Estudo Comparativo entre Sistema de Produção … Resumo A presente dissertação descreve e dimensiona a concepção física de um sistema de alimentação eléctrico a uma dada

Estudo Comparativo entre Sistema de Produção

Clássico e Sistema com Energias Alternativas

Dimensionamento Energético de uma Estação de

Telecomunicações

Jorge Manuel Martins Albano

Dissertação para obtenção de Grau de Mestre em

Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Júri

Presidente: Professor Doutor Paulo José da Costa Branco

Orientador: Professor Doutor João José Esteves Santana

Vogal: Professor Doutor Rui M. G. Castro

Dezembro de 2009

ii

Agradecimentos

Este trabalho significou um novo regresso à vida académica passados quase 10 anos

desde a minha licenciatura. Embora especializado no ramo das telecomunicações, sempre

gostei da problemática em torno da geração de energia e com esta pós-graduação quis

aproveitar a oportunidade e aprofundar esse ramo.

Agradeço assim ao Professor João Santana que após lhe ter exposto o meu interesse em

fazer a dissertação na área da energia, disponibilizou-se de imediato como meu orientador,

propondo-me um trabalho ainda assim com alguma ligação às telecomunicações. Sempre com

boa disposição e disponibilidade, sugeriu-me que frequentasse as aulas de Energia

Renováveis do Professor Rui Castro, onde tive a oportunidade de aprender muito sobre esta

matéria e ao qual muito lhe tenho a agradecer pelo excelente professor que é.

Agradeço também à minha família, em especial à minha namorada, por acreditarem

sempre no meu sucesso dando-me coragem para nunca desistir.

Querendo aproximar este trabalho o mais próximo da realidade possível, quero ainda

agradecer aos meus colegas de trabalho (Nokia Siemens Networks) que me disponibilizaram

alguma informação e ideias do que poderia fazer.

Não querendo esquecer ninguém, agradeço a todos os que colaboraram para que este

trabalho fosse possível.

iii

Resumo

A presente dissertação descreve e dimensiona a concepção física de um sistema de

alimentação eléctrico a uma dada aplicação remota que não esteja ligada à rede nacional de

energia, como por exemplo uma instalação de telecomunicações.

De forma a encontrar qual a melhor solução, serão analisadas as soluções clássicas de

produção de energia versus solução baseada unicamente em energias renováveis. Descreve-

se assim a produção das várias energias, clássicas e renováveis, a caracterização da estação

remota (SRA4) em termos de consumo e quais as melhores soluções energéticas para a sua

alimentação. Com base nos resultados somos levados a estudar em detalhe a produção

fotovoltaica, a produção eólica, e as possíveis alternativas de armazenamentos da energia.

Combinando estas possibilidades de produção e armazenamento, e confrontando-as também

com o fornecimento ligado ao rede nacional eléctrica, ou via central motor diesel, procura-se

encontrar assim a melhor solução na perspectiva técnica e económica (Ca, VAL, TIR).

Adicionalmente, e após encontrada a solução ideal, admite-se esta instalada numa

habitação a funcionar em Microgeração, tentando-se então perceber em que ano se dá o

retorno do investimento.

A elaboração deste trabalho envolveu uma profunda pesquisa a diversos fabricantes de

forma a identificar os melhores painéis fotovoltaicos, turbinas eólicas, baterias, e componentes

de electrónica de potência de acordo com a arquitectura seleccionada (DC Coupled).

Palavras-chave: Produção Clássica, Energias Renováveis, Sistemas Híbridos, Estação de

Telecomunicações, Eólica, Fotovoltaica, Baterias Estacionárias, DC Coupled, Microgeração

iv

Abstract

The present thesis describes and develops the physical conception of an electrical power

supply for a given remote application not connected to the national electrical supplier, as for

instance a given telecommunication station.

In order to find the best solution for our system several alternatives will be analyzed as the

traditional technology solutions, or solely on renewable energy. It describes the production of

the various energies, classical and renewable, the characterization of the remote station in

terms of power consumption, and the best energetic solutions for its support. Based on the

results we are lead to study in detailed the photovoltaic, wind generation, and the possible

alternatives for storing energy. Combining these possibilities of production and storage of

energy, also comparing it to the electric network solution supplier, or even by means of using a

diesel engine station, we look up to find the best solution from a technical and economical

perspective (Ca, VAL, TIR).

In addition, and after found the ideal solution, it is assumed to be installed at a residence

house working in Microgeneration, and trying to understand in which year the return of the

investment will come.

The realization of this work involved a deeply manufactures research to find out the best

photovoltaic panels, wind turbines, batteries, and high power electronic components according

with the chosen architecture (DC Coupled).

Key-words: Classic Production, Renewable Energy, Hybrid Systems, Telecommunications

Station, Wind, Photovoltaics, Stationary Batteries, DC Coupled, Microgeneration

v

ÍNDICE

Agradecimentos.......................................................................................................... ii Resumo ...................................................................................................................... iii Abstract ...................................................................................................................... iv Lista de Figuras ........................................................................................................ vii Lista de Tabelas....................................................................................................... viii Lista de Siglas............................................................................................................ ix Lista de Símbolos ....................................................................................................... x 1. Introdução ........................................................................................................ xiii

1.1 Estrutura da Dissertação ..............................................................................xiii 2. Produção de Energia Eléctrica........................................................................... 1

2.1 A Produção Eléctrica ...................................................................................... 1 2.1.1 Ciclo Clássico de Produção .................................................................................. 1 2.1.2 Cadeia Eólica ou Hidráulica .................................................................................. 2 2.1.3 Cadeia Solar Fotovoltaica ..................................................................................... 3

2.2 Produção Clássica de Energia........................................................................ 3 2.2.1 Centrais Termoeléctricas....................................................................................... 4 2.2.2 Centrais Nucleares ................................................................................................ 4 2.2.3 Centrais a Gás....................................................................................................... 4 2.2.4 Centrais de Ciclo Combinado................................................................................ 5 2.2.5 Centrais a Motor Diesel ......................................................................................... 5

2.3 Fontes de Energia Renováveis ....................................................................... 5 2.3.1 Eólica ..................................................................................................................... 6 2.3.2 Hidroeléctrica......................................................................................................... 7 2.3.3 Mini-Hídrica ........................................................................................................... 7 2.3.4 Oceanos ................................................................................................................ 7 2.3.5 Energia Geotérmica............................................................................................... 8 2.3.6 Bio-Energia............................................................................................................ 8 2.3.7 Solar ...................................................................................................................... 9

2.4 Transporte e Distribuição de Energia............................................................ 10 2.5 Situação Energética em Portugal.................................................................. 11

2.5.1 Evolução e Situação Energética ......................................................................... 11 2.5.2 Custo Médio da Energia Eléctrica ....................................................................... 13

2.6 Microgeração (Decreto-Lei nº363/2007) ....................................................... 14 3. Caracterização da Estação Remota de Telecomunicações ........................... 16

3.1 Caracterização do Consumo da Estação Remota......................................... 16 3.1.1 Estação Remota de Telecomunicações.............................................................. 16 3.1.2 Localização da Estação Remota......................................................................... 21

3.2 Produção de Energia para a Estação Remota .............................................. 22 3.2.1 Solução Baseada na Produção Clássica ............................................................ 22 3.2.2 Solução Baseada em Energias Renováveis ....................................................... 23 3.2.3 Armazenamento de Energia................................................................................ 23 3.2.4 Alternativas Possíveis de Produção.................................................................... 23

3.3 Potência a ser Instalada na Estação Remota ............................................... 24 4. Produção de Energia Fotovoltaica................................................................... 26

4.1 Utilização de Tracker’s ................................................................................. 26 4.2 Selecção de Painéis Fotovoltaicos ............................................................... 26 4.3 Utilização Anual da Potência e Estimativa do Número de Painéis ................ 28 4.4 Modelo Matemático da Célula Fotovoltaica................................................... 29

4.4.1 Desenvolvimento do Modelo 1D+3P................................................................... 30 4.4.2 Aplicação do Modelo 1D+3P a Módulos/Painéis Fotovoltaicos .......................... 35 4.4.3 Cálculo Simplificado da Energia em Módulos/Painéis Fotovoltaicos.................. 36 4.4.4 Estimativa Rápida da Energia Produzida em Módulos Fotovoltaicos................. 37

4.5 Estimativa da Radiação Solar Média e Temperatura Mensal........................ 38 4.6 Energia Mensal e Anual Produzida e Número Exacto de Painéis ................. 39

vi

4.6.1 Estação Remota Localizada em São Pedro Velho, Mirandela ........................... 39 4.6.2 Outras Localizações da Estação Remota de Telecomunicações....................... 41

4.7 Balanço Mensal Energético na Estação de São Pedro Velho, Mirandela...... 41 5. Produção de Energia Eólica............................................................................. 43

5.1 Utilização Anual da Potência Eólica.............................................................. 43 5.2 Selecção da Turbina e Estimativa da Energia Eólica .................................... 44 5.3 Estimativa Rápida da Energia Produzida por um Gerador Genérico............. 46 5.4 Energia Mensal e Anual Produzida nas Estações Remotas.......................... 47

5.4.1 Modelo de Vento Quase-Estacionário................................................................. 48 5.4.2 Estimativa do Perfil de Ventos nas Diversas Estações....................................... 50 5.4.3 Rugosidade do Solo (Lei de Prandlt) .................................................................. 52 5.4.4 Energia Eólica Mensal e Anual Produzida nas Estações ................................... 52

5.5 Balanço Mensal Energético na Estação de São Pedro Velho, Mirandela...... 55 6. Dimensionamento do Sistema ......................................................................... 56

6.1 Sistemas de Armazenamento de Energia..................................................... 56 6.1.1 Energia Potencial da Água.................................................................................. 56 6.1.2 Pilhas de Combustível......................................................................................... 57 6.1.3 Banco de Baterias ............................................................................................... 59

6.2 Selecção das Baterias a Utilizar ................................................................... 64 6.3 Arquitectura do Sistema e Electrónica de Potência....................................... 64

6.3.1 Arquitectura AC-Coupled..................................................................................... 64 6.3.2 Arquitectura DC-Coupled .................................................................................... 65 6.3.3 Selecção da Arquitectura .................................................................................... 66

6.4 Determinação das Perdas no Sistema.......................................................... 68 6.5 Dimensionamento das Baterias .................................................................... 69 6.6 Dimensionamento do Sistema Híbrido.......................................................... 70

6.6.1 Energia Mensal Requerida pelo Sistema............................................................ 71 6.6.2 Energia Mensal e Anual Produzida nas Estações .............................................. 72 6.6.3 Balanço Mensal Energético na Estação São Pedro Velho, Mirandela ............... 73

7. Avaliação Económica do Projecto................................................................... 75 7.1 Introdução Económica .................................................................................. 75

7.1.1 Modelo Simplificado do Custo Unitário Médio Actualizado................................. 75 7.1.2 Indicadores de Avaliação de Investimentos (VAL, TIR)...................................... 77 7.1.3 Investimento Inicial Actualizado com Armazenamento....................................... 79

7.2 Sistema Baseado em Energias Renováveis ................................................. 80 7.2.1 Implementação do Projecto em São Pedro Velho, Mirandela ............................ 80 7.2.2 Solução Híbrida em Substituição dos Repetidores Passivos ............................. 84 7.2.3 Repetidor Activo sem Protecção Instalado em São Pedro Velho ....................... 86

7.3 Sistema Baseado na Solução Clássica......................................................... 88 7.3.1 Avaliação da Solução Ligação à Rede Pública Eléctrica.................................... 88 7.3.2 Avaliação da Utilização de um Gerador Diesel ................................................... 90 7.3.3 Utilização da Linha Eléctrica com Redução do Banco de Baterias .................... 91

7.4 Utilização do Sistema Híbrido Dimensionado em Microgeração ................... 92 8. Conclusões........................................................................................................ 95

8.1 Perspectivas de Trabalho Futuro .................................................................. 97 9. Referências e Anexos....................................................................................... 98

9.1 Referências Bibliográficas ............................................................................ 98 9.2 Anexos ......................................................................................................... 99

9.2.1 Previsão da Produção Fotovoltaica, Eólica, Híbrida, e Avaliação Económica ... 99

vii

Lista de Figuras

Figura 2.1 – Ciclo Clássico de Produção Eléctrica...............................................................................2 Figura 2.2 – Cadeia Eólica ou Hidráulica de Produção de Electricidade ..........................................2 Figura 2.3 – Cadeia Solar Fotovoltaica de Produção Eléctrica ..........................................................3 Figura 2.4 – Central de Ciclo Combinado (Gás & Vapor) ...................................................................5 Figura 2.5 – Evolução Energética em Portugal por Sectores de Produção ...................................12 Figura 3.1 – Rede Típica de Telecomunicações Móveis em Microondas ......................................17 Figura 3.2 – Componentes da Estação Remota de Telecomunicações (SRA4) ...........................18 Figura 3.3 – Repetidor Activo de Telecomunicações com Links STM-1 (SRA4 1+1)...................19 Figura 3.4 – Mapa das Localizações das Estações Remotas de Telecomunicações ..................22 Figura 3.5 – Energia Consumida Mensalmente na Estação com 30% de Perdas no Sistema ...25

Figura 4.1 – Índice kWh/Wp ( ah expressa em kh) em Sistemas Fotovoltaicos .............................28

Figura 4.2 – Circuito Eléctrico Equivalente de uma Célula Fotovoltaica com Carga Z.................30 Figura 4.3 – Curva I-V de Duas Células Fotovoltaicas Diferentes ...................................................31 Figura 4.4 – Curva I-V e P-V de Uma Célula Típica de Silício Cristalino, condições STC ..........32 Figura 4.5 – Variação da Curva I-V com a Temperatura...................................................................33 Figura 4.6 – Variação da Curva I-V com a Radiação.........................................................................34 Figura 4.7 – Esquema de um Gerador Fotovoltaico Ligado à Rede................................................37 Figura 4.8 – Energia Média Mensal Produzida por 20 Painéis Fotovoltaicos PV 155-M .............40 Figura 4.9 – Energia Fotovoltaica Necessária/Disponibilizada em Mirandela – 30% Perdas .....42 Figura 5.1 – Utilização Anual Equiv. da Potência Instalada para um Gerador de 2MW ..............43 Figura 5.2 – Comparação das Curvas de Potência Entre o Modelo e um Fabricante..................46 Figura 5.3 – Curva de Potência da Turbina Whisper 100 .................................................................49 Figura 5.4 – Perfil de Vento Global em Outeiro dos Fiéis (IN_27) ...................................................50 Figura 5.5 – Parâmetros Mensais de Weibull em Outeiro dos Fiéis (IN_27) .................................51 Figura 5.6 – Perfil de Ventos no mês de Janeiro em São Pedro Velho (Mirandela) .....................51 Figura 5.7 – Característica de Potência da Turbina Whisper 100 ...................................................53 Figura 5.8 – Energia Média Mensal Produzida por 3 Turbinas Whisper 100, em Mirandela.......53 Figura 5.9 – Energia Eólica Necessária e Disponibilizada em Mirandela com 30% de Perdas ..55 Figura 6.1 – Representação Esquemática de uma Pilha de Combustível (FC).............................57 Figura 6.2 – Esquema Simplificado de uma Célula de Bateria ........................................................60 Figura 6.3 – Tempo de Vida Útil das Baterias com a Profundidade de Descarga ........................61 Figura 6.4 – Sistema Híbrido Off-Grid com Arquitectura AC-Coupled ............................................65 Figura 6.5 – Sistema Híbrido Off-Grid com Arquitectura DC-Coupled ............................................66 Figura 6.6 – Arquitectura DC-Coupled Híbrida da Estação Remota de Telecomunicações........67 Figura 6.7 – CARGA, Perdas Conv. e Armazenamento no Sistema Híbrido (DC Coupled) .......71 Figura 6.8 – Balanço Mensal Energético em São Pedro Velho no Sistema Híbrido.....................73 Figura 6.9 – Balanço Energético em S. Pedro Velho com Prod. Mensal acima dos 20% ...........74 Figura 7.1 – Variação do VAL com a Taxa de Actualização, Definição do TIR .............................78 Figura 7.2 – Distribuição de Custos da Solução Híbrida em São Pedro Velho .............................83 Figura 7.3 – Distribuição Energética Anual da Solução Híbrida em São Pedro Velho .................83 Figura 7.4 – Balanço Energético da Solução Híbrida em São Pedro Velho (Ca=250€/MWh) ....84

viii

Lista de Tabelas

Tabela 2.1 – Potência Instalada em Portugal por Sectores de Fontes de Energia [REN 2008] .12 Tabela 2.2 – Preço de aquisição Médio da PRE por Tecnologia [ERSE, 2008]............................14 Tabela 2.3 – Percentagem da TUR e Limites de Aplicação Consoante a Tecnologia [Jan09] ...15 Tabela 3.1 – Características Ambientais das Unidades IDU e ODU do Sistema SRA4 ..............19 Tabela 3.2 – Consumo Energético das Unidades IDU e ODU do Sistema SRA4.........................20 Tabela 3.3 – Consumo Energético da Estação Remota de Telecomunicações ............................20 Tabela 3.4 – Localização das Estações Remotas de Telecomunicações – Norte Oeste ............21 Tabela 3.5 – Alternativas Possíveis de Produção de Energia para a Estação Remota ...............24 Tabela 4.1 – Características Técnicas dos Painéis Fotovoltaicos SolarWorld e Renewis...........27 Tabela 4.2 – Estimativa da Radiação e Temperatura Média Mensais nas 4 Localizações .........38 Tabela 4.3 – Estimativa Rápida do Modelo (Erro 20%) em São Pedro Velho, Mirandela ...........39 Tabela 4.4 – Cálculo Simplificado do Modelo (Erro 2%) em São Pedro Velho, Mirandela ..........39 Tabela 4.5 – Determinação Exacta do Número Painéis em São Pedro Velho, Mirandela ..........40 Tabela 4.6 – Energia Mensal e Anual nas Diversas Localizações da Estação Remota ..............41 Tabela 5.1 – Características Técnicas Principais das Quatro Turbinas – Windpower .................44 Tabela 5.2 – Energia Média Mensal Produzida nas Diversas Estações (Whisper 100)...............54 Tabela 6.1 – Características de diversos Tipos de Pilhas de Combustível (FC) ...........................58 Tabela 6.2 – Aplicações Diversas das Pilhas de Combustível (FC) ................................................58 Tabela 6.3 – Características Principais da Gama de Baterias Sonnenschein ...............................64 Tabela 6.4 – Características Técnicas Principais do OutbackFlexmax 60 ChargeController......67 Tabela 6.5 – Perdas de Conversão e Armazenamento na Arquitectura DC Coupled ..................68 Tabela 6.6 – Energia Média Mensal Produzida e Balanço Energético nas Diversas Estações ..72 Tabela 6.7 – Energia Média Mensal & Balanço Energético acima dos 20% em Mirandela ........74 Tabela 7.1 – Alternativas Possíveis de Investimento em Energias Renováveis ...........................81 Tabela 7.2 – Estrutura e Distribuição de Custos da Solução Híbrida em São Pedro Velho........82 Tabela 7.3 – Custos da Solução Híbrida em Esposade e Vilarinho das Furnas ...........................85 Tabela 7.4 – Custo Estimado do Sistema Activo (SRA4 1+1) Incluindo a Torre Metálica ...........85 Tabela 7.5 – Comparação de Investimentos entre Repetidores Passivos e Activos ....................86 Tabela 7.6 – Consumo Energético do Repetidor Activo sem Protecção (1+0)..............................86 Tabela 7.7 – Estrutura e Distribuição de Custos do Repetidor Activo sem Protecção .................87 Tabela 7.8 – Tarifa Simples 1,15 kVA de Potência Contratada – Tarifário 2009 ..........................88 Tabela 7.9 – Geradores a Gasolina e a Diesel do Fornecedor GenPowerUsa .............................90 Tabela 7.10 – VAL e TIR do Sistema Híbrido em Microgeração .....................................................94

ix

Lista de Siglas

AC Corrente Alterna AFC Alkaline Fuel Cell BA Balanço Actualizado DC Corrente Contínua DOD Depth of Discharge

DWDM Dense Wavelength Division Multiplexing EDP Energias de Portugal EOLOS Base de Dados do Potencial Energético do Vento em Portugal FC Fuel Cell

