SISTEMA INTEGRADO DE PRODUÇÃO E ... RESUMO A presente dissertação descreve e dimensiona um...
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Isa SISTEMA INTEGRADO DE PRODUÇÃO E ARMAZENAMENTO DE ENERGIA A PARTIR DE FONTES RENOVÁVEIS Autonomização de uma Povoação de 150 Habitantes Nuno Luís Paulino Martins Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Júri Presidente: Professor Doutor Gil Domingos Marques Orientador: Professor Doutor João José Esteves Santana Vogal: Engenheiro Luís Fernando Bastos (Siemens) Dezembro de 2007
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Isa
SISTEMA INTEGRADO DE PRODUÇÃO E ARMAZENAMENTO DE ENERGIA A PARTIR DE FONTES
RENOVÁVEIS Autonomização de uma Povoação de 150 Habitantes
Nuno Luís Paulino Martins
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Júri
Presidente: Professor Doutor Gil Domingos Marques
Orientador: Professor Doutor João José Esteves Santana
Vogal: Engenheiro Luís Fernando Bastos (Siemens)
Dezembro de 2007
ii
RESUMO
A presente dissertação descreve e dimensiona um sistema autónomo de energia eléctrica
baseado em fontes de energia renováveis. Nesse sentido, foi caracterizado o consumo da
população que o sistema pretende abastecer. O consumo anual foi estimado a partir de uma
análise do consumo de energia em Portugal Continental.
De modo a efectuar um dimensionamento mais preciso dos sistemas de produção e
armazenamento, foi caracterizada a evolução do consumo ao longo do ano através dos perfis
iniciais de consumo fornecidos pela ERSE. A evolução do consumo em IP foi obtida a partir das
informações de dia claro e escurecer fornecidas pelo Observatório Astronómico de Lisboa.
Posteriormente, foi analisado o potencial eólico e solar em Portugal Continental. De onde se
concluiu acerca da localização mais favorável à instalação deste projecto: o concelho de Vila do
Bispo, no Algarve.
Com base nos dados referentes à disponibilidade dos recursos eólicos e solares na região
seleccionada, foram dimensionados os sistemas de Produção (Turbina Eólica e Painéis
Fotovoltaicos), de Armazenamento (Baterias de Chumbo-Ácido VRLA) e, por fim, os sistemas
electrónicos de conversão e controlo do sistema. Com base nos equipamentos seleccionados,
elaborou-se um esboço da arquitectura prevista para a solução encontrada.
Seguidamente, foi avaliado o desempenho dos sistemas dimensionados, através da análise
do balanço horário anual entre o consumo esperado e a produção prevista nos meses mais
exigentes do ponto de vista energético.
Por último, procedeu-se à avaliação económica do investimento em causa e compararam-se
dois cenários alternativos ao proposto pelo projecto desenvolvido – a ligação do sistema à rede e
eliminação do sistema de armazenamento, e procedeu-se ao cálculo da distância à rede de
energia a partir da qual o projecto em estudo se torna viável em relação à instalação de uma linha
de transporte de energia.
Palavras-Chave: Sistemas híbridos, Off-Grid, Energias Renováveis, Eólica, Fotovoltaica,
Baterias estacionárias.
iii
ABSTRACT
The present thesis describes and develops an autonomous energy system based on
renewable resources. For that purpose, the consumption of the population in study was
characterized. The annual consumption was estimated through the analysis of the energy
consumption in Portugal Continental.
In order to realize an accurate dimensioning of the production systems, the evolution of the
consumption throughout the year was characterized by the initial profiles of consumption provided
by ERSE. The evolution of IP consumption was obtained from the information of the time of day on
the sunshine hours and dark hours obtained from the Observatório Astronómico de Lisboa.
Subsequently, the aeolian and the photovoltaic potentials in Portugal Continental were
analysed. From this analysis, it has been concluded that the suitable location to install this project
is the region of Vila do Bispo.
Based on the data referring to the natural resources in that region, the production systems
(Aeolian Turbine and Photovoltaic panels), the storage system (Lead-Acid batteries) and the
electronic equipment were dimensioned. With the equipment selected, a draft for the system
architecture has been made.
The architecture having been determined, the system performance was evaluated through the
analysis of the monthly hourly balance between the energy consumed and produced in the month
identified as the less favorable in what regards to the production or consumption.
Finally, an economical evaluation of the investment in consideration has been made, and two
alternative scenarios have been economically analysed: the system connection to the grid (aborting
the storage system) and the comparison between the installation of this project and the
construction of an energy transport line.
Key-Words: Renewable Energy, Off-Grid Systems, Photovoltaic, Wind, Stationary Battery, Hybrid
Systems, Stand Alone system.
iv
AGRADECIMENTOS
Este trabalho é o concluir do percurso efectuado no IST durante o qual várias pessoas foram
importantes e por isso directa ou indirectamente deram o seu contributo para o mesmo, a todas
elas obrigado! Em especial:
Ao Professor Doutor João Santana pela coragem em aceitar este trabalho, pela experiência,
entusiasmo, orientação e contagiante boa disposição, ao Eng. Luís Bastos pela sugestão, pelo
apoio durante todas as fases do desenvolvimento do projecto, pela demonstração da realidade e
pelo seu espírito activo, visionário e empreendedor, ao Professor Doutor Rui Castro pela
inigualável disponibilidade e simpatia, ao Eng. Paulo Costa do INETI pelos dados disponibilizados,
ao Eng. Paulo Oliveira da ERSE pelos esclarecimentos prestados.
Ao Pai e à Mãe pelo incansável, incondicional e infindável apoio e paciência. À Raquel pelo
rigor e paciência durante a correcção desta tese e pela amizade, à Marta pelo apoio Logístico e ao
resto da família por estarem por cá!
À Matilde pela compreensão, obrigado por teres aparecido!
Aos Amigos Luís Camacho, Miguel Torrado, Filipe Serra, Bruno Ribeiro, Ricardo Sousa, aos
amigos da Sala do Vasco, aos amigos da Secção de Energia que ajudaram a tornar esta
caminhada mais fácil e inesquecível!
v
ÍNDICE
Resumo ............................................................................................................................................... ii
Abstract .............................................................................................................................................. iii
Agradecimentos.................................................................................................................................. iv
Lista de Quadros .............................................................................................................................. viii
Lista de Figuras .................................................................................................................................. ix
Lista de Siglas .................................................................................................................................... xi
Lista de Símbolos .............................................................................................................................. xii
Condições de Referência (Condições Normais de Teste) ................................................................ xv
1. Introdução ................................................................................................................................... 1
1.1. Estrutura da Dissertação .................................................................................................... 1
2. Caracterização do Consumo ....................................................................................................... 3
2.1. Número de Clientes ............................................................................................................ 3
2.2. Consumo Anual .................................................................................................................. 3
2.2.1. Consumo Anual da População ................................................................................... 3
2.2.2. Consumo Anual em Iluminação Pública ..................................................................... 6
2.2.3. Actualização dos Valores do Consumo tendo em Consideração o seu Aumento ..... 6
2.3. Análise da evolução horária do Consumo Anual ............................................................... 7
2.3.1. Evolução do Consumo da População ........................................................................ 8
2.3.2. Evolução do Consumo em Iluminação Pública .......................................................... 9
3. Localização do Projecto ............................................................................................................ 12
3.1. Potencial Fotovoltaico ...................................................................................................... 12
3.2. Potencial Eólico ................................................................................................................ 14
4. Produção ................................................................................................................................... 17
4.1. Produção Anual de Energia Eólica ................................................................................... 18
4.1.1. Utilização anual da Potência Eólica ......................................................................... 18
4.1.2. Selecção da Turbina e da Potência Eólica a Instalar ............................................... 19
4.1.3. Previsão da produção eólica usando um modelo de vento Quase-Estacionario [8] 21
4.2. Produção Anual de Energia Fotovoltaica ......................................................................... 23
4.2.1. Tracker’s ................................................................................................................... 23
vi
4.2.2. Painéis Fotovoltaicos ................................................................................................ 25
4.2.3. Utilização anual da Potência: ................................................................................... 26
4.2.1. Fine-Tunning System (Siemens) .............................................................................. 28
4.3. Identificação das Situações Menos Favoráveis do Ponto de Vista da Produção ............ 28
4.3.1. Recurso Fotovoltaico ................................................................................................ 29
4.3.2. Recurso Eólico ......................................................................................................... 30
4.4. Valor horário da Energia Eólica Produzida em Janeiro e Maio ....................................... 34
4.5. Valor horário da Energia Fotovoltaica Produzida em Janeiro e Maio .............................. 35
4.5.1. Modelo Matemático da Célula Fotovoltaica [13] ...................................................... 35
4.5.2. Módulos Fotovoltaicos [13] ....................................................................................... 39
4.5.3. Modelo Simplificado [13] .......................................................................................... 40
4.6. Balanço Energético nas situações menos favoráveis ...................................................... 41
4.6.1. Balanço Mensal ........................................................................................................ 42
4.6.2. Balanço Diário e Horário .......................................................................................... 42
5. Armazenamento ........................................................................................................................ 45
5.1. Escolha do sistema de armazenamento .......................................................................... 45
5.1.1. Água ......................................................................................................................... 45
5.1.2. Pilhas de combustível ............................................................................................... 45
5.1.3. Baterias .................................................................................................................... 49
5.2. Selecção das Baterias a utilizar ....................................................................................... 58
5.3. Dimensionamento da Capacidade Total de Armazenamento das Baterias .................... 59
6. Selecção da Arquitectura e dos Equipamentos de Electrónica de Potência a Utilizar ............. 61
6.1. Arquitectura AC-Coupled ................................................................................................. 61
6.2. Arquitectura DC-Coupled ................................................................................................. 64
7. Arquitectura do Sistema em Estudo ......................................................................................... 68
7.1. Dimensionamento das Strings Fotovoltaicas ................................................................... 68
7.2. Dimensionamento do Banco de Baterias ......................................................................... 70
7.3. Diagrama de Blocos do Sistema Dimensionado .............................................................. 74
7.3.1. Fotovoltaica .............................................................................................................. 74
7.3.2. Banco de Baterias .................................................................................................... 75
7.3.3. Eólica ........................................................................................................................ 75
vii
7.3.4. Consumo .................................................................................................................. 75
8. Análise do desempenho do Sistema ........................................................................................ 76
9. Avaliação Económica ................................................................................................................ 82
9.1. Estrutura de Custos da Tarifa de Venda de Energia a Clientes Finais ............................ 83
9.2. Caso em Estudo ............................................................................................................... 84
9.2.1. Custos ...................................................................................................................... 85
9.2.2. Proveitos ................................................................................................................... 87
9.2.3. VAL e TIR ................................................................................................................. 87
9.2.4. Preço do que Torna o Investimento Rentável ................................................. 87
9.3. Sistema de Produção em Estudo, Sem Sistema de Armazenamento, com Ligação à
Rede da EDP. ............................................................................................................................... 88
9.3.1. Custos ...................................................................................................................... 88
9.3.2. Proveitos ................................................................................................................... 89
9.3.3. VAL e TIR ................................................................................................................. 91
9.3.4. Preço do que Torna o Investimento Rentável ................................................. 92
9.4. Comparação entre a Instalação deste Projecto e a Instalação de Uma Linha de
Transporte de Energia .................................................................................................................. 92
10. Conclusões ........................................................................................................................... 93
10.1. Perspectivas de Trabalho Futuro ..................................................................................... 94
11. Referências bibliográficas .................................................................................................... 95
12. Anexos .................................................................................................................................. 98
Anexo A1. Características Técnicas da Turbina Eólica Eoltec da Gama Chinook ................ 98
Anexo A2. Preços da Turbina Eólica Eoltec da Gama Chinook ............................................ 99
Anexo B. Características Técnicas dos Trackers Dagerenerge da série DEGERtraker
5000NT/7000NT ......................................................................................................................... 100
Anexo C. Características Técnicas do Painel Fotovoltaico LoboSolar LS-200 ..................... 101
Anexo D. Características Técnicas das Baterias Classic – Series OpzS Solar .................... 102
Anexo E. Características Técnicas do Sistema Ingecon®Hybrid .......................................... 103
viii
LISTA DE QUADROS
QUADRO 2.1 ‐ DIMENSÃO MÉDIA DA FAMÍLIA EM PORTUGAL [1] .................................................................................... 3
QUADRO 2.2 ‐ NÚMERO DE CLIENTES POR OPÇÃO TARIFÁRIA (BTN 20.7 KVA) .............................................................. 4
QUADRO 2.3 ‐ POTÊNCIAS CONTRATADAS E ENERGIA CONSUMIDA ANUALMENTE POR CLIENTE .............................................. 6
QUADRO 2.4 – ENERGIA CONSUMIDA ANUALMENTE POR OPÇÃO TARIFÁRIA [2] ................................................................. 6
QUADRO 2.5 ‐ ENERGIA CONSUMIDA ANUALMENTE E RESPECTIVA ACTUALIZAÇÃO. ............................................................. 7
QUADRO 2.6 ‐ DISTRIBUIÇÃO DOS CLIENTES E ENERGIA TOTAL POR PERFIL ......................................................................... 9
QUADRO 2.7 ‐ VALORES MÁXIMOS E MÉDIOS MENSAIS E DIÁRIOS .................................................................................. 10
QUADRO 2.8 – DADOS REFERENTES AO CONSUMO ..................................................................................................... 11
QUADRO 4.1 – CARACTERÍSTICAS QUE DISTINGUEM AS TURBINAS EOLTEC DA GAMA CHINOOK .......................................... 20
QUADRO 4.2 – CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO PAINEL SOLAR LS‐200 DA LOBOSOLAR ..................................................... 26
QUADRO 4.3 ‐ ESTIMATIVAS INICIAIS DA ENERGIA CONSUMIDA, A PRODUZIR, POTÊNCIA A INSTALAR E UTILIZAÇÃO ANUAL DA
POTÊNCIA. ................................................................................................................................................... 28
QUADRO 4.4 ‐ VALORES DE RADIAÇÃO MÉDIA MENSAL NO CONCELHO DE VILA DO BISPO .................................................. 30
QUADRO 4.5 – DEFICIT DE ENERGIA MAXIMO EM JANEIRO E MAIO ............................................................................... 44
QUADRO 5.1 – CARACTERÍSTICAS DE CADA TIPO DE PILHAS DE COMBUSTÍVEL [16]. ........................................................... 47
QUADRO 5.2 – APLICAÇÃO DAS PILHAS DE COMBUSTÍVEL [15]. .................................................................................... 47
QUADRO 5.3 – PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS BATERIAS CLASSIC ‐ SERIES OPZS SOLAR .............................................. 59
QUADRO 5.4 – DEFICIT DE ENERGIA NOS CASOS MENOS FAVORÁVEIS E ENERGIA TOTAL A ARMAZENAR ............................... 60
QUADRO 6.1 – COMPARAÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DAS ARQUITECTURAS .................................................................... 67
QUADRO 7.1‐ DADOS DO PROJECTO NECESSÁRIOS AO DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA HIBRIDO ....................................... 68
QUADRO 7.2 – CARACTERÍSTICAS DOS TRACKERS DISPONÍVEIS ...................................................................................... 70
QUADRO 7.3 – CAPACIDADE MÍNIMA DAS CÉLULAS DE 2V PARA DIFERENTES CORRENTES DE DESCARGA ................................ 72
QUADRO 8.1 – CARACTERÍSTICA DE DESCARGA DA BATERIA CLASSIC OPZS SOLAR E RELAÇÃO ENTRE A ENERGIA DESCARREGADA
NUMA HORA E A PERCENTAGEM DA CAPACIDADE CONSUMIDA .............................................................................. 77
QUADRO 9.1 – CUSTO DE INFRA‐ESTRUTURAS .......................................................................................................... 85
QUADRO 9.2 – CUSTOS DE INVESTIMENTO INICIAL, O&M E CUSTOS DE ACTUALIZAÇÃO DO SISTEMA .................................. 86
QUADRO 9.3 – PROVEITOS NO PRIMEIRO ANO DE ACTIVIDADE ..................................................................................... 87
QUADRO 9.4 – CUSTOS DE INVESTIMENTO INICIAL (LIGADO À REDE E SEM SISTEMA DE ARMAZENAMENTO) ......................... 89
QUADRO 9.5 – DEFICIT E EXCESSO DE ENERGIA EM JANEIRO E MAIO ............................................................................. 90
QUADRO 9.6 – QUANTIDADES DE ENERGIA VENDIDA A CADA ENTIDADE E RESPECTIVO PREÇO ............................................ 91
ix
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 2.1‐ NÚMERO DE CLIENTES, POR OPÇÃO TARIFÁRIA E POR ESCALÃO DE POTÊNCIA (BTN 20,7 KVA) [2] .................... 4
FIGURA 2.2 ‐ UTILIZAÇÃO DA POTÊNCIA CONTRATADA POR ESCALÃO DE POTÊNCIA E POR OPÇÃO TARIFÁRIA (BTN 20,7 )
[2] .............................................................................................................................................................. 5
FIGURA 2.3 ‐ DIAGRAMA DE CARGA DO DIA 27 DE JANEIRO ......................................................................................... 10
FIGURA 2.4 ‐ DIAGRAMA DE CARGA DO DIA 28 DE JANEIRO ......................................................................................... 11
FIGURA 3.1 ‐ QUANTIDADE TOTAL DE RADIAÇÃO GLOBAL ( / 2) [4] .................................................................. 13
FIGURA 3.2 ‐ INSOLAÇÃO (NÚMERO DE HORAS DE CÉU DESCOBERTO) [4] ....................................................................... 13
FIGURA 3.3 ‐ CLIMATOLOGIA BÁSICA DO RECURSO SOLAR PARA OS CONCELHOS DO ALGARVE, MÉDIA ANUAL DO VALOR DIÁRIO DA
IRRADIAÇÃO SOLAR GLOBAL NA INCLINAÇÃO QUE MAXIMIZA A ENERGIA (LATITUDE 5º SUL) [5] ................................ 14
FIGURA 3.4 ‐ VELOCIDADE MÉDIA DO VENTO A A) 10 , B) 60 E C) 80 [6] ........................................ 14
FIGURA 3.5 ‐ ATLAS DE VENTO PARA A REGIÃO DO ALGARVE OBTIDO COM BASE NO ACOPLAMENTO MM5/WASP METODOLOGIA
MULTI‐ESTAÇÃO DESENVOLVIDA PELO INETI ( 80 ) [7]. .............................................................................. 15
FIGURA 3.6 ‐ ROSA DE VENTO PARA A REGIÃO DO ALGARVE OBTIDO COM BASE APENAS NO ACOPLAMENTO WASP/METODOLOGIA
MULTI‐ESTAÇÃO DESENVOLVIDA PELO INETI ( 80 ) [7]. .............................................................................. 15
FIGURA 3.7 ‐ ATLAS DE VENTO OBTIDO COM BASE NO ACOPLAMENTO MM5/WASP METODOLOGIA MULTI‐ESTAÇÃO
DESENVOLVIDA PELO INETI ( 80 ) A) CONCELHO DE MONCHIQUE B) CONCELHO DE VILA DO BISPO [7]. .............. 16
FIGURA 4.1 ‐ UTILIZAÇÃO ANUAL EQUIVALENTE DA POTÊNCIA INSTALADA PARA UM GERADOR DE 2 (OBTIDO COM BASE NO
ACOPLAMENTO MM5 (3X3KM) E WASP (1X1KM)) [6]. ..................................................................................... 19
FIGURA 4.2 – VARIAÇÃO DA ENERGIA PRODUZIDA ANUALMENTE COM A VELOCIDADE MÉDIA DO VENTO PARA CADA TURBINA [9].
