2. - Observatório Tecnológico para as Energias Offshoreoteo.inegi.up.pt/resources/358_3_relatorio_tecnico_17_dezembro.pdf · 10 2. ENERGIA EÓLICA A Investigação e Desenvolvimento

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2. ENERGIA EÓLICA

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2. ENERGIA EÓLICA

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Índice1.INTRODUÇÃO............................................................................................................................................................................7

2. ENERGIA EÓLICA.....................................................................................................................................................................9

[2.1.Investigação e desenvolvimentos tecnológicos].....................................................................................................10

[2.2.Sistemas de aproveitamento de energia].................................................................................................................12

[2.2.1.Turbinas eólicas de eixo horizontal]........................................................................................................................13

[2.2.2. Turbinas eólicas de eixo vertical]............................................................................................................................14

[2.2.3.Outros tipos de sistemas para aproveitamento da energia eólica]...............................................................15

[2.3.Sistemas de conversão e transmissão de energia]...............................................................................................16

[2.3.1.Conversão de energia].................................................................................................................................................17

[2.3.2.Transmissão de energia]............................................................................................................................................22

[2.4. Sistemas de monitorização e controlo]....................................................................................................................25

[2.4.1. Sistemas de monitorização].....................................................................................................................................25

[2.4.2. Sistemas de controlo]................................................................................................................................................27

[2.5. Sistemas de amarração]...............................................................................................................................................28

[2.5.1. Monopile]........................................................................................................................................................................28

[2.5.2. GBS (Gravity Based Structure)]................................................................................................................................29

[2.5.3. SFS (Space Frame Structures)]...............................................................................................................................31

[2.5.4. Estruturas flutuantes]................................................................................................................................................34

[2.6. Embarcações de apoio].................................................................................................................................................37

3.ENERGIA DAS ONDAS..........................................................................................................................................................43

[3.1.Investigação e desenvolvimentos tecnológicos].....................................................................................................44

[3.2. Sistemas de aproveitamento de energia]................................................................................................................48

[3.3. Sistemas de conversão e transmissão de energia]..............................................................................................51

[3.3.1. Fase de conversão primária]....................................................................................................................................51

[3.3.2. Fase de conversão secundária]...............................................................................................................................52

[3.3.3. Conversão direta].........................................................................................................................................................54

[3.3.4. Fase de conversão terciária – Transmissão de Energia].................................................................................54



4


[3.6.1. Sistemas offshore]......................................................................................................................................................60

[3.6.2. Sistemas perto da costa]..........................................................................................................................................60

[3.6.3. Sistemas costeiros].....................................................................................................................................................61

4.ENERGIA DAS MARÉS E CORRENTES OCEÂNICAS.....................................................................................................63

[4.1. Investigação e desenvolvimentos tecnológicos]....................................................................................................64


[4.2.1. Aproveitamento da energia potencial]..................................................................................................................65

[4.2.2. Aproveitamento da energia cinética].....................................................................................................................66





5.ENERGIA GRADIENTE DE SALINIDADE...........................................................................................................................75







6.ENERGIA GRADIENTE TÉRMICO........................................................................................................................................83



[6.2.1. Sistema OTEC de ciclo fechado]..............................................................................................................................85

[6.2.2. Sistema OTEC de ciclo aberto].................................................................................................................................86

[6.2.3. Sistema OTEC de ciclo híbrido]................................................................................................................................87

[6.2.4. Outros ciclos para sistemas OTEC]........................................................................................................................88





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7.ENERGIA SOLAR OFFSHORE.............................................................................................................................................91



[7.2.1. Ilhas Solares]................................................................................................................................................................92

[7.2.2. Tecnologia Liquid Solar Array]................................................................................................................................94

[7.3. Sistemas de conversão e transmissão de energia].............................................................................................95




8.MICROALGAS/MACROALGAS PARA PRODUÇÃO DE BIOCOMBUSTÍVEL................................................................99

[8.1. Investigação e desenvolvimentos tecnológicos].................................................................................................100

[8.2. Sistemas para o cultivo de algas offshore]..........................................................................................................100

[8.3. Forma de conversão de energia].............................................................................................................................102

[8.4. Sistemas de monitorização e controlo]..................................................................................................................104

[8.5. Sistemas de amarração]............................................................................................................................................104

[8.6. Embarcações de apoio]...............................................................................................................................................104

9.VIABILIDADE ECONÓMICA DE PROJETOS DE ENERGIA OFFSHORE EM PORTUGAL.................................................107

[9.1. Custos atuais e futuros das tecnologias offshore].............................................................................................108

[9.1.1. Custos de investimento (CAPEX)].........................................................................................................................108

[9.1.2. Custos de O&M (OPEX)]............................................................................................................................................110

[9.1.3. Custo nivelado de energia (LCOE)].......................................................................................................................111

[9.2. Fatores que influenciam o custo das energias offshore e o caso de Portugal].........................................112

[9.2.1. Nível de recurso]........................................................................................................................................................112

[9.2.2. Profundidade].............................................................................................................................................................114

[9.2.3. Distância à costa]......................................................................................................................................................115

[9.2.4. Escala]..........................................................................................................................................................................116

[9.2.5. Outros fatores]...........................................................................................................................................................116

[9.3. Instrumentos de incentivo ao desenvolvimento das energias offshore].....................................................117

10. REFERÊNCIAS....................................................................................................................................................................121

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2. ENERGIA EÓLICA

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Este documento destina-se a melhor caraterizar os princípios de funcionamento dos subsistemas que constituem as várias alternativas de aproveitamento de energia. Este é um docu-

mento de referência rápida, não sendo possível ser-se exaustivo e alertando-se o leitor para o facto de alguns subsistemas constarem enquanto tema de estudo de obras extensas. Em alguns casos os processos aplicáveis na produção são alvo de segredo industrial. Também não se identificam as ferramentas informáticas utilizadas no decorrer dos estudos, apenas as entidades que efetuaram os es-tudos ou que estão em condições de o fazer.

1.INTRODUÇÃO

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2. ENERGIA EÓLICA

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O vento é o fluxo de um gás em larga escala, que no caso da Terra se trata do ar. Esse movimento é provocado por gradientes de pressão, que fazem com que o ar se

desloque dos pontos de alta para os de baixa pressão. Os re-feridos gradientes são originados pela ação da insolação que aquece o planeta de forma não uniforme e altera assim a massa específica do ar de forma também não uniforme. Outro fator importante na geração de vento é a rotação do planeta (apenas não tem influência no equador).

O aproveitamento da energia eólica por parte do Homem faz--se desde a antiguidade, altura em que era usada para mover embarcações à vela, as pás de moinhos ou ventilar edifícios. Nos dias de hoje, a sua utilização tem como principal objetivo a produção de energia elétrica através de turbinas eólicas, como a representada na Figura 1. A tecnologia relacionada com o aproveitamento da energia eólica é utilizada tanto onshore como offshore. Se por um lado a captação da energia dos ven-tos em mar aberto é mais exigente a nível tecnológico (mais concretamente devido à estrutura, instalação e transmissão de energia), por outro revela-se mais eficaz porque há maior intensidade e estabilidade dos ventos [1].

Tendo em conta as considerações apresentadas, justificam-se os investimentos para prosseguir com o desenvolvimento das tecnologias para aproveitamento do recurso energético aqui em questão. A tendência passa pela criação de parques eóli-cos cada vez maiores, mais afastados da costa e em zonas do oceano mais profundas. Também se pretende que a capaci-dade de produção das turbinas eólicas seja maior, sendo para isso necessário aumentar as suas dimensões [2].

A construção do primeiro parque eólico em mar aberto remon-ta a 1991, na Dinamarca. De acordo com [3], foram instalados desde então cerca de 5.6 GW de potência para aproveitamento de energia eólica offshore. As previsões da EWEA (European Wind Energy Association) apresentadas em [2], apontam para que em 2020 a potência instalada aumente até 40 GW, tendo capacidade de produzir 148 TWh/ano (o equivalente a 4% do consumo total de eletricidade na UE, evitando 87 milhões de toneladas de emissões de CO2). Nos 10 anos a seguir espe-ra-se que mais 110 GW de potência venham a ser acrescen-tados, perfazendo um total de 150 GW de potência instalada offshore. Estes produzirão 562 TWh/ano, o equivalente a 14% da energia elétrica consumida na UE nessa data, e evitarão 315 milhões de toneladas de emissões CO2. Como se pode constatar, prevê-se que a aposta no aproveitamento desta fon-te energética venha a ser fortemente intensificada.

2. Energia eólica

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2. ENERGIA EÓLICA

A Investigação e Desenvolvimento (I&D) é o método economicamente mais competitivo para o desen-volvimento de energia renovável. A I&D é corrente-

mente realizada pelas universidades, instituições públi-cas e privadas. A I&D foi até à data de grande utilidade para que o preço da energia eólica se tornasse progres-sivamente mais competitivo. Atualmente, a instalação de turbinas eólicas offshore pode ser encontrada à escala comercial quando não são necessários sistemas flutuan-tes.

Se por um lado numa fase inicial o conhecimento do setor eólico onshore foi utilizado para catalisar o desenvolvi-mento do setor eólico offshore, atualmente, o setor eólico offshore começa a desenvolver produtos muito específi-cos que estão a levar à especialização da sua cadeia de valor.

Uma nova geração de ferramentas de modelação e pro-jeto numérico foram desenvolvidas para responder aos

[2.1.INVESTIGAÇÃO E

DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS]

Figura 1: Terminologia de uma turbina eólica [4].

Legenda: 1 – pás do rotor; 2 – cubo do rotor; 3 – nacelle; 4 – chumaceira do rotor; 5 – veio do rotor; 6 – caixa de velocidades; 7 – travão de disco; 8 –

veio do gerador; 9 – gerador; 10 – radiador de arrefecimento; 11 – anemómetro e sensor de direção; 12 – sistema de controlo; 13 – sistema hidráulico;

14 – mecanismo de orientação direcional; 15- chumaceira do mecanismo de orientação direcional; 16 – cobertura da nacelle; 17 – torre.

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128

7 65

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requisitos únicos da tecnologia eólica offshore, incluindo a instalação e operação em condições de mar extremas.

Para a validação do projeto aerodinâmico da turbina eó-lica existem códigos estabelecidos, como o FAST [5], GH Bladed [6], FOCUS6 [7], entre outros. Por sua vez, a análise numérica da hidrodinâmica da estrutura das turbinas eó-lias instaladas em mar aberto é realizada com o recurso a alguns dos códigos expostos em 3.1.

Se por um lado a energia eólica offshore fixa está con-sideravelmente estabelecida por outro, a tecnologia offshore flutuante está numa fase de desenvolvimento menos avançada, e como tal, a modelação numérica nes-te campo, devido à sua complexidade, permanece um dos principais desafios a serem ultrapassados. Estruturas experimentais e protótipos completos serão necessários para validar os novos códigos numéricos utilizados para simular o comportamento dos conceitos flutuantes.

Atualmente, as ferramentas que combinam as condições de operação da turbina e da subestrutura não estão va-lidadas para os conceitos de elevada profundidade. Para que isto seja possível os novos códigos a ser desenvolvi-dos deverão considerar a interação dinâmica e estrutural da turbina e das fundações em simultâneo, considerando

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2. ENERGIA EÓLICA

também as amarrações. Assegurar que os modelos estão suficientemente desenvolvidos é outro dos desafios. No entanto, admite-se que este será o primeiro passo para o desenvolvimento do eólico offshore profundo [8].

O SINTEF, Noruega, desenvolveu ao abrigo de um proje-to financiado um código para o teste de turbinas eólicas flutuantes do tipo spar denominado WINDOPT. Este códi-go permite otimizar o projeto das boias spar e respetivas amarrações e conexão elétrica. Anteriormente outro soft-ware de análise acoplada tinha sido desenvolvido, que juntava os softwares RIFLEX e SIMO e permitia o cálculo de turbinas eólicas considerando a influência as ondas, o vento e as correntes.

O NREL, Estados Unidos, possui também um conjunto de códigos disponíveis online para o cálculo dinâmico de tur-binas eólicas. Estes pacotes são a base para um estudo que está a ser desenvolvido em Portugal para a criação de uma análise acoplada de turbinas eólicas flutuantes[9]..

Num outro prisma, existem softwares como o SeaPlanner que permitem auxiliar de forma mais eficiente a operação dos parques eólicos offshore ou o Trident Offshore Wind Farm Manager que auxilia o planeamento da instalação dos parques eólicos. A utilização de códigos numéricos deve ser sempre complementada por ensaios laborato-riais.

Os ensaios laboratoriais aerodinâmicos para as turbinas eólicas envolvem frequentemente a utilização de túneis de vento. Nos túneis de vento são utilizados ventiladores que provocam o escoamento de um fluido, neste caso o ar, em torno do corpo em estudo. Os efeitos do corpo sobre as linhas de corrente do fluido são estudados obtendo-se

resultados acerca da distribuição da pressão, velocidade, condições atmosféricas e da ocorrência de fenómenos turbulentos.

A aerodinâmica é o primeiro critério para o projeto de uma pá eólica. No entanto, fases mais avançadas do de-senvolvimento levam a que o resultado final da pá seja alvo de um compromisso entre a aerodinâmica e a efi-ciência estrutural tendo em consideração o controlo dos custos.

Para o ensaio estrutural das pás são utilizadas instala-ções equipadas com sistemas, geralmente hidráulica, capazes de simular solicitações às pás semelhantes às que são induzidas pelo vento em operação e em situações extremas. Permitem a análise estática e dinâmica dos equipamentos. Um exemplo de uma destas instalações é encontrado no Narec [11], que possui instalações para o teste estrutural de pás até 100 metros de cumprimento. Outras instalações deste tipo podem ser encontradas no NREL, WTTC do Massachusetts CEC, entre outros.

Para o teste do sistema mecânico e elétrico de produ-ção de energia inseridos na nacelle são utilizadas ins-talações de teste com dinamómetro, ou também deno-minadas drive-train test, que permitem simular a sua operação e inferir acerca da sua fiabilidade (ver Figura 4). Nestas instalações um motor substitui o rotor e as pás replicando as condições de operação e aplicando-as ao sistema de conversão de energia mecânica em ener-gia elétrica. Este tipo de sistema pode aplicar também solicitações transversais à nacelle, e consequentemente ao sistema de geração elétrico, reproduzindo de forma mais aproximada possível as condições reais de opera-ção.

Figura 2: Análise de uma pá de turbina no túnel de vento da LM Wind Power [10].

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2. ENERGIA EÓLICA

Figura 3: Exemplo de instalação para o teste de pás de turbina [11].

Figura 4: Drive-train test de 3 MW, do Narec [11].

[2.2.SISTEMAS DE APROVEITAMENTO DE

ENERGIA]

Os sistemas de aproveitamento de energia eólica offshore são fortemente influenciados pelos que se utilizam em ambiente terrestre, os quais se

encontram já numa fase tecnológica avançada. Por esta razão, os sistemas aqui em questão são, de entre todas

as formas de aproveitamento energético offshore, os mais desenvolvidos e apresentam poucas variações do conceito de máquina.

As turbinas eólicas atualmente instaladas e comerciali-záveis para aplicações em mar aberto são todas de eixo horizontal com 3 pás. Existem porém outras configura-ções de turbinas (como as de eixo vertical) e sistemas (como os aerogeradores montados em estruturas mais leves que o ar e os que tiram proveito do efeito de Mag-nus ou outro efeito de sustentação para tracionar um

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2. ENERGIA EÓLICA

[2.2.1.TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL]

As turbinas de eixo horizontal, como as representa-das na Figura 5, são assim designadas por terem o eixo de rotação do rotor paralelo ao solo. Este é

montado no topo de uma torre para permitir a rotação das pás, a uma velocidade que varia tipicamente entre 5 e 30 rpm [13] (não se consideram aqui as turbinas de mi-crogeração de reduzida potência, utilizadas na náutica ou nas plataformas offshore). Por sua vez, a velocidade mé-dia do vento nos parques eólicos offshore varia entre 6.83 e 12 m/s, de acordo com o mapa em [3]. O funcionamento destas turbinas baseia-se no princípio de sustentação do perfil alar das pás e portanto, a aerodinâmica é um as-peto de elevada importância no seu projeto. Os estudos realizados nesta área possibilitam que atualmente, numa turbina de eixo horizontal com 3 pás se consiga um ren-dimento a rondar 50% quando o limite físico é cerca de 59.3 % [14].

Quando comparadas às turbinas eólicas terrestres, as turbinas aqui abordadas além de expostas a ventos mais constantes e intensos [1], beneficiam ainda de não terem restrições em termos de dimensões ou relativamente ao ruído que podem fazer. Apesar disso, ainda não existem tecnologias que lhes possibilitem tirar proveito da sua liberdade dimensional. Na Figura 6 pode-se observar a evolução da potência e do tamanho do rotor que tem ocor-rido ao longo dos anos. A turbina de maiores dimensões

Figura 5: Parque eólico offshore de turbinas de eixo horizontal [2].

cabo atuador) para fazer a captação da energia do vento [12]. Uma descrição de cada uma destas tecnologias é apresentada nos subcapítulos que se seguem.

instalada em mar aberto é a Haliade da Alstom (apenas de teste), com uma potência nominal máxima de 6 MW [3]. Na Tabela 1 apresentam-se as suas dimensões compara-das às da REpower, uma turbina offshore comercializável de igual potência. No entanto, já existem soluções co-merciais para turbinas onshore com potências mais ele-vadas, como a E-126/7,580 da Enercon [15] (rotor de 126 m de diâmetro e uma potência nominal máxima de 7.58 MW), e estudos para turbinas offshore com uma potência nominal de 20 MW [16] (rotor com diâmetro de 252 m).

Dependendo do posicionamento da turbina relativamente ao fluxo de vento, estas podem-se caraterizar como up-wind ou downwind (ver Figura 7). Na primeira situação o vento flui primeiro através das pás em direção à nacelle; na outra o vento passa primeiro pela nacelle e só depois pelas pás. Em ambas as configurações o eixo de rotação das pás mantém-se paralelo ao fluxo de vento. A configu-ração mais utilizada em todo o mundo é a upwind, pois revela-se mais económica e permite maior produção de energia.

A principal vantagem do posicionamento upwind é con-seguir evitar o efeito de sombra do vento atrás da torre. Em contrapartida, esta configuração requer que o rotor seja dotado de um sistema para fazer o seu alinhamento com o fluxo do vento e de estar algo afastado da torre, para evitar que as pás entrem em contacto com esta em caso de deformação.

Por sua vez, as turbinas downwind podem dispensar o uso de um sistema para se orientarem com o fluxo do vento, caso o seu rotor e nacelle sejam projetados de

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Haliade REpower

Diâmetro do rotor [m] 150 126

Área do rotor [m2] 17860 12469

Altura da torre [m] 75 92

Comprimento das pás [m] 73.5 61.5

modo a fazer o alinhamento de modo passivo. Para gran-des turbinas esta é uma vantagem algo duvidosa pois, para uma máxima eficiência, o seu posicionamento tem de ser bastante preciso. Uma verdadeira vantagem des-ta configuração é a maior flexibilidade com que se pode projetar o rotor. Assim reduz-se o seu peso e a nível es-trutural consegue-se aliviar a torre de alguns esforços, quando o conjunto é sujeito a elevadas velocidades do vento, por flexão das pás da turbina. O efeito de sombra do vento criado pela torre é no entanto um aspeto nega-tivo, pois provoca flutuações de energia cada vez que o

Tabela 1: Dimensões das turbinas Haliade e REpower de 6 MW [3].

Figura 7: Configuração upwind vs downwind [17].

Figura 6: Evolução da potência e tamanho do rotor das turbinas eólicas ao longo dos anos [1].

[2.2.2. TURBINAS EÓLICAS DE EIXO VERTICAL]

Por sua vez, as turbinas eólicas de eixo vertical têm o eixo de rotação do rotor perpendicular ao fluxo de vento. O seu funcionamento pode ser baseado no

princípio de sustentação, situação em que se designam por turbinas de Darrieus (Figura 8), ou por impulso, de-signando-se assim por turbinas de Savonius (Figura 9).

Atualmente não existem aplicações comerciais de tur-binas eólicas de eixo vertical com potência comparável às de eixo horizontal. Também não há conhecimento de qualquer modelo que seja utilizado para captação do ven-to em alto mar. No entanto, como se verá mais à frente, esta é uma configuração com aspetos atraentes para a utilização nesse ambiente. O maior protótipo deste tipo de turbinas alguma vez instalado foi de 4 MW, no Quebec, Canadá (operou entre 1986 e 1993). Esta era uma turbina de Darrieus com um diâmetro de 60 m e 100 m de altura [18]. Em funcionamento encontram-se ainda os protótipos

rotor passa por esta. Isto pode provocar na turbina cargas de fadiga maiores do que as que acontecem na configu-ração downwind [17].

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2. ENERGIA EÓLICA

Figura 8: Turbina Eólicas de Darrieus [20]. Figura 9: Turbina Eólica de Savonius [21].

utilizados pelo Sandia National Laboratory, com um diâ-metro de 34 m e 500 kW potência [19].

Nas turbinas de eixo vertical, a montagem dos compo-nentes para conversão da energia eólica em energia elé-trica, isto é, o gerador e a caixa de velocidades (quando aplicável), pode ser feita na base do eixo de rotação que se encontra ao nível do solo. Esta é a maior vantagem da sua configuração, pois facilita as operações de monta-gem e manutenção. Deste modo, o centro de gravidade do equipamento também fica mais baixo, o que permite que se utilizem estruturas de suporte flutuantes mais simples em aplicações offshore. O impacto destas turbi-nas eólicas na velocidade do vento não é tão significativa como acontece nas de eixo horizontal, o que possibilita uma maior proximidade dos equipamentos em parques eólicos. Além disto, estas turbinas também dispensam o sistema para orientação do rotor com o fluxo do ven-to, uma vez que a sua configuração permite aproveitar o vento proveniente de todas as direções. Estes são al-guns dos aspetos que se revelam bastante interessan-tes para aplicações em ambientes offshore.

No entanto há que ter em consideração que a eficiência deste tipo de turbinas é no máximo 0.15 e 0.4 para o rotor de Savonius e Darrieus, respetivamente (ver Figura 10). Estes são valores inferiores aos das turbinas eólicas de eixo horizontal, que como já referido podem atingir uma eficiência que ronda 0.5. Além disso, nas turbinas de eixo vertical a captação do vento também é feita perto do solo, onde este é menos veloz. Podem também necessitar de cabos para a sua fixação, o que torna impraticável a sua

utilização em parques eólicos. Por último, e menos preo-cupante, é o facto de estas turbinas não terem capacida-de de entrar em funcionamento passivamente (problema que pode ser contornado caso a turbina esteja conectada à rede com uma excitação elétrica) [17].

Figura 10: Comparação dos coeficientes de potência de diferentes

tipos de turbinas [22].

[2.2.3.OUTROS TIPOS DE SISTEMAS PARA

APROVEITAMENTO DA ENERGIA EÓLICA]

Como se pode observar na Figura 11, onde estão re-presentados os dois perfis de vento mais adequa-dos a ambiente offshore [23] (o Logarithmic e o Po-

wer-Law Profile), a velocidade do vento aumenta com a

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2. ENERGIA EÓLICA

14

facto de estas turbinas não terem capacidade de entrar em funcionamento passivamente (problema que pode ser contornado caso a turbina esteja conectada à rede com uma excitação elétrica) [16].

Figura 10: Comparação dos coeficientes de potência de diferentes tipos de turbinas [21].

2.2.3. Outros tipos de sistemas para aproveitamento da energia eólica

Como se pode observar na Figura 11, onde estão representados os dois perfis de vento mais adequados a ambiente offshore [22] (o Logarithmic e o Power-Law Profile), a velocidade do vento aumenta com a altitude. Assim sendo, o aproveitamento da energia eólica revela-se mais interessante a maiores distâncias do solo (a potência produzida é proporcional ao cubo da velocidade). Face a isto têm surgido propostas de sistemas para fazer a captação do vento a elevada altitude, tal como o Altaeros Airborne Wind Turbine (Figura 12) e o Boreas (Figura 13).

𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿: 𝑢𝑢 𝑧𝑧 = 𝑢𝑢 𝑧𝑧!"# ×ln 𝑧𝑧 𝑧𝑧!ln 𝑧𝑧 𝑧𝑧!"#

𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃: 𝑢𝑢 𝑧𝑧 = 𝑢𝑢 𝑧𝑧!"# ×𝑧𝑧𝑧𝑧!"#

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Figura 11: Comparação dos dois perfis de vento mais adequados a ambiente offshore e respetivas expressões [23].

Figura 11: Comparação dos dois perfis de vento mais adequados a ambiente offshore e respetivas expressões [24].

Figura 12: Altaeros Airborne Wind Turbine [25]. Figura 13: Boreas, da Omnidea [26].

altitude. Assim sendo, o aproveitamento da energia eólica revela-se mais interessante a maiores distâncias do solo (a potência produzida é proporcional ao cubo da velocida-de). Face a isto têm surgido propostas de sistemas para fazer a captação do vento a elevada altitude, tal como o Altaeros Airborne Wind Turbine (Figura 12) e o Boreas (Fi-gura 13).

Os sistemas para captação do vento em elevadas altitudes são montados em estruturas insufláveis (com hélio, e.g.) mais leves que o ar, que se fixam ao solo por cabos. A sua montagem é feita em terra e o tempo de instalação, bem como a simplicidade e os custos associados, prevêem-se que sejam mais reduzidos do que as turbinas convencio-nais. A sua utilização em ambiente offshore é vista com bons olhos uma vez que dispensa os convencionais sis-temas de fixação da turbina, que são complexos e repre-sentam uma parte significativa dos custos totais.

Se por um lado o conceito apresentado na Figura 12 tem um funcionamento similar ao das turbinas horizontais, isto é, tem um rotor com pás que são movidas graças ao efeito de sustentação num perfil alar, o Boreas utiliza o efeito de Magnus para entrar em rotação (daí ser um corpo cilíndrico, colocado perpendicular ao fluxo de vento). Os sistemas que tiram proveito deste efeito para colocar um corpo cilíndrico em rotação, que por sua vez traciona um sistema de cabos que aciona um gerador via um tambor, estão ainda numa fase de

desenvolvimento inicial. A representação esquemática do seu funcionamento encontra-se representada na Figura 14. Uma outra aplicação do efeito de Magnus são as turbinas de eixo horizontal, como a representada na Figura 15. Este conceito, também ainda numa fase de desenvolvimento inicial, em vez de 3 pás apresenta 5 cilindros com nervuras helicoidais, que rodam a elevada velocidade e são adequadas para locais com velocidades do vento entre 4 e 8 m/s (velocidade à qual produzem 3kW) [27].

[2.3.SISTEMAS DE CONVERSÃO E

TRANSMISSÃO DE ENERGIA]

A produção de energia elétrica a partir de uma turbi-na eólica tem como princípio a conversão do mo-vimento linear do vento em movimento de rotação

que, por sua vez, aciona um gerador elétrico (ver Figu-ra 16). A captação da energia cinética linear do vento é conseguida por um conjunto de pás, que se encontram no rotor da turbina, aerodinamicamente projetadas para fazer a conversão desta em energia mecânica de rotação.

No primeiro dos subcapítulos seguintes apresentam-se as configurações mais comuns para realizar a conversão da energia cinética do vento em energia elétrica, bem como uma descrição dos seus principais componentes:

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2. ENERGIA EÓLICA

Figura 14: Vista esquemática do sistema baseado no efeito de

Magnus [12].

Figura 15: Turbina de Magnus de eixo hori-

zontal, com 5 cilindros rotativos com nervuras

helicoidais [27].

Figura 16: Conversão da energia do vento em energia elétrica por parte de uma turbina eólica [28].

geradores elétricos, conversores eletrónicos, caixas de velocidades e transformadores. No outro subcapítulo abordam-se os sistemas para transmitir a energia elé-trica produzida desde o parque eólico offshore até à sua rede elétrica de destino.

[2.3.1.CONVERSÃO DE ENERGIA]

Existem diversas classificações para as turbinas eó-licas em função da máquina elétrica utilizada e do sistema de controlo. Do ponto de vista da velocidade

de rotação, as turbinas podem então ser de velocidade fixa (independentemente da velocidade do vento, a veloci-dade do rotor mantém-se quase constante por ajuste do ângulo de ataque das pás), semi-variável (a velocidade do rotor varia até 10% da sua velocidade nominal) ou variá-vel (a velocidade do rotor varia com a velocidade do vento, de modo a que a turbina funcione sempre à máxima efi-ciência aerodinâmica possível).

O tipo de componentes utilizados no processo de conver-são de energia e as metodologias de controlo de potên-cia que se devem adotar dependem do tipo de máquina elétrica utilizada. Existem fundamentalmente 3 tipos de turbinas eólicas com aplicações industriais: máquinas

assíncronas (com e sem controlo do ângulo de pitch), má-quinas assíncronas duplamente alimentadas e máquinas síncronas de velocidade variável [4]. Destas, as máquinas assíncronas começaram por ser inicialmente utilizadas mas hoje têm uma quota de mercado muito reduzida. Na Tabela 2 são apresentadas as configurações dos siste-mas de conversão de energia destas e outras turbinas, classificadas do ponto de vista da velocidade do rotor. Na Tabela 3 apresenta-se um resumo das vantagens e des-vantagens dos geradores elétricos referidos na Tabela 2 para as diferentes configurações de sistemas de conver-são de energia.

Em [4] refere-se que era expectável que até 2010 os par-ques eólicos em Portugal fossem predominantemente equipados com turbinas eólicas de três tipos:

- Turbinas do tipo “stall” com Geradores de Indução de Rotor em Gaiola;

- Turbinas do tipo “pitch” com Geradores Síncronos de Velocidade Variável ligados á rede de energia elétrica através de conversores CA/CC/CC;

- Turbinas do tipo “pitch” com Geradores de Indução Duplamente Alimentados, com o estator diretamente

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2. ENERGIA EÓLICA

Velocidade fixa Velo-cidade semi-var.

Velocidade variável

Acopla-mento

Acoplamento com engrenagem Acoplamento direto

Regula-ção de potên-cia

Stall Stall Ativo

Pitch Stall Pitch

Gerador GIRG GIRG GIRG GIRB GIDA GIRG GSIP GSIP GSIP GSEE GSIP

Caixa de velo-cidade

3 andares 2 + hidro

Veloci-dades

2 Optislip® Variável

Legenda:

GIRG – Gerador de Indução com Rotor em Gaiola

GIRB – Gerador de Indução com Rotor Bobinado

GIDA – Gerador de Indução (com rotor bobinado) Duplamente Alimentado

GSIP – Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes

GSEE – Gerador Síncrono de Excitação Elétrica

Tabela 2: Diferentes configurações de sistemas de conversão de energia (adaptado de [29]).

ligado à rede de energia elétrica e o rotor ligado através de conversores CA/CC/CA.

De seguida abordam-se os geradores destes três tipos de turbinas eólicas e a sua ligação à rede de energia elétri-ca. Depois descrevem-se também algumas caraterísticas das caixas de velocidades e dos transformadores men-cionados nas três configurações.

Gerador de Indução com Rotor em Gaiola (GIRG)

As primeiras turbinas eólicas instaladas em Portugal fo-ram equipadas com GIRG mas atualmente a sua utilização tem sido progressivamente abandonada. Estes apenas são utilizados nas configurações de turbinas de veloci-dade fixa (Figura 17), devido à muito pequena variação de velocidade que admitem em relação à sua velocida-de de sincronismo. Os GIRG ligam-se ao rotor da turbina com uma caixa de velocidades, necessária para adaptar a baixa velocidade de rotação das pás (entre 5 e 30 rpm) à velocidade de sincronismo do gerador. A hipótese de aumentar o número de polos neste tipo de gerador para reduzir a sua velocidade de sincronismo, e eliminar as-sim a necessidade de utilizar a caixa de velocidades, não é viável. Nesses casos (para mais de 10 pares) o seu fator de potência torna-se significativamente baixo e a sua ca-pacidade de conversão de energia é reduzida [13].

Ao contrário dos outros tipos de geradores, a conexão do GIRG à rede elétrica, a 50 ou 60 Hz, dispensa o uso de um conversor eletrónico de potência. A ligação é assegurada por um transformador elevador, para correção da tensão, e um dispositivo de soft-start (não representado na Figura 17), para prevenir a entrada súbita de corrente na rede.

O campo eletromagnético num GIRG, essencial para a conversão de energia mecânica em energia elétri-ca, estabelece-se através do estator por absorção de potência reativa. Existem então nas configurações com este tipo de gerador, bancos de condensadores que funcionam como compensadores de potência reativa e reduzem (quase eliminam) a necessidade de retirar esta da rede.