GSM Sistema Global para Comunicações Móveis HF Alta Frequência HRSG Heat Recovery Steam Generator

IDU In-Door Unit

IF Frequência Intermédia INETI Instituto Nacional de Engenharia, Tecnologia e Inovação JAVA Linguagem de Programação Orientada a Objectos. MCFC Molten Carbonate Fuel Cell

MIBEL Mercado Ibérico de Energia MPPT Maximum Power Point Tracker

NOCT Normal Operation Cell Temperature

NSN Nokia Siemens Networks

O&M Operação e Manutenção ODU Out-Door Unit

PAFC Phosphoric Acid Fuel Cell

PDH Plesiochronous Digital Hierarchy

PEFC/PEM Polymer Electrolyte Cell / Proton Exchange Membrane PRE Produção em Regime Especial PRE-R Produtores em Regime Especial com recursos Renováveis PRO Produção em Regime Ordinário REN Rede Eléctrica Portuguesa SHD Synchronous Digital Hierarchy

SOFC Solid Oxid Fuel Cell

SRA4 Split Radio System up to STM-4

STC Standard Test Conditions STM-1 Synchronous Transport Module level-1

TIR/IRR Taxa Interna de Rentabilidade/Internal Rate of Return

TUR Tarifa Única de Referência UMTS Universal Mobile Telecommunications System VAL/NPV Valor Actual Líquido/Net Present Value

VRLA Valve Regulated Lead-Acid Batteries

XML eXtensible Markup Language

x

Lista de Símbolos

VT Tarifa de Venda

BHES PePPP ,, Potência Instalada Solar, Eólica, Hídrica e Biomassa

RPPS LMELME , Limites Anuais de Energia, Solar e Restantes Produções

E , aE Energia Horária e Energia Anual

P Potência

ah Utilização Anual

21 fef Frequências de Transmissão od

TotalEPr Energia Anual Total Produzida Cons

aE Energia Anual Consumida Fot

aE Energia Anual Fotovoltaica Eol

nP Potência Nominal Eólica Fotov

pP Potência Fotovoltaica de Pico Eol

ah Utilização Anual Eólica Fotov

ah Utilização Anual Fotovoltaica

pW Watt por pico

paineisN Número de Painéis Painel

picoP Potência de Pico por Painel

SI Corrente Eléctrica gerada por Feixe de Radiação Luminosa

DI Corrente num Díodo

0I Corrente inversa de Saturação num Díodo

V Tensão I Corrente

TV Potencial Térmico

m Factor de Idealidade do Díodo

K Constante de Boltzmann

T Temperatura em Kelvin

q Carga Eléctrica do Electrão

ccI Corrente de Curto-Circuito

caV Tensão em Circuito-Aberto

maxV , maxI , maxP Tensão, Corrente e Potência Máxima

invη Rendimento do Inversor h

medP Potência Media Horária rrr

cc

r

ca IVIV maxmax ,,, Tensão e Corrente Referência r

Pmax Potência de Referência rr T,θ Temperatura de Referência em Graus e Kelvin

r

med GGG ,, Radiação Normal, Média e de Referência r

I 0 Corrente Inversa de Saturação de Referência

xi

h

Total fotE Energia Total Horária Fotovoltaica

ε Hiato do Silício

SMN , PMN Número de Módulos Ligadas em Série, e em Paralelo MinEol

nP− Potência Nominal Eólica Mínima

Eol

aE Energia Anual Eólica

max0 ,, uuu N Velocidade de Corte, Nominal, e Máxima da Turbina

c e k, ou a e k Parâmetros de Weibull

eP Potência Eléctrica de um Gerador/Turbina

medP Potência Média

)(tu Velocidade do Vento Instantânea

)(tu Velocidade do Vento Média em função do Tempo

)(tu′ Turbulência do Vento

)(uf Descrição Probabilística de Weibull

)(uPe Potência Eléctrica em função da Velocidade Instantânea da Turbina

0, zz Altura da Turbina Real, e de Referência Fot

ConsE , Eol

ConsE Energia Fotovoltaica e Eólica Consumida DCConvDC

pE/ Perdas de Energia no Conversor DC/DC

Fot

ArmE , Eol

ArmE Energia Fotovoltaica e Eólica Armazenada

ArmFot

pE , ArmEol

pE Perdas de Armazenamento Fotovoltaica e Eólica

Sist

pE Perdas totais de Energia no Sistema

Conv

pE Energia de Perdas de Conversão

consE Energia Consumida para uma dada Autonomia (dias) Total

armE Energia Total a Armazenar (baterias) dod

armE Energia a Armazenar para acautelar a Profundidade de Descarga Arm

pE Perdas de Armazenamento Ban

nV Tensão Nominal do Banco de Baterias Ban

nC Capacidade Nominal do Banco de Baterias Cel

nC Capacidade Nominal de uma Célula (Bateria) ConsSist

aE Energia Anual consumida pelo Sistema

F ′ , 0F Pagamento Futuro, e Actual (hoje)

a Taxa de Actualização

ac Custo Unitário Médio Actualizado

actE Energia Actualizada

tI , act

tI , rV Investimento Total, Actualizado e Valor Residual

omjd , jI Despesas de O&M e Investimento no ano j

ajE , ajh Energia e Utilização Anual no ano j

ak Factor de Actualização no Modelo Simplificado

iP Potência Instantânea

xii

jR , LjR Receita Bruta e Líquida no ano j

1anoT Tarifa no final do Primeiro Ano cons

mêsmE Energia Consumida no Mês m

TotalT Tarifa Total

iI Investimento Inicial bat

totalC Custo Total do Banco de Baterias

DCACC / Custo do Conversor AC/DC Hibrida

TotalC Custo Total da Solução Híbrida

minL Distância Mínima que Rentabiliza a Solução Híbrida linbat

iI+ Investimento Inicial da Solução Baterias mais Linha Eléctrica

contrT Tarifa da Potência Contratada batlin

totalC+ Custo Total da Solução Linha mais Baterias

xiii

1. Introdução

As estações de telecomunicações são algumas vezes projectadas para locais remotos,

muitas vezes elevados e de difícil acesso. A solução convencional para alimentação de energia

eléctrica da estação é construir uma linha de distribuição ligando-a ao sistema eléctrico da

região. Esta solução, muitas vezes onerosa considerando as distâncias envolvidas e as

condições de acesso, fica ainda dependente do grau de fiabilidade do sistema eléctrico da

região e da própria linha que, em geral, é bom.

Neste sentido, o trabalho desenvolvido pretende dimensionar um sistema de produção

eléctrica de forma a alimentar uma estação remota de telecomunicações que não esteja ligada

a rede nacional e que seja técnica e economicamente viável. Para esse efeito procurar-se-á a

melhor solução tecnológica confrontando-se a solução clássica de produção de energia

eléctrica, face a uma solução baseada exclusivamente em energias alternativas.

Para além da viabilidade económica com energias alternativas procurada neste trabalho, é

importante ter em consideração que estas apresentam vantagens ambientais com a redução de

gases nocivos para a atmosfera, contribuindo assim para um desenvolvimento mais sustentável

da sociedade actual e futura.

1.1 Estrutura da Dissertação

Este trabalho divide-se em 9 capítulos sendo a introdução, em que se inclui este texto, o

primeiro capítulo.

O capítulo 2 leva-nos à análise dos vários processos de produção de energia eléctrica e

sua aplicação com base em soluções clássicas, ou soluções com energias alternativas. Ainda

dentro do mesmo capítulo descreve-se sucintamente a situação energética em Portugal, e a

legislação em vigor aplicada à microgeração.

Com a entrada no capítulo 3 começamos por caracterizar a estação remota de

telecomunicações e a identificação das várias alternativas possíveis de produção para a sua

alimentação.

Somos então levados, após conhecer a nossa carga (estação de telecomunicações), a

estudar em detalhe a produção de energia fotovoltaica e a produção de energia eólica, temas

abordados nos capítulos 4 e 5, respectivamente. Com base nesse conhecimento, é possível no

capítulo 6 dimensionar a concepção física do sistema de alimentação eléctrico a alimentar a

nossa estação remota.

Chegamos assim à recta final com a avaliação económica do projecto discutida no

capítulo 7. Diversas análises são realizadas do ponto de vista técnico e económico, resultando

diversas conclusões concentradas no capítulo 8.

Finalmente, o capítulo 9 trata das referências bibliográficas e anexos.

1

2. Produção de Energia Eléctrica

Iniciamos este trabalho com a análise dos vários processos de produção de energia

eléctrica e sua aplicação com base em soluções clássicas, ou soluções com energias

alternativas (renováveis). Adicionalmente, e de uma forma muito sucinta, são dadas algumas

noções de transporte e distribuição de energia, da situação energética em Portugal, e da

legislação em vigor aplicada à microgeração, tema hoje tão falado.

2.1 A Produção Eléctrica

A chamada crise energética resulta naturalmente da utilização crescente de matérias-

primas cuja transformação permite obter energia. Até recentemente não havia a preocupação

com o facto de que os combustíveis fósseis (ex. petróleo) tinham reservas limitadas1. De facto,

estes materiais fósseis são renováveis, mas o tempo de formação é de milhões de anos e o

seu consumo é cada vez mais elevado, razão por que se consideram não renováveis, pois a

capacidade natural de os repor é em geral mais lenta que o seu consumo. Da crescente

necessidade de energia resultou o alargamento da utilização ao gás natural, hoje bastante

utilizado.

Grande parte da energia eléctrica produzida é consumida na indústria, sendo também

largamente utilizada noutras aplicações não industriais. As razões da sua grande utilização

derivam da facilidade de a produzir, de a transportar, de a transformar e de a utilizar. Além

disso, é não poluente, inodora e sem ruído.

Para a produzir utilizam-se todos os processos conhecidos. A maioria deles resulta de três

formas básicas de transformação de energia [7]: a partir da energia potencial e cinética

(centrais hidroeléctricas), da energia química (centrais termoeléctricas) e da energia radiante

(centrais fotovoltaicas).

2.1.1 Ciclo Clássico de Produção

O ciclo de produção eléctrica mais comum necessita de dispor de uma fonte de calor que

permita aquecer água de modo a obter vapor sob pressão. Este vapor de água ao expandir-se

numa turbina acciona um alternador que gera electricidade. Depois de turbinada, este vapor é

condensado (normalmente designado de condensador) através de uma fonte fria que é,

normalmente, uma fonte de água fria (curso de água, mar) ou constituída por torres de

arrefecimento. A Figura 2.1 representa o ciclo de produção clássica de electricidade.

1 Notar que no caso das reservas de carvão estas são praticamente ilimitadas.

2

Figura 2.1 – Ciclo Clássico de Produção Eléctrica

Sempre que o calor libertado pela condensação do vapor de água é recuperado para

utilizações de aquecimento, fala-se em cogeração. No caso de se gerarem 3 formas úteis de

energia (energia eléctrica, calor e frio) num sistema integrado, fala-se em trigeração.

A fonte de calor clássica é obtida pela combustão de combustíveis fósseis (petróleo, gás,

carvão) ou por uma reacção de cisão nuclear em reactores concebidos para controlar a

amplitude dessa reacção. Os combustíveis fósseis ou o urânio utilizado nos ciclos clássicos

podem ser substituídos por fontes de energia renovável. A fonte de calor pode, então, ser

obtida a partir:

• da combustão de biomassa (madeira, biogás, resíduos orgânicos);

• do calor que se encontra nas profundezas do nosso planeta, através da bombagem

directa de água quente para a superfície ou explorando a temperatura elevada das

rochas que se encontram no interior do planeta, utilizando água injectada a partir da

superfície geotérmica;

• do sol, concentrando os seus raios através de espelhos ou explorando a água aquecida

nas superfícies dos mares das zonas tropicais.

2.1.2 Cadeia Eólica ou Hidráulica

Com algumas energias renováveis, a cadeia de produção eléctrica não necessita de uma

fonte de calor, é o caso da energia eólica, hidráulica e solar fotovoltaico. No caso das energias

eólica e hidráulica, é a pressão do vento ou da água que acciona a rotação de uma turbina que,

por sua vez, acciona um alternador que produz a electricidade. A Figura 2.2 representa esta

cadeia de conversão energética.

Figura 2.2 – Cadeia Eólica ou Hidráulica de Produção de Electricidade

3

O interesse dos conversores de potência é permitir que o alternador funcione com

velocidade variável e, assim, aumentar o rendimento da conversão energética, reduzindo a

necessidade de uma regulação mecânica da turbina ou das válvulas, no caso da produção

hidráulica. Este funcionamento a velocidade variável desenvolveu-se no domínio da produção

hidráulica (em especial na mini-hídrica) e tende a impor-se na eólica, onde este tipo de

funcionamento aparece como natural devido às fortes variações na velocidade do vento.

A electricidade pode ser, igualmente, produzida a partir de um motor Diesel ou de uma

turbina a gás (derivada de um reactor de um avião) que acciona um alternador. A fonte de

energia primária são geralmente os combustíveis fósseis, mas é desejável substituí-los por

biocombustíveis ou biogás.

2.1.3 Cadeia Solar Fotovoltaica

No caso do solar fotovoltaico, a electricidade é produzida directamente por células de

silício a partir da energia contida na radiação solar. Conversores de potência são normalmente

utilizados para assegurar a optimização da conversão energética, isto possível através da

alteração da tensão de saída no conversor de acordo com as condições ambientais de

temperatura e radiação. A Figura 2.3 representa essa cadeia de conversão.

Figura 2.3 – Cadeia Solar Fotovoltaica de Produção Eléctrica

2.2 Produção Clássica de Energia

Nas centrais clássicas são usados os combustíveis fósseis e nas nucleares usam-se

combustíveis radioactivos. Este tipo de centrais são actualmente os que maior quantidade de

energia produzem pelo facto de ser possível produzir energia em qualquer local, ao contrário

das renováveis que em geral estão limitadas geograficamente. É natural, apesar disto, que são

escolhidos os locais mais vantajosos, como sejam os que estão na proximidade de cursos de

água e os que têm facilidade de acesso a matérias-primas, por via terrestre ou marítima [7].

4

2.2.1 Centrais Termoeléctricas

Como é sabido, as centrais de turbina a vapor são caracterizadas por empregar a energia

térmica do vapor no accionamento das turbinas. Para isso ser possível, possuem geradores de

vapor onde o calor resultante da queima do combustível (carvão, petróleo, gás natural, ou

reacção nuclear) é utilizado para aquecer a água, até esta se transformar em vapor. O vapor

em circulação nas tubagens é levado a alta pressão e temperatura, passando pelas pás e

imprimindo-lhe um movimento de rotação (Figura 2.1 – Ciclo Clássico de Produção Eléctrica).

Estas centrais devem situar-se em locais de fácil acesso a abastecimento de combustível, e

que possuam muita água.

2.2.2 Centrais Nucleares

As centrais nucleares são ainda centrais térmicas, diferindo das convencionais

essencialmente pelo tipo de combustível utilizado e da forma como é produzido o vapor. Aqui o

calor produz-se pela cisão de átomos de urânio.

• Cisão nuclear

A sua utilização na produção controlada de energia levou a afigurar-se como uma

esperança para a humanidade, pelo facto de resolver os problemas energéticos de uma forma

mais económica. No entanto, dois problemas se põem em relação a esta forma de energia. Um

deles refere-se à da eliminação dos resíduos, e o outro tem a ver com o facto de que a energia

nuclear actualmente obtida, por cisão nuclear, utilizar combustíveis também não renováveis

(urânio).

• Fusão nuclear

Outra esperança, sempre adiada, reside na energia nuclear obtida por fusão nuclear. No

entanto, existem enormes dificuldades que têm a ver com a necessidade de atingir 50 milhões

de ºC num plasma e, próximo deste, ser necessária uma temperatura próxima de -270ºC para

os ímanes supercondutores. A grande vantagem da fusão nuclear seria a utilização de um

combustível inesgotável, barato e não poluente, o hidrogénio, abundante nos oceanos. Esta

forma de energia resolveria, pensa-se, o problema energético.

2.2.3 Centrais a Gás

O princípio de funcionamento das centrais de turbina a gás baseia-se na expansão dos

gases de combustão de uma mistura gasosa sobre as turbinas. É constituída assim

essencialmente por um compressor onde o ar é inspirado e enviado para a câmara de

combustão onde se mistura com o combustível. A mistura obtida e a força expansiva dos gases

vão actuar sobre as pás da turbina, transformando a energia térmica em energia mecânica,

energia esta que se vai transformar em energia eléctrica, pois a turbina está acoplada a um

alternador.

5

2.2.4 Centrais de Ciclo Combinado

As centrais de ciclo combinado são constituídas por várias unidades produtoras

independentes. Nestas centrais estão instalados dois ciclos (Figura 2.4), um de gás e outro de

vapor, produzindo ambos energia eléctrica. Os dois sistemas estão ligados por uma caldeira de

recuperação de calor (HRSG) onde se aproveita a energia dos gases de escape da turbina a

gás, para gerar vapor de água que alimenta a turbina a vapor.

Um sistema de ciclo combinado requer consideravelmente menos combustível para

produzir a mesma energia eléctrica que seria produzida em dois sistemas simples separados.

Com as turbinas modernas o rendimento de uma instalação em ciclo combinado é já superior a

50%.

Figura 2.4 – Central de Ciclo Combinado (Gás & Vapor)

2.2.5 Centrais a Motor Diesel

As centrais a motor diesel (ou a gasolina) são constituídas por um motor de combustão

interna acoplado a um alternador. A sua rápida colocação em serviço, permite a sua utilização

em instalações particulares ou públicas como grupos de emergência. Não necessitam de

serviços auxiliares e exigem pouca refrigeração.

2.3 Fontes de Energia Renováveis

A promoção e utilização de fontes renováveis para a produção de energia surge como

necessidade de garantir um desenvolvimento sustentável para a sociedade actual e futura [8].

De facto, os sinais de alerta são frequentes e a consciencialização das forças de intervenção e

sociedade em geral para a problemática energética é crescente.

6

A dependência política e económica da energia eléctrica, com a extinção dos combustíveis

fósseis, são assuntos que passam despercebidos à maior parte da população. No entanto, e

mais recentemente, os impactos ambientais surgiram como o principal motivo de preocupação

e consciencialização das populações para os assuntos relacionados com a energia.

A realização de várias conferências para a sensibilização dos impactos ambientais

provocados pelos combustíveis fósseis, das quais se destaca o protocolo de Quioto (1998),

contribuíram de uma forma significativa para a definição de diversas metas no que diz respeito

à redução de emissões de 2CO , e consequentemente à redução da utilização de combustíveis

fósseis dando assim espaço a um maior desenvolvimento tecnológico em energias renováveis2.

2.3.1 Eólica

O vento foi, durante muito tempo, a principal fonte de energia do homem, ajudando-o a

moer cereais e na navegação marítima. Actualmente, este recurso é utilizado em todo o mundo

para a produção de energia eléctrica, sendo que em Portugal existem locais onde o potencial

eólico justifica claramente a sua exploração comercial através dos conhecidos aerogeradores.

Estes são implantados em parques eólicos, cujas zonas apresentam características eólicas

razoavelmente homogéneas.

Apenas a título informativo, uma turbina (aerogerador) standard actual pode ser projectada

para um potência nominal na ordem dos 2 MW, cujo o diâmetro das pás do rotor é na ordem

dos 80m para um mastro com cerca de 70m de altura.

A energia eólica tem registado nos últimos anos uma evolução verdadeiramente

assinalável. De 1998 até 2009 foram instalados mais de 110 GW de potência eólica perfazendo

um total de cerca de 120 GW a nível mundial, em que a esmagadora maioria se encontra na

Europa (65 GW actualmente na Europa dos 27). Como líder encontram-se os Estados Unidos

da América, com 26 GW instalados, seguido da Alemanha e Espanha com 24 GW e 16 GW

instalados, respectivamente.

Mesmo assim, Portugal não acompanhou o crescimento que se verificou na maioria dos

países desenvolvidos nas décadas de oitenta e noventa. No entanto, a situação da energia

eólica em Portugal é hoje completamente diferente, assistindo-se a um dinamismo inédito nos

últimos anos face à reestruturação do sector eléctrico, legislação específica, e aprovações de

directivas para o desenvolvimento desta energia.