................................................................................................................................................................. 21
FIGURA 4.3 ‐ CARACTERÍSTICA ELÉCTRICA DO SISTEMA DE CONVERSÃO DO SISTEMA DE ENERGIA EÓLICA (TURBINA EÓLICA +
CONVERSOR) [9]. ......................................................................................................................................... 22
FIGURA 4.4 – TRACKER DE DOIS EIXOS [11]. .............................................................................................................. 24
FIGURA 4.5 – COMPARAÇÃO DA PERFORMANCE DE UM PAINEL FOTOVOLTAICO FIXO COM UM EM ASSOCIAÇÃO COM SISTEMA DE
TRACKER [11]. ............................................................................................................................................. 25
FIGURA 4.6 ‐ ÍNDICE / ( EXPRESSA EM ) EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS LIGADOS À REDE [AGUIAR] [13] .......... 27
FIGURA 4.7 – CARACTERÍSTICAS DA ESTAÇÃO DE LAGOA FUNDA (EOLOS 2.0) [14] ......................................................... 31
FIGURA 4.8 – VARIAÇÃO DA VELOCIDADE MÉDIA DO VENTO COM A ALTITUDE, PERFIL DIÁRIO DA VELOCIDADE DO VENTO E
VELOCIDADE MÉDIAS DO VENTO MENSAIS DA ESTAÇÃO DE LAGOA FUNDA (EOLOS 2.0) [14] ..................................... 32
FIGURA 4.9 – CIRCUITO ELÉCTRICO EQUIVALENTE DE UMA CÉLULA FOTOVOLTAICA LIGADA A UMA CARGA Z [13]. ................... 35
FIGURA 4.10 – CURVA I‐V DE DUAS CÉLULAS COM CARACTERÍSTICAS DIFERENTES [13]. ..................................................... 36
FIGURA 4.11 – VARIAÇÃO DA CURVA I‐V COM A TEMPERATURA, RESULTADOS EXPERIMENTAIS [13]. .................................... 38
FIGURA 4.12 ‐ VARIAÇÃO DA CURVA I‐V COM A RADIAÇÃO, RESULTADOS EXPERIMENTAIS [13]. .......................................... 39
FIGURA 4.13 – BALANÇO DE ENERGIA DO MÊS DE JANEIRO .......................................................................................... 43
FIGURA 5.1 – REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA SIMPLIFICADA DE UMA PILHA DE COMBUSTÍVEL [15]. ................................... 46
FIGURA 5.2 – ESQUEMA SIMPLIFICADO DE UMA CÉLULA DE BATERIA .............................................................................. 50
x
FIGURA 5.3 – CONSTITUIÇÃO DE UMA CÉLULA DE 2V DE UMA BATERIA ESTACIONÁRIA [17]. ............................................... 50
FIGURA 5.4 ‐ EXPECTATIVA DE VIDA ÚTIL EM FUNÇÃO DA TEMPERATURA DE TRABALHO (MOURA CLEAN) [18]. ...................... 52
FIGURA 5.5 – RELAÇÃO ENTRE O NÚMERO DE CICLOS E A PROFUNDIDADE DE DESCARGA (MOURA CLEAN) [18]. ...................... 52
FIGURA 5.6 – VARIAÇÃO DO TEMPO DE VIDA ÚTILA PARA BATERIAS VRLA E SPV [18]. ...................................................... 57
FIGURA 5.7 – COMPONENTES DE UMA BATERIA COM VÁLVULA DE PERMEABILIDADE SELECTIVA (MOURA CLEAN) [18]. .......... 58
FIGURA 6.1 – SISTEMA HIBRIDO OFF‐GRID COM ARQUITECTURA AC‐COUPLED ............................................ 61
FIGURA 6.2 – SISTEMA HÍBRIDO AC‐COUPLED DA SMA [25] ...................................................................................... 63
FIGURA 6.3 ‐ SISTEMA HIBRIDO AC‐COUPLED DA SIEMENS ....................................................................................... 64
FIGURA 6.4 – SISTEMA HIBRIDO OFF‐GRID COM ARQUITECTURA DC‐COUPLED ........................................... 64
FIGURA 6.5 ‐ SISTEMA HIBRIDO DC‐COUPLED INGECON [26] ......................................................................... 65
FIGURA 7.1 – CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DAS BATERIAS DA SÉRIE CLASSIC OPZS SOLAR [27] .......................................... 72
FIGURA 7.2 – VALORES DE CAPACIDADE ENTRE C1 E C72 PARA AS CÉLULAS ABSOLYTE XL3000 E PARA AS OPZS SOLAR 3350 73
FIGURA 7.3 – DIAGRAMA DE BLOCOS DO SISTEMA DIMENSIONADO ............................................................................... 74
FIGURA 8.1‐ RELAÇÃO ENTRE A ENERGIA SOLICITADA ÀS BATERIAS E A PERCENTAGEM DA CAPACIDADE ÚTIL DAS BATERIAS
DESCARREGADA POR ESSA ENERGIA .................................................................................................................. 78
FIGURA 8.2 ‐ EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DO BANCO DE BATERIAS EM JANEIRO ............................................................... 79
FIGURA 8.3 ‐ EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DO BANCO DE BATERIAS EM MAIO .................................................................. 80
FIGURA 9.1 – ESTRUTURA DO PREÇO MÉDIO DAS TARIFAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS (SETEMBRO 2007) [29] .................. 83
FIGURA 9.2 ‐ PREÇO MÉDIO DAS TARIFAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS DO COMERCIALIZADOR DE ÚLTIMO RECURSO (SETEMBRO
2007) [29] ................................................................................................................................................ 84
xi
LISTA DE SIGLAS
INE …………. Instituto Nacional de Estatística
…………. Número de edifícios
…………. Baixa Tensão Normal
ERSE …………. Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
IP …………. Iluminação Pública
EDP …………. Energias de Portugal
MM5 …………. Fifth generation Mesoscale Model
WasP …………. Wind Atlas Analysis and Application Program
AC …………. Corrente Alternada Sinusoidal
DC …………. Corrente Contínua
O&M …………. Operação e Manutenção
…………. Normal Operation Cell Temperature
MPPT …………. Maximum Power Point Tracker
INETI …………. Instituto Nacional de Engenharia, Tecnologia e Inovação
FC …………. Fuel Cell
AFC …………. Alkaline Fuel Cell PEFC / PEM
…………. Polymer Electrolyte Fuel Cell / Proton Exchange Membrane
PAFC …………. Phosphoric Acid Fuel Cell
MCFC …………. Molten Carbonate Fuel Cell
SOFC …………. Solid Oxid Fuel Cell
GLP …………. Gás de Petróleo Liquefeito
DOD …………. Depth of Discharge
AGM …………. Absorbed Glass Mat
VRLA …………. Valve Regulated Batteries
SPV …………. Selective permeability Valve
IEEE …………. Institute of Electrical and Electronics Engineers
VAL …………. Valor Actual Líquido
BA …………. Balanço Actualizado
TIR …………. Taxa Interna de Rentabilidade
UPS …………. Uninterruptible Power Supply
THD …………. Total Harmonic Distortion
xii
LISTA DE SÍMBOLOS
…………. Número de edifícios
…………. Energia Anual
…………. Energia Anual por Cliente
…………. Potência Contratada
…………. Utilização Anual da Potência
p.u …………. Por Unidade
…………. Energia Anual
…………. Energia Anual em Iluminação Pública
…………. Energia Anual Por Perfil
…………. Potência Eólica
…………. Secção Plana Transversal do rotor da turbina
…………. Massa específica do ar
…………. Velocidade da Massa Deslocada
…………. Energia Total a Produzir Anualmente
…………. Energia Consumida Anualmente
…………. Energia Eólica Produzida Anualmente
…………. Potência Pico Fotovoltaica
…………. Energia Fotovoltaica Produzida Anualmente
…………. Potência Eólica Nominal
…………. Utilização Anual Equivalente da Potência Eólica Instalada
…………. Utilização Anual Equivalente da Potência Fotovoltaica Instalada
…………. Velocidade do Vento
…………. Velocidade Média do Vento
…………. Componente correspondente à Turbulência do Vento
…………. Parâmetro de forma da equação de Weibull
…………. Parâmetro de Escala da equação de Weibull
…………. Potência Eléctrica do Gerador Eólico em função da Velocidade do Vento
…………. Função Densidade de Probabilidade
…………. Cut-in Wind Speed
…………. Cut-Out Wind Speed
…………. Potência de Pico do Painel Fotovoltaico
…………. Corrente Máxima de Referência
…………. Tensão Máxima de Referência
…………. Corrente de Curto-Circuito de Referência
…………. Tensão de Curto-Circuito de Referência
…………. Número de células fotovoltaicas em série
…………. Rendimento do Painel Fotovoltaico
xiii
…………. Comprimento do Painel Fotovoltaico
…………. Largura do Painel Fotovoltaico
…………. Razão entre o valor de Radiação em Lisboa e Silves
…………. Radiação Média em Silves
…………. Radiação Média em Lisboa
…………. Razão entre o valor de Temperatura em Lisboa e Silves
. …………. Radiação Média em Vila do Bispo
…………. Razão entre o valor de Radiação em Vila do Bispo e Silves
…………. Altura da Turbina
…………. Velocidade média do vento em função da altura
…………. Velocidade de Atrito
…………. Altura de medição da velocidade do vento
…………. Constante de Von Karman
…………. Comprimento da Rugosidade do Solo
…………. Razão entre a velocidade média do vento em Lagoa Funda e Foia
…………. Velocidade Média do Vento em Lagoa Funda
…………. Velocidade Média do Vento em Foia
…………. Razão entre a velocidade média do vento em Janeiro e Abril
…………. Velocidade Média do vento em Janeiro
…………. Velocidade Média do vento em Abril
…………. Razão entre a velocidade média do vento em Maio e Abril
…………. Velocidade do Vento
…………. Velocidade Média do Vento em Maio …………. Energia eólica mensal
…………. Energia horária em função da Velocidade média do Vento
…………. Corrente que percorre o díodo …………. Tensão aos terminais da Célula Fotovoltaica …………. Corrente inversa máxima de saturação do díodo …………. Factor de idealidade do díodo …………. Potencial Térmico
…………. Constante de Boltzmann …………. Carga do Electrão …………. Corrente na Carga Ligada à Célula Fotovoltaica …………. Corrente eléctrica gerada pelo feixe de radiação luminosa …………. Corrente da Célula Fotovoltaica em Curto-Circuito …………. Tensão da célula Fotovoltaica em Circuito Aberto
…………. Potência fornecida pela Célula Fotovoltaica …………. Tensão nas condições de referência da célula Fotovoltaica em Circuito Aberto …………. Corrente nas condições de referência da Célula Fotovoltaica em Curto-Circuito
…………. Tensão máxima nas condições de referência da célula
xiv
…………. Corrente máxima nas condições de referência da célula …………. Potência Máxima nas condições de Referência
…………. Potencial Térmico nas condições de Referência …………. Corrente inversa máxima de saturação do díodo nas condições de Referência …………. Temperatura da Célula Fotovoltaica em graus Kelvin …………. Temperatura da Célula Fotovoltaica nas Condições de Referência
…………. Radiação incidente na Célula Fotovoltaica …………. Temperatura da Célula Fotovoltaica em graus Célsius …………. Temperatura Ambiente em graus Célsius …………. Factor de idealidade do díodo relativo ao módulo fotovoltaico …………. Radiação de Referência
…………. Tensão do Ponto de Potência Máxima …………. Corrente do Ponto de Potência Máxima …………. Potência Máxima
…………. Energia horária Fotovoltaica
…………. Energia horária …………. Número de Painéis Fotovoltaicos
…………. Largura dos Painéis Fotovoltaicos …………. Comprimento dos Painéis Fotovoltaicos
…………. Balanço Energético de Janeiro
…………. Energia Eólica Produzida em Janeiro
…………. Energia Fotovoltaica Produzida em Janeiro
…………. Energia Consumida em Janeiro …………. Balanço Energético de Maio …………. Energia Eólica Produzida em Maio
…………. Energia Fotovoltaica Produzida em Maio
…………. Energia Consumida em Maio
…………. Energia consumida a cada hora
…………. Energia consumida em cada 15 minutos
…………. Energia Total Produzida a cada hora …………. Energia Fotovoltaica Produzida por hora
…………. Energia Eólica Produzida por hora
…………. Balanço de Energia Horária
…………. Energia Total Produzida por hora
…………. Energia Consumida em Cada Hora
…………. Ampere-hora
…………. Volt por Célula
…………. Energia Total a Armazenar
…………. Deficit de Energia
xv
…………. Tensão Máxima Suportada pelo Inversor
…………. Número Máximo de painéis que é Possível Ligar em Série
…………. Corrente Máxima de Entrada Suportada pelo Conversor
…………. Número Máximo de Painéis, ou Strings que é Possível Associar em Paralelo
…………. Número Mínimo de Células de 2 em Série
…………. Tensão Mínima a que o Conversor pode Funcionar
…………. Número Máximo de células de 2 em Série
…………. Número de Células de 2 a Instalar
…………. Tensão Nominal do Banco de Baterias
…………. Capacidade Nominal das células de bateria
…………. Energia Nominal a Armazenar
…………. Potencia Máxima que as baterias podem absorver
…………. Vida Útil do Empreendimento
…………. Receita Líquida
…………. Receita Bruta Anual
% …………. Despesas de Operação e Manutenção em percentagem
…………. Investimento Total
…………. Energia Vendida à População
…………. Energia Produzida Disponível Anualmente
…………. Energia Produzida em Excesso
CONDIÇÕES DE REFERÊNCIA (CONDIÇÕES NORMAIS DE TESTE1)
…………. Temperatura de Referência em graus Célsius – 25ºC …………. Temperatura de Referência em graus Kelvin – 298,16K …………. Radiação incidente de referência – 1000 W/m^2
1 Standard Test Conditions - STC
1
1. INTRODUÇÃO
O elevado impacto na economia mundial provocado pelas crescentes oscilações do preço dos
combustíveis fósseis, devido a questões geopolíticas e/ou catástrofes ambientais, tornam
premente a busca de soluções que promovam a sustentabilidade do actual estilo de vida das
sociedades ocidentais e que possam colmatar o rápido crescimento da procura de energia nas
sociedades emergentes. A urgência de encontrar alternativas aumenta com a previsível escassez
deste recurso a médio prazo e, ainda, pelas crescentes preocupações ambientais relacionadas
com a emissão de gases responsáveis pelo efeito de estufa.
Verifica-se também que continuam a existir populações, que devido às características
orográficas dos locais onde se situam ou ao seu profundo isolamento geográfico, não se
encontram ainda conectadas a uma rede de energia convencional, uma vez que a dimensão da
população a abastecer não justifica o elevado investimento que representa a expansão das redes
de transporte e distribuição de energia. Geralmente, nestas situações, o abastecimento de energia
eléctrica é efectuado de forma deficiente e é, com frequência, garantido por geradores a diesel.
Estes equipamentos exigem um programa de manutenções regulares que raramente é executado,
conduzindo ao aumento do número de falhas do gerador, que se reflecte numa elevada taxa de
indisponibilidade da rede eléctrica. A esta situação acresce ainda o facto do combustível utilizado
pelos geradores ser habitualmente proveniente de zonas distantes, com um preço de transporte
elevado, o que inflaciona o custo de operação destes sistemas.
Será nos casos atrás referidos que a combinação de tecnologias que utilizam recursos
inesgotáveis e gratuitos (como a radiação solar ou o vento) se apresenta como uma solução
viável, para satisfazer, de forma sustentável, as necessidades de consumo.
Neste sentido, o trabalho desenvolvido pretende dimensionar um sistema híbrido de produção
e armazenamento de energia eólica e fotovoltaica a instalar em Portugal Continental (ou num local
com características semelhantes) para alimentar uma aldeia com cerca de 150 habitantes e
determinar as circunstâncias em que um sistema desta natureza se torna economicamente viável.
1.1. ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO
Este trabalho divide-se em doze capítulos sendo a introdução, em que se inclui este texto, o
primeiro capítulo. Antes de dimensionar os sistemas de produção e armazenamento de energia
fez-se, no capítulo dois, uma estimativa do consumo da população em estudo e determinou-se no
capítulo três a localização mais favorável à instalação do projecto, do ponto de vista dos recursos
energéticos naturais. No capítulo quatro determinaram-se os requisitos a cumprir pelos sistemas
de produção face às necessidades de consumo e à disponibilidade energética dos recursos
utilizados na conversão de energia. Estão descritos vários métodos para efectuar o
2
dimensionamento destes sistemas 2 , no entanto neste trabalho foi usado um método menos
complexo visto que o dimensionamento dos sistemas não é o objectivo principal deste projecto,
sendo esse, a análise das condições que tornam estes sistemas viáveis do ponto de vista
económico.
Seguidamente, no capítulo cinco, foram dimensionados os sistemas de armazenamento com base
nas expectativas de consumo e de produção de energia. No capítulo seis foi determinada qual a
arquitectura a utilizar (DC-Coupled) e foram seleccionados os sistemas electrónicos de potência
(Inversores) a instalar. No capítulo sete foram dimensionados os sistemas de acordo com a
arquitectura escolhida. Concluído o dimensionamento de todos os equipamentos que constituem
este sistema híbrido de produção de energia, no capítulo oito, foi avaliado o seu desempenho e o
cumprimento dos requisitos exigidos. Confirmado o desempenho satisfatório do sistema, no
capítulo nove, foi cumprido um dos objectivos principais desta tese: a análise económica de vários
cenários, de onde foram retiradas as conclusões apresentadas no capítulo 10, onde também são
apresentadas algumas ideias de perspectivas futuras de trabalho.
Os dois últimos capítulos que constituem esta tese, capítulos 11 e 12 apresentam respectivamente
as referências bibliográficas e os anexos incluídos neste trabalho.
2 O IEEE disponibiliza um documento que descreve uma metodologia para dimensionar estes sistemas: Methodology for Optimally Sizing the Combination of a Battery Bank and PV Array in a Wind/PV Hybrid System
3
2. CARACTERIZAÇÃO DO CONSUMO
Com vista ao dimensionamento do sistema de produção e armazenamento de energia
eléctrica, fundamentais à autonomização energética de um agregado populacional com cerca de
150 habitantes, começou-se por determinar as exigências de consumo dos clientes em questão.
Visto não estarem disponíveis dados relativos a um conjunto de clientes tão reduzido, fez-se um
estudo prévio sobre o consumo de energia eléctrica em Portugal Continental e posteriormente,
extrapolaram-se os resultados para o projecto em estudo.
2.1. NÚMERO DE CLIENTES
Considerou-se que o número de clientes a abastecer corresponde ao número de edifícios
existentes no agregado populacional. O número de edifícios foi estabelecido tendo em conta os
dados fornecidos pelo Instituto Nacional de Estatística (INE), Quadro 2.1, que indicam que em
2001 a dimensão média da família em Portugal era de 2.8 pessoas.
QUADRO 2.1 - DIMENSÃO MÉDIA DA FAMÍLIA EM PORTUGAL [1]
Deste modo, estima-se que a povoação de 150 habitantes, terá aproximadamente 54 edifícios
e portanto igual número de clientes:
1502.8 54
EQUAÇÃO 2.1
2.2. CONSUMO ANUAL
2.2.1. CONSUMO ANUAL DA POPULAÇÃO
O consumo anual da população foi determinado a partir dos valores de potência contratada
por cada cliente e da utilização anual destas potências (Equação 2.2).
4
EQUAÇÃO 2.2
Admitiu-se que, tendo o agregado populacional a dimensão típica de uma aldeia, não
comporta instalações industriais que exijam a contratação de potências elevadas, pelo que todos
os clientes serão alimentados em Baixa Tensão Normal (BTN - potência contratada inferior ou
igual a 41.4 kVA).
Assim sendo, e de acordo com o documento ”Caracterização da Procura de Energia Eléctrica
em 2006” [2] publicado pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), verificou-se
que do total de clientes em BTN (5 795 921 clientes), 91.9% utiliza a opção de tarifário simples
(Quadro 2.2). Mais uma vez, perante a reduzida dimensão do agregado populacional, considerou-
se que todos os clientes optam pelo regime de tarifário simples.
QUADRO 2.2 - NÚMERO DE CLIENTES POR OPÇÃO TARIFÁRIA (BTN 20.7 KVA)
Número de clientes por
opção Tarifária
Social Simples Bi‐horária Sazonal Simples
Sazonal Bi‐horária
Sazonal Tri‐horária
3 770 5 325 109 376 781 85 302 3 298 1 661
O mesmo documento indica também a percentagem de clientes ao nível nacional que contrata
determinada potência, de acordo com o tarifário que subscreve (Figura 2.13).
FIGURA 2.1- NÚMERO DE CLIENTES, POR OPÇÃO TARIFÁRIA E POR ESCALÃO DE POTÊNCIA (BTN 20,7 KVA) [2]
3 O eixo das ordenadas encontra-se em valores por unidade (p.u) na base do número de clientes
correspondente a cada opção tarifária indicado no Quadro 2.2.
5
Observa-se no quadro da Figura 2.1 que para a opção tarifária simples as potências
contratadas com mais frequência são: 3.45 kVA utilizada por 55.7 % dos clientes em BTN; 6.9 kVA
utilizada por 21.3%; 1.15 kVA utilizada por 9.9%; 10.4 kVA utilizada por 6.6% e finalmente 20.7 kVA
utilizada por 2.6% dos clientes em BTN.
Os escalões de potência referidos representam no seu conjunto 96.2% dos clientes em BTN
pelo que, novamente, devido à dimensão da amostra a caracterizar, foram ignorados outros
escalões de potência com representação inferior e fizeram-se algumas aproximações quando se
distribuíram os 54 clientes em análise pelos níveis de potência mais significativos.
Ainda no documento referido anteriormente, é também possível encontrar um gráfico (Figura
2.2) que indica a utilização anual da potência contratada.
FIGURA 2.2 - UTILIZAÇÃO DA POTÊNCIA CONTRATADA POR ESCALÃO DE POTÊNCIA E POR OPÇÃO TARIFÁRIA
(BTN 20,7 ) [2]
Observa-se que as potências de 1.15 , 3.45 , 6.9 , 10.4 e 20.7 têm uma
utilização anual de, respectivamente 494, 550, 481, 428 e 549 .
Com os dados referidos foi então possível estimar a energia anual (Equação 2.2) consumida
por cada cliente (Quadro 2.3) e finalmente a energia total consumida pelos 54 clientes em análise,
cerca de 141 .
6
QUADRO 2.3 - POTÊNCIAS CONTRATADAS E ENERGIA CONSUMIDA ANUALMENTE POR CLIENTE
Potência Contratada
Percentagem de clientes que utilizam a respectiva potencia
%
Nº Clientes
Nº de Clientes Considerado
Utilização Anual da Potencia
Energia anual por Cliente
Energia anual por nível de Potencia
1,15 9,9 5,346 6 494 568,1 3 408,6
3,45 55,7 30,078 30 550 1897,5 56 925,0
6,9 21,3 11,502 12 481 3318,9 39 826,8
10,4 6,6 3,564 4 428 4451,2 17 804,8
20,7 2,7 1,458 2 549 11364,3 22 728,6
Total 96,2 54
140 693,8
2.2.2. CONSUMO ANUAL EM ILUMINAÇÃO PÚBLICA
Estimou-se também a energia necessária para satisfazer o consumo anual da Iluminação
Pública (IP). O Quadro 2.4 indica a energia anual consumida por cada tipo de tarifário, onde se
encontra especificado o consumo anual em IP. Verificou-se que a energia consumida anualmente
em IP representa cerca de 6.9% do consumo total em BTN.
QUADRO 2.4 – ENERGIA CONSUMIDA ANUALMENTE POR OPÇÃO TARIFÁRIA [2]
Utilizando a relação anterior, estimou-se que a energia anual necessária para IP no projecto
em questão será cerca de 9715 :
0.069 9715 EQUAÇÃO 2.3
2.2.3. ACTUALIZAÇÃO DOS VALORES DO CONSUMO TENDO EM CONSIDERAÇÃO O SEU
AUMENTO
Foi estabelecido que os equipamentos de produção e armazenamento a instalar serão
dimensionados para corresponder às necessidades de consumo durante 5 anos sem que haja
7
qualquer actualização destes sistemas. Considerou-se portanto que o sistema energético será
sobredimensionado tendo em conta um aumento do consumo de 5% (fonte: EDP) ao ano durante
5 anos (Consultar ficheiro Caracterização do Consumo.xlsm).
Contudo, o tempo de vida esperado para investimentos deste género é de 20 anos, pelo que
esta será uma instalação escalonável. Sendo assim, as infra-estruturas, cuja expansão se preveja
necessária para responder a um aumento do consumo e da produção serão dimensionadas a 20
anos (exemplo: sobredimensionamento a 20 anos da estrutura de construção civil que vai alojar os
sistemas de armazenamento e equipamentos de electrónica de potência).
Os resultados obtidos para o consumo anual da população em estudo encontram-se
resumidos no Quadro 2.5.
QUADRO 2.5 - ENERGIA CONSUMIDA ANUALMENTE E RESPECTIVA ACTUALIZAÇÃO.
Consumo Anual
Total Clientes 140 694
Iluminação Pública 9 715
Total com Iluminação Pública 150 409
Total com Iluminação Pública e Aumento do Consumo de 5% a 5 anos 192 000
Total com Iluminação Pública e Aumento do Consumo de 5% a 20 anos 400 000
2.3. ANÁLISE DA EVOLUÇÃO HORÁRIA DO CONSUMO ANUAL
Nos projectos em que o sistema energético se encontra conectado à rede da EDP, o cálculo
da Energia Anual consumida, do seu valor médio e máximo, é usualmente suficiente para
dimensionar os sistemas de produção a instalar visto que o fornecimento de energia eléctrica
estará, em situação normal, garantido pela rede da EDP (não é necessário ter em consideração
eventuais constrangimentos relacionados com a disponibilidade de energia produzida ou
armazenada pelo sistema para satisfazer as necessidade de consumo – considera-se indiferente o
momento em que a energia é solicitada).
No projecto em questão (Off-Grid), a situação é substancialmente diferente, pelo que neste
caso, o sistema dimensionado terá que responder a critérios mais exigentes que garantam que o
sistema satisfaz as solicitações energéticas dos consumidores a qualquer altura. Para tal, será
efectuada uma análise mais detalhada da evolução do consumo e da produção ao longo do ano,
de modo a verificar se estão asseguradas as seguintes exigências:
• Garantir que a produção anual de energia seja superior ao consumo anual.
• Garantir que a potência instalada é superior à potência de pico.
• Garantir o fornecimento sem interrupções:
8
o Analisar os casos mais desfavoráveis do ponto de vista do consumo.
Determinar e localizar o valor da potência de pico.
Determinar o consumo médio mensal máximo.
Determinar o consumo médio diário máximo.
o Analisar os casos mais desfavoráveis do ponto de vista da produção.
Menor produção Eólica
Menor produção Fotovoltaica
• Garantir a reposição dos sistemas de armazenamento.
2.3.1. EVOLUÇÃO DO CONSUMO DA POPULAÇÃO
No sentido de cumprir os critérios atrás mencionados, estimou-se a energia consumida em
intervalos de 15 minutos ao longo do ano de forma a identificar os meses e os dias mais exigentes
do ponto de vista do consumo.
Para efectuar essa estimativa recorreu-se ao Despacho nº 15 709-A/2006 [3] publicado pela
ERSE. Este, estabelece perfis iniciais de consumo que são aplicáveis a instalações em BTN que
não disponham de equipamentos de medição com registo horário. Os perfis iniciais foram obtidos
a partir de um conjunto de diagramas de carga horários de uma amostra de clientes representativa
destes fornecimentos, ao abrigo do artigo 153.º do Regulamento Tarifário. Os diagramas de carga
da amostra foram normalizados e agregados de forma a poder extrair as características dos perfis
de consumo dos clientes em BTN.
São então fornecidos três perfis que diferem na potência contratada e no consumo anual de
cada cliente.
• Os clientes identificados com um perfil Classe A apresentam uma potência contratada
superior a 13.8 .
• No Perfil Classe B incluem-se os clientes com potência contratada inferior ou igual a
13.8 e consumo anual superior a 7140 .
• Finalmente o Perfil Classe C engloba os clientes com potência contratada inferior ou igual
a 13.8 e consumo anual inferior ou igual a 7140 .
No presente estudo e como se observa no Quadro 2.3, há dois clientes que se identificam com
o perfil Classe A. Verifica-se também que nenhum cliente se enquadra no perfil Classe B pois o
consumo anual estimado de cada cliente é sempre inferior a 7140 para valores de potência
contratada inferior ou igual a 13.8 . Enquadram-se no perfil Classe C, os restantes 52 clientes.
O Quadro 2.6 apresenta um resumo da distribuição dos clientes e a energia total de cada um
dos perfis.
9
QUADRO 2.6 - DISTRIBUIÇÃO DOS CLIENTES E ENERGIA TOTAL POR PERFIL
Perfil dos Clientes
Potência Contratada
Energia anual por nível de Potencia
Número de Clientes
Energia Total Por Perfil
Classe A 20,7 22728,6 2 22728,6
Classe C
1,15 56925 6
117965,2 3,45 39826,8 30
6,9 17804,8 12
10,4 3408,6 4
De modo a contabilizar o aumento do consumo num prazo de cinco anos, a energia total de
cada perfil foi actualizada de 5% ao ano durante 5 anos, tal como foi efectuado anteriormente para
a energia total consumida anualmente. Efectuada esta actualização, multiplicou-se a energia anual
actualizada de cada perfil pelos valores iniciais de referência fornecidos pela ERSE, obtendo-se,
desta forma, o consumo anual estimado em intervalos de 15 minutos para cada perfil. Os valores
dos dois perfis foram adicionados de forma a obter o consumo total anual dos 54 clientes
exceptuando ainda a Iluminação Pública (Consultar ficheiro Caracterização do Consumo.xlsm).
2.3.2. EVOLUÇÃO DO CONSUMO EM ILUMINAÇÃO PÚBLICA
O diagrama de carga anual para IP é calculado a partir da informação sobre os crepúsculos,
dia claro e escurecer, disponibilizada pelo Observatório Astronómico de Lisboa [2]. Da análise
destes dados, determina-se a hora de ligação e de desligação dos circuitos de IP em cada dia do
ano.
No presente estudo, para simplificar este diagrama, considerou-se a duração do dia constante
ao longo de cada mês e igual ao valor médio mensal, ignorou-se portanto a variação da duração
do diagrama de carga diário para IP ao longo do mês. Sendo assim, determinou-se a duração
média anual do dia e verificou-se a variação do valor médio mensal em relação ao valor médio
anual. Afectou-se esta variação, ao valor médio mensal do consumo de energia em IP obtendo-se
assim o valor de consumo mensal dos circuitos de IP.
Este valor mensal foi distribuído de forma constante ao longo dos dias de cada mês nas horas
em que a iluminação é utilizada (hora média mensal de dia claro) até à hora em que deixam de ser
necessários (hora média mensal de escurecer).
O perfil criado para o consumo em IP foi somado aos perfis anteriores e construíram-se então
diagramas de duração de carga globais diários (Consultar ficheiro Caracterização do
Consumo.xlsm). Como exemplo, apresenta-se na Figura 2.3 o diagrama de carga do dia 27 de
Janeiro, onde estão identificadas as várias parcelas que contribuem para o diagrama de carga
global.