O facto de o rotor da turbina funcionar sempre à mesma velocidade de rotação não permite otimi-zar a eficiência aerodinâmica para toda a gama de velocidades do vento. No entanto, existem soluções comerciais em que o GIRG é de duas velocidades (gerador com comutação entre 4 e 6 polos), o que permite ter uma rotação da turbina para baixas ve-locidades do vento (6 polos) e outra para elevadas (4 polos). Deste modo consegue-se obter a máxima eficiência aerodinâmica para uma maior gama de velocidades do vento, por otimização da velocidade

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2. ENERGIA EÓLICA

Gerador Vantagens Desvantagens

Geradores de indução - Simplicidade de construção-Robustez-Fiabilidade-Baixo preço-Funcionamento suave devido à existência de escorregamento, que permite acomodar parte da turbulência associada ao vento

- Consumidor de energia reativa, a qual deve ser compensada por meio de uma bateria de condensadores- Precisam de caixa de velocidades

Gerador de Indução com Rotor em Gaiola (1 ou 2 velo-cidades)

- Fácil manutenção- Os pulsos provocados pelo binário da turbina são atenuados- Permite ligação direta à rede elétrica

- Requer dispositivos eletrónicos do tipo soft-start para a ligação inicial à rede, quando utilizado em turbinas eólicas de velocidade fixa- Não pode ter grande número de polos (nº polos < 20)

Gerador de Indução com Rotor Bobinado

- Fácil manutenção - As pulsações provocadas pelo binário da turbina são atenuadas

- Permite variar a velocidade da turbi-na (aproximadamente 10%)

- Não pode ter grande número de polos (nº polos < 20)

Gerador de indução dupla-mente alimentado

- Potência nominal e custo do conver-sor de potência reduzidos- Permite regulação da velocidade para otimizar a utilização da energia (± 30%)- A potência reativa para magnetização provém do conversor de potência- Pode funcionar em torno da velocida-de de sincronismo

- Anéis coletores e escovas devido ao desgaste requerem manutenção- O controlo da unidade é complexo- Ligação direta à rede elétrica impos-sível

Gerador síncrono de excita-ção elétrica

- Controlo simples da potência reativa- Larga gama de velocidades- Controlo simples da unidade- Sem caixa de velocidades- Elevada eficiência

- Requer conversor de eletrónica de potência de potência nominal igual à do gerador- Requer sistema de excitação- Anéis coletores e escovas devido des-gaste requerem manutenção- As suas grandes dimensões e peso originam problemas de construção, transporte e instalação

Gerador síncrono de ímanes permanentes

- Rotor simples sem componentes sen-síveis ao desgaste- Poucas perdas no rotor

- Elevado custo dos ímanes permanen-tes- Possibilidade de ocorrer desmagne-tização- Falta de experiência na construção e instalação

Acionamento direto - Sem caixa de velocidades- Elevada eficiência- Manutenção simples

- As suas grandes dimensões e peso originam problemas de construção, transporte e instalação

Com engrenagens

- Pequenas dimensões e peso- Pode ser usada a construção stan-dard

- Elevado custo- Perdas na ordem de 2 – 3 %- Difícil manutenção da caixa de veloci-dades

Tabela 3: Comparação de vários tipos de geradores elétricos para turbinas eólicas (adaptado de [13], [30]).

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2. ENERGIA EÓLICA

específica da ponta da pá do rotor, e reduzem-se os esforços mecânicos e o ruído derivado do seu fun-cionamento a baixas velocidades do vento.

Gerador de Indução (com rotor bobinado) Duplamente Alimentado (GIDA)

O GIDA é o gerador mais comum em turbinas eólicas de velocidade variável por utilizar um conversor de baixa potência nominal (cerca de 30% da potência nominal do gerador). Consegue-se deste modo controlar a sua velo-cidade de rotação até ± 30% em torno da velocidade de sincronismo [29]. Numa turbina de velocidade variável a potência mecânica disponível para conversão em elétrica é superior à que há numa turbina de velocidade fixa, tan-to para baixas como para elevadas velocidades de vento. Por essa razão, a utilização do conceito anterior tem sido abandonada, como foi referido.

O seu princípio de funcionamento baseia-se na possibi-lidade de controlar a sua velocidade por variação da re-sistência do rotor. Isso consegue-se com um sistema de conversão CA/CC/CA ligado ao rotor que permite extrair potência ativa deste e assim controlar a velocidade [4]. A configuração de uma turbina de velocidade variável com um GIDA apresenta-se na Figura 19.

Numa MIDA (Máquina de Indução Duplamente Alimen-tada), para escorregamentos negativos, até se atingir a intensidade nominal do estator, a potência extraída pelo rotor é controlada por forma a obter a máxima eficiência aerodinâmica da turbina, por otimização da velocidade específica da ponta da pá do rotor. Por ou-tro lado, quando o escorregamento negativo provoca uma intensidade de corrente no estator superior (em módulo) ao seu valor nominal, a potência ativa neste e no rotor permanecem constantes. Este princípio de controlo da velocidade por aproveitamento da energia de escorregamento, permite utilizar uma MIDA como gerador também para escorregamentos positivos. Para que tal aconteça, é necessário fornecer potência ativa ao rotor [4].

O estator do GIDA liga-se diretamente à rede elétrica. Por sua vez, o rotor liga-se à rede através

Figura 17: Configuração típica de uma turbina eólica de velocidade fixa com GIRG [29].

de um sistema de conversão CA/CC/CA e de um transformador elevador. Ambos fornecem potência ativa à rede quando a velocidade de rotação do gerador é superior à velocidade de sincronismo. Em torno desta, o fluxo de potência ativa no rotor é praticamente nulo. Por sua vez, quando a velocidade de rotação é inferior à velocidade de sincronismo o rotor tem de ser alimentado com potência ativa.

Os sistemas de conversão CA/CC/CA são pontes con-versoras a seis pulsos equipadas com IGBT’s (Insu-lated Gate Bipolar Transistor) com um sistema de comando PWM (Pulse Width Modulation) [4]. Estes sis-temas dividem-se em dois lados, como evidencia a Fi-gura 18 – o lado do gerador (CA/CC) e o lado da rede (CC/CA). O conversor do lado do gerador tem como função controlar o módulo e argumento da intensida-de de corrente injetada/extraída pelo circuito rotórico. Por sua vez, o lado da rede controla a tensão contínua nos terminais do condensador do subsistema de cor-rente contínua (entre os dois conversores) e controla o fator de potência no ponto comum aos circuitos do rotor e estator (na ligação ao transformador elevador)

[4].

A função do sistema de controlo PWM dos converso-res é maximizar o valor da eficiência aerodinâmica da turbina, na região em que a potência não é con-trolada. Além disso, permite manter um dado valor do fator de potência no ponto de interligação do GIDA com a rede elétrica. Informações adicionais sobre o funcionamento do sistema de controlo PWM podem ser consultadas em [4].

Um gerador deste tipo necessita de uma caixa de ve-locidades para fazer o seu acoplamento ao rotor da turbina. Deste modo, todas as desvantagens inerentes à utilização de uma caixa de velocidades (ruído no fun-cionamento, perdas de rendimento, necessidade de manutenção e maior complexidade do sistema) estão presentes nas configurações de turbinas eólicas com este tipo de gerador. No entanto, o principal aspeto negativo desta configuração está relacionado com o rotor do GIDA que, por ter escovas e anéis coletores que se desgastam, requer manutenção constante [13].

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2. ENERGIA EÓLICA

Figura 18: Configuração típica de uma turbina eólica de velocidade variável com GIDA [4].

Gerador Síncrono de Velocidade Variável (GSVV)

O GSVV é uma alternativa ao GIDA para turbinas eóli-cas de velocidade variável. Na Figura 19 apresenta-se a configuração típica de uma turbina eólica de veloci-dade variável com este tipo de gerador. A sua principal vantagem quando comparado com o GIDA reside no facto de dispensar o uso de uma caixa de velocidades (tem elevado número de pares de polos – 32 em algu-mas instalações existentes [4]). Isso faz do GSVV uma melhor solução para ambiente offshore porque a caixa de velocidades é uma fonte de problemas e, em caso de avaria ou necessidade de manutenção, o seu acesso em mar aberto é bastante difícil. No entanto, o custo do conversor de potência que este gerador exige é um aspeto desfavorável por ser superior [13].

A frequência das grandezas estatóricas é idêntica à fre-quência angular de rotação do rotor (a sua velocidade de rotação varia entre 17 e 36 rpm [4]), e portanto bastante inferior à da rede elétrica. Utiliza-se então um sistema de conversão (composto por dois sub-sistemas CA/CC/CA independentes, em paralelo) entre o GSVV e a rede, responsável por corrigir a frequência.

Tal como no sistema de conversão do GIDA, os sub-siste-mas aqui considerados também se dividem no lado ge-rador (CA/CC) e no lado rede (CC/CA). O primeiro destes é constituído por uma ponte conversora a seis pulsos equipada com tirístores que funcionam com um ângulo de disparo constante. Por sua vez, o lado da rede é cons-tituído por uma ponte conversora a seis pulsos equipada

com IGBT’s, com um sistema de comando por PWM. Este último controla a potência ativa injetada na rede e o fa-tor de potência. Este controlo de potência ativa permite impor um binário resistente ao gerador, tornando assim possível o controlo da velocidade de rotação do grupo “turbina eólica + gerador”, de modo obter a máxima efi-ciência aerodinâmica para cada velocidade de vento [4].

Caixa de velocidades

A existência de uma caixa de velocidades na configu-ração de uma turbina eólica, como se pode observar, depende do tipo de gerador em questão. A razão das engrenagens, que pode ir de 1:6 até 1:120, tem de ele-var a velocidade de rotação das pás até à velocidade de sincronismo do gerador de modo a que este produza o máximo de energia possível. Na maioria dos casos, as caixas de velocidades são compostas por andares de engrenagens planetárias e paralelas, com perdas de 1% por cada andar nas multi-andar e de 1.5% nas caixas de apenas um andar [31].

Os inconvenientes da utilização de uma caixa de veloci-dades, para o acoplamento do rotor ao gerador, foram já referidos na discussão dos vários tipos de configu-rações de turbinas eólicas. Numa instalação offshore, uma avaria ou operação de manutenção é ainda mais problemática do que onshore, porque o acesso ao equi-pamento é mais difícil. Por isso, e de modo a eliminar a possível fonte de problemas que as caixas de velocida-de são, a tendência é recorrer a geradores compatíveis com acoplamento direto.

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2. ENERGIA EÓLICA

Transformadores de tensão

O transformador é dos compontens mais úteis nos Sis-temas Elétricos de Energia.

Em todas as turbinas eólicas é usual a instalação de transformadores, os quais elevam a tensão para o nível adequado ao transporte de energia elétrica. O transfor-mador, quando em funcionamento, faz com que se perca potência ativa (sob forma de calor, dissipada pelo siste-ma de refrigeração) e reativa [3].

Atualmente existem estudos que visam a utilização de um transformador de rácio unitário entre a entrada e a saída ou até mesmo configurações que dispensem o uso do transformador, conduzindo a soluções de geração de elevada potência e elevada tensão sem transformação.

Figura 19: Configuração típica de uma turbina eólica de velocidade variável com GSVV [4].

[2.3.2.TRANSMISSÃO DE ENERGIA]

Existem diferentes tecnologias para a transmissão de energia elétrica (ver Tabela 4), escolhidas para determinado parque eólico em função das carate-

rísticas da interligação (tais como a potência de insta-lação e a distância até à rede elétrica de destino) e do custo. De um ponto de vista superficial, estas dividem-se em transmissão em corrente alternada e transmissão em corrente contínua. Por um lado, a transmissão em corrente alternada tem a seu favor o facto de ser a mais utilizada em todo o mundo. Por outro lado, a transmissão

Transmissão em Corrente Alternada Transmissão em Corrente Contínua

Alta tensão (HVAC) Média tensão (MVAC) Alta tensão utilizando conversores de comutação natural de linha (HVDC-LCC)

Alta tensão utilizando conversores de comutação forçada (HVDC-VSC)

Tabela 4: Tecnologias para transmissão da energia elétrica offshore.

em corrente contínua é utilizada apenas em casos es-pecíficos, nomeadamente quando tanto a quantidade de energia a transportar como a distância entre os pontos são grandes. Ainda no que à Tabela 4 diz respeito é de referir que, em equipamentos elétricos offshore, valores entre 10 e 100 kV são considerados de média tensão, e valores superiores a 100 kV de alta tensão [1].

Atualmente, a maioria dos parques eólicos offshore uti-lizam transmissão HVAC e existe também um número significativo de instalações com transmissão MVAC. A transmissão HVDC-LCC nunca foi utilizada no âmbito aqui abordado, e dificilmente o virá a ser face aos desenvolvi-mentos dos conversores de comutação forçada. Por sua vez, a transmissão HVDC-VSC foi já utilizada no parque eólico BARD Offshore 1 [3]. As previsões apontam para que no futuro, esta venha a ser a tecnologia dominante na transmissão de energia elétrica offshore.

Posto isto, apresentam-se resumidamente os sistemas de transmissão de energia utilizados nos parques eólicos offshore, isto é, o sistema de transmissão de alta e média tensão em corrente alternada e o sistema de transmis-são de alta tensão em corrente contínua utilizando con-versores de comutação forçada.

Transmissão de alta tensão em corrente alternada (HVAC)

Como referido anteriormente, a transmissão HVAC é a mais utilizada atualmente nos parques eólicos offshore.

23

2. ENERGIA EÓLICA

A maturidade desta tecnologia, onde existe uma vasta ex-periência tanto no funcionamento como na instalação e manutenção, aliada à pequena dimensão (em termos de potência) e à curta distância à costa dos projetos offsho-re já instalados, fizeram da transmissão HVAC a melhor solução a nível técnico e económico. Na Figura 20 está representado um sistema de transmissão HVAC interli-gando um parque eólico offshore a uma rede onshore.

A infraestrutura do sistema HVAC representado é for-mada pela subestação offshore (integra o ponto cole-tor, transformador e dispositivos de compensação de potência reativa), pelo cabo trifásico de corrente alter-nada e pela subestação onshore (integra um transfor-mador e dispositivos de compensação de potência rea-tiva). Dos componentes referidos, os transformadores, o cabo trifásico e os dispositivos de compensação de potência reativa têm especial importância e portanto são de seguida abordados com mais detalhe.

Os transformadores existentes nas turbinas aumen-tam a tensão em cada turbina para 33 – 36 kV, como mencionado em 2.3.1. Estes níveis de tensão são no entanto baixos para transportar elevados valores de potência ao longo de grandes distâncias, pois levam a perdas de energia muito significativas. Por essa razão é utilizado um outro transformador, nas subestações dos parques eólicos offshore, que eleva a média tensão à saída das turbinas para a alta tensão usada no siste-ma HVAC, de modo a poder-se fazer a transmissão de energia com perdas aceitáveis.

Um dos componentes mais importantes do sistema de transmissão, e que representa parte significativa dos custos totais, é o cabo submarino. Devido ao compri-mento que este tem, são necessárias embarcações especiais para o seu transporte e instalação. A cons-trução do cabo deve prever as condições adversas a que estará sujeito, tais como as correntes marítimas, atividade sísmica, pescas e ancoragens, entre outras. Face a isto, os sistemas HVAC utilizam normalmente

cabos do tipo XLPE (Cross-Linked Polyethylene). No seu interior existem os três condutores de fase e um cabo de fibra ótica para comunicação.

No entanto, o transporte de energia em corrente alter-nada usando cabos submarinos deste tipo é problemá-tica. A elevada capacitância que têm leva à geração de grandes quantidades de potência reativa, em função do comprimento do cabo e da tensão utilizada: para 33 kV → 110 a 150 kVAr/km e para 400 kV → 6 a 8 MVAr/km. O facto de a potência reativa limitar a capacidade que o cabo tem para transportar potência ativa, obri-ga ao uso de dispositivos de compensação, colocados em cada uma das subestações. Estes são SVCs (Static Var Compensators) ou STATCOMs (Static Synchronous Compensators) e têm como objetivo fazer absorção da potência reativa.

Transmissão de média tensão em corrente alternada (MVAC)

No sistema MVAC a transmissão de potência faz-se com o valor da tensão à saída das turbinas, 33 – 36 kV. As-sim sendo, não é necessário o uso de um transformador nem a construção de uma subestação offshore, razões pelas quais o sistema fica substancialmente mais barato. Nestes casos, utiliza-se na rede onshore a mesma tensão que no parque eólico. Na Figura 21 está representado um sistema de transmissão MVAC interligando um parque eólico offshore a uma rede onshore.

Transmissão de alta tensão em corrente contínua utili-zando conversores de comutação forçada (HVDC – VSC)

Na transmissão HVDC, a menos que surjam variações de carga, não existe potência reativa. É portanto dispensável o uso de compensadores de potência reativa neste tipo de sistemas, o que é uma grande vantagem desta tecnologia quando comparada com a transmissão HVAC. No entanto, praticamente todas as redes elétricas (incluindo os dispositivos de geração offshore) utilizam corrente

Figura 20: Representação de um sistema HVAC interligando um parque eólico offshore a uma rede onshore [1].

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2. ENERGIA EÓLICA

Figura 21: Representação de um sistema MVAC interligando um parque eólico offshore a uma rede onshore [1].

alternada. Esse é o principal aspeto negativo deste tipo de transmissão, pois obriga à utilização de conversores com capacidade de interface bidirecional AC/DC para interligar a rede elétrica e os dispositivos offshore por HVDC.

Os dispositivos de comutação dos conversores utilizados na transmissão HVDC-VSC são semicondutores IGBT. A introdução destes componentes nos sistemas HVDC pos-sibilitou o controlo total e independente da potência ativa e reativa transferida para as redes a que o sistema está conectado. Tal não era possível com o uso de tirístores na transmissão HVDC-LCC. O controlo da potência ativa é importante porque permite regular a frequência da rede elétrica, enquanto o controlo da potência reativa pode ser usado para regular a tensão nos terminais AC das subes-tações, adicionando estabilidade à rede. Deste modo, os sistemas HVDC-VSC podem estar conectados e suportar redes elétricas fracas e cargas passivas sem necessida-de de sistemas auxiliares de geração.

Na Figura 22 está representado um sistema de transmis-são HVDC-VSC interligando um parque eólico offshore a uma rede onshore. Uma descrição das funções dos prin-cipais componentes que o compõem é apresentada de seguida, do ponto de vista da subestação offshore.

- Transformador: ajusta a tensão da rede offshore à ten-são de transmissão.

- Filtros AC: necessários para atenuar os harmónicos de tensão gerados pelos conversores VSC.

- Indutância de acoplamento dos conversores (Phase Reactor): além de atenuar os harmónicos de corrente gerados pela comutação dos IGBTs do conversor, é um elemento essencial no esquema por permitir o controlo da corrente que a atravessa, controlando assim a po-tência ativa e reativa transferida para a rede elétrica.

- Conversores de comutação forçada (VSC) baseados em IGBTs: são o elemento essencial do sistema. São dis-postos numa ponte de IGBTs e não necessitam da fre-quência da rede elétrica para efetuar a conversão AC/DC. Para isso são controlados por PWM, que permite re-duzir os harmónicos gerados e operar com frequências de comutação de 1 – 2 kHz.

- Banco de condensadores: atuam como baterias de energia no lado DC dos conversores. A tensão no cabo é mantida dentro dos limites de funcionamento carregan-do ou descarregando estes condensadores. São compo-nentes importantes pois determinam o comportamento dinâmico do circuito DC.

- Cabo DC: do tipo XLPE (Cross-Linked Polyethylene).

Figura 22: Representação de um sistema HVDC-VSC interligando um parque eólico offshore a uma rede onshore [1].

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2. ENERGIA EÓLICA

[2.4. SISTEMAS DE MONITORIZAÇÃO E

CONTROLO]

Os sistemas de monitorização e controlo das turbi-nas eólicas têm como principais funções otimizar a produção de energia e proteger o sistema. As téc-

nicas utilizadas para esses fins em sistemas offshore são as mesmas que se aplicam nos sistemas onshore.Por um lado, os ditos sistemas de controlo devem asse-gurar que a captação de energia é máxima, mesmo em condições não ideais, e garantir a qualidade da energia elétrica (isto é, assegurar que esta está de acordo com os padrões da rede, em relação à frequência e tensão, e reduzir as flutuações de potência associadas à inter-mitência do vento). Além disso, devem impor um limite máximo para a potência absorvida, atuando como sis-tema de proteção contra sobrecargas a nível estrutural e da rede elétrica, e minimizar os efeitos de fadiga em todos os componentes, provocados por turbulências, ciclos de arranque e paragem e variações de velocida-de e direção do vento.

Por outro lado, os sistemas de monitorização estão mais relacionados com funções preventivas. Estes pro-porcionam informação regular da saúde estrutural dos diferentes componentes, o que permite planear ações de manutenção antecipadas (de acordo com as neces-sidades do sistema e as condições do meio) e diminuir os riscos de danificação que poderiam incorrer em avarias e tempos de paragem prolongados. A monito-rização é utilizada em grande parte da indústria e os seus benefícios revelam-se particularmente interes-santes nas turbinas eólicas offshore, devido aos ele-vados custos e necessidade de condições ideias para operações de manutenção no mar, e às dimensões dos equipamentos.

Assim sendo, os dois tipos de sistemas aqui aborda-dos estão algo relacionados pois, existe informação recolhida na monitorização que é utilizada como dados de entrada nos sistemas de controlo. De seguida apre-sentam-se os principais sistemas de monitorização e controlo presentes nas turbinas eólicas.

[2.4.1. SISTEMAS DE MONITORIZAÇÃO]

A monitorização compreende um conjunto de sen-sores e equipamentos de processamento de sinal que fornecem informação contínua das condições

de vários componentes da turbina eólica, tais como as pás, a caixa de velocidades, o gerador, os rolamentos, a

Figura 23: Posicionamento dos sensores na nacelle para análise de

vibrações [34].

torre, entre outros. Para isso analisam-se as vibrações e tensões nos elementos estruturais e no gerador, os es-forços no sistema de amarração, avalia-se a qualidade e o estado do óleo, utiliza-se termografia para verificar o estado dos componentes elétricos, entre muitas outras técnicas.

De um modo geral, a monitorização pode ser do tipo online, relatando aos operadores instantaneamente as condições do equipamento, ou offline, caso a recolha de informação tenha de ser feita por um técnico, não seja regular e se faça recorrendo a sistemas não integrados nos equipamentos monitorizados. Face ao custo das des-locações até ao local para efetuar medições e a necessi-dade de condições ideais do mar para realizar ações de inspeção nas turbinas eólicas offshore, o uso de sistemas online na monitorização destas é predominante. No en-tanto, algumas técnicas de monitorização offline, como a inspeção visual dos cabos das amarrações, não podem ser dispensadas e são necessárias de tempo a tempo. De seguida expõem-se resumidamente as principais técni-cas utilizadas na monitorização de turbinas eólicas, apre-sentadas em [32] e [33].

Análise de vibrações: é a técnica de monitorização mais utilizada em turbinas eólicas, especialmente nos compo-nentes rotativos (caixa de velocidades, rolamentos, veios, etc.). Diferentes sensores são usados em função da fre-quência de funcionamento dos elementos a monitorizar: transdutores de posição, sensores de velocidade, acele-rómetros e spectral emitted energy sensors para baixas, médias, altas e muito altas frequências, respetivamente.

Na Figura 23 mostra-se o posicionamento de vários sensores para a medição de vibrações na nacelle. Os sensores 2, 3 e 4 são acelerómetros estáticos e medem a oscilação na nacelle derivada do funcionamento do rotor a muito baixas frequências (a frequência de cut-

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2. ENERGIA EÓLICA

-off é 0 Hz). Por sua vez, os sensores 5 e 6 encontram-se na caixa de velocidades e no gerador, respetivamente. Estes operam numa gama de frequências que vai de 1 Hz até 20.000 Hz, para medir as vibrações provocadas pelos rolamentos e engrenagens. Por último, o sensor 1 mede a posição absoluta do rotor [34].

Monitorização acústica: similar à análise de vibrações, permite detetar o surgimento de fissuras nos materiais. No entanto, os sensores utilizados na análise de vibra-ções são montados rigidamente nos componentes e medem deslocamentos (Figura 24); por sua vez, os sen-sores para monitorização acústica são acoplados aos componentes por uma cola flexível de pouca atenuação e detetam os efeitos sonoros das vibrações que ocor-rem quando se dão alterações na estrutura dos mate-riais. A monitorização acústica pode ser passiva (caso a excitação seja provocada pelo componente a monito-rizar) ou ativa (caso se apliquem excitações externas).

Técnicas ultrassónicas: bastante empregue nas análises estruturais à torre da turbina e às pás (Figura 24). Utiliza--se para detetar e avaliar o estado de defeitos internos e na superfície. As caraterísticas de propagação das ondas ultrassónicas permitem estimar a localização e o tipo de defeito detetado.

Análise da tensão nos materiais: utilizando exten-sómetros consegue-se medir a tensão instalada em componentes críticos, como é o caso das pás do rotor. Os dados recolhidos permitem fazer previsões do seu tempo de vida e a sua proteção contra sobrecargas. Esta técnica ainda não é muito utilizada porque os equipamentos atualmente disponíveis são de elevado custo. No entanto encontram-se em desenvolvimento soluções mais económicas.

Análise do óleo: utilizada para garantir a qualidade do óleo e salvaguardar a integridade dos componen-tes envolvidos. Realiza-se maioritariamente offline, recolhendo amostras para posterior análise. No en-tanto, já existem dispositivos economicamente viá-veis para monitorizar a temperatura, contaminação (contador de partículas) e humidade do óleo, que se revelam particularmente interessantes para apli-cações offshore. Garantir o bom estado do filtro do óleo (detetando a pressão sobre este) também é uma técnica utilizada, tanto no óleo lubrificante como no hidráulico.

Termografia: técnica offline frequentemente utiliza-da na monitorização e deteção de falhas de compo-nentes elétricos e eletrónicos. Permite identificar hot spots provocados pela degradação ou mau contacto de componentes, simples e rapidamente (ver Figura 25).

Monitorização de componentes elétricos: nas máquinas elétricas utiliza-se a técnica MCSA (Motor Current Signa-ture Analysis) para detetar falhas no seu funcionamento. No caso de acumuladores, mede-se a sua impedância para analisar a sua condição e capacidade. Para as redes de média e alta voltagem fazem-se medições das descar-gas, da velocidade e força de contacto dos disjuntores e análises ao óleo dos transformadores. Todas estas técni-cas não entram em conflito com o funcionamento normal da turbina.

Monitorização do desempenho: por análise das relações entre potência, velocidade do vento, velocidade do rotor e ângulo das pás, consegue-se avaliar a condição da turbi-na e detetar possíveis falhas previamente.

Figura 24: Sensores de monitorização acústica e ultra-sónicos montados

na pá de uma turbina [35].Figura 25: Análise termográfica ao interior de uma nacelle [36].

27

2. ENERGIA EÓLICA

[2.4.2. SISTEMAS DE CONTROLO]

Os sistemas de controlo podem-se classificar como ativos ou passivos, dependendo da necessidade de energia extra para o seu funcionamento. No caso

dos sistemas de controlo ativo, há que garantir que o au-mento da energia conseguida com o uso desse sistema de controlo é suficiente para compensar a necessidade de potência auxiliar. A maioria dos componentes das turbinas eólicas tem sistemas de controlo próprios, in-seridos no seu design. Além desses, os sistemas SCADA (Supervisory, Control and Data Acquisition), utilizados em funções de monitorização, também desempenham algu-mas ações de controlo.

Para otimizar a captação de energia e proteger o sistema contra sobrecargas mecânicas, dois sistemas de controlo merecem destaque: o de regulação da potência de en-trada e o de orientação da turbina com o fluxo do vento (yaw control). A regulação da potência de entrada pode ser conseguida por alteração do ângulo das pás (pitch control), por perda aerodinâmica passiva (passive stall control) ou por perda aerodinâmica ativa (active stall control). Uma breve descrição de cada uma destas técni-cas é de seguida apresentada. No entanto, apenas referir que existem ainda outros sistemas (menos comuns) para controlar o fluxo de ar recorrendo a flaps, geradores de vórtices e microabas [1].

- Alteração do ângulo das pás (pitch control): O pitch control é maioritariamente utilizado em turbinas de ve-locidade variável. Nestas, aumenta-se a velocidade de rotação do rotor e mantém-se o ângulo de ataque das pás constante, abaixo da velocidade nominal do vento.

Monitorização de parâmetros do processo: técnica simi-lar à anterior. Monitorizam-se parâmetros relacionados com o funcionamento da turbina e procuram-se sinais que estejam fora de intervalos pré-definidos.

Figura 26: Sistema de controlo do pitch ativo com um atuador hidráulico

por pá [37].

Figura 27: Esquema do sistema de controlo do pitch passivo [38].

Assim que esta é atingida ou superada, o pitch control varia o ângulo de ataque das pás, fazendo com que es-tas diminuam a sua força de sustentação. Deste modo, a velocidade do rotor mantém-se dentro de valores acei-táveis para salvaguardar a integridade física do equi-pamento, e garante-se a continuidade de produção de energia perante velocidades do vento elevadas.

A alteração do ângulo das pás pode ser passivo ou ativo, sendo este último o método mais utilizado. No caso do controlo ativo, existe um conjunto de atuadores (elétricos ou eletro-hidráulicos) e respetivos controladores para desempenhar esta tarefa. As soluções mais comuns passam por utilizar um motor elétrico (acoplado por en-grenagens) ou hidráulico para rodar cada pá (Figura 26) ou então um único atuador hidráulico que acione todas as pás simultaneamente. No caso de o acionamento ser feito por motor elétrico é comum instalar-se um freio para fixar a posição da pá. Por sua vez, na alteração do ângulo das pás passiva tira-se proveito do aumento da força centrífuga (cresce com a velocidade de rotação) para induzir a variação pretendida através de um siste-ma de molas (Figura 27).

- Perda aerodinâmica passiva (passive stall control): O passive stall control é apenas utilizado em turbinas de velocidade fixa, nas quais não há rotação das pás. O de-sign destas está concebido de modo a que a partir da velocidade nominal do vento se perca o efeito de sus-tentação, impedindo assim o funcionamento do rotor a elevadas velocidades. Assim consegue-se proteger o sistema contra condições adversas.

- Perda aerodinâmica ativa (active stall control): Este sistema assemelha-se ao pitch control mas, quando a velocidade nominal é atingida, as pás rodam no sentido de aumentar o ângulo de ataque até criar uma situação de perda aerodinâmica.

28

2. ENERGIA EÓLICA

- Orientação com o fluxo do vento (yaw control): Este sistema de controlo consiste em orientar a nacelle de modo a que esteja alinhada com a corrente do vento, maximizando a força de sustentação que atua sobre as pás. Pode também ser utilizado como sistema de prote-ção do equipamento, orientando o eixo da turbina per-pendicularmente à direção do vento, impedindo assim a rotação do rotor.

O yaw control pode ser realizado ativa ou passivamente. No primeiro caso, a nacelle tem de ser dotada de senso-res que recolham dados relativos à direção do vento e vários (6 a 8) motores elétricos engrenados numa gran-de roda que provoca a rotação da nacelle da turbina. No caso de o controlo ser passivo, a turbina tem um leme e utiliza o próprio vento para fazer a sua orientação. Nesta situação, é impossível usar o yaw control para proteger o sistema.

Posto isto, o controlo realizado no sentido de garantir a qualidade da energia elétrica é desempenhado pelos controladores dos geradores, conversores e transforma-dores, referidos em 2.3.1, e pelos componentes de trans-missão de energia, referidos em 2.3.2.

[2.5. SISTEMAS DE AMARRAÇÃO]

As estruturas de suporte das turbinas eólicas offshore têm elevada importância pois são respon-sáveis por fixar e garantir a estabilidade neces-

sária para a turbina funcionar nas melhores condições. Além disso, o seu fabrico e instalação representam cerca de 20% do investimento feito num parque eólico offshore [2], pelo que, uma análise das configurações existentes é interessante.

Na escolha do tipo de estrutura para uma turbina há que ter em consideração o seu custo, profundidade, condições do solo, características da turbina e fatores de risco técni-cos/comerciais. Face a isto, existem várias configurações possíveis para as estruturas de turbinas offshore, como representa a Figura 28. De um modo geral, estas dividem--se em estruturas fixas e flutuantes.

Por um lado, as estruturas fixas são baratas e uma boa solução para profundidades inferiores a 50 m. No entanto, o seu transporte e instalação são caros e a maioria dos modelos apenas foi testado abaixo dos 25 m. Por outro lado, as estruturas flutuantes podem ser utilizadas em águas profundas (teoricamente não existe limite), monta-das em docas secas e transportadas a reboque. Em con-trapartida o seu custo de fabrico é muito elevado, ainda se encontram em fase de testes e são comercialmente desinteressantes para muitos países, cujo território ma-rítimo é maioritariamente de baixa profundidade. .Pelo

Figura 28: Tipos de estruturas para turbinas eólicas offshore.

contrário em países com águas profundas junto à costa, como Portugal, representam uma oportunidade. Posto isto, de seguida descrevem-se as configurações de estru-turas apresentadas na Figura 28.

[2.5.1. MONOPILE]

A estrutura monopile, representada na Figura 29, é a mais utilizada nas turbinas eólicas offshore atuais devido à sua simples constituição e facilidade de

fabrico e instalação (até ao final de 2012, 1923 das 2688 turbinas eólicas offshore em todo o mundo tinham sido instaladas com este tipo de estrutura [3]). É apenas utili-zada em zonas do Oceano de baixa profundidade, até 25 m, embora já existam estudos para a sua instalação em locais mais profundos (até 35 m).

Este tipo de estrutura consiste num pilar tubular de aço fundeado no solo do mar e numa peça intermédia, tam-bém tubular, onde se fixa a torre da turbina por ligações roscadas. A profundidade das fundações do pilar (nor-malmente 50% do seu comprimento total), o diâmetro e a espessura da parede do tubo dependem da profundidade da água, do tipo de solo e da capacidade nominal da turbi-na. Na Tabela 5 apresentam-se as dimensões típicas das estruturas monopile.

Figura 29: Estrutura monopile [2].