Os dados disponíveis mais recentes indicam que no final de 2008, a potência total

instalada em aproveitamentos eólicos em Portugal é de cerca de 3 GW, esperando-se a

instalação de mais 900 MW em 2009. Posicionando-se assim Portugal em 10º lugar na tabela

de ranking mundial [2].

2 As energias renováveis no âmbito da União Europeia são compostas pelas energias solar, hídrica, eólica, biomassa, geotérmica e resíduos.

7

2.3.2 Hidroeléctrica

A hidroelectricidade é hoje uma das formas tradicionais de produção de energia

contribuindo ainda com uma parcela significativa para a produção nacional (18% em 2007 e

11% em 2008). É normalmente uma obra de grande envergadura que, tem como objectivo

principal reter o caudal do rio de modo a formar-se uma albufeira ou, uma bacia de

armazenamento. No entanto, originam lagos e albufeiras de grandes dimensões que por vezes

têm associados impactos ambientais e sociais. Por outro lado, os locais disponíveis para a

construção de grandes aproveitamentos estão a acabar.

O grupo gerador nas hidroeléctricas é assim constituído pelo conjunto turbina-alternador,

que ao receber a energia cinética da água a grande pressão nas turbinas provoca o movimento

de rotação das suas pás, que é comunicada ao eixo do alternador e consequentemente à

geração de energia eléctrica.

2.3.3 Mini-Hídrica

Os aproveitamentos hidroeléctricos podem ser feitos em dimensões mais reduzidas, até

por vezes sem recorrer a armazenamento de água e assim com impactos ambientais bastante

reduzidos. Caso não se recorra ao armazenamento de água, designam-se estes

aproveitamentos como centrais de fio de água em que não há a possibilidade de se regularizar

o caudal, pelo que o caudal utilizável é o caudal instantâneo do rio.

A designação central mini-hídrica generalizou-se assim em Portugal para designar os

aproveitamentos hidroeléctricos de potência inferior a 10MW.

2.3.4 Oceanos

A possibilidade de se extrair energia dos oceanos tem intrigado as pessoas ao longo dos

tempos. Actualmente podemos dividir os aproveitamentos energéticos do oceano em dois:

energia das ondas, e energia das marés.

O aproveitamento da energia das ondas consiste na transformação da energia resultante

do movimento periódico das massas de água para a produção de energia eléctrica. Existem

actualmente já algumas tecnologias com aplicabilidade e muitas outras em fase de teste e

demonstração.

A energia das marés consiste no aproveitamento dos desníveis de água que resultam das

subida e descida das marés. O princípio de funcionamento de uma central de maré é bastante

semelhante ao funcionamento de uma central hídrica, no que diz respeito ao aproveitamento

da energia cinética das massas de água. Nestas centrais, instaladas muito perto da foz dos rios

ou já no oceano em locais com características especiais, existe a capacidade de

armazenamento de água. Desta forma é possível obter desníveis que resultam dos diferentes

níveis das marés.

8

2.3.5 Energia Geotérmica

Uma excepção às centrais termoeléctricas clássicas (ciclo de água-vapor), que utiliza

energia renovável, é o caso das centrais geotérmicas que utilizam energia térmica existente

nas entranhas da terra em regiões vulcânicas, como acontece em Itália e nos Açores

(Portugal). O processo de funcionamento é análogo ao das restantes centrais clássicas com

algumas adaptações às condições particulares de obtenção do vapor sob pressão.

Naturalmente que os locais onde é possível este tipo de aproveitamento estão limitados

apenas a algumas regiões.

2.3.6 Bio-Energia

• Biomassa

Recurso energético com largas tradições em Portugal, a biomassa é uma fonte de energia

que deriva do aproveitamento energético das florestas e seus resíduos, e resíduos

provenientes de explorações agro-alimentares.

Uma importante componente no aproveitamento deste tipo de recurso está relacionada

com as políticas de limpeza e conservação da floresta. Este tipo de resíduos que, muitas

vezes, são os causadores da rápida propagação dos incêndios florestais, podem ser

aproveitados como fonte energética. A limpeza da mata de uma forma sustentada permite que

seja alcançado um equilíbrio, e dessa forma, preservar um recurso vital que é a floresta e

simultaneamente proceder-se à valorização energética.

• Biocarburantes

Os Biocarburantes são obtidos a partir duma matéria-prima vegetal. Dois motivos levaram

ao seu desenvolvimento: a alta dos preços do petróleo verificada primeiramente em 1973, e a

poluição gerada pelos gases de escape resultantes da utilização dos carburantes clássicos.

O Brasil desempenhou um papel pioneiro neste domínio quando o governo lançou em

1975 o programa "Proalcool", com a utilização de combustíveis contendo 22% de etanol obtido

da cana-de-açúcar (ou do trigo). Há no Brasil 4,5 milhões de veículos assim equipados,

verificando-se resultados ecológicos positivos. No entanto, há quem seja de opinião que,

embora emitindo menos gases prejudiciais como o dióxido de carbono, o uso generalizado de

biocarburantes pode produzir outros efeitos perigosos, nomeadamente os relacionados com a

reacção brônquica.

• Biogás

A decomposição da matéria orgânica dos resíduos dá origem à produção de biogás, um

gás composto na sua maioria por metano e dióxido de carbono. Em alguns países a aplicação

de tecnologias dispendiosas inviabilizou o aproveitamento deste gás para a produção de

energia. O sucesso destes empreendimentos depende de um compromisso consciente entre

custos, benefícios e tecnologia.

9

• Biodiesel

O biodiesel é um combustível produzido a partir de óleos vegetais, óleos de cozinha

usados ou gorduras animais. É não tóxico, biodegradável e renovável, e substitui o gasóleo. As

emissões produzidas pela utilização de biodiesel puro são substancialmente menores quando

comparadas com as do gasóleo. Pode ser produzido recorrendo a tecnologias simples e não

muito dispendiosas, sendo que em Portugal pode alcançar um lugar de destaque na sua

produção e utilização, contribuindo para a redução da dependência externa de petróleo bem

como para a criação de riqueza e protecção do ambiente.

2.3.7 Solar

• Fotovoltaíco

Os sistemas fotovoltaícos produzem energia eléctrica a partir da radiação solar. São

sistemas de elevada fiabilidade, de baixa manutenção, com ausência de ruído e não poluentes.

Constituídos por células fotovoltaicas (dispostas em painel solar) de tensão de saída na ordem

dos 0.45V, a sua interligação em série e paralelo permitem obter valores normalizados de

tensão (12V, 24V) e aumentos de potência.

As características do solar fotovoltaíco fazem com que a instalação deste tipo de sistemas

seja bastante atractivo em locais onde não exista rede de distribuição eléctrica, por razões

ambientais, ou até por razões de ordem estética. É comum encontrar sistemas fotovoltaícos no

dia a dia, nomeadamente para alimentar máquinas de pré-pagamento de estacionamento, ou

sistemas de telecomunicações.

A grande desvantagem destes sistemas é ainda o custo elevado por MWh, ultrapassando

o preço da electricidade da rede pública. Prevê-se no entanto um crescimento na utilização

destes sistemas nos próximos anos, face ao aumento da sua competitividade e das aplicações

com recurso a esta tecnologia.

• Térmico

Os colectores solares, vulgarmente conhecidos por painéis solares, não devem ser

confundidos com painéis fotovoltaicos e são normalmente utilizados apenas para o

aquecimento de águas.

A cobertura do colector solar é de vidro, e logo, transparente à radiação visível. Esta

radiação ao entrar no colector aquece-o emitindo radiação menos energética, a infravermelha,

que fica retida no colector uma vez que o seu interior é “opaco” à radiação infravermelha. Desta

forma conseguimos um sistema de alto rendimento com base no efeito de estufa. A elevada

temperatura atingida na placa absorsora é assim transferida para uma serpentina de tubos

(onde circula um fluído de elevada condutibilidade térmica) que interliga o colector solar a um

depósito por cima deste. O fluído aquecido no colector solar sobe até ao depósito que está por

cima deste, aquecendo a água para as mais variadas tarefas. Após esta transferência de calor,

o fluido terá arrefecido, ficando mais denso e descendo de volta ao colector, onde reiniciará o

seu ciclo.

10

Este princípio de circulação do fluído é designado por termossifão, que implica que o

depósito esteja por cima do painel, caso não seja essa a situação, teremos então de provocar

circulação forçada através de uma bomba de água adicional.

Nunca se fica realmente independente, pois em dias enevoados e chuvosos o rendimento

é bastante reduzido. À noite não existe luz solar, e no caso de utilização mais intensiva acaba

por ser necessário recorrer à resistência eléctrica que se encontra no interior do depósito.

Outra variante é a sua utilização do solar térmico para a geração de energia eléctrica, cujo

princípio de funcionamento consiste em transformar energia térmica contida no fluido em

energia eléctrica, através de um ciclo de água-vapor (ver secção 2.1.1).

2.4 Transporte e Distribuição de Energia

Para o transporte de uma dada potência aparente (S=U.I) aumenta-se a tensão U, o que

apresenta problemas ao nível de isolamento, reduzindo o valor da corrente e

consequentemente a secção dos condutores, economizando material e as perdas por efeito de

Joule (P=r.i2). Para cada nível de potência a transportar e distância a vencer, há um nível

óptimo de tensão cujo valor pode ir de 10 a 400kV, podendo ainda tomar a forma de corrente

monofásica (220V) ou trifásica (380V) de acordo com a aplicação. Sendo feita em corrente

alternada, a transmissão da energia eléctrica permite a utilização do transformador como fácil e

económico (com reduzidas perdas) de obter o nível de tensão desejado.

Define-se como Subestação uma instalação de alta tensão destinada à transformação da

corrente eléctrica quando estes se destinam a alimentar postos de transformação ou

subestações; e como Posto de Transformação uma instalação de média tensão destinada à

transformação da corrente eléctrica quando a corrente secundária for utilizada directamente

nos receptores (380/220V).

Relativamente às linhas de transporte estas podem ser de Alta Tensão, Média Tensão e

de Baixa Tensão.

• As linhas de Alta Tensão são aquelas cuja tensão nominal é igual ou superior a 60kV e

unem os centros produtores (centrais térmicas, hídricas eólicas, etc.) às subestações.

São normalmente aéreas podendo, no entanto, ser subterrâneas. As linhas aéreas são

constituídas por apoios, normalmente metálicos, sendo os condutores suspensos ou

apoiados por isoladores.

• Quanto às linhas de Média Tensão, são aquelas cuja tensão nominal é inferior a 60 kV

(tensões mais comuns são 10,15 e 30 kV). Estas linhas ligam as subestações aos

Postos de Transformação e podem ser aéreas ou subterrâneas. As aéreas são

normalmente em cabo nu, apoiadas em postes de betão (mais comum) ou metálicos,

sendo os condutores suspensos ou apoiados por isoladores.

11

• Relativamente às linhas de Baixa Tensão, são aquelas cuja tensão nominal é inferior a

1000 V, e levam a energia eléctrica desde os Postos de Transformação ao longo das

ruas e caminhos até aos locais onde é consumida em Baixa tensão. Tal como nos casos

anteriores, podem ser aéreas ou subterrâneas, e sendo aéreas são normalmente em

condutores nus ou isolados em feixe (cabo torçada). As linhas em condutor nu estão

fixas sobre isoladores e apoiados em postes de betão, ou sobre postaletes metálicos

fixos na fachada. Os cabos de distribuição de baixa tensão são normalmente

constituídos por cinco condutores um dos quais se destina à iluminação pública.

No caso de uma instalação de uma linha em baixa tensão (380/220V), e portanto,

apropriada para alimentar uma estação de telecomunicações, esta tem um custo médio

estimado que varia entre 10€ a 12€ por metro em cabo torçada3, assumindo que a fixação dos

postes eléctricos não acarreta complicações de maior.

2.5 Situação Energética em Portugal

Pretende-se agora perceber qual a situação energética em Portugal, não só em termos de

evolução de consumo e potência instalada por sector de produção, mas também qual o seu

valor negociado no mercado ibérico de electricidade (MIBEL) [4].

2.5.1 Evolução e Situação Energética

Até sensivelmente finais da década de 90 a produção de energia em Portugal fez-se

fundamentalmente com base no carvão, no petróleo, e na energia potencial e cinética da água

(hídrica). Só a partir de 1998 é que se dá início à produção com base no gás natural, e uma

tendência de diminuição na utilização do petróleo.

Actualmente, e como ilustra a Figura 2.5, o consumo anual energético em Portugal ronda

os 50TWh com uma tendência de crescimento lento. Esta estabilização do consumo nos

últimos anos está em parte associada ao atingimento da fase de maturação na utilização da

electricidade por parte dos consumidores, e provavelmente à crise económica que nos últimos

anos tem assolado o País. Talvez até as próprias campanhas de sensibilização de poupança

energética, ou à utilização de equipamentos cada vez mais eficientes, tenham de alguma forma

contribuído também para esta estabilização.

A recente aposta nas energias renováveis fez com que fosse definida uma classe onde se

encontram estas fontes de energia (eólica, fotovoltaica, etc.), designadas assim de produção

em regime especial (PRE4), em contradição às fontes de energia clássicas designadas de

produção em regime ordinário (PRO).

3 Estimativa fornecida pela secção de energia do Instituto Superior Técnico 4 Engloba a produção de energia em centrais hidroeléctricas com potência instalada até 10 MVA, em centrais usando outros recursos renováveis, e em centrais de cogeração.

12

Figura 2.5 – Evolução Energética em Portugal por Sectores de Produção

De realçar o aumento do saldo importador decorrente da liberalização do mercado

(MIBEL5), assim como o aumento na produção em regime especial (PRE) relativo à energia

eólica (11% em 2008). Quanto à produção hídrica, esta está muito dependente das condições

climatéricas que em anos de seca sofre enormes quedas (caso do ano 2005).

Relativamente à potência instalada, esta ascende já os 15GW, sendo 10,5GW baseada

em produção em regime ordinário (PRO), e o restante em produção de regime especial (PRE).

A Tabela 2.1 descreve a repartição de potências instaladas em Portugal por fonte de energia.

Tabela 2.1 – Potência Instalada em Portugal por Sectores de Fontes de Energia [REN 2008]

5 Mercado Ibérico de Electricidade

13

Dentro das renováveis (PRE), é o sector eólico que tem apresentado maior crescimento

(Figura 2.5) totalizando mais de 1500 geradores instalados, para uma potência conjunta acima

dos 2,5GW. Mais de 1000 destes geradores têm uma potência unitária igual ou superior a 2

MW, cujos os principais fabricantes são a Enercon com 45% do mercado, seguido da Vestas

com 18%.

De salientar que, embora tanto a energia eólica como a fotovoltaica tenham uma carácter

altamente probabilístico, numa base anual apresentam uma utilização relativamente constante,

ou seja, é gerada anualmente uma energia média que depende apenas da potência instalada,

e que no caso da eólica representa entre 2100 a 2400 horas anuais equivalentes de produção

para uma dada potência instalada. Contrariamente à hídrica que em anos de seca (ex. 2005) a

utilização anual cai para valores nada previsíveis com necessidade de se recorrer a outras

fontes energéticas. Além de que, as hídricas originam lagos e albufeiras de grandes dimensões

que por vezes têm associados impactos ambientais e sociais, o que poderá resultar na

inviabilização da implementação do projecto hidroeléctrico (ex. Foz Côa).

O maior problema das energias renováveis é o facto de não serem controláveis, ou seja, a

produção de energia depende em cada instante da disponibilidade do recurso. Afaste-se assim

a ideia de um dia podermos atingir 100% da energia necessária baseada em recursos

renováveis, caso estes tenham uma disponibilidade aleatória. Somos sempre forçados, no

limite, a combinar as energias não controladas (renováveis) com energias controladas

(clássicas). Adicionalmente, e mesmo que o investimento em renováveis face às energias

clássicas não pareça rentável, contribuir-se-á na redução de emissões de 2CO para a

atmosfera, e a energia eólica tem sido um bom exemplo dessa contribuição.

2.5.2 Custo Médio da Energia Eléctrica

O custo de aquisição de energia eléctrica proveniente de PRE em 2007, por parte do

comercializador de último recurso, cifrou-se em 94,5€/MWh, face ao valor médio 54,38€/MWh

negociados na MIBEL. A Tabela 2.2 descreve com mais detalhe o preço médio de aquisição da

PRE, separado por tecnologia. De notar que a fotovoltaica é de longe a que apresenta maior

valor de aquisição.

14

Tabela 2.2 – Preço de aquisição Médio da PRE por Tecnologia [ERSE, 2008]

2.6 Microgeração (Decreto-Lei nº363/2007)

Existem actualmente dois tipos de produção de energia injectada na rede pelos

“produtores renováveis”: a produção descentralizada (PRE-R6) em unidades de pequena

potência dispersas nas redes de distribuição e de transporte, remunerada com base num

tarifário Verde; e a microgeração (ou microprodução) integrada no local da instalação eléctrica

de utilização, acessível às entidades que disponham de um contrato de compra de

electricidade em baixa tensão, sendo esta última o tema a abordar nesta secção [5].

A legislação definida relativa à microgeração aplica-se apenas a instalações de produção

monofásica em baixa tensão com potência de ligação até 5,75kW (grupo I), e desde que

utilizem recursos renováveis. Adicionalmente, a potência injectada na rede pública não pode

ser superior a 50% da potência eléctrica contratada, com excepção aos condomínios.

Existem 2 tipos de regime remuneratório que se passam a descrever de uma forma muito

sucinta e focada em instalações não integradas em condomínios:

• Regime Geral: Instalações com potência até 50% da potência contratada, com

máximo de 5,75kW.

• Regime Bonificado: Aplica-se a potências de ligação até 50% da potência contratada,

com um máximo de 3,68kW. No caso de utilização de fontes de energia renovável,

deve-se ainda dispor de colectores solares térmicos para aquecimento de água, com

um mínimo de 2 2m de área.

A legislação define uma tarifa única de referência (TUR=617,5€/MWh7), aplicável à

energia produzida no ano da instalação e mantendo esse valor durante cinco anos.

6 Produtores em Regime Especial que utilizem recursos Renováveis 7 Portal EDP: Valor resultante da potência acumulada de 3,63 MW a 2 Novembro 2009

15

Após o período de 5 anos previsto e durante o período adicional de 10 anos, aplica-se à

instalação de microgeração, anualmente, a tarifa única correspondente à que seja aplicável no

dia 1 de Janeiro desse ano a novas instalações equivalentes. Por cada 10 MW adicionais de

potência de ligação registada a nível nacional, a tarifa única aplicável é sucessivamente

reduzida em 5%.

Após o período mencionado (15 anos) aplicar-se-á à instalação de microgeração o regime

geral. A Tabela 2.3 explicita o valor da TUR de acordo com a tecnologia.

Tabela 2.3 – Percentagem da TUR e Limites de Aplicação Consoante a Tecnologia [Jan09]

No caso de sistemas híbridos, a tarifa de venda, VT , de energia do produtor ao

comercializador é obtida através de:

Equação 2.1

Em que BHES PePPP ,, são as potências solar, eólica, hídrica e de biomassa,

respectivamente, e RPPS LMELME , os limites máximos anuais de energia vendida solar e de

restantes produções, respectivamente.

[ ])(

)(%30%70

BHERPSPS

BHERPSPS

VPPPLMEPLME

PPTURPTURLMEPTURLMET

++×+×

+××+×××+××=

16

3. Caracterização da Estação Remota de Telecomunicações

Com vista ao dimensionamento do sistema de produção e possível armazenamento de

energia eléctrica, começou-se por caracterizar as exigências de consumo da estação remota

de telecomunicações, e quais as possíveis alternativas de produção para este tipo de

aplicação.

3.1 Caracterização do Consumo da Estação Remota

Nesta etapa, pretende-se estimar o consumo médio diário de energia eléctrica, ou seja,

definir a curva de carga tanto em termos diários como sazonais. Com estes dados consegue-se

visualizar as características previstas para o consumo de electricidade adequando-se o sistema

para que a produção satisfaça sempre o consumo. Esta determinação é em geral complexa

porque depende do uso que se fará no futuro do sistema, normalmente vinculado a hábitos e

rotinas dos usuários difíceis de determinar e variáveis ao longo do tempo. No entanto, e como

se irá ver na secção seguinte, o nosso sistema remoto de telecomunicações é bastante

determinístico uma vez que exigirá uma potência relativamente constante e que esteja sempre

disponível.