10
FIGURA 2.3 - DIAGRAMA DE CARGA DO DIA 27 DE JANEIRO
Construído o diagrama de carga anual, foi então possível analisar a evolução do consumo de
energia eléctrica ao longo do ano. Determinaram-se os valores de energia média diária e mensal e
os valores de pico mensais (Quadro 2.7) que permitiram identificar os dias e meses mais
exigentes do ponto de vista do consumo.
QUADRO 2.7 - VALORES MÁXIMOS E MÉDIOS MENSAIS E DIÁRIOS
Mês Valor Médio
Mensal
Valor Médio Diário Máximo Mensal
Valor Máximo Mensal
Energia Mensal
Janeiro 28246,87 28915,04 46490,69 21015,7
Fevereiro 27763,69 28525,54 46382,77 18657,2
Março 22841,54 23588,99 38037,66 16994,1
Abril 18382,29 19081,93 28988,83 13235,2
Maio 17983,46 18423,97 26807,82 13375,2
Junho 19053,97 19678,1 27441,05 13718,9
Julho 19488,62 19696,61 28214,17 14499,5
Agosto 18946,82 19189,83 27133,96 14096,4
Setembro 19482,92 19659,89 30186,79 14027,7
Outubro 20009,46 20596,6 32454,71 14887,0
Novembro 23415,00 24227,19 38980,28 16858,8
Dezembro 27735,81 28055,58 43627,36 20635,4
Valor Médio Anual
21945,87
192001,2
11
Da análise do Quadro 2.7, concluiu-se que Janeiro é o mês em que o consumo médio mensal
é mais elevado. Também apresenta os dias com maior consumo diário de energia e com potência
de pico mais elevada. Por último, verifica-se que é também o mês em que a energia consumida é
mais elevada. Este é, portanto, o mês mais exigente do ponto de vista do consumo.
Na Figura 2.3 observa-se o diagrama de carga do dia 27 de Janeiro que é um dos que
apresenta o pico de potência mais elevado do ano e na Figura 2.4 observa-se o dia 28 de Janeiro
que é um dos que apresenta o valor de energia média diária consumida mais elevado. Estes
podem ser considerados os dias (há vários idênticos) mais exigentes do ponto de vista do
consumo.
FIGURA 2.4 - DIAGRAMA DE CARGA DO DIA 28 DE JANEIRO
Obtiveram-se assim os seguintes dados essenciais ao dimensionamento do projecto: energia
consumida anualmente, potência de pico, potência média anual, potência média diária máxima e
potência média mensal máxima. Estes dados encontram-se resumidos no Quadro 2.8.
QUADRO 2.8 – DADOS REFERENTES AO CONSUMO
Energia consumida anualmente 192 000
Energia máxima mensal 21 016
Potência de pico 46,5
Potência média anual 22,0
Potência média diária máxima 28,9
Potência média mensal máxima 28,2
12
3. LOCALIZAÇÃO DO PROJECTO
A viabilidade de projectos relacionados com energias renováveis depende fundamentalmente
da disponibilidade dos recursos utilizados na produção de energia. Constata-se assim, que a
potência a instalar diminui com o aumento da disponibilidade destes recursos. Diminui também o
custo total do projecto que depende, essencialmente, da quantidade de potência a instalar.
No projecto em questão, a energia consumida ou acumulada é obtida por conversão da
energia cinética do vento (Energia Eólica) e/ou através do efeito fotovoltaico (Energia Solar).
Sendo assim, a localização ideal deste projecto, será uma zona que maximiza a disponibilidade
destes recursos, combinando uma velocidade média do vento elevada com um valor médio anual
de radiação solar elevado. De modo a identificar uma localização com as características referidas,
fez-se uma análise do potencial eólico e solar em Portugal Continental.
3.1. POTENCIAL FOTOVOLTAICO
Na Figura 3.1 observa-se que a zona de Portugal Continental que apresenta uma quantidade
de radiação total mais elevada é o Sul, em particular nas regiões do Alentejo e do Algarve. Na
Figura 3.2 verifica-se também, que nestas regiões, o número de horas de insolação anual é
elevado, variando entre as 2000 e as 2900 . Perante isto, conclui-se que, de uma forma geral,
quanto menor for a latitude de instalação deste projecto maior será a quantidade de energia
produzível com origem fotovoltaica.
13
FIGURA 3.1 - QUANTIDADE TOTAL DE RADIAÇÃO GLOBAL ( / ) [4]
FIGURA 3.2 - INSOLAÇÃO (NÚMERO DE HORAS DE CÉU DESCOBERTO) [4]
14
A Figura 3.3 mostra com mais detalhe a região algarvia, onde a média anual do valor diário da
irradiação solar global varia entre os 5 / na zona Oeste e os 5.4 / na zona Este.
Verifica-se, portanto, uma variação reduzida com a longitude.
FIGURA 3.3 - CLIMATOLOGIA BÁSICA DO RECURSO SOLAR PARA OS CONCELHOS DO ALGARVE, MÉDIA ANUAL
DO VALOR DIÁRIO DA IRRADIAÇÃO SOLAR GLOBAL NA INCLINAÇÃO QUE MAXIMIZA A ENERGIA (LATITUDE 5º
SUL) [5]
3.2. POTENCIAL EÓLICO
Olhando agora para a Figura 3.4, que apresenta a velocidade média anual do vento a
diferentes altitudes, constata-se que a região Sul de Portugal Continental onde se observam
valores médios anuais de velocidade do vento mais elevados é o Algarve. Nesta zona esta
grandeza varia entre os 4 / e os 9 / .
a) b) c)
FIGURA 3.4 - VELOCIDADE MÉDIA DO VENTO A a) 10 , b) 60 E c) 80 [6]
15
Analisando com mais detalhe a região do Algarve (Figura 3.5), constata-se que Monchique e
Vila do Bispo (zonas mais escuras no mapa) são os concelhos que apresentam velocidades
médias do vento mais elevadas.
FIGURA 3.5 - ATLAS DE VENTO PARA A REGIÃO DO ALGARVE OBTIDO COM BASE NO ACOPLAMENTO MM5/WASP
METODOLOGIA MULTI-ESTAÇÃO DESENVOLVIDA PELO INETI ( 80 ) [7].
Na Figura 3.6 observa-se que em qualquer um dos concelhos referidos a direcção
predominante do vento é de Norte (Nortadas), o que constitui um factor determinante na escolha
do local exacto onde o colector eólico vai ficar instalado. Preferencialmente este deverá ser
instalado o mais afastado possível de qualquer obstáculo. Neste caso, em particular, dada a
direcção predominante do vento, dever-se-á evitar a colocação do colector a sul de um obstáculo
que possa interferir na deslocação normal da massa de ar, quer diminuindo a sua velocidade, quer
criando turbulência e assim, provocar a diminuição do potencial energético do vento.
FIGURA 3.6 - ROSA DE VENTO PARA A REGIÃO DO ALGARVE OBTIDO COM BASE APENAS NO ACOPLAMENTO
WASP/METODOLOGIA MULTI-ESTAÇÃO DESENVOLVIDA PELO INETI ( 80 ) [7].
Comparou-se então com mais pormenor os valores da velocidade média do vento nos dois
concelhos previamente seleccionados, Figura 3.7. Da análise desta figura, nota-se que no
16
concelho de Monchique as velocidades médias do vento se encontram entre os 4 / e os 8 / ,
enquanto no concelho de Vila do Bispo predominam velocidades médias do vento no intervalo
entre os 7 / e 9 / . Além de velocidades médias mais elevadas, também a dimensão da área
onde a velocidade do vento é máxima é superior no concelho de Vila do Bispo em relação à do
concelho de Monchique.
a) b)
FIGURA 3.7 - ATLAS DE VENTO OBTIDO COM BASE NO ACOPLAMENTO MM5/WASP METODOLOGIA MULTI-
ESTAÇÃO DESENVOLVIDA PELO INETI ( 80 ) A) CONCELHO DE MONCHIQUE B) CONCELHO DE VILA DO
BISPO [7].
Na escolha da localização que apresenta mais vantagens do ponto de vista do potencial
energético, teve-se também em consideração que os equipamentos eólicos, comparativamente
aos painéis fotovoltaicos, apresentam um rendimento superior, uma maior capacidade de
produção durante 24 por dia (os painéis foto voltaicos não funcionam à noite) e um preço por
inferior.
Constata-se também que a potência que é possível gerar através do recurso eólico, depende
do cubo da velocidade do vento (Equação 3.1), pelo que pequenas variações da velocidade média
do vento têm um impacto muito significativo na energia produzida.
12
EQUAÇÃO 3.1
onde é secção plana transversal do rotor da turbina, a massa específica do ar4 e é a
velocidade da massa deslocada.[8]
Comparando o concelho de Monchique com o concelho de Vila do Bispo, concluiu-se que a
diferença de valores de irradiação entre os dois concelhos é pequena, aproximadamente 0.1 /
por dia, estando em vantagem o concelho de Monchique. Contudo, devido aos factores atrás
mencionados, privilegiou-se a zona onde o recurso eólico é mais abundante em detrimento do
recurso fotovoltaico, tendo-se concluído que o concelho mais favorável à instalação deste projecto
seria o de Vila do Bispo.
4 1,225 kg/m nas condições de pressão e temperatura normais (PTN)
17
4. PRODUÇÃO
A disponibilidade dos recursos naturais utilizados na conversão de energia tem um carácter
probabilístico inerente à incerteza da sua existência. De forma a reduzir esta incerteza, este
projecto preconiza o uso de duas tecnologias de produção independentes - eólica e fotovoltaica - o
que diminui a probabilidade de indisponibilidade do sistema de produção. Desta forma, é possível
reduzir a capacidade do sistema de armazenamento e por consequência do custo de investimento.
Para determinar a potência de cada parcela que será necessário instalar de modo a satisfazer
o consumo e garantir o fornecimento ininterrupto de energia, utilizou-se um procedimento iterativo.
Foram efectuadas estimativas de produção cada vez mais precisas que posteriormente foram
comparadas com as estimativas de consumo nos casos menos favoráveis já identificados no
primeiro capítulo.
As vantagens dos sistemas de energia renovável baseados no recurso eólico, já anteriormente
referidas, justificam que a parcela de potência eólica que se prevê instalar, seja bastante superior
à parcela fotovoltaica.
Teve-se também em consideração que o valor da parcela eólica só pode variar em intervalos
discretos superiores a 5 (diferença entre potências nominais de modelo para modelo de
turbina) enquanto a parcela fotovoltaica pode variar em intervalos de apenas algumas centenas de
Watts (100 a 200 dependendo da potência nominal dos painéis utilizados). Utiliza-se portanto a
parcela fotovoltaica para ajustes mais finos e a parcela eólica para ajustes menos precisos.
A quantidade de energia produzida anualmente terá que ser superior ao valor da energia
consumida anualmente. No total será, no mínimo, igual à soma da energia total consumida, com
as perdas que se irão verificar no sistema de armazenamento, conversão (AC-DC-AC) e
transporte.
As perdas relativas ao transporte consideram-se desprezáveis pois o sistema de produção
será instalado junto aos consumidores.
Quanto às perdas do sistema de armazenamento, dependem da tecnologia do sistema que
será adoptado, variando entre os 40% e os 60% da energia solicitada ao sistema de
armazenamento. No rendimento dos sistemas de armazenamento inclui-se já o rendimento dos
sistemas de conversão.
Contudo, nem toda a energia consumida anualmente provém do sistema de armazenamento
(acontece pontualmente quando a produção é inferior ao consumo ou não há produção), há uma
parcela que procede directamente do sistema de produção. Esta é apenas afectada pelas perdas
de conversão entre a produção e o consumo, sendo neste caso inferiores a 20%.
Com os dados obtidos até agora, não é possível estimar qual a percentagem de energia
consumida proveniente do sistema de armazenamento ou directamente do sistema de produção.
Sendo assim, assumiu-se um valor inicial para as perdas totais do sistema de 30%, o que equivale
a assumir que metade da energia consumida anualmente é oriunda do sistema de
armazenamento e a outra metade é obtida directamente a partir dos sistemas de produção.
18
Depois de estimado o valor da energia produzida anualmente faz-se uma análise do balanço
entre a energia produzida e consumida (Ponto 4.6) onde se concluirá se o valor assumido para as
perdas é excessivo ou se pelo contrário é insuficiente.
Estimou-se que a energia a ser produzida anualmente será no total:
1 0.3 192 000 1.3 249 600
A estimativa da energia anual produzida por cada fonte ( , ) foi obtida utilizando a
Equação 4.1, multiplicando a potência a instalar ( , ) pela utilização anual de cada uma
dessas potências ( , ). Estes valores serão calculados nos Pontos 4.1 e 4.2.
EQUAÇÃO 4.1
Nos meses identificados como mais desfavoráveis do ponto de vista do consumo e/ou da
produção foram utilizados métodos mais precisos para estimar a energia produzida.
4.1. PRODUÇÃO ANUAL DE ENERGIA EÓLICA
A produção anual de energia eólica depende essencialmente do potencial energético do vento
(que se reflecte no valor de utilização anual da potência instalada - ) e das características
técnicas do conversor eólico utilizado.
4.1.1. UTILIZAÇÃO ANUAL DA POTÊNCIA EÓLICA
A Figura 4.1 apresenta a estimativa da utilização anual equivalente da potência instalada para
um gerador de 2 instalado a 80 de altura em Portugal Continental. Os valores indicados
nesta figura, servirão apenas de referência para efectuar uma estimativa inicial da potência da
turbina a utilizar no projecto em questão, dado prever-se que as suas características (potência e a
altura de instalação) serão diferentes e, por conseguinte, o valor de utilização anual equivalente da
potência instalada também.
Sendo assim, a potência da turbina a utilizar neste projecto, foi estimada tendo como
referência o valor de utilização anual da potência equivalente indicada na figura, que na zona em
questão é de aproximadamente 2600 .
19
FIGURA 4.1 - UTILIZAÇÃO ANUAL EQUIVALENTE DA POTÊNCIA INSTALADA PARA UM GERADOR DE 2
(OBTIDO COM BASE NO ACOPLAMENTO MM5 (3X3Km) E WASP (1X1Km)) [6].
4.1.2. SELECÇÃO DA TURBINA E DA POTÊNCIA EÓLICA A INSTALAR
Uma vez estimada a utilização anual de referência da potência eólica, procedeu-se à
determinação do modelo e potência da turbina a instalar.
Caso esta fosse a única fonte de energia considerada, e com base na utilização anual da
potência equivalente atrás determinada, para satisfazer o consumo anual da população a turbina
eólica teria que apresentar a seguinte potência nominal:
249 6002600 96
Como se optou por diversificar os recursos utilizados na produção de energia, a potência
eólica a instalar será sempre inferior a 96 , mas como já foi referido será o recurso a que
corresponde a maior parcela de produção.
A decisão acerca da potência da turbina a instalar terá que ter também em conta a oferta
disponibilizada pelos fabricantes de turbinas e a relação custo/potência nominal.
Das turbinas pesquisadas concluiu-se que para potências até 20 existe uma grande
diversidade de ofertas. Entre os 20 e os 60 a oferta é reduzida ou inexistente. Dentro do
intervalo entre 60 e 80 são disponibilizadas turbinas com intervalos de potência entre os
modelos de cada marca de aproximadamente 5 . Neste grupo de turbinas, identificaram-se no
entanto, marcas cujas soluções o fabricante indicou que não se adaptam aos objectivos do
projecto pois não podem operar em Off-Grid.
20
A partir de 80 só há soluções com potências demasiado elevadas para serem utilizadas no
projecto em questão.
Das turbinas consultadas, o fabricante que apresentou propostas mais adequadas e também
mais equilibradas do ponto de vista custo/potência foi a EOLTEC® (Anexo A). Esta empresa
disponibiliza duas turbinas semelhantes que se enquadram na gama de potências procuradas. As
características principais são apresentadas no Quadro 4.1.
QUADRO 4.1 – CARACTERÍSTICAS QUE DISTINGUEM AS TURBINAS EOLTEC DA GAMA CHINOOK
Chinook E15‐75 Chinook E17‐65
Potência Nominal 75 65
Diâmetro 15 17
Início de Produção /(Cut‐In Wind Speed)
2.5 2.3
Produção Nominal /(Rated wind speed)
12 10
Velocidade de Paragem /(Cut‐Out Wind Speed)
25 20
A turbina Chinook E15-75 tem uma potência mais elevada mas um diâmetro menor e tem
como vantagem a possibilidade de funcionar até velocidades de vento mais elevadas. A turbina
Chinook E17-65 tem uma menor potência nominal e um diâmetro maior e as vantagens em
relação à turbina anterior são as velocidades inferiores a partir das quais começa a produzir
energia e atinge o valor de produção nominal.
Analisando a Figura 4.2 conclui-se que em termos de energia anual produzida, a utilização da
turbina Chinook E15-75 só é profícua para velocidades médias anuais do vento superiores a 8 /
, até essa velocidade a produção de energia anual da turbina Chinook E17-65 é sempre superior
apesar desta dispor de uma potência nominal inferior. Na Figura 3.7 observa-se que no concelho
de Vila do Bispo as velocidades são sempre inferiores 8 / pelo que a turbina seleccionada foi a
Chinook E17-65.
21
FIGURA 4.2 – VARIAÇÃO DA ENERGIA PRODUZIDA ANUALMENTE COM A VELOCIDADE MÉDIA DO VENTO PARA
CADA TURBINA [9].
Numa estimativa inicial, a energia produzida anualmente pela Chinook E17-65 é:
65
65 2600 169 000
Estando agora disponíveis dados referentes às características técnicas da turbina a utilizar,
pode recorrer-se a um método mais preciso para prever a energia eólica anual produzida.
4.1.3. PREVISÃO DA PRODUÇÃO EÓLICA USANDO UM MODELO DE VENTO QUASE‐
ESTACIONARIO [8]
Para efectuar uma previsão da produção com base neste modelo é necessário dispor de uma
descrição matemática da velocidade do vento e da característica eléctrica do conversor eólico.
A velocidade do vento, , pode ser caracterizada por um escoamento quase-estacionário
representado por uma velocidade média , perturbada pela turbulência . Estas duas
componentes podem ser tratadas separadamente:
EQUAÇÃO 4.2
A turbina não reage a variações rápidas da velocidade do vento devido à sua inércia elevada
(funciona como um filtro passa-baixo), pelo que usualmente se simplifica o modelo do vento,
despreza-se a componente correspondente à turbulência e considera-se um modelo quase-
estacionário em que apenas se tem em conta a velocidade média do vento.
Para caracterizar esta componente do vento, recorre-se a funções estatísticas que indicam a
probabilidade da velocidade média do vento ser igual a um determinado valor (funções de
densidade de probabilidade).
A descrição probabilística considerada mais adequada para descrever o regime de ventos é a
de Weibull:
22
EQUAÇÃO 4.3
em que é um parâmetro de forma adimensional, é um parâmetro de escala com as dimensões
da velocidade e a velocidade média do vento. Na base de dados EOLOS 2.0 encontram-se os
valores destes parâmetros referentes à estação de Lagoa Funda (Figura 4.7).
No documento que caracteriza a turbina seleccionada (Anexo) podemos encontrar a
característica eléctrica do sistema de conversão do sistema de energia eólica que, neste caso,
inclui também o rendimento do conversor AC-DC-AC.
FIGURA 4.3 - CARACTERÍSTICA ELÉCTRICA DO SISTEMA DE CONVERSÃO DO SISTEMA DE ENERGIA EÓLICA
(TURBINA EÓLICA + CONVERSOR) [9].
Esta característica indica o valor da potência que é possível produzir em função da velocidade
do vento, .
São indicadas também as velocidades a partir das quais a turbina entra em funcionamento
(Cut-in Wind Speed - 2.3 / ), atinge a potência nominal (Rated Wind Speed - 10 / ) e a
velocidade a partir da qual a turbina deixa de funcionar porque a velocidade do vento é demasiado
elevada (Cut-Out Wind Speed - 20 / ).
Uma vez obtida uma representação do perfil de ventos e a característica eléctrica do gerador,
o valor esperado para a energia eléctrica produzida anualmente pela turbina obtém-se da seguinte
forma:
8760
EQUAÇÃO 4.4
Onde é a função densidade de probabilidade da velocidade média do vento, a
característica eléctrica do sistema aero-gerador, é a velocidade de Cut-in Wind Speed e a
23
velocidade de Cut-Out Wind Speed.
No ficheiro “Previsão da Produção Eolica.xlsm”, na folha com o nome ‘Previsão Weibull’,
efectuou-se o cálculo da produção de energia eólica anual esperada em que se obteve:
217.12
A que corresponde uma utilização anual da potência instalada de cerca de:
3340 .
Apesar das aproximações inerentes a este método (modelo do vento quase-estacionário)
poderem inflacionar os resultados, este é mais preciso do que o método considerado
anteriormente (Ponto 4.1.2), em que se assumia que a utilização anual da potência da turbina em
questão seria semelhante à de uma turbina de 2 . Considera-se, portanto, que os valores
indicados estarão mais próximos da realidade. Contudo, por segurança, considerou-se uma
penalização de aproximadamente 10% no valor de utilização anual da potência eólica instalada
prevista por este método e sendo assim:
3000
3000 65000 195 000
4.2. PRODUÇÃO ANUAL DE ENERGIA FOTOVOLTAICA
Tal com no caso da energia eólica, a produção anual de energia fotovoltaica depende
fundamentalmente da disponibilidade energética do recurso utilizado, neste caso a radiação solar,
que se pode traduzir na utilização anual da potência instalada e das características técnicas do
sistema de conversão, neste caso, dos painéis fotovoltaicos utilizados.
No caso do fotovoltaico, pode ainda associar-se ao sistema de conversão um sistema de
seguimento da posição do sol (Tracker’s), para optimizar a quantidade de radiação solar que
incide nos painéis ao longo do dia.
4.2.1. TRACKER’S
A fixação dos painéis fotovoltaicos pode ser feita de duas formas distintas: através de
estruturas fixas com a inclinação 5 que maximiza a radiação solar ou através de Tracker’s -
sistemas electromecânicos que seguem o movimento diário do Sol, mantendo o ângulo de
incidência da radiação solar no painel fotovoltaico o mais próximo possível de 90º, maximizando
5 Usualmente a inclinação que maximiza a radiação solar é igual à latitude da localização de instalação do projecto.
24
assim a energia produzida. Existem dois sistemas de tracker’s: com um eixo ou dois eixos. Nos
sistemas de um eixo varia apenas a inclinação horizontal. O sistema de dois eixos oferece
também a possibilidade de rotação - 360º em torno do eixo vertical que o suporta (Figura 4.4).
FIGURA 4.4 – TRACKER DE DOIS EIXOS [11].
A utilização de Tracker’s em instalações fotovoltaicas só recentemente se vulgarizou,
fundamentalmente devido aos processos de fabrico que tornaram estes equipamentos capazes de
suportar condições adversas sem necessitarem de manutenção, diminuindo assim os custos
associados à sua utilização ao longo da vida útil do projecto. Anteriormente os custos de O&M
destes equipamentos podiam representar cerca de 15.5% do investimento total do projecto.
Verificou-se também uma diminuição no preço de aquisição, o que reduz o impacto da instalação
de Tracker’s no investimento inicial do projecto. Além disso, o facto de a tecnologia estar mais
madura, leva a que o impacto real da implementação de Tracker’s sobre a quantidade de energia
produzida seja melhor conhecido. Estimativas conservadoras atribuíam ao uso de Tracker’s de
dois eixos um aumento da energia produzida anualmente de aproximadamente 12.5% .
Actualmente, os fabricantes destes equipamentos indicam um aumento de 20 a 25% para
sistemas de um eixo e de 35 a 45% para sistemas de dois eixos [12], dependendo de factores
como a latitude de instalação do projecto6. Na Figura 4.5 pode observar-se o impacto do uso de
Tracker’s na performance de uma instalação fotovoltaica.
6 Quanto mais próximo do Equador for a localização do projecto, menor é o aumento da energia produzida.
25
FIGURA 4.5 – COMPARAÇÃO DA PERFORMANCE DE UM PAINEL FOTOVOLTAICO FIXO COM UM EM ASSOCIAÇÃO
COM SISTEMA DE TRACKER [11].
Os fabricantes disponibilizam Tracker’s com diversas capacidades/superfícies que determinam
o número de painéis que estes podem alojar. O consumo anual de operação destes sistemas varia
entre 1 e 2 dependendo do tamanho.
No projecto em questão, serão utilizados Tracker’s da marca DEGERenergie (Anexo B) em
particular os modelos DEGERtraker 300EL/1600EL e DEGERtraker 5000NT/7000NT, que
disponibilizam superfícies de 16 , 25 , 40 e 60 respectivamente, dependendo do número
de painéis a utilizar.
4.2.2. PAINÉIS FOTOVOLTAICOS
Fundamentalmente, os critérios que condicionaram a escolha dos painéis fotovoltaicos foram:
• O custo dos painéis por watt pico, €/ , que irá influenciar de modo muito significativo o
investimento inicial do projecto.
• O rendimento dos painéis (depende fundamentalmente da tecnologia de fabrico, tendo-se
considerado apenas a que disponibiliza um rendimento mais elevado - silício mono-
cristalino), que influencia de forma preponderante o número de painéis a utilizar e, por
conseguinte, o número de Tracker’s.