29

2. ENERGIA EÓLICA

Diâmetro do pilar [m] 3.5 a 6

Comprimento do pilar [m] Até ≈ 70 (Walney 2)

Peso do pilar [ton] ≈ 500 (Walney 2 → 810)

Comprimento da peça intermédia [m] ≈ 25

Peso da peça intermédia [ton] 145 (Belwind) a 252 (Baltic 1)

Espaço entre a peça intermédia e o pilar [mm] 50 a 125

Espessura da parede [mm] 50 a 90

Tabela 5: Dimensões típicas das estruturas monopile [3].

Para fundear o pilar desta estrutura utiliza-se um mar-telo hidráulico de grandes dimensões. A sua ação defor-ma a superfície em que atua e não garante a verticali-dade do pilar dentro de uma margem necessária de 0.5º [3]. A solução para estes problemas passa pela utilização da peça intermédia, que tem como objetivo garantir uma superfície plana e horizontal, com uma flange onde se possa fixar a torre da turbina eólica. Além disso, este componente também é útil para suportar elementos secundários da estrutura, tais como escadas e plata-formas de trabalho, e conferir-lhe uma zona de desem-barque.

No entanto, é na união da peça intermédia ao pilar que está a zona mais frágil da estrutura monopile. A ligação destes componentes faz-se por enchimento do espaço entre os dois com uma argamassa especial que, devido às cargas dinâmicas constantes a que a estrutura está sujeita (provocadas pelo vento, ondas e marés) tem ten-dência a ruir. Para contornar este problema existem as seguintes soluções:

- Furar o solo em vez de recorrer ao martelo hidráulico para fundear o pilar, e fabricar toda a estrutura num úni-co componente – solução mais cara mas utilizada nas situações em que a dureza do solo não permita o uso do martelo;

- Fabricar o pilar em betão com o núcleo em betão arma-do pré-esforçado – solução ainda em fase de protótipo,

Vantagens Desvantagens

- Simples de projetar, fabricar e transportar devido à sua geometria tubular;

- O facto de já ter sido aplicada a várias turbinas condu-ziu ao melhoramento das técnicas utilizadas neste mo-delo. A documentação destes procedimentos faz com que atualmente sejam de fácil execução;

- Baixo custo.

- Com o tempo a argamassa desfaz-se; - A simplicidade da geometria leva à necessidade de grandes diâmetros para conferir estabilidade à estru-tura e torna-la menos flexível. Como consequência dos grandes diâmetros, a estrutura fica sujeita a maiores cargas hidrodinâmicas, afetando também a sua esta-bilidade;

- O martelo hidráulico é extremamente ruidoso e põe em questão a saúde dos seres marinhos;

- Apenas utilizada em águas pouco profundas.

Tabela 6: Vantagens e desvantagens da estrutura monopile [3].

no entanto também cara por envolver furação do solo;

- Fabricar a peça intermédia com a extremidade inferior cónica em vez de tubular, que resulta numa diminuição do risco de destruição da argamassa - solução mais cara que a convencional;

Para concluir a descrição da estrutura monopile, apre-sentam-se na Tabela 6 as vantagens e desvantagens relacionadas com a sua utilização em turbinas eólicas offshore.

[2.5.2. GBS (GRAVITY BASED STRUCTURE)]

A estrutura GBS (Gravity Based Strucuture), visível na Figura 30, é a segunda mais utili-zada no suporte de turbinas eólicas offshore

devido à sua simplicidade. Encontra-se maiorita-riamente em zonas de baixa profundidade (< 10 m) devido ao seu custo, geralmente proporcional ao quadrado da profundidade [3]. No entanto, também pode ser instalada na zona de transição do Oceano (< 60 m).

Este tipo de estrutura é composto por uma base e um veio em betão armado (o veio pode ser em aço). Pode ain-da existir um reforço da base, fundeado no solo, para au-mentar a estabilidade de todo o conjunto. O modelo GBS

30

2. ENERGIA EÓLICA

Figura 30: Estrutura GBS [2]. Figura 31: Modelo Strabag [1].

não necessita de fundações pois faz uso da sua elevada força de gravidade para vencer as forças hidrodinâmicas e provocadas pelo meio envolvente, fixando-se assim ao solo e dando à turbina a estabilidade que esta necessita. Na maioria das vezes o solo do Oceano tem de ser pre-parado para receber a estrutura e é necessário proteger a zona em torno da base da erosão.

O interior destas estruturas é oco e por isso, em deter-minados casos, são flutuantes. Nessas situações o trans-porte para alto mar é feito a reboque e são fabricadas em docas secas. Assim elimina-se a necessidade de içar a estrutura para a embarcação e a partir desta para a água. Uma vez no devido local do Oceano, o interior da estrutura é enchido com areia, cimento, pedras, etc., para aumentar a massa total do conjunto e criar assim a

elevada força de gravidade referida anteriormente. Este peso adicional pode representar 2/3 da massa da estru-tura.

A estrutura GBS mais comum apresenta uma base de geometria circular/cónica. Porém, existe o modelo Stra-bag (ver Figura 31) que tem uma base de geometria retangular (torna-o mais fácil de fabricar em betão ar-mado) e consegue transmitir ao solo as mesmas forças que a geometria circular. Na Tabela 7, a título de exemplo, apresentam-se as dimensões da estrutura GBS utilizada no parque eólico Thornton Bank, na Bélgica.

Por último, apresentam-se na Tabela 8 as vantagens e desvantagens da utilização da estrutura GBS em turbi-nas eólicas offshore.

Profundidade [m] 27.5 (23.5 acima da proteção contra erosão)

Altura [m] 44

Peso da estrutura [ton] 3000

Diâmetro na zona tubular [m] 9.1

Enchimento de areia [m3] 2000

Tabela 7: Dimensões das estruturas GBS existentes no parque éolico Thornton Bank, Bélgica [3].


- Não necessita de fundações nem peças de intermédias; - Pode ser transportada a reboque; - A construção em cimento tem elevada duração e baixa ma-nutenção;

- Pode-se instalar em águas de transição.

- Custo elevado para grandes profundidades; - Peso total da estrutura.

Tabela 8: Vantagens e desvantagens da estrutura GBS [3].

31

2. ENERGIA EÓLICA

[2.5.3. SFS (SPACE FRAME STRUCTURES)]

As SFS (Space Frame Structures) são o tipo de es-truturas fixas utilizadas nas zonas do Oceano de maior profundidade (até 60 m). A transmissão dos

esforços para o solo deste conjunto de configurações fa-z-se por intermédio de vários tubos, em vez de por um único elemento como nas estruturas apresentadas ante-riormente. Deste modo consegue-se reduzir o rácio mas-sa/rigidez e surge a necessidade de fundear a estrutura recorrendo a pilares de pequeno diâmetro. Como alter-nativa existem propostas para se fazerem as fundações utilizando um balde de sucção.

De um modo geral, as SFS dividem-se em dois grupos: multipod e jacket. De seguida descrevem-se duas confi-gurações multipod (tripod e tri-pile) e uma jacket.

Tripod

A estrutura tripod, visível na Figura 32, está projetada para zonas do Oceano com profundidades entre 20 e 50 m e, atualmente, apenas foi utilizada em três parques eó-licos offshore na Alemanha (Alpha Ventus, Borkum West 2 e Global Tech 1, de acordo com o mapa de parques eólicos offshore em [3]). É constituída por uma coluna central e três braços, na extremidade dos quais existe uma camisa com uma base plana para os pilares.

Os vários elementos desta estrutura são soldados ainda

Figura 32: Estrutura Tripod [2].

em terra e depois transportados numa embarcação. Uma vez no mar, um guindaste desce progressivamente a estrutura na água à medida que ROV’s (Remotely Operated Underwater Vehicles) ou mergulhadores a guiam para ficar na posição correta. Assim que chega ao solo, um martelo hidráulico fundeia os pilares pelo interior das respetivas camisas e o espaço entre os dois componentes é preenchido com argamassa. As dimensões das estruturas tripile instaladas no parque eólico Alpha Ventus, na Alemanha, são apresentadas na Tabela 9.

Por último, apresentam-se na Tabela 10 as vantagens e desvantagens deste tipo de estrutura.

Tri-pile

A SFS tri-pile, visível na Figura 33, pode ser vista como uma evolução da estrutura monopile. Porém, nesta configuração existem três pilares que parti-lham uma peça intermédia (totalmente acima do nível da água), criando assim uma estrutura mais rígida e estável, o que possibilita a instalação da turbina em águas mais profundas (≈ 40 m). Em contrapartida, o seu fabrico (especialmente da peça de transição) e montagem são mais comple-xos e requerem mais material e horas de trabalho.

A instalação de cada pilar faz-se com um martelo hidráulico como na estrutura monopile. No entanto, nesta configuração existe a dificuldade acrescida de colocar cada pilar na posição correta, de modo a que

Figura 33: Estrutura tri-pod [2].

32

2. ENERGIA EÓLICA

Profundidade [m] 30 a 45

Altura da estrutura [m] 45

Peso da estrutura [ton] (sem pilares) 710

Altura dos pilares [m] 25 a 45

Diâmetro dos pilares [m] 2 a 3

Profundidade dos pilares [m] 10 a 20

Tabela 9: Dimensões das estruturas tripod existentes no parque eólico Alpha Ventus, Alemanha [3].


- Estável; - Elevada rigidez.

- A principal ligação da estrutura é soldada e constitui portanto uma zona crítica;

- Grande área exposta às solicitações dinâmicas do meio ambiente.

Tabela 10: Vantagens e desvantanges da estrutura tripile [3].

posteriormente coincidam com a peça intermédia (para facilitar o posicionamento utiliza-se o sistema GPS). Uma vez instalados os pilares coloca-se a peça intermédia e, com um sistema de 3 cilindros hidráulicos por pilar desenvolvido pela Enerpac (ver Figura 34), faz-se o seu nivelamento. Para concluir preenche-se o espaço anelar entre a peça e os pilares com argamassa. Na Tabela 11 apresentam-se as dimensões típicas das estruturas tri-pile. Um exemplo de aplicação desta estrutura é o parque eólico BARD Offshore 1.

Jacket

O conceito da estrutura jacket, visível na Figura 35, tem grande influência das estruturas utilizadas na indústria petrolífera. Esta é composta por três/quatro

pernas principais e vários tubos de menor diâmetro soldados entre elas. Utiliza-se em zonas do Oceano com profundidades até 50 m, embora já existam projetos para locais com 70 m de profundidade.

Na extremidade superior desta configuração coloca--se uma peça intermédia que, ao contrário do que acontecia na estrutura monopile, não tem de fazer o nivelamento da turbina. A outra extremidade, em contacto com o solo, é fundeada com um pilar em cada perna da estrutura. Na Tabela 12 apresentam--se as dimensões típicas das estruturas jacket.

Figura 34: Sistema hidráulico de elevação sincronizada da Enerpac [39].

Figura 35: Estrutura jacket [2].

33

2. ENERGIA EÓLICA

Diâmetro dos pilares [m] 3

Comprimento dos pilares [m] 65 a 90

Peso dos pilares [m] 400


Peso da peça intermédia [ton] 490

Tabela 11: Dimensões típicas das estruturas tri-pod [3].

Tabela 12: Dimensões típicas das estruturas jacket [3].

Diâmetro dos tubos [m] 2

Altura da estrutura [m] 50 a 60

Peso da estrutura [ton] ≈ 500

Altura da peça intermédia [m] ≈ 10

Peso da peça intermédia [m] ≈ 150


Tabela 13: Vantagens e desvantagens da estrutura jacket [3].


- Elevadas profundidades; - Exige muita mão-de-obra;

- Elevada estabilidade; - Complicada de transportar;

- Leve e com construção eficiente. - O elevado número de soldaduras traduz-se em muitos pontos críticos da estrutura no que toca à fadiga.

A instalação deste tipo de estruturas pode-se fazer com colocação prévia ou posterior dos pilares. Neste último caso, tem de existir na extremidade inferior das pernas da estrutura uma camisa1 com uma base plana, na qual se insere cada um dos pilares com um martelo hidráulico. O espaço anelar entre os dois componentes é posteriormente preenchido com arga-massa. Já no caso da instalação prévia dos pilares, as camisas não são necessárias. Assim que fundeados na devida posição, a estrutura é colocada de modo a que os pilares assentem nas extremidades da base. Pos-

1 Camisa – Tubo metálico para guiar e acomodar o pilar.

Figura 36: Estrutura Jack-Up [1].

teriormente faz-se também o enchimento do espaço entre os dois componentes com argamassa.

Para concluir, apresentam-se na Tabela 13 um conjun-to de vantagens e desvantagens da estrutura jacket.

Jack-Up

Ainda em fase de protótipo (ver Figura 36), esta estrutura pensada para grandes profundidades assemelha-se bas-tante a uma plataforma marítima elevatória. O seu trans-porte para o local no mar é feito a reboque.

34

2. ENERGIA EÓLICA

[2.5.4. ESTRUTURAS FLUTUANTES]

O investimento em estruturas fixas para zonas offshore de elevada profundidade (> 60 m) é bas-tante elevado. Nesses casos pode ser economi-

camente vantajoso utilizar estruturas flutuantes como suporte das torres das turbinas eólicas. Além do fator económico, estas são mais flexíveis na sua construção e instalação, fáceis de desativar e fazem a transmissão dos esforços a que são sujeitas para a água, em vez de para o solo do mar que se encontra bem mais distante. A sua fixação ao solo é feita por amarras.

Em contrapartida, o projeto deste tipo de estruturas é mais complexo, sendo a minimização do impacto do ven-to e das ondas na sua estabilidade um dos aspetos a ter em conta. O projeto das infraestruturas elétricas e os cus-tos associados (do cabo flexível principalmente) também são um desafio, tal como a construção, instalação e pro-cedimentos de operação e manutenção.

Atualmente ainda não existe nenhum parque eólico offshore cujas estruturas de suporte das turbinas sejam deste tipo. Até à data apenas dois protótipos à escala real foram instalados e ligados à rede elétrica na Euro-pa: o Hywind, na Noruega, e o WindFloat, em Portugal. De seguida são apresentados os modelos de estrutura flutuante utilizados em cada um dos projetos referidos e também outros que se encontram em fase de estudo. Em [40] apresenta-se um resumo dos projetos de estruturas flutuantes existentes nos EUA, Europa e Japão.

Spar (Hywind)

A estrutura spar, representada na Figura 37, consiste num cilindro oco de grandes dimensões que flutua devido à grande quantidade de ar que tem no topo do seu inte-rior e se mantém vertical graças à existência de lastro no seu fundo. O cilindro transporta-se horizontalmente a reboque até ao seu local no mar, onde é depois ergui-do e enchido com lastro líquido. Posto isto, a turbina é instalada, posiciona-se a estrutura no local pretendido e as amarras são então ancoradas. Na Tabela 14 são apre-sentadas as dimensões principais da estrutura spar do projeto Hywind.

Comprimento submerso [m] 100

Diâmetro submerso [m] 8.3

Diâmetro ao nível da linha de água [m] 6

Peso do cilindro [ton] 1500

Peso da turbina + Peso do lastro [ton] 3800

Tabela 14: Dimensões da estrutura spar do Hywind [3].

Figura 37: Comparação entre a estrutura spar do Hywind e o navio U-48

da 2ª Guerra Mundial [3].

O principal aspeto positivo desta estrutura, quando com-parada com outros modelos flutuantes, é a sua pequena secção transversal ao nível da água, que faz com que esta seja menos sensível ao movimento das ondas. Em con-trapartida, o facto de esta balançar (por ação das ondas e do vento) é prejudicial para a produção de energia. No caso da estrutura do Hywind, verificaram-se no protótipo

35

2. ENERGIA EÓLICA

Figura 38: Constituição de uma amarração do Hywind [41].

instalado oscilações de 3º com durações entre 20 e 30 segundos (as estruturas fixas não oscilam e têm uma in-clinação com a vertical de 0.5º no máximo).

Para se fixar, a estrutura está ancorada com três amar-rações em catenária, dispostas a 120º umas das outras. Cada uma delas fixa-se à estrutura spar em dois pontos para impedir que entre em rotação [41]. Na Figura 38 está representada a constituição de uma das amarrações do Hywind, composta por correntes, cabos, um peso e uma âncora.

Semi-submersível (WindFloat)

A estrutura semi-submersível utilizada no projeto Win-dFloat (Figura 39) é constituída por três cilindros semi--submersos, de pequena dimensão, unidos de forma a

criar um triângulo. O interior de cada cilindro divide-se em dois compartimentos, sendo um deles para conter um lastro de água fixo e o outro um lastro variável. A variação do lastro em cada uma das colunas confere à turbina a estabilidade necessária para produzir energia. Este sistema é patenteado pela Principle Power.

O transporte deste sistema fez-se a reboque com a turbina já montada. Uma vez no seu local foi an-corada com cinco amarrações em catenária: três no cilindro da turbina e uma em cada um dos ou-tros cilindros (ver Figura 40). Cada uma destas é formada por componentes convencionais como correntes, cabos, uma âncora de arrasto, entre ou-tros [42]. Posto isto, na Tabela 15 são apresentados alguns dados relativos à estrutura do WindFloat.

Figura 40: Amarrações do WindFloat [42].Figura 39: Estrutura semi-submersível utilizada no WindFloat [43].

36

2. ENERGIA EÓLICA

Diâmetro dos cilindros [m] 8

Altura dos cilindros [m] 23.2

Altura submersa dos cilindros [m] 13.7

Peso da estrutura [ton] 1200

Peso da água de lastro [ton] 1300

Tabela 15: Dados da estrutura do WindFloat projetada para suportar uma turbina de 2MW [44].

Figura 43: Protótipo Blue H [40].

Figura 42: Estrutura TLP (Tension

Leg Platform) [2].

Uma outra plataforma semi-submersível, com uma confi-guração que se assemelha ao WindFloat mas onde a tur-bina está instalada no centro da estrutura, Figura 41, está a ser testada no Japão, mais concretamente em Fukushi-ma. Esta turbina, tal como o WindFloat, tem uma potência de 2MW.

Figura 41 - Estrutura sem-submersível instalada em Fukushima no

Japão [45].

TLP (Tension Leg Platform)

A configuração TLP (ver Figura 42) é composta por uma estrutura submersa e cabos que a ancoram ao solo. A estrutura aqui considerada é flutuante e portanto a sua força de impulsão excede o peso do conjunto. Como re-sultado as amarrações são tracionadas, fazendo com que a turbina permaneça estável. O facto de a estrutura es-tar submersa faz com que a sua secção transversal ao nível da água seja reduzida, tornando-a assim menos vulnerável às cargas provenientes das ondas. Até à data apenas um protótipo à escala 3:4 foi instalado na cos-ta italiana, o Blue H (Figura 43), para avaliar o impacto visual das turbinas eólicas offshore. Este foi descomis-sionado em 2009.

Sway

O protótipo Sway (visível nas Figuras 44 e 45), instalado na Noruega em Junho 2012 à escala 1:5, apresenta-se como uma evolução da estrutura spar. Uma das modificações feitas para este modelo foi o estreitamento do diâmetro do tubo (que resulta numa redução de peso e material) em detrimento de cabos tracionados em torno da estrutura (como acontece nos mastros), para compensar a rigidez perdida na redução diametral. Outro

37

2. ENERGIA EÓLICA

Figura 44: Protótipo sway instalado na Noruega à escala

1:5 [45].

Figura 45: Modelação gráfica do Sway [47].

[2.6. EMBARCAÇÕES DE APOIO]

A construção de um parque eólico offshore requer o uso de embarcações que permitam realizar as ati-vidades associadas a cada uma das suas diferen-

tes fases de vida: projeto, instalação, operação/manuten-ção e descomissionamento do parque. Dependendo da operação em questão, podem ser necessárias embarca-ções genéricas (utilizadas noutras indústrias) ou embar-cações especialmente desenvolvidas para este setor da indústria. De um modo geral, as embarcações de apoio aos parques eólicos offshore necessitam de capacidade para armazenar e transportar componentes de grandes dimensões, de elevar cargas pesadas até uma altura sig-nificativa, de se posicionarem e elevarem rapidamente no local da instalação e de operar continuamente numa vasta gama de profundezas, altura de ondas e correntes. Posto isto, faz-se de seguida uma breve descrição dos requisitos das embarcações em cada uma das fases de vida do parque eólico.

Fase de projeto

Na fase de projeto de um parque eólico offshore, as em-barcações utilizadas têm de proporcionar as condições necessárias para se fazerem avaliações do impacto am-biental e prospeções geofísicas e geotécnicas (incluindo análise da rota do cabo). Destas atividades, a prospeção geotécnica é a que mais necessidades tem pois requer uma superfície estável, a partir da qual se possam fazer furações para recolha de amostras do solo. Instalam-se então plataformas do tipo jack-up, como a da Figura 46, para realizar este tipo de tarefas. Estas são ainda apro-veitadas para instalar antenas meteorológicas.

Fase de instalação

Na fase de instalação de um parque eólico requer-se um conjunto de embarcações especiais, com destaque para as que são utilizadas nas tarefas de instalação das estruturas de suporte e das turbinas. Os principais aspetos a ter em consideração na seleção destas embarcações são o seu desempenho, custo, capacidade de elevação de cargas, precisão na elevação, dimensões, limitações meteorológicas e oceanográficas, riscos

aspeto modificado foi colocar a turbina em downwind. Isto permite que um conjunto de cabos que unem a turbina à estrutura estejam constantemente tracionados por ação do vento (assegurando estabilidade), e que o equipamento rode como um cata-vento,

posicionando-se sempre na melhor posição para funcionar. Assim sendo, neste modelo dispensa-se o yaw control.

A amarração do Sway consiste num único cabo, que se fixa ao solo por uma âncora de sucção. Este está sempre em tensão, como acontece nos cabos da estrutura TLP, e o seu comprimento pode variar entre 20 e 300 m [45].

38

2. ENERGIA EÓLICA

Figura 46: Plataforma jack-up utilizada em prospeções geotécnicas no estuário do rio Tamisa [48].

técnicos associados e disponibilidade comercial. Além destas, embarcações mais simples são também utilizadas para fazer o transporte de equipamento e mão-de-obra para o local.

A diversidade de embarcações, e suas variações, que já se utilizaram na instalação de estruturas e turbinas eóli-cas offshore é significativa. Face a isto, apresentam-se na Tabela 16 as mais utilizadas.

Adicionalmente às embarcações apresentadas importa realçar a importância da utilização de embarcações au-xiliares como os Wind Farm Service Vessel (WFSV) ou Crew Transfer Vessel (CTV) market. Estas embarcações têm como principais funções o transporte de passageiros e equipamentos até os parques offshore, exemplo Figura 47. São como tal extensivamente utilizadas no suporte à instalação, operação e manutenção dos parques de ener-gia renovável offshore. Atualmente estão em operação 270 embarcações deste tipo nos diferentes parques euro-peus, estando prevista a adição de 70 novas embarcações ao número de embarcações já existente até ao final de 2014, sendo portanto notório o crescimento e a procura deste tipo de embarcações [51].

Estas embarcações são usualmente catamarãs em alu-mínio com capacidade para acomodar até 12 passageiros e aproximadamente 10t de carga. Circulam com veloci-dades compreendidas entre os 15 e os 25 nós, podendo atingir velocidades máximas de 30 nós. Face ao referi-do crescimento da demanda deste tipo de embarcações, existem registos de que durante a fase de instalação do London Array Phase 1 poderão estar 35 embarcações a operar num determinado instante . Espera-se ainda que num futuro muito próximo ocorram modificações Figura 47 - Ellida Array construído para o London Array Phase 1 [51]

a nível da regulação e operação deste tipo de embarca-ções, como por exemplo o aumento da sua capacidade de transporte acima dos 12 passageiros [51].

Por fim, importa realçar que a perceção da carência de embarcações capazes de proceder aos trabalhos de instalação do Round 3 no Reino Unido e os projetos de energia eólica offshore na Alemanha levou a uma onda de comissionamentos para novas construções. As es-pecificações para estas embarcações serão função da quantidade de turbinas e fundações, a profundidade e as condições atmosférica dos locais de instalação [2].

Fase de operação/manutenção

Durante o período em que o parque eólico está em funcionamento também são necessárias embarcações

39

2. ENERGIA EÓLICA

Tabela 16: Tipos de embarcação utilizados na instalação de turbinas offshore (adaptado de [2] e [49]).

Jack-Up vessel – Excalibur da Fugro Seacore (1978)

•Capacidade de elevação [ton]: 220•Porte do convés [ton]: 1352•Área do convés [m2]: não disponível•Comprimento [m]: 60•Largura [m]: 32•Calado [m]: 2.55•Propulsão: não tem•Profundidade máxima [m]: 40

- Permitem desempenhar quase todas as tarefas necessárias para a construção de um parque eólico, o que faz destas a melhor solução para a construção de um parque eólico offshore;

- Elevada estabilidade por não ser afetada pelas ondas, permite realizar operações como onshore;

- Ideais para instalar as nacelles e as pás das turbinas; - Podem ser utilizadas tanto em águas de baixa como de elevada profundidade;

Leg-Stabilised crane vessel - Sea Power da A2Sea (2002)

•Capacidade de elevação [ton]: 400•Porte do convés [ton]: 2386•Área do convés [m2]: 1020•Comprimento [m]: 91.76•Largura [m]: 21.6•Calado [m]: 4.25•Propulsão: 2 x 1200 kW•Profundidade máxima [m]: 24

- Surgiram a partir de alterações tecnológicas a navios normais, pelo que são uma solução de baixo investimento;

- O facto de derivarem de navios significa que têm cascos com boas caraterísticas hidrodi-nâmicas e que se podem deslocar rápida e economicamente;

- Apenas para instalação de turbinas em águas de baixa profundidade (até 24 m); - Estabilidade afetada pela ondulação;

DP2 Heavy lift cargo vessel – Jumbo Javelin da Jumbo Shipping (2004)

•Capacidade de elevação [ton]: 1800•Porte bruto [ton]: 12870•Área do convés [m2]: 3100•Comprimento [m]: 144.21•Largura [m]: 26.8•Calado [m]: 7.5 (sem carga) / 8.21•Propulsão: 2 x 4320 kW•Profundidade [m]: 24

- Permite o transporte de cargas em curtos espaços de tempo e de modo económico; - Equipados com gruas de grande capacidade; - Conseguem mover cargas entre embarcações, pelo que podem ter um papel importante no futuro no transporte de cargas para alto mar em curtos espaços de tempo;

- Não é suficientemente estável para fazer a instalação das turbinas pois é afetado pelas ondas;

- Capacidade de armazenamento reduzida;

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2. ENERGIA EÓLICA

Semi-submersible heavy lift vessel – Thialft da Heerema Marine Contractors (1985)

•Capacidade de elevação [ton]: 14200•Porte bruto [ton]: 136709 (12000 convés)•Área do convés [m2]: 800•Comprimento [m]: 201.6•Largura [m]: 88.4•Calado [m]: 11.8 – 31.6•Propulsão: 6 x 5500 kW•Profundidade [m]: 50

- Embarcação desenvolvida para fazer a instalação de módulos das plataformas petrolíferas offshore em condições adversas;

- Utiliza lastro de água para aumentar o seu peso, diminuindo assim o balanço e eliminando o efeito das ondas na embarcação;

- A embarcação é imóvel na água; - Custos de operação e aluguer bastante superiores às outras embarcações (pode chegar até 1 M €/dia) [50]

Shearleg cranebarge – Rambiz 3000 da Scaldis (1996)

•Capacidade de elevação [ton]: 3300•Porte bruto [ton]: 7547•Área do convés [m2]: 1500•Comprimento [m]: 85•Largura [m]: 44•Calado [m]: 2.8 nas travessias; 3.6 - 5.6 quando em operação•Propulsão: 4 x 750 hp•Profundidade [m]: -

- É uma configuração de uma barcaça para elevação e transporte de cargas muito elevadas; - Projetada para operar maioritariamente em águas protegidas;

Floating dumb barge with crane – Haven Seaforth da Red7Marine

•Capacidade de elevação [ton]: -•Porte do convés [ton]: 691•Área do convés [m2]: 538•Comprimento [m]: 30•Largura [m]: 19•Calado [m]: 0.71 – 2.3•Propulsão: -•Comprimento das pernas [m]: 25

- Embarcação mais económica, constituída por uma barcaça suportando uma grua para operar onshore;

- Instáveis e como tal não são utilizadas como embarcação principal para construção de um parque eólico offshore. Desempenham funções auxiliares, tais como, transporte de componentes;

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2. ENERGIA EÓLICA

equipadas com gruas para desempenhar ações de reparação e manutenção nas turbinas. Estas são no entanto de muito menores dimensões e capacidades do que as utilizadas na fase de construção do parque. Além destas, embarcações com capacidade para transportar até 12 passageiros são normalmente utilizadas.

Fase de descomissionamento

Nos procedimentos de desativação do parque eólico utili-zam-se embarcações similares às mencionadas para os processos de instalação [2].

42

3. ENERGIA DAS MARÉS E CORRENTES OCEÂNICAS

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3.ENERGIA DAS ONDAS

A quantidade de energia armazenada numa onda depende da sua ampli-tude e período. Enquanto as ondas

se propagam em águas profundas a ener-gia que transportam praticamente não se dissipa. Apenas perto da costa, em zonas de profundidade inferior a 50 m, é que a perda de energia (por atrito com o fundo do oceano) passa a ser significativa mas, é principalmente na zona de rebentação que a libertação de energia é maior. Assim sendo, deve-se fazer a captação da ener-gia das ondas em alto mar. Há no entanto que evitar as zonas onde estas são gera-das porque, devido à sobreposição de uma gama muito larga em frequência e direção de componentes, a superfície do mar apre-senta-se muito irregular. Locais em que a superfície do oceano apresente uma forma mais regular e se reconheçam facilmente ondas individuais, são então tipicamente os indicados para a captação da energia aqui em questão.

A densidade energética deste recurso é representada como a potência gerada por cada metro de crista de onda (kW/m). Zo-nas com médias anuais entre 40 e 70 kW/m consideram-se boas para aproveitamento da energia das ondas, situação verificada nas latitudes entre 40 e 60 graus de ambos os hemisférios [1]. No entanto, locais com grande potencial energético são também tipicamente sujeitos a tempestades com grande potencial destrutivo, pelo que isto deve ser tido na escolha do melhor local para instalação.

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[3.1.INVESTIGAÇÃO E


Apesar dos primeiros estudos em energia das on-das serem relativamente longínquos em termos temporais, este tipo de aproveitamento não possui

uma representação comercial expressiva.

Deste modo, numa fase em que ainda não existe uma tec-nologia de aproveitamento que é claramente mais com-petitiva que as outras a I&D deve desempenhar um papel fundamental para a convergência das principais soluções tecnológicas e para que o nível comercialização desejado seja atingido.

A investigação e desenvolvimento de um sistema de energia das ondas começa com um conjunto de códigos numéricos que permitem o desenvolvimento de estudos fiáveis com baixo custo relativo. Estes códigos são basea-dos na teoria das ondas e na sua interação com estrutu-ras flutuantes ou fixas, deste modo, resolvem o problema da difração e radiação para corpos oscilantes em intera-ção com as ondas.

O WAMIT [52], o Aquadyn [53], o SeaFEM [54], o Ansys Aqwa [55], o Ansys Fluent [56], e o Sesam HydroD Wadam [57] são exemplos de códigos utilizados no cálculo hidrodinâmico da interação entre escoamentos e corpos. A sua utiliza-ção depende da sua aplicabilidade ao caso de estudo. A simulação das amarrações envolve geralmente a utiliza-ção de softwares complementares como o OrcaFlex [58] ou o Sesam DeepC Mimosa [59].

Para uma melhor identificação do que é a análise numé-rica de dispositivos de energia das ondas vamos mostrar um exemplo utilizando o Ansys AQWA Diffraction para si-mular um dispositivo de conversão de energia das ondas. Esta ferramenta implementa um método de elementos de fronteira (BEM – Boundary Element Method) e permite a modelação numérica no domínio da frequência e consi-derando ondas e movimentos no regime linear. O domínio de aplicabilidade do AQWA Diffraction está condicionado aos corpos sujeitos a ondas harmónicas e cujo compor-tamento hidrodinâmico se carateriza pela existência de um efeito dominante de escoamento potencial, i.e. irro-tacional, invíscido, e, neste caso, incompressível. Tipica-mente os resultados são bons (ou aceitáveis) para corpos que não são esbeltos e para estados de mar com energia moderada [60]. Para um corpo ser esbelto, tipicamente de-ve-se ter D/λ > 0.2 e em consideração também o número de Keulegen-Carpenter [61], onde D representa o diâmetro caraterístico e λ o comprimento de onda. O que é energia moderada tem naturalmente uma interpretação difusa, mas tipicamente o vento força 5 na escala de Beaufort

(Figura 48) corresponde a altura significativa 2-3 m e re-cebe essa classificação, também o será 2-4 m na escala de Douglas.

Na Figura 49 apresenta-se esquematicamente um dispo-sitivo do tipo B-OF (classificação adotada em [58] para dis-positivos oscilantes em forma de pá) e na Figura 50 está um exemplo típico da discretização de ¼ da superfície molhada (simetria no plano xoy que define a superfície livre média). Os painéis são representados no referencial do corpo, que neste caso foi escolhido de tal forma que o eixo dos yy contém o eixo de rotação em cabeceio (o único movimento que lhe é permitido). Deve efetuar-se uma análise de convergência recorrendo a diferentes dis-cretizações da superfície molhada (obras vivas). Este dis-positivo possui arestas que aumentam a probabilidade de existir libertação de vórtices e fenómenos de vibração as-sociados, sendo que uma verificação mais detalhada des-sas situações teria de ser efetuada com outros modelos numéricos ou mesmo com recurso à modelação física. No caso de estudos preliminares deve no mínimo calcu-lar-se o número de Keulegan-Carpenter e utilizá-lo para determinar estimativas dos coeficientes de arrasto. Estas situações são discutidas em [60]. Na Figura 51 encontra--se o dispositivo tal como representado no ambiente de supervisão gráfica do AQWA, já texturizado em função de valores da pressão dinâmica, bem como os coeficientes de amortecimento e massa adicionada para o movimento de cabeceio.