O cálculo da energia anual produzida para a nossa estação de telecomunicações

facilmente se pode extrair a partir da seguinte expressão:

Equação 3.1

Em que P representa a potência instalada no sistema e ah a utilização anual do recurso

energético em causa. Este último representa o número de horas equivalentes, numa base

anual, que uma dada potência instalada (eólica, solar, hídrica) é utilizada para geração de

energia. Se no entanto nos posicionarmos na carga, este representa o número de horas

equivalentes anuais que a carga irá funcionar na sua potência exigida (consumo).

3.1.1 Estação Remota de Telecomunicações

A nossa estação remota de telecomunicações em causa insere-se na classe de

equipamentos de microondas a funcionar na camada de agregação, ou seja, estabelece a

ligação entre a rede de acesso (GSM, UMTS) e a rede Core (SDH, DWDM) através de feixes

hertezianos. Notar que a topologia utilizada nas camadas de agregação e Core são

normalmente em anel, garantido assim que o tráfego percorre todas as estações envolvidas e

cada link entre estações é em geral composto de protecção (redundância).

aa hPE ×=

17

A Figura 3.1 reflecte a situação descrita; notar que os débitos de transmissão são tanto

maiores quando mais nos aproximamos da rede Core, e consequentemente há também

alteração nas tecnologias de transmissão (GSM, UMTS, PDH, SDH, DWDM).

Figura 3.1 – Rede Típica de Telecomunicações Móveis em Microondas

A nossa estação remota de telecomunicações, que se posiciona na camada de

agregação, está em geral situada em locais isolados e elevados uma vez que se pretende

agregar e transmitir informação a longas distâncias recorrendo ao uso das microondas. Nesta

classe, as estações mais remotas no que diz respeito ao acesso físico e energético são

reconhecidas por repetidores, cuja a sua função passa essencialmente pela regeneração do

sinal para que este possa percorrer maiores distâncias. Há essencialmente duas formas de se

regenerar o sinal, ou de uma forma passiva recorrendo à utilização de espelhos, ou de uma

forma activa por utilização de receptores e transmissores. Esta última, apesar de necessitar de

alimentação eléctrica para funcionar apresenta muito maior ganho e menor custo, e

consequentemente é a mais utilizada. Basicamente, podemos assumir que o repetidor passivo

aplica-se essencialmente a situações onde se pretenda mudar a direcção do feixe hertziano

para contornar obstáculos, enquanto que o activo para percorrer longas distâncias onde o

aumento do nível de potência é fundamental.

Um equipamento de telecomunicações, com as características referidas, pode ser

encontrado no fabricante Nokia Siemens Networks (NSN) e é designado por SRA4 (Split Radio

System up to STM-4) [9]. A escolha do mesmo tem a ver com a implementação, por parte da

REN8, de uma rede de agregação com base nos referidos equipamentos e onde se conhece a

localização dos mesmos, condição essencial para a concepção física da alimentação eléctrica.

Optou-se assim por efectuar um estudo o mais próximo da realidade, e se possível com base

em dados reais.

8 Redes Energéticas Nacionais

18

Este equipamento é composto por 2 unidades principais, In-Door Unit (IDU), e Out-Door

Unit (ODU). A primeira (IDU) foi desenhada para operar em locais fechados, não estando

portanto protegida contra as condições climatéricas, ao contrário da segunda (ODU). A

necessidade da existência de uma unidade exterior, para além obviamente da antena de

microondas, prende-se à necessidade de deslocar o sinal de alta frequência (HF) recebido na

antena de microondas, para uma frequência intermédia (IF), e vice-versa se considerar-mos

que estamos a transmitir. O nível de potência de saída do sinal é também controlado por este

dispositivo.

A ligação entre estes 2 dispositivos, IDU e ODU, faz-se simplesmente através de um cabo

coaxial que é percorrido pelo sinal IF e energia providenciada pela unidade IDU. A mais valia

desta arquitectura (separação) é o facto de se poder alterar a frequência de transmissão entre

antenas trocando apenas as unidades ODU, simplificando assim o projecto caso haja

necessidades de alteração de última hora ao plano de frequências reservadas.

A Figura 3.2 mostra o aspecto das componentes que constituem a nossa estação remota

de telecomunicações, também designada de repetidor activo. Notar que as unidades ODU

estão acopladas às antenas de microondas (normalmente em forma de parábola).

Figura 3.2 – Componentes da Estação Remota de Telecomunicações (SRA4)

O nosso repetidor (Figura 3.3) é assim constituído por 4 unidades ODU e, 2 IDU, optando-

se assim por um esquema de protecção 1+1 em que o link entre estações é sempre protegido

através de um segundo comprimento de onda, 2f . Ou seja, a mesma informação é enviada em

ambas as frequências ( 21 fef ), no entanto, na recepção, apenas um sinal é recolhido. Esta

arquitectura não só previne possíveis falhas num dos links, como permite que as unidades

receptoras recolham em tempo real o melhor sinal, seja proveniente da frequência 1f , ou 2f .

19

Optou-se também por enviar e receber as frequências ( 21 fef ) em antenas separadas,

tal como ilustra a Figura 3.3. A vantagem desta opção é o facto de provocarmos uma maior

diferença nos sinais detectados, 21 fef , e consequentemente recolhermos o melhor sinal de

cada uma em tempo real, esquema também conhecido como Frequency Diversity Protection.

Notar ainda que os Links de transmissão assentam sobre tecnologia SDH, e onde cada Link é

composto por uma trama STM-1 com um débito de transmissão de 155 Mbits/s.

Figura 3.3 – Repetidor Activo de Telecomunicações com Links STM-1 (SRA4 1+1)

Normalmente, exige-se, a existência de ar condicionado para o bom funcionamento dos

equipamentos de telecomunicações. No entanto, e recorrendo à descrição técnica do

fabricante relativa ao equipamento SRA4 dada na Tabela 3.19, verifica-se que este

equipamento ao ser instalado em Portugal Continental funciona perfeitamente bem mesmo na

ausência de climatização, uma vez que tanto a temperatura como a humidade ambiental anual

se encontram dentro dos parâmetros admissíveis dados pelo fabricante. Donde, na

determinação do consumo energético da estação remota de telecomunicações não se deverá

incluir consumos energéticos para efeitos de climatização.

Tabela 3.1 – Características Ambientais das Unidades IDU e ODU do Sistema SRA4

IDU (Indoor Equipment)

Temperature Limits: -5 to 50ºC

Humidity Limits: 5% to 95%

Maximum Temperature Limits: Up to 55ºC

ODU (Outdoor Equipment)

Temperature Limits: -33 to 55ºC

Humidity Limits: 15% to 100%

Maximum Temperature Limits: Up to 55ºC

9 Por questões de CopyRight apenas a brochura do SRA4 é disponibilizada

f2 STM-1

IDU

B

IDU

A

ODU

A1

ODU

A2

ODU

B1

ODU

B2

f1 STM-1

f2 STM-1

f1 STM-1

20

Novamente, da descrição técnica do fabricante (Tabela 3.2) podemos extrair a informação

relativa ao consumo de cada componente que constitui o equipamento SRA4.

Tabela 3.2 – Consumo Energético das Unidades IDU e ODU do Sistema SRA4

SRA4 ‘standard’

Power Consumption 1+0 (el. and opt.)

Electrical i/f: < 30 W ±10%

Optical i/f: < 32 W ±10%

SRA4 ‘standard’

Power Cons 1+1(el. & opt.)

Electrical i/f: < 51 W ±10%

Optical i/f: < 55 W ±10%

SRA4-STM1 (New Model)

Power Consumption 1+0 (el. and opt.)

Electrical i/f: < 24,5 W ±10%

Optical i/f: < 24,8 W ±10%

IDU Power

(per each

unit)

SRA4-STM1 (New Model)

Power Consumption 1+1(el. & opt.)

Electrical i/f: < 41,8 W ±10%

Optical i/f: < 42,2 W ±10%

Frequency Band

(GHz) 6U/6L 7/8 11/13 15 18 23 26 28 32/38

Total Power

Absorbed By ODU (W)

(per each unit)

60 56 60 45 38 38 45 45 45

Power consumption (from battery -48 V) with ± 10% tolerance

Recorrendo à definição da estação remota de telecomunicações (repetidor activo - Figura

3.3), e tendo em consideração as especificações técnicas dadas acima pelo fabricante,

optamos assim pelo pior caso, ou seja, para as unidades IDU vamos assumir o SRA4

‘standard” 1+1, e para as unidades ODU a banda 6U/6L, resultando assim o seguinte consumo

da nossa estação de telecomunicações:

Tabela 3.3 – Consumo Energético da Estação Remota de Telecomunicações

Dispositivos nº Potência Total

[W]

Utilização Anual

da Pot. [ ]hha

Energia Anual10

[ ]MWhECons

a

Custo de

Referência

ODU 4 60x4=240 8760 2,10 4x2.500

=10.000€

IDU 2 (55W±10%)x2

=>121 8760 1,06

2x15.000

=30.000€

TOTAL 6 361 8760 3,16 40.000€

10 Recorrendo à Equação 3.1

21

Definimos assim a nossa curva de carga tanto em termos diários como sazonais, que para

este caso em particular não é mais que uma constante ao longo do tempo. Facilmente se

compreende que o nosso repetidor activo, que exige uma potência relativamente constante,

deverá estar sempre disponível na rede de telecomunicações, seja dia, seja noite, caso

contrário haverá interrupção de tráfego na rede de agregação, e consequentemente nas

comunicações móveis que fazem uso das redes GSM/UMTS na camada de acesso acima

mencionada.

Do ponto de vista do dimensionamento do sistema de produção a tarefa fica simplificada,

uma vez que podemos ajustar a produção ao consumo com relativa facilidade, como mais

adiante se verá. Notar ainda que, aquando o dimensionamento energético deste sistema a

alimentação do mesmo dever-se-á fazer com base nos -48V ± 10%, corrente continua.

3.1.2 Localização da Estação Remota

Como mencionado na secção anterior, a escolha deste sistema de telecomunicações teve

a ver com o conhecimento das localizações destas estações, implementados pela REN, e por

serem estes os sistemas que se situam na classe dos que estão mais remotos no que diz

respeito ao acesso físico e energético. Mais ainda, estamos perante um caso real onde a

documentação técnica está disponível (brochura, especificações, etc.), assim como as

configurações mais comuns e neste caso implementadas pela REN.

É sabido assim que, no que diz respeito ao conjunto de repetidores, as seguintes

localizações foram utilizadas na rede de telecomunicações da REN, isto na camada de

agregação:

Tabela 3.4 – Localização das Estações Remotas de Telecomunicações – Norte Oeste

Repetidor Dispositivos Localizações – Norte Oeste

São Pedro Velho – Mirandela, Bragança

Activo

4 ODU + 2 IDU São Mamede – Viana do Castelo

Esposade – Matosinhos, Porto Passivo 2 Espelhos

Vilarinho das Furnas – Gerês, Braga/Vila Real

A Tabela 3.4 e respectiva Figura 3.4 dá-nos assim a localização de 2 repetidores activos,

e de 2 repetidores passivos. Vamos por agora assumir o repetidor activo instalado em São

Pedro Velho, concelho de Mirandela, Distrito de Bragança, e com base neste dimensionar o

nosso sistema de produção.

22

Figura 3.4 – Mapa das Localizações das Estações Remotas de Telecomunicações

3.2 Produção de Energia para a Estação Remota

Pretende-se agora dimensionar o sistema de produção para alimentar a estação remota

de telecomunicações. A quantidade de energia produzida anualmente terá que ser superior ao

valor da energia consumida anualmente. No total será, no mínimo, igual à soma da energia

total consumida, com possíveis perdas que se irão verificar no sistema de armazenamento,

conversão (AC-DC-AC) e transporte, caso existam. Se o sistema de produção ficar junto à

estação remota facilmente se percebe que as perdas de transporte são desprezáveis.

Seguem-se algumas considerações com objectivo de se encontrarem as melhores

soluções para o fornecimento energético da estação remota de telecomunicações, seja com

base na análise da produção clássica, energia renovável, ou mesmo de armazenamento.

3.2.1 Solução Baseada na Produção Clássica

De forma a alimentar o nosso sistema de telecomunicações baseado na produção clássica

de energia, e considerando as várias fontes de energia analisadas (Secção 2.2), resulta que o

fornecimento energético à nossa estação dever-se-á efectuar via linhas de transmissão de

energia, ou recorrendo à utilização do Motor Diesel.

A opção Motor Diesel é normalmente mais utilizada em Países onde o fornecimento

eléctrico é incerto, como é o caso de Moçambique. Aqui, independentemente da distância onde

se encontra a linha de transmissão mais próxima (posto de transformação), é sempre boa

política dotar o sistema de redundância energética, caso contrário as comunicações irão oscilar

ao ritmo das falhas energéticas, situação não desejada. Felizmente em Portugal Continental,

onde está localizada a nossa estação remota de telecomunicações, a necessidade de um

sistema de redundância energética é bastante menor.

23

Conhecidas as dificuldades que são o transporte de combustível para o Motor Diesel,

associadas a reduzidas autonomias (várias horas) e necessidades de manutenção, apenas

devemos considerá-lo como sistema de redundância energética à linha de transmissão

eléctrica.

3.2.2 Solução Baseada em Energias Renováveis

A viabilidade de projectos relacionados com energias renováveis depende

fundamentalmente da disponibilidade dos recursos utilizados na produção de energia (Secção

2.3), diminuindo assim o custo total do projecto que depende, essencialmente, da quantidade

de potência a instalar.

No projecto em questão os sistemas fotovoltaícos de energia são os mais indicados para

uso em estações de telecomunicação isoladas (remotas), onde os consumos de energia

eléctrica não são muito elevados e onde se necessita fiabilidade e baixo nível de manutenção.

Uma outra hipótese é a utilização de sistemas eólicos já que estas estações de

telecomunicações normalmente situam-se em zonas altas para que estejam em linha de vista

com as outras estações receptores/emissoras. A combinação desta com a solar pode no

entanto reduzir a incerteza da sua inexistência já que ambas têm um carácter probabilístico

inerente aos recursos naturais.

3.2.3 Armazenamento de Energia

Com objectivo de se garantir o fornecimento ininterrupto de energia a utilização de

baterias é essencial, em particular quando se faz uso de recursos naturais e estes estão

ausentes (durante a noite e sem qualquer vento). As baterias são também de grande utilidade

no que respeita à absorção de distúrbios eléctricos quando o sistema se encontra ligado à linha

eléctrica de transmissão, protegendo assim a estação de telecomunicações.

3.2.4 Alternativas Possíveis de Produção

Pretende-se agora sintetizar as possíveis alternativas de abastecimento energético à

nossa estação remota de telecomunicações. Combinaram-se assim os vários recursos

energéticos identificados anteriormente de acordo com o descrito na seguinte Tabela 3.5. As

alternativas identificadas assumem sempre a existência de alguma redundância energética,

seja através do uso de baterias, Motor Diesel, ou linha eléctrica, de forma a garantir-se um

fornecimento ininterrupto de energia à estação remota de telecomunicações.

Mais, optou-se por não combinar recursos não renováveis com renováveis, uma vez que

para a aplicação em questão, e com base nos recursos energéticos identificados, o sistema de

produção de energia ou se baseia na linha eléctrica e sua redundância energética (Motor

Diesel e/ou Baterias), ou é direccionado no sentido de ser um sistema energéticamente

autónomo com base nas energias renováveis (fotovoltaica, eólica) e sua redundância

(Baterias).

24

Obviamente que, e caso a linha de transmissão eléctrica esteja nas proximidades da nossa

estação remota, poder-se-ia ainda ponderar a sua utilização no sistema de energias renováveis

com objectivo de se reduzir, apenas e só, a capacidade do banco de baterias uma vez que este

representa normalmente a maior fatia do investimento (Alternativa 6).

Tabela 3.5 – Alternativas Possíveis de Produção de Energia para a Estação Remota

Recursos

Energéticos

Linha

Eléctrica

Motor

Diesel Fotovoltaica Eólica Baterias

Alternativa 1 X X*

Alternativa 2 X X*

Alternativa 3 X X X*

Alternativa 4 X X

Alternativa 5 X X X

Alternativa 6 X* : Utilização da Linha Eléctrica com redução do Banco de Baterias

3.3 Potência a ser Instalada na Estação Remota

Para determinar a potência a fornecer à nossa estação remota de telecomunicações

teremos de calcular a parcela de cada uma das potências a instalar que constitui cada uma das

alternativas acima identificadas (Tabela 3.5). Esta determinação deverá seguir um

procedimento iterativo para que as estimativas de produção se aproximem cada vez mais dos

valores do consumo.

Como anteriormente mencionado, a quantidade de energia a fornecer ao nosso sistema

deverá ser, no mínimo, igual à soma da energia total consumida, com possíveis perdas que se

irão verificar no sistema de armazenamento, conversão (AC-DC-AC) e transporte. No caso do

sistema de armazenamento, este deverá actuar apenas em casos pontuais quando a produção

é inferior ao consumo, ou não há produção. É normal assumirem-se para as perdas de

armazenamento valores na ordem dos 20%, associadas à dissipação, à auto-descarga, e

outras, como mais adiante se verá, e para as perdas de conversão um valor em torno dos 10%.

Com os dados até agora obtidos não é possível estimar qual a percentagem de energia

consumida pelo sistema (perdas) proveniente do sistema de produção (ou armazenamento), e

sendo assim, assume-se por agora um valor inicial para as perdas totais de 30%. Só após uma

análise detalhada do sistema de produção fotovoltaico, eólico, armazenamento, e respectiva

definição da arquitectura, será possível determinar com maior exactidão as perdas no sistema,

e concluir-se se o valor assumido é excessivo, ou se pelo contrário é insuficiente.

25

A energia a ser produzida anualmente pode então ser estimada da seguinte forma:

Equação 3.2

Onde Cons

aE já havia sido determinada na Tabela 3.3

Facilmente, e a partir deste valor, podemos traçar o perfil da energia consumida

mensalmente uma vez que o consumo da carga é aproximadamente constante, tal como ilustra

a Figura 3.5. Notar que, as variações presentes nesta figura devem-se exclusivamente ao

número de dias de cada mês que varia ao longo do ano.

Energia Total sem Armazenamento

349,16

315,37

349,16

337,90

349,16

337,90

349,16349,16

337,90

349,16

337,90

349,16

290

300

310

320

330

340

350

360

Jane

iro

Fever

eiro

Mar

çoAbr

ilMaio

Junh

oJu

lho

Agost

o

Setembr

o

Outub

ro

Novem

bro

Dezem

bro

En

erg

ia M

éd

ia M

ens

al [

kWh

]

Consumida com 30% de Perdas no Sistema

Figura 3.5 – Energia Consumida Mensalmente na Estação com 30% de Perdas no Sistema

A estimativa da energia anual produzida por cada fonte pode ser obtida recorrendo à

Equação 3.1, onde a potência nominal a instalar depende apenas da sua utilização anual e da

energia necessária a fornecer.

De forma a calcular as respectivas potências nominais ( Fotov

p

Eol

n PP , ) e utilizações anuais

de cada fonte ( Fotov

a

Eol

a hh , ), seguir-se-á uma análise detalhada da produção de energia

fotovoltaica, energia eólica e respectivo dimensionamento do sistema. A melhor combinação

(alternativa) dos referidos recursos da Tabela 3.5 pode ser determinada com base na

viabilidade económica, tema também a abordar.

MWhEE Cons

a

od

Total 12,43,116,3)3,01(Pr =×=+×=

26

4. Produção de Energia Fotovoltaica

A produção anual de energia fotovoltaica depende fundamentalmente da disponibilidade

energética do recurso utilizado, neste caso a radiação solar, que se pode traduzir na utilização

anual da potência instalada e das características técnicas do sistema de conversão, neste

caso, dos painéis fotovoltaicos utilizados. Podem ainda associar-se ao sistema de conversão

um sistema de seguimento da posição do sol (tracker’s) para optimizar a quantidade de

radiação solar que incide nos painéis ao longo do dia.