Tendo em atenção estes factores, os painéis LS-200 fornecidos pela LoboSolar (Anexo C) são
os que melhor se adaptam aos critérios indicados, com um rendimento de referência de 15.2%
disponibilizam uma potência de pico de 200 em apenas 1.51 . O preço indicado pelo
fornecedor é de 600€ por painel. Estes serão os painéis fotovoltaicos utilizados no projecto em
questão. No Quadro 4.2 indicam-se as características principais do painel escolhido.
26
QUADRO 4.2 – CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO PAINEL SOLAR LS-200 DA LOBOSOLAR
Dados Representação Valor Unidade
Potência de pico 200
Corrente máxima 7.4
Tensão máxima 28.2
Corrente de curto‐circuito 7.8
Tensão de circuito aberto 33.32
Temperatura normal de funcionamento 46 °
Número de células em série 54 -
Rendimento 15.2 %
Comprimento 1519
Largura 996.9
4.2.3. UTILIZAÇÃO ANUAL DA POTÊNCIA:
Na Figura 4.6, observa-se que a estimativa da utilização anual da potência fotovoltaica para a
região do oeste Algarvio é de aproximadamente 1600 para painéis fixos colocados com
inclinação a Sul igual à latitude. Como já foi referido, o projecto em questão prevê a instalação dos
painéis fotovoltaicos em Tracker’s, pelo que segundo dados dos fabricantes, para sistemas de dois
eixos o aumento de produção (e por conseguinte da utilização anual) será no mínimo de 35%.
Optou-se por um valor mais cauteloso, visto estes valores serem largamente superiores aos
considerados usualmente e por não haver dados independentes que confirmem claramente as
estimativas dos fabricantes. Considerou-se, portanto, um aumento de 25% em relação a sistemas
fixos, obtendo-se uma utilização anual da potência de pico de 2000 .
27
FIGURA 4.6 - ÍNDICE / ( EXPRESSA EM ) EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS LIGADOS À REDE
[AGUIAR] [13]
Sendo assim, a energia a ser produzida anualmente pela parcela fotovoltaica será dada por:
249.6 195 54.6
E portanto a potência da parcela fotovoltaica a instalar será de:
54 6002000 27.3 27.5
O número de painéis fotovoltaicos a utilizar será:
27 500200 137.5 138
Os resultados encontrados nesta estimativa inicial encontram-se resumidos no Quadro 4.3.
28
QUADRO 4.3 - ESTIMATIVAS INICIAIS DA ENERGIA CONSUMIDA, A PRODUZIR, POTÊNCIA A INSTALAR E
UTILIZAÇÃO ANUAL DA POTÊNCIA.
Energia Consumida Anualmente 192
Energia a Produzir Anualmente 250
Utilização anual da Potência Eólica 3340
Utilização anual da Potência Fotovoltaica 2000
Potencia Nominal Eólica a instalar 65
Potencia de pico Fotovoltaica a instalar 27.5
Produção Eólica 195
Produção Fotovoltaica 55
4.2.1. FINE‐TUNNING SYSTEM (SIEMENS)
De modo a que seja possível obter valores de tensão e corrente adequados aos equipamentos
de electrónica de potência (Inversores, Reguladores, MPPT), os painéis fotovoltaicos são
associados em série (Array’s) e paralelo. A corrente máxima que percorre cada array é limitada
pelo painel que disponibiliza o valor mais baixo de corrente máxima ( . O fabricante fornece
um valor médio para esta grandeza, no entanto verifica-se uma variação de 5% em cada painel.
O fabricante quando fornece os painéis disponibiliza também uma ficha técnica de cada unidade
onde figura o valor exacto desta grandeza.
O sistema de Fine-Tunning desenvolvido pela Siemens consiste na ordenação dos painéis em
cada array por ordem decrescente de valor . Eliminando a aleatoriedade da distribuição dos
painéis conseguem-se ganhos de aproximadamente 2% na potência de pico.
No caso em questão, utilizando este procedimento permite reduzir o número de painéis
necessários para satisfazer a parcela de energia eólica a produzir e reduzir também o número ou
a superfície dos Tracker’s a instalar.
4.3. IDENTIFICAÇÃO DAS SITUAÇÕES MENOS FAVORÁVEIS DO PONTO DE VISTA DA
PRODUÇÃO
Para identificar quais os meses/dias em que os recursos utilizados na produção da energia
são mais escassos, recorreu-se a informações sobre radiação, temperatura e velocidades do
vento disponibilizadas pelo INETI - Instituto Nacional de Engenharia, Tecnologia e Inovação, I.P.
A informação disponibilizada por este organismo (a informação detalhada sobre estes
recursos não está disponível de forma gratuita) é constituída por um CD que contém uma base de
dados do potencial energético do vento em Portugal (EOLOS 2.0) [14]. A base de dados facultada,
apresenta perfis diários, médias mensais e anuais de velocidades de vento, rosa de ventos e os
29
parâmetros que caracterizam a distribuição de Weibull, utilizada para descrever as características
da velocidade do vento para vários locais onde o INETI tem instaladas estações anemométricas.
Foi fornecido também um ficheiro Excel com os valores médios de radiação e temperatura de 10
em 10 minutos de uma estação de monitorização que esteve instalada no concelho de Silves entre
10/03/2006 e 31/12/2006 e, por último, um ficheiro com os valores das velocidades médias
horárias do vento durante o mês de Abril na estação de Foia, concelho de Monchique.
4.3.1. RECURSO FOTOVOLTAICO
No ficheiro com os valores médios da radiação e temperatura referentes a Silves, fornecido
pelo INETI, não estavam disponíveis os dados referentes ao período entre 01/01/2006 e 10/03/
2006.
De modo a identificar os meses menos favoráveis à produção de energia fotovoltaica foi
necessário obter esses valores (Ficheiro: Previsão da Produção Fotovoltaica.xls). Para tal, visto
que tínhamos disponíveis os mesmos dados referentes a Lisboa, determinou-se, através de dois
dos meses conhecidos em ambos os locais, a razão média entre os valores de radiação nas duas
localizações:
1.049
Para testar se a aproximação estava correcta, obtiveram-se os valores médios diários da
radiação do mês de Março de Silves a partir dos dados de Lisboa multiplicados pela constante .
Verificou-se uma diferença de -1.5% entre os valores médios reais e os valores obtidos por este
método. Para aumentar a exactidão do método, actualizou-se o valor do factor , de modo a
corrigir essa discrepância, reduziu-se então 1.5% o valor da constante passando esta a
1.033. Com esta correcção, a diferença de valores de radiação passou a ser de apenas de
0.001%.
Efectuou-se o mesmo procedimento para a temperatura, depois de efectuadas as devidas
correcções obteve-se 1.508 e a diferença média entre os valores calculados e experimentais
é de 0.016%.
Através destes procedimentos completaram-se os dados referentes à média horária anual
para a temperatura e radiação em Silves.
A obtenção dos valores referentes ao concelho de Vila do Bispo foi feita com base nos dados
da Figura 3.3 onde se observa o valor médio diário da irradiação solar em cada um dos concelhos.
A partir destes valores ( . 5.1 / , 5.2 / ) calculou-se
um factor de escala pelo qual se multiplicam os valores referentes ao concelho de Silves para
obter os respectivos valores no concelho de Vila do Bispo:
. 5.15.2 0.98
30
Há portanto uma diminuição da radiação de 2% de um concelho para o outro. Admitiu-se (visto
não haver valores para comparar e serem locais relativamente próximos) que a temperatura é
também afectada pela mesma variação.
Com os dados obtidos calcularam-se as médias diárias, mensais e anuais para a radiação e
temperatura no concelho de Vila do Bispo.
Das médias mensais para a radiação (Quadro 4.4) conclui-se que o mês menos favorável
para produção de energia fotovoltaica é Janeiro que coincide (já determinado atrás) com o mês de
maior consumo.
QUADRO 4.4 - VALORES DE RADIAÇÃO MÉDIA MENSAL NO CONCELHO DE VILA DO BISPO
Mês Radiação Média Mensal /
Janeiro 77,29
Fevereiro 104,12
Março 179,87
Abril 243,04
Maio 307,05
Junho 322,35
Julho 324,47
Agosto 288,91
Setembro 232,23
Outubro 144,01
Novembro 101,24
Dezembro 107,27
4.3.2. RECURSO EÓLICO
A análise da base de dados EOLOS 2.0 tem que ser feita de forma cuidadosa. Nesta é
possível consultar (entre outros) os dados referentes a uma estação do concelho de Monchique
(Foia) e a duas estações do concelho de Vila do Bispo (Lagoa Funda e Vila do Bispo).
Se compararmos de forma acrítica os dados destas estações, somos levados a concluir que o
Concelho de Monchique (e ao contrário do que foi indicado anteriormente) é o que apresenta uma
maior disponibilidade de recurso eólico. Temos no entanto, que ter em atenção que a altura dos
sensores é diferente de estação para estação. Temos também que observar que a estação de
Foia se encontra no ponto de maior altitude do concelho de Monchique o que não acontece com
as estações do concelho de Vila do Bispo.
Tendo em atenção estes factores vamos tomar como referência a estação de Lagoa Funda
31
(Figura 4.7) que é a que apresenta características mais semelhantes com o projecto em questão
(Sensores da estação de Lagoa Funda a 24 , a Turbina em projecto terá uma altura 32 ).
FIGURA 4.7 – CARACTERÍSTICAS DA ESTAÇÃO DE LAGOA FUNDA (EOLOS 2.0) [14]
No separador Perfis pode-se observar (Figura 4.8) que a menor velocidade média do vento se
regista no mês de Maio, sendo este portanto o mês menos favorável para a produção de energia
eólica.
32
FIGURA 4.8 – VARIAÇÃO DA VELOCIDADE MÉDIA DO VENTO COM A ALTITUDE, PERFIL DIÁRIO DA VELOCIDADE
DO VENTO E VELOCIDADE MÉDIAS DO VENTO MENSAIS DA ESTAÇÃO DE LAGOA FUNDA (EOLOS 2.0) [14]
Para efectuar uma análise mais pormenorizada sobre a energia produzida nos meses em que
os recursos naturais são mais escassos ou que o consumo é mais elevado, teremos que ter
disponíveis os valores médios horários da velocidade do vento nos meses em questão:
• Janeiro, mês em que se previram valores de consumo mais elevados e que é coincidente
com o mês em que se anteviu uma menor produção de energia fotovoltaica.
• Maio, o mês em que se previu que a produção de energia eólica terá o seu valor mais
baixo.
Para obter estes valores, utilizaram-se como referência os dados sobre velocidades médias
horárias do vento referentes ao mês de Abril de 1996 em Foia e efectuou-se um procedimento
semelhante ao utilizado na determinação dos valores de radiação e temperatura em falta.
Segundo a base de dados EOLOS 2.0, a velocidade média do vento em Foia é de 9.39 / à
cota de 30 , enquanto na estação de Lagoa Funda é de 7.26 / à cota de 24 . De modo a
relacionar as velocidades médias das duas localizações recorreu-se à lei logarítmica de :
EQUAÇÃO 4.5
em que é a velocidade média do vento à altura , a chamada velocidade de atrito, a
33
constante de Von Karman (cujo valor é 0.4) e é conhecido por comprimento característico da
rugosidade do solo (depende do tipo de terreno) [8].
Esta lei traduz a variação da velocidade do vento com a altura, que se deve ao atrito entre a
superfície terrestre e o vento que provoca a diminuição da velocidade do vento para alturas mais
baixas.
A velocidade de atrito é um valor que depende da rugosidade do solo, da velocidade do vento
e de forças que se desenvolvem na atmosfera, pelo que é difícil de calcular. Para ultrapassar essa
dificuldade e visto que o que se pretende é obter o valor médio da velocidade do vento a uma
determinada altura a partir dos valores a uma altura de referência, usa-se com mais frequência a
equação:
EQUAÇÃO 4.6
em que é a velocidade média à altura de referência [8].
Como não possuíamos informações sobre o valor do comprimento característico da
rugosidade do solo, este foi calculado. A base de dados EOLOS 2.0 disponibiliza os valores de
velocidade média do vento a duas cotas diferentes (24 e 10 ) na estação de Lagoa Funda,
assim obteve-se 1 a partir da resolução da equação:
7.265.26
24
10
Com estes dados obteve-se a velocidade média do vento na estação de Lagoa Funda para a
mesma cota da estação de Foia ( 30 ):
30 30 24 7.26 7.77 /
Posteriormente, determinou-se a razão entre as velocidades médias do vento na estação de
Foia e de Lagoa Funda:
7.779.39 0.83
Através desta constante calculou-se a média horária da velocidade do vento em Lagoa Funda
no mês de Abril (Previsão da Produção Eólica.xlsm – Folha: Lagoa Funda Abril)
Na folha seguinte, verificou-se a validade do método utilizado, comparando o valor médio
mensal dos valores encontrados para o mês de Abril com os indicados na Base de dados EOLOS
2.0. Verificou-se uma diferença de 1.1% entre a média calculada e a experimental.
34
Para estimar a velocidade do vento na estação de Lagoa Funda nos meses em questão,
recorreu-se de novo à base de dados EOLOS 2.0 que indica a velocidade média do vento mensal.
Calculou-se novamente a razão entre as velocidades médias dos meses em questão e o mês de
Abril.
8.85.8 1.52
5.65.8 0.97
Multiplicando as constantes obtidas pelos valores da velocidade média horária do vento em
Lagoa Funda no mês de Abril, obtiveram-se os valores referidos para o mês de Janeiro e Maio.
Comparando os valores obtidos com os valores apresentados na base de dados verifica-se
novamente um erro desprezável entre os valores médios mensais calculados e os experimentais.
4.4. VALOR HORÁRIO DA ENERGIA EÓLICA PRODUZIDA EM JANEIRO E MAIO
O valor médio horário de energia eólica produzida obteve-se através da relação da curva de
potência da turbina com os valores médios horários da velocidade do vento obtidos anteriormente.
Para determinar a potência correspondente a cada velocidade média horária do vento
representou-se a característica de potência da turbina por quatro troços:
Até à velocidade de Cut-in Wind speed, a potência gerada pela turbina é zero.
• 0 ; 2.3 / 0
Para velocidades superiores às de Cut-in Wind Speed e inferiores às Rated Wind Speed a
curva de potência foi aproximada por uma equação polinomial de 6º grau, de forma a reduzir o
erro de aproximação. Esta equação foi obtida em Excel® aplicando uma linha de tendência
polinomial ao gráfico que representa a curva de potência entre os valores considerados.
• 2.5; 12 / 7.97 4 0.02 0.44 3.47 14.67
32.75 29.83
A partir da velocidade de Rated Wind speed a turbina atinge a potência nominal
• 12; 25 / 75
A partir de 25 / a turbina pára para evitar a sua destruição (Cut-Out Wind Speed).
35
• 25 0
Utilizando este método construiu-se uma tabela (Previsão da Produção Eólica.xlsm) com os
valores horários da energia produzida pela turbina em questão em Janeiro e Maio. Através da
análise destes dados (soma dos valores horários de energia, Equação 4.7) obteve-se também a
energia eólica total produzida nos referidos meses.
EQUAÇÃO 4.7
4.5. VALOR HORÁRIO DA ENERGIA FOTOVOLTAICA PRODUZIDA EM JANEIRO E MAIO
Com base nos valores médios horários, da radiação e temperatura durante o ano no concelho
de Vila do Bispo e nas características técnicas dos módulos fotovoltaicos, (indicadas no Ponto
4.2.2) foi calculado o valor horário da energia fotovoltaica produzida, utilizando o modelo
simplificado para representar a célula fotovoltaica.
4.5.1. MODELO MATEMÁTICO DA CÉLULA FOTOVOLTAICA [13]
A célula fotovoltaica pode ser modelada de forma simplificada através do circuito eléctrico
equivalente apresentado na Figura 4.9.
FIGURA 4.9 – CIRCUITO ELÉCTRICO EQUIVALENTE DE UMA CÉLULA FOTOVOLTAICA LIGADA A UMA CARGA Z
[13].
No circuito, representa a corrente eléctrica gerada pelo feixe de radiação luminosa, ao
atingir a superfície activa da célula (efeito fotovoltaico); esta corrente unidireccional é constante
para uma dada radiação incidente. O díodo que é atravessado por uma corrente interna
unidireccional , que depende da tensão aos terminais da célula, representa o funcionamento
da junção p-n.
A corrente que se fecha através do díodo é:
36
1 EQUAÇÃO 4.8
Onde representa a corrente inversa máxima de saturação do díodo, é o factor de
idealidade do díodo (díodo ideal: 1; díodo real: 1). é designado por potencial térmico:
EQUAÇÃO 4.9
Em que é a constante de Boltzmann ( 1,38 10 /º ) e a carga eléctrica do
electrão ( 1.6 10 ). Nas condições de referência 298,16 e portanto 25 .
Analisando o circuito da Figura 4.9 conclui-se que a corrente que se fecha pela carga é:
1 EQUAÇÃO 4.10
As equações características de cada célula fotovoltaica definem a curva característica I-V. Na
Figura 4.10 podem-se observar as curvas características de duas células diferentes.
FIGURA 4.10 – CURVA I-V DE DUAS CÉLULAS COM CARACTERÍSTICAS DIFERENTES [13].
Existem dois pontos de funcionamento das células que merecem especial atenção pois são
utilizados pelos fabricantes para as caracterizar:
• Curto-Circuito exterior – Neste ponto de funcionamento:
0
0
EQUAÇÃO 4.11
é o valor máximo da corrente de carga, é um dado fornecido pelo fabricante para
determinadas condições de radiação incidente e temperatura
37
• Circuito Aberto - Neste ponto de funcionamento:
0
ln 1 EQUAÇÃO 4.12
é o valor máximo da tensão aos terminais da célula, é também um dado fornecido pelo
fabricante para determinadas condições de radiação incidente e temperatura.
Da equação que caracteriza o funcionamento da célula em vazio obtém-se também a corrente
inversa de saturação máxima do díodo:
1
EQUAÇÃO 4.13
A potência eléctrica de saída da célula fotovoltaica é dada por:
1 EQUAÇÃO 4.14
O ponto de potência máxima obtém-se derivando a Equação 4.14 em ordem à tensão e
resolvendo-a através de métodos iterativos:
1 0
EQUAÇÃO 4.15
1
1
Os fabricantes disponibilizam então os seguintes valores de referência: , , , e
pelo que é desenvolvido um modelo (que tem por base estes valores) que permite escrever
as seguintes equações para as condições de referência:
1
EQUAÇÃO 4.16
Aplicando a Equação 4.10 nos pontos de circuito aberto, curto-circuito e potência máxima
obtém-se:
1
EQUAÇÃO 4.17
38
De onde se obtém o factor de idealidade do díodo em função dos parâmetros característicos
da célula e que neste modelo se considera constante:
1
EQUAÇÃO 4.18
Uma vez obtido , foi possível determinar a corrente inversa de saturação nas condições de
referência:
1
EQUAÇÃO 4.19
A corrente e a tensão gerada pela célula dependem não só das características do painel, mas
também da temperatura ambiente e da radiação solar. Resultados experimentais mostram que
variando a temperatura, mantendo o nível de radiação constante, se observam variações na
potência de saída da célula, e em especial do valor da tensão em circuito aberto ( ) como se
observa na Figura 4.11.
FIGURA 4.11 – VARIAÇÃO DA CURVA I-V COM A TEMPERATURA, RESULTADOS EXPERIMENTAIS [13].
Verifica-se que a corrente de curto-circuito também varia com a temperatura mas de forma
pouco visível pelo que o modelo simplificado considera que a temperatura tem apenas influência
sobre o valor de que se reflecte no valor da corrente inversa de saturação nas condições de
referência:
EQUAÇÃO 4.20
Variando a radiação e mantendo a temperatura, verificam-se alterações mais significativas na
corrente de curto-circuito como se observa na Figura 4.12 e é expresso de forma simplificada pela
Equação 4.21.
39
FIGURA 4.12 - VARIAÇÃO DA CURVA I-V COM A RADIAÇÃO, RESULTADOS EXPERIMENTAIS [13].
EQUAÇÃO 4.21
O valor de temperatura mensionado na Equação 4.20 refere-se à temperatura da célula que
na fase de projecto não está disponível, no entanto esta pode ser estimada com base na
temperatura normal de funcionamento da célula (NOCT), temperatura ambiente e radiação
incidente na célula:
20
800 EQUAÇÃO 4.22
4.5.2. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS [13]
A aplicação do modelo matemático da célula aos módulos fotovoltaicos é feito tendo apenas
em conta que as grandezas são relativas ao módulo fotovoltaico em vez de a uma única célula e
segue o seguinte método de cálculo:
• Parâmetros Constantes:
1
• Parâmetros que dependem da radiação:
40
• Parâmetros que dependem da temperatura
• Corrente em função da tensão
1
• Tensão Máxima
1
1
• Corrente Máxima
• 1
4.5.3. MODELO SIMPLIFICADO [13]
O método anterior recorre a métodos iterativos para calcular a potência máxima do painel para
determinada radiação e temperatura.
No entanto, o cálculo da potência máxima pode ser efectuado recorrendo a uma expressão
relativamente mais simples, que dispensa a resolução da equação não linear.
Os resultados experimentais e de simulação mostram que , depende fundamentalmente da
radiação. Admite-se então, que a corrente máxima, , segue a mesma variação, o que define
imediatamente a corrente máxima em função da radiação (Equação 4.23).
EQUAÇÃO 4.23
A tensão máxima, , pode ser determinada tendo em conta a dependência das correntes
de curto-circuito e máxima da radiação e a variação da corrente inversa de saturação com a
temperatura. A expressão obtida é:
ln
EQUAÇÃO 4.24
41
A potência máxima é então obtida através da Equação 4.25.
EQUAÇÃO 4.25
As simplificações consideradas neste modelo têm um impacto reduzido nos resultados
obtidos, estes apresentam sempre um erro inferior a 2% quando comparados com os obtidos pela
resolução da equação não linear através de métodos iterativos.
Na prática, o valor de tensão é controlado externamente por um equipamento (MPPT-
Maximum Power Point Tracker) que, de acordo com as condições ambientais de temperatura e
radiação e com as condições impostas pela rede, ajusta a tensão de saída do módulo de modo a
que o funcionamento se processe no ponto correspondente à potência máxima.
Com base no modelo descrito, foi calculada a potência média horária por metro quadrado de
painel fotovoltaico. A partir desta potência7, obteve-se a Energia horária produzida por cada painel
e finalmente pelo conjunto de painéis a instalar:
EQUAÇÃO 4.26
A energia mensal obteve-se, como no caso da energia eólica, somando o valor da energia
horária de todas as horas do mês (Previsão da Produção Fotovoltaica.xls).
4.6. BALANÇO ENERGÉTICO NAS SITUAÇÕES MENOS FAVORÁVEIS
Através da comparação entre os valores de energia necessária para satisfazer as exigências
de consumo e a energia disponibilizada pelas unidades de produção será possível determinar
quais os requisitos que caracterizam o sistema de armazenamento de forma a garantir a
disponibilidade permanente do sistema em estudo.
Os valores de energia disponibilizada pelo gerador eólico são os calculados no ponto 4.4 que
já têm em conta o rendimento dos conversores de potência necessários para a ligação deste
gerador à rede.
No caso da fotovoltaica, os valores determinados no ponto 4.5 correspondem à energia
produzida pelos painéis fotovoltaicos, pelo que a energia disponibilizada por estes é ainda
afectada pelo rendimento do conjunto MPPT+Conversor. O rendimento destes dispositivos varia,
usualmente, entre os 85% em dispositivos mais antigos a funcionaram com valores de carga
reduzidos, e os 97% nos dispositivos mais recentes a funcionarem à potência nominal. No caso
em questão considerou-se o pior caso, portanto a energia disponibilizada pela parcela fotovoltaica
considerou-se 15% inferior ao valor produzido pelos respectivos painéis fotovoltaicos.
7 1
42
Finalmente, de modo a ter em conta as perdas correspondentes à possível utilização de um
conversor (Inversor/Ondulador) entre a produção e o consumo, considerou-se que a energia a
disponibilizar pelos sistemas de produção tem que ser 10% superior à energia necessária para
satisfazer as necessidades de consumo, o que corresponde a considerar um rendimento mínimo
do inversor de 90% (Ficheiro: Balanço Energia.xlsm).
4.6.1. BALANÇO MENSAL
Inicialmente foi confirmado se nos meses identificados como menos favoráveis a energia total
disponibilizada pela produção é superior à energia consumida.
No mês de Janeiro a energia que é necessário fornecer aos consumidores foi de
23 , a energia eólica produzida 27.7 e fotovoltaica 1.6 .
29.3 23 6.3
O balanço de energia é positivo. Constatou-se que a produção é 27.4% superior ao consumo.
No mês de Maio a energia consumida foi de 14.7 , a energia eólica produzida
14.7 e fotovoltaica 6.9 .
21.6 14.7 6.9
O balanço de energia é também positivo e a produção é 47% superior ao consumo, pelo que o
sistema de produção cumpre largamente um dos principais requisitos do projecto. Do ponto de
vista da relação entre a energia total produzida e consumida, Janeiro é o mês menos favorável.
Apesar de apresentar um balanço positivo, este é inferior ao do mês de Março.