Na Figura 52 pode visualizar-se a amplitude da res-posta em cabeceio do sistema, por unidade de am-plitude de onda, quando sujeito a ondas harmónicas (conhecido na literatura por RAO – Response Ampli-tude Operator). Verifica-se que, na gama de períodos característicos dos estados de mar, este dispositivo não apresenta qualquer efeito de ressonância dos movimentos.

Na Figura 53 encontram-se curvas de nível corres-pondentes à probabilidade de ocorrência de estados de mar ao largo de Lisboa. Este resulta de valores totais correspondentes a vários anos completos de medições e portanto não permite detalhar a sazona-lidade, a ocorrência de múltiplos picos espectrais, etc, nem tão pouco as correntes (por efeitos locais de maré, térmicos ou globais) que existem ao longo da costa (e.g. agueiros) e que também devem ser consideradas num estudo detalhado deste tipo de dispositivo. Aliás, alguns destes fenómenos, e.g. as correntes, para alguns dispositivos de aproveita-mento poderão sofrer uma influência significativa dos dispositivos, originando alterações na morfolo-gia costeira. O diagrama de ocorrência dos estados de mar, juntamente com uma descrição espectral do estado de mar e a função de transferência do dispo-sitivo, por via da transformada inversa de Fourier,

45


Figura 48: Escala de Beaufort [63].

Figura 50: Painéis típicos para ¼ das obras vivas do

corpo superior para o método BEM. Painéis de menor

dimensão próximo da superfície livre, onde é maior o

gradiente de pressões.

Figura 49: Conversor do tipo B-OF. [60]

permitem estimar, e.g., a potência média anual que o dispositivo produz em regime linear.

Aplicando a inversa da transformada rápida de Fourier ao vetor das amplitudes complexas de resposta e assumindo uma fase aleatória para as diferentes componentes de onda do estado de mar é possível obter-se um registo

46


Figura 51: Imagem recolhida no ambiente gráfico do AQWA, onde é possível aceder a coeficientes hidrodinâmicos e pressões (onda incidente,

difratada, radiada e variação de hidrostática).

Figura 52: Módulo da função de transferência do movimento de cabeceio

em torno da charneira, para BPTO = 107 Nms.

Figura 53: Linhas de nível da probabilidade de ocorrência de estados de

mar para a zona ao largo de Lisboa (scatter).

temporal da velocidade imposta à tomada de potência e, assim, estimar-se a potência instantânea, bem como ao cálculo de qualquer outra estatística de interesse.

Considerando um valor constante de amortecimento, BPTO, no sistema de extração de energia (Power Take-Off - PTO), tem-se:

P t( ) = BPTO !θ 2 t( )

47


O procedimento de otimização da tomada de potência de um dispositivo, consiste, na sua forma mais simples, em procurar o amortecimento que maximiza a potência média anual. Em alternativa é ainda frequentemente su-gerido que se proceda da mesma forma cada estado de mar. A otimização onda-a-onda é um assunto de pesqui-sa e, na opinião do autor, sê-lo-á por bastante tempo (ne-cessita continuamente de controlo ativo). Normalmente, para estudos preliminares, não se aborda como é que o dispositivo ajusta o amortecimento na prática, podendo de facto resultar numa situação fisicamente impossível ou em que o balanço de potência utilizável apresenta saldo insuficientemente favorável. Outras otimizações possíveis incluem a alteração da geometria, massa, etc. Neste estudo representativo não se efetua qualquer oti-mização e a matriz de potência resultante, para um BPTO = 107 N.s/m, pode ser apresentada na forma gráfica da Figura 54 (assumiu-se o espetro JONSWAP com γ = 3.3, ondas perpendiculares ao dispositivo e com ângulos de fase com distribuição U~ [0, 2π[). Para se determinar a potência média anual assume-se que cada estado de mar é uma realização independente (estatisticamente) e por-tanto o seu valor resulta do somatório de todas as entra-das da matriz produto de Hadamard (elemento a elemen-to) entre a matriz de probabilidade e a matriz de potência média. Segundo[60] definiu-se como 10% a dissipação de energia entre alto mar e costa Alerta-se também para o facto que uma análise em mais pormenor iria necessitar claramente de uma melhor caraterização dos estados de mar junto ao local de instalação do dispositivo (utilizan-do modelos de raios inverso ou SWAN), ou em alternativa bóias ou outro equipamento ondógrafo nos locais propos-tos para testes. Só assim se incluiriam os efeitos dissipa-tivos e de transformação das ondas junto à costa [64].

A potência média anual para o dispositivo representativo cifra-se em 233.74 kW e resultaria numa energia carate-rística anual (ver [60]) de 0.54 kWh/kg, portanto inferior aos 1.2 kWh/kg que se atinge para o amortecimento ótimo em cada estado de mar (tal como seria esperado).

Dispositivos de conversão de energia das ondas que se-jam múltiplos corpos com constrangimentos mecânicos entre si (além da interação hidrodinâmica) requerem al-guma atenção específica na fase de cálculo de movimen-tos e, dependendo da proximidade entre corpos, também na dimensão dos painéis nas superfícies que delimitam zonas intersticiais.

Tome-se por exemplo o F-2HB (classificação adotada em [60] que é constituído por dois corpos concêntricos extre-mamente próximos e onde só é permitido o movimento relativo de arfagem. Neste caso é necessário modelar duas geometrias (12 graus de liberdade) e incluir o cons-trangimento por via da matriz de rigidez de acoplamento que obriga o movimento solidário em todas as restantes direções. Para tal deve-se escolher criteriosamente os referenciais locais de cada corpo (neste caso a origem pode coincidir com a interseção entre o eixo de simetria e a linha de água) para que o acoplamento seja descrito de forma simples. Note-se na Figura 55 a discretização com painéis mais pequenos junto da superfície livre e nas superfícies adjacentes ao interstício. O restante procedi-mento é absolutamente idêntico.

Tal como nos sistemas eólicos, também nos sistemas que interagem com as ondas o recurso ao teste labo-ratorial deve ser considerado. A validação dos resul-tados numéricos é geralmente conseguida através da utilização de tanques de ondas ou canais de geração de ondas.

Figura 54: Potência média para a zona costeira de Lisboa, mantendo BPTO = 107 Nms.

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Atualmente é comum encontrar tanques de teste que combinam a geração de ondas irregulares multidire-cionais com a geração de correntes, tais exemplos podem ser encontrados no Marintek, Universidade de Plymouth, NTNU, Marin ou na Universidade de Edim-burgo (este ainda em construção mas com a particu-laridade de ser circular [65]).

Em Portugal, apenas no IMAR é possível aceder a uma instalação semelhante, no entanto trata-se de um ca-nal de ondas muito mais simples e de dimensões re-duzidas que não gera ondas multidirecionais.

A simulação laboratorial de ondas multidirecionais é apenas acessível no IST e na FEUP.

A simulação laboratorial de ondas nestas instalações laboratoriais é conseguida por utilização de geradores de ondas colocados no perímetro da instalação. Estes

Figura 55: Discretização de ¼ das obras vivas por

painéis quadriláteros para aplicação do método

BEM.

Figura 56: Tanque de ondas multi-direccionais FEUP [66].

Ao longo dos anos desenvolveu-se uma grande varieda-de de conceitos para aproveitamento da energia das on-das. Estes são por norma classificados de acordo com a sua localização, orientação/dimensões relativamente às ondas ou princípio de funcionamento. Para uma melhor compreensão, de seguida descrevem-se as diferentes ca-tegorias de classificação.

Classificação quanto à localização

A classificação dos sistemas para aproveitamento da energia das ondas quanto à localização faz-se tendo em conta a sua distância à costa. Estes podem então ser denominados costeiros, de utilização perto da costa ou offshore (Figura 57) [67]:

• Costeiros: podem ser colocados em águas rasas (< 10 m de profundidade), integrados em quebra-mares e barra-gens ou fixos a penhascos. A sua principal vantagem é a boa acessibilidade, que facilita as operações de ins-talação e manutenção. O facto de não necessitarem de amarrações nem de longos cabos para se conectarem à rede elétrica é também um aspeto a seu favor. No en-tanto, como já referido, as ondas nas zonas costeiras têm pouca energia acumulada. Além disso, há um défice de locais apropriados para a sua instalação e o facto de modificarem a costa pode ter impactos ambientais [67].

[3.2. SISTEMAS DE APROVEITAMENTO DE

ENERGIA]

geradores consistem geralmente em batedores dimensionados com base na teoria linear para a geração de ondas através de atuação eletromecânica, pneumática hidráulica ou combinada. O sistema de controlo que permite a movimentação dos batedores gerar ondas com a frequência e o período pretendidos.

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Figura 57: Possíveis localizações dos sistemas para aproveitamento da energia das ondas [67].

• Utilização perto da costa: instalados até algumas cen-tenas de metros da costa, em zonas com 10 a 40 m de profundidade. Normalmente apoiam-se no solo (evitan-do amarrações), o que requer que a estrutura resista aos esforços provocados pela passagem das ondas. Al-ternativamente a sua estrutura pode ser flutuante [67].

• Offshore: instalados bastante afastados da costa, em zonas com mais de 40 m de profundidade. Podem ser flutuantes ou submersíveis e fixam-se ao solo por amarrações. Pelo facto de estarem em alto mar, as ondas a que estão expostos contêm grandes quantida-des de energia. No entanto, as mesmas quantidades de energia põem em questão a segurança e sobrevivência do sistema e exigem que as amarrações suportem ele-vados esforços. Além disso, a sua localização dificulta e encarece os procedimentos de manutenção e obriga à utilização de longos cabos para o transporte de energia para a rede elétrica [67].

Classificação quanto à orientação/dimensões relativa-mente às ondas

Quanto à orientação/dimensões relativamente às ondas dos sistemas em questão, estes podem-se classificar como absorvedores pontuais, atenuadores ou terminado-res (Figura 58) [67]:

• Absorvedores pontuais: caraterizam-se por serem objetos, de diâmetro pequeno quando comparado

ao comprimento das ondas e axissimétricos (na maior parte dos casos). A sua forma permite captar a energia das ondas provenientes de todas as direções, ao contrário do que acontece com os outros tipos de sistemas. Para gerar energia elétrica tira-se proveito do movimento oscilatório das ondas para acionar um dispositivo linear ou rotativo.

• Atenuadores: são estruturas longas em comparação com o comprimento das ondas, e posicionam-se com a sua maior dimensão em linha com o sentido de pro-pagação destas. São constituídos por um conjunto de corpos cilíndricos unidos com ligações articuladas fle-xíveis, que permitem que cada um rode em relação aos outros.

• Terminadores: são também estruturas longas como os atenuadores. No entanto, estes são posicionados per-pendicularmente ao sentido de propagação das ondas, de modo a que o seu efeito de radiação seja no senti-do da propagação das ondas tirando assim proveito da energia que transportam.

Classificação quanto ao princípio de funcionamento

Do ponto de vista do princípio de funcionamento, os sis-temas de aproveitamento da energia das ondas podem tirar proveito de diferenças de pressão, ser de flutuação, de galgamento ou oscilatórios. Cada uma destas catego-rias é de seguida descrita [67].

Figura 58: Classificação dos sistemas de aproveitamento da energia das ondas segundo a orientação/dimensões relativamente

às ondas: (a) absorvedor pontual OPT, (b) atenuador Pelamis, e (C) terminador Wave Dragon [67].

50


• Diferenças de pressão: dividem-se naqueles que funcio-nam segundo o princípio de Arquimedes e nos de coluna de água oscilante. No caso dos primeiros, trata-se de um absorvedor pontual submerso que utiliza a diferença de pressões que atua sobre si, gerada entre a amplitude máxima e mínima das ondas. Quando a crista da onda está sobre o dispositivo, um volume de ar no seu interior é comprimido pelo aumento da pressão hidrostática e o sistema move-se descendentemente. Quando é a cava da onda que está sobre o dispositivo dá-se o fenómeno inverso. Assim sendo, o equipamento descreve um mo-vimento linear, a partir do qual se produz energia. Este normalmente é instalado perto da costa e fixo ao fundo do oceano.

Por sua vez, os sistemas de coluna de água oscilante ins-talam-se maioritariamente na costa. Este tipo de dispo-sitivo trata-se de uma câmara semissubmersa com uma abertura na parte inferior. No seu interior, as ondas pro-vocam oscilações do nível da água que por sua vez causa oscilações de pressão de um volume de ar acima desta. O fluxo de ar criado aciona uma turbina (que gira sempre na mesma direção) para produzir a energia.

• Flutuantes: baseiam-se em corpos flutuantes movidos por ação das ondas. A oscilação pode ser aproveitada vertical ou horizontalmente, por rotação ou uma

combinação destes. Além disso, o movimento que é aproveitado pode ser entre o corpo flutuante e , dois ou mais corpos.

• Sistemas de galgamento: são estruturas onde as ondas no embate aumentam a sua energia potencial, cinética ou ambas, por serem conduzidas até um reservatório colocado num nível superior ao da água do mar. A ener-gia é produzida na devolução da água ao mar, utilizando a diferença de nível entre este e o reservatório, através de turbinas de baixa queda. Tanto pode ser assente na costa como estar distante desta, sendo que neste último caso se trata de uma estrutura flutuante.

• Sistemas oscilatórios de avanço: são estruturas arti-culadas ou flexíveis colocadas perpendicularmente à direção de propagação das ondas. Deste modo, há um elemento que se move para trás e para a frente devido ao impacto das ondas.

Tendo em conta as classificações apresentadas, conclui--se que existe uma grande variedade de sistemas para aproveitar a energia das ondas. De modo a facilitar a compreensão de cada um destes conceitos, apresentam--se na Tabela 17 alguns protótipos existentes, carateriza-dos segundo as classificações apresentadas.

Tabela 17: Caraterização de alguns sistemas para aproveitamento da energia das ondas segundo as classificações apresentadas (adaptado de [67]).

Princípio de funcionamento

Diferencial de pressão Estrutura flutuante Galgamento Oscilatórios

Coluna de água oscilante

Princípio de Arqui-medes

Estrutura múltipla

Estrutura simples

Localização Costeiro Pico Plant (PT)

SSG WAVEenergy (NO)

Perto da costa

OceanlixEnergetech (AU)

CETO IIIREH (UK)

WaveStarWave Star (DK)

SeareaserEcotricity (UK)

WaveplaneWaveplane (DK)

OyesterAquamarine (UK)

Offshore OE BuoyOcean Energy (IRL)

AWSAWS Ocean (UK)

PelamisPWP (UK)

PowerBuoy

OPT (USA) Wave DragonWave Dragon (DK)

LangleeLWP (NO)

- Absorvedor pontual - Atenuador - Terminador

51


O S3, da SBM, é um conceito que merece ser destacado por ser diferente de todos os sitemas de conversão de energia das ondas convencionais: não tem partes mó-veis e como tal, não requer a manutenção destas. Este é contituído por um elastômero que acomoda vários polímeros eletroativos, pelo que é totalmente flexível, não poluente e o seu funcionamento é silencioso. O S3 é instalado à superfície da água ou debaixo desta (ver Figura 59), e a partir dos polímeros eletroativos con-verte a deformação provocada pelas ondas diretamente em energia elétrica. Até à data a SBM já realizou testes do seu dispositivo em tanques de teste e prevê-se que em 2014/2015 seja instalado um protótipo à escala real no centro de testes SEMREV, em França. Mais informa-ções podem ser encontradas em [68]. Um outro sistema que faz uso de polímeros eletroativos é o da Figura 60, desenvolvido pela Bosch [69]. O projeto Polywec [70] deve também ser referido neste contexto. Este projeto pro-cura também encontrar novas formas e conceitos para explorar a utilização de polímeros eletroativos para a conversão de energia das ondas.

Atualmente existem 157 sistemas para aproveita-mento da energia das ondas reconhecidos pela EMEC (European Marine Equipment Council) [67]. Alguns des-tes conceitos são mais avançados em termos tecno-lógicos e desenvolvidos que outros. No entanto, todos eles estão numa fase de evolução que ainda não lhes permite competir com outras energias renováveis (como a solar onshore e eólica) nem com as ener-gias fósseis. Alguns dos protótipos apresentados na Tabela 17 foram desenvolvidos à verdadeira escala e testados em condições marítimas reais. No entanto, ainda se encontra em construção o primeiro parque marítimo para aproveitamento da energia das ondas, na Escócia, onde serão instalados 14 Pelamis para produzir 10 MW [72]. Figura 59: Posicionamento do S3, da SBM, à superfície e

debaixo dela [71].

Figura 60: Dispositivo da Bosch para aproveitamento da energia das on-

das com polímeros eletroativos [69].

[3.3. SISTEMAS DE CONVERSÃO E


A energia das ondas desde que é captada (pneumática, hidráulica ou mecanicamente) até se encontrar sob a forma elétrica com o sinal adequado para ser

injetada na rede tem de passar por 3 fases de conversão, tal como ilustra a Figura 61. Numa fase primária tem de se converter o movimento das ondas no movimento de um corpo ou num fluxo de ar/água que atravesse um sistema pneumático, hidráulico ou mecânico. Depois, na fase secundária, a energia gerada na etapa anterior tem de ser convertida em eletricidade. Por último, a conversão terciária corresponde às transformações feitas ao sinal da energia elétrica produzida para que este cumpra os requisitos da rede. Alternativamente às

duas primeiras fases de conversão, pode-se transformar diretamente o movimento das ondas em energia elétrica com um gerador linear.

Posto isto, nesta secção do relatório aborda-se cada uma das fases de conversão de energia e também as alternati-vas que existem para fazer a sua transmissão até à rede.

[3.3.1. FASE DE CONVERSÃO PRIMÁRIA]

Na primeira fase de conversão de energia de um sistema de aproveitamento energético das ondas, o objetivo é transformar a baixa frequência do mo-

vimento oscilatório das ondas (≈ 0.1 Hz) num movimento mecânico (caso da conversão direta) ou de um fluido mais rápido [67]. Para isso podem-se utilizar estruturas fixas ou

52


Figura 61: Fases de conversão de energia no aproveitamento energético das ondas [67].

[3.3.2. FASE DE CONVERSÃO SECUNDÁRIA]

O movimento do fluido gerado na fase descrita an-teriormente é transformado em energia elétrica na fase de conversão secundária. Para atingir

este fim, uma das soluções é utilizar turbinas de ar (e.g., sistemas de coluna de água oscilante) ou hidráu-licas (e.g., sistemas de galgamento ou oscilatórios) di-retamente acopladas a geradores elétricos. No caso das turbinas de ar, existe um sistema que retifica o fluxo de ar que atua sobre as pás. Deste modo, quer o ar esteja a ser expulso ou admitido para o interior da câmara do sistema de coluna de água oscilante, as pás giram sem-pre no mesmo sentido e produz-se mais energia. Rela-tivamente às turbinas hidráulicas utilizadas, é de referir que normalmente são de baixa queda (< 10 m) [67]. De seguida, apresentam-se na Tabela 18 as turbinas de ar e hidráulicas mais utilizadas em sistemas de aproveita-mento energético das ondas.

O uso de cilindros pneumáticos de elevada pressão ou óleo-hidráulicos é outro método de fazer a conversão de energia na fase secundária (Figura 62). Estes são geralmente utilizados em sistemas com corpos oscila-tórios lentos (em translação ou rotação), como são os casos do Aquaboy, Pelamis ou o PowerBuoy. O movi-mento dos corpos é convertido em energia hidráulica

flutuantes para tirar proveito do movimento horizontal das ondas, estruturas semissubmersíveis para explorar a oscilação das ondas ou então, sistemas submersos para tirar proveito das variações de pressão provocada pelas ondas abaixo da superfície da água.

Figura 62: Conversão da energia das ondas em elétrica por intermédio de

um cilindro hidráulico [67].

por um ou vários cilindros hidráulicos. Por sua vez, a energia hidráulica é convertida em elétrica por um ge-rador elétrico acionado por um motor hidráulico. Entre a produção e o consumo da energia hidráulica pode existir um acumulador que armazena energia durante alguns períodos de ondas. Deste modo, consegue-se fornecer ao motor hidráulico um caudal constante para gerar energia elétrica regular.

Para fazer a conversão da energia mecânica em elétrica os geradores utilizados podem ser síncronos, de indu-ção ou lineares. Uma vez que estes últimos só se usam na conversão direta de energia, apenas serão abordados mais à frente. Assim sendo, na fase de conversão secun-dária dos sistemas para aproveitamento da energia das ondas, os geradores utilizados podem ser de indução

53


Tabela 18: Turbinas de ar e hidráulicas de sistemas de aproveitamento energético das ondas (adaptado de [67] e [73]).

Turbinas de ar

Turbina de Wells - Turbina mais comum em sistemas de coluna de água oscilante;

- Inclui retificação do fluxo axial de ar;

- Funciona com elevada velocidade de rotação apenas para baixas veloci-

dades do fluxo de ar. Tem boa eficiência máxima (0.7 – 0.8);

- Binário reduzido (ou até mesmo negativo) para baixas velocidades do

fluxo de ar, ruidosa, dimensões demasiado grandes para a sua potência

e perda de potência quando sujeita a grandes velocidades do fluxo de ar,

por efeitos aerodinâmicos;

- Existem diversas versões: rotor simples com palhetas guias, com va-

riação passiva do ângulo das pás, de rotor duplo com palhetas guias,

entre outras.

Turbina de Denniss-Auld - Modelo desenvolvido para o sistema de coluna de água oscilante Ocean-

linx, bastante similar a uma turbina de Wells com variação do ângulo

das pás;

- Inclui retificação do fluxo axial de ar;

- As pás estão paralelas à direção axial do fluxo em vez de tangencialmen-

te, como na turbina de Wells ou de impulso;

- Maior variação do ângulo de rotação das pás do que a turbina de Wells,

portanto mais rígida e eficiente.

Turbina de impulso - Inclui retificação do fluxo axial de ar;

- Tal como para a turbina de Wells, existem diversas versões: com con-

trolo passivo/ativo das palhetas guias, de palhetas fixas, entre outras.

- Funciona numa gama mais ampla de velocidades do fluxo de ar e é me-

nos ruidosa que a turbina de Wells. Em contrapartida, a sua eficiência

apenas chega a 0.5-0.6 [74].

Turbina KymanAIR [74] - Extremamente compacta axialmente, mecanicamente simples e fiável;

- É auto-retificadora, funciona a velocidades de rotação moderadas (infe-

rior a 1000 rpm na maioria dos casos) e faz pouco ruido;

- Turbina com maior eficiência que se conhece – 0.8;

- Opera numa grande gama de velocidades do fluxo de ar;

Turbinas

hidráulicas

Turbina de reação - As turbinas Kaplan são as mais adequadas para aproveita-

mento da energia dos oceanos. Estas têm elevada eficiência

em aplicações de baixa queda (até 0.9);

- As tubagens de descarga do fluido de trabalho são acopladas

ao rotor;

- O rotor funciona em direção oposta à do fluxo do fluido de tra-

balho;

- A sua estrutura é fechada para manter a pressão da água, ou

então são completamente submersas no fluxo de água;

Turbina de impulso - O modelo mais comum é o Pelton, utilizado em sistemas osci-

latórios como alternativa aos motores hidráulicos (e.g. Oyster);

- Acionada por jatos de água de grande velocidade direcionados

para várias pás montadas em torno de uma roda;

- Elevada eficiência (até 0.9) em aplicações de alta queda e bai-

xo fluxo;

54


(com rotor bobinado) duplamente alimentados (GIDA), de indução com rotor em gaiola (GIRG), síncronos de íma-nes permanentes (GSIP) ou síncronos de rotor bobinado (GSRB). Para comparação destas alternativas, têm-se em consideração os seguintes fatores [67]:

• Adequação ao ambiente offshore: o uso de geradores com escovas (GIDA e GSRB) em ambiente offshore é questionável devido à necessidade de substituição (cer-ca de duas vezes por ano [67]) e manutenção destas. A manutenção de equipamentos neste tipo de ambiente não é trivial porque além das condições instáveis cara-terísticas da sua localização, o acesso aos equipamen-tos só pode ser feito por barco. Estes são fatores que na escolha do tipo de gerador prevalecem sobre vantagens como o tamanho, custo e eficiência, apresentadas pelos geradores com escovas.

Deve-se também ter em consideração que, devido à lo-calização das turbinas, os geradores estão expostos a grandes quantidades de sal. A salinidade tem um efeito destrutivo nos ímanes permanentes, por serem de um material (NdFeB) bastante sensível à corrosão [67]. Deste modo, o GSIP também não é a solução mais viável tendo em conta a adequação do gerador elétrico ao ambiente offshore.

• Ligação à rede: dos quatro tipos de gerador em questão, o GIDA é o menos adequado do ponto de vista da cone-xão. O seu estator conecta-se diretamente à rede, o que significa que o gerador está sujeito às falhas que nesta possam acontecer. No entanto, do ponto de vista da rede também há desvantagens pois fica exposta aos picos de corrente que se dão no arranque do gerador. Os outros tipos de gerador têm um conversor de frequência que os separa totalmente da rede, o que impede que os pro-blemas desta afetem o gerador e vice-versa [67].

• Eficiência energética: a diferença de eficiência energéti-ca entre o GSIP e o GSRB é negligenciável pois, perante as mesmas condições do mar, conseguem gerar quan-

[3.3.3. CONVERSÃO DIRETA]Na conversão direta de energia um gerador linear é aco-plado a um cilindro vertical, acionado pelas ondas do mar, como representado na Figura 63. Deste modo evita-se o uso de sistemas mecânicos e portanto, tem-se uma so-lução menos complexa. Porém, o facto da velocidade das ondas ser relativamente lenta, significa que grandes for-ças são necessárias para que os geradores reajam [67]. Isto resulta em equipamentos de elevadas dimensões, e consequentemente elevado custo e peso. Pode-se tam-bém observar na mesma figura a constituição deste tipo de geradores.

Figura 63: Configuração de um gerador linear para aproveitamento da energia das ondas [67].

tidades de potência bastante semelhantes. No entanto, a diferença entre estes e o GIRG, em termos de potência produzida, é na ordem dos 6 – 7 % superior [67]. O GIDA não é aqui considerado pois, do ponto de vista dos fa-tores anteriores, constituía a pior solução para equipa-mentos de aproveitamento da energia das ondas.

• Custo: os tipos de geradores mais acessíveis do ponto de vista económico (excluindo o GIDA pelas razões já mencionadas) são o GIRG e o GSRB. Os seus preços são semelhantes sendo que, de um modo geral, abaixo de 800 kW o GSRB é mais caro e acima é mais barato. Os GSIP não são frequentemente fabricados para gamas de potência entre 100 kW e 1000 kW, o que aumenta o seu preço para elevadas potências [67].

A última fase de conversão faz a ponte entre os sis-temas para aproveitamento da energia das ondas e a rede elétrica, corrigindo de acordo com os re-

quisitos desta o sinal da potência gerada. Nos sistemas

[3.3.4. FASE DE CONVERSÃO TERCIÁRIA – TRANS-

MISSÃO DE ENERGIA]

55


Figura 64: Diagrama de um parque para aproveitamento da energia das ondas com transmissão de corrente alternada em alta tensão [67].

de aproveitamento da energia das ondas, tal como nas turbinas eólicas, é frequente se registar duas transfor-mações do nível de tensão (ver Figura 64): a tensão à saí-da dos equipamentos é elevada até à tensão das subes-tações offshore e nestas é elevada para alta tensão, de modo a poder ser transmitida até à subestação onshore sem perdas significativas.

Na primeira transformação do nível de tensão, utilizam--se conversores de potência incorporados no sistema para aproveitamento da energia das ondas. Os conver-sores permitem controlar as variações de velocidade de rotação do gerador, provocadas pela irregularidade das ondas. Montam-se em back-to-back e são do tipo fonte de tensão, pois permitem fácil controlabilidade e inter-face com o sistema, têm design compacto e modular e reduzido impacto ambiental [67]. Importa referir que esta configuração dos sistemas, não estando implementada para as ondas, tem como base as concepções utilizadas para o setor eólico offshore. Posto isto, na Tabela 19 apre-sentam-se as principais topologias usadas na primeira transformação do nível de tensão da fase de conversão de energia terciária dos sistemas aqui abordados.

A outra transformação de tensão que ocorre na fase de conversão terciária faz-se para se conseguir transmitir a energia até à rede sem perdas de potência significativas. Tal como nas turbinas eólicas, a energia produzida pelos sistemas de aproveitamento da energia das ondas pode-rá vir a ser transmitida por corrente alternada (HVAC) ou direta (HVDC-VSC) em alta tensão. Uma descrição destes métodos de transmissão encontra-se em 2.3.2.


CONTROLO]

Tal como nas turbinas eólicas offshore, os sistemas de monitorização e controlo dos equipamentos para aproveitamento da energia das ondas têm como

objetivo proteger o equipamento e otimizar o seu funcio-namento no meio instável que é o mar.

A quantidade de energia capturada por um dispositivo oscilante depende da sua amplitude e velocidade de osci-lação, que tem idealmente de estar em fase com a força de excitação. Os sistemas de controlo procuram garantir que isso aconteça, conduzindo assim à maior produção de energia. A título de exemplo, no caso de sistemas de coluna de água oscilante, a fase para maior captação de energia obtém-se quando a pressão de ar dinâmica está em fase com a força de excitação.

O controlo dos equipamentos para aproveitamento da energia das ondas pode ser do tipo contínuo ou discreto. Para definir as suas ações podem-se utilizar medições das ondas (realizadas por boias ou outro tipo de instru-mentação de modo a que se conheçam as suas proprie-dades antes do impacto e se consigam fazer previsões) ou da oscilação do dispositivo (que também deve ser pre-vista com antecedência para antecipar a ação de contro-lo). Como exemplo da importância de prever as caracte-rísticas do recurso deve ser referido o caso da central do

56


Tabela 19: Principais topologias usadas na primeira transformação do nível de tensão da fase de conversão de energia terciária de sistemas para apro-

veitamento da energia das ondas (adaptado de [67]).

Topologia Legenda

1 - GSIP: rotativo ou linear2 - Disjuntores3 - Filtros input e output4 - Retificador de input e inversor de output em back-to-back 5 - Transformador

1 - GIDA2 - Crowbar3 - Retificador de input e inversor de output em back-to-back4 - Filtro de output 5 - Transformador6 - Caixa de velocidades

1 - GIRG2 - Sistema soft-start3 - Compensadores de potência reativa4 - Disjuntores5 - Transformador

1 - GSIP: rotativo ou linear2 - Disjuntores3 - Filtros output4 - Retificador de input; ponte de díodos retifi-cadora5 - Shunt6 - Controlador inversor7 - Transformador

Pico onde recentemente foi montado um sensor de pres-são exteriore à central que permite controlar a válvula de descompressão e otimizar a conversão de energia da central.

Posto isto, apresentam-se de seguida as estratégias de controlo mais utilizadas neste tipo de dispositivos [1]:

• Controlo por carga reativa ou controlo de fase: consiste em ajustar continuamente os parâmetros dinâmicos do conversor primário para maximizar a captura de ener-gia. Enquanto por exemplo no caso do Pelamis varia-se a resistência oferecida pelos cilindros hidráulicos, este tipo de estratégias também pode consistir em estraté-gias de controle da energia total do sistema, para que ocorram tanto a amplitude como a fase optimaPara isto é necessário fornecer energia ao equipamento mas, a energia produzida é maior do que seria sem a aplicação do controlo.

• Controlo por latching: consiste em travar o movimento relativo entre o corpo oscilante e o corpo de referên-cia durantes partes específicas do ciclo (discretamente) das ondas, aumentando a força da onda até um nível

adequado ao aproveitamento da sua energia. Assim, quando se liberta o corpo oscilante este adquire uma velocidade sincronizada com a força de excitação da onda. Aplica-se em sistemas oscilantes cuja sua fre-quência natural seja superior à das ondas. Também se aplica em sistemas de coluna de água oscilante para proteger a turbina do impacto com a água.


As amarrações dos sistemas para aproveitamento da energia das ondas têm como principal objetivo manter o equipamento numa posição controlada

tanto em condições de funcionamento normais e extre-mas. No entanto, devem também ser projetadas de modo a manter sempre a melhor posição dos equipamentos re-lativamente às ondas e não afetar negativamente a sua eficiência, participando assim na otimização da captação de energia. O seu custo é também um aspeto a ter em consideração pois pode ascender a valores que tornam a instalação dos equipamentos inviáveis.

57


Face à diversidade de alternativas que existe para os sistemas de aproveitamento da energia das ondas, tam-bém existe grande número de soluções para as suas amarrações. Posto isto, apresentam-se na Tabela 20 os principais componentes das amarrações dos sistemas flutuantes e suas caraterísticas. Por sua vez, na Tabela 21 descrevem-se as principais configurações de amarra-ções desses sistemas.

Os sistemas de amarração são, face ao que foi apresenta-do, vitais para o funcionamento dos sistemas de conver-são da energia das ondas. Este dimensionamento deve

Componente da amarração Caraterísticas

Cabo

Corrente(Figura 65)

Dão à catenária boa rigidez e têm boa resistência à abrasão e flexão. Adequa-das para amarrações de longa duração mas requerem inspeções regulares.