4.1 Utilização de Tracker’s

A fixação dos painéis fotovoltaicos pode ser feita através de estruturas fixas, ou Tracker’s.

No caso das estruturas fixas a inclinação deve ser tal que maximize a radiação solar, que

normalmente é igual à latitude da localização da instalação do projecto, ou através de Trackers,

sistemas estes electromecânicos que seguem o movimento diário do Sol, em torno de um ou

dos dois eixos, mantendo o ângulo de incidência da radiação no painel o mais próximo de 90º,

maximizando assim a energia produzida.

Actualmente, os fabricantes destes equipamentos indicam um aumento de 20 a 25% para

sistemas de um eixo e de 35 a 45% para sistemas de dois eixos, dependendo de factores como

a latitude da instalação do projecto, quanto mais próximo do equador menor é o aumento da

energia conseguida [6].

No projecto em questão, dada a reduzida potência necessária para alimentar o nosso

sistema (Tabela 3.3) e querendo evitar-se a manutenção dos sistemas electromecânicos, de

certo o investimento não justifica a implementação de trackers, não sendo portanto

considerados no projecto.

4.2 Selecção de Painéis Fotovoltaicos

Fundamentalmente, os critérios que condicionam a escolha dos painéis fotovoltaicos são:

• O custo dos painéis por Watt pico, pw€ , que irá influenciar de modo significativo o

investimento inicial do projecto.

• O rendimento dos painéis, quanto maior for este mais energia é produzida para a

mesma área de painel. Os de silício mono-cristalino são os que apresentam maior

rendimento.

• Para o nosso caso da estação remota de telecomunicações, as dimensões e o número

de painéis querem-se também reduzidos e compactos uma vez que a localização

destas estações está normalmente em zonas altas onde o vento forte é predominante,

e o espaço reservado à sua instalação é normalmente reduzido.

• A tensão e a potência a fornecer ao nosso sistema deve também ser tomada em

consideração na escolha dos painéis, uma vez que a combinação em serie/paralelo

dos mesmos define a tensão e potência a ser entregue ao sistema (normalmente a

Charge Controllers).

27

Tendo em consideração os factores acima referidos e recorrendo ao fabricante LoboSolar

[10], este sugere a utilização de módulos SolarWorld por serem uma alternativa credível e

económica a sistemas de produção baseados em combustíveis fósseis. Mais ainda, este

sugere serem os indicados para aplicações de telecomunicações isoladas (off-grid: rede

eléctrica isolada), e sendo assim, estes poderão ser os painéis fotovoltaicos a utilizar no

projecto em questão. Adicionalmente, considere-se ainda para a nossa análise uma outra

gama disponibilizada pelo mesmo fabricante mas esta com uma potência máxima (pico)

superior, designados por Renewis.

Relativamente ao módulo SolarWorld, o fabricante não disponibiliza de uma forma directa

qual o seu rendimento, sendo que e através das outras características disponibilizadas

facilmente a podemos deduzir de acordo com a seguinte equação11:

Equação 4.1

Na Tabela 4.1 indicam-se assim as características principais do painel da gama SolarWorld

(SW 80 mono), e 2 modelos da gama Renewis (PV 155-M e PV 185-M), os quais serão

considerados na concepção física da alimentação da nossa estação remota de

telecomunicações. Relativamente à escolha dos modelos Renewis, optou-se por escolher o de

menor, e de maior rendimento.

Tabela 4.1 – Características Técnicas dos Painéis Fotovoltaicos SolarWorld e Renewis

Características Técnicas (STC) SW 80 mono PV 155-M PV 185-M

Potência Máxima, pico ( pPmax ) 80 155 185

Corrente máxima ( rI max ) 4,58 4,5 5,2

Tensão máxima ( rVmax ) 17,5 34,6 35,8

Corrente de curto-circuito ( r

ccI ) 5 5,35 5,48

Tensão de circuito aberto ( r

caI ) 21,9 44,2 44,8

Temperatura normal de

funcionamento(NOCT) 45,5 45,5 45,5

Nº de células em série ( SMI ) 36 72 72

Comprimento [mm] 1200 1622 1622

Largura [mm] 527 814 814

Rendimento 12,7% 11,7% 14,0%

Preço Aproximado 350 € 650 € 800 €

pw€ 4,38 4,19 4,32

11

2

1000 mWGr =

AG

Pr

p=η

28

4.3 Utilização Anual da Potência e Estimativa do Número de Painéis

Na Figura 4.1, observa-se que a estimativa da utilização anual da potência fotovoltaica em

São Pedro Velho, concelho de Mirandela, Distrito de Bragança, onde ficará localizada a nossa

estação remota de telecomunicações (ver secção 3.1.2), é de aproximadamente Fotov

ah =1480h

para painéis fixos colocados com inclinação a Sul igual à latitude. Este valor representa assim o

potencial fotovoltaico que de uma forma geral aumenta quanto menor for a latitude.

Figura 4.1 – Índice kWh/Wp ( ah expressa em kh) em Sistemas Fotovoltaicos

Sendo assim, a energia a ser produzida anualmente pela parcela fotovoltaica, admitindo

por agora a Alternativa 1 da Tabela 3.5, e recorrendo ao resultado da Equação 3.2 será dada

por:

MWhEEod

Total

Fotov

a 12,4Pr ==

E portanto, a potência da parcela fotovoltaica a instalar será de:

kWh

EP

Fotov

a

Fotov

aFotov

pico 8,278,21480

100012,4≈=

×==

29

O número de painéis fotovoltaicos estimados a utilizar, admitindo módulos SolarWorld, é

então de:

Equação 4.2

Este resultado mostra que o número de painéis aumenta com a diminuição da utilização

anual, e que esta é tanto menor quanto mais para o norte do Pais fica situada a nossa estação

remota de telecomunicações. A escolha destes painéis para a Alternativa 1 não é no entanto a

mais indicada, uma vez que requerem demasiado espaço para a sua instalação dado o

elevado número de módulos exigidos derivado à sua reduzida potência máxima de pico (ver

critérios na secção anterior).

Para o nosso caso devemos optar pela utilização dos painéis Renewis de potência

máxima superior, que para os modelos seleccionados resulta na seguinte estimativa:

Equação 4.3

Equação 4.4

De forma a caracterizar o sistema de armazenamento (Alternativa 1), garantindo a

disponibilidade permanente da estação remota de telecomunicações, devemos calcular a

potência média horária e a partir desta a energia horária produzida pelos painéis fotovoltaicos.

Este cálculo é possível com base no modelo matemático da célula fotovoltaica seguidamente

apresentado. Notar ainda que, podemos calcular a energia fotovoltaica total anual ( Fotov

aE )

adicionando todas as energias horárias, e confrontando-a com a energia total a produzir

( MWhEod

Total 12,4Pr = ).

4.4 Modelo Matemático da Célula Fotovoltaica

O modelo aqui apresentado, conhecido como o modelo de um díodo e de 3 parâmetros

(1D+3P), é já por si uma simplificação de outros modelos mais complexos mas que se

aproxima muito dos valores experimentais, e sendo assim é dos mais utilizados [1].

181,18155

2800:155 ≈===−

Painel

pico

Fotov

pico

paineisP

PNMPV

3580

2800:80 ===

Painel

pico

Fotov

pico

paineisP

PNmonoSW

151,15185

2800:185 ≈===−

Painel

pico

Fotov

pico

paineisP

PNMPV

30

4.4.1 Desenvolvimento do Modelo 1D+3P

A célula fotovoltaica pode ser representada de forma simplificada através de um circuito

eléctrico equivalente apresentado na Figura 4.2.

Figura 4.2 – Circuito Eléctrico Equivalente de uma Célula Fotovoltaica com Carga Z

No circuito, SI representa a corrente eléctrica gerada pelo feixe de radiação luminosa ao

atingir a superfície activa da célula (efeito fotovoltaico); esta corrente unidireccional é constante

para uma dada radiação incidente.

O díodo representa o funcionamento da junção p-n que ao lhe ser aplicado uma tensão

V (aos terminais da célula) é percorrido por uma corrente interna unidireccional DI .

A corrente DI é dada por:

Equação 4.5

onde:

0I : corrente inversa máxima de saturação do díodo

V : tensão aos terminais da célula

m : factor de idealidade do díodo (díodo ideal: m = 1 ; díodo real: m > 1)

TV : designado por potencial térmico qKTVT = 12;

K: constante de Boltzmann ( KJxK /1038,123−= )

T: temperatura absoluta da célula em K ( KC oo16,2730 = )

q: carga eléctrica do electrão ( Cxq 19106,1

−= )

Com base no circuito eléctrico equivalente facilmente se extrai:

Equação 4.6

12 Para )25(16,298 CKT o== θ , obtém-se mVVT 7,25=

−= 10

TmV

V

D eII

−−=−= 10

TmV

V

SDS eIIIII

31

Duas importantes características das células fotovoltaicas são fornecidas pelos

fabricantes, para determinadas condições de radiação incidente e temperatura, estas são a

corrente de curto-circuito, ccI , e a tensão em vazio, caV .

Da equação anterior:

Equação 4.7

Equação 4.8

Sendo que a corrente de curto-circuito, ccI , é o valor máximo da corrente de carga igual à

corrente gerada por efeito fotovoltaico. A tensão em vazio, caV , é o valor máximo da tensão

aos terminais da célula.

As equações características de cada célula fotovoltaica definem a curva característica I-V.

A Figura 4.3 representa assim duas dessas curvas características para duas células com

factores de forma (m) diferentes. Notar ainda a redução de potência verificada na célula 2 (área

total para a potência máxima).

Figura 4.3 – Curva I-V de Duas Células Fotovoltaicas Diferentes

Das equações anteriores é possível ainda extrair a corrente inversa de saturação, 0I ,

assim como a potência eléctrica de saída, P, da célula fotovoltaica:

Equação 4.9

Equação 4.10

ccSD IIIIVCircuitoCurto ==⇒=⇒=⇒ 00

+=⇒=⇒

0

1ln0I

ImVVIAbertoCircuito S

Tca

1

0

−

=

T

ca

mV

V

cc

e

II

−−== 10

TmV

V

cc eIIVVIP

32

Adicionalmente, derivando a potência em função da tensão e igualando a zero, podemos

extrair a potência máxima, maxP , resolvendo-a através de métodos iterativos (método de Gauss,

ou de Newton):

Equação 4.11

A solução desta equação é quando maxVV = e a correspondente corrente será maxI , ou

seja,

Equação 4.12

O ponto de potência máxima é então:

Equação 4.13

As curvas I-V e P-V da Figura 4.4 demonstram facilmente, de uma forma gráfica, o

processo matemático descrito no cálculo da potência máxima.

Figura 4.4 – Curva I-V e P-V de Uma Célula Típica de Silício Cristalino, condições STC13

Considerando que os fabricantes disponibilizam sempre os valores de referência,

rrrr

cc

r

ca PeIVIV maxmaxmax ,,, , valores estes extraídos a uma temperatura e radiação incidente de

referência (condições nominais de teste13):

• KTC ror16,29825 =⇔=θ

• 21000 mWG r =

13 Standard Test Conditions - STC

T

cc

mV

V

mV

V

I

I

e T

+

+

=

1

10

−−= 1

max

0maxTmV

V

cc eIII

maxmaxmax IVP ×=

33

É conveniente assim deduzir um conjunto de equações que inclua esses valores. Com

base na Equação 4.6, Equação 4.7, Equação 4.8 e Equação 4.9 e mais algumas

aproximações14, chegamos ao seguinte resultado:

Equação 4.14

Aplicando a Equação 4.6 nos pontos de circuito aberto, curto-circuito e potência máxima é

possível extrair o factor de forma (m),

Equação 4.15

Este factor, neste modelo, assume-se constante e representa a característica da célula

fotovoltaica em questão, que varia de fabricante para fabricante.

Uma vez obtido o factor de forma que facilmente se calcula com base nos valores de

referência disponibilizados pelos fabricantes, podemos chegar à corrente inversa de saturação

nas condições de referência com base na Equação 4.9,

Equação 4.16

A corrente e a tensão gerada pela célula dependem não só das características do painel,

mas também da temperatura ambiente e da radiação solar.

Resultados experimentais mostram que variações na temperatura da célula, para uma

dada radiação constante, está fortemente ligada a variações de tensão na célula, em particular

para o valor da tensão em circuito aberto, como é visível na Figura 4.5,

Figura 4.5 – Variação da Curva I-V com a Temperatura

14 Considerando que 1;1 ⟩⟩⟩⟩r

Tr

T

rca

mV

V

mV

V

ee

1

0

−

=Tr

rca

mV

V

r

ccr

e

II

−=

−r

T

rca

mV

VV

r

cc eII 1

−

−=⇔

−−=

r

cc

rr

T

r

ca

rmV

V

r

o

r

cc

r

I

IV

VVmeIII

rT

rca

max

maxmax

1ln

1

34

Verifica-se também que a corrente de circuito-aberto varia com a temperatura mas de uma

forma pouco prenunciada, pelo que no modelo simplificado podemos admitir que a temperatura

apenas tem influência sobre o valor caV , directamente ligado à corrente inversa de saturação,

nas condições de referência, dada pela expressão15:

Equação 4.17

Variando agora a radiação e mantendo a temperatura, as alterações significativas

verificam-se na corrente de curto-circuito, em contradição ao caso anterior, como é visível na

Figura 4.6.

Figura 4.6 – Variação da Curva I-V com a Radiação

Podemos assim escrever de uma forma simplificada,

Equação 4.18

O valor da temperatura mencionado na Equação 4.17 refere-se à temperatura da célula

que na fase de projecto não está disponível, pode no entanto ser estimada com base na

temperatura normal de funcionamento da célula (NOCT16), temperatura ambiente e radiação

incidente na célula:

Equação 4.19

Notar portanto que, o modelo aqui desenvolvido se baseia num díodo cujo o cálculo dos 3

parâmetros se faz de uma forma aproximada admitindo-se o seguinte:

1) m: admite-se constante

2) ccI : admite-se que só varia com a radiação

3) 0I : admite-se que só varia com a temperatura

15 ε – hiato do silício: ε = 1,12 eV ;

SMN é o número de células ligadas em série

16 NOCT – Normal Operating Cell Temperature , definida como 280020 mWGeC

o

a ==θ

SM

VVm

r

r NmmeT

TII T

rT /;

,

113

00

,

=

=

−

ε

maxIG

GI

r=

( )800

20−+=

NOCTGac θθ

35

4.4.2 Aplicação do Modelo 1D+3P a Módulos/Painéis Fotovoltaicos

A aplicação do modelo matemático simplificado da célula fotovoltaica (1D+3P) deve agora

ser estendido aos módulos fotovoltaicos compostos por diversas células, e por sua vez a

painéis constituídos por diversos módulos.

A potência máxima de uma única célula fotovoltaica não excede 2W, o que é

manifestamente insuficiente para a maioria das aplicações. Por este motivo, as células são

agrupadas em série, SMN , e em paralelo, PMN , formando módulos. Naturalmente, a

associação em série de células resultará num aumento proporcional de tensão, a associação

em paralelo num aumento proporcional de corrente.

O modelo anterior descrito para uma célula fotovoltaica pode aplicar-se agora ao módulo

se o assumir-mos como uma célula fotovoltaica equivalente. Sendo assim, da secção anterior

facilmente podemos deduzir o seguinte método de cálculo considerando que os fabricantes

disponibilizam sempre os valores de referência, rrrr

cc

r

ca PeIVIV maxmaxmax ,,,

• Parâmetros constantes

Equação 4.20

• Parâmetros que dependem da radiação

Equação 4.21

• Parâmetros que dependem da temperatura (de uma forma cúbica)

−

= T

rT

VVm

r

re

T

TII

113

00

,

ε

Equação 4.22

• Corrente em função da tensão

Equação 4.23

• Tensão máxima

Equação 4.24

• Corrente máxima

Equação 4.25

−

−=

r

cc

rr

T

r

ca

r

I

IV

VVm

max

max

1ln SMN

mm =,

maxIG

GI

r=

−−=−= 10

TmV

V

SDS eIIIII

T

cc

mV

V

mV

V

I

I

e T

+

+

=

1

10

−−= 1max

rT

rca

mV

V

r

o

r

cc

reIII

36

Tipicamente, um módulo pode ser constituído por cerca de 33 a 36 células ligadas em

série, porque é comum haver necessidade de carregar baterias de 12 V. Os módulos podem

também ser associados em série e paralelo para obter mais potência, formando painéis.

4.4.3 Cálculo Simplificado da Energia em Módulos/Painéis Fotovoltaicos

No modelo anterior recorreu-se a métodos iterativos para calcular a potência máxima do

painel para uma determinada radiação e temperatura. Podemos no entanto simplificar a

expressão de cálculo da potência máxima admitindo mais algumas aproximações e assim

utilizar apenas expressões algébricas, não sendo necessário portanto o cálculo da equação

não linear. Uma vez que a ccI depende fundamentalmente da radiação, admitamos então que a

corrente máxima segue a mesma variação, o que resulta:

Equação 4.26

Por outro lado, a tensão máxima, maxV , pode ser determinada tendo em conta a

dependência das correntes de curto-circuito e máxima da radiação da corrente inversa de

saturação com a temperatura. Resulta assim:

Equação 4.27

A potência máxima é então obtida através da equação:

Equação 4.28

Com estas novas simplificações deparamos com um erro inferior a 2% quando

comparados com a resolução da equação não linear, o que torna este método preferencial no

cálculo da potência uma vez que a obtemos de uma forma directa, sem a necessidade portanto

de utilizar métodos iterativos, e com um erro associado francamente reduzido.

Na prática, o ponto de funcionamento de um módulo fotovoltaica é sempre na sua

potência máxima, maxP , isto é conseguido à custa de se controlar o valor da tensão à saída do

módulo através de um equipamento externo designado por MPPT (Maximum Power Point

Tracker), que de acordo com as condições ambientais de temperatura e radiação impostas

ajusta a referida tensão. Adicionalmente, e como os sistemas fotovoltaicos geram sempre

energia contínua, há que dotar o sistema normalmente de um inversor para o podermos ligar a

rede eléctrica pública. Para o caso particular da nossa estação remota de telecomunicações

este inversor pode ser dispensando uma vez que o sistema é alimentado por corrente contínua

(-48 V ± 10%).

r

rI

G

GI maxmax =

( )

−

=

−

Tr

TVVm

r

r

r

cc

rT

eT

TI

IIG

G

mVV113

0

max

max

,

lnε

maxmaxmax IVP ×=

37

A Figura 4.7 descreve exactamente o que foi mencionado relativamente ao sistema

completo fotovoltaico ligado à rede:

Figura 4.7 – Esquema de um Gerador Fotovoltaico Ligado à Rede

Podemos assim escrever para o cálculo da energia produzida à saída dos módulos:

Equação 4.29

invη é o rendimento do MPPT+inversor

Considerando um rendimento do MPPT+inversor próximo de 1, podemos calcular a

energia fotovoltaica total (média horária) a partir da potência média horária e do número de

painéis associados.

Equação 4.30

A energia mensal obtém-se, somando o valor da energia horária de todas as horas do

mês.

4.4.4 Estimativa Rápida da Energia Produzida em Módulos Fotovoltaicos

Uma estimativa rápida da energia anual desenvolve-se desprezando a influência da

temperatura e considerando que o valor médio da potência máxima anual é directamente

proporcional à radiação média incidente anualmente.

Equação 4.31

Donde resulta a seguinte energia produzida anualmente,

Equação 4.32

em que medG é a radiação incidente média anual e paineisN o número e painéis em uso.

Notar que o erro aqui introduzido pode aproximar-se dos 20%, mas como uma primeira

estimativa é de grande utilidade, não dispensando obviamente o cálculo mais detalhado após

primeira avaliação.

i

n

i

iinv tTGPE ∆= ∑=1

max ),(η

[ ]Whpaineis

hh

Total NEEfot

×=

r

r

med PG

GP maxmax =

paineisinva NPE ×××=max

8760η

hPEh

med

h1×=

38

4.5 Estimativa da Radiação Solar Média e Temperatura Mensal

Como referido anteriormente, devemos calcular a energia média horária produzida pelos

painéis fotovoltaicos de forma a dimensionar correctamente o nosso sistema.