4.6.2. BALANÇO DIÁRIO E HORÁRIO
Posteriormente foi avaliado o andamento da produção e do consumo ao longo dos meses já
indicados. Idealmente, caso existissem dados disponíveis, essa comparação seria feita de forma
contínua (em tempo real), mas como os dados de que dispomos se referem a valores discretos -
médias horárias - foi esta a precisão máxima da análise efectuada.
Os dados sobre o consumo estão agrupados em intervalos de 15 minutos pelo que para os
podermos comparar com a produção teremos que obter os valores horários do consumo. Para tal
somaram-se os valores médios da energia de cada quarto de hora pertencentes a cada hora do
mês de Janeiro e Maio:
EQUAÇÃO 4.27
43
Tal como para a energia mensal total, os valores de energia produzida a cada hora foram
obtidos somando os valores horários da energia eólica e fotovoltaica disponível:
EQUAÇÃO 4.28
Obteve-se o balanço de energia subtraindo-se a energia necessária para satisfazer o
consumo à energia total produzida em cada intervalo horário.
EQUAÇÃO 4.29
Somaram-se os valores horários do balanço de energia em cada dia e determinou-se assim o
balanço diário de energia de Janeiro e Maio (Figura 4.13).
Da análise do gráfico e com auxílio dos dados referentes ao balanço da energia diário para os
dois meses em questão (presentes no ficheiro Balanço Energia.xlsm) é possível constatar que
Janeiro é o mês que apresenta valores mais elevados de energia excedente (dia 10/01) e também
o dia com deficit energético mais elevado (18/01), dia em que o sistema de armazenamento será
mais solicitado. Maio apresenta a maior sequência de dias consecutivos com balanço de energia
negativo (oito dias – entre 11/05 e 18/05).
FIGURA 4.13 – BALANÇO DE ENERGIA DO MÊS DE JANEIRO
No Quadro 4.5 apresenta-se um resumo dos valores mais importantes que se extraem do
gráfico da Figura 4.13 e que nos permitem concluir acerca dos valores que vão caracterizar a
capacidade do sistema de armazenamento.
44
QUADRO 4.5 – DEFICIT DE ENERGIA MAXIMO EM JANEIRO E MAIO
Janeiro Maio
Deficit Máximo de energia em 504 358
Deficit Máximo de energia em 437 311
Deficit Máximo de energia em 434 221
Deficit Máximo de energia em 47 27
Maior Sequência de Dias com Balanço Negativo 3 Dias 8 Dias
Deficit Energético da Sequência de Dias com Balanço Negativo 504 737
Constata-se que Janeiro é o mês que apresenta os valores mais elevados de energia a
fornecer pelo sistema de armazenamento em 1 (às 21: 00 do dia 11/01), 24 (dia 18/01), 48
(dias 13/01 e 14/01) e 72 (entre 12/01 e 14/01). Dado que Maio é o mês que apresenta a maior
sequência de dias com balanço negativo (8 dias – entre 11/05 e 18/05), é este o mês que exige
uma maior capacidade do sistema de armazenamento em 192 .
Será, portanto, no final dos períodos atrás identificados que o sistema de armazenamento
apresentará valores de carga mínimos visto os dias indicados serem os mais exigentes ao longo
do ano. Conclui-se, portanto, que se o sistema de armazenamento conseguir garantir o
fornecimento de forma ininterrupta durante os períodos indicados e nos instantes imediatamente a
seguir, estará garantido o correctamente dimensionado deste sistema para corresponder às
exigências de consumo anuais da população em questão.
45
5. ARMAZENAMENTO
5.1. ESCOLHA DO SISTEMA DE ARMAZENAMENTO
Foram ponderadas três soluções distintas para a execução do sistema de armazenamento.
Este terá como requisitos principais a fiabilidade, eficácia e rapidez de resposta face às exigências
de consumo ou às limitações da produção, num determinado período de tempo, por um custo
aceitável.
5.1.1. ÁGUA
Uma das soluções ponderadas foi o armazenamento da energia através da água, aumentando
a sua energia potencial quando a produção de energia é superior ao consumo (elevando-a para
um reservatório colocado a uma cota ) e recuperando posteriormente esta energia quando a
produção não satisfaz o consumo (através de uma turbina acoplada a um gerador).
Esta solução foi abandonada devido à sua especificidade, só sendo viável quando está
disponível um curso natural de água de preferência numa zona com um declive acentuado onde
se possa construir uma pequena albufeira. De outra forma o investimento inicial do sistema de
armazenamento+produção e a quantidade de água necessária seriam demasiado elevados
tornando-se inviável quer do ponto de vista ambiental quer do ponto de vista económico. É
também um sistema de armazenamento que apresenta um tempo de arranque relativamente
elevado o que inviabiliza a sua utilização sem ser em conjunto com outra tecnologia de
armazenamento que satisfaça o consumo nos segundos que o sistema leva a entrar em produção.
5.1.2. PILHAS DE COMBUSTÍVEL
Isoladamente, as pilhas de combustível (FC - Fuel Cell) são apenas uma forma de produzir
energia a partir de um combustível, com emissão de gases poluentes reduzida ou nula. É a
possibilidade de armazenar o combustível utilizado pelas FC e de o produzir a partir de fontes
renováveis que transformam as FC num sistema de armazenamento. Esta é uma tecnologia ainda
em fase de maturação mas muito promissora.
O princípio de funcionamento de uma FC é semelhante ao de uma bateria. Trata-se de um
processo electroquímico que converte energia química (de uma substância hidrogenada) em
energia eléctrica.
Em geral, uma FC é composta por um ânodo e um cátodo porosos, cada um revestido num
dos lados por uma camada catalisadora de platina, e separados por um electrólito (Figura 5.1).
46
FIGURA 5.1 – REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA SIMPLIFICADA DE UMA PILHA DE COMBUSTÍVEL [15].
Durante o processo de conversão liberta-se calor, o que implica que uma parte da energia
química não é convertida em electricidade e portanto o processo não tem um rendimento de 100%
(dependendo da tecnologia varia entre os 35% e os 60%).
Em sistemas de cogeração, o calor libertado pode ser aproveitado, o que aumenta o
rendimento global. No estudo em questão não se coloca esta hipótese visto que os processos de
cogeração existentes implicam a utilização de combustíveis fósseis.
São conhecidos cinco tipos de FC cujo princípio de funcionamento é comum:
• AFC – Alkaline Fuel Cell
• PEFC / PEM – Polymer Electrolyte Fuel Cell / Proton Exchange Membrane
• PAFC – Phosphoric Acid Fuel Cell
• MCFC – Molten Carbonate Fuel Cell
• SOFC – Solid Oxid Fuel Cell
As pilhas de combustível do tipo PEFC e PAFC agrupam-se na categoria de baixa
temperatura de funcionamento, enquanto as MCFC e SOFC pertencem à categoria de alta
temperatura de funcionamento.
As pilhas de combustível do tipo AFC foram desenvolvidas no âmbito da investigação espacial
incluindo as missões Apollo e o Space Shuttle. O elevado custo de produção tem sido o factor
responsável pelo atraso no desenvolvimento de deste tipo de FC, quando comparado com o
desenvolvimento das PEFC ou PAFC.
As FC de baixa temperatura de funcionamento requerem um processamento do combustível
mais complexo pois só podem funcionar com hidrogénio molecular puro, como tal é necessário
equipamento auxiliar (reformador) para converter o combustível primário (gás natural, metanol,
gasolina, água) em hidrogénio.
No Quadro 5.1 apresentam-se as principais características de cada tipo de FC.
47
QUADRO 5.1 – CARACTERÍSTICAS DE CADA TIPO DE PILHAS DE COMBUSTÍVEL [16].
As FC apresentam várias vantagens, nomeadamente o reduzido impacte ambiental, a elevada
fiabilidade ou o carácter modular inerente à tecnologia, que favorece a sua aplicação em sistemas
de produção descentralizada. Contudo, a característica que aumenta o interesse da utilização
desta tecnologia em conjunto com fontes renováveis é a elevada flexibilidade de utilização do
combustível (hidrogénio) em diversas aplicações que se encontram descritas no Quadro 5.2.
QUADRO 5.2 – APLICAÇÃO DAS PILHAS DE COMBUSTÍVEL [15].
Se forem usadas fontes de energia renováveis na obtenção (a partir da água) do combustível
utilizado pelas FC, então este será um sistema de armazenamento de energia praticamente isento
de emissões poluentes e que pode ser utilizado em vários dispositivos.
Tendo uma visão de longo prazo, o combustível produzido em excesso poderia servir para
abastecer também os veículos utilizados pelos habitantes da povoação em estudo, o que poderia
aumentar o interesse na utilização desta tecnologia no projecto.
Neste cenário, haveria também a possibilidade da ligação dos veículos propulsionados com
base em sistemas de FC à rede eléctrica da aldeia e em alturas de ponta, seriam estes a auxiliar
48
os sistemas de armazenamento fixo a alimentar o sistema energético reduzindo assim as
necessidades de armazenamento e aumentando a rentabilidade do projecto.
A constituição de um sistema de armazenamento baseado em pilhas de combustível teria que
prever o dimensionamento, além da pilha de combustível, de elementos que realizem os seguintes
processos:
• Produção de Hidrogénio
Um dos processos para produção de hidrogénio, aproveitando a energia produzida em
excesso pelas fontes renováveis, é a electrólise da água.
Denomina-se processo electrolítico, aquele em que reacções químicas são desencadeadas a
partir de uma fonte electromotriz externa ao sistema químico.
Em geral, o fornecimento de tensão e corrente é feito através de eléctrodos entre os quais
existe um meio condutor iónico.
Os electrolisadores modernos apresentam coberturas especiais nos eléctrodos, com
deposição de catalisadores e superfícies rugosas. Alguns modelos utilizam membranas
separadoras à base de teflon ou outros materiais, permitindo a operação do electrolisador com
temperaturas mais elevadas, entre 80° e 120° e consequentemente, sob pressão. Em geral,
apresentam rendimentos entre 75% e 85%.
• Armazenamento do hidrogénio
O hidrogénio é mais frequentemente produzido, armazenado, transportando e utilizado no
estado gasoso. Neste estado, o hidrogénio acarreta dificuldades adicionais no seu confinamento.
O armazenamento é feito em cilindros pressurizados fabricados com materiais especiais, em geral
com 150 ou 200 , contendo entre 6 e 10 . Tal sistema exige o emprego de compressores e
consequente gasto de energia.
• Sistemas de Segurança
Devido à sua grande inflamabilidade o hidrogénio exige também a tomada de medidas de
segurança adequadas.
O tratamento dispensado ao hidrogénio é o mesmo requerido pela produção, transporte e
armazenamento de gás natural e GLP. Tendo um peso molecular baixo e uma densidade de
0.0899 / , na ocorrência de qualquer fuga este gás sobe pelo que é exigido que os locais de
produção e armazenamento de hidrogénio sejam bem ventilados e com abertura na parte superior
da edificação.
O hidrogénio é uma substância atóxica, insípida, inodora e incolor, a sua presença no
ambiente só é detectável via sistemas de detecção e alarme, que devem ser obrigatoriamente
instalados no local de produção.
49
Além dos sistemas acima referidos, o sistema de armazenamento necessita de outros
equipamentos auxiliares que podem incluir componentes como:
• Compressor ou ventilador para fornecer o ar ao cátodo
• Reformador caso se utilize um hidrocarboneto como combustível
• Circuito de refrigeração
• Separador para remoção da água obtida nos produtos da reacção
• Bomba para recirculação dos gases rejeitados pelo ânodo
• Controlador do sistema
• Dispositivos de controlo de
• Sistema de armazenagem e alimentação do combustível
Tal como todos os sistemas, o armazenamento baseado em pilhas de combustível apresenta
várias desvantagens das quais se salientam - o tempo de vida útil limitado e ainda pouco
conhecido, a perda de eficiência eléctrica do sistema de FC ao longo do tempo ou o baixo nível de
desenvolvimento da tecnologia. Contudo, as desvantagens que levaram a preterir este sistema em
relação a outras tecnologias usualmente adoptadas (bancos de baterias), foram o elevado custo
actual da tecnologia e o rendimento relativamente baixo dos sistemas baseados em FC.
Actualmente, um sistema deste género teria, considerando estimativas muito optimistas, um
rendimento máximo de aproximadamente 50% (desprezando as perdas na pressurização do
hidrogénio e dos inversores, considerou-se apenas o rendimento máximo da pilha de combustível
~60% e do electrolizador ~85%).
Também o tempo de latência para inicio de produção que caracteriza actualmente estes
sistemas (de minutos a horas) obrigaria à utilização de um sistema de armazenamento
complementar a ser utilizado até à entrada em produção da FC.
Este tipo de armazenamento não será detalhadamente dimensionado, mas no Capítulo 9 será
avaliado o impacte da inclusão desta tecnologia na viabilidade económica do projecto.
5.1.3. BATERIAS
A terceira e última solução considerada foi o uso de um banco de baterias. Não se pretende
aqui fazer um estudo aprofundado sobre o funcionamento e constituição das baterias, faz-se
apenas uma introdução aos conceitos necessários durante o dimensionamento e selecção das
baterias a utilizar.
Na Figura 5.2 observa-se um esquema simplificado de uma célula de bateria. Estas são
compostas por um eléctrodo negativo (ex: Chumbo - ) que durante a descarga fornece electrões
à carga ligada à bateria e um eléctrodo positivo (ex: dióxido de chumbo - ) que aceita
electrões da carga. O electrólito completa o circuito interno da bateria fornecendo iões ao
eléctrodo positivo e negativo. O separador é usado para impedir que haja curto-circuito entre o
eléctrodo positivo e o negativo. O tipo de separador usado varia de acordo com o tipo de bateria,
50
este tem que permitir a transferência de iões entre os dois lados do electrólito e é usualmente feito
de plástico poroso ou fibra de vidro.
FIGURA 5.2 – ESQUEMA SIMPLIFICADO DE UMA CÉLULA DE BATERIA
As baterias comerciais são usualmente construídas por associações em série e em paralelo
de várias unidades básicas (células) que usualmente têm uma tensão de 2 . Podemos observar
uma dessas células na Figura 5.3.
De modo a garantir um tempo de vida útil máximo a todas as células constituintes do banco de
baterias, devem-se associar elementos com a mesma capacidade, de preferência da mesma
marca, brand e modelo.
FIGURA 5.3 – CONSTITUIÇÃO DE UMA CÉLULA DE 2V DE UMA BATERIA ESTACIONÁRIA [17].
Durante a fase de selecção e dimensionamento das baterias a utilizar, deverá ter-se em
atenção as seguintes características:
51
• Capacidade da Bateria – Quantidade de energia que uma bateria pode fornecer quando
descarregada de forma uniforme ao longo de um dado período de tempo. É medida em
amperes-hora ( ). Portanto, se uma bateria indicar uma capacidade de 2000 , 100,
25° 1.75 significa que a uma temperatura ambiente de 25° poderá fornecer 20
durante 100 após as quais a tensão aos terminais de cada célula será de 1.75 .
o Caso seja descarregada com uma corrente mais elevada, a sua capacidade é
consideravelmente reduzida.
o A corrente máxima de carregamento/descarregamento deverá ser inferior a 10%
da capacidade da bateria em .
o A capacidade das baterias varia com a temperatura. A capacidade indicada pelos
fabricantes é usualmente medida a 25° .
o A capacidade da bateria diminui com a idade e o uso.
• Profundidade de Descarga (DOD – Depth of Discharge) – Indica a percentagem da
capacidade nominal que é usada antes de se proceder ao recarregamento da bateria. A
medida da DOD é relacionada pelos fabricantes com a tensão da bateria ( . A
capacidade é dada considerando descargas até determinada tensão da bateria.
o Quanto menor a tensão maior a profundidade de descarga.
o Quanto menor o tempo de descarga mais profunda pode ser essa descarga.
o Quanto mais profunda for a descarga menor será o número de ciclos que a bateria
irá durar.
• Tempo de Vida Útil – É dada em números de ciclos de carga/descarga. Considera-se que
uma bateria atingiu o final de vida útil quando a capacidade é reduzida a 80% da
capacidade nominal. Em geral o tempo de vida útil depende das condições em que
funciona a bateria, varia com a corrente de descarga, a temperatura de funcionamento ou
a profundidade de descarga.
Como se observa na Figura 5.4 o tempo de vida útil é máximo para uma temperatura de
funcionamento de 25° sendo progressivamente reduzido para temperaturas mais
elevadas. Na Figura 5.5 constata-se que o tempo de vida útil é reduzido de forma
exponencial com o aumento da profundidade de descarga.
52
FIGURA 5.4 - EXPECTATIVA DE VIDA ÚTIL EM FUNÇÃO DA TEMPERATURA DE TRABALHO (MOURA CLEAN) [18].
FIGURA 5.5 – RELAÇÃO ENTRE O NÚMERO DE CICLOS E A PROFUNDIDADE DE DESCARGA (MOURA CLEAN) [18].
• Auto Descarga - É resultante de correntes internas na bateria, devido a estas correntes,
verifica-se perda de carga mesmo que a bateria não seja utilizada. Os fabricantes indicam
usualmente a carga perdida por dia ou mês.
• Densidade de Energia - É definida como a quantidade de energia armazenada por
unidade de volume ou peso. É usualmente medida em Watt-hora por quilograma ( / ).
• Rendimento das Baterias – Estão presentes alguns tipos de perdas associadas à
tecnologia utilizada nas baterias pelo que o seu rendimento é sempre inferior a 100%.
Verifica-se que alguma da energia dispendida no carregamento é dissipada entre outros
sobre a forma de calor. Observa-se também que a carga da bateria vai diminuindo ao
longo do tempo apesar de esta não ser utilizada. Esta diminuição da capacidade é
fortemente influenciada pela temperatura de armazenamento da bateria. As perdas totais
da bateria variam de tecnologia para tecnologia e de acordo com as condições de
funcionamento, mas é frequente considerar no dimensionamento perdas de
aproximadamente 20%.
53
As baterias podem ser classificadas em dois grupos principais: baterias não recarregáveis,
que só podem ser usadas uma vez (primárias), e as recarregáveis (secundárias).
No presente estudo será apenas abordado o segundo grupo, baterias secundárias, por serem
aquelas que apresentam características apropriadas ao projecto em questão.
Entre os vários tipos de baterias recarregáveis, enumeram-se as cinco tecnologias mais
utilizadas, assim como as suas vantagens e desvantagens:
• Baterias de Prata - Zinco ( ) As células destas baterias utilizam uma solução de hidróxido de potássio como electrólito,
gerando uma reacção exotérmica e a liberação de gases, característica mais acentuada
para correntes de descarga elevadas. Actualmente, é uma das baterias que possui uma
densidade de energia ( 75 / ) e fiabilidade mais elevada. É aplicada mais
frequentemente na indústria militar e aeroespacial.
Como desvantagem estas baterias apresentam um elevado custo de fabrico e a
composição à base de materiais bastante perigosos. Dadas estas características, as
baterias de Prata - Zinco tornam-se pouco atractivas para o uso comercial.
• Baterias de Iões de Lítio ( )
Apresentam como principais vantagens a disponibilidade de picos de densidade de
energia muito elevados (>100 / ) e uma eficiência mais elevada do que a das
baterias à base de chumbo ou níquel, têm no entanto um tempo de vida útil menor. São
muito utilizadas em telemóveis e computadores portáteis, onde o volume, o peso e a
autonomia são mais importantes do que o tempo de vida útil.
Estas baterias necessitam de um controle de carga preciso devido à baixa tolerância à
sobrecarga. Durante a descarga, se a tensão da célula descer abaixo dos 2.5 , a bateria
pode ficar permanentemente danificada. O custo destas baterias é inferior às de ,
mas mesmo assim elevado.
• Baterias de Níquel - Cádmio ( )
Eram usualmente utilizadas em aparelhos domésticos (telemóveis, máquinas de filmar,
computadores, entre outros). A célula de é composta por um ânodo metálico de
cádmio, um cátodo de óxido de níquel e um eletrólito de hidróxido de potássio.
Esta bateria possui densidade de energia (50 / ) maior que a de chumbo ácido,
bem como uma vida útil maior. A sua longa durabilidade está associada ao material
utilizado no fabrico das placas - aço sólido - relativamente imune aos agentes químicos
onde estão imersas, mantendo inalterada a integridade mecânica e a condutividade
eléctrica da célula.
54
Possuem também uma menor susceptibilidade à variação de temperatura, quando
comparadas com as baterias de chumbo ácido.
A maior desvantagem deste tipo de baterias é a redução da capacidade de recarga ao
longo da sua vida útil, sendo afectadas pelo “efeito memória”, o que obriga à utilização de
carregadores com controlo de carga dispendiosos (a variação da tensão com a carga da
bateria é praticamente nula).
Outro grande inconveniente das baterias de é sua toxicidade. O cádmio é um metal
altamente tóxico, pelo que o seu uso tem vindo a ser questionado por razões ambientais.
• Baterias Níquel - Metal Hidreto ( )
Pode ser considerada como uma extensão da tecnologia da bateria de , mas com
algumas diferenças. A maior delas encontra-se na construção do ânodo, que é feito com
hidreto metálico e não utiliza cádmio na sua constituição.
A maior vantagem desta bateria é não possuir “efeito memória”. Quanto às
desvantagens, salienta-se o custo elevado, a baixa capacidade para fornecer picos de
corrente, o risco elevado de ficar inutilizável devido a sobrecargas e uma taxa de auto descarga relativamente elevada.
• Baterias de Chumbo Ácido (Pb-Ácido)
As baterias de chumbo ácido são fabricadas da mesma forma há várias décadas pelo que
é uma tecnologia bem dominada. As principais vantagens que lhe são atribuídas - elevada
fiabilidade, disponibilidade e durabilidade 8 associados a um custo reduzido –
justificam o sucesso desta tecnologia em várias áreas de aplicação.
Outro factor de relevância desta tecnologia é o elevado rendimento que esta apresenta,
aproximadamente 85%.
Como inconvenientes apontam-se o peso e o volume elevado (baixa densidade de
energia (35 / ), que impedem que estas baterias sejam utilizadas em aplicações
onde estes factores são determinantes.
Comparando os prós e contras das várias tecnologias de armazenamento disponíveis, conclui-
se que aquela que melhor cumpre os requisitos exigidos (fiabilidade, eficácia e rapidez de
resposta, a um custo razoável) é o armazenamento através de bancos de baterias.
Dentro desta tecnologia, as baterias de chumbo ácido, devido às vantagens atrás
apresentadas, são as que melhor se adaptam ao projecto em questão, pelo que será feito um
estudo mais detalhado sobre esta tecnologia e sobre os modelos existentes dentro deste grupo de
baterias.
8 A durabilidade é dependente da forma de descarga e da temperatura de operação, o que dificulta a determinação da carga remanescente. Isto pode ser solucionado usando sistemas de monitorização e controle sofisticados juntamente com algoritmos de recarga com diferentes etapas controladas
55
As baterias de chumbo ácido são compostas por placas positivas de dióxido de chumbo,
placas negativas de chumbo e pelo electrólito - ácido sulfúrico. Na Equação 5.1 encontra-se
descrita a reacção química que representa o processo de carga/descarga da bateria de chumbo
ácido.
2 2
EQUAÇÃO 5.1
Durante a descarga o dióxido de chumbo, o chumbo e o ácido sulfúrico reagem formando
sulfato de chumbo e água. Durante o processo de carregamento da bateria a reacção é a inversa,
contudo, uma sobrecarga pode dar origem à formação de hidrogénio e oxigénio (estado gasoso) e
à consequente perda de água. A actual tecnologia já permite a construção de separadores que
convertem estes gases em água.
Além dos factores já referidos comuns a todas as baterias que podem afectar o tempo de vida
útil, existem três tipos de problemas químicos associados à tecnologia empregue nestas baterias
que contribuem para a diminuição do tempo de vida útil das baterias de chumbo ácido.
• A corrosão do eléctrodo positivo pela transformação do chumbo metálico em óxidos
de chumbo, que leva ao aumento da resistência interna da bateria e perda de
material activo no eléctrodo.
• A degradação do eléctrodo positivo devido a fadiga mecânica provocada pela
constante transformação do material durante a carga/descarga ( ). Este
processo pode levar à ruptura do eléctrodo.
• A sulfatação causada pela recristalização dos cristais de em grânulos de
, que ocorre quando a bateria se encontra com pouca carga durante longos
períodos de tempo.
Há algumas medidas que podem ser tomadas com vista à minimização ou resolução das
questões anteriormente apontadas. Actualmente, são utilizadas ligas com prata (por ser um
excelente condutor), cálcio ou selénio (minimizam a corrosão), para minimizar o aumento da
resistência eléctrica provocada pela corrosão do eléctrodo positivo.
Para evitar a fadiga mecânica é utilizado antimónio na construção dos eléctrodos para aumentar a
resistência mecânica das placas. Contudo, o aumento da vida útil da bateria através destes
processos tem como inconveniente a diminuição da manutenção da carga.
Este tipo de bateria deve ser carregado de tempos a tempos de modo a evitar a sulfatação das
placas e a deterioração definitiva das mesmas.
Dependendo do tipo de aplicação, as baterias de chumbo ácido podem ser classificadas como
automotoras, traccionárias ou estacionárias. O tipo de aplicação determina a solução construtiva
de cada tipo de bateria.
Descarga
Carga
56
• Baterias automotoras
São usadas principalmente no accionamento dos motores de arranque dos automóveis. A
característica que condiciona o dimensionamento deste tipo de baterias é a corrente elevada que
estas têm que conseguir fornecer durante um intervalo de tempo reduzido. Estas baterias têm
usualmente placas muito finas (em média 1 ), com uma área grande e são projectadas para
descargas inferiores a 1% a 5% da capacidade nominal. Descargas de 80% podem reduzir o
tempo de vida útil da bateria para 30 - 50 ciclos.