Cabo de aço(Figura 66)

Devido à elasticidade do cabo de aço, pode ser utilizado em amarrações de tensão. Não deve ser exposto a esforços de flexão extremos.

Cabo sintético(Figura 67)

As fibras usadas para formar o cabo sintético são normalmente de poliéster, aramida, HMPE ou nylon. O peso dos cabos na água é próximo de zero, pelo que têm flutuabilidade neutra ou positiva. O seu peso e elasticidade fazem deles adequados para aplicações em águas muito profundas.

Âncora

Âncora de gravidade(Figura 68)

Tem capacidade de suportar esforços horizontais pois o seu próprio peso cria atrito entre a âncora e o solo.

Âncora de arrasto(Figura 69)

Cria-se capacidade de resistir horizontalmente a esforços na principal direção de instalação, por inserção da âncora no solo.

Pilar/Âncora de sucção Um pilar é forçado mecanicamente ou por sucção a entrar no solo. Capacidade de suportar cargas horizontais e verticais.

Âncora para carga vertical (Figu-ra 70)

Uma âncora específica é embutida no solo, permitindo resistir vertical e hori-zontalmente a cargas não só na direção principal de instalação.

Âncora em furo com argamassa Consiste num pilar dentro de um buraco pré-furado, fixo com argamassa. Ca-pacidade de suportar cargas horizontais e verticais.

Tabela 20: Componentes das amarrações e suas caraterísticas [75].

Figura 65: Corrente para amarração do Mighty Whale [1].

Figura 66: Secções de 3 tipos de cabos de aço para aplicações offshore [76].

Figura 67: Bobinagem de cabo sintético utilizado em amarrações

offshore [77].

seguir normas industriais tais como a DNV-OS-E301 [85] ou outras normas equivalentes da Germanischer Lloyd (Gl) e do American Petroleum Institute (API) [86]. Docu-mentos tais como GL Noble Denton Guidelines for Moo-rings [87] estão igualmente disponíveis para auxiliar o dimensionamento dos sistemas de amarração com base em conhecimentos teóricos e empíricos. Assim, o projeto de sistemas flutuantes amarrados deve atingir um nível de segurança em função das condições ambientais às quais está sujeito. O coeficiente de segurança deve tam-bém ser considerado.

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Figura 68: Âncora de fixação por gravidade [78]. Figura 69: Âncora de arrasto [79].

Figura 70: Âncora para carga vertical [80].

Figura 71: Embarcação com amarração do tipo torreta [81]. Figura 72: Embarcação com amarração do tipo CALM [82].

O cálculo numérico para o estudo de viabilidade dos sis-temas de amarração é uma prática comum pois uma efi-ciente modelação numérica dos sistemas de amarração pode significar uma diminuição significativa dos custos envolvidos no desenvolvimento da tecnologia. Na Figura 75 pode ser observado um exemplo de um sistema de amarração dimensionado no software OrcaFlex desen-volvido pela Orcina [88].

É apresentado o OrcaFlex como exemplo pelo facto de ter sido este o software utilizado para iniciar algumas das análises de viabilidade desenvolvidas no projeto OTEO – Observatório Tecnológico para as Energias Offshore. No entanto, como referido em 3.1, outras plataformas alter-nativas podem ser utilizadas no projeto de amarrações.

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Configuração da amarração Caraterísticas Adequação a WECs*

Distribuída

Catenária simples As amarrações em catenária simples assentam horizontalmente no solo, de modo a que no ponto de ancoragem apenas existam forças nesta direção. As forças de restituição, que dão o equi-líbrio ao sistema, são maioritariamente geradas pelo peso das amarrações.

Alta

Catenária múltipla Neste tipo de catenária as amarrações incorporam pesos e boias para assumirem uma forma em “S” ou ondulada. Assim conse-gue-se que a amarração esteja íngreme ou assente no solo no seu ponto de ancoração.

Alta

Tensão(Taut Spread Mooring)

As amarrações em tensão são ancoradas com um ângulo de in-clinação que faz com que o ponto de ancoragem seja capaz de resistir a esforços horizontais e verticais. As forças de restituição são maioritariamente geradas pela elasticidade da amarração. No caso de esta se estar a fixar uma TLP, as amarrações são ortogonais ao solo e as forças de restituição geradas por mudan-ças de flutuação da estrutura.

Baixa

Ponto único

Torreta(Figura 72)

A estrutura fixa-se a uma torreta (interna ou externa), amarrada ao solo em catenária, que lhe permite flutuar em torno dela.

Baixa

Catenary Anchor Leg Mooring (CALM) (Figura 73)

A estrutura liga-se a uma boia, amarrada ao solo em catenária, que lhe permite flutuar em torno dela.

Alta

Single Anchor Leg Mooring (SALM)(Figura 74)

A estrutura liga-se a uma boia, amarrada em tensão, que lhe per-mite flutuar em torno dela.

Alta

Articulated Loading Column (ALC)(Figura 75)

Consiste numa coluna articulada fixa ao solo com um suporte giratório acima do nível da água, em torno da qual uma estrutura pode girar.

Média

Spar Consiste num pilar vertical flutuante, ancorado em catenária, em torno do qual a estrutura do sistema pode flutuar.

Média

Amarração a torre fixa A estrutura liga-se a uma torre assente no solo do mar, em torno da qual pode flutuar.

Média

Posicionamento dinâmico

Amarração ativa Conjunto de várias amarrações conectadas em torno da estru-tura flutuante com guinchos servo-controlados. Estes tracionam ou folgam mais as amarrações, por comando de um computador central, de modo a manter uma posição fixa da estrutura.

Baixa

Propulsão Consiste em posicionar uma estrutura flutuante num ponto aci-ma do solo do mar por intermédio de hélices controladas a partir de um computador central.

Baixa

* WEC – Wave Energy Converter

Tabela 21: Configurações das amarrações e suas caraterísticas [75].

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Figura 73: Embarcação com amarração do tipo

SALM [83].

Figura 74: Embarcação com amarração do tipo ALC [84].

Figura 76 – Exemplo de modelação de um sistema de amarração efetua-

da no software Orcaflex pelo Wavec Offshore Renewables.


As embarcações de apoio aos sistemas de aprovei-tamento da energia das ondas dependem da locali-zação destes e do tipo de operação que se pretende

realizar. A sua utilização de barcos de grande dimensão é mais frequente na fase de desenvolvimento e desati-vação dos equipamentos. De seguida apresentam-se as embarcações utilizadas nestas duas fases dos sistemas localizados offshore, perto da costa e costeiros.

[3.6.1. SISTEMAS OFFSHORE]

A fase de desenvolvimento dos sistemas offshore envolve o seu transporte até ao local de instalação, colocação na posição correta dentro de água e ins-

talação dos sistemas de amarração [89].

Para o transporte existem duas possibilidades: rebo-cando ou em cima de um navio ou barcaça apropria-da. Nesta última situação a embarcação tem de ser equipada com uma grua ou então ter capacidade para se submergir parcialmente, de modo a descarregar o equipamento. Na Tabela 22 apresentam-se embarca-ções utilizadas na fase de desenvolvimento dos siste-mas aqui em questão, e respetivas funções.

Por sua vez, a desinstalação dos sistemas aqui aborda-dos consiste na sua remoção do oceano (bem como das âncoras, amarrações e conexões à rede elétrica), retorno à terra e desmontagem. O transporte de regresso à terra pode ser feito de ambas as maneiras apresentadas para fazer o seu transporte até ao local de instalação, sendo os equipamentos de menor dimensão preferencialmente levados a reboque, e os de grandes dimensões em cima de embarcações semi-submersíveis.

[3.6.2. SISTEMAS PERTO DA COSTA]

A fase de desenvolvimento de sistemas que se en-contram perto da costa consiste no transporte, posicionamento e fixação do equipamento, ou sua

estrutura, ao solo do oceano [89]. Até à data, têm-se uti-lizado jack-up barges nesta fase do ciclo de vida destes dispositivos, pois permitem elevada estabilidade e têm capacidade para transportar e elevar cargas de grandes dimensões. No entanto, a utilização destas embarcações é bastante dispendiosa, pelo que se considera a possibi-lidade de evitar a sua utilização promovendo alterações aos equipamentos.

A desinstalação dos sistemas que se encontram perto da costa consiste no mesmo conjunto de operações referi-das para os sistemas offshore. Para fazer a remoção do dispositivo do oceano pode-se utilizar uma grua instala-da numa jack-up barge. Esta iça o equipamento até uma embarcação, que por sua vez faz o transporte até à terra. Uma outra solução passa por configurar o sistema flu-tuante para poder ser rebocado.

61


Coastal tugboat Rebocar o equipamento ou a barcaça que o transporta.

Anchor handling tug Transportar e instalar as âncoras e amarrações.

Cable deployment vessel Instalar o cabo de transmissão de energia até à terra, e enterrá-lo onde for necessário.

Barge Transportam e descarregam na água os sistemas.

Diver support vessel Transporta e dá assistência aos mergulhadores que fazem a instalação do equipamen-to e a ligação do sistema de amarração.

Survey vessel Faz o mapeamento e determina a composição e topografia do solo.

Tabela 22: Embarcações utilizadas na fase de desenvolvimento dos sistemas offshore para aproveitamento da energia das ondas, e respetivas funções

(adaptado de [89]).

[3.6.3. SISTEMAS COSTEIROS]

No caso dos sistemas costeiros, a fase de desen-volvimento consiste no transporte das diferentes unidades (desde o local onde são montados até ao

sítio de instalação) e avaliação e preparação do solo. Pode também ser necessário instalar um sistema de ancora-gem e os cabos para transmissão da energia produzida. Das embarcações apresentadas na Tabela 22, neste tipo de sistemas são necessários os coastal tugboat, barge, diver support vessel e survey vessel.

A desinstalação de sistemas costeiros não é uma prática comum uma vez que estes além de produzirem energia servem também de quebra-mar. No caso de se pretender desativar a produção de energia removem-se os com-ponentes elétricos e para isso nenhuma embarcação é necessária.

62


63

4.ENERGIA DAS MARÉS E CORRENTES OCEÂNICAS

As marés são alterações periódicas do nível das águas do oceano provocadas pelos efeitos gravi-tacionais da Lua e do Sol (este menos influente

devido à maior distância) no campo gravítico da Terra. A periodicidade deste fenómeno é em média 12 horas e 24 minutos (embora em alguns locais/alturas do ano possa ocorrer apenas uma vez por dia devido a efeitos locais) e tem maior amplitude junto à terra. Estes dois parâme-tros além de dependerem da posição da Lua e do Sol são também influenciados por muitos outros aspetos relacio-nados com o meio. A variação do nível da água do mar traduz-se em energia potencial e é uma das maneiras de tirar proveito da energia das marés para gerar energia elétrica.

O aproveitamento da energia das marés para gerar eletri-cidade também pode ser feito tirando proveito da energia cinética destas. A variação de altura do nível do mar é acompanhada pelo movimento de água, entre o alto mar e as zonas de marés, que tem como resultado a criação de correntes de maré. A velocidade destas, e consequen-temente a energia cinética, está dependente da dimensão das marés, do local onde ocorrem e da batimetria. Como se pode ver, em ambas as formas de aproveitamento des-te recurso energético o meio influencia a sua dimensão.

Assim sendo, um estudo deste tipo de recurso deve ser efetuado local a local.

Por sua vez, as correntes oceânicas são outra forma de aproveitar a energia cinética das águas do mar. Estas têm tendência a ocorrer em alto mar e são provocadas por ação do vento e diferenças de temperatura, salinidade e densidade. Comparadas com as correntes das marés são mais lentas e apenas unidirecionais, mas no entanto, têm um fluxo mais contínuo.

As marés são um fenómeno constante e possível de pre-ver, o que faz de si uma fonte de energia bastante inte-ressante. Estima-se que a potência disponível das marés em todo o mundo seja de 7800 TWh/ano [90], [1]. Por sua vez, para as correntes de marés e oceânicas calcula-se que seja superior a 1100 TWh/ano [1]. Um estudo europeu levado a cabo pela IT Power em 1996 identificou um total de 106 locais na Europa onde este recurso pudesse ser aproveitado, num total de 48 TWh/ano. Um estudo mais recente realizado pela Black & Veatch em 2004 estima que o recurso de correntes de marés extraível no Reino Unido, onde existe uma grande parte destes locais seja de 22 TWh [91].

64


[4.1. INVESTIGAÇÃO E


Para a energia das marés, os programas de demons-tração em I&D possuem um papel fundamental para testar a fiabilidade e a performance de tecno-

logias emergentes.

A I&D relativa à extração da energia das correntes das marés baseia-se em muitos dos princípios conhecidos para a energia eólica. Este tipo de aproveitamento tem os mesmos princípios físicos de operação da energia eólica, no entanto, o fluido de trabalho é a água. Um dos aspectos que exige estudos adicionais é a ocorrência de cavitação (libertação de bolhas de vapor de pontos de muito baixa pressão nas pás).Tal como aconteceu com a energia eólica numa fase inicial, também para este tipo de aproveitamento existe ainda um vasto conjunto de soluções tecnológicas.

Por sua vez, o aproveitamento da energia potencial resultante da diferença de cotas originada pelo movi-mento das marés baseia-se em princípios físicos se-melhantes ao das barragens elétricas. Uma descrição mais pormenorizada deste tipo de aproveitamento será efetuada em 4.2.

A simulação computacional, tal como os projetos de demonstração, representam uma forma efetiva de tes-tar tecnologias emergentes a baixo custo. Muitos dos softwares comerciais para o cálculo computacional de fluidos, e de comum utilização em energia eólica, po-dem ser aplicados para o cálculo numérico de dispositi-vos de aproveitamento de correntes das marés. Exem-plo disso são estudos realizados no OpenFOAM [92], no FLUENT [93] ou no PROPAM, cujo desenvolvimento pode é descrito em [94], relacionados com a extração de energia das correntes marinhas.

O Tidal Bladed [95] é um exemplo de um código numéri-co exclusivamente desenvolvimento para a modelação de dispositivos de conversão da energia das correntes marinhas. Este código baseia-se no modelo GH Bladed também desenvolvido pela GL Garrard-Hassan, no qual foi inserido conhecimento significativo da operação no fundo do mar [96].

Os testes laboratoriais dos dispositivos de conversão de energia das correntes da maré podem ser realizados em canais de corrente, tanques de teste de resistência e propulsão (towing tank). Nesta última estrutura labo-ratorial existe um sistema que movimenta o corpo de teste no meio aquático simulando o escoamento a que

Figura 77: Canal para simulação da interação de ondas em simultâneo

com corrente, IMAR [97].

este estaria sujeito caso o fluido estivesse em deslo-camento.

Como alternativa a estes sistemas existe a geração de corrente em tanques. Está-se a tornar comum a cons-trução de tanques que permitem aplicar condições de operação muito similares à realidade aos modelos tes-tados. Permitem a geração de ondas, correntes e vento em simultâneo criando um ambiente laboratorial muito aproximado da realidade. Alguns exemplos deste tipo de tanque foram mencionados anteriormente em 3.1.

Uma alternativa aos tanques com simulação das corren-tes marinhas, são os túneis de cavitação. A utilização de túneis de cavitação tem como finalidade a realização de estudos que inferem acerca dos efeitos de fenómenos de cavitação (fenómeno indesejado em escoamentos de fluidos), do desempenho do sistema em termos estrutu-rais, de eficiência e do ruído resultante da sua operação. O princípio de funcionamento destas instalações é o mes-mo dos túneis de vento. É utilizado um propulsor que es-timula à escala a criação de um escoamento que incidirá no dispositivo de teste. No entanto, o topo dos canais pode ser fechado e a pressão do ar no canal pode ser prescrita. Isto permite que a pressão atmosférica esteja correcta-mente representada à escala e os fenómenos de cavita-ção possam ocorrer e ser analisados no laboratório. A observação e monitorização da interação do escoamento gerado com o modelo de teste permite obter ilações acer-ca da sua operação.

Qualquer um dos métodos expostos anteriormente para a análise numérica e laboratorial de turbinas para apro-veitamento das correntes das marés é valido e aplicável ao teste laboratorial das turbinas utilizadas no aproveita-mento da energia potencial das marés.

65



ENERGIA]

Existem vários sistemas, já testados ou ainda em fase de estudo, para fazer o aproveitamento da energia das marés e correntes oceânicas. Estes di-

videm-se em dois conceitos bem distintos, consoante se tire proveito da energia potencial ou cinética: barragens e turbinas, respetivamente.

[4.2.1. APROVEITAMENTO DA ENERGIA POTENCIAL]

As barragens de marés são normalmente cons-truídas em baías ou estuários onde a amplitude das marés excede os 5 m [98]. Para tirar proveito

da energia potencial, estas fazem contenção de um volu-me de água de modo a criar uma diferença de nível en-tre cada um dos seus lados. O desnível criado é utilizado para fazer a água passar por turbinas de baixa queda ao sair, por gravidade, do lado com maior altura.

O funcionamento deste tipo de barragens é portanto se-melhante ao das barragens convencionais mas, ao con-trário do que acontece nestas, o fluxo dá-se nas duas di-reções. Deste modo a produção de energia pode ser feita durante a maré enchente, vazante ou ambas. No entanto, o método mais comum para produção de energia é du-rante a maré vazante.

A classificação das barragens de marés pode ser feita relativamente à sua localização ou ao número de bacias. Do primeiro ponto de vista estas podem ser denominadas barragens de marés, lagoas de marés junto à margem ou lagoas de marés ao largo [91]. Do outro, podem ser de bacia única ou dupla [98]. Na Tabela 23 apresentam-se as dife-rentes designações que se podem atribuir às barragens de marés quando classificadas quanto à sua localização.

As barragens de bacia única têm três modos de operação para gerar energia elétrica [98]:

Tabela 23: Classificação de barragens quanto à localização [91].

Designação Descrição

Barragem de maré Construída em torno de um estuário com grande amplitude de maré, acumula água na maré enchente.

Lagoa junto à margem Delimitadas pela margem e pelas suas barreiras, construídas em zonas de águas pouco profundas. Semelhantes às barragens de marés mas sem obstruírem totalmente a entrada no estuário.

Lagoa ao largo São reservatórios colocados offshore que não utilizam barreiras naturais. Estes constroem-se em zonas de baixa profundidade e grande amplitude de maré.

66


[4.2.2. APROVEITAMENTO DA ENERGIA CINÉTICA]

Os sistemas de captação da energia das corren-tes das marés e oceânicas, isto é, da energia cinética que estas transportam, têm os mesmo

princípios de funcionamento que a tecnologia de apro-veitamento da energia eólica: interação de um perfil alar com um escoamento incidente, do qual se extrai a energia. Porém, os sistemas abordados nesta secção operam com um fluido cerca de 800 vezes mais den-so e que se desloca a velocidades aproximadamente 5 vezes mais baixas do que as que se verificam na energia eólica, mas em que o recurso é altamente pre-visível. Assim sendo, para a mesma potência e eficiên-cia, o diâmetro das turbinas utilizadas nas correntes das marés e oceânicas é cerca de 2.5 vezes menor do que o das turbinas de vento (Figura 77), tal como se demonstra de seguida.

Figura 77: Comparação das áreas do rotor de uma turbina eólica (REpower

6MW – Thornton Bank 3) e uma de marés, com a mesma potência.

• Produção em maré vazante: durante a subida do nível da água as comportas da barragem mantêm-se abertas até a maré atingir o seu valor máximo, instante em que se voltam a fechar. Depois, na maré vazante, assim que a diferença de nível entre a água de contenção e o outro lado da barragem é apropriada, abrem-se as comportas das turbinas para devolver através delas a água ao mar. Quando se atinge um nível de água em que o funcio-namento das turbinas deixe de ser eficiente, estas são fechadas.

• Produção em maré enchente: na subida do nível da água as comportas da barragem e das turbinas mantêm-se fechadas até se criar uma diferença de nível suficiente para produção de energia. Nesse instante abrem-se as comportas das turbinas e a água enche a bacia da bar-ragem através destas, produzindo energia. Este modo de operação é no entanto visto como menos viável que o de produção em maré vazante devido ao impacto ne-gativo (provocado por uma redução do nível médio da água) que tem no ambiente e nas embarcações do in-terior da bacia.

• Produção nos dois sentidos: este método utiliza tanto a maré enchente como a vazante para produção de ener-gia. Na maré enchente, até perto do final do seu ciclo, as comportas da barragem e das turbinas mantêm-se fechadas. Nesse instante abrem-se as comportas das turbinas, provocando o fluxo de água para o interior da bacia através destas enquanto se gera energia. Assim que se atinja um nível de água em que o funcionamento das turbinas deixe de ser eficiente, abrem-se também as comportas da barragem até a maré atingir o valor máximo. A água de contenção é mantida na bacia du-rante a maré vazante, e quando se atinge uma diferença de alturas suficiente para o funcionamento eficiente das turbinas, as comportas destas são então abertas, ge-rando novamente energia. Este modo de funcionamento tem as vantagens de haver menores períodos sem pro-dução de energia e de o custo dos geradores ser menor (não precisam de uma potência tão elevada).

As barragens de bacia dupla são bastante semelhantes às de bacia única. A sua bacia principal opera num modo semelhante ao de uma barragem de bacia única em pro-dução em maré vazante. No entanto, parte da energia gerada durante a descida da maré é utilizada para bom-bear água para a segunda bacia, de modo a criar um re-servatório. Assim, o sistema consegue ajustar-se às ne-cessidades de consumo de energia elétrica quando este é maior. No entanto este tipo de sistemas não tem boas perspetivas de evolução por causa da ineficiência das tur-binas de baixa queda. Além disso, o maior investimento que é necessário realizar e as dimensões da barragem são também aspetos desfavoráveis.

Também relacionado com o fluido de operação está um conjunto de problemas técnicos pois este poten-cia a corrosão, é bom condutor elétrico, não contribui para a lubrificação e obriga a especial atenção nos aspetos de estanquicidade. Além disso, o facto de o equipamento estar submerso dificulta bastante as operações de instalação e manutenção e pode ocorrer cavitação, que provoca danos prematuros.

Semelhantes às barragens, os diversos equipamentos de aproveitamento da energia cinética das correntes das marés e oceânicas podem-se classificar quanto ao seu local de implantação: estruturas flutuantes, estruturas assentes no fundo do mar ou estruturas montadas junto da superfície do mar (ver Figura 78).

67


Quanto ao seu princípio de funcionamento, de acordo com [99], existem 6 diferentes sistemas para aprovei-tamento da energia cinética das correntes das marés e oceânicas. Estas são apresentadas e descritas na Tabela 24.

Figura 78: Classificação das estruturas de aproveitamento da energia cinética das correntes das marés e oceânicas quanto ao seu

local de implantação [1].



Os sistemas de aproveitamento da energia das ma-rés baseiam-se numa fase inicial de conversão de energia cinética em energia mecânica, e posterior-

mente em energia elétrica.

As tipologias para os diferentes tipos de geradores fo-ram expostas no capítulo referente à energia eólica. Dada a similaridade entre os dois tipos de aproveita-mento, exceto em casos muito singulares para os quais o tipo de gerador responsável pela conversão da energia mecânica em eletricidade não está completamente de-finido, remete-se esta análise ao capítulo 2.3. O mesmo

Figura 79: Diagrama de blocos do controlo de ligação à rede de um sistema de energia das marés [107].

acontece com alguns aspetos da transmissão de ener-gia que é abordada no capítulo referido com detalhe.

Contudo, embora exista a referida similaridade com a energia eólica, importa ainda assim realçar alguns aspetos referentes à transmissão de energia. Nestes dispositivos, o facto de a velocidade de rotação das turbinas ou a velocidade das asas dinãmicas, não ser constante faz com que a eletricidade gerada não possa ser diretamente utilizada. Deste modo, existe a necessi-dade de utilizar um sistema que acondicione a energia extraída e só depois a injete na rede elétrica.

A eletricidade produzida em AC pelos geradores é cor-rigida num conversor de eletrónica de potência. Este converte a eletricidade em DC através de um retificador trifásico em ponte e depois, por ação de um inversor, converte-a de novo em eletricidade AC. Com este pro-cesso altera-se a frequência e a fase da eletricidade. Para terminar, os harmónicos da eletricidade gerada são corrigidos por filtros passivos, de modo a que esta fique de acordo com as especificações pretendidas.

68


Tabela 24: Classificação de sistemas para aproveitamento da energia cinética das correntes das marés e oceânicas quanto ao funcionamento (adap-

tado de [91], [99]).

Designação Descrição Caraterísticas técnicas

Turbina de eixo horizontal As turbinas de eixo horizontal asseme-lham-se bastante às turbinas eólicas do mesmo tipo. Porém estas encontram-se submersas. A ação da corrente sobre as pás provoca a sua rotação em torno de um eixo paralelo à direção do fluxo.

• Dispositivo: SeaGen• Potência [MW]: 2 x 0.6• Corrente mínima [m/s]: 0.8• Corrente nominal [m/s]: 2.5• Diâmetro do rotor [m]: 16• Cp: 0.48 – 0.52

Referências: [100], [101]

Turbina de eixo vertical Têm um princípio de funcionamento igual às anteriores, mas o seu eixo de rotação é perpendicular à direção da corrente. Consequentemente, a geome-tria das pás é também diferente.

• Dispositivo: Kobold• Potência [kW]: 25 – 30• Corrente [m/s]: 2• Diâmetro do rotor [m]: 6• Comprimento pás [m]: 5

Referências: [102]

Asa oscilante Neste sistema uma asa oscilante encon-tra-se acoplada a um braço oscilante. O fluxo da corrente em ambos os lados da asa cria forças de sustentação que afa-zem subir e descer. O movimento gerado faz com que o braço oscilante acione um sistema hidráulico, a partir do qual se produz energia elétrica.

• Dispositivo: Pulse Tidal• Potência [kW]: 100• Profundidade [m]: 9

Referências: [103]

Dispositivo de efeito de Venturi Os dispositivos de efeito de Venturi con-sistem numa turbina de eixo horizontal instalada no interior de uma conduta. A geometria desta faz com que a velo-cidade da corrente aumente na zona da turbina. Em detrimento do aumento de velocidade dá-se uma queda de pressão, que pode ser utilizada para acionar uma turbina.

• Dispositivo: Rotech Tidal Turbine• Potência [MW]: 1• Diâmetro turbina [m]: 11.5

Referências: [104]

Parafuso de Arquimedes O parafuso de Arquimedes consiste num dispositivo com a geometria de um pa-rafuso que gira em torno de um eixo fixo. A passagem da corrente por este faz com que este gire, movimento a partir do qual se produz energia.

• Dispositivo: Flumill• Peso [ton]: 160 – 200• Diâmetro da turbina [m]: 8• Comprimento [m]: 45• Corrente mínima [m/s]: 1

Referências: [105]

Papagaio de marés Consiste numa adaptação dos papa-gaios de vento para utilização em meios aquáticos. Este amarra-se a um cabo fixo no solo do mar e transporta debai-xo das asas uma turbina. Descreve uma trajetória em forma de 8 para aumentar a velocidade da água que atravessa a turbina. É uma configuração para utili-zar em águas de baixa velocidade e de pequenas dimensões.

• Dispositivo: Minesto Deep Green 14• Potência [kW]: 850• Corrente mínima, nominal e máxi-

ma [m/s]: 0.5, 1.7 e 2.5• Profundidade [m]: 90 – 120• Dimensões asa [m]: 14 x 3• Diâmetro do rotor [m]: 1.15• Peso [ton]: 11

Referências: [106]

69


No caso do aproveitamento das correntes das marés, devido à sua periodicidade, o gerador não consegue ter um fornecimento em contínuo. Uma fonte para compen-sação da alimentação do gerador deve então ser ligada em paralelo com o sistema principal de geração. Esta fonte funcionará como uma bateria que será carregada quando a energia disponível for abundante, caso contrá-rio, alimentará o inversor de forma que seja produzida eletricidade em contínuo. Esta é uma especificação que poderá ser comum a praticamente todos os dispositivos que procurem fazer o aproveitamento da energia das marés. Na Figura 79 é possível observar um diagrama que ilustra a ligação à rede de um sistema de conversão da energia das marés.

Com o objetivo de monitorizar todo o sistema, sensores devem ser equipados nas saídas dos geradores e trans-formadores. Os sensores podem transmitir sinais como a amplitude e a frequência da tensão que caracterizam a corrente que passa nas turbinas e as condições da eletricidade gerada em termos de qualidade. Assim, um computador central pode analisar os dados recolhidos e monitorizar toda a operação do sistema.

O aproveitamento da energia das marés tem dois tipos de funcionamento em termos de distribuição da energia produzida: modo off-network e grid-connected. O primei-ro significa que a eletricidade produzida pela estação está a fornecer pequenas cargas e a rede é um sistema isolado; o segundo, mais convencional, significa que a eletricidade é adicionada à rede elétrica de larga escala e fornece cargas elétricas em conjunto com outras esta-ções de geração. Vários constrangimentos do último tipo de ligação descrito devem ser considerados:

• Problemas de sincronização entre a rede e a instalação de aproveitamento da energia das marés;

Figura 80: Exemplo de um sistema para deteção de isolamento [107].

Figura 81: Esquema clássico de um PLL [107].

• Problemas quando um corte de eletricidade acontece do lado da rede elétrica (leva ao isolamento);

• Necessidade de aplicar algoritmos para o controlo da conexão à rede corretos e eficientes.


CONTROLO]

Para monitorização dos sistemas que aproveitam a energia cinética das correntes das marés e oceâni-cas, um grande projeto, financiado pela União Euro-

peia, foi levado a cabo por várias entidades: o TidalSense [108]. Este teve como principais objetivos desenvolver um conjunto de técnicas e transdutores para monitorização estrutural dos dispositivos referidos, combinando técni-cas ultrassónicas de longa distância e de emissão acústi-ca (já abordadas em “2.4.1 Sistemas de monitorização”).

O isolamento (islanding) de um sistema gerador é uma condição em que este não recebe energia da rede, por esta estar em manutenção ou avariada, mas se mantém energizado e a produzir energia devido à fonte de energia alternativa que o aciona. Uma vez que nesta condição o circuito continua com energia, a ocorrência do isolamento danifica o equipamento de todo o sistema de distribuição e representa um perigo para os operadores da rede. De modo a que estes estejam consciencializados de quais as instalações isoladas, um sistema para deteção de isola-mento, como o representado na Figura 80, deve ser uti-lizado. Uma abordagem mais detalhada a esta temática pode ser encontrada em [107].

70


Os sistemas de controlo utilizados nos dispositivos para aproveitamento da energia das correntes das ma-rés e oceânicas são semelhantes aos que se encon-tram em turbinas eólicas [1]: alteração do ângulo das pás, perda aerodinâmica passiva, perda aerodinâmica ativa e orientação com o fluxo. Uma descrição destes para as turbinas eólicas é apresentada em “2.4.2 Sis-temas de controlo”.

Em termos de controlo da produção de eletricidade de-vem-se ter em atenção algumas considerações. Já foi visto no capítulo anterior que a injeção de eletricidade produzida a partir das marés na rede elétrica lida com alguns problemas que podem limitar a sua operação.

No sistema de controlo de um dispositivo para aprovei-tamento da energia das marés, com o intuito de asse-gurar que a corrente elétrica e a tensão geradas têm a mesma frequência e a mesma fase que a eletricidade da rede, um sistema de PLL (phase-locked loop) deve ser aplicado. O PLL é um sistema que monitoriza os sinais provenientes de vários canais em ciclo fechado e procura minimizar as diferenças entre a fase do sinal de saída e a fase de referência. Um esquema de um PLL clássico pode ser observado na Figura 81.

O sistema é constituído por um discriminador de fase (PD), um filtro de ciclo (LF) e um oscilador controlado pela tensão (VCO). O PD é um multiplicador de sinal, utilizado para inferir acerca das diferenças entre o Xi e o Vo; o LF é utilizado para delimitar o ruído e os sinais de alta fre-quência produzidos pelo PD; por fim o VCO ajusta a fre-quência do sinal. Uma análise detalhada deste sistema de controlo, bem como de um outro para a conexão à rede elétrica, pode ser encontrada em [107].


Os sistemas de amarração abordados nesta secção referem-se apenas aos dispositivos para aprovei-tamento da energia cinética das correntes das ma-

rés e oceânicas. Tendo em consideração os dispositivos


A vasta diversidade de dispositivos para aproveita-mento da energia cinética das correntes das ma-rés e oceânicas, requer a utilização de diferentes

tipos de embarcações. Assim sendo, de seguida são apresentados exemplos de embarcações utilizadas na instalação de alguns dos equipamentos apresentados em “4.2.2 Aproveitamento da energia cinética”.

No caso das turbinas de eixo horizontal (incluindo os dispositivos de efeito de Venturi), é necessário que as embarcações de apoio possuam sistemas de posiciona-mento que lhes permitam permanecer estáveis no seu local de modo a garantir as condições necessárias para a montagem, comissionamento e operações de inspeção e manutenção. Exemplos das embarcações utilizadas nes-te tipo de dispositivos são então as jack-up barges, crane barges e reboques [114]. A título de exemplo, na instalação do dispositivo Seagen uma crane barge foi utilizada [115] (Figura 88). Descrições das duas primeiras embarcações aqui referidas encontram-se em 2.6. Os reboques são tipicamente utilizados para transportar plataformas ou componentes flutuantes de grandes dimensões. Estes podem ser equipados com equipamento para desempe-nhar funções adicionais como por exemplo, as tarefas ne-cessárias para instalação de âncoras e amarrações.