Recorrendo à base de dados RetScreen [17], esta disponibiliza dados de radiação e

temperatura média mensal em localizações próximas das que procuramos (disponíveis por

distrito), faremos assim uso das mesmas no cálculo da energia produzida pelos painéis

fotovoltaicos. Os dados disponibilizados são no entanto mensais, desejando-se sempre uma

análise horária da energia produzida para um correcto dimensionamento do sistema. Uma vez

que a nossa carga (estação de telecomunicações) exige uma potência relativamente constante

ao longo de todo o ano, e que aquando o dimensionamento do sistema de armazenamento

procuraremos uma autonomia de vários dias, a análise baseada no perfil mensal fica assim

precavida de não satisfazer as necessidades horárias do consumo da estação remota. Além de

que, para efeito de análise de resultados a utilização de valores horários é em tudo semelhante

à utilização de valores mensais, com a diferença que a quantidade de dados processados no

caso horário é substancialmente superior face aos mensais.

A Tabela 4.2 dá-nos assim a estimativa da radiação solar e temperatura média mensais

em cada um dos 4 distritos, Bragança, Viana do Castelo, Porto e Vila Real (ver

Dimensionamento_Energético.xls em anexo – secção 9.2.1).

Tabela 4.2 – Estimativa da Radiação e Temperatura Média Mensais nas 4 Localizações

Novamente, o desejável para um correcto dimensionamento do sistema é a utilização de

valores climáticos horários lidos nos próprios locais (Tabela 3.4), mas estes infelizmente não

estão disponíveis (pelo menos de uma forma gratuita) e como tal faremos uso dos valores

mensais nos referidos distritos.

Radiação Solar [kWh/m2/Dia] / Temperatura [ºC]

Mês Bragança Viana do Castelo Porto Vila Real

Janeiro

Fevereiro

Março

Abril

Maio

Junho

Julho

Agosto

Setembro

Outubro

Novembro

Dezembro

1,64

2,95

3,66

5,78

6,73

7,75

8,37

6,97

5,22

3,71

2,52

1,47

4,5

5,9

8,0

10,0

13,4

17,7

21,1

20,8

18,3

13,1

8,0

5,0

1,88

2,76

4,08

5,39

6,36

7,10

7,02

6,21

4,75

3,10

2,03

1,56

9,2

10,3

12,3

13,3

15,8

18,8

20,5

20,1

18,9

15,6

12,4

10,3

1,70

2,68

4,22

5,63

6,46

7,01

7,33

6,45

4,73

3,41

2,29

1,99

9,3

10,1

11,5

12,9

15,1

18,1

19,9

19,8

19,0

16,2

12,3

9,9

1,82

2,69

3,93

4,81

5,79

6,95

7,11

6,25

4,65

2,85

1,92

1,53

5,1

7,3

9,6

11,0

14,2

18,3

21,5

21,0

19,5

13,7

9,4

6,9

39

Com base nos valores médios mensais da radiação e temperatura durante o ano e nas

características técnicas dos módulos fotovoltaicos seleccionados (SolarWorld ou Renewis), é

possível calcular o valor mensal e anual da energia fotovoltaica produzida utilizando o modelo

matemático que representa a célula fotovoltaica (secção 4.4).

4.6 Energia Mensal e Anual Produzida e Número Exacto de Painéis

A energia média mensal (e anual) permitirá dimensionar o banco de baterias necessário

(Alternativa 1 da Tabela 3.5) para garantir o funcionamento ininterrupto do sistema, assim como

a determinação do número exacto de painéis fotovoltaicos. O cálculo basear-se-á na estimativa

rápida do modelo (erro aproximadamente de 20%) apenas como uma primeira aproximação do

balanço de energias, e posteriormente utilizando o cálculo simplificado (erro aproximadamente

de 2%) a determinação do valor médio mensal e total da energia.

Todos estes cálculos encontram-se presente no ficheiro Dimensionamento_Energético.xls

(em anexo – secção 9.2.1) para as 4 localizações das estações remotas de telecomunicações

(Tabela 3.4), e para os respectivos painéis fotovoltaicos seleccionados (SolarWorld, Renewis).

4.6.1 Estação Remota Localizada em São Pedro Velho, Mirandela

Para esta localização (São Pedro Velho, Mirandela) e percorrendo os diversos modelos

dos painéis fotovoltaicos, resulta:

Tabela 4.3 – Estimativa Rápida do Modelo (Erro 20%) em São Pedro Velho, Mirandela

Painéis Potência Máx Média Anual[W] Energia Média Anual [MWh]

35 x SW 80 mono 35 x 15,77 = 551,93 4,83 MWh >

18 x PV 155-M 18 x 30,55 = 549,96 4,82 MWh >

15 x PV 185-M 15 x 36,47 = 547,00 4,79 MWh >

MWhEod

Total 12,4Pr =

Esta estimativa diz-nos que o número de painéis propostos (secção 4.3), de acordo com

cada modelo, satisfaz as necessidades energéticas da estação de telecomunicações localizada

em Mirandela (no que respeita a energia média anual).

Avançando agora para o cálculo simplificado,

Tabela 4.4 – Cálculo Simplificado do Modelo (Erro 2%) em São Pedro Velho, Mirandela

Painéis Produzida-Consumida [kWh] Energia Média Anual [MWh]

35 x SW 80 mono -71,792 4,04 MWh <

18 x PV 155-M -400,87 3,71 MWh <

15 x PV 185-M 14,09 4,13 MWh >

MWhEod

Total 12,4Pr =

40

Resulta que apenas o modelo PV 185-M verifica a estimativa inicial do número de painéis

necessários, nos restantes casos há um claro défice energético, como consequência teremos

de incremental o número de painéis até que a energia anual produzida satisfaça as

necessidades energéticas anuais da estação remota, ficando,

Tabela 4.5 – Determinação Exacta do Número Painéis em São Pedro Velho, Mirandela

Painéis Produzida-Consumida [kWh] Energia Média Anual [MWh]

36 x SW 80 mono 43,62 4,16 MWh >

20 x PV 155-M 11,38 4,12 MWh =

15 x PV 185-M 14,09 4,13 MWh >

MWhEod

Total 12,4Pr =

De acordo com estes resultados a nossa escolha deve recair num dos modelos Renewis

(PV 155-M ou PV 185-M), uma vez que para este tipo de aplicação não é desejável um elevado

número de módulos pois requerem demasiado espaço para a sua instalação, normalmente não

disponível junto às estações de telecomunicações. Dentro desta gama, se considerarmos o

critério custo por Watt pico ( pw€ ) e os resultados da Tabela 4.1, a opção levar-nos-ia à

escolha provável do PV 155-M por apresentar um menor custo por Watt pico, mas essa

decisão só deverá ser tomada aquando o estudo da viabilidade económica, a abordar mais

adiante.

Admitindo por agora o modelo PV 155-M por nos parecer o mais equilibrado de acordo

com os critérios mencionados, a Figura 4.8 descreve assim a energia média mensal produzida

por este conjunto de painéis (20 x PV 155-M).

Produção Fotovoltaica (Energia Total)

92,92172,47

248,31

415,79

516,98

594,70676,21

544,53

372,48

253,97

152,9581,13

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Jane

iro

Fever

eiro

Março

Abril

MaioJu

nho

Julho

Agosto

Setembr

o

Outub

ro

Novem

bro

Dezem

bro

En

erg

ia M

édia

Men

sal [

kWh

]

Figura 4.8 – Energia Média Mensal Produzida por 20 Painéis Fotovoltaicos PV 155-M

41

4.6.2 Outras Localizações da Estação Remota de Telecomunicações

Continuando a admitir o uso dos painéis PV 155-M, garantido novamente que não há

défice energético anual através da correcção ao número de painéis, a energia média mensal e

anual produzida em cada uma das localizações é dada na seguinte Tabela 4.6.

Tabela 4.6 – Energia Mensal e Anual nas Diversas Localizações da Estação Remota

PV 155-M Energia Média Mensal Produzida [kWh]

São Pedro Velho São Mamede Esposade Vilarinho das Furnas Mês

=> 20 Painéis => 23 Painéis => 22 Painéis => 24 Painéis

Janeiro 92,92 127,03 107,28 126,89 Fevereiro 172,47 183,84 169,63 185,34 Março 248,31 327,10 325,47 325,22 Abril 415,79 442,09 445,10 401,55 Maio 516,98 557,93 543,10 519,66 Junho 594,70 617,68 581,40 628,01 Julho 676,21 631,27 634,95 669,65 Agosto 544,53 545,57 545,65 574,35 Setembro 372,48 382,97 364,52 389,86 Outubro 253,97 235,73 253,24 221,64 Novembro 152,95 135,51 150,31 131,67 Dezembro 81,13 100,87 130,41 102,48

Total [MWh] 4,12 MWh 4,29 MWh 4,25 MWh 4,28 MWh

Notar que, para o caso da localização de Vilarinho das Furnas (Braga/Vila Real) há a

necessidade de 4 painéis adicionais em comparação a São Pedro Velho (Mirandela), uma vez

que aquela localização apresenta um potencial solar anual menor perante as outras

localizações, ou seja, menor utilização anual da potência instalada.

Das médias mensais da energia conclui-se também que o mês mais desfavorável para a

produção de energia fotovoltaica é o mês de Dezembro, excepto para o caso da localização de

Esposade (Porto) em que o mês mais desfavorável corresponde a Janeiro.

4.7 Balanço Mensal Energético na Estação de São Pedro Velho,

Mirandela

Através da comparação entre os valores de energia necessária para satisfazer as

exigências de consumo e energia disponibilizada pelas unidades de produção, será possível

determinar quais os requisitos que caracterizam o sistema de armazenamento de forma a

garantir a disponibilidade permanente do sistema em estudo.

42

A Figura 4.9 descreve assim o balanço energético entre a energia necessária (consumida)

e a energia disponibilizada (produzida) utilizando 20 painéis PV 155-M. É visível que, embora

do ponto de vista anual haja equilíbrio de energia (entre a produzida e consumida),

mensalmente, entre Outubro e Março, a energia produzida está sempre em défice perante a

consumida. Esta situação terá de ser resolvida, que para Alternativa 1 (da Tabela 3.5) passará

por um correcto dimensionamento do banco de baterias, e possivelmente por um incremento

no número de Painéis Fotovoltaicos.

Energia Produzida/Consumida sem Armazenamento

-400

-200

0

200

400

600

800

Jane

iro

Fever

eiro

Março

Abril

Maio

Junh

oJu

lho

Agosto

Setem

bro

Outub

ro

Novem

bro

Dezem

bro

En

erg

ia M

édia

Men

sal [

kWh

]

Energia Produzida


Balanço Energético

Figura 4.9 – Energia Fotovoltaica Necessária/Disponibilizada em Mirandela – 30% Perdas

43

5. Produção de Energia Eólica

A produção anual da energia eólica depende essencialmente do potencial energético do

vento (que se reflecte no valor de utilização anual da potência instalada - Eol

ah ) e das

características técnicas do conversor eólico utilizado [2].

5.1 Utilização Anual da Potência Eólica

A Figura 5.1 apresenta a estimativa da utilização anual equivalente da potência instalada

para um gerador de 2 MW instalado a 80m de altura em Portugal Continental. Com base nestes

resultados é possível extrair uma primeira estimativa inicial da potência da turbina a utilizar no

projecto em questão, obviamente, no decorrer do planeamento detalhado identificar-se-á com

maior exactidão as suas características, seja na potência, ou mesmo no valor de utilização

anual equivalente da potência instalada. Sendo assim, a potência da turbina (aerogerador) a

utilizar neste projecto pode ser estimada tendo como referência o valor da utilização anual da

potência equivalente indicada na Figura 5.1, que na zona de São Pedro Velho (Mirandela) é de

aproximadamente 2200h.

Figura 5.1 – Utilização Anual Equiv. da Potência Instalada para um Gerador de 2MW

44

5.2 Selecção da Turbina e Estimativa da Energia Eólica

Uma vez estimada a utilização anual de referência da potência eólica, proceder-se-á à

determinação do modelo e potência da turbina a instalar. Caso esta seja a única fonte de

energia considerada (Alternativa 2 da Tabela 3.5), e com base na utilização anual da potência

equivalente atrás determinada, para satisfazer o consumo anual da estação remota de

telecomunicações a turbina eólica teria que apresentar, no mínimo, a seguinte potência

nominal:

MWhEE od

Total

Eol

a 12,4Pr == 17 => kW

h

EP

Eol

a

od

TotalMinEol

n 9,187,12200

100012,4Pr

≈=×

==−

A decisão acerca da potência da turbina a instalar terá que ter também em conta a oferta

disponibilizada pelos fabricantes de turbinas e a relação custo/potência nominal.

Das turbinas pesquisadas concluiu-se que para potências até 20kW existe uma grande

diversidade de ofertas, no entanto, o fabricante Southwest Windpower apresenta propostas

mais adequadas do ponto de vista do leque de variedades de acordo com a aplicação. Este

sugere assim, para aplicações remotas de telecomunicações, um dos seguintes 4 modelos: Air

Industrial, Whisper 100/200 e Whisper 500. Na Tabela 5.1 indicam-se as características

principais das quatro turbinas.

Tabela 5.1 – Características Técnicas Principais das Quatro Turbinas – Windpower

17 Recorrendo ao resultado da Equação 3.2

Whisper Características das

Turbinas

Air

Industrial 100 200

Whisper

500

Potência Nominal [kW] 0,4 0,9 1 3

Produção Nominal

(Rated Wind Speed) [m/s] 12,5 12,5 11,6 10,5

Diâmetro [m] 1,15 2,1 2,7 4,5

Início de Produção

(Cut-In Wind Speed) [m/s] 2,7 3,4 3,1 3,4

Fim de Produção

(Cut-Out Wind Speed) [m/s] None None None None

Limite do System

(Survival Wind Speed) [m/s] --- 55 55 55

Preço Aproximado 700€ 1300€ 1600€ 4800€

pw€ 1,75 1,44 1,6 1,6

45

Uma vez que o modelo Whisper 100 se enquadra numa boa relação custo potência

( pw€ =1,44), e que segundo o fabricante é possível associar até 3 turbinas desta classe

utilizando o mesmo Controller18

, atingindo assim uma potência nominal de grupo de

aproximadamente 0,9kWx3=2,7kW e que está acima da potência nominal mínima calculada de

1,9kW, vamos por agora assumi-la como a turbina ideal para o nosso projecto.

Esta turbina tem um início de produção para velocidades do vento acima dos 3,4 m/s,

funcionando mesmo assim com ventos muito moderados. Obviamente, a produção da sua

potência máxima (nominal), 0,9kW, só se verifica quando esta está submetida a ventos na

ordem dos 12,5 m/s, o que apenas pontualmente se verifica.

Com base na energia anual produzida, para uma dada localização (admitamos São Pedro

Velho, Mirandela), é que será possível avaliar se a turbina em questão satisfaz ou não as

necessidades energéticas da nossa estação remota de telecomunicações.

Numa estimativa inicial a energia produzida anualmente por três Whisper 100 instaladas

em Mirandela é de,

kWkWPEol

n 7,29,03 =×=

MWhhkWEEol

n 94,522007,2 =×= >> MWhEEod

Total

Eol

a 12,4Pr ==

Donde se conclui desta primeira estimativa que a energia gerada anualmente por 3

turbinas Whisper 100, em Mirandela, é suficiente para satisfazer as necessidades energéticas

da estação, isto obviamente admitindo a existência de um banco de baterias. Poder-se-ia ainda

considerar a hipótese de se utilizarem duas Whisper 200 que produzem 4,4 MWh, satisfazendo

assim as necessidades energéticas anuais com apenas 2 turbinas. No entanto, esta representa

um maior custo por Watt pico (1,6), e como se verá adiante numa análise energética mensal,

meses de menor produção de energia eólica terão de ser colmatados com um aumento da

potência eólica, e consequentemente um aumento no número de turbinas. Sendo que, é ainda

prematuro duvidarmos da turbina Whisper 100 por agora seleccionada.

Estando agora disponíveis dados referentes às características técnicas da turbina a utilizar

(Whisper 100 com a sua curva de potência), pode recorrer-se a um método mais preciso para

prever a energia anual produzida, conhecido como Modelo de Vento Quase-Estacionário. No

entanto, e antes de avançarmos para o referido modelo, é possível ainda obter uma estimativa

melhorada da energia produzida por um gerador eólico genérico, partindo simplesmente do

conhecimento do perfil de ventos no local (parâmetros de Weibull, c e k), e de algumas

características da turbina ( NN Puuu ,,, max0 ). Notar que, a estimativa anterior apenas se

baseou na utilização anual da energia eólica do local e da potência nominal da turbina

candidata, sendo portanto muito menos precisa que a estimativa rápida apresentada

seguidamente.

18 Em que o rectificador se encontra incorporado

46

5.3 Estimativa Rápida da Energia Produzida por um Gerador Genérico

Este método é baseado no conhecimento da função densidade de probabilidade de

Weibull que caracteriza o perfil de ventos do local (com base nos parâmetros c e k) e no

estabelecimento de um modelo da variação da potência de saída do aerogerador, eP , em

função da velocidade do vento, u, que possa ser aplicado, com generalidade, a qualquer

sistema eólico [3].

A parte da característica eléctrica do aerogerador que interessa modelar é, naturalmente,

a que corresponde às velocidades do vento compreendidas entre a velocidade de arranque,

0u , e a velocidade nominal, Nu . O modelo mais simples de todos seria considerar esta

variação como sendo linear. No entanto, é melhor adoptar, à partida, um modelo um pouco

mais sofisticado.

Nestas circunstâncias, vamos estabelecer o modelo da potência eléctrica de um gerador

eléctrico de acordo com a seguinte equação:

Equação 5.1

´

O modelo apresentado fornece assim uma representação razoável da característica

eléctrica de um gerador eólico como é visível na Figura 5.2.

Figura 5.2 – Comparação das Curvas de Potência Entre o Modelo e um Fabricante

O cálculo da potência média horária obtém-se assim, pela potência eléctrica dada pelo

modelo acima referido para cada velocidade do vento, multiplicando pela fracção do tempo

dada pela função de densidade de probabilidade de Weibull em que a velocidade ocorre.

⟩=

≤≤=

≤≤+=

<=

max

max

0

0

0

0

uuP

uuuPP

uuubuaP

uuP

e

NNe

N

k

e

e

kk

N

N

k

N

k

N

k

N

uuPb

uu

uPa

queem

0

0

1

:

−=

−=

47

Equação 5.2

Efectuando as integrações e manipulações respectivas, resulta:

Equação 5.3

Em que FC é designado como o factor de carga. A energia anual produzida calcula-se,

como se sabe, através de:

Equação 5.4

Com base neste modelo, e assumindo para a zona de São Pedro Velho (Mirandela) um

perfil de ventos19 caracterizado por k=2,04 e c=8m/s, e 3 turbinas Whisper 100 identificadas na

secção anterior, com 0u =3,4m/s, Nu =12,5m/s, maxu =55m/s, e uma potência nominal, NP , de

3x0,9=2,7kW, resulta assim uma medP =884W, e uma aE =7,74MWh.

Verifica-se que este resultado está acima da estimativa calculada na secção anterior

(5,94MWh), o que poderá significar que apenas 2 turbinas Whisper 100 são suficientes para

satisfazer as necessidades energéticas anuais (4,12MWh), a confirmar portanto mais adiante

no decorrer da utilização do referido modelo de vento quase-estacionário.

5.4 Energia Mensal e Anual Produzida nas Estações Remotas

Nas secções anteriores, determinamos, a energia anual eólica aproximada produzida

seguindo dois processos diferentes, através da utilização anual, e usando um modelo de um

gerador eólico genérico. No entanto, é possível ainda obter melhor precisão deste valor

recorrendo ao modelo de vento Quase-Estacionário, isto quando já conhecemos as

características técnicas da turbina a utilizar (Whisper 100 com a sua curva de potência).

Tal como na produção fotovoltaica, é necessário ainda determinar a energia mensal

produzida por este sistema eólico de forma a dimensionar-se o banco de baterias, em particular

se optarmos pela Alternativa 2 da Tabela 3.5. Obviamente, esta análise dever-se-ia realizar

diariamente para um correcto dimensionamento do sistema, mas uma vez que não existem

dados diários disponíveis (pelo menos de uma forma gratuita), e por outro lado sabemos que a

nossa carga é de potência relativamente constante (aproximadamente 360W - Tabela 3.3) e

que aquando o dimensionamento do sistema de armazenamento procuraremos uma autonomia

de vários dias, utilizaremos apenas dados mensais extraídos da base de dados EOLOS [11]

sem prejuízo de análise no dimensionamento do sistema.