Nestas baterias não são adoptadas medidas para minimizar a sulfatação visto que em geral o
electrólito é movimentado com muita frequência.
• Baterias Traccionárias
Usualmente são utilizadas em veículos de tracção como empilhadoras eléctricas, carrinhos de
golfe ou veículos industriais.
São projectadas de forma a poderem perder até 80% da carga total várias vezes, são
construídas com placas internas que têm uma espessura característica com cerca de 4.2 .
Como são projectadas para profundidades de descarga elevadas, necessitam de manutenção
muito frequente que consiste essencialmente na adição de água destilada de modo a completar o
volume de electrólito.
Esta característica torna-a menos atractiva para outras aplicações. Comercialmente, só são
encontradas como baterias de grande volume e tensões de no mínimo 48 V, sendo geralmente
fabricadas por encomenda.
• Baterias Estacionárias
As características das baterias estacionárias encontram-se num meio-termo entre as
características das baterias anteriormente descritas, ou seja, possuem placas mais grossas do
que as baterias automóveis e mais finas do que as baterias traccionárias e dependendo do fim a
que se destinam podem ser construídas com base em três tipos de electrólitos:
o Electrólito em Gel - As baterias de gel contêm um ácido que foi transformado
numa pasta gelatinosa, para tal, adiciona-se sílica gel ao ácido. A vantagem da utilização
deste tipo de electrólito é o aumento da segurança, visto que desta forma não existe o risco
de derrame ou de salpicos de ácido sulfúrico na zona circundante ou até sobre os
utilizadores. A desvantagem deste tipo de baterias é diminuição da corrente máxima de
carga/descarga suportadas, de modo a prevenir a formação de excesso de gás.
57
o AGM (Absorbed Glass Mat9) - As baterias em meio sólido, ou tipo AGM, são
caracterizadas por terem os eléctrodos imersos num material semelhante a uma fibra de
vidro. Este tipo de bateria possui características semelhantes às das baterias de gel,
possuindo também baixas taxas de carga/descarga.
o Electrólito Fluido - Nas baterias de chumbo ácidas o electrólito é ácido sulfúrico
diluído ( ) que quando a bateria se encontra completamente carregada é composto por
75% de Água e 25% de ácido sulfúrico. Estas baterias têm pequenas válvulas que podem, ou não, ser removidas. No caso das
baterias seladas, ou livres de manutenção, as válvulas não podem ser removidas e servem
unicamente para regular a pressão interna das mesmas, (devido à formação de gases
durante o período de carga) são conhecidas por baterias reguladas a válvula (VRLA).
As baterias VRLA apresentam uma diminuição acentuada do tempo de vida útil com o
aumento da temperatura (Figura 5.6), pelo que devem ser instaladas num local com ambiente
controlado, onde a temperatura deverá rondar os 25° .
FIGURA 5.6 – VARIAÇÃO DO TEMPO DE VIDA ÚTILA PARA BATERIAS VRLA E SPV [18].
Quando a instalação de sistemas de controlo da temperatura por alguma razão não é viável, a
solução pode passar pela utilização de baterias com válvulas com membranas de permeabilidade
selectiva (SPV). Esta membrana especial, Figura 5.7, converte o hidrogénio e o oxigénio em água,
reduzindo as perdas de água até 95%. Sendo assim o tempo de vida útil destas baterias é pouco
afectado pela temperatura de funcionamento a que são submetidas (Figura 5.6).
9 Semelhante a fibra de vidro
58
FIGURA 5.7 – COMPONENTES DE UMA BATERIA COM VÁLVULA DE PERMEABILIDADE SELECTIVA (MOURA
CLEAN) [18].
Actualmente, devido às suas características técnicas e mecânicas, a tendência Mundial é a
utilização de baterias reguladas à válvula (VRLA) que simplificam muito a instalação e
manutenção, permitindo assim reduzir custos e manter uma fiabilidade superior, pelo que será
este o tipo de baterias utilizado neste projecto.
Considera-se fora do âmbito desta tese o dimensionamento da estrutura onde será instalado o
sistema de armazenamento, sugere-se no entanto que o dimensionamento da estrutura em
questão seja feito de acordo com as práticas sugeridas no standard IEEE 937 - Recommended
Practice for Installation and Maintenance of Lead-Acid Batteries for Photovoltaic (PV) publicado
pelo IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) de modo a garantir o correcto
funcionamento deste sistema que é vital ao funcionamento do projecto em estudo.
5.2. SELECÇÃO DAS BATERIAS A UTILIZAR
A escolha da marca e do modelo das baterias a utilizar, foi feita tendo em conta a capacidade,
o preço e em especial o tempo de vida útil – ciclos de carga/descarga - de cada bateria.
Constatou-se que o fabricante que disponibiliza uma maior variedade de baterias na Europa é
a EXIDE Technologies. Esta marca é composta por várias brands que se encontram vocacionadas
para aplicações distintas, contudo, as brands que apresentam características mais adequadas ao
estudo em questão são a ABSOLYTE – XL Batteries e a CLASSIC - Series OpzS Solar.
As baterias pertencentes à ABSOLYTE – XL Batteries são baterias estacionárias VRLA em
meio sólido (AGM) e devido a este factor apresentam um custo mais elevado, a sua utilização só
se justifica em aplicações de criticidade elevada ou em meios com condições ambientais extremas
(Temperaturas elevadas). Esta bateria é também indicada para zonas com actividade sísmica uma
vez que o electrólito não se encontra no estado líquido, sendo portanto mais segura.
Quanto à capacidade, observou-se que dependendo do modelo e da brand, esta é indicada
para diferentes tempos de descarga ( 8, 20, 100, 120 ) e para diferentes valores finais de
tensão por célula, (diferentes profundidades de descarga), pelo que foram consultados os
catálogos do fabricante para que fosse possível normalizar estes valores antes de serem
59
comparados.
Finalmente, constatou-se que a brand que anuncia um maior número de ciclos de
carga/descarga até ao final de vida útil da bateria é a CLASSIC - Series OpzS Solar (Anexo D)
tendo sido este factor, a par do seu custo inferior, que levou à selecção destas baterias para a
utilização neste projecto.
No Quadro 5.3. apresentam-se as principais características desta gama de baterias.
QUADRO 5.3 – PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS BATERIAS CLASSIC - SERIES OPZS SOLAR
Marca Características
CLASSIC ‐ Series OpzS Solar
Tempo de Vida 2000
Dimensões Máximas De 275x208x385 a 215x580x815
Volume Máximo por Célula De 0.022 a 0.102
Peso Máximo por Célula De 35 a 217
Capacidade
25°
De 70 a 4600 1.85
120
A selecção da capacidade nominal das baterias a utilizar só poderá ser efectuada depois de
conhecidas as características do inversor/carregador a utilizar, visto que estes apresentam uma
tensão mínima de entrada que irá condicionar o número de baterias a instalar em série para
perfazer essa tensão mínima.
5.3. DIMENSIONAMENTO DA CAPACIDADE TOTAL DE ARMAZENAMENTO DAS BATERIAS
O cálculo da energia a armazenar pelas baterias é geralmente efectuado com base em
informações pouco detalhadas acerca da produção e do consumo do sistema a abastecer.
Perante esta situação, são aplicados factores de segurança elevados que levam a um
sobredimensionamento da sua capacidade destes sistemas. Nestes casos, o cálculo da
capacidade do sistema de armazenamento é efectuado considerando a energia necessária para
satisfazer o consumo médio diário máximo durante três dias. É também comum considerar perdas
de conversão e de armazenamento de 40% [22].
No projecto em questão foi efectuado um estudo detalhado da produção e do consumo ao
longo do ano. O sistema em projecto apresenta também como vantagem adicional o facto de se
recorrer a duas fontes de geração de energia cujas disponibilidades, apesar de serem variáveis
aleatórias, são independentes o que reduz a probabilidade de inexistência de produção de energia
tornando assim menos exigentes as especificações do sistema de armazenamento.
Sendo assim, o dimensionamento será feito tendo em conta os valores determinados para as
situações identificadas como menos favoráveis.
60
Os valores apresentados no Quadro 4.5 referem-se à energia que é necessário disponibilizar
aos consumidores em determinados intervalos de tempo, porém, nem toda a energia contida pelo
sistema de armazenamento pode ser disponibilizada aos consumidores, há três factores que
limitam ou diminuem a energia útil que é possível obter a partir das baterias:
• Profundidade de descarga considerada - O tempo de vida anunciado para as baterias
seleccionadas corresponde a uma profundidade de descarga de 80% da capacidade
nominal, pelo que se terá que considerar um aumento de 20% na capacidade nominal do
sistema de armazenamento correspondente à capacidade não utilizada.
• Corrente de Auto-Descarga – Importante no caso de baterias em repouso durante longos
intervalos de tempo, tem um impacto pouco significativo no caso de baterias em utilização,
pelo que se ignorou este tipo de perdas.
• Rendimento do Chopper ou inversor utilizado na conversão de energia – Os equipamentos
actuais apresentam rendimentos sempre acima de 90%, aumentando com o aumento da
carga. Considera-se um aumento da capacidade nominal de 10% correspondente às
perdas ocorridas nestes dispositivos electrónicos de potência.
Tendo em conta estes factores, a energia a armazenar deverá ser corrigida da forma
apresentada na Equação 5.2 de modo a determinar a capacidade total do sistema de
armazenamento.
1 0.2 1 0.1
EQUAÇÃO 5.2 No Quadro 5.4 encontram-se resumidas as especificações que o sistema de armazenamento
terá que cumprir para poder vir a responder ininterruptamente às solicitações do consumo durante
os meses mais exigentes (e por conseguinte durante todo o ano).
QUADRO 5.4 – DEFICIT DE ENERGIA NOS CASOS MENOS FAVORÁVEIS E ENERGIA TOTAL A ARMAZENAR
Deficit de Energia
Energia a Armazenar
Em 737 973
Em 504 665
Em 437 577
Em 434 573
Em 47 62
61
6. SELECÇÃO DA ARQUITECTURA E DOS EQUIPAMENTOS DE ELECTRÓNICA DE
POTÊNCIA A UTILIZAR
Os sistemas de energia em Off-Grid baseados em fontes renováveis são pouco frequentes,
devido, fundamentalmente, a factores económicos. Constata-se que nos países desenvolvidos a
cobertura das redes de energia convencionais abrange aproximadamente todo o território. Nos
países subdesenvolvidos, o custo de aquisição dos equipamentos é, usualmente demasiado
elevado o que torna inviável a instalação deste tipo de soluções.
Devido a esta situação de fraca procura, detectou-se que os fabricantes disponibilizam poucas
soluções que se adeqúem a este tipo de projectos, em especial para sistemas que exijam
potências superiores a cerca de 10 .
Os dispositivos existentes destinam-se à criação de sistemas com dois tipos de arquitecturas
distintas [23]. Estas diferem essencialmente no tipo de interligação entre os vários componentes
constituintes dos sistemas energéticos em Off-Grid. A arquitectura mais antiga e, portanto, a que
apresenta tecnologia com um estado de maturação mais avançado é conhecida por DC-Coupled
em que os sistemas são interligados através de um bus comum em corrente contínua.
Recentemente, alguns fabricantes têm vindo a desenvolver uma nova arquitectura conhecida por
AC-Coupled, em que os vários componentes se encontram conectados a um bus AC.
6.1. ARQUITECTURA AC‐COUPLED
A arquitectura AC-Coupled baseia-se num equipamento (inversor/carregador ligado a bancos
de baterias) que impõe os valores de frequência e de tensão apropriados, criando assim uma rede
(bus) AC. A esta rede podem ser acoplados sistemas de produção ou cargas como se observa na
Figura 6.1.
FIGURA 6.1 – SISTEMA HIBRIDO OFF-GRID COM ARQUITECTURA AC-COUPLED
As principais vantagens apresentadas por esta arquitectura são a simplicidade e a
escalabilidade. Para expandir as redes deste género basta ligar no lado AC da rede novas
unidades geradoras e respectivo inversor sem necessidade de modificar outros equipamentos.
62
Além disso, só o equipamento (usualmente um Inversor/Carregador com um sistema de controlo e
monitorização de potência) que impõe e controla as características da rede é específico desta
arquitectura, todos os outros são equipamentos (Inversores que conectam os sistemas
fotovoltaicos e eólicos à rede) também utilizados em sistemas On-Grid, que por utilizarem
tecnologias mais vulgares e se encontrarem num estado mais avançado de maturação
apresentam um custo inferior.
Apesar das vantagens apresentadas, este tipo de soluções evidenciam ainda algumas
lacunas, fruto da imaturidade (estado de desenvolvimento) desta arquitectura. Constatou-se que o
desempenho de sistemas baseados neste tipo de arquitectura está ainda pouco estudado. Não se
conhecem análises que relacionem a qualidade da energia fornecida através destes sistemas e a
potência dos grupos geradores ou das cargas instaladas, ou seja, o impacte nos valores de
frequência e tensão da ligação ou saída de serviço de grupos geradores (ex: eólicos) de potência
relativamente elevada em relação à dimensão da rede criada ou de uma variação elevada da
potência solicitada (ex: entrada em funcionamento de motores com potências elevadas). Esta
situação é menos evidente em redes relativamente uniformes, que não apresentem elementos que
desequilibrem o sistema energético, como as redes domésticas comuns, contrariamente a redes
que alimentam unidades industriais de elevada potência.
Um dos fabricantes que disponibiliza uma gama de equipamentos que permitem criar um
sistema AC-Coupled é a SMA (Figura 6.2). O elemento central deste sistema é um
Inversor/Carregador (Sunny Island) que se encontra conectado a um banco de baterias. Este
controla o nível de tensão e de frequência do bus AC a que está ligado - injectando potência
proveniente das baterias na rede quando o consumo é superior à produção ou carregando as
baterias quando existe excesso de energia produzida na rede. Encontra-se também contemplado
o caso em que a produção excede o consumo e as baterias se encontram carregadas. Neste
caso, há a possibilidade de dissipar a energia excedente através de um banco de resistências (o
calor produzido pode ser utilizado no aquecimento de água para uso doméstico ou para
climatização de edifícios). Os equipamentos Sunny Island disponibilizados pela SMA abrangem
uma gama de potências entre os 2 e os 5 , havendo ainda a possibilidade de associar até
quatro equipamentos em paralelo e também a possibilidade de os interligar de modo a formar uma
rede trifásica, caso em que a potência nominal fornecida pelo sistema será de 60 (
4 5 3 60 )
Este fabricante disponibiliza também dois outros equipamentos para conectar à rede AC
(criada pelo Sunny Island) grupos geradores fotovoltaicos (Sunny Boy) ou eólicos (Wind Boy) que
disponibilizam potências máximas de respectivamente 5 e 6 .
A SMA refere que, de uma forma geral, podem ser conectados às redes criadas pelo Sunny
Island qualquer tipo de inversor utilizado na ligação de grupos geradores às redes convencionais.
63
FIGURA 6.2 – SISTEMA HÍBRIDO AC-COUPLED DA SMA [25]
Esta foi uma solução ponderada para a realização do sistema em estudo contudo, dada a
baixa gama de potências disponibilizadas pelos dispositivos deste fabricante, a complexidade e o
custo do sistema seriam elevados, dado que teriam que se associar vários inversores em paralelo
para satisfazer as exigências da população em questão. Por estas razões esta solução foi
abandonada.
Também a SIEMENS disponibiliza um conjunto de equipamentos que não estando
directamente vocacionados para a criação deste tipo de sistemas permitem, através de pequenas
modificações no sistema de controlo dos dispositivos electrónicos de potência, adaptar estes
equipamentos a um sistema AC-Coupled (Figura 6.3). O elemento central deste sistema seria,
neste caso, uma unidade de UPS da gama MasterGuard que seria responsável pela gestão do
trânsito de potência entre a rede AC e o banco de baterias, de forma a manter constante os
valores de tensão e frequência da rede AC. Para interligação do sistema de produção fotovoltaica
à rede AC, a SIEMENS disponibiliza a gama SINVERT que é composta por inversores com MPPT
incorporado para gamas de potências superiores a 30 . O sistema de produção eólica seria
interligado através do inversor disponibilizado pela EOLTEC em conjunto com a turbina
seleccionada.
64
FIGURA 6.3 - SISTEMA HIBRIDO AC-COUPLED DA SIEMENS
Apesar de este não ser um sistema dedicado a este tipo de projectos, os princípios que lhe
estão inerentes já foram testados num projecto-piloto implementado na Nigéria pela SIEMENS.
Contudo, nesse caso, o sistema recorria apenas a uma fonte renovável (Fotovoltaica) em conjunto
com dois grupos geradores Diesel. Esse sistema era então menos afectado por variações
abruptas na energia produzida - no projecto em estudo as variações devem-se essencialmente à
inclusão de um gerador eólico - e portanto não temos dados suficientes para garantir a qualidade
da energia produzida, razão pela qual se preteriu este sistema em relação a outros que serão
apresentados de seguida.
6.2. ARQUITECTURA DC‐COUPLED
Nesta arquitectura a conexão entre os vários elementos constituintes do sistema híbrido é feito
através de um bus DC (Figura 6.4) havendo um inversor responsável pela conversão de toda a
energia gerada de DC para AC. Eventualmente todos os equipamentos de conversão - choppers,
rectificadores e inversores - podem estar agrupados num único equipamento que pode também
fazer a gestão da entrada em funcionamento de grupos geradores Diesel (caso existam).
FIGURA 6.4 – SISTEMA HIBRIDO OFF-GRID COM ARQUITECTURA DC-COUPLED
65
A vantagem dos sistemas baseados nesta arquitectura é que a qualidade de energia fornecida
aos consumidores depende apenas do inversor que faz a conversão DC-AC. Este inversor tem
alguma tolerância às variações de potência na sua entrada (devidas a variações da energia
produzida instantaneamente pelas fontes de energia alternativas), variações que tendem a ser
compensadas pelas baterias que fornecem ou absorvem energia da rede DC. Sendo assim a
qualidade de energia dos sistemas com arquitectura DC-Coupled é usualmente boa.
Dado que este sistema utiliza tecnologia relativamente comum, o preço desta solução é
substancialmente mais baixo do que o da arquitectura apresentada no ponto anterior.
A maior desvantagem que os sistemas deste género apresentam relaciona-se com as
limitações no aumento da potência do sistema. O aumento da capacidade de produção encontra-
se limitado ao inversor que faz a conversão DC-AC, ou seja, a potência produzida pelo sistema
não pode ser superior à potência nominal que o inversor pode fornecer à carga.
Verifica-se também que o rendimento total destes sistemas costuma ser inferior ao dos
sistemas AC-Coupled, visto que em geral, para todas as fontes de energia é necessário fazer duas
conversões: AC-DC ou DC-DC para fazer a interligação dos sistemas de produção e
armazenamento; e posteriormente para ser utilizada pelos consumidores é efectuada uma
segunda conversão de DC para AC.
O grupo IngeTeam® disponibiliza uma solução que se baseia na arquitectura descrita. Trata-se
do equipamento Ingecon® Hybrid (Anexo E) que reúne todos os conversores necessários à
instalação de uma rede Off-Grid de energia proveniente de diversas fontes renováveis e respectivo
sistema de armazenamento (Figura 6.5).
FIGURA 6.5 - SISTEMA HIBRIDO DC-COUPLED INGECON [26]
A unidade que este fabricante disponibiliza para entrega imediata tem as seguintes
características técnicas:
66
MPPT e Chopper (Fotovoltaica):
Limites de Tensão 150 – 700 Corrente máxima por Array 30 Número Máximo de Arrays 12 Potência Máxima 15
Chopper – Carregador (Baterias): Limites de Tensão 200 – 500Corrente máxima por Banco 100Número de Bancos de Baterias 4Potência Máxima 30
Rectificador (Eólica):Limites de Tensão 100 – 700Corrente máxima por Turbina 40Número de Turbinas 4Potência Máxima 15
Inversor (Ligação à Carga):Potência Máxima 30Tensão Nominal 400 3 Frequência de Saída 50 60Distorção Harmónica 4%Coseno de Fi 1 1
Constata-se que as potências de entrada suportadas e a potência de saída disponibilizada
não são suficientes para a aplicação directa deste equipamento no projecto em questão. Contudo,
após uma consulta directa à IngeTeam®, determinou-se que é possível associar os módulos
descritos de modo a obter as potências desejadas o que torna esta solução apropriada para o
projecto em estudo. O fabricante sugeriu a utilização do seguinte conjunto:
• Entrada Fotovoltaica: 1 Bloco MPPT/Chopper com três entradas de 15
• Entrada Aerogerador: 2 Blocos Rectificadores com três entradas de 15
• Entrada Banco de Baterias: 2 Blocos Chopper/Carregador com 30 cada
• Saída Para a Rede AC: 2 Blocos Inversores de 30 cada
Com o auxílio do Quadro 6.1, que apresenta a comparação entre as características das
arquitecturas descritas, concluiu-se que, devido ao preço de aquisição inferior em conjunto com a
garantia de qualidade da energia produzida, a arquitectura DC-Coupled é a mais indicada para a
realização do projecto em estudo.
67
QUADRO 6.1 – COMPARAÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS DAS ARQUITECTURAS
Arquitectura AC ‐ Coupled
Arquitectura DC ‐ Coupled
Qualidade da Energia Boa Indeterminada
Escalabilidade Elevada Inferior
Custo Aquisição Elevado Reduzido
Custo de Expansão Inferior Elevado
Rendimento Superior Inferior
68
7. ARQUITECTURA DO SISTEMA EM ESTUDO
Uma vez seleccionada a arquitectura a utilizar no projecto em questão e os respectivos
dispositivos conversores, procedeu-se ao dimensionamento dos bancos de baterias, da disposição
dos painéis fotovoltaicos em Strings e dos Trackers de acordo com os dados de projecto
resumidos no Quadro 7.1.
QUADRO 7.1- DADOS DO PROJECTO NECESSÁRIOS AO DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA HIBRIDO
Fotovoltaica Potência por Painel 200 7.4
28.2
Número de Painéis 138 Área do Painel 1.514 Potência Total Fotovoltaica 27.5
Baterias Energia a Armazenar em 192 973 kWhEnergia a Armazenar em 72 665 kWhEnergia a Armazenar em 48 577 kWhEnergia a Armazenar em 24 573 kWhEnergia a Armazenar em 1 62 kWhPotência Mínima Inversores 47
Gerador Eólico: Potência Máxima 65
Consumo: Potência Máxima 46 Potência Média Anual 22
7.1. DIMENSIONAMENTO DAS STRINGS FOTOVOLTAICAS
O dimensionamento das Strings fotovoltaicas é feito tendo em conta os limites de tensão de
entrada dos MPPT/Chopper seleccionados. Também se teve em atenção a capacidade dos
Trackers. Caso seja possível, cada Tracker deverá alojar no mínimo uma String de modo a facilitar
a interligação dos módulos fotovoltaicos. Sendo assim:
69
• Dados de cada entrada fotovoltaica (estão disponíveis três):
MPPT e Chopper: Limites de Tensão 100 – 700 VDC
Corrente máxima por Array 30 A
Número Máximo de Arrays 12
Potência Máxima 15 kW
Eficiência (Entrada 30-100%) 94-98%
O número máximo de painéis que é possível ligar em série é dado pela Equação 7.1 onde
é a tensão máxima suportada pelo inversor e a tensão máxima que cada painel
fotovoltaico pode fornecer.
EQUAÇÃO 7.1
Verifica-se que é possível associar até 24 painéis fotovoltaicos em série sem que se
ultrapasse a tensão máxima de entrada permitida pelos conversores em questão:
70028.2 24.8 24
A Equação 7.2 permite determinar o número de painéis, ou strings de painéis que é possível
associar em paralelo sem que seja ultrapassada a corrente máxima de entrada permitida pelo
inversor ( ). Onde é a corrente máxima fornecida por cada painel fotovoltaico.
EQUAÇÃO 7.2
Tal como já foi indicado o valor pode variar 5% em relação ao anunciado pelo fabricante
em cada painel. Visto que se irá utilizar o sistema Fine Tunning será considerado o pior caso em
que a corrente máxima será 7.4 1.05 7.77 , pelo que se poderão ligar no máximo 3
strings (ou painéis) em paralelo:
30
7.77 3.86 3 é /
A potência total da parcela fotovoltaica a instalar será 27.5 . Visto que a potência máxima
de cada entrada do MPPT/Chopper seleccionado é de 15 , será necessário utilizar duas das
três entradas disponíveis. Os painéis serão divididos por cada uma destas entradas:
70
é 1382 69 é /
Estes 69 painéis têm que ser distribuídos de modo a respeitar o número máximo de painéis
em série ( ) e em paralelo ( ) determinados anteriormente.
De forma a não ultrapassar a tensão máxima de entrada do inversor, serão necessárias no mínimo
três Strings de painéis em paralelo por cada entrada do inversor (69/24 2.85 . Cada uma destas
Strings terá 23painéis fotovoltaicos, perfazendo o total desejado de 69 painéis por entrada do
inversor. Quanto à corrente de entrada visto que não foi ultrapassado o limite de três strings em
paralelo esta encontra-se dentro dos limites permitidos pelo inversor considerado.