Quanto ao Pulse Tidal, um dispositivo de hidrofólios osci-lantes, também se utilizou uma crane barge para fazer a instalação dos pilares que o fixam e montagem dos diver-sos componentes [103] (Figura 89).

Por último, uma das grandes vantagens do papagaio de marés, de acordo com a empresa responsável pelo seu desenvolvimento [106], é o facto de apenas necessitar

Figura 89: Crane Barge Rambiz a instalar o SeaGen [116]. Figura 90: Crane barge utilizada na instalação do Pulse Tidal [103].

apresentados para cada configuração na Tabela 24, apre-sentam-se agora na Tabela 25 os respetivos sistemas de amarração.

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- A estrutura do Seagen consiste numa coluna ver-tical, com 3 m de diâmetro [109], assente no solo em 4 pés tubulares. No interior de cada pé fundeou-se um pilar (por furação do solo), com 1 m de diâ-metro, até 9 m abaixo do solo do mar. O espaço entre os pilares fundeados e os tubos da estrutura foi posteriormente preenchido com argamassa. A estrutura foi lastrada com mais de 1000 toneladas para se afundar na água [110].

- O plano inicial passava por utilizar uma estrutu-ra do tipo monopile, semelhante à das turbinas eólicas. No entanto, na altura não havia nenhuma embarcação disponível para fazer a instalação de uma estrutura desse tipo, pelo que o projeto teve de ser alterado [110].

- A estrutura da turbina Kobold é flutuante e fixa--se ao solo do mar por 4 amarrações, dispostas a 90 º umas das outras. Estas são formadas por uma corrente na extremidade que não se conec-ta ao dispositivo (70 mm de diâmetro e 27 m de comprimento), e por um cabo têxtil no restante comprimento (80 mm de diâmetro e comprimen-to variável). Na extremidade em corrente de cada amarração há um bloco de cimento com 35 tone-ladas que assenta no solo.

- Diâmetro da plataforma [m]: 10 - Calado da plataforma [m]: 2.5 - Deslocamento da plataforma [ton]: 35

- A estrutura do Pulse Tidal consiste apenas em 2 pilares, fundeados no solo do oceano por ação de um martelo. Estes sustentam no seu topo um convés, onde se encontram todos os componentes elétricos. As asas dinâmicas fixam-se a cada um dos pilares e podem ser colocados fora da água para sua proteção ou manutenção [103]. .

- Existe outra alternativa para a estrutura do dispo-sitivo de asas oscilantes. Esta é assente no solo do oceano por gravidade e por ação da força descen-dente dos hidrofólios quando em funcionamento [99].

Figura 82: Estrutura do Seagen [111].

Figura 83: Amarração rígida da estrutura da turbina de eixo vertical Kobold [102].

Figura 84: Estrutura do Pulse Tidal [103].

de pequenas embarcações para fazer o seu transpor-te e instalação (Figura 90) uma vez que é pré-montado onshore e tem pequenas dimensões.

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- Na Figura 85 está representado o exemplo de umas das tur-binas mais promovidas até a data que utiliza fundações do tipo Gravity Based.

- Um outro exemplo de fixação ao fundo do oceano com uma estrutura do tipo gravity based é a Rotech Tidal Turbine.

- A estrutura do parafuso de Arquimedes, da Flumill consiste numa base fabricada em aço, que assenta no fundo do ocea-no por gravidade ou fixando-se com pilares (colocados por furação prévia do solo) [105].

- O Deep Green, da Minesto, fixa-se ao solo por um único cabo, como se pode observar na Figura 87. No caso do Deep Green 14 o comprimento do cabo varia entre 110 e 140 m. O cabo prende-se à fundação (bloco de cimento) com um ganho para ter total liberdade de movimento [113].

Figura 85: OpenHydro Turbine[112].

Figura 86: Vista explodida do parafuso

de Arquimedes, da Flumill [105].

Figura 87: Amarração flexível do Deep

Green, da Minesto [113].

Tabela 25: Sistemas de amarração dos dispositivos apresentados na Tabela 24.

Figura 90: Embarcação utilizada na instalação de um papagaio de marés [106].

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74

2. ENERGIA EÓLICA

75

5. ENERGIA GRADIENTE DE SALINIDADE

5.ENERGIA GRADIENTE DE SALINIDADE

A energia gradiente de salinidade, ou energia osmótica, extrai-se da diferença de energia interna que existe entre a água salgada e doce. Esta pode ser aproveitada quimicamente (através de uma membra-na semipermeável), por exemplo, na foz dos rios. O contacto de dois tipos de água liberta quantidades significativas de energia na salini-zação da água doce, sob a forma de calor [90].

Segundo [117], a mistura de 1 m3/s de água doce com um grande volu-me de água salgada é capaz de libertar 2.25 MW de potência. A dis-ponibilidade energética deste recurso estima-se que seja 1650 TWh/ano em todo o mundo e 180 TWh/ano na Europa, o que demonstra o potencial do seu aproveitamento.

As centrais para produção de energia a partir do gradiente de salini-dade testadas até hoje foram montadas em terra. Existe no entanto a possibilidade de se fazer a sua instalação em ambiente offshore, mas nenhum estudo direcionado para esse fim foi encontrado.

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A exploração da energia proveniente do gradiente de salinidade está precisamente na fase de investiga-ção e desenvolvimento. Não existe nenhum con-

ceito a ser testado à escala real, do mesmo modo que não existe nenhuma exploração comercial deste tipo de tecnologia. A I&D é, portanto, considerada vital para que a exploração comercial viável deste tipo de tecnologia seja atingida.

Alguns desenvolvimentos em termos de simulação nu-mérica são necessários para fomentar o desenvolvimen-to deste tipo de aproveitamento. Um exemplo de simu-lação numérica em CFD (Computational Fluid Dynamics) de um sistema de conversão do potencial osmótico pode ser encontrado em [118]. Neste caso foi aplicado o código CFX13, da Ansys, para simular diferentes configurações de células de osmose inversa. Esta foi a primeira simu-lação computacional em CFD para a análise da influên-cia do fenómeno de polarização nas células da referida tecnologia, e os seus resultados encontram-se na Figura 91 [118].

Esta simulação está enquadrada num dos projetos do sé-timo programa quadro denominado REAPower, que tem como objetivo provar o conceito de aproveitamento da energia do gradiente de salinidade por osmose retarda-da. O CAPMIX é um exemplo de outro projeto FP7 a ser desenvolvido nesta área.

Figura 91: Resultados da simulação CFD do estudo [118].

Figura 92: Desenvolvimento histórico da energia do gradiente de salinidade na Statkraft [120].

Em [119] é apresentado o desenvolvimento de um código CFD, com base no código livre OpenFOAM, para a simu-lação dinâmica da osmose (neste caso forward osmosis).

Em suma, nos últimos anos a análise da osmose com re-curso a códigos de CFD tem crescido em temos de popu-laridade, porque permite modelar os complexos padrões de escoamento em sistemas de membrana de uma for-ma mais robusta e incluindo um leque alargado de pa-râmetros. Adicionalmente aos estudos de modelação já apresentados, uma série de modelos que analisam os sistemas de membrana estão disponíveis na literatura. Alguns modelos estão focados nos efeitos da variação das propriedades das membranas responsáveis por con-trolar a osmose, outros na otimização da transferência de massa por modificação dos parâmetros geométricos. No entanto, novos desenvolvimentos em termos da si-mulação computacional dos processos osmóticos com a finalidade de produzir energia elétrica são necessários.

Na Figura 92 observam-se as diferentes fases do desen-volvimento da tecnologia da empresa Statkraft. Em 2003, recorreu-se a uma banca para o teste de módulos de membrana. Uma parte substancial do desenvolvimento foi realizada em laboratórios convencionais.

O desenvolvimento destes protótipos não necessita as-sim, de instalações tão dispendiosas como tuneis de vento ou os tanques de ondas. Uma parte substancial do projeto é realizada laboratorialmente com o acesso aos materiais e equipamentos standard. Exceção são as ban-cas de teste para otimização das membranas, que são o componente fundamental do desempenho destes siste-mas.

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ENERGIA]

Nos últimos anos desenvolveram-se dois concei-tos para aproveitamento da energia osmótica que merecem destaque em relação aos restantes: a

osmose a pressão retardada e a eletrodiálise invertida [91]. Outras técnicas, que consistem em tirar proveito da diferença da pressão de vapor ou fazer a conversão de energia em motores químico-mecânicos, não serão aqui abordadas. Por um lado, a osmose a pressão retardada utiliza o fluxo de água através de uma membrana semi--permeável, induzido pela mistura de duas soluções com diferentes concentrações de sal, para produzir energia elétrica. Por outro lado, a eletrodiálise invertida utiliza o fluxo de iões, também induzido pela mistura de água sal-gada com doce, através de membranas seletivas de iões.

A configuração do sistema para aproveitamento energé-tico por osmose a pressão retardada está representada na Figura 93. O seu componente principal é o módulo onde circulam a água doce e a água salgada separadas por uma membrana semi-permeável. A energia elétrica nesta configuração é produzida por uma turbina aco-plada a um gerador, acionada por parte do caudal de água salobra que sai do referido módulo, antes de ser devolvida ao mar. O restante caudal de água salobra é devolvido ao mar passando por um permutador de pressões, colocado no sistema de modo a pressurizar a água salgada antes de esta entrar no módulo. Por sua vez, a água doce à saída do módulo é diretamente de-volvida à sua fonte.

Figura 93: Esquema de sistema para produção de energia elétrica por osmose a pressão retardada [121].

Na Figura 94 está representado um sistema para produ-ção de energia elétrica por eletrodiálise invertida. Neste, várias membranas permeáveis a aniões são intercala-das com membranas permeáveis a catiões (assinaladas com um ‘A’ e um ‘C’, respetivamente) entre um ânodo e um cátodo, criando assim uma pilha. As membranas são separadas por espaçadores de modo a originar compartimentos entre elas, que são preenchidos alter-nadamente por água salgada e água doce. A cada duas membranas do tipo ‘C’ intercaladas com uma do tipo ‘A’, e respetivos compartimentos, dá-se a designação de cé-lula (o sistema da Figura 95 é formado por 3 células).

Atualmente ainda não existe nenhuma instalação à escala real dos dispositivos apresentados. No entanto, a Statkraft em novembro de 2009 construiu um protótipo, em Tofte na Noruega, para converter a energia do gradiente de sa-linidade por osmose a pressão retardada, com uma capa-cidade de produção de 10 kW. Os seus planos atualmente passam por construir uma central energética deste tipo em 2015, à escala real, capaz de produzir 25 MW [123]. A evolução desta tecnologia depende dos avanços que se conseguirem fazer na membrana. Atualmente a sua efi-ciência é à volta de 1 W/m2, e para a tecnologia ser viável tem que ser 5 vezes maior. Deste modo, a central que se pretende construir em 2015 terá aproximadamente as di-mensões de um estádio de futebol e 5 milhões de m de membrana [124]. Por sua vez, em 2008 na cidade de Harlin-gen na Holanda, a empresa Redstack testou uma central de produção de energia a partir de eletrodiálise invertida [125].

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Figura 94: Esquema do sistema para produção de energia elétrica por eletrodiálise invertida [122].



Os dois processos referidos anteriormente para aproveitamento da energia do gradiente de salini-dade diferem no modo como convertem a energia

química em energia elétrica. Na eletrodiálise invertida a transformação de energia química em elétrica faz-se di-retamente. Por sua vez, na osmose a pressão retardada realiza-se a sequência de processos representada na Fi-gura 95.

A osmose é o processo natural que ocorre quando águas com concentrações diferentes de soluto (sal neste caso) estão separadas por uma membrana semi-permeável

Figura 95: Conversão de energia na osmose a pressão retardada (adaptado de [126]).

(permite o fluxo de água mas não do soluto). Nesse ce-nário, a água menos concentrada passa através da mem-brana de modo a equilibrar as concentrações, aumen-tando assim o volume, e consequentemente a pressão hidrostática, da água mais concentrada. Este processo é interrompido quando a pressão hidrostática iguala a pressão osmótica1 (24 a 26 bar para a osmose entre água doce e salgada).

Na osmose a pressão retardada a água doce e a água salgada fluem separadas por uma membrana semi-per-meável no interior de um módulo. Neste, 80 a 90% da água doce é transferida por osmose, através da membra-na, para a água salgada, aumentando assim o seu caudal.

O trabalho que se consegue produzir no processo de os-mose a pressão retardada depende do caudal de água

1 Pressão Osmótica – Pressão, exercida no sentido inverso ao

da osmose, capaz de impedir a ocorrência do fenômeno.

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doce que atravessa a membrana. Este é máximo quan-do a pressão hidrostática da água salgada é metade da pressão osmótica. Assim sendo, cerca de 2/3 do caudal de água salobra são utilizados para elevar a pressão da água salgada até metade da pressão osmótica, por meio do permutador de pressão, antes de esta entrar no mó-dulo. O restante caudal é conduzido para a turbina do sistema para produzir energia. A conversão de energia cinética em elétrica por meio de uma turbina acoplada a um gerador realiza-se segundo os módulos convencio-nais [127].

Atualmente, a membrana ideal para se utilizar no proces-so de osmose a pressão retardada ainda não está defini-da, pelo que o avanço desta tecnologia de aproveitamento energético se encontra dependente dos desenvolvimen-tos que nesta área venham a ocorrer. Uma possibilidade, colocada em [127], passa pela otimização de duas mem-branas clássicas utilizadas na osmose inversa (processo para dessalinização de água): a membrana de película fina de compósitos e a membrana de acetato de celulose. Em [127] encontra-se também uma descrição das altera-ções propostas para as duas membranas e os resultados obtidos com estas.

Nos sistemas de produção de energia por eletrodiálise invertida, a diferença de salinidade entre os dois tipos de água provoca uma diferença de potencial (80 mV para água de mar e água doce [122]) em cada membrana, de-nominada por potencial da membrana. A diferença de potencial elétrica entre os compartimentos extremos da pilha é igual à soma das diferenças de potencial em cada membrana que a constitui.

A diferença de potencial químico provoca o fluxo de iões através das membranas, a partir da solução mais con-centrada para a mais diluída. No caso de uma solução como a água salgada, os iões de Na+ passam através das membranas permeáveis a catiões, em direção ao cáto-do, e os iões de Cl- através das membranas permeáveis a aniões, em direção ao ânodo. Os compartimentos ex-tremos da pilha são mantidos eletricamente neutros por oxidação da superfície do ânodo e redução da superfície do cátodo. Como resultado, consegue-se transferir um eletrão do ânodo para o cátodo por um circuito elétrico externo. A corrente e a diferença de potencial nos elé-trodos podem então ser utilizadas para produzir energia elétrica [122].

Tal como na produção de energia por osmose a pressão retardada, a evolução da eletrodiálise invertida está dependente dos avanços tecnológicos que se venham a realizar nas membranas permeáveis a catiões e a aniões. Assim sendo, ainda não existe nenhum tipo de membranas identificado como sendo o ideal para este processo. De acordo com [128], a melhor densidade energética obtida até hoje foi de 0.093 mW/cm2, por [129],


CONTROLO]

Uma vez que a tecnologia de aproveitamento do gradiente de salinidade ainda se encontra numa fase embrionária (há apenas o conhecimento da

construção de dois protótipos), a informação disponível acerca desta é algo escassa. No que toca aos sistemas de monitorização e controlo da osmose a pressão retar-dada e da eletrodiálise invertida, não se encontrou qual-quer informação que pudesse constar neste relatório. No entanto, como existem propostas para a utilização de uma versão otimizada das membranas que se usam na osmose inversa, apresentam-se de seguida um conjunto de técnicas para a monitorização destas que poderiam ser utilizadas para monitorizar o estado das membranas em sistemas de osmose a pressão retardada. Estas divi-dem-se em métodos diretos e indiretos. Os primeiros são testes de monitorização aplicados diretamente à mem-brana. Os segundos medem alguns dos seus parâmetros de desempenho. Uma descrição mais aprofundada de cada técnica pode ser consultada em [130].

• Métodos diretos

- Teste por vácuo: Utilizado para garantir a qualidade construtiva do módulo da membrana, determinando a existência de fugas nesta.

- Teste por pressão: Bastante utilizado em membranas de baixa pressão. Consiste em pressurizar a membrana pelo seu lado permeável e avaliar a perda de pressão com o tempo. Pode danificar a membrana, pelo que não é muito aconselhado.

utilizando membranas poliméricas Fumasep FAD e FKD com 0.082 mm de espessura. Face à baixa densidade energética das membranas, têm surgido nos últimos anos propostas para utilizar solid-state nanofluidic channels ou nanopores como alternativa às membranas poliméricas [128].

Quanto à transmissão de energia elétrica destes siste-mas para a rede não se encontrou nenhuma informação. No entanto, uma vez que as centrais são construídas em terra a metodologia não deve ser muito diferente da que é utilizada noutras formas de aproveitamento de energias renováveis onshore, como as centrais geotérmicas ou os parques eólicos onshore. Esta forma de aproveitamento, devido à simplicidade existente no controlo da conversão de energia, poderá ser uma solução interessante para operar como baseload.

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• Métodos indiretos

- Monitorização online: Monitorização constante dos constituintes de fácil medição da água de entrada e de saída do sistema. Existe uma variedade de testes de monitorização online, e a sua utilização tem como prin-cipal objetivo garantir a integridade da membrana entre a aplicação de diferentes métodos diretos.


Apesar da pouca informação disponível acerca des-ta tecnologia, uma das vantagens que apresenta, e é várias vezes destacada, prende-se com o facto

de a central onde se faz a conversão de energia poder ser construída em terra ou debaixo do solo para minimizar o impacto nas comunidades e no ambiente [125]. Assim sen-do, grande parte do sistema é construída onshore e por-tanto dispensa qualquer tipo de amarrações. No entanto, há que ter em conta a existência de outros componentes deste equipamento, como as tubagens para captação da água doce e da água salgada, acerca dos quais nenhuma informação foi encontrada e como tal não se tece nenhum comentário.

[5.6. EMBARCAÇÕES DE APOIO]O comentário feito para os sistemas de amarração tam-bém se aplica às embarcações de apoio.

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6.ENERGIA GRADIENTE TÉRMICO

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O gradiente térmico dos oceanos pode ser aproveitado para produção de energia elétrica. Os sistemas para esse fim designam-se por OTEC (Ocean Thermal Energy

Conversion) e utilizam a temperatura da água na superfície do mar e da água das suas profundezas como fonte quente e fria, respetivamente, de uma máquina térmica. As maiores diferenças de temperatura da água dos oceanos verificam-se nas zonas tropicais do planeta, onde a temperatura à superfí-cie varia entre 27 e 29 °C e nas profundezas ronda 4 °C.

Este é um recurso energético previsível (apenas ocorrem li-geiras variações da temperatura da água entre o verão e o inverno) e continuamente disponível. O seu potencial energé-tico considera-se superior ao de todas as outras formas de aproveitamento da energia dos oceanos, com uma estimativa global de 44000 TWh/ano [1]. Devido à sua previsibilidade, e tal como o gradiente salino, o OTEC poderá ser uma solução para operar como base load da rede, conferido maior estabilidade da mesma.

Nas zonas tropicais do planeta, só por volta dos 1000 m de profundidade do oceano é que a água se encontra a uma temperatura que ronda 4 °C. Os sistemas OTEC necessitam então de longas tubagens para fazer a captação da água proveniente dessas zonas. Estas são conhecidas como CWP (Cold Water Pipe) e constituem o maior desafio tecnológico

destes sistemas. Por um lado, caso a tubagem seja uma peça única pré-fabricada, o seu transporte e instalação/desinstalação são tarefas de difícil execução. Por outro, caso seja constituída por módulos tubulares contornam-se estas dificuldades mas surgem problemas a nível funcional, tais como o maior risco de falha nas várias articulações.O desenvolvimento da tecnologia dos risers no oil&gas tem contribuído para novos desenvolvimento nesta área. Alternativamente pode-se fabricar a tubagem na plataforma OTEC após esta ser construída, formando assim uma peça única sem o problema de transporte [131].

O CWP representa uma grande parte do investimento dos sis-temas OTEC por causa dos seus materiais, fabrico e instalação, que devem garantir a sua sobrevivência à fadiga provocada pelos movimentos da plataforma, à pressão de sucção interna, corrosão da água do mar, elevadas pressões hidrostáticas e correntes marítimas que podem causar elevadas tensões. Di-ferentes conceitos para a sua constituição, propostos em [132], são expostos na Figura 96. De acordo com esta, a tubagem pode então ser rígida (em cimento, aço ou FRP - Fiber Reinfor-ced Polymer) com juntas flexíveis, flexível (num elastómero/fibras ou termoplástico) com juntas rígidas A par do CWP, os permutadores de calor são outros componentes fulcrais des-tes sistemas, dos quais está dependente a eficiência de con-versão térmica e para onde se direcionam vários estudos.

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Atualmente existem já alguns casos de teste e utilização dos sistemas OTEC. A primeira instalação destes siste-mas remonta a 1930, em Cuba, e tinha capacidade de pro-duzir 22 kW de energia elétrica. Só em 1982-1983 é que uma nova central destas voltou a ser instalada, na Repú-blica de Nauru, produzindo 120 kW (dos quais 90 kW eram utilizados para alimentar a central). Várias investigações e testes foram desde então realizados, até que nos dias de hoje apenas um sistema OTEC com capacidade de pro-dução de 50 kW, desenvolvido pela Saga University em parceria com várias empresas japonesas, encontra-se em funcionamento [133].

Figura 96: Diferentes conceitos para a construção do Cold Water Pipe (adaptado de [132]).



Tal como no aproveitamento da energia proveniente do gradiente de salinidade, os sistemas de aprovei-tamento do gradiente térmico encontram-se neste

momento numa fase em que a Investigação e o Desenvol-vimento são fundamentais para fomentar a sua evolução. De referir que no caso dos sistemas de OTEC não existe um componente tão crítico como a membrana no apro-veitamento do gradiente de salinidade, como consequên-cia os desafios subjacente à viabilidade do OTEC estão re-lacionado essencialmente com os custos da exploração.

A simulação numérica de sistemas OTEC é conseguida pela utilização de códigos como o CFD, uma vez que o seu aproveitamento energético se baseia em princípios de engenharia térmica e de mecânica dos fluídos. Alguns destes estudos de simulação numérica podem ser encontrados na literatura e representam um passo fundamental para o desenvolvimento de sistemas eficientes em termos de custos. Os testes de sistemas

para aproveitamento do gradiente térmico dos oceanos são geralmente realizados em laboratório, uma vez que a parte essencial dos estudos passa por analisar o ciclo térmico, de modo a otimizar o processo para as temperaturas das fontes em questão. Exemplo é o teste experimental realizado em [134]. A resposta dinâmica da estrutura flutuante, caso esta seja necessária, é facilmente obtida através da teoria apresentada anteriormente neste relatório em 3.1. Por sua vez, o escoamento em condutas e as perdas de temperatura nestas é conhecido de outras aplicações de engenharia e pode ser estudado, tal como o ciclo térmico e a resposta dinâmica do sistema, com recurso a códigos de CFD.

Em [135] foi desenvolvido um código numérico específico para o cálculo de instalações de aproveitamento do gra-diente térmico com o ciclo de Uehara. Este modelo foi criado com base na termodinâmica, dividindo a instalação de 18 componentes em seis partes: condensação, aque-cimento, regeneração, evaporação, turbinas e difusor. Em cada divisão foram aplicadas as leis de conservação da massa e da energia com base nas respetivas condições de operação.

Para o desenvolvimento desta tecnologia muito tem con-tribuído a DCNS (Direction des Constructions Navales), com vários testes realizados na Martinica, Taiti e mais re-centemente na ilha da Reunião. Atualmente o grupo está envolvido num programa de I&D para melhorar o CWP. A conclusão deste possibilitará à DCNS oferecer soluções completas de centrais OTEC offshore [136].

No capítulo seguinte abordam-se alguns conceitos para as centrais de aproveitamento do gradiente térmico.

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ENERGIA]

Para fazer o aproveitamento da energia do gra-diente térmico dos oceanos e a sua conversão em energia elétrica podem-se distinguir três tipos de

sistemas OTEC quanto ao seu modo de funcionamento. Estes podem operar em ciclo fechado, aberto ou híbrido (uma mistura dos dois anteriores). A descrição de cada um destes modos é apresentada nos subcapítulos desta secção.

A localização dos sistemas OTEC é também um parâ-metro para distinguir diferentes conceitos destes. Deste ponto de vista, as centrais de conversão de energia dos sistemas OTEC podem ser onshore (Figura 97) ou offsho-re (Figura 98). Por um lado, a construção onshore da central de conversão de energia tem a seu favor o facto de não serem precisas amarrações, longos cabos para fazer o transporte de energia elétrica nem operações de manutenção complexas, como acontece com as centrais offshore por se encontrarem num meio adverso (ainda que menos que o eólico e as ondas). Além disso, esta pode também servir de apoio a outras atividades locais, como a agricultura ou algum tipo de indústria que necessite de refrigeração ou água dessalinizada. Em contrapartida, a menos que o sistema OTEC seja construído em locais que a profundidade perto da costa varie muito (inclinações de 15 a 20º), as tubagens para captação e descarga da água têm de ser extensas. No entanto, o principal aspeto nega-tivo da construção onshore prende-se com o facto de as tubagens se encontrarem na zona de rebentação, onde há elevada turbulência. Isso obriga a que estas sejam ins-taladas em valas de proteção, para não ficarem sujeitas a elevados esforços durante tempestades. Por outro lado, as instalações offshore consistem em estruturas flutuan-tes no alto mar que possibilitam a construção de centrais de maior capacidade. Nestas, a captação e descarga da água fria não necessita de tubagens tão compridas como

Figura 97: Ilustração de uma central onshore de um sistema OTEC [137]. Figura 98: Ilustração de uma central offshore de um sistema OTEC [137].

[6.2.1. SISTEMA OTEC DE CICLO FECHADO]

No sistema OTEC de ciclo fechado (representado na Figura 99), além da água captada da superfície e das profundezas do oceano, existe um terceiro

fluido de trabalho (e.g. amónia) com baixo ponto de ebu-lição. Este é conduzido, de modo a descrever um ciclo de Rankine, num circuito fechado composto por uma bomba, dois permutadores de calor e uma turbina. Esta última aciona um gerador para produzir energia elétrica. Além destes componentes existem no sistema mais duas bom-bas (para fazer circular a água fria e quente que se capta do mar) ligadas aos permutadores por tubagens, em que a da água fria é o já referido CWP.

Os permutadores aqui em questão funcionam no ciclo como evaporador e condensador. No interior de um deles corre a água quente captada da superfície do oceano, que cede calor ao fluido de trabalho fazendo-o transitar para a fase gasosa. Por sua vez, no outro corre a água fria captada das profundezas, que faz com que o fluido de trabalho ceda calor e transite de volta para a fase líquida. A turbina, que na configuração do sistema é colocada no meio dos dois permutadores, funciona com gás.

O ciclo de Rankine descrito pelo fluido de trabalho é um ciclo termodinâmico utilizado em máquinas térmicas para converter calor (proveniente da água quente do mar neste caso) em trabalho. O ciclo é formado por uma sequência de 4 processos que se dão entre duas linhas de pressão. Na Figura 100 estão representados os 4

na situação onshore. No entanto, o meio adverso onde são instaladas aliado ao facto de serem flutuantes, pro-porciona vários problemas em caso de tempestade e em termos de estabilidade, comprimento do cabo elétrico e manutenção. Nas duas alternativas para localização dos sistemas OTEC o princípio de aproveitamento e conver-são de energia é igual, pelo que, esta informação é aqui apresentada apenas a título de curiosidade.

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processos de um ciclo Rankine num diagrama T-s (Tem-peratura – Entropia). De seguida faz-se um paralelismo entre os processos do ciclo de Rankine e os fenómenos que ocorrem nos sistemas OTEC de ciclo fechado.

• 1 → 2: O fluido de trabalho é bombeado e consequente-mente a sua pressão aumenta.

• 2 → 3: O fluido de trabalho passa pelo permutador de calor que corre no seu interior a água quente, absorve calor e passa a vapor saturado.

• 3 → 4: O fluido de trabalho passa pela turbina e produz--se trabalho. A pressão e a temperatura decrescem em detrimento da expansão que ocorre.

• 4 → 1: O fluido de trabalho à saída da turbina passa pelo permutador de calor que corre no seu interior a água fria, liberta calor e volta assim ao seu estado inicial.

Figura 99: Sistema OTEC de ciclo fechado [138].

Figura 100: Diagrama T-s do ciclo de Rankine [139].

[6.2.2. SISTEMA OTEC DE CICLO ABERTO]

No sistema OTEC de ciclo aberto (representa-do na Figura 101) a água quente que se capta da superfície do oceano desempenha o papel

de fluido de trabalho, realizando o ciclo de Claude descrito mais à frente nesta secção. O sistema aqui em questão é constituído por um desgaseifeicador, um evaporador flash, uma turbina acoplada a um gerador para produção de energia elétrica, um con-densador e 4 bombas (para captar a água quente e fria do mar e retirar a água do evaporador flash e do condensador).

Na Figura 102 apresenta-se o diagrama T-s do ciclo de Claude. O estado 1 representado corresponde às condições da água quente do mar quando é captada. Esta ao passar pelo desgaseificador sofre uma queda

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Figura 101: Sistema OTEC de ciclo aberto (adaptado de [132]).

de pressão, até um valor ligeiramente superior à de líquido saturado para a temperatura correspondente, e com isso a maioria dos gases dissolvidos na água são libertados. A água desgaseificada que se obtém (estado 2 do ciclo) entra posteriormente no evaporador flash, onde sofre nova queda de pressão até atingir o estado 3 do ciclo (vapor húmido). Nesse instante, água e vapor estão em coexistência no evaporador flash nos estados 3f e 3g do ciclo, respetivamente. Por um lado, a percentagem de vapor obtida evolui até ao estado 4 por expansão na turbina, de modo a converter a energia térmica em mecânica. Por outro, a percentagem de água que se tinha no evaporador é bombeada (estado 7) de volta para o mar. O vapor expandido na turbina atravessa o condensador, onde cede calor à água fria que se capta do mar, passando a líquido saturado (estado 5 do ciclo). Para terminar o ciclo esta é bombeada até ao estado 6 do ciclo, convertendo-se em água doce, que pode ser aproveitada ou devolvida ao mar.

Figura 102: Diagrama T-s do ciclo de Claude [132].

Figura 103: Sistema OTEC de ciclo híbrido [132]. Figura 104: Diagrama T-s do ciclo híbrido de sistemas

OTEC [132].

[6.2.3. SISTEMA OTEC DE CICLO HÍBRIDO]

O sistema OTEC de ciclo híbrido usa partes dos dois sistemas anteriormente apresentados para pro-duzir energia elétrica e água dessalinizada. Esta é

uma tentativa de aproveitar os aspetos positivos e evitar os negativos dos ciclos abertos e fechados. Nesta confi-guração, a parte do circuito correspondente à configura-ção de ciclo fechado é responsável por produção de ener-gia elétrica. As descargas de água são enviadas para um segundo circuito, com uma configuração igual à do ciclo aberto sem a turbina e gerador, onde é feita a dessalini-zação da água quente.

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[6.2.4. OUTROS CICLOS PARA SISTEMAS OTEC]

O rendimento de Carnot de uma máquina térmica a operar entre duas fontes de calor com tempera-turas iguais à da água quente e fria do mar é de

aproximadamente 6 a 7%. No entanto, devido a perdas de calor, gastos de energia na alimentação das bombas e à eficiência da turbina, gerador e permutadores de calor, um sistema OTEC tem um rendimento real de apenas 1 a 2% [140].

Com vista a aumentar o rendimento dos sistemas OTEC surgiu a hipótese de utilizar uma mistura de amónia com água como fluido de trabalho num ciclo de Kalina (ver na Figura 105). Segundo [141], para o intervalo de tempera-turas entre 4 e 28 °C obtém-se com o ciclo de Rankine aproximadamente 3% de rendimento. Por sua vez, com o ciclo de Kalina atingem-se valores que rondam 5%. No entanto, a mistura que neste é utilizada sobrecarrega os permutadores de calor. Como tal, foi proposto o ciclo de Uehara (também com uma mistura de amónia com água), cujo respetivo sistema se encontra representado na Figura 106. Este garante em teoria maior rendimento, pois algum do vapor da turbina é extraído para assim se reduzir o trabalho do condensador. Em [142] apresenta-se um estudo das condições que conduzem à máxima efi-ciência do ciclo de Uehara. O maior valor registado foi de 6.2877 %.

Figura 105: Sistema do ciclo de Kalina [143]. Figura 106: Sistema do ciclo Uehara [143].

Em todos os sistemas OTEC apresentados, a produ-ção de energia elétrica consegue-se através de uma turbina (movida pelo caudal de fluido de trabalho na

sua fase gasosa) acoplada a um gerador. Este é portanto um processo de conversão que se desenrola de acordo com os módulos convencionais, como elucida a Figura 107.

Relativamente à transmissão de energia elétrica, é refe-rido em [132] que esta se pode fazer em HVAC ou HVDC, dependendo da distância da central à costa. O cabo acon-selhado é do tipo XPLE (Cross-Linked Polyethylene), tal como na energia eólica offshore. No entanto, o método indicado como preferencial para transmitir energia passa pela produção de combustível, como metanol ou amónia, na planta OTEC a partir da energia produzida [132].