19 Assumindo o mesmo perfil de vento de Outeiro dos Fiéis (Figura 5.4)

−−

∞

=

= ∫k

c

uk

emed

ec

u

c

kuf

duufuPP

1

0

)(

)()(

FCPe

c

u

c

u

eePP Nkk

N

Nmed

k

c

u

k

c

Nuk

c

u

×=

−

−

−=

−

−

−

max

0

0

aNmeda hPPE ×=×= 8760

48

5.4.1 Modelo de Vento Quase-Estacionário

Para efectuar uma previsão da produção com base neste modelo é necessário dispor de

uma descrição matemática da velocidade do vento e da característica eléctrica do conversor

eólico [2].

A velocidade do vento )(tu pode ser caracterizada por um escoamento quase-

estacionário representado por uma velocidade média )(tu , perturbada pela turbulência )(tu′ .

Estas componentes podem ser tratadas separadamente:

Equação 5.5

A turbina não reage a variações rápidas da velocidade do vento devido à sua inércia

elevada (funciona como um filtro passa-baixo), pelo que usualmente se simplifica o modelo do

vento, despreza-se a componente correspondente à turbulência e considera-se um modelo

quase-estacionário em que apenas se tem em conta a velocidade média do vento.

Notar no entanto que a componente flutuante do vento, designada por turbulência )(tu′ ,

pode conter energia significativa em frequências próximas das frequências de oscilação da

estrutura da turbina eólica, pelo que, há que ter em atenção os esforços a que a turbina irá ser

submetida. Assunto este, hoje em dia, já bem dominado pelos fabricantes que na sua

concepção as preparam para condições extremas de vento. Normalmente, e através do

espectro de energia do vento, são facilmente identificadas as frequências associadas a um

nível superior de energia projectando-se a turbina para funcionar fora dessas frequências.

Para caracterizar a componente do vento )(tu (escoamento quase-estacionário), recorre-

se a funções estatísticas que indicam a probabilidade média do vento ser igual a um

determinado valor (funções de densidade de probabilidade). A descrição probabilística

considerada mais adequada para descrever o regime de ventos é a de Weibull:

Equação 5.6

Em que k é um parâmetro de forma adimensional, a é um parâmetro de escala com as

dimensões da velocidade, e u a velocidade média do vento. Na base de dados EOLOS [11]

encontram-se os valores mensais destes parâmetros referentes à estação anemométrica de

Outeiro dos Fiéis (Figura 5.5).

A velocidade média anual do vento, mau , calcula-se através de:

Equação 5.7

)()()( tututu ′+=

−−

=

k

a

uk

ea

u

a

kuf

1

)(

( ) udufuuma ∫∞

=0

49

Na prática têm-se distribuições discretas da velocidade do vento em classes de 1 m/s,

pelo que a velocidade média anual se calcula, de forma aproximada, por:

Equação 5.8

A função Gamma20 relaciona os parâmetros c e k da distribuição de Weibull com as

características da velocidade do vento, média anual e variância, através das relações

seguintes:

Equação 5.9

Equação 5.10

No documento que caracteriza a turbina Whisper 100 [12] podemos encontrar a curva de

potência (Figura 5.3) que caracteriza a conversão eólica-eléctrica. Esta característica indica o

valor da potência que é possível produzir em função da velocidade, )(uPe .

Figura 5.3 – Curva de Potência da Turbina Whisper 100

São indicadas também as velocidades a partir das quais a turbina entra em funcionamento

(Cut-in Wind Speed = 3,4 m/s), atinge a potência nominal (Rated Wind Speed = 12,5 m/s), e o

limite para o qual a turbina entra em modo de sobrevivência (Survival Wind Speed=55m/s) uma

vez que esta não se desliga (Cut-Out Wind Speed).

20

A função Gamma pode ser obtida no Excel® através do comando EXP(GAMMALN(x))

( )ufuuu

u

ma ∑=

=max

0

+Γ=

kcuma

11

+Γ−

+Γ=

2

22 11

21

kkcσ

50

Uma vez obtida a representação do perfil de ventos e a característica eléctrica do gerador,

o valor esperado para a energia eléctrica produzida anualmente pela turbina obtém-se da

seguinte forma:

Equação 5.11

Onde )(uf é a função densidade de probabilidade da velocidade média do vento, )(uPe a

característica eléctrica do sistema aerogerador (turbina), 0u é a velocidade de Cut-in Wind

Speed e maxu a velocidade de Cut-Out Wind Speed, que para este aerogerador corresponde à

velocidade de Survival Wind Speed.

5.4.2 Estimativa do Perfil de Ventos nas Diversas Estações

Recorrendo à base de dados EOLOS (disponibilizada pelo INETI) [11], é possível

consultar (entre outros) os dados referentes a 2 estações anemométricas (IN_25,IN_27) a norte

do Pais, entre os distritos de Braga e Bragança. Se compararmos de uma forma acrítica os

dados destas duas estações anemométricas, notamos que a estação de Outeiro dos Fiéis

(IN_27) apresenta menor potencial eólico, e como tal a seleccionada como referência de forma

a evitarmos um sub-dimensionamento do sistema.

As Figura 5.4 e Figura 5.5 dão-nos assim a distribuição global de Weibull, e a distribuição

mensal, na referida estação.

Figura 5.4 – Perfil de Vento Global em Outeiro dos Fiéis (IN_27)

∑=max

0

)()(8760u

u

ea uPufE

51

Figura 5.5 – Parâmetros Mensais de Weibull em Outeiro dos Fiéis (IN_27)

Além da inexistência de dados climáticos horários em qualquer uma das estações

anemométricas referidas, não estão também disponíveis dados mensais nas localizações das

nossas estações remotas de telecomunicações (Tabela 3.4). Vamos assim admitir, em

qualquer uma das estações remotas, exactamente as mesmas características eólicas

reflectidas na estação anemométrica Outeiro dos Fiéis (IN_27). Mais uma vez, é desejável para

um correcto dimensionamento do sistema a utilização de valores climáticos horários lidos nos

próprios locais, mas estes infelizmente não estão disponíveis (pelo menos de uma forma

gratuita).

Recorrendo à função densidade de probabilidade de Weibull (Equação 5.6) e admitindo a

localização São Pedro Velho (Mirandela), é possível assim obter para cada mês do ano o

respectivo perfil de ventos (que se admite igual a Outeiro dos Fiéis). A Figura 5.6, gerada para

o caso particular do mês de Janeiro (a=8m/s e k=2,10), representa assim, a probabilidade de

uma dada velocidade média (m/s) ocorrer na referida localização, e no referido mês.

Perfil de Ventos (Weibull) - Janeiro

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Velocidade do Vento [m/s]

Pro

ba

bili

da

de

[%

]

São Pedro Velho

Figura 5.6 – Perfil de Ventos no mês de Janeiro em São Pedro Velho (Mirandela)

52

5.4.3 Rugosidade do Solo (Lei de Prandlt)

É já sabido, que quanto mais alto estiver o aerogerador, menor será o atrito gerado pela

rugosidade do solo (obstáculos), razão pela qual existem cada vez mais parques eólicos em

off-shore (no mar).

Recorrendo assim à lei de Prandtl [2] é possível entrar em consideração com a rugosidade

do solo,

Equação 5.12

em que )(tu é a velocidade média do vento à altura z, 0u a velocidade de atrito, k a constante

de Von Karman (cujo valor é 0,4), e 0z é conhecido por comprimento característico da

rugosidade do solo (depende do tipo de terreno).

Esta lei traduz a variação da velocidade do vento com a altura, que se deve ao atrito entre

a superfície terrestre e o vento que provoca a diminuição da velocidade do vento para alturas

mais baixas. A velocidade de atrito é um valor que depende da rugosidade do solo, da

velocidade do vento e das forças que se desenvolvem na atmosfera, pelo que é difícil de

calcular. Para ultrapassar essa dificuldade e visto que o que se pretende é obter o valor médio

da velocidade do vento a uma determinada altura a partir dos valores a uma altura de

referência, usa-se com mais frequência a equação:

Equação 5.13

Uma vez que pretendemos instalar a nossa turbina em zonas substancialmente elevadas

(picos de serras), o que minimiza o atrito dada a possível inexistência de obstáculos,

optaremos por desprezar este efeito. Até porque, para este tipo de turbinas de pequenas

dimensões é prática a sua instalação na própria torre de telecomunicações, e estando assim a

uma altura próxima das leituras do anemómetro (30 metros).

5.4.4 Energia Eólica Mensal e Anual Produzida nas Estações

Como no caso da produção fotovoltaica (secção 4), a energia média mensal (e anual)

permitirá dimensionar o banco de baterias necessário (Alternativa 2 da Tabela 3.5) para

garantir o funcionamento ininterrupto do sistema. Recorrendo assim ao modelo de vento quase-

estacionário descrito na secção 5.4.1, e fazendo uso das estimativas dos parâmetros de

Weibull em Outeiro dos Fiéis (que se assumem iguais em cada uma das 4 localizações), e das

características da turbina Whisper 100, é assim possível determinar a energia média mensal

produzida, por exemplo, em São Pedro Velho (Mirandela).

=

0

0 ln)(z

z

k

utu

=

0

0

ln

ln

)(

)(

z

z

z

z

zu

zu

rr

53

Para o caso particular da turbina Whisper 100, a Figura 5.7 retrata a sua característica de

potência em função da velocidade média do vento com intervalos coincidentes aos utilizados

no perfil de ventos (Figura 5.6).

C urva de P otênc ia Ins tantânea da T urbina

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Velocidade da T urbina [m/s ]

Po

tên

cia

[W

]

W his per 100

Figura 5.7 – Característica de Potência da Turbina Whisper 100

O somatório do produto desta característica (potência) com o perfil de ventos de um dado

mês, para cada velocidade média, dá-nos assim a energia média, que multiplicada por sua vez

pelo número de horas do respectivo mês, resulta na energia média mensal.

A Figura 5.8 retrata assim a energia média mensal produzida por 3 turbinas Whisper 100

em São Pedro Velho, calculada com base em cada perfil de vento mensal, onde o cálculo

anual da energia se faz simplesmente somando todas as contribuições mensais.

Produção Eólica (Energia Total)

624,81576,75

877,98

710,59

433,67468,27423,91

474,39

651,97

445,15

679,56

523,06

0100200300400500600700800900

1000

Jane

iro

Fever

eiro

Mar

çoAbr

ilM

aioJu

nho

Julho

Agost

o

Setem

bro

Outub

ro

Novem

bro

Dezem

bro

En

erg

ia M

édia

Men

sal

[kW

h]

Figura 5.8 – Energia Média Mensal Produzida por 3 Turbinas Whisper 100, em Mirandela

54

Aplicando o mesmo procedimento a cada uma das localizações das estações remotas de

telecomunicações, que se assumem iguais à localização Outeiro dos Fiéis, garantindo que não

há défice energético, ou seja, que a energia média anual produzida é sempre igual ou superior

à carga, MWhEod

Total 12,4Pr = , e continuando a fazer uso das turbinas Whisper 100, obtemos o

seguinte resultado dado na Tabela 5.2.

Tabela 5.2 – Energia Média Mensal Produzida nas Diversas Estações (Whisper 100)

Whisper 100 Energia Média Mensal [kWh]

Mês => 2 Turbinas

Janeiro 416,54

Fevereiro 384,50 Março 585,32 Abril 473,72 Maio 289,11 Junho 312,18 Julho 282,61

Agosto 316,26 Setembro 434,65 Outubro 296,76 Novembro 453,04 Dezembro 348,71

Total [MWh] 4,59 MWh

A conclusão mais importante é que, face à estimativa inicial com base na utilização anual

(secção 5.2) que nos apontava para a necessidade de 3 turbina Whisper 100 em São Pedro

Velho, com este modelo (vento quase-estacionário) concluímos que apenas 2 turbinas são

necessárias para satisfazer as necessidades energéticas anuais da nossa estação remota.

Obviamente, assumindo um perfil de vento exactamente igual ao de Outeiro dos Fiéis.

Notar ainda que aquando a utilização da estimativa rápida da energia produzida por um

gerador genérico (secção 5.3), o resultado já nos mostrava uma energia anual produzida

(7,74MWh) excessiva com a utilização de 3 turbinas Whisper 100, perante as necessidades

energéticas (4,12MWh).

Das médias mensais da energia pode-se ainda concluir que o mês mais desfavorável para

à produção de energia eólica é o mês de Julho.

Todos estes cálculos encontram-se presente no ficheiro Dimensionamento_Energético.xls

(em anexo – secção 9.2.1) para as 4 localizações das estações remotas de telecomunicações

(Tabela 3.4), e para as 4 turbinas sugeridas pelo fabricante Southwest Windpower (secção 5.2)

55

5.5 Balanço Mensal Energético na Estação de São Pedro Velho,

Mirandela

Novamente, através da comparação entre os valores de energia necessária para

satisfazer as exigências de consumo e energia disponibilizada pelas unidades de produção,

será possível determinar quais os requisitos que caracterizam o sistema de armazenamento de

forma a garantir a disponibilidade permanente do sistema em estudo.

A Figura 5.9 descreve assim o balanço energético entre a energia necessária (consumida)

e a energia disponibilizada (produzida) utilizando 2 turbinas Whisper 100. É visível que, embora

do ponto de vista anual haja equilíbrio de energia (entre a produzida e consumida),

mensalmente, entre Maio e Agosto fundamentalmente, a energia produzida está sempre em

défice perante a consumida. Esta situação terá de ser resolvida, que para a Alternativa 2 (da

Tabela 3.5) passará por um correcto dimensionamento do banco de baterias, e possivelmente

por um incremento no número de turbinas.

Energia Produzida/Consumida sem Armazenamento

-1000

100200300400500600700

Jane

iro

Fever

eiro

Março

Abril

Maio

Junh

oJu

lho

Agosto

Setem

bro

Outub

ro

Novem

bro

Dezem

bro

En

erg

ia M

édia

Men

sal

[kW

h]

Energia Produzida


Balanço Energético

Figura 5.9 – Energia Eólica Necessária e Disponibilizada em Mirandela com 30% de Perdas

56

6. Dimensionamento do Sistema

Pretende-se nesta secção avaliar algumas soluções possíveis para o armazenamento da

energia, optando-se pela melhor. Seguindo-se o dimensionamento do sistema (em Off-Grid),

que exige, uma clara definição da arquitectura de forma a seleccionarmos quais os

componentes a utilizar, e quais as suas características. Descrevem-se assim as possíveis

arquitecturas, optando-se pela mais indicada, o que nos levará à caracterização detalhada das

perdas no sistema e respectivo dimensionamento do banco de baterias. Admitindo ainda o

sistema híbrido como a solução mais indicada, far-se-á uma análise detalhada da energia

mensal produzida face às necessidades energéticas, ficando assim o sistema perfeitamente

definido em todas as suas vertentes.

6.1 Sistemas de Armazenamento de Energia

Com objectivo de se garantir o fornecimento ininterrupto de energia à nossa estação

remota de telecomunicações, o armazenamento de energia (baterias) é essencial, em particular

quando se faz uso de recursos naturais e estes estão ausentes (eólico e solar). Além de que,

são muito úteis na absorção de distúrbios eléctricos quando o sistema se encontra ligado à

linha eléctrica de transmissão, protegendo assim a estação de telecomunicações.

Seguem-se assim algumas soluções possíveis para o armazenamento da energia, e com

base nas características principais exigidas pelo nosso sistema, tais como, fiabilidade, eficácia,

rapidez de resposta, custo aceitável, optar-se pela melhor solução [6].

6.1.1 Energia Potencial da Água

Uma técnica para o armazenamento da energia é através da água, aumentando a sua

energia potencial quando a produção de energia é superior ao consumo (elevando-a para um

reservatório colocado à cota h), e recuperando posteriormente esta energia quando a produção

não satisfaz o consumo (através de uma turbina acoplada a um gerador, micro-hídrica).

Obviamente, esta solução só é viável quando está disponível um curso de água, que

recorrendo à construção de uma albufeira é possível criar desníveis de água e extrair

posteriormente a sua energia potencial.

Para o nosso projecto está solução não é viável, nem do ponto de vista económico, nem

ambiental, uma vez que os locais de instalação das estações remotas, em geral, encontram-se

em zonas altas estando portanto distanciadas dos cursos de água.

De salientar no entanto que, está solução é aplicada em algumas centrais hidroeléctricas

uma vez que durante a noite o consumo é francamente inferior ao realizado durante o dia, e

como tal aproveita-se o excedente de energia produzida durante a noite para bombear água

novamente para a albufeira (barragem), conseguindo-se assim algum equilíbrio energético,

armazenando o excedente produzido durante a noite, para ser consumido mais tarde durante o

dia.

57

6.1.2 Pilhas de Combustível

As pilhas de combustível (FC – Fuel Cell) são uma forma de produzir energia a partir de

um combustível (hidrogénio) e com reduzido impacto ambiental. Armazenando o combustível

utilizado, que pode ser produzido a partir de fontes renováveis, fazem com que as FC se

comportem como autênticos sistemas de armazenamento. No entanto, é uma tecnologia ainda

em fase de maturação mas muito promissora.

As FC são compostas por um ânodo e um cátodo porosos, cada um revestido num dos

lados por uma camada catalisadora de platina, e separados por um electrólito (Figura 6.1).

Figura 6.1 – Representação Esquemática de uma Pilha de Combustível (FC)

Durante o processo de conversão liberta-se calor, o que implica que uma parte da energia

química não é convertida em electricidade e portanto o processo tem um rendimento que varia

entre os 35% e 60%, dependendo da tecnologia.

Existem actualmente cinco tipos de FC:

• AFC – Alkaline Fuel Cell

• PEFC/PEM – Polymer Electrolyte Cell / Proton Exchange Membrane

• PAFC – Phosphoric Acid Fuel Cell

• MCFC – Molten Carbonate Fuel Cell

• SOFC – Solid Oxid Fuel Cell

Na Tabela 6.1 apresenta-se as principais características de cada tipo de FC.

58

Tabela 6.1 – Características de diversos Tipos de Pilhas de Combustível (FC)

A característica que aumenta o interesse por esta tecnologia é a elevada flexibilidade de

utilização do combustível (hidrogénio) em diversas aplicações que se encontram descritas na

Tabela 6.2:

Tabela 6.2 – Aplicações Diversas das Pilhas de Combustível (FC)

Se forem usadas fontes de energia renováveis na obtenção do combustível utilizado pelas

FC (a partir da água), então este será um sistema de armazenamento de energia praticamente

isento de emissões poluentes.

A constituição de um sistema de armazenamento baseado em pilhas de combustível teria

que prever o dimensionamento, além da pilha de combustível, de elementos que realizem os

seguintes processos:

59

• Produção de Hidrogénio

Um dos processos para a produção de hidrogénio, aproveitando a energia produzida

em excesso, é a electrólise da água (fornecimento de uma tensão e corrente através

de eléctrodos entre os quais existe um meio condutor iónico).

• Armazenamento do Hidrogénio

O hidrogénio é mais frequentemente produzido, armazenado, transportado e utilizado

no estado gasoso. O seu armazenamento é feito em cilindros pressurizados (entre 6 e

10 3Nm ) com suporte ao uso de compressores, e consequente gasto de energia.

• Sistemas de Segurança

O hidrogénio exige a tomada de medidas de segurança adequadas uma vez que é

altamente inflamável. O mesmo tratamento requerido, na produção, transporte e

armazenamento de gás natural e GPL deve ser aplicado ao hidrogénio. Na ocorrência

de fugas, este gás sobe uma vez que é de pouca densidade e como tal é conveniente

serem instalados em locais bem ventilados e com abertura na parte superior da

edificação. Notar ainda que, a sua presença no ambiente é só detectável via sistemas

próprios de detecção. Sendo que, além dos sistemas acima referidos o sistema de

armazenamento necessita ainda de outros equipamentos auxiliares, como se percebe.