Para seleccionar os Trackers que melhor se adequam às Strings previstas, elaborou-se o
Quadro 7.2. O número máximo de painéis que cada modelo de Tracker suporta foi determinado
dividindo a área de cada um dos modelos pela área do painel fotovoltaico seleccionado (1.514 ).
QUADRO 7.2 – CARACTERÍSTICAS DOS TRACKERS DISPONÍVEIS
Modelo Área Suportada Número Máximo de
Painéis
DEGERtraker 1600EL 16 10.6
DEGERtraker 2500EL 25 16.5
DEGERtraker 5000NT 40 26.4
DEGERtraker 7000NT 60 39.6
Constata-se que o DEGERtraker 5000NT (Anexo B), com 40 , é o Tracker mais apropriado
visto que é o que suporta um número de painéis mais próximo do valor de cada String.
Teoricamente ficará livre em cada Tracker o espaço correspondente a 3.4 painéis. Salienta-se no
entanto que a montagem dos painéis é efectuada deixando um espaço entre eles, pelo que o
espaço livre no tracker será inferior ao previsto teoricamente. Serão necessários seis trackers do
modelo referido para suportar a totalidade dos painéis a instalar.
7.2. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS
Para dimensionar o banco de baterias tem que se ter em conta os limites de tensão de
entrada do chopper, a tensão mínima e máxima que as baterias podem atingir e a corrente de
carregamento das baterias que irá determinar o número mínimo e máximo de células de 2V a ligar
em série. Procurou-se também promover um compromisso entre um número de células o mais
reduzido possível (por questões logísticas e de manutenção) e uma tensão suficientemente
elevada de modo a reduzir as perdas do conversor. Sendo assim, a capacidade das baterias foi
determinada de modo a que o número de baterias se encontre entre os valores máximos e
mínimos determinados.
71
• Dados de cada entrada para Baterias (estão disponíveis duas):
Carregador/Chopper: Limites de Tensão 200 – 500 VDC
Corrente Máxima de Carregamento 100 A
Potência Máxima 30 kW
O número mínimo de células de 2 em série ( ) é determinado pelo quociente entre a
tensão mínima a que o conversor pode funcionar ( 200 ) e a tensão mínima que as
células do banco de baterias podem atingir ( 1.75 :
2001.75 115
Por sua vez, o número máximo de células de 2 em série ( ) é determinado pelo
quociente entre a tensão máxima suportada pelo conversor ( 500 ) e a tensão máxima
de carregamento de cada célula (depende do processo de carregamento das baterias, o valor
máximo é 2.75 :
5002.75 181
Foi então seleccionado um número de células intermédio, entre e . O número de
células de 2 a instalar será então:
115181 115
2 148
A tensão nominal do banco de baterias será então:
2 148 296
Pelo que a capacidade nominal, em ampere-hora, de cada célula de bateria montada em série
será dada pela equação seguinte:
EQUAÇÃO 7.3
Utilizando a Equação 7.3 calculou-se a capacidade mínima que as células de 2 têm que ter
para garantir que as especificações do banco de baterias cumprem os requisitos exigidos. No
Quadro 7.3 apresenta-se a capacidade mínima calculada para diferentes tempos de descarga e
por conseguinte diferentes correntes de descarga.
72
QUADRO 7.3 – CAPACIDADE MÍNIMA DAS CÉLULAS DE 2V PARA DIFERENTES CORRENTES DE DESCARGA
Energia a Armazenar
Capacidade mínima de cada Célula de 2V
Em 973 3287
Em 665 2248
Em 577 1949
Em 573 1935
Em 62 210
A escolha do modelo de baterias a utilizar fez-se comparando as capacidades obtidas no
quadro anterior com as capacidades indicadas na Figura 7.1. Procurou-se no sentido descendente
da tabela (capacidade crescente) até identificar um modelo cujas capacidades sejam, para todos
os tempos de descarga analisados, superiores às calculadas anteriormente.
FIGURA 7.1 – CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DAS BATERIAS DA SÉRIE CLASSIC OPZS SOLAR [27]
Verificou-se que este quadro apenas apresenta as capacidades características de várias
baterias para tempos de descarga entre 6 e 240 , não especificando a capacidade 1 e 192
que é necessário comparar.
A capacidade 192 foi obtida através das capacidades 100 e 240 apresentadas, observou-
se que o valor da capacidade 192 se encontra entre os valores dessas capacidades.
O modelo de células de baterias que garante uma capacidade 192 superior à calculada
(3287 ) será o modelo OPzS Solar 3350 cujas capacidades 100 e 240 são respectivamente
73
3350 e 3520 . O valor aproximado da capacidade 192 que este modelo disponibiliza, foi
calculado através de regressão linear e o valor obtido foi de 3466 10
O valor de capacidade 1, que também não é indicado pelo fabricante, foi calculado tendo em
conta que, para correntes de descarga mais elevadas, a bateria disponibiliza uma capacidade
inferior, pelo que a capacidade decresce mais rapidamente para valores inferiores a 6. Utilizou-se
também como referência (Figura 7.2) os valores indicados pelo fabricante para uma bateria de
outra brand - Absolyte XL 3000 (Ficheiro: Balanço Energia.xlsm). Deste modo, estima-se que a
capacidade 1 da bateria OPzS Solar será de aproximadamente 1350 que é um valor
largamente superior ao mínimo indicado no Quadro 7.3 para a respectiva capacidade.
Os valores de capacidade 72, 48 e 24 que esta bateria pode fornecer, apresentados no
quadro da Figura 7.1, são também claramente superiores aos valores mínimos apresentados no
Quadro 7.3 para as respectivas capacidades.
FIGURA 7.2 – VALORES DE CAPACIDADE ENTRE C1 E C72 PARA AS CÉLULAS ABSOLYTE XL3000 E PARA AS
OPZS SOLAR 3350
Conclui-se portanto que o banco de baterias será composto por um conjunto de 148 células de
2 , modelo Classic Solar OPzS 3350, ligadas em série e cuja capacidade nominal é 3350
@ 120.
Conclui-se também, que o dado de projecto que se refere à capacidade 192 do banco de
baterias é que define as especificações mínimas do sistema de armazenamento, sendo este
portanto, o dado mais exigente do ponto de vista em análise.
10 Através da equação obtida a partir das capacidades 100 e 240: 1.214 3228
74
7.3. DIAGRAMA DE BLOCOS DO SISTEMA DIMENSIONADO
Com base nas especificações dos vários equipamentos que constituem o sistema em estudo,
fornecidos pelos diversos fabricantes, em conjunto com os dados calculados ao longo deste
projecto, efectuou-se (Figura 7.3) um diagrama de blocos da arquitectura do Sistema
dimensionado.
O elemento central deste sistema é o equipamento Ingecon® Hybrid que reúne os vários
conversores que fazem a interligação dos sistemas de produção e armazenamento com os
consumidores. De seguida faz-se uma descrição de cada um destes blocos e dos sistemas a eles
conectados.
FIGURA 7.3 – DIAGRAMA DE BLOCOS DO SISTEMA DIMENSIONADO
7.3.1. FOTOVOLTAICA
O MPPT/Chopper disponibilizado pelo Ingecon® Hybrid para ligação do sistema fotovoltaico
apresenta três entradas com capacidade de 15 cada. Na primeira entrada foram ligados 69
paineis fotovoltaicos (três séries de 23 painéis ligadas em paralelo). Na segunda entrada foram
ligados o mesmo número de painéis com a mesma configuração, totalizando 138 painéis
fotovoltaicos. Com a configuração indicada, cada uma destas entradas suportará no máximo
75
13.8 com uma tensão máxima de 648.2 e uma corrente de 22.2 , valores que se encontram
dentro dos limites que o fabrincante indica serem suportados pelo conversor.
A terceira entrada que este conversor disponibiliza foi deixada em aberto, podendo vir a ser
utilizada em futuros Upgrades do sistema de produção.
7.3.2. BANCO DE BATERIAS
Para ligação do banco de baterias o Ingecon® Hybrid disponibiliza dois blocos
Chopper/Carregador que podem suportar no máximo 30 cada um. Foram ligados em paralelo,
passando a estar disponíveis 60 . Ligou-se a este conjunto conversor 148 células de baterias
de 2 em série, as Classic Solar OPzS 3350, obtendo-se assim, uma tensão nominal de 298 que
se encaixa nos limites suportados por este elemento.
7.3.3. EÓLICA
Para interligação do gerador eólico, o Ingecon® Hybrid disponibiliza dois blocos com 45
divididos por três entradas de 15 em cada bloco. Sendo assim, a potência disponibilizada pelo
gerador eólico, 65 , foi distribuída por cinco entradas de 15 ligadas em paralelo. Fica,
também neste caso, uma entrada de 15 livre que poderá vir a ser utilizada por uma futura
unidade de produção.
7.3.4. CONSUMO
Para interligar o bus DC, onde todos os sistemas se encontram conectados, aos
consumidores, o Ingecon® Hybrid disponibiliza dois blocos inversores com 30 cada um,
prefazendo um total de 60 para alimentar uma carga máxima esperada de 46 .
76
8. ANÁLISE DO DESEMPENHO DO SISTEMA
Depois de determinada a constituição do sistema de produção e armazenamento de energia e
a respectiva configuração foi aferido se estes se encontram devidamente dimensionados para
responder às solicitações dos consumidores.
Para tal, fez-se uma análise da evolução do consumo, da produção e da carga das baterias
durante Janeiro e Maio - meses identificados como mais exigentes do ponto de vista do consumo
ou da produção. Foi verificado se a carga disponível no banco de baterias se mantém sempre
positiva, o que indica que o sistema se encontra correctamente dimensionado; ou se pelo
contrário, a carga da baterias atinge valores inferiores a zero, indicando assim que o sistema se
encontra subdimensionado (Ficheiro: Balanço Energia.xlsm).
Para efectuar esta análise será necessário estimar a carga das baterias e a respectiva
variação horária. Como já foi referido, a carga disponível nas baterias depende de vários factores,
em especial da temperatura de funcionamento das baterias e da corrente de descarga. Também a
tensão das baterias diminui ao longo da descarga das baterias. Devido a todas estas variáveis é
difícil fazer um cálculo exacto da carga das baterias. Por estas razões e para fazer uma estimativa
desta grandeza, efectuaram-se as seguintes aproximações:
• A descarga das baterias é efectuada a temperatura constante (25° )
• As baterias mantêm sempre a tensão nominal (na realidade, esta varia
aproximadamente 10%)
O método através do qual se estima a capacidade das baterias utiliza a característica de
descarga das baterias, esta característica indica o tempo que uma bateria pode descarregar com
uma corrente constante até atingir 80% da sua capacidade nominal, que corresponde a 100% da
capacidade útil.
No estudo em questão, é feita uma análise horária da evolução da produção e do consumo,
pelo que a carga solicitada às baterias varia de hora para hora. Contudo, como já foi referido, a
capacidade de energia que as baterias podem fornecer varia de forma não linear com a corrente
de descarga, ou seja, se a bateria esgotar 100% da carga útil a descarregar a corrente durante o
tempo , isto não significa que a descarregar com a corrente /2 durante o mesmo tempo ela fica
com 50% da carga. Em condições de funcionamento semelhantes, a carga restante na bateria
seria consideravelmente superior porque a corrente de descarga era menos elevada.
Sendo assim, para estimar qual a percentagem da capacidade da bateria que foi consumida
durante cada hora com diferentes correntes de descarga considera-se o seguinte: se a capacidade
da bateria for , significa que esgota 100% da capacidade útil em , portanto em uma
hora esgota / a que corresponde a percentagem 100%/ . Para facilitar o balanço de
energia, visto que os valores da produção e do consumo se encontram em , multiplicou-se o
resultado / pela tensão nominal das baterias obtendo-se então a energia armazenada nas
77
baterias em (Ficheiro: Balanço Energia.xlsm).
O Quadro 8.1 apresenta a relação entre a energia descarregada durante 1 e a percentagem
da capacidade da bateria que é consumida para cada valor da característica de descarga
fornecidos pelo fabricante.
QUADRO 8.1 – CARACTERÍSTICA DE DESCARGA DA BATERIA CLASSIC OPZS SOLAR E RELAÇÃO ENTRE A
ENERGIA DESCARREGADA NUMA HORA E A PERCENTAGEM DA CAPACIDADE CONSUMIDA
Tempo de Descarga
Corrente de Descarga
Energia Descarregada durante 1 hora (V=296V)
Percentagem da Capacidade Útil Consumida %
1 1350 399,6 100
2 1600 236,8 50
3 1850 182,5 33, 3
4 2050 151,7 25
5 2170 128,5 20
6 2268 111,9 16, 6
10 2524 74,7 10
12 2550 62,9 8, 3
24 2740 33,8 4,2
48 2985 18,4 2,1
72 3135 12,3 1,4
100 3280 9,3 1
120 3350 8,1 0,8
192 3466 5,2 0,5
240 3520 4,3 0,4
De forma a determinar a percentagem da capacidade das baterias descarregada para
qualquer valor de energia que lhes seja solicitada, foi construído um gráfico (Figura 8.1) que
relaciona estas duas grandezas a partir do qual se obteve, por regressão polinomial, a função que
indica a percentagem de descarga em função da energia descarregada :
78
FIGURA 8.1- RELAÇÃO ENTRE A ENERGIA SOLICITADA ÀS BATERIAS E A PERCENTAGEM DA CAPACIDADE ÚTIL
DAS BATERIAS DESCARREGADA POR ESSA ENERGIA
Até aqui referiu-se apenas a operação de descarga do banco de baterias, no entanto, o
mesmo método é utilizado para o carregamento das baterias com uma pequena alteração: a
Ingecon® indica que a corrente máxima de carregamento suportada por cada um dos conversores
a que estão ligadas as baterias é 100 , visto que são dois, a corrente máxima de carregamento é
200 . Considerou-se assim, que as baterias podem absorver por hora um máximo de:
. 198 200 39.6
Portanto, mesmo que o balanço entre a energia produzida e consumida seja superior a
39.6 a carga máxima que as baterias absorvem numa hora são 39.6 .
Uma vez determinado um método para estimar o nível de carga das baterias, foi então
efectuado um novo balanço de energia. Dado que os conversores a utilizar já foram
seleccionados, os rendimentos aplicados aos valores de energia produzida, armazenada e
consumida foram corrigidos da seguinte forma:
• Energia Eólica Produzida – Visto que a característica de potência do aerogerador já
inclui o rendimento do inversor, não se considerou qualquer alteração.
• Energia Fotovoltaica – No dimensionamento das baterias foi considerada um rendimento
de 85% do sistema MPPT/Conversor. No sistema utilizado, a Ingecon® indica que o
módulo correspondente apresenta um rendimento entre 94% e 98% quando a potência de
carga varia entre 30% e 100% . Considerou-se um valor conservador de 95% de
rendimento.
• Energia Consumida – Anteriormente tinha sido considerado um rendimento de 90% do
inversor AC-DC, para representar essas perdas foi considerado um aumento de 10% da
energia consumida. O inversor disponibilizado pela Ingecon® para o efeito indicado,
79
apresenta o mesmo rendimento do conversor utilizado pelo sistema fotovoltaico (94
98%) pelo que foi considerado o mesmo rendimento que nesse sistema, 95%, portanto um
aumento de 5% da energia necessária para consumo.
• Energia Armazenada – O rendimento dos processos de carga/descarga das baterias não
é indicado pelos fabricantes e os vários autores consultados não são unânimes nem
claros sobre os valores que referem (não indicam se é apenas o rendimento de
carregamento, se está incluído o rendimento dos conversores – choppers/inversores - ou
se é o rendimento entre a energia fornecida ao sistema de armazenamento e o obtido).
Assim sendo, foi assumido que o rendimento de carregamento das baterias (que inclui o
rendimento do conversor que controla a carga) é de 85% . Durante a descarga
consideraram-se apenas as perdas do conversor – chopper – que liga as baterias ao bus
DC, com um rendimento de 95%.
Tendo em consideração todos estes factores, foi então determinado o andamento da carga do
banco de baterias ao longo dos meses identificados como menos favoráveis do ponto de vista do
consumo e produção de energia eólica – mês de Janeiro (Figura 8.2) – e do ponto de vista da
produção de energia eólica – mês de Maio (Figura 8.3). Nas figuras apresentadas foi considerado
que a carga inicial das baterias seria 80% da carga útil, contudo, foram feitos ensaios com cargas
iniciais inferiores e os valores de carga do banco de baterias mantiveram-se sempre positivos.
FIGURA 8.2 - EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DO BANCO DE BATERIAS EM JANEIRO
Como se observa na Figura 8.2, durante o mês de Janeiro a carga mínima que as baterias
atingem é cerca de 9% da carga útil. O que indica que o sistema de produção e armazenamento
se encontram correctamente dimensionados para responder às exigências dos consumidores.
80
FIGURA 8.3 - EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DO BANCO DE BATERIAS EM MAIO
Na Figura 8.3, verifica-se que o banco de baterias não atinge, em Maio, um valor mínimo de
carga tão reduzido como em Janeiro, no entanto a carga média mensal é inferior. Conclui-se no
entanto que o dimensionamento do sistema responde de forma satisfatória à carga a que é
submetido.
81
82
9. AVALIAÇÃO ECONÓMICA
A avaliação económica do sistema projectado será feita com base em dois dos indicadores
mais utilizados na avaliação de projectos de investimento, são eles o Valor Actual Líquido (VAL)
ou Balanço Actualizado (BA) e a Taxa Interna de Rentabilidade (TIR).
O VAL é a diferença entre as entradas e as saídas de dinheiro devidamente actualizados
(fluxos monetários) durante a vida útil do empreendimento:
1 1
Em que é a vida útil do empreendimento e a receita líquida ( ) se obtém para o ano
fazendo a diferença entre a receita bruta anual ( ) e os encargos de operação e manutenção
(O& - se em percentagem referida ao investimento total então % )
A TIR é a taxa de actualização que anula o VAL, ou seja:
1 1 0
Através da análise deste indicador pode concluir-se de imediato acerca do interesse do
empreendimento na escala de avaliação do mercado financeiro.
A determinação destes indicadores foi feita recorrendo à função VAL e TIR do Microsoft
Excel®. Para tal calculou-se o investimento inicial destinado à implementação do projecto, foram
também estimados os custos de actualização do projecto ao logo do tempo de vida útil esperado e
os custos anuais relacionados com despesas de Operação e Manutenção (O&M). Quanto à
receita foram efectuados dois tipos de análise. A primeira foi estimar a receita anual proveniente
da venda de energia aos consumidores servidos pelo sistema, considerando que estes pagam a
energia ao mesmo preço que pagariam à rede pública de energia (EDP). A segunda análise
efectuada foi verificar qual o preço de venda do a partir do qual o projecto se torna viável.
Os estudos económicos indicados foram efectuados para duas situações diferentes – para o
projecto em estudo tal como foi dimensionado, e para a situação em que este tem ligação à rede
pública de energia e não contempla, portanto, sistema de armazenamento.
Por último foi ainda ponderada a situação em que os clientes a abastecer se encontram
afastados das linhas transporte de energia existentes. Para este caso foi determinado a partir de
que distância entre os consumidores e a rede é que o projecto se torna viável em relação à
instalação de uma nova linha de transporte de energia.
Antes de passar à análise desses casos concretos faz-se uma pequena introdução à estrutura
83
do preço médio das tarifas de venda de energia a clientes finais [29], de modo a justificar os
proveitos considerados nos estudos de viabilidade económica realizados.
9.1. ESTRUTURA DE CUSTOS DA TARIFA DE VENDA DE ENERGIA A CLIENTES FINAIS
O preço da energia vendida aos consumidores finais é constituído por duas parcelas: uma
parcela fixa (vulgo - Aluguer do Contador) e uma parcela variável (energia consumida). O valor
total pago pelos consumidores (correspondente à soma destas parcelas), destina-se, não só, a
cobrir o custo da produção da energia consumida, mas também de todos os custos envolvidos
desde a produção até ao consumo da energia pelos clientes (transporte, comercialização, uso do
sistema, entre outros). Na Figura 9.1 observam-se as várias parcelas e o respectivo peso que
representam no valor das tarifas pagas em média pelos consumidores por cada de energia
consumida e de acordo com o nível de tensão contratado.
O sistema projectado no decorrer desta tese é o equivalente a um grupo de produção de
energia destinada a clientes ligados em BTN. Este sistema não inclui o sistema de distribuição de
energia em baixa tensão11 nem os custos associados à comercialização (contagem e emissão de
facturas), operação e manutenção da mesma. Neste caso, as receitas obtidas através da venda
de energia não incluem a remuneração correspondente ao uso da rede de distribuição de BT e de
comercialização de redes, que para o nível de tensão em questão, BTN, (em Portugal Continental)
representam 25.2% (Figura 9.1) do preço médio total pago por pelos consumidores.
FIGURA 9.1 – ESTRUTURA DO PREÇO MÉDIO DAS TARIFAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS (SETEMBRO 2007) [29]
11 Estes sistemas não foram dimensionados visto que o caso em análise é demasiado abstracto. Seria assim muito complicado estimar os custos associados a este sistema.
84
Posto isto, a remuneração por de energia produzida pelo sistema dimensionado seria
aproximadamente 0.105€ (Figura 9.2), isto para equiparar o preço médio de venda de energia
produzida pelo sistema dimensionado, com o preço real a que a rede pública poderia disponibilizar
a energia no mesmo ponto da cadeia de produção12.
No caso da energia vendida para IP, seguindo o mesmo raciocínio e atendendo de novo à
Figura 9.2, a remuneração obtida pela venda deste tipo de energia é de cerca de 0.073 €/ .
FIGURA 9.2 - PREÇO MÉDIO DAS TARIFAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS DO COMERCIALIZADOR DE ÚLTIMO
RECURSO (SETEMBRO 2007) [29]
A avaliação económica do projecto em questão será, então, efectuada considerando que os
proveitos obtidos resultam da venda de energia à rede que abastece os 54 clientes em estudo. A
energia destinada ao consumo destes clientes será vendida ao preço de 0.105€/ , aquela que
se destina ao consumo em IP será vendida ao preço de 0.073 €/ .
9.2. CASO EM ESTUDO
Foi então efectuada a avaliação económica do sistema dimensionado constituído pelos
Sistemas de produção (eólico e fotovoltaico) e acessórios (ex: Trackers), sistema de
armazenamento e equipamentos de electrónica de potência. Foram também estimados os custos
de projecto e de infra-estruturas (Ficheiro: Avaliação Económica.xlsm).
12 Ou seja, o custo que representa para a rede pública levar a energia até imediatamente antes da rede de baixa tensão.
85
9.2.1. CUSTOS
Foram considerados três tipos de custos:
• Investimento Inicial – Corresponde à soma do preço de todos os equipamentos, os
custos de projecto (estudo e implementação) e das infra-estruturas para alojar o sistema
de armazenamento e os equipamentos electrónicos de potência. No custo das infra-
estruturas está também incluído o custo das fundações para Tracker’s e torre eólica.
QUADRO 9.1 – CUSTO DE INFRA-ESTRUTURAS
Infra‐Estrutura Custo unitário Custo Contentor13 de 30m2 1 000€/m2 30 000€
Fundações 20 000€ Total 50 000€
• Operação e Manutenção – Estimou-se que as despesas de O&M anuais correspondem a
2% do investimento total14. Estas despesas referem-se a operações de verificação do
correcto funcionamento dos sistemas (ex: verificação e manutenção do nível do electrólito
das baterias) e substituição de equipamentos que verifiquem qualquer mal funcionamento.
• Actualização dos Sistemas de Produção e Armazenamento – Visto que no
dimensionamento dos sistemas, foi previsto o aumento do consumo a 5 anos, durante
esse prazo espera-se que o sistema responda de forma adequada às exigências de
consumo dos clientes em estudo. Passado esse prazo será necessário efectuar um novo
investimento no aumento da capacidade de produção e de armazenamento do sistema em
projecto. Na análise económica, admitiu-se que as actualizações a efectuar realizar-se-
iam de 5 em 5 anos de modo a colmatar o previsível aumento do consumo nesse intervalo
de tempo. Dada a dificuldade em prever os custos de actualização dos sistemas
existentes (que dependerá de vários factores como o estado de evolução e maturação das
tecnologias relacionadas com a produção e conversão de energia de forma renovável, que
tem forte impacto no custo dos equipamentos), considerou-se que essas actualizações
representariam 25%15 do investimento inicial.
Incluiu-se também nos custos de actualização os encargos referentes à substituição do
banco de baterias que tem um tempo de vida útil esperado de aproximadamente 5 anos.
Destinado a este fim, previu-se o investimento a cada 5 anos, do valor correspondente ao
custo inicial do banco de baterias. O custo referente ao aumento da capacidade deste 13 As baterias oucupam uma área bruta de 13m2, a distribuição das baterias deverá ser feita de modo a facilitar a manutenção, considera-se assim o dobro do espaço. Consideram-se 4m2 adicionais para a instalação dos conversores. 14 Usualmente considera-se 1% para sistemas On-Grid. Neste caso como são utilizadas baterias considera-se que os custos de O&M são o dobro. 15 Contempla o Upgrade dos sistemas de conversão (caso seja necessário), e o aumento dos grupos de produção. Considera-se que o custo das tecnologias renováveis tende a diminuir pelo que não se prevê a actualização dos valores destinados a este fim.
86
sistema para fazer face ao crescimento do consumo foi incluído na parcela
correspondente à actualização do Sistema.
O Quadro 9.2 apresenta um resumo do custo dos investimentos previstos no projecto em
questão, ao longo do tempo de vida do mesmo. Considerou-se um tempo de vida útil de 20 anos.