Figura 107: Conversão de energia num sistema OTEC.



Além destes dois ciclos para melhorar o rendimento de Carnot dos sistemas OTEC, existem propostas de siste-mas que utilizam coletores solares ou água quente pro-veniente de centrais nucleares, por exemplo, para aque-cer o fluido de trabalho [138].

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CONTROLO]

Atualmente a operação de uma central térmica devido à sua complexidade implica uma instru-mentação substancial. Essa instrumentação por

sua vez está ligada ao sistema de controlo da instala-ção. As instalações OTEC não fogem à regra, e tal como as centrais térmicas são uma complexa configuração de tubos e maquinaria com uma infinidade de sistemas de apoio e interfaces de controlo. Existem uma série de parâmetros que necessitam de ser monitorizados conforme os limites impostos. A medição das pressões, das temperaturas e dos caudais em circulação é neces-sária para a operação das centrais. A monitorização da turbina e do gerador é também importante no controlo de geração de eletricidade. Importa monitorizar, no se-guimento da experi~encia obtida nas centrais térmicas, neste acoplamento:

• O nível de óleo nos rolamentos e a sua temperatura

• Analisar a vibração e alinhamento no acoplamento tur-bina-gerador.

• Nível de óleo e temperatura nos rolamentos

• Nível de óleo e temperatura na caixa de velocidades

• Temperatura no estator, nos enrolamentos e no rotor

• Potencia reativa e ativa da unidade de geração

• Tensão, corrente e frequência da eletricidade gerada

Dependendo das especificações a instrumentação e mo-nitorização pode ser standard ou não. Os valores monito-rizados alimentam posteriormente o sistema de controlo.

Com o objetivo de potenciar a operação de uma central em termos de produtividade e fiabilidade são utilizados sistemas SCADA (Supervisory, Control and Data Acquis-tion). Para além destes, fazem parte do sistema de con-trolo de uma central que opere com um ciclo térmico, transmissores, recetores, modems, computadores e con-troladores programáveis. Este conjunto de componentes são responsáveis por manter a operação da central den-tro dos valores considerados normais e pela sua sobre-vivência em caso de ocorrência de uma avaria extrema.


A descrição dos sistemas de amarração para a tec-nologia OTEC não será realizada de forma exaus-tiva neste capítulo pois esta descrição foi efetuada

anteriormente. Importa fazer a referência de que os siste-mas de amarração para instalações OTEC não adicionam novas especificações, pois a tecnologia para as amarra-ções de instalações offshore está num grau de maturida-de mais avançado que os próprios sistemas OTEC.

Remete-se esta análise para os capítulos anteriores onde esta temática foi abordada.


Tal como os sistemas de amarração, também uma análise exaustiva das embarcações de apoio não será efetuada neste capítulo. É de prever que no li-

mite a exigência em termos de embarcações de apoio dos sistemas OTEC seja semelhante à das plataformas petro-líferas, para as quais, mais uma vez, em termos tecnoló-gicos as embarcações de apoio estão mais desenvolvidas que os próprios sistemas OTEC.

Do mesmo modo, a pouca maturidade desta tecno-logia não permite também ter uma noção da sua escala comercial. Remete-se a análise deste tópico para capítulos anteriores onde foram abordadas as embarcações de apoio e como alternativa, para bi-bliografia que aborde esta temática para as plata-formas petrolíferas offshore.

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7.ENERGIA SOLAR OFFSHORE

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A energia solar é uma fonte renovável que afeta toda a dinâmi-ca do planeta Terra, sendo representativa de uma forte fonte de sustentabilidade para o planeta. O aproveitamento deste

tipo de energia para a produção de energia elétrica é de uma forma standard realizado onshore. Recentemente, devido a implicações causadas pela ocupação terrestre deste tipo de tecnologias aliadas ao facto de as zonas de maior potencial solar estarem localizadas fora da costa, começou-se a investigar a possibilidade de desenvol-ver sistemas de aproveitamento da energia solar para a produção de energia elétrica offshore.

Deste modo, surgiram recentemente soluções, ainda que hipotéticas, para o desenvolvimento de sistemas tecnológicos para este tipo de aproveitamento. No entanto, importa realçar o caráter muito pou-co amadurecido da exploração de energia solar para a produção de energia elétrica offshore. As soluções existentes não passam ainda de protótipos ou apenas conceitos, não existindo nenhuma explora-ção comercial da tecnologia.

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[7.1. INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMEN-

TOS TECNOLÓGICOS]

A exploração da energia solar tem pouca repre-sentação no sector renovável offshore. A ideia de aproveitar a energia solar incidente fora da costa é,

portanto, um conceito novo e que se encontra essencial-mente na primeira fase de I&D. As instalações flutuantes de painéis solares instaladas até a data foram realizadas em zonas com águas paradas, não havendo registo de instalações em mar.

Diversas ideias foram já submetidas com maior ou menor sucesso para serem patenteadas. Algumas destas ideias inovadoras dedicavam-se à exploração solar offshore de forma exclusiva, outras conciliavam esta exploração com outras finalidades.

Uma das patentes que tem maior ênfase nesta área, e que será abordada com maior detalhe na secção 7.2., é o conceito da Patente EP2242961 B1, inventada por Tho-mas Hinderling, as ilhas solares. Uma outra alternativa, menos convencional, que não recorre à utilização de pai-néis solares e em vez disso se baseia essencialmente no conceitos dos solar ponds, lagoas que se baseiam no principio de geração de gradientes de temperatura em soluções salinas, pode ser identificada em [144].

A Alemanha, o Japão e os Estados Unidos são os países com maior contribuição para o desenvolvimento do solar fotovoltaico [145]. O investimento em I&D na União Europeia tem continuado através de programas de financiamento, a título de exemplo o sétimo programa quadro (FP7). Seja a nível nacional ou multinacional, apoio governamental contínuo é necessário para que a energia solar mantenha o seu valor atrativo e para que novos desenvolvimentos continuem neste setor das renováveis. Futuramente es-pera-se que o solar offshore venha a ganhar maior ex-pressão no campo da I&D.


ENERGIA]

Os princípios base que se aplicam no aproveitamen-to de energia solar offshore são os mesmos que se utilizam onshore. A exploração deste recurso

em ambiente offshore consiste no agrupamento das so-luções já existentes para utilizar em terra, em sistemas flutuantes que possam tirar partido da elevada área dis-ponível nos oceanos [146].

[7.2.1. ILHAS SOLARES]

O conceito com maior visibilidade no que toca à energia solar offshore são as ilhas solares [147]. Es-tas consistem numa membrana circular em cima

da qual são colocados concentradores solares. Por sua vez, a membrana assenta numa estrutura toroidal como a representada na Figura 108,com D = 5 km e d = 20 m. No centro da ilha existe uma torre onde se armazena o vapor a alta pressão, produzido ao longo dos vários tubos que recebem a radiação dos concentradores. Uma representação computacional do conceito pode ser ob-servada na Figura 109.

Para manter toda a membrana 20 m acima do nível do mar, um conjunto de bombas elétricas, colocadas por bai-xo desta, provocam uma sobrepressão de 0.1 bar capaz de a suster. Além disso, toda a plataforma tem capaci-dade de se ajustar em relação à posição do sol de forma a otimizar a captação de energia. Para isso, são coloca-dos propulsores elétricos ao longo do perímetro da ilha a cada 10 m.

O aproveitamento energético da ilha faz-se por CSP (Concentrated Solar Power), como representado na Figu-ra 110. Este tipo de conversão baseia-se na geração de vapor de água num circuito a partir de concentradores solares. O vapor produzido é posteriormente utilizado no

Figura 108: Ilustração de um toro [148].

O aproveitamento da energia solar resume-se à transfor-mação da energia dos fotões associados à radiação so-lar em energia útil. O método mais comum de fazer este processo consiste na conversão direta da radiação em eletricidade, a partir de painéis fotovoltaicos. Existem no entanto outros métodos a ter em consideração, que con-sistem na separação de água em oxigénio e hidrogénio ou no aproveitamento térmico da energia.

As soluções para o aproveitamento de energia solar offshore embora já conhecidas, são ainda muito escas-sas. Distinguem-se poucos tipos de tecnologia e, dentro destas, nenhuma pode ser considerada como expressiva.

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Figura 109: Solar Islands Concept [147].

acionamento de uma turbina de vapor que assim conver-te a energia solar captada em energia elétrica.

Nas ilhas solares a água é aquecida até 250ºC e trans-formada em vapor saturado, sendo posteriormente con-duzida com a finalidade de atuar um ciclo térmico que poderá estar situado na ilha ou no exterior desta. O ciclo térmico utilizado é o Ciclo de Rankine Orgânico [150]. Um esquema do tubo utilizado na absorção da energia refle-tida pode ser observado na Figura 111.

Para assegurar a estabilidade horizontal, toda a ilha está coberta por uma malha de cabos de aço, com uma configuração do tipo raquete de ténis. Simulações ex-tensivas mostraram que os 44 cabos que perfazem o sistema, quando pré tencionados com 20kN, conferem à plataforma um comportamento muito estável mesmo

em situações de elevadas velocidades de vento. Este é um dos pré-requisitos para a utilização de painéis sola-res térmicos com concentradores [150].

Prevê-se que um sistema de controlo avançado seja apli-cado neste tipo de estruturas. Este sistema deve incluir uma rede de sensores que execute funções tais como a aplicação de forças no sistema de cabos. O sistema deve monitorizar constantemente variáveis tais como, a tem-peratura, a pressão da almofada de ar por debaixo da membrana, a altura a que se encontra a plataforma e o nível de água na zona abaixo da membrana. Adicional-mente, o sistema de controlo é responsável pela rotação precisa da plataforma bem como por todo o seu ciclo tér-mico [150].

Figura 110: Princípio de funcionamento do sistema CSP das ilhas solares [149].

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Figura 111: Esquema do tubo de absorção [150].

[7.2.2. TECNOLOGIA LIQUID SOLAR ARRAY]

Outro dos conceitos existentes para o aprovei-tamento da energia solar offshore é o LSA (Li-quid Solar Array), representado na Figura 112.

Esta solução tecnológica consiste numa estrutura modular composta por um módulo de células fotovol-taicas que recebem a luz solar através de um sistema auxiliar de concentração da luz incidente. O princípio de conceção deste sistema é o de minimizar o núme-ro de células fotovoltaicas, reduzindo, deste modo, o custo de produção do dispositivo.

O sistema LSA utiliza tecnologia solar e componentes es-truturais standard, estabelecidos no mercado e com fiabi-lidade comprovada. É a aplicação na água que torna único e patenteado o conceito de LSA. O sistema prima, também, pela sua versatilidade como sistema modular. Permite a qualquer utilizador ajustar a sua instalação consoante a sua necessidade.

O LSA é um sistema que utiliza concentradores em

Figura 112: Tecnologia LSA [151].

plástico leve, montados numa estrutura flutuante do tipo jangada ancorada. A lente concentradora em plástico fino segue o sol tanto diária como sazonalmente. Um número mínimo de células de silício (ou outro tipo) é alojado num recetáculo metálico fotovoltaico imerso na água. Deste modo mantêm-se as células frias e eficientes, devido à convecção de calor originada pela diferença de temperaturas entre a superfície do recetáculo metálico e a água. Em condições ambientais menos favoráveis, como ventos fortes, a lente protege-se rodando em torno da jangada, ficando submersa como se pode observar na Figura 113.

A chave da conceção do sistema LSA, tal como foi referido anteriormente, é o seu baixo custo por Watt, que resulta da baixa utilização de materiais e da simplicidade dos materiais utilizados.

O controlo do posicionamento da lente é conseguido por um sensor de luz e um software de aquisição e computação dos dados recebidos. Um sensor de vento está igualmente ligado ao sistema de controlo e permitirá proteger a lente caso o vento

Figura 113: LSA em posição protegida [151].

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Figura 113: LSA em posição protegida [151].

seja superior a um limite estabelecido. A lente é impermeável e limpa-se automaticamente.

Um inversor estabelece a conversão da eletricida-de produzida no LSA de corrente contínua para cor-rente alternada, permitindo assim a ligação à rede elétrica.



Os sistemas de conversão da energia solar podem ser fotovoltaicos, térmicos fotossintéticos e foto(e-lectro)químicos, Figura 114. Estes dois últimos não

serão abordados neste capítulo. No capítulo 8 abordar--se-á um dos exemplos deste tipo de aproveitamento.

Importa agora referir algumas considerações téc-nicas relevantes acerca destes sistemas. Um dos tipos de aproveitamento já referidos, a conversão térmica da energia solar, é conseguido recorrendo a coletores solares dimensionados para o aqueci-mento da água que por eles circula. Podem ser de absorção simples, placa plana com cobertura de vidro, placa plana com vidro seletivo, tubos de vá-cuo ou com concentradores solares. Um conjunto de representações destes encontra-se na Figura 115. A definição do tipo de tipo de conversão que pre-valecerá futuramente como a mais indicada para o aproveitamento solar offshore não é imediato. Atra-vés de análise dos primeiros passos neste tipo de aproveitamento é identificado um enfoque especial nos custos das tecnologias, sendo que, este fator irá desempenhar um papel decisivo na evolução dos conceitos de aproveitamento solar offshore,

A transformação da energia térmica absorvida nestes equipamentos é utilizada geralmente para a produção

Figura 114: Pirâmide da energia solar, tipos de conversão [152]. Figura 115: Tipos de coletores solares térmicos [153].

de energia mecânica e consequente produção de energia elétrica. Os painéis fotovoltaicos, são constituídos por um agrupamento de células solares, que servem-se do efei-to fotovoltaico para produção direta de energia elétrica a partir da energia solar. Os fotões provenientes da luz so-lar quando inferem numa célula solar, um semicondutor P-N (junta P-N, ou seja, é uma junta formada por um ma-terial semicondutor tipo P-elevado número cargas positi-vas e tipo N-elevado número de cargas negativas), podem ser absorvidos, refletidos ou transmitidos. Quando estes são absorvidos dão origem à movimentação de eletrões (através da criação de um par electron-hole) entre os dois semicondutores da junta P-N que originam um potencial elétrico que pode ser extraído por uma fonte externa [154].

Existem diversos tipos de classificação para as células fotovoltaicas em função do tipo de células. Cerca de 90% das células existentes no mercado são das células de si-lício do tipo wafer-based. As células cristalinas de silício deste tipo têm relativa alta eficiência, 12 a 18%. Esta con-figuração de células tem fiabilidade comprovada em dife-rentes condições ambientais. Contudo, o preço por módu-lo deste tipo de células continua relativamente elevado.

Outro tipo de configuração são as células de filme fino. Por um lado, as células de filme fino de silício amorfo são caracterizadas por uma eficiência dos 8 a 9%. Por outro, as células de filme fino em silício cristalino representam um grande atrativo comercial no sentido de se conseguir tornar os preços dos fotovoltaicos mais competitivos. Efi-ciências de 16% já foram atingidas com este tipo de con-figuração. Outra hipótese para as células fotovoltaicas é a utilização de células do tipo CdTe (Thin Cadmium Tellu-ride) e CIGS (Cooper Indium Gallium Selenide). Estes são dois tipos de soluções que apenas necessitam de filmes muito finos para a criação de células solares. Existem di-versas alternativas que continuam a ser desenvolvidas com o intuito de baixar o preço deste tipo tecnologia [154]. De seguida irá ser descrito o processo de acondiciona-mento da eletricidade produzida nas células fotovoltai-cas.

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Adicionalmente aos sistemas descritos anteriormente responsáveis pela conversão da energia dos fotões em energia elétrica, ou seja, células fotovoltaicas, existem mais três tipos de componentes comuns às instalações solares fotovoltaicas e envolvidos na cadeia de conver-são de energia: o inversor, o controlador de carga e as baterias [152].

O controlador de carga monitoriza e controla o nível de carga na bateria de forma a assegurar que quando esta necessita de corrente é abastecida, e ao mesmo tempo garante que não fique sobrecarregada. Os controladores de carga são também designados por reguladores de car-ga. A bateria fornece corrente DC ao inversor. As baterias utilizadas em sistemas solares caraterizam-se pela sua capacidade de poderem ser descarregadas e carregadas milhares de vezes. As baterias são classificadas em am-peres/hora (A/h). Uma bateria deve ter uma capacidade satisfatória de A/h para que possa fornecer a potência necessária enquanto o sistema coletor não efetua a con-versão energia solar.

Por último, o inversor converte a voltagem DC em vol-tagem AC standard. A corrente fornecida é deste modo transformada, filtrada, etc. para que possa ser encontra-da uma forma de onda aceitável. Quanto maior o proces-samento, mais limpo e menos ruidoso é o sinal de saída, mas menor é a eficiência da conversão. O objetivo final é a produção de um sinal que seja aceitável para todas as formas de carga sem dissipação adicional de potência durante a conversão.

Existem 4 configurações principais para o sistema de condicionamento de eletrónica de potência:

• Com inversor central: Nesta tipologia a central fotovol-taica (>10kW) é organizada em vários ramos paralelos conectados a um único inversor central no lado DC do sistema. Estes inversores são caracterizados pela ele-vada eficiência e menor custo específico. Contudo, a fiabilidade da central é limitada devido à dependência de um único módulo. Do mesmo modo, a central tem menos produção devido a perdas de incompatibilidades no módulo originadas pelo sinal e operação das células.

• Com inversores do tipo “string inverters”: Este tipo de sistema é semelhante ao de inversor central, mas a central fotovoltaica é dividida em várias ramificações. A cada ramificação do módulo fotovoltaico é atribuído um inversor denominada de “string inverter”. Este leva a menores perdas no sistema e a uma maior fiabilidade de fornecimento da energia elétrica. Este tipo de siste-ma evoluiu tornando-se uma configuração standard nos sistemas fotovoltaicos.

• Com inversor integrado no módulo: Este tipo de sistema utiliza um inversor em cada módulo. Permite otimizar a

Figura 116: Configuração com inversor central [152].

Figura 117: Configuração do tipo “string inverters” [152].

Figura 118: Configuração com inversores integrados nos módulos [152]

produção de energia, contudo tem menor eficiência que a configuração com “string inverters”.

97


• Conversores de multinível: Os conversores de multinível têm três ou mais níveis de tensão que resultam numa distorção total harmónica mais baixa. Em adição têm ainda maior tensão e menos 25% de perdas de comuta-ção. São, no entanto, mais caros.

Figura 120: Conversores multinivel (a) – Neutral Point Clamped (b) Active

Neutral Point Clamped [152].

Figura 120: Exemplo de curva de funcionamento de um coletor

fotovoltaico [155].


CONTROLO]

Com o intuito de otimizar a conversão de energia nos sistemas de aproveitamento da energia solar é ne-cessária a utilização desistemas para monitorizar e

controlar a operação das tecnologias de aproveitamento que podem ser mecânicos ou eletrónicos.

O MPPT (Maximum Power Point Tracker) é um dos sis-temas mais frequentemente utilizados para maximizer a taxa de conversão de potência no sistema. Este é um sistema eletrónico que move o ponto operacional do sis-tema com o intuito de conseguir máxima eficiência. Como se constata na Figura 120, existe um ponto de operação do sistema, para a corrente (I) e a Tensão (V), onde a ge-ração de potência é máxima.

Estes sistemas são função da irradiação solar e da tem-peratura. Diferentes algoritmos podem ser aplicados para a implementação do sistema MPPT [152]:

• Perturbação e observação: Perturbar e observar é o al-goritmo de MPPT mais comum. Este método de MPPT segue o procedimento de verificar constantemente a tensão e incrementá-la constantemente enquanto a po-tência convertida continuar a crescer. Após a passagem do ponto máximo, a potência convertida começa a de-crescer e o algoritmo procede à correção da voltagem para compensar o decréscimo de potência. Este proces-so iterativo continua até que o ponto máximo é atingido.

• Método da condutância incremental: Este é um méto-do MPPT mais complexo, mas mais preciso. O conceito

subjacente a este método é a comparação do diferencial da potência convertida, respetivamente à tensão, com 0, e ver se esté é superior ou inferior tirando partido do facto do declive da curva no máximo ser 0. O diferencial da potência igualado a 0 pode ser reescrito em função da condutância.

• Método da tensão constante: O método da voltagem constante é o mais simples e de aplicação mais ampla dos algoritmos MPPT. Neste método, o sistema coloca a tensão do painél fotovoltaico temporariamente em 0 com o intuito de determinar a tensão de circuito aberto. Uma vez que o sistema tenha este valor ele pode cal-cular, baseado num rácio constante, qual deveria ser a tensão de operação, e o sistema pode mover-se no sentido dessa tensão. Existe um intervalo de tempo es-pecificado, o qual pode ser programado, no qual o sis-tema repete este cálculo isolando a fonte. Este sistema é o menos eficiente dos descritos pois existem perdas substanciais no processo de cálculo.


Não havendo nenhum sistema solar offshore em mar aberto, não existe, portanto, uma caracteri-zação específica do tipo de amarrações utilizadas

neste tipo de instalações. Contudo, a tipologia destas estruturas muito provavelmente não representará em termos de sistemas de amarração dificuldades acres-cidas para as quais a tecnologia não esteja atualmente desenvolvida e não tenha sido referida neste documento.

[7.6. EMBARCAÇÕES DE APOIO]O comentário feito para os sistemas de amarração tam-bém se aplica às embarcações de apoio.

98

8. MICROALGAS/MACROALGAS PARA PRODUÇÃO DE BIOCOMBUSTÍVEL

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8.MICROALGAS/MACROALGAS PARA PRODUÇÃO DE BIOCOMBUSTÍVEL

Uma forma indireta de retirar energia dos oceanos é a produção de biocombustível a partir de algas. Comparativamente às outras formas de energia

renovável anteriormente descritas, os biocombustíveis têm a particularidade de permitir o armazenamento da energia solar de uma forma simples e ao mesmo tempo poderem ser aplicados de forma direta como combustível nos transportes.

As algas marinhas são parte integrante de uma nova ge-ração de biocombustíveis, que ganhou particular interes-se nos últimos anos. Prevê-se que a produção deste tipo de biocombustíveis permita contornar uma das maiores problemáticas que surgiram com o aparecimento dos pri-meiros biocombustíveis: a competição por espaço terres-tre com a produção alimentar. Como alternativa, a produ-ção das algas marinhas pode ser realizada offshore, onde existe área disponível para a exploração.

O facto de as micro e macroalgas poderem ser cultivadas no mar é a principal, mas não a única vantagem que ad-vém da sua utilização como fonte de energia renovável.

Estas fazem com elevada eficiência a conversão dos fo-tões da radiação solar e como tal, sintetizam rapidamente a biomassa assimilando recursos existentes na natureza, tais como, a energia do sol, dióxido de carbono e os nu-trientes inorgânicos [156].

Porém, alguns obstáculos técnicos bloqueiam o desen-volvimento da produção de biocombustível a partir de algas a uma escala que torne esta exploração minima-mente expressiva na contribuição para as necessidades energéticas. A obtenção de biocombustível a partir de algas marítimas encontra-se portanto numa fase pouco amadurecida [157].

100


[8.1. INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMEN-

TOS TECNOLÓGICOS]

A utilização de fontes renováveis para a produção de biocombustíveis mostra um progresso definido no sentido de limitar a emissão de gases de estufa,

melhorar a qualidade do ar, atingir independência e se-gurança energética, e encontrar novas fontes renováveis mais equitativamente distribuídas em termos geográfi-cos em relação aos combustíveis fósseis.

Mesmo considerando os numerosos esforços que de-correm no sentido de desenvolver as tecnologias funda-mentais (produção, colheita, armazenamento, despoli-merização e conversão bioquímica) para a produção de biocombustível a partir de biomassa terrestre, a produ-ção de biocombustíveis a partir de biomassa proveniente de plantas marinhas tem recebido menos atenção [158].

Para a modelação dos sistemas de crescimento das algas marinhas utilizam-se essencialmente os códigos referi-dos anteriormente neste relatório. Estudos realizados em CFD, Ansys FLUENT, que antecipam a interação entre as algas e o fluido podem ser encontrados na literatura [159]

ou [160]. Este tipo de estudos será muito requisitado no fu-turo, no dimensionamento das instalações para o cultivo em mar de algas, pois o crescimento destas e o seu movi-mento podem significar cargas estruturais significativas.

O dimensionamento de outros componentes dos siste-mas, tais como a estrutura em si e as amarrações, pode ser efetuado com os códigos CFD descritos para a simu-lação de corpos em interação com as ondas, correntes e o vento.

Na Tabela 26 é possível identificar os diferentes níveis de maturidade da obtenção de biocombustíveis. É consta-tável o baixo estado de maturidade da obtenção de bio-combustível a partir das algas quando comparado com outros tipos de exploração desta fonte. Este é um fator

Tecnologia Laboratório Projeto-piloto Demonstração à escala real Mercado

Etanol do Açúcar /Amido

Biodiesel-ésteres

Etanol Celulósico

Biobutanol

Biodiesel das algas- lípidos para ésteres

[8.2. SISTEMAS PARA O CULTIVO DE

ALGAS OFFSHORE]

A exploração de algas marinhas para a produção de biocombustíveis é caracterizada pelo seu baixo desenvolvimento tecnológico, algumas soluções

para a produção de biocombustível a partir de biomassa marinha encontram-se em estudo. No entanto, esta ex-ploração é essencialmente realizada para a obtenção de outros químicos.

Existem pelo menos três opções para os campos de cul-tivo de algas: campos offshore, campos nearshore ou campos com instalações terrestres. Um exemplo de uma solução testada no passado é a instalação offshore de L. Hyperborea (testada no Mar do Norte), [162]. Esta solução revelou ter um custo muito elevado, prevendo-se que apenas se tornará viável com a subida do preço de venda das algas. Campos nearshore são atualmente utilizados para o cultivo de macroalgas em países como a China e o Japão. Porém, preocupações ambientais e relacionadas com as políticas governamentais não permitiram desen-volvimentos desta ordem na Europa [163]. A exploração das algas em zona terrestre tem algumas vantagens técnicas relativamente às duas anteriormente referidas, contudo os custos das instalações e as implicações territoriais ainda não permitiram que esta fosse economicamente viável.

O referido equipamento para o cultivo de macroalgas tes-tado no Mar do Norte encontra-se representado na Figura 121. Uma das finalidades principais deste protótipo era a sua comercialização para ser integrado em parques eóli-cos offshore [162].

Tabela 26: Estado atual da produção das tecnologias de produção de biocombustível, (adaptado de [161]).

indicativo do longo percurso que este tipo de exploração tem de percorrer até a viabilidade económica.

101


A cultura de biomassa offshore no Mar do Norte requer uma estrutura de suporte rígida e robusta que sobrevi-va às condições ambientais existentes, seja facilmente manuseada e ao mesmo tempo retenha a espécie cul-tivada. Para isso, a geometria anelar do dispositivo tem 5 m de diâmetro e é fabricada num tubo de polietileno. Este por sua vez tem um diâmetro de 110 mm e uma espessura de 10 mm. A estrutura anelar acomoda 80 m de corda, dispostos radialmente numa configuração tipo teia de aranha, onde a espécie de macroalga se desenvolve. O dispositivo permanece a uma profundi-dade de 1.2 a 1.5 m e fixa-se graças a um cabo de aço (diâmetro de 30 mm) que o liga ao solo. A sua remoção é simples e pode ser rebocado até terra para se fazer a colheita das algas desenvolvidas e o cultivo de novas.

No mesmo estudo [162], a fiabilidade de outras configurações já existentes para a cultura de algas foi

Figura 121: Sistema de anel para a cultura de macroalgas em localizações

offshore [162].

Figura 122: Exemplos de sistemas de cordas para fixação das espécies a cultivar - coletores [164].

comparada. Estas são os palangres, a configuração em escada e a configuração em rede. Uma representação esquemática destes três tipos de estruturas pode ser observada na Figura 123.

Os palangres são uma estrutura relativamente sim-ples. Estes consistem numa linha principal que é equi-pada com pesos e dispositivos flutuantes de modo a fi-car submersa. As suas extremidades são fixas ao solo para que se posicione horizontalmente. A união dos pesos e dos dispositivos flutuantes à linha principal faz-se com cordas, e é nas dos pesos (Figura 122) que crescem as espécies cultivadas. Particularidades em termos de configuração e dimensões para todo o siste-ma dependem principalmente das espécies cultivadas e das condições específicas da área de instalação.

A configuração em escada posteriormente conduziu à criação da configuração em rede. Estas duas configura-ções são também de conceção simples e consistem num sistema de cordas organizado em escada e em rede, com um conjunto de dispositivos flutuantes, amarrações e os coletores da espécie. A segunda solução tem a particula-ridade de ser mais compacta que a primeira.

A utilização de cestas para o cultivo de algas fora da costa é também uma alternativa aos métodos descritos anteriormente, com aplicação corrente.

No que toca às microalgas, é menos comum encontrar configurações para fazer o seu cultivo. O cultivo destas, devido à sua reduzida dimensão, revela-se particular-mente difícil em ambiente offshore. Uma das soluções que foi pensada para este fim, e embora não esteja di-retamente relacionada com as algas marinhas mas que tira partido do espaço fora da costa, é a do projeto OMEGA (Offshore Membrane Enclosures for Growing Microalgae), representada na Figura 124. Esta resulta de uma investi-gação que ocorreu no Centro de Investigação NASA Ames, e está relacionada com a cultura de microalgas para a

102


produção de biocombustíveis. Este sistema consiste num tubo flutuante de plástico, largo e flexível, designado como fotobiorreator. Este sistema flutua no mar contendo no seu interior água residual e algas [165].

As algas utilizam energia do sol, dióxido de carbono e nutrientes provenientes da água residual para produzir biomassa que poderá ser convertida em biocombustível. Em paralelo com a criação de biomassa, as algas tratam a água residual que viria provavelmente a contribuir para a poluição do oceano. Um esquema do conceito pode ser observado na Figura 125. Os objetivos atuais da NASA são averiguar a viabilidade técnica deste projeto e iniciar a sua preparação para o desenvolvimento comercial.

Um outro projeto para produção de algas marinhas é o SeaWeed Carrier,da Seaweed Energy Solutions. Este tra-ta-se de uma estrutura tipo folha semelhante a uma alga de grandes dimensões onde podem ser cultivadas algas. Na Figura 126 apresenta-se uma imagem computacional do conceito.

O conceito do SeaWeed Carrier é inovador em termos de cultivo de algas pois afasta-se das soluções conven-cionais baseadas em cordas. O objetivo da companhia responsável é possibilitar o cultivo em zonas de maior profundidade, abrindo assim o caminho para produção de algas em larga escala. Só deste modo é que estas se po-derão tornar numa fonte de energia alternativa válida [167].

Figura 123: Tipos de Estruturas. Lado esquerdo superior - Palangres;

Lado direito superior - Configuração em escada; Lado esquerda inferior

- Configuração em rede [162].

[8.3. FORMA DE CONVERSÃO DE

ENERGIA]

A conversão de energia das macroalgas é um pro-cesso decisivo para a exploração dos biocombustí-veis comercialmente fiável. Adicionalmente ao tipo

de equipamento utilizado é necessário ter em conside-ração as características da espécie a cultivar. Em geral

as algas marinhas podem ser cultivadas vegetativamente ou através de um ciclo de reprodução separado. Para o cultivo vegetativo, as algas crescem em ambientes ade-quados com temperatura, luz, concentração de sal, nu-trientes e movimentação de água. Quando chegam à ma-turidade são colhidas deixando-se o suficiente para que a população volte a crescer ou plantando novas sementes. Embora este seja um método eficiente, nem sempre pode ser aplicado e em algumas circunstâncias (com tipos de algas específicos como a Laminaria) é necessário proce-der a um cultivo com alternação das gerações. Neste caso o ciclo reprodutivo tem custo muito mais elevado, pois a produção de sementes e o seu crescimento tem de ser realizado em instalações sediadas em terra com condi-ções ambientais controladas [168].

A colheita manual é ainda um processo comum na pro-dução de macroalgas mas, as exigências em termos de procura obrigaram ao desenvolvimento de equipamentos para este fim. No entanto, interessam aqui essencialmen-te as fases após o cultivo e a colheita das algas. A primei-ra fase de processamento consiste, para a maioria das aplicações em biocombustível, na aplicação de um pré tratamento da biomassa colhida. Este pré tratamento tra-ta-se da remoção de contaminantes, caracóis, resíduos, areia, entre outros. O processo de moer a biomassa para aumentar o seu rácio área/volume é frequentemente uti-lizado após a remoção dos principais contaminantes.

O procedimento seguinte é a secagem da biomassa, até que esta tenha 20 a 30 % do seu conteúdo em água ini-cial, e de seguida é aplicada a hidrólise com o objetivo de libertar os açúcares bloqueados nos polissacarídeos estruturais, tornando, deste modo, a biomassa apta ao processo de fermentação. Existem duas opções standard para a hidrólise das algas marinhas: a hidrólise enzimáti-ca e hidrólise com diluição ácida.

A obtenção de biocombustíveis líquidos, tais como o eta-nol e o butanol, é conseguida através da bioconversão de açúcares utilizando células microbiais, como leveduras ou bactérias. Embora o processo tenha sido minimamen-te identificado, atualmente a indústria das macroalgas continua primeiramente focada na indústria alimentar, que representa cerca de 80 a 90% do valor total das al-gas marinhas [158].Uma representação esquemática do processo de produção de bioetanol e biogás a partir de biomassa marinha é apresentado na Figura 127.

103


Figura 124: Protótipo do fotobiorreator flutuante do projeto OMEGA [166].

Figura 125: Sistema OMEGA [165].