O armazenamento baseado em pilhas de combustível apresenta assim várias

desvantagens, em particular aquando a sua utilização em estações remotas de

telecomunicações. Desvantagens como, o tempo de vida útil ainda relativamente

desconhecido, o custo elevado desta tecnologia, rendimentos inferiores a 50%, e o tempo de

latência para o início de produção que pode ir de minutos a horas. Somos assim levados a

adoptar para o nosso sistema de armazenamento uma solução mais tradicional, a utilização de

um banco de baterias.

Notar no entanto que, a utilização das pilhas de combustível (FC) tem vindo a ganhar cada

vez mais terreno na indústria automóvel com o aparecimento dos carros eléctricos, que pouco

a pouco vão substituindo os actuais veículos dependentes dos combustíveis fósseis. Especula-

se que, a utilização destes veículos eléctricos, num futuro próximo, possam vir a contribuir para

o equilíbrio energético, armazenando energia durante a noite quando há excedente, e

disponibilizando energia durante o dia quando há défice.

6.1.3 Banco de Baterias

De forma a seleccionar e dimensionar o banco de baterias a ser utilizado pela nossa

estação remota de telecomunicações, seguir-se-á uma breve introdução dos conceitos

necessários sobre baterias.

A Figura 6.2 retrata assim um esquema simplificado de uma célula de bateria.

60

Figura 6.2 – Esquema Simplificado de uma Célula de Bateria

Estas são compostas por um eléctrodo negativo (ex. chumbo - Pb) que durante a

descarga fornece electrões à carga ligada a bateria, e um eléctrodo positivo (ex. dióxido de

chumbo – 2PbO ) que aceita electrões da carga. O electrólito completa o circuito interno da

bateria fornecendo iões ao eléctrodo positivo e negativo, que se encontram separados por um

separador (em plástico poroso ou fibra de vidro) para impedir que haja curto-circuito, mas que

no entanto é volátil aos iões. Normalmente cada célula de bateria gera uma tensão de 2V,

sendo que se associam várias células em série e paralelo para se obter a tensão e corrente

desejadas.

As características relevantes à selecção e dimensionamento do banco de baterias são

então:

• Capacidade da Bateria

Quantidade de energia que uma bateria consegue fornecer quando descarregada de

uma forma uniforme ao longo do tempo. É medida em ampere-hora (Ah). Portanto, se

uma dada bateria indicar uma capacidade de 2000 Ah, C100, 25ºC, 1.75 VpC significa

que a uma temperatura ambiente de 25ºC poderá fornecer 20A durante 100h, após o

que a tensão em cada célula passará a 1,75V.

o Devemos ter em atenção também que quanto mais elevada for a descarga, menor

será a capacidade;

o devemos limitar a corrente máxima de cargas/descargas a um valor 10% inferior à

capacidade da bateria em Ah;

o a temperatura afecta a capacidade das baterias, assim como a sua capacidade

diminui com a idade e uso.

• Profundidade de Descarga (DOD – Depth of Descharge)

A profundidade de descarga indica, em termos percentuais, quanto da capacidade

nominal da bateria foi retirada a partir do estado de plena carga. Por exemplo, a

remoção de 25 Ah de uma bateria de capacidade nominal de 100 Ah resulta em uma

profundidade de descarga de 25%.

61

• Tempo de Vida Útil

É dada em número de ciclos de carga/descarga. Esta depende muito das condições de

funcionamento, e considera-se que a bateria atingiu o seu tempo de vida útil quando a

capacidade está reduzida a 80% da capacidade nominal. É de salientar ainda que este

tempo de vida útil diminuí de uma forma exponencial com o aumento da profundidade

de descarga, como demonstra a Figura 6.3.

Figura 6.3 – Tempo de Vida Útil das Baterias com a Profundidade de Descarga

• Auto Descarga

É resultante das correntes internas na bateria mesmo quando não utilizada. Os

fabricantes indicam a carga perdida por dia ou mês.

• Densidade de Energia

Quantidade de energia armazenada por unidade de volume ou peso, e usualmente

medida em Watt-hora por quilograma (Wh/kg).

• Rendimento das Baterias

Embora de rendimentos elevados, é frequente considerar no dimensionamento perdas

na ordem dos 20% para acautelar a auto descarga, a dissipação de energia em forma

de calor, entre outras.

Dentro das características gerais enumeradas anteriormente, as baterias são ainda

classificadas em não recarregáveis, e recarregáveis. Obviamente, para o projecto em questão

apenas interessam estas últimas, sendo que seguir-se-á uma breve análise das cinco

tecnologias mais utilizadas no contexto das baterias recarregáveis, e suas vantagens e

desvantagens.

• Baterias de Prata-Zinco (AgZn)

É uma das baterias que possui uma densidade de energia (75Wh/kg) e fiabilidade mais

elevada, frequentemente utilizada na indústria militar e aeroespacial. No entanto,

apresentam um custo elevado e de manuseamento perigoso derivado à sua

composição. Sendo que, são pouco atractivas para o uso comercial.

62

• Baterias de Iões de Lítio (Li-ion)

Possuem uma densidade de energia elevada (>100Wh/kg), e com excelentes

rendimentos, mas em contrapartida têm um tempo de vida útil reduzido e um preço

também elevado. Além de que, durante a descarga, se a tensão da célula descer

abaixo dos 2,5V, a bateria poderá ficar permanentemente danificada, e como tal exige-

se sempre na sua utilização um controle de carga preciso. São utilizadas

fundamentalmente em telemóveis e computadores portáteis, onde o volume, peso, e

autonomia, são as características mais importantes.

• Baterias de Níquel - Cádmio (NiCd)

De densidade de energia elevada (50Wh/kg) e de longa durabilidade, estas são

normalmente utilizadas em aplicações domésticas (máquinas de filmar). A maior

desvantagem é a redução da capacidade de recarga ao longo da sua vida útil (“efeito

memória”), e prejudicar o meio ambiente pelo facto do Cádmio ser altamente tóxico.

• Baterias de Níquel – Metal Hidreto (NiMH)

Consideradas como uma extensão tecnológica das anteriores (NiCd), de forma a

eliminar o “efeito de memória”, apresentam no entanto custo elevado e uma taxa de

auto descarga relativamente elevada.

• Baterias de Chumbo Ácido (Pb-Ácido)

Baterias fabricadas à décadas e como tal de tecnologia bem dominada. Apresentam

inúmeras vantagens, desde a elevada fiabilidade, disponibilidade, durabilidade, custo

reduzido, e de rendimentos em torno dos 85%. O maior inconveniente nestas baterias

é o seu peso e volume, uma vez que apresentam baixa densidade de energia

(35Wh/kg), e portanto aplicáveis onde este factor não é determinante.

Das cinco tecnologias descritas a opção recaí, obviamente, nas baterias de Chumbo ácido

uma vez que o seu peso e volume não são, em geral, obstáculo quando utilizadas em estações

remotas de telecomunicações.

Dependendo do tipo de aplicação, as baterias de chumbo ácido podem ser classificadas

como automotoras, traccionárias ou estacionárias. O tipo de aplicação determina a solução

construtiva de cada tipo de bateria.

• Baterias Automotoras

Utilizadas fundamentalmente no accionamento dos motores de arranque dos

automóveis. Destaca-se assim como característica mais importante a elevada corrente

que é necessária disponibilizar num intervalo de tempo reduzido. Projectadas para

funcionar para descargas pouco profundas (5% da capacidade nominal), caso contrário

o seu tempo de vida útil é fortemente reduzido.

63

• Baterias Traccionárias

Usualmente utilizadas em veículos de tracção como empilhadoras eléctricas, carrinhos

de golfe, ou veículos industrias. Projectadas para profundidades de descarga na ordem

dos 80%, com o inconveniente de necessitarem de manutenção frequente (adição de

água destilada para completar o volume do electrólito). Comercialmente, só são

encontradas como baterias de grande volume e tensões de no mínimo 48V, sendo

geralmente fabricadas por encomenda.

• Baterias Estacionárias

Encontram-se posicionadas entre as baterias automotoras e traccionárias, e apresenta-

se com 3 tipos de electrólito:

o Electrólito de Gel: Apresenta como vantagem a segurança uma vez que o

electrólito é em gel e portanto não derrama (ácido sulfúrico). A desvantagem

está na diminuição da corrente máxima de carga/descarga suportada.

o AGM (Absorved Glass Mat): Electrólito composto por uma espécie de fibra de

vidro, sendo portanto muito semelhante à anterior.

o Electrólito Fluido: Electrólito composto por ácido sulfúrico diluído com água

( 42SOH ), quando completamente carregada apresenta 75% de Água, e 25%

de ácido sulfúrico. Estas podem ou não ter manutenção, mas existem quase

sempre válvulas de regulação da pressão interna, e como tal são designadas

de VRLA (Valve Regulated Lead-Acid Batteries). A maior desvantagem é a

redução do seu tempo de vida útil com o aumento da temperatura, mas

colmatada pela variante SPV que utiliza membranas de permeabilidade

selectiva reduzindo as perdas em 95%, e portanto fica a bateria pouco sensível

às variações da temperatura e consequentemente reduzida ou mesmo

eliminada a manutenção.

Seguindo a tendência mundial da utilização das baterias VRLA, derivado às suas

características técnicas e mecânicas, e à enorme diversidade de oferta de acordo com a

aplicação, a opção para o nosso sistema de armazenamento vai assim ao encontro das

baterias Chumbo Ácido, Estacionárias, na classe das VRLA.

64

6.2 Selecção das Baterias a Utilizar

A escolha da marca e modelo das baterias a utilizar no sistema de armazenamento da

nossa estação remota de telecomunicações deve ter em conta a capacidade, o preço, e em

especial a ausência de manutenção. Constata-se que, o fabricante da EXIDE Technologies

disponibiliza uma variedade enorme de baterias, consoante a aplicação em causa. Seguindo as

suas indicações no que respeita a sistemas de telecomunicações, este sugere a utilização da

marca Sonnenschein [13] com diversos modelos, dos quais alguns especificamente

vocacionados para utilização conjunta com sistemas fotovoltaicos e eólicos. Na Tabela 6.3

apresentam-se as características principais desta gama de baterias.

Tabela 6.3 – Características Principais da Gama de Baterias Sonnenschein

Características Técnicas Solar Series Solar Block A600 Solar

Tensão Nominal [V] 12 6 e 12 2

Capacidade Nominal [Ah]

T=20º; pCV =1.80V; C100h 6.60 a 230 60.0 a 330 288 a 3924

Corrente de Descarga [A] ; I100h 0.06 a 2.30 0.60 a 3.30 2.90 a 38.2

Peso Máximo por Célula [kg] 2.60 a 67.0 19.0 a 62.5 19.5 a 240

A selecção da capacidade nominal a utilizar, e da a escolha precisa do modelo, só pode

ser efectuada depois de conhecida a arquitectura do sistema e respectivos componentes a

utilizar, tema a abordar seguidamente.

6.3 Arquitectura do Sistema e Electrónica de Potência

Existem actualmente dois tipos de arquitectura que diferem essencialmente no tipo de

interligação entre os vários componentes constituintes. A arquitectura mais antiga, com um

estado de maturação mais avançado, é conhecida por DC-Coupled, em que os sistemas são

interligados através de um bus comum em corrente contínua. A outra alternativa é utilizar uma

arquitectura AC-Coupled, e neste caso, os componentes estão interligados em corrente alterna

[6].

6.3.1 Arquitectura AC-Coupled

A arquitectura AC-Coupled é constituída fundamentalmente por inversores DC/AC que

impõe valores de frequência e tensão apropriados, criando assim um bus comum AC. Podemos

assim acoplar diversos sistemas de produção independentes, ou mesmo cargas, como se

observa na Figura 6.4.

65

Figura 6.4 – Sistema Híbrido Off-Grid com Arquitectura AC-Coupled

As principais vantagens desta arquitectura, é sem dúvida, a escalabilidade. Necessidades

de expansão da rede fazem-se simplesmente ligando mais unidades produtoras do lado AC e

respectivos inversores, sem necessidade assim de se modificarem os outros equipamentos.

Apenas o sistema que impõe e controla as características da rede (Inversor/Carregador) é

específico desta arquitectura, todos os outros são também utilizados em sistemas On-Grid, e

como tal muito vulgarizados e de reduzido custo.

Como referido, o sistema que impõe e controla as características da rede é o elemento

central desta arquitectura. Este controla o nível de tensão e frequência no bus AC a que está

ligado, injectando potência proveniente das baterias quando o consumo é superior à produção,

ou carregando as baterias quando existe excesso de energia a ser produzida na rede.

Como exemplo, o fabricante SMA [14] detém um portfólio extenso destes produtos para

diversas potências de utilização (Sunny Island, Sunny Boy, Sunny Wind, em trono de vários

kW), mas que para o caso da nossa estação remota de telecomunicações, dadas as

características e potência exigida, não parece ser a solução técnica e economicamente mais

viável.

6.3.2 Arquitectura DC-Coupled

Nesta arquitectura, os vários elementos constituintes do sistema híbrido estão interligados

através de um bus DC (Figura 6.5) havendo um inversor responsável pela conversão de toda a

energia gerada de DC para AC caso queiramos ligar o sistema a rede pública (On-Grid).

Eventualmente, todos estes equipamentos de conversão podem ser agrupados num único

equipamento, incluindo a gestão de grupos gerador Diesel.

Como exemplo, o fabricante Ingeteam disponibiliza um destes inversores de ligação à

rede pública (Ingecon Hybrid [14]) com potências entre os 3kW e 12kW, e que reúne todos os

conversores necessários a aplicar à energia proveniente de diversas fontes (fotovoltaica,

eólica, motor Diesel), e respectivo armazenamento (baterias).

66

Figura 6.5 – Sistema Híbrido Off-Grid com Arquitectura DC-Coupled

A vantagem desta arquitectura é a qualidade da energia fornecida aos consumidores uma

vez que depende apenas do inversor que faz a conversão DC/AC. Além de que, e como já

havia sido referido, é uma arquitectura mais antiga e de tecnologia muito desenvolvida, e

consequentemente de custo substancialmente mais reduzido.

Embora exija diversos conversores AC/DC, DC/DC, com redução no rendimento global,

para o nosso caso particular da estação remota de telecomunicações que é alimentada com

corrente continua (-48V ± 10%, secção 3.1.1), o conversor DC/AC é dispensado, e como tal

esta parece ser a melhor opção arquitectural para alimentar a nossa estação remota.

6.3.3 Selecção da Arquitectura

Dado que o nosso sistema remoto de telecomunicações exige pouca potência (Tabela 3.3,

aproximadamente 360W), e é alimentado por uma corrente continua (-48V ±10%), devemos

assim optar por uma arquitectura DC Coupled dispensando o inversor DC/AC de ligação à rede

eléctrica pública, e utilizando conversores independentes para cada uma das fontes renováveis

(fotovoltaica, eólica). O agrupamento de todos estes sistemas de conversão num único sistema

(exemplo: Ingecon Hybrid [14]), para o nosso caso particular, só iria encarecer o custo total do

projecto.

Na secção 4.6.1 admitiu-se para o nosso projecto a utilização de painéis PV 155-M por

apresentar um menor custo por Watt pico. A ligação destes painéis ao bus DC faz-se

interligando um MPPT Solar Charge Controller (Figura 4.7) para que dada uma tensão gerada

pelo conjunto de painéis fotovoltaicos fornecida à entrada deste dispositivo (que varia conforme

a radiação solar e temperatura), este gera uma tensão constante à saída maximizando sempre

a potência (MPPT), permitindo assim alimentar correctamente a nossa carga, e com segurança

carregar o nosso banco de baterias e também proteger os painéis da carga das baterias

quando estes pouco ou nada produzem (durante a noite).

67

Existem inúmeros fabricantes com estes produtos, mas procurou-se um que tivesse

alguma diversidade de forma a encontrar-se um dispositivo a baixo custo, e com uma saída

configurável de 48V. Recorrendo assim ao revendedor Altestore, este apresenta o modelo

Outback Flexmax 60 Charge Controller com saídas configuradas (incluindo os 48V) e com um

preço relativamente competitivo (a rondar os 400€). Esta unidade tem as seguintes

características técnicas principais dadas na Tabela 6.4.

Tabela 6.4 – Características Técnicas Principais do OutbackFlexmax 60 ChargeController

Características Técnicas Outback Flexmax 60 Charge Controller

Tensão Nominal das Baterias 12, 24, 36, 48, or 60 VDC (Single model - selectable via

field programming at start-up)

Corrente Máxima de Saída 6amps @ 104 F (40C) with adjustable current limit

Número Máximo de Arrays 12 VDC systems 90Watts / 24 VDC systems 180Watts /

48 VDC systems 360Watts / 6VDC Systems 450Watts

Número Recomendado de

Arrays

12 VDC systems 75Watts / 24 VDC systems 150Watts /

48 VDC systems 300Watts / 6VDC Systems 375Watts

Eficiência 98,1%

Para o caso da turbina eólica, de acordo com as características do nosso sistema, admitiu-

se a utilização da turbina Whisper 100 (secção 5.2). O mesmo fabricante sugere a utilização do

equipamento Whisper 100/200 Controller, de reduzido custo (a rondar os 500€), e com diversas

saídas DC configuráveis. Uma destas saídas satisfaz exactamente as nossas necessidades,

48V contínuos. É possível ainda e como anteriormente referido, através deste controlador, ligar

até 3 turbinas Whisper em simultâneo e daí aumentarmos a potência do nosso sistema sem

termos de alterar a sua arquitectura.

A Figura 6.6 exemplifica assim a arquitectura DC-Coupled a utilizar com a respectiva

interligação entre os dispositivos, caso a alternativa seleccionada seja a híbrida (fotovoltaico e

eólico, Alternativa 3 da Tabela 3.5)

Figura 6.6 – Arquitectura DC-Coupled Híbrida da Estação Remota de Telecomunicações

68

Uma vez seleccionada a arquitectura a utilizar no projecto em questão e os respectivos

dispositivos conversores, seguir-se-á o dimensionamento do banco de baterias, e o número de

painéis e turbinas exactos necessários para satisfazer a alimentação da nossa estação remota

de telecomunicações.

6.4 Determinação das Perdas no Sistema

Na secção 3.3, já havíamos considerado para o cálculo aproximado da energia total a

produzir 30% de energia adicional à requerida pela carga de forma a contemplar as perdas

totais no sistema. Uma vez definida a arquitectura (Figura 6.6) e os componentes a utilizar,

podemos agora determinar com maior exactidão as perdas totais no sistema e daí dimensionar

o sistema com maior precisão.

Recorrendo aos dados dos fabricantes é possível elaborar a seguinte Tabela 6.5:

Tabela 6.5 – Perdas de Conversão e Armazenamento na Arquitectura DC Coupled

Admitindo novamente a Alternativa 3 da Tabela 3.5 representada pela Figura 6.6, podem

deduzir-se as seguintes equações:

Equação 6.1

Equação 6.2

Ou seja, à energia a produzir por cada uma das parcelas (fotovoltaica e eólica) para

satisfazer a nossa carga devem ainda ser somadas as perdas de conversão e de

armazenamento, assim como a energia necessária para carregar as baterias, isto na situação

em que a produção é superior ao consumo. A Equação 6.2 reflecte assim uma situação em que

as baterias estão praticamente descarregadas, sendo portanto necessário produzir energia não

só para alimentar a carga, mas ao mesmo tempo carregar as baterias.

No caso do consumo ser superior à produção devem actuar as baterias, e no limite, caso

não haja qualquer produção de energia fotovoltaica ou eólica (à noite e sem vento) apenas

teríamos perdas de armazenamento. No entanto, e para o dimensionamento do nosso sistema,

optaremos obviamente pela situação de maiores perdas.

21 O fabricante não fornece dados concretos da eficiência mas refere estarem acima dos padrões normais

Função Electrónica de Potência Perdas Conversão

e Armazenamento

Conversor DC/DC Outback Flexmax 60 Charge Controller 2%

Conversor AC/DC 3%

Armazenamento

Whisper 100/200 Controller

Sonnenschein 21 20%

+++=

+++=

ArmEol

p

Eol

Arm

DCConvAC

p

Eol

Cons

Eol

a

ArmFot

p

Fot

Arm

DCConvDC

p

Fot

Cons

Fot