QUADRO 9.2 – CUSTOS DE INVESTIMENTO INICIAL, O&M E CUSTOS DE ACTUALIZAÇÃO DO SISTEMA
Tipo de Investimento
Sistema
Custo em Euros
Percentagem Custo total
Investimento
Inicial
FOTOVOLTAICO +
TRACKERS
NºPainéis 138
106 800 23.3
Preço Unitário [€] 600
Total [€] 82 800
Nº Trackers 6
Preço Unitário [€] 4 000
Total [€] 24 000
EÓLICO Gerador [€] 100 000
127 500 27,8Torre [€] 27 500
BATERIAS
Capacidade Unitária 3 350 123 950
27.0Nº Baterias 148
Preço por Ah [€] 0,25
ELECTRÓNICA Inversor Ingercon Hybrid [€] 40 000 40 000 8,7
PROJECTO Estudo [€] 30 000
60 000 13,1Implementação [€] 30 000
INFRA‐ESTRUTURAS
Construção Civil [€] 50 000 50 000 10,9
Total [€] 458 250 100
Operação e Manutenção
O&M [€/ano] Percentagem Investimento
Inicial 0,02% 9 165
Actualização de Sistemas
Ano 6 Produção [€] 114 562.5
238 512,5 Baterias [€] 123 950
Ano 12 Produção [€] 114 562.5
238 512,5 Baterias [€] 123 950
Ano 18 Produção [€] 114 562.5
238 512,5 Baterias [€] 123 950
Verifica-se que o investimento inicial é de 458 250€, os custos anuais de operação e manutenção
são de 9 165€ . No 6º ano, no 12º e no 18º ano, previu-se o investimento de 238 512.5€
correspondentes à actualização do sistema e substituição do banco de baterias.
87
9.2.2. PROVEITOS
Como já foi referido, os proveitos deste projecto provêm da venda de energia à rede de BT
que abastece os consumidores em estudo.
Foi considerado que no primeiro ano foi vendida a energia estimada nos Pontos 2.2.1 e 2.2.2
que se referem às previsões do consumo dos habitantes da povoação em análise e do consumo
em IP. Nos anos seguintes estes valores foram actualizados 5% em cada ano, de modo a reflectir
o aumento da venda de energia referente ao previsível aumento do consumo de energia.
O Quadro 9.3 apresenta os proveitos resultantes da venda de energia para IP e para consumo
dos clientes correspondente ao consumo esperado no primeiro ano de actividade.
QUADRO 9.3 – PROVEITOS NO PRIMEIRO ANO DE ACTIVIDADE
Tipo de Consumo Energia Vendida Preço Unitário
€/Proveitos Anuais
[€]
BTN 140 694 0.105 14 772.9
IP 9 715 0.073 709.2
Total 150 409 15 482.1
Verificaram-se, no primeiro ano, proveitos no valor de 15 482€. Nos anos seguintes este valor
foi aumentando 5% em cada ano.
9.2.3. VAL E TIR
Foi então efectuado em Microsoft® Excel® o cálculo dos indicadores económicos deste
investimento com um prazo de 20 anos e taxa de actualização de 7%. O valor obtido para o VAL
foi 567 176€ e não há qualquer valor de taxa de actualização que anule o VAL, pelo que não há
valor de TIR. Assim, conclui-se que com a venda de energia ao preço da rede pública de energia
este investimento não é viável.
Esta situação deve-se não só ao relativamente reduzido preço de venda da energia produzida,
mas também devido aos elevados custos que acarreta a utilização do Banco de baterias - que
aumenta o custo inicial do projecto (baterias representam 27% do investimento inicial), à duração
limitada que apresentam, e posteriormente ao custo de substituição elevado. Verifica-se também
um aumento dos encargos relacionados com a manutenção do sistema que também contribuem
para a inviabilidade económica do projecto.
9.2.4. PREÇO DO QUE TORNA O INVESTIMENTO RENTÁVEL
Visto que o investimento nos moldes anteriores não é viável foi efectuado um processo
iterativo de modo a determinar qual o preço de venda mínimo do que torna este investimento
viável economicamente. Considerou-se que o preço de venda de energia para o consumo IP se
88
mantém inalterado e foi incrementado o preço de venda de energia aos consumidores particulares.
Concluiu-se que com uma taxa de actualização de 7% e no mesmo prazo de 20 anos, o
investimento torna-se viável caso a venda de energia aos consumidores particulares seja
efectuada ao preço de 0.3515€/ . Neste caso o VAL seria positivo e teria o valor de 125.6€.
Verifica-se que o custo da energia produzida é cerca de três vezes superior ao valor da
energia disponibilizada pela rede eléctrica, o que é um aumento bastante significativo, contudo, se
compararmos este valor com o preço médio a que os projectos de energias renováveis vêem
remunerada a energia que produzem (Eólica 0.07€/kWh, Fotovoltaica 0.32€/kWh) este poderá ser
considerado um valor razoável.
9.3. SISTEMA DE PRODUÇÃO EM ESTUDO, SEM SISTEMA DE ARMAZENAMENTO, COM
LIGAÇÃO À REDE DA EDP.
Da análise anterior, conclui-se que a inviabilidade económica do projecto dimensionado se
prende, essencialmente, com o elevado custo que o sistema de armazenamento representa.
Sendo assim, estudou-se a viabilidade económica de um sistema de produção semelhante ao
dimensionado numa povoação que já possua ligação à rede eléctrica (Ficheiro: Avaliação
Económica ONGRID.xlsm). Os sistemas de produção de energia serão os projectados até aqui.
Quanto aos conversores utilizados para efectuar a ligação dos sistemas de produção à rede de
energia, visto que nesta situação se trata de um sistema On-Grid, serão utilizados equipamentos
que podem ser directamente ligados à rede AC sem um bus DC intermédio, o que melhora o
rendimento e a escalabilidade do sistema. Neste caso, o sistema fotovoltaico utilizará
Inversores/MPPT da série SINVERT com potência de 30 . A turbina eólica estará ligada a um
inversor fornecido pela EOLTEC com 65 .
Neste caso, a energia produzida em excesso será vendida à rede. Quando o sistema de
produção não consegue garantir energia suficiente para responder ao consumo, a energia será
proveniente da rede pública de energia.
9.3.1. CUSTOS
No presente caso, os custos de investimento inicial comportam apenas a aquisição dos
sistemas de produção e conversão de energia. Visto que não se prevê a instalação de sistema de
armazenamento, considerou-se que os custos relacionados com operação e manutenção ficam
também reduzidos a 1%. Como não é necessário ter um espaço para acondicionar as baterias, os
custos de construção civil são também reduzidos. Visto que todo este projecto é mais simples,
levou a que se considere uma redução dos custos associados aos estudos e implementação do
projecto. Também não foi considerada, a actualização dos sistemas ao longo do tempo de vida útil
do projecto, visto que o fornecimento não está unicamente dependente do sistema projectado e
portanto o aumento do consumo não tem que ser forçosamente compensado pelo aumento da
capacidade de produção das fontes renováveis. Os custos de investimento encontram-se
89
discriminados no Quadro 9.4.
Contudo, sem sistemas de armazenamento surge um novo custo associado à aquisição de
energia à rede pública nas alturas em que a produção dos sistemas instalados é inferior ao
consumo. Nesta análise considera-se que esse custo é imputado aos clientes, ou seja, estes
compram a energia directamente à rede ao mesmo preço que comprariam ao sistema de
produção em estudo e sendo assim, em vez de representar um custo adicional para o projecto,
representa perda de proveitos (a energia que os clientes compram à rede pública de energia deixa
de ser vendida aos clientes).
QUADRO 9.4 – CUSTOS DE INVESTIMENTO INICIAL (LIGADO À REDE E SEM SISTEMA DE ARMAZENAMENTO)
Tipo de Investimento
Sistema
Custo em Euros
Percentagem Custo total
Investimento
Inicial
FOTOVOLTAICO +
TRACKERS
NºPainéis 138
106 800 37.6
Preço Unitário [€] 600
Total [€] 82 800
Nº Trackers 6
Preço Unitário [€] 4 000
Total [€] 24 000
EÓLICO Gerador [€] 100 000
127 500 44.8Torre [€] 27 500
ELECTRÓNICA Inversor SINVERT 30kW [€] 18 000
43 000 15.1Inversor Eoltec 65kW [€] 25 000
PROJECTO Estudo [€] 25 000
50 000 17.6Implementação [€] 25 000
INFRA‐ESTRUTURAS
Construção Civil [€] 40 000 40 000 14.1
Total [€] 284 300 100
Operação e Manutenção
O&M [€/ano] 2 843 0.01%
9.3.2. PROVEITOS
Atendendo à configuração em análise, os proveitos serão neste caso provenientes de duas
fontes distintas: a venda da energia produzida em excesso à rede pública e a venda de energia à
população em estudo.
Para estimar de forma precisa qual a quantidade de energia a vender anualmente a cada uma
destas entidades, seria necessário efectuar o balanço anual horário de energia entre a produção e
o consumo, mas visto que não estão disponíveis dados sobre os recursos energéticos de todos os
meses do ano, vamos estimar esses valores a partir do balanço já efectuado do mês de Janeiro e
Maio e dos valores anuais de energia produzida e consumida. Foram admitidas as seguintes
condições:
90
• Toda a energia consumida pela rede de IP é proveniente da rede pública pelo que não é
incluída nos proveitos associados a este projecto.
• A energia vendida à população pelo sistema em causa será igual à diferença entre a
energia total consumida pela população ( ) e a energia comprada à rede pública de energia
( – equivalente ao défice de energia do sistema):
EQUAÇÃO 9.1
• A energia produzida anualmente corresponde à soma da energia fotovoltaica16 e eólica
calculada no Capítulo 4:
195 000 55 000 0.95 247 250
• A soma da energia vendida à rede ( - Corresponde ao excesso de energia do
sistema) com a energia vendida à população ( ) terá que ser menor ou igual à energia
produzida ( ) pelo sistema em estudo:
EQUAÇÃO 9.2
Para estimar os valores de energia vendida à rede e aos clientes começou-se por efectuar um
novo balanço de energia dos meses de Janeiro e Maio tendo em conta o rendimento dos
inversores da gama SINVERT ~95% e o facto de não existir a conversão DC-AC e
consequentes perdas associadas. Uma vez efectuado este balanço verificou-se qual o deficit e
qual o excesso de energia total em cada mês.
QUADRO 9.5 – DEFICIT E EXCESSO DE ENERGIA EM JANEIRO E MAIO
Janeiro Maio
Deficit de Energia 3 443.4 4 158.4
Excesso de Energia 12 508.0 13 412.0
Estes valores correspondem respectivamente à energia que é pedida à rede pública e à
energia vendida à mesma. Visto não termos dados para calcular estes valores para todos os
meses do ano, foram considerados os piores casos. Assumiu-se que durante o ano, o deficit de
energia em cada mês é o mesmo que em Maio e o excesso é igual ao de Janeiro. Estimou-se,
então, que o deficit anual de energia é 49 901 e o excesso anual é de
150 096 . Verificou-se posteriormente se as condições indicadas anteriormente (Equação 9.1
16 A energia fotovoltaica não inclui as perdas do conversor pelo que têm que ser consideradas – aproximadamente 5%.
91
e Equação 9.2) se verificam:
150 409 49 901 100 508
150 096 100 508 250 604
Constata-se que a energia produzida é inferior ao obtido pela Equação 9.2, pelo que se
ajustou a energia em deficit (de modo a ficar mais uma vez do lado da segurança) de modo a que
a energia produzida corresponda a 247 250 , obtendo-se 53 255 .
A energia vendida pelo sistema de produção projectado será então a energia excedente -
150 096 vendida à rede pública, e a energia vendida aos consumidores que
corresponde à diferença entre o consumo total e a energia fornecida pela rede pública -
97 154 . A energia vendida à população será vendida ao preço visto
anteriormente (0.105€/ ). A energia vendida à rede pública de energia será vendida ao preço
médio a que é paga a produção de energia para os vários escalões, que atendendo à Figura 9.2,
se situa em torno dos 0.05€/ . No Quadro 9.6 apresenta-se um resumo dos proveitos obtidos
pelo sistema no primeiro ano de actividade.
QUADRO 9.6 – QUANTIDADES DE ENERGIA VENDIDA A CADA ENTIDADE E RESPECTIVO PREÇO
Quantidade de Energia [ ]
Preço Unitário [€/ ]
Total [€]
97 154 0.105 10 201
150 096 0.050 7 505
Total 247 250 17 706
Nos anos seguintes como o consumo da população aumenta, vai aumentar também a energia
vendida pelo sistema dimensionado aos consumidores e diminuindo na mesma proporção a
quantidade de energia vendida à rede. O aumento do consumo é de 5%, admitiu-se que 3% deste
aumento é garantido pelo sistema em estudo e os restantes 2% de aumento são garantidos pela
rede pública de energia.
9.3.3. VAL E TIR
No ficheiro Excel “AvaliacaoEconomicaSarm.xlsm” foi efectuado o cálculo do VAL e da TIR
correspondentes ao investimento descrito. Foi novamente considerado um prazo de 20 anos e
uma taxa de actualização de 7%. O valor obtido para o VAL foi de 88 984€ e um valor de taxa de
actualização que anula o VAL de 2%.
Verifica-se que mesmo sem sistema de armazenamento e com venda de energia à rede
pública, o projecto não é economicamente viável. Esta situação deve-se essencialmente ao preço
reduzido a que a rede compra a energia aos produtores, no entanto, com o presente aumento do
92
preço dos combustíveis fósseis e a previsível redução do preço dos equipamentos utilizados na
conversão das energias renováveis, é provável que este cenário se altere.
9.3.4. PREÇO DO QUE TORNA O INVESTIMENTO RENTÁVEL
Tal como na análise económica do projecto estudado, também neste caso foi efectuado um
processo iterativo de modo a determinar qual o preço de venda mínimo do que torna este
investimento viável economicamente. Consideraram-se as duas soluções: o aumento do preço de
venda de energia aos consumidores particulares mantendo o preço de venda à rede fixo e vice-
versa.
Concluiu-se que com uma taxa de actualização de 7% e no mesmo prazo de 20 anos, o
investimento torna-se viável caso a venda de energia aos consumidores particulares seja
efectuada ao preço de 0.172€/ e a venda de energia à rede a 0.05€/ . Neste caso o VAL
seria positivo e teria o valor de 635.4€ . No caso da venda de energia aos consumidores
particulares ser efectuada ao preço de 0.105€/ e a venda de energia à rede a 0.117€/
este investimento é também viável com um VAL de 895.3€.
Verifica-se que sem armazenamento e havendo a possibilidade de vender a energia
excedente à rede a um preço por superior a 0.117€ este projecto se torna economicamente
viável mantendo assim o preço de custo da energia para os consumidores.
9.4. COMPARAÇÃO ENTRE A INSTALAÇÃO DESTE PROJECTO E A INSTALAÇÃO DE UMA
LINHA DE TRANSPORTE DE ENERGIA
A última análise efectuada procurou determinar qual a distância mínima, entre a população a
abastecer e a rede de energia, a partir da qual a instalação deste projecto é vantajosa em relação
à instalação de uma linha de Média ou Alta Tensão (Ficheiro: Avaliação Económica Linha.xlsm).
Teve-se em atenção que a utilização de uma linha para o transporte de energia implica também a
instalação de um transformador de modo a obter o nível de tensão utilizado pelos consumidores
(BT). Para comparar as duas soluções utilizou-se o VAL, assim, o número de quilómetros da linha
(que foi multiplicada pelo respectivo custo por quilómetro) foi incrementado enquanto o VAL
correspondente à instalação da linha era menor ou igual ao VAL do projecto dimensionado.
Considerou-se que os proveitos seriam iguais nos dois projectos. Quanto ao custo da linha de AT
considerou-se o valor de 15 000€/ que foi somado ao custo de um transformador (10 000€ .
Ignoraram-se os custos de O&M da linha de transporte de energia.
Concluiu-se que se para alimentar energeticamente uma população semelhante à estudada
(~150 habitantes) for necessário instalar uma linha com um comprimento superior ou igual a
58 , é economicamente mais vantajoso a instalação de um projecto baseado em energias
renováveis, considerando que a disponibilidade dos recursos naturais utilizados na produção de
energia é semelhantes aos da localização estudada.
93
10. CONCLUSÕES
Da análise da tese efectuada podem ser retiradas ilações a vários níveis. Começa-se por
salientar a falta de maturidade da maior parte da tecnologia aplicada neste género de projectos.
Verificou-se, por exemplo, no caso das turbinas eólicas que a disponibilidade e variedade dos
equipamentos disponibilizados pelos vários fabricantes ainda é reduzida e não cobre toda a gama
de potências, em especial o intervalo entre os 20 e os 100 . Nota-se também nesta área,
assim como no caso dos conversores de potência, a ausência de certificação e garantia da
qualidade da energia produzida por estes sistemas. Esta situação deve-se essencialmente à
inexistência de produção em escala devido à fraca procura deste tipo de produtos, situação que
pode vir a alterar-se substancialmente com a aplicação da legislação que entrou em vigor em
Outubro de 2007, relativa aos incentivos à instalação de sistemas de microprodução. No que diz
respeito à energia fotovoltaica, as principais desvantagens relacionam-se com o custo elevado
(fundamentalmente devido aos processos de fabrico das células fotovoltaicas) e o rendimento
reduzido que esta tecnologia apresenta. Finalmente, quanto ao armazenamento através de
baterias de chumbo-ácido verifica-se que este tem um peso elevado, não só no custo de
investimento ~27% , mas também no custo de operação e manutenção e no reduzido tempo de
vida útil que obrigam ao reinvestimento frequente na substituição destes equipamentos.
Futuramente, as pilhas de combustível em conjunto com electrolizadores com rendimento elevado
podem apresentar-se como uma alternativa a este tipo de armazenamento reduzindo o impacto
económico da utilização destes sistemas. Será sempre preferível e caso seja possível a
eliminação do sistema de armazenamento, ligando o sistema à rede eléctrica permitindo assim
escoar o excesso de energia produzido.
Contudo, a conclusão fundamental apresentada por este estudo, é que os sistemas híbridos
de produção de energia baseados em energias renováveis ainda não são competitivos em relação
à utilização da rede de energia convencional (quando esta está presente). Esta situação modifica-
se no entanto caso a remuneração da energia produzida por estes sistemas seja subsidiada quer
através do pagamento de uma tarifa mais elevada, quer através de uma remuneração adicional
(opção que futuramente está prevista) através da emissão de certificados verdes que pretendem
recompensar a não emissão de na produção de energia. Conclui-se também que em locais
remotos que impliquem a instalação de uma linha de transporte de energia com um comprimento
superior a 58km (situação que não é verificada em nenhuma localização em Portugal), a
instalação de um projecto semelhante ao dimensionado é economicamente vantajosa, desde que
estejam disponíveis recursos naturais com características semelhantes às encontradas no
Concelho de Vila do Bispo situado no Oeste Algarvio de Portugal Continental.
Referência também para a existência de alguns programas comunitários que actualmente
subsidiam este tipo de projectos podendo desta forma aumentar a viabilidade económica deste
tipo de sistemas de produção de energia baseados em energias renováveis que apresentam
vantagens ambientais que neste estudo não foram consideradas.
94
10.1. PERSPECTIVAS DE TRABALHO FUTURO
O estudo apresentado assume, em alguns pontos, valores que devido à falta de informações
práticas ou teóricas que os justifiquem podem não ser os mais correctos, pelo que a comprovação
na prática desses valores assumidos seria um trabalho que, apesar de difícil e oneroso, poderia
contribuir para aumentar a exactidão desta tese.
Dada a dificuldade em encontrar turbinas eólicas em alguns níveis de potência, seria
igualmente importante, desenvolver um estudo sobre estes equipamentos e formas de aumentar a
sua produção em grande escala, de modo a reduzir o preço ainda elevado que apresentam.
Também a análise da estabilidade deste tipo de sistemas, em especial em arquitectura AC-
Coupled, seria um estudo que poderia contribuir para melhorar o desempenho deste tipo de
sistemas, visto que as informações sobre este assunto (até as fornecidas por parte dos
fabricantes) são praticamente inexistentes. A investigação sobre conversores que possam ser
aplicados ao sistema estudado é também uma área onde a avaliar pela escassez de soluções
existentes, há ainda uma elevada margem para evolução.
Tendo em conta a actual legislação 17 referente à microprodução, propõe-se também um
estudo comparativo entre o sistema apresentado e a autonomização dos mesmos clientes
baseada em sistemas de microprodução que aproveitariam as vantagens da legislação em vigor.
17 Decreto de Lei 489/2007, publicado em Outubro de 2007 e que entrará em vigor em Fevereiro de 2008 (Tarifa: 0.65€/ durante cinco anos)
95
11. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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dos Serviços, Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, Lisboa, Portugal, Nov. 2005.
(http://www.erse.pt/vpt/entrada/electricidade/tarifaseprecos/tarifasanuaisem2006/)
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709-A/2006, Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, Lisboa, Portugal, Jul. 2006.
(http://www.erse.pt/vpt/entrada/legislacao/actosnormativos/actosnormativosdaerse.htm?ano=2006)
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Portugal, Mai. 2006.
(http://www.territorioalgarve.pt/Download.aspx)
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[8] Castro, Rui. M. G., “Introdução à Energia Eólica”, Energias Renováveis e Produção
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[9] EOLTEC, “Chinook E15-75 & E17-65 Engels”
(http://www.pyrosolar.nl/Chinook_Engels.pdf)
96
[10] EOLTEC, “Chinook E17-65 Engels”
(http://www.pyrosolar.nl/Chinook_17-65_power_Engels.xls)
[11] DEGERenergie, “DEGERtraker 1600 – 2500”
(http://www.degerenergie.de/downloads/degertraker-300el-1600el_en.pdf)
[12] http://www.degerenergie.de/en/technology/
[13] Castro, Rui. M. G., “Introdução à Energia Fotovoltaica”, Energias Renováveis e Produção
Descentralizada, IST – Instituto Superior Técnico, Edição 2, Lisboa, Portugal, Mai. 2007
[14] Estanqueiro, A. (2004) Base de Dados do Potencial Energético do Vento em Portugal - Eolos
2.0, Publicação em CD-ROM, INETI/DER, Lisboa, Portugal
Simões, T., A. Estanqueiro, (2000), Base de Dados do Potencial Energético do Vento em
Portugal – Eolos, Publicação em CD-ROM, INETI/DER, Lisboa, Portugal
[15] Silva, Rui N. da, “Sistemas de Células de Combustível”, Controlo e Decisão na Energia,
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(http://www-scd.dee.fct.unl.pt/leec/cpotencia/)
[16] Ambiente, Centro de Estudos em Economia da Energia, dos Transportes e do Ambiente
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(http://ecogen-sa.com/ECOGEN/Documentacao/documentacao1.html)
[17] Guerreiro, Lilian, “Cálculo de Carga de Bateria”, REDETEC-Rede de Tecnologia do Rio de
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[18] Junior, Edilson M.S., “Sistema Fotovoltaico de Iluminação Pública em Horário de Ponta”,
Dissertação, Universidade Federal do Ceará, Fortaleza, Brazil, Nov. 2004
[19] http://www.windandsun.co.uk/batteries.htm
[20] http://www.autoart.com.br/detalhe.asp?codigo=33
[21] http://www.industrialenergy.exide.com/index_r.asp?lng=en&area=np
[22] http://www.mbtenergia.com.br/energia_autonoma.HTM
97
[23] Cano, Luis, Arribas, Luis, Cruz, Ignacio, Hernández, Luis, “Analysis and Testing of the
Connection of Small Wind Turbines to Weak and Autonomous Grids”, CIEMAT-CEDER, Soria,
Espanha
[24] Kremer, Peter, “Photovoltaic Hybrid Systems Enhance Reliability of Power Supply”, Siemens
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[25] http://download.sma.de/smaprosa/dateien/1353/SI5048U-11-EE3407_Prosa_Englisch.pdf
[26]http://www.ingeteam.com/ingles/productos_servicios/comun/ficha_producto.asp?id_producto=
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[27] http://www.industrialenergy.exide.com/exidepdfs/Classic_Solar_t_int.pdf
[28] Castro, Rui. M. G., “Introdução à Avaliação Económica de Investimentos”, Energias
Renováveis e Produção Descentralizada, IST – Instituto Superior Técnico, Edição 3, Lisboa,
Portugal, Jan. 2007
[29] Energéticos, Entidade Reguladora dos Serviços, “Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e
outros Serviços em 2007”, Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, Lisboa, Portugal, Dez.
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(http://www.erse.pt/NR/rdonlyres/42C3C516-48EF-4F89-B5A7-23237DF7D8F9/0/DOCPRINCIPAL
Tarifas2007FINAL.pdf)
98
12. ANEXOS
ANEXO A1. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DA TURBINA EÓLICA EOLTEC DA GAMA
CHINOOK
99
ANEXO A2. PREÇOS DA TURBINA EÓLICA EOLTEC DA GAMA CHINOOK
100
ANEXO B. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DOS TRACKERS DAGERENERGE DA SÉRIE
DEGERTRAKER 5000NT/7000NT
101
ANEXO C. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO PAINEL FOTOVOLTAICO LOBOSOLAR LS‐
200
102
ANEXO D. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DAS BATERIAS CLASSIC – SERIES OPZS SOLAR
103
ANEXO E. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO SISTEMA INGECON®HYBRID
