 € 3,813,772.78 €

17 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,288,132.62 € 5,101,905.40 €

18 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,226,792.97 € 6,328,698.37 €

19 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,168,374.26 € 7,497,072.62 €

20 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,112,737.39 € 8,609,810.01 €


5.00% 2,461,233.53 € 6.23%

Projecto Final


Setembro 2012


65

Anexo 6

Ana lise suma ria por me s de registo

Estação 099 Período de Medição – Janeiro 2010

Localização Local 099

Coordenadas -

Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010

Altura da Torre 81 metros

Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média

Distribuição Weibull

Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência

(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)

81.00 12.90% 12.90% 7.79 7.48 2.85 13.76 20.00 273.478

Projecto Final


Setembro 2012


66

Estação 099 Período de Medição – Fevereiro 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 88.64% 88.64% 6.48 5.97 2.39 13.66 17.38 157.705

Projecto Final


Setembro 2012


67

Estação 099 Período de Medição – Março 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 96.44% 96.44% 6.67 6.34 2.32 17.27 23.41 171.676

Projecto Final


Setembro 2012


68

Estação 099 Período de Medição – Abril 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 99.75% 99.75% 5.92 5.47 2.51 13.00 20.76 120.009

Projecto Final


Setembro 2012


69

Estação 099 Período de Medição – Maio 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 99.55% 99.55% 5.73 5.43 1.86 16.99 21.15 109.196

Projecto Final


Setembro 2012


70

Estação 099 Período de Medição – Junho 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 99.49% 99.49% 5.19 4.73 2.16 12.64 15.47 80.823

Projecto Final


Setembro 2012


71

Estação 099 Período de Medição – Julho 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 99.66% 99.66% 5.11 4.57 1.78 14.15 19.27 77.202

Projecto Final


Setembro 2012


72

Estação 099 Período de Medição – Agosto 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 99.69% 99.69% 5.49 5.01 2.21 15.23 23.78 95.853

Projecto Final


Setembro 2012


73

Estação 099 Período de Medição – Setembro 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 99.88% 99.88% 6.24 5.81 2.18 14.43 18.13 140.965

Projecto Final


Setembro 2012


74

Estação 099 Período de Medição – Outubro 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 99.89% 99.89% 6.48 5.93 2.19 14.62 19.64 157.431

Projecto Final


Setembro 2012


75

Estação 099 Período de Medição – Novembro 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 85.86% 85.86% 6.49 6.06 2.01 16.37 21.55 158.302

Projecto Final


Setembro 2012


76

Estação 099 Período de Medição – Dezembro 2010


Coordenadas -



Altura Anemometro

Recuperação Dados

Vel. Média


Vel. Máx.

Rajada Máx.

Fluxo de Potência


81.00 38.55% 38.55% 6.49 6.21 1.99 17.93 24.17 158.627

análise do potencial eólico e estimativa de produção (turbinas eólicas)

Documents