Figura 126: Projecto Seaweed Carrier da SES [167].

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Figura 127: Principais etapas para a produção de biocombustível através

de biomassa marinha [158].


CONTROLO]

Já foi referido anteriormente que o cultivo de algas é um processo que não goza da visibilidade neces-sária e cujo desenvolvimento tecnológico não é, até

a data, significativo.

Os sistemas de monitorização passam, como tal, pelo controlo dos parâmetros de crescimento destes orga-nismos, o crescimento de qualquer espécie de algas de-pende nas características físico-químicas do ambiente marinho. Como tal, torna-se fundamental o controle de características tais como, a salinidade, a temperatura, o pH, a transparência da água e o teor de oxigénio na água.

Operações de manutenção e inspeção subaquáticas com recurso a ROV’s (Remotely Operated Underwater Vehi-cle) e a mergulhadores irão, na mesma medida que a monitorização e o controlo do meio aquático, ter um pa-pel importante na exploração comercial das algas ma-rinhas.


Devido ao baixo desenvolvimento tecnológico exis-tente no cultivo de algas, os sistemas de amarra-ção utilizados no cultivo de algas longe da costa

não introduzem nenhuma inovação relativamente aos sistemas previamente expostos neste documento. Estes são portanto sistemas muito simples.

A não existência de exploração comercial no cultivo de


Atualmente não existe nenhuma embarcação espe-cialmente desenvolvida para realizar as operações relacionadas com o cultivo de algas em ambiente

offshore. Para colher as algas cultivadas no sistema de anel da Figura 121, refere-se em [162] que os anéis são re-bocados até à costa onde são posteriormente erguidos por gruas. Para a colheita ser feita em ambiente offshore é dito que se deve recorrer a mergulhadores ou barcos equipados com gruas. Por sua vez, para as plantações feitas em palangres, configurações em escadas e rede apenas se diz que pequenos barcos são utilizados.

A título demonstrativo, na China, a colheita de Sacchari-na Japonica (a alga mais importante da economia chine-sa, maioritariamente utilizada na indústria alimentar), faz-se ainda manualmente. Esta é cultivada em palan-gres, e as cordas são recolhidas para uma pequena em-barcação e posteriormente transportadas até à costa onde são tratadas. Alternativamente, as cordas recolhi-das podem ser amarradas a uma linha que é arrastada pelo barco, sendo assim transportadas a reboque. Na

Figura 128: Flutuadores da linha onde se fixam as cordas com as espécies

cultivadas e embarcações utilizadas na sua colheita [169].

algas offshore, onde as condições ambientais são mais exigentes, não potencia o desenvolvimento de sistemas de amarração mais complexos para este tipo de apli-cação. A utilização de amarrações especiais apenas se justifica quando a sua aplicação é economicamente mais viável. Isto acontece geralmente quando a profundidade é de tal forma elevada que os métodos convencionais não podem ser utilizados.

Os sistemas de amarração utilizados nas configurações expostas em 8.2 passam pela aplicação de amarrações tensionadas ou em catenária, ligadas a um bloco de be-tão. Contudo, isto não invalida a aplicação de outros tipos de sistemas de fixação.

105


Figura 128 podem-se observar os flutuadores dos pa-langres e os barcos que são utilizados na sua recolha.

O recurso a pequenos barcos só permite fazer a recolha de algas cultivadas em águas protegidas e transportar pequenas quantidades de cada vez. Assim sendo, a reco-lha das algas é o ponto crítico desta atividade em zonas do mar desprotegidas, tal como afirma van Steen em [170].

Porém, já existem ideias para contornar esta dificuldade, como por exemplo, adaptar a embarcações alguma tec-nologia já existente, como braços mecânicos com corta-dores. Para melhor compreender este conceito, pode-se observar na Figura 129 uma embarcação utilizada na Noruega para efetuar a recolha de Laminaria hyperborea selvagem. Esta além de capacidade de elevação tem ele-vada capacidade de carga.

Figura 129: Ferramenta para corte das algas (à esquerda) e embarcação utilizada na recolha de Laminaria hyperborea (selvagem) na Noruega [171].

106

9. VIABILIDADE ECONÓMICA DE PROJETOS DE ENERGIA OFFSHORE EM PORTUGAL

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9.VIABILIDADE ECONÓMICA DE PROJETOS DE ENERGIA OFFSHORE EM PORTUGAL

Garantir a viabilidade económica de projetos de energia renová-vel offshore em Portugal é de vital importância para o avanço do setor no país. Alguns indicadores globais que devem ser

definidos relativamente às tecnologias, para inferir acerca da sua viabilidade, são de seguida discutidos.

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[9.1. CUSTOS ATUAIS E FUTUROS DAS

TECNOLOGIAS OFFSHORE]Um dos indicadores mais comuns para a compara-

ção de diferentes tecnologias de produção de ener-gia é o custo nivelado de energia (LCOE, do inglês

Levelized Cost of Energy). Este indicador relaciona os custos totais da energia ao longo da vida do projeto com a energia que é produzida. Estes valores são nivelados de acordo com uma taxa de desconto que reflete o risco do projeto e o valor temporal do dinheiro. O LCOE é apresen-tado em unidade monetária por unidade de eletricidade produzida (e.g. €/MWh).

A seguinte fórmula é uma das mais simples para o cál-culo do LCOE, mas também das mais úteis para a com-paração de tecnologias. Outras fórmulas mais complexas consideram também fatores financeiros que dificultam uma comparação transparente:

[9.1.1. CUSTOS DE INVESTIMENTO (CAPEX)]

Os custos de investimento (CAPEX, do inglês Capi-tal Expenditure) em bens de capital (Máquinas e equipamentos) apresentam-se normalmente em

relação à capacidade instalada. Embora o CAPEX perfa-ça uma grande parte do LCOE, não deve ser usado como indicador sem ter em atenção os custos operacionais e a eletricidade produzida. Por exemplo, a energia eólica onshore tem um CAPEX menor que a offshore (1.5 – 2 M€/MW contra 3 – 4 M€/MW), mas no entanto tem um fa-tor de capacidade menor (tipicamente cerca de 25 – 35% contra 35 – 40%).

Segundo o estudo da ARUP para o Departament of Energy and Climate Change (DECC) [172], no Reino Unido, o CAPEX para a eólica offshore é da ordem de 3.2 – 3.3 M€/MW para projetos com mais de 100 MW de capacidade e para os projetos da 3ª Ronda de eólica offshore no Reino Unido. Estes valores estão de acordo com o estudo da Douglas Westwood para o Research Council of Norway [173], para o cenário de um projeto de 600 MW, com um CAPEX de 3.18 M€/MW; com o guia da Crown Estate [174] para um hipoté-tico parque de 500 MW, com valores de CAPEX de cerca de 3 M€/MW; e com o guia da Scottish Enterprise [175], que indica que os valores atuais de CAPEX se encontram en-tre 3.3 e 3.9 M€/MW. O valor projetado pela RenewableUK para o período de 2011 – 2014 é 3.5 M€/MW [176]. Estes valores encontram-se sintetizados na Tabela 27.

Em [173] também se analisaram os projetos passados e em construção, avaliando o custo ao longo dos anos. A Figu-ra 130 ilustra esta evolução. O valor crescente do CAPEX unitário no caso da eólica offshore deve-se aos projetos se situarem cada vez mais longe da costa e em maiores profundidades, e ao preço crescente do aço. A influência destes factores será abordada mais à frente.

Tabela 27: CAPEX para a energia eólica offshore publicado em diversos relatórios ( [168] a [172]).

CAPEX da eólica offshore (M€/MW) CAPEX

ARUP <100 MW 1.7 – 2.9 (2.1)

>100 MW 2.7 – 3.7 (3.2)

3ª Ronda (up to 25GW) 2.8 – 4.0 (3.3)

Douglas Westwood Projecto de 600 MW 3.18

Crown Estate Projecto de 500 MW ~3

Scottish Enterprise Projecto de 500 MW 3.3 – 3.9

RenewableUK Valores 2011-2014 3.5

No caso das energias renováveis offshore, os custos de combustível e de carbono não são contabilizados, sim-plificando ainda mais o cálculo. Assim, os parâmetros usados são os custos de investimento (CAPEX), os custos de operação e manutenção (OPEX), a eletricidade anual produzida, a duração do projeto e a taxa de desconto. A eletricidade anual é tipicamente relacionada com dois parâmetros: o fator de capacidade da tecnologia e a dis-ponibilidade da central. A disponibilidade da planta é a quantidade tempo (expressa em percentagem ou em ho-ras anuais) que a central é capaz de produzir eletricidade. O fator de capacidade é a razão entre a produção real e a produção máxima, tendo em conta a capacidade nominal e 100% de disponibilidade.

109


Figura 130: Evolução do CAPEX de projetos de energia eólia offshore ao longo dos anos [173].

Em termos de evolução dos custos de instalação, o rela-tório da ARUP aponta uma descida do custo de 24% para o período de 2010-2020, fruto de uma taxa de aprendiza-gem da indústria de entre 9 a 12%. Entre 2010 e 2030, os custos de instalação deverão diminuir cerca de 30% [172].

Na decomposição dos custos nas suas componentes é aceite que uma grande percentagem (mais do 50% do CAPEX) destes diz respeito às fundações, componentes elétricos e sistemas auxiliares do parque e instalação. As turbinas eólicas, correspondendo a cerca de 40% do CA-PEX total, têm também um peso importante mas muito inferior ao caso onshore. Os custos de desenvolvimento de projeto (incluindo planeamento e licenciamento) po-dem variar entre 4 e 10% do CAPEX.

Para a energia das ondas, os estudos da Black & Veatch, Ernst & Young [173] e da Renewable UK [174] fazem projeções do CAPEX actual e futuro. Os resultados são apresenta-dos na Tabela 28.

Análoga ao gráfico da Figura 130 para a energia eólica offshore, a Figura 132 apresenta a evolução do CAPEX de projetos de energia das ondas ao longo dos anos, basea-da em projetos reais e informação publicada. No entanto, em muitos casos não é especificado quais as componen-tes que são assumidas, em especial as ligações elétricas, e nalguns casos os custos reais podem ser superiores aos publicados.

Em termos de desagregação de custos em componentes, a energia das ondas é bastante dependente da tecnologia

Figura 131: Decomposição do CAPEX nos seus componentes principais, para 2011 e 2022 [176].

CAPEX das Ondas (em M€/MW) Black & Veatch, Ernst & Young RenewableUK

Pré-demonstração 7.2 – 10.1 (8.6) -

Primeiros 5 MW - 9.2 *

Primeiros 10 MW 4.8 – 6.7 (5.8) 4.9 – 9.6 (6.3)

10 MW (após 50 MW de instalação global) 3.3 – 4.6 (4) -

* Valor para ondas e marés

Tabela 28: Valores de CAPEX para a energia das ondas em M€/MW ( [177] e [178]).

110


escolhida. Para o caso do Pelamis, quase 50% do CAPEX será para a estrutura principal, e cerca de 20% para o sistema de PTO. Como ilustrado na Figura 133, estes dois componentes mantêm-se como os principais na defini-ção do custo de instalação. No caso dos sistemas flutuan-tes da energia das ondas (e também na eólica offshore), a instalação dos dispositivos e o custo do sistema repre-sentam uma percentagem inferior aos sistemas fixos, pois a maioria destes podem ser rebocados por barcos com um custo muito inferior aos grandes barcos especia-lizados nas operações offshore (com um custo que pode estar entre 100 – 150 mil €/dia).

O valor das projeções do CAPEX para os projetos comer-ciais de energia das ondas é equiparável ao valor atual para projetos de energia eólica offshore de grandes di-mensões (> 100 MW). No entanto, como anteriormente referido, o CAPEX não deve ser o único indicador a ter em consideração na comparação entre tecnologias.

Figura 132: Evolução do CAPEX de projetos de energia das ondas ao longo dos tempos.

Figura 133: Decomposição do CAPEX para a tecnologia Pelamis nas suas

principais componentes, e estimativa de evolução de custos [179].

[9.1.2. CUSTOS DE O&M (OPEX)]

Os custos de O&M (OPEX, do inglês Operational Ex-penditure) representam ainda uma área de muita incerteza, em especial para as energias oceânicas

mas também para a eólica offshore, pois só os primei-ros parques instalados na Dinamarca nos anos 90 con-tam com uma experiencia de 20 anos de vida. No caso das energias oceânicas só existe alguma experiencia de custos operacionais com protótipos (muito mais caros) e num período de tempo curto. Portanto, os custos de O&M são normalmente estimativas baseadas noutras tecnolo-gias. Estes custos serão muito dependentes da distância à costa, profundidade, tipo de tecnologia usada e estraté-gia de O&M.

Para a eólica offshore, os valores de O&M apresen-tam uma grande variabilidade (entre 0.058 e 0.260 M€/MW.ano), podendo representar entre 2 – 8% do valor de CAPEX. No entanto, o valor típico será de 3.5 – 4% do valor do CAPEX, o que equivale a cerca de 0.1 M€/MW.ano [172], [173], [174], [175], [176]. A Tabela 29 apresenta os valores publi-cados.

Cerca de metade do valor de OPEX será para substituição de equipamentos, 20 – 25% para custos recorrentes, in-cluindo acesso à rede e a renda do local de instalação. Os custos de mão-de-obra, a mobilização de pessoal e o alu-guer de embarcações de reparação/instalação perfazem o resto dos custos [173], [175].

No caso da energia das ondas, a informação para os cus-tos de O&M é ainda mais escassa. Os valores apresenta-dos pelos estudos da Black & Veatch, Ernst & Young, e da RenewableUK encontram-se sintetizados na Tabela 30. No caso dos valores da Black & Veatch, estes represen-tam entre 6 a 9% do valor do CAPEX [177]; por sua vez, os valores da RenewableUK correspondem apenas a 2 – 5% [178].

111


Tabela 29: Valores de OPEX para a energia eólica offshore ( [162] a [176]).

OPEX da eólica offshore (em M€/MW.ano) OPEX

ARUP <100 MW 0.12 – 0.20 (0.17)

>100 MW 0.14 – 0.23 (0.19)

3ª Ronda 0.13 – 0.26 (0.20)


Crown Estate Projecto de 500 MW 0.06 – 0.11

Scottish Enterprise Projecto de 500 MW 0.09


OPEX das Ondas (em M€/MW.ano) Black & Veatch, Ernst & Young RenewableUK

Pré-demonstração 0.61 – 0.87 (0.74) -

Primeiros 10 MW 0.28 – 0.41 (0.34) 0.11 – 0.49 (0.26)

10 MW (após 50 MW de instalação glo-bal)

0.20 – 0.28 (0.24) -

Tabela 30: Valores de OPEX para a energia das ondas ( [177], [178]).

[9.1.3. CUSTO NIVELADO DE ENERGIA (LCOE)]

Em termos de custo nivelado de energia (LCOE, do in-glês Levelized Cost of Energy) para a eólica offsho-re, os valores apresentados em diversos estudos

encontram-se sintetizados na Tabela 31.

Os valores para os projetos da 3ª Ronda e a variação ao longo do tempo prevista em [172], [173] e [176] apresentam-se na Figura 134. De referir que apesar dos valores em [169] serem bastante menores que os apresentados nos ou-tros relatórios, as reduções estimadas são percentual-mente equivalentes (cerca de 45 – 50%).

Há uma certa variabilidade nos valores de LCOE atuais e

Tabela 31: Valores de LCOE para a eólica offshore, publicados em diversos relatórios ( [172], [173], [175] e [176] )

LCOE (c€/kWh)

ARUP >100 MW 19.86 [17.51 – 22.45]


Scottish Enterprise Projecto de 500 MW 17.13


Figura 134: Projeções de redução do LCOE para a energia eólica offshore [172], [173], [176].

nas projeções para o futuro. Isto deve-se à variabilidade nos custos discutida anteriormente, mas também ao ní-vel de recurso eólico dos diferentes projetos. Atualmente o LCOE dos parques eólicos offshore é tipicamente de 15 – 20 c€/kWh, o que representa um custo superior a alguns projetos anteriores (antes do incremento do CA-PEX). No entanto, as projeções apontam para que o valor médio de LCOE decresça até ser inferior a 15 c€/kWh nos próximos 5 – 10 anos (não impedindo que projetos con-cretos nas melhores zonas tenham um LCOE inferior).

A desagregação das componentes do custo de energia proposta pela RenewableUK é apresentada na Figura 135, para 2011 e para 2022, sendo a turbina eólica, as fundações, a instalação e os custos de O&M os principais responsáveis pelo custo de energia.

112


No caso da energia das ondas, os valores publicados em [179], relativos aos primeiros parques pré-comercias que estão a ser desenvolvidos, indicam um LCOE entre 45 e 55 c€/kWh. É esperado que este valor diminua rapidamente no seguimento para a fase comercial, como se pode veri-ficar na Figura 136, que contém as projeções de [177] e [179].

No entanto, tem-se verificado um atraso no desenvolvi-mento dos primeiros parques pré-comerciais pelo que parece realista deslocar o gráfico da Figura 136 cerca de 5 a 10 anos para a direita. Ainda que possa parecer que as energias oceânicas têm um valor alto de LCOE, é importante ter em conta que estas tecnologias estão no início da curva de aprendizagem, sendo o ponto de parti-da do LCOE muito promissor em comparação com outras tecnologias energéticas no passado.

Como se pode verificar na Figura 137, a estrutura princi-pal, o sistema de PTO e os custos de O&M são os fatores determinantes no custo de energia, no caso da energia das ondas.

Figura 135: Desagregação do LCOE nas suas principais componentes para a energia das ondas em 2011 e 2022 [178].

Figura 136: Projeções de redução do LCOE para a energia das ondas [177], [179].

[9.2. FATORES QUE INFLUENCIAM O

CUSTO DAS ENERGIAS OFFSHORE E O CASO DE

PORTUGAL]

Os valores anteriormente apresentados são valores mé-dios que dependem de diversos fatores, como o nível de recurso, distância à costa ou profundidade. Uma discus-são acerca deste é de seguida apresentada.

[9.2.1. NÍVEL DE RECURSO]

O nível de recurso existente está diretamente rela-cionado com a energia produzida, e portanto in-fluencia o seu custo. Usando o exemplo da eólica

onshore, a Figura 138 demonstra o LCOE em função do número de horas de potência nominal equivalentes (rela-cionadas com a velocidade do vento no local). As diferen-tes curvas indicam diferentes taxas de desconto. Como esperado, o custo da energia é menor quando há mais energia disponivel.

No caso da eólica offshore, isto é especialmente relevante atendendo a que o recurso energético disponível é pro-porcional ao cubo da velocidade do vento. Tendo em con-sideração que a velocidade do vento no mar é tipicamente 10 – 20% superior à velocidade em terra, a energia dispo-nivel no mar é 30 – 70% superior à disponível em terra. Além disso, é também mais estável. A Figura 139 apre-senta os resultados dum estudo do impacto da velocida-de média do vento no CAPEX, OPEX e custo de energia.

O impacto no CAPEX e no OPEX é mínimo, e crescente. Isto deve-se às necessidades estruturais para suportar

113


Figura 137: Desagregação do custo nivelado de energia nas suas princi-

pais componentes para a energia das ondas [179].

Figura 138: Variação do LCOE da energia eólica onshore com o número de horas de potência nominal [180].

cargas adicionais associadas a maiores velocidades de vento. No entanto, para essas condições há maior pro-dução de energia, o que implica uma descida do custo de energia [176].

A mesma lógica aplica-se ao caso das ondas. Olhando para o impacto da densidade energética no fator de ca-pacidade, verifica-se que este cresce com o aumento da densidade de recurso, embora de forma não linear. Isto significa que em locais mais energéticos, uma percenta-gem maior da energia existente é absorvida.

Em Portugal existe nível bom de recursos para a energia eólica offshore e das ondas, embora infe-rior à verificada no norte da Europa. Os mapas de recurso destes dois tipos de energias apresentam-se à esquerda e à direita na Figura 141, respetivamen-te. Pode-se observar que toda a costa oeste possui um bom nível de recurso, com especial ênfase para a zona de Peniche, em torno do cabo Carvoeiro e em toda a costa a norte deste.

No caso da energia eólica offshore, áreas com um re-curso igual ou superior a 7 m/s a 90 metros de altura consideram-se atrativas para o desenvolvimento de parques eólicos offshore. No caso da energia das on-das, um recurso igual ou superior a 30 – 40 kW/m

Figura 139: Variação do CAPEX, OPEX e custo de energia com a velocidade média do vento, a uma altura de 100 m [176].

114


Figura 140: Variação do fator de capacidade com a densidade energética da onda [181].

Figura 141: Mapas de recurso da energia eólica offshore e das ondas em Portugal [182], [183].

é considerado aceitável para o desenvolvimento de parques no futuro. Os gráficos apresentados consi-deram apenas as zonas mais próximas da costa. Po-rém, o nível de recurso é superior quanto mais afas-tado da costa se instala o dispositivo, no caso eólico, e quanto maior é a profundidade, no caso das ondas.

É importante mencionar também que a altura das on-das e as correntes têm um impacto muito importante na disponibilidade de janelas temporais para efetuar os trabalhos de instalação e O&M. A acessibilidade em zonas com elevado potencial pode ser muito limitada,

especialmente a curto prazo, pelo que poderá ser mais adequado desenvolver projetos de demostração e pré--comerciais em zonas com maior acessibilidade.

[9.2.2. PROFUNDIDADE]

A distância à costa tem grande influência não só em termos de material/equipamento necessário, nomeadamente cabos, mas também no tempo

necessário para instalação e operações de O&M, que se traduzem em custos extra de pessoal e embarcações.

115


Figura 142: Variação dos custos de fundações com a profundidade [184].

Figura 143: Variação do recurso e do custo de amarrações com a profundidade/distância à costa para a energia

das ondas [181].

Função também da distância à costa é também a pro-fundidade, o que aumenta a complexidade de um projeto.

O componente de custo mais afetado pela profundida-de é o tipo de fundações/amarrações. No caso da eólica offshore existe um aumento muito rápido do custo das fundações fixas com a profundidade. Comparando as di-ferentes opções de fundação, a Figura 142 ilustra a varia-ção dos diferentes tipos de estrutura com a profundida-de, mostrando que para cada caso haverá uma fundação mais adequada.

Em Portugal, a questão da profundidade é de extrema importância tendo em consideração que relativamente perto da costa se verificam frequentemente profundida-des de 40 – 60 metros. Assim, a maioria das soluções apresentadas para eólica offshore baseiam-se em siste-mas flutuantes, existindo apenas algumas zonas muito especificas onde é viável, do ponto de vista técnico, utili-zar tecnologias fixas.

No caso da energia das ondas, a maioria dos sistemas de-senhados para utilização offshore são flutuantes. Nessas situações, o custo do sistema de amarração é dependen-te da profundidade, mas em menor medida que no caso

fixo. A Figura 143 demonstra a variação do custo das amarrações em função da profundidade.

No entanto, é importante notar que no recurso das ondas existe uma diminuição da energia disponível com a diminuição da profundidade, pois as ondas per-dem energia devido à fricção com o solo do oceano. Esta perda de energia considera-se relevante a partir de 50 m de profundidade. Assim, sistemas fixos na costa ou a uma profundidade intermédia de 20 m te-rão menores custos de instalação e O&M (em alguns casos podem ter o sistema de potência na costa) mas estão expostos a uma menor quantidade do recurso.

[9.2.3. DISTÂNCIA À COSTA]

Logicamente, a distância à costa tem também um impacto significativo no CAPEX, nomeadamente nos custos da ligação elétrica, e nos custos de instalação

e O&M, pois as distâncias são superiores. A Figura 144 apresenta a variação do CAPEX em relação à distância à costa (e profundidade) para a energia eólica offshore.

No entanto, o recurso eólico é superior quanto maior a distância à costa e, como tal, a evolução do LCOE pode ser diferente, e até inferior à medida que esta aumenta (até um certo limite), como se verifica na Figura 145.

O custo da ligação elétrica também pressupõe a li-gação à rede elétrica nacional. Este é um problema muito importante no norte da Europa (e.g. Escócia, Irlanda, etc.), onde as zonas com maior disponibili-dade do recurso eólico se encontram muito longe da rede, ou com acesso a redes de potência limitada. Estes países estão a realizar grandes investimentos para fortalecer a rede nestas zonas de modo a poder exportar a energia para zonas de consumo.

116


No entanto, Portugal tem disponível uma boa infraestru-tura de redes junto da costa (Figura 146) devido à grande densidade populacional, o que representa uma impor-tante vantagem em relação a outros países, sobretudo a curto prazo, antes do desenvolvimento de supergrids no mar do Norte.

Figura 146: Variação do LCOE em função da distância à costa e

profundidade para a energia eólica offshore [185].

Figura 146: Rede nacional de transporte de eletricidade [186].

[9.2.4. ESCALA]

A escala tem um impacto importante na redução dos custos das energias offshore. Esta refere-se ao tamanho dos dispositivos, assim como ao ta-

manho dos parques. No caso da energia eólica, a dimen-são do rotor das turbinas tem impacto nos diferentes custos. Como se verifica na Figura 147, há uma descida de custos com o aumento do diâmetro do rotor, espe-cialmente nos custos de O&M e da energia.

A mesma lógica é aplicável à energia das ondas, mas com algumas limitações. Os dispositivos de energia das ondas de absorção pontual, que atuam em res-sonância para maximizar a extração de energia, têm uma capacidade limitada em aumentar a escala, de-finida pelo comprimento de onda. No entanto, existem outros conceitos que não funcionam em ressonância ou que podem aumentar a largura de captura perpen-dicularmente a direção de onda, o que lhes permite aumentar a sua dimensão.

O aspeto de como os dispositivos e parques de ondas poderão ser escaláveis até unidades de potência no-minal semelhantes à eólica (5-10 MW) e parques de semelhantes dimensões (200-1.000 MW) é um ponto crucial para que o desenvolvimento da energia das on-das se torne uma opção competitiva.

A Figura 147, apresentada anteriormente, incluía uma estimativa do impacto da redução do CAPEX entre os dois Pelamis atualmente em teste (cerca de 9.4 M€/MW), um parque de 50 MW (cerca de 4.7 M€/MW) e um parque de 500 MW (cerca 2.9 M€/MW).

[9.2.5. OUTROS FATORES]

Existem ainda outros fatores que têm impacto nos diferentes componentes de custo. Um destes, bas-tante importante, é o preço dos materiais, especial-

mente do aço, elemento principal na maioria das turbinas eólicas (podendo corresponder a cerca de 12% do valor do CAPEX) e dispositivos de energia das ondas. O incre-mento da procura do aço e outras matérias-primas nos últimos anos tem levado a um aumento significativo do seu preço. Esta tendência também se tem verificado no aumento do preço dos barcos de instalação utilizados na

Figura 144: Variação do CAPEX em função da distância à costa e

profundidade para a energia eólica offshore [185].

117


Figura 147: Variação do CAPEX, OPEX e custo de energia com a potência otimizada ao diâmetro do rotor (W/m2) [176].

Figura 148: Fatores com influência na subida do preço das turbinas [185].

eólica offshore, e em alguns casos, nas energias oceâni-cas (normalmente utilizam barcos mais pequenos).

Exemplos de outros fatores a ter em consideração são a taxa de câmbio, o desenvolvimento da tecnologia ou a existência de mercados em competição. Muitos compo-nentes, incluindo as turbinas, não são fabricados no local de instalação, o que leva a flutuações no preço devido a variações nas taxas de câmbio. A Figura 148 explica a va-riação no preço das turbinas eólicas utilizando a variação nos preços do aço, nos valores de emprego, preços de commodities e no valor de equipamentos.

No entanto, alguns destes fatores, como é o caso do custo da mão-de-obra, são aspetos positivos no caso de Portu-gal, que apresenta uma mão-de-obra especializada com custos mais baixos que os países do norte da Europa.

As energias renováveis offshore en-contram-se numa etapa inicial de desenvolvimento, e têm logicamente

um custo mais elevado do que as tecnolo-gias de aproveitamento energético mais desenvolvidas. Existem também diferenças significativas entre os diferentes tipos de tecnologias offshore. As turbinas eólicas são já uma tecnologia madura com varias

[9.3. INSTRUMENTOS DE

INCENTIVO AO DESENVOLVIMENTO

DAS ENERGIAS OFFSHORE]

118


décadas de experiência. No entanto, a sua aplicação offshore é recente e áreas como a construção das estru-turas de suporte, a instalação das turbinas, e a O&M nas condições offshore estão em desenvolvimento. Por sua vez, a energia das ondas encontra-se numa etapa muito anterior, de desenvolvimento de projetos de demostração

dos primeiros protótipos (com custos muito mais eleva-dos que os dispositivos na fase de produção industrial).

Existem diversos instrumentos para incentivar e apoiar o desenvolvimento destas novas formas de aproveita-mento energético. Num primeiro nível estão os incentivos

Figura 149: Valor de incentivo de produção em diferentes países europeus e valor médio de custo de energia eólica offshore [187].

Figura 150: Tarifa equivalente para a energia das ondas.

Figura 151: Custo de energia em função do investimento inicial e fator de capacidade.

119


I&D geralmente atribuídos para desenvolver uma certa tecnologia, componente ou área de conhecimento. São distribuídos em função de projetos específicos, de curta duração, em que grande percentagem dos custos é finan-ciada (tipicamente 50 – 100%).

Para os primeiros projetos de demonstração torna-se crucial que haja algum tipo de financiamento para aju-dar a partilhar o risco entre diferentes instituições, sendo comum a utilização de ajudas de capital (normalmente até 50%). Este instrumento pode ser utlizado em para-lelo com os incentivos à produção, quando existe ligação à rede.

Os incentivos à produção garantem um certo retorno de investimento para tecnologias cujo custo nivelado é su-perior ao custo de mercado da eletricidade, dando um grau de confiança a longo prazo aos investidores. Estes incentivos são atribuídos em função da produção trans-mitida à rede elétrica nacional, e podem ter a forma de uma tarifa fixa, de valor superior ao valor de mercado; de uma tarifa prémio que é paga juntamente com o valor de mercado; ou um certificado de produção que é acoplado com obrigações de produção e podem ser comercializa-dos em regime de mercado. Ainda que a curto prazo os incentivos de produção não representem um apoio finan-ceiro significativo (a produção de protótipos é limitada), são um incentivo para o investimento de empresas a mé-dio e longo prazo.

Em termos de ajudas de capital, vários países têm fun-dos direcionados para novas tecnologias, ou específicos para certas tecnologias emergentes. O Reino Unido, por exemplo, tem diversos programas direcionados para a inovação e rápido desenvolvimento de tecnologias liga-das à energia eólica offshore, ondas e correntes. Na Dina-marca, existe um programa de incentivo a novas energias renováveis, que tem sido aproveitado por promotores e tecnólogos. Em Portugal existem alguns fundos genéri-cos para apoio a projetos de inovação, mas nenhum es-pecífico para as renováveis marinhas. Existem também programas europeus de I&D (como os programas Quadro) que têm apoiado fortemente as tecnologias renováveis offshore, ou incentivos de produção para o desenvolvi-mento de novas tecnologias energéticas, como por exem-plo o NER 300.

No que diz respeito aos incentivos de produção, existem diferentes mecanismos em diferentes países da Europa, e no caso da eólica offshore, muitas vezes adaptados da eólica onshore. Para o caso das ondas há menos países com definição de incentivos. A Figura 149 mostra o grau de suporte para a energia eólica offshore e o valor míni-mo para atingir os valores de produção. O caso das ondas é apresentado na Figura 150 para alguns países. É impor-tante mencionar que em Portugal as tarifas atualmente encontram-se suspensas.

A questão da tarifa ser ajustada ao custo de energia, de modo a existir um retorno de investimento, é importan-te para as tecnologias emergentes. A Figura 151 mostra como varia o custo de energia em função do investimen-to inicial e do fator de capacidade. É assumido um OPEX constante de 3.5% do valor do CAPEX e 5% do CAPEX para o desmantelamento, num projeto de 20 anos e com uma taxa de desconto de 10%.

Por exemplo, um projeto de 1MW com um CAPEX de 10M€, e com um financiamento publico de 25% requer um investimento privado inicial de 7,5 M€ (7.500€/kW na figura). Se for uma tecnologia com um fator de capa-cidade de 35% e assumindo uma taxa de desconto1 do 10% obtém-se um LCOE será de cerca de 380 €/MWh, o que será um indicador que uma tarifa a volta desse valor proporciona um 10% de retorno ao investidor (isto é uma simplificação pois não tem em conta o modelo de finan-ciamento do projeto, impostos, etc.).

É também importante mencionar, que à medida que o CAPEX diminui e o fator de capacidade aumenta, fruto da evolução da tecnologia, o valor de LCOE também di-minui. Deste modo, é possível baixar o valor das tarifas, ou mesmo retirá-las no caso de o LCOE atingir o valor de mercado.

Por último, realçar ainda que é necessário ter em consi-deração as externalidades e impactos macroeconómicos destas tecnologias (que não se encontram refletidas no seu valor de mercado), face às tecnologias convencionais que dependem da importação de combustíveis fósseis ou de tecnologia de países fora da UE, e têm impactos am-bientais e sociais.

1 A taxa de desconto é utilizada na formula do LCOE para ter

em conta custo do capital (valor do dinheiro no tempo) no calculo dos

fluxos de caixa futuros.

120

10. REFERÊNCIAS

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© INEGI | WAVEC | ENERGYIN | 2014

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10. REFERÊNCIAS

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Edição: INEGi março de 2014

EDITOR: INEGI Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Industrial

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2. ENERGIA EÓLICA

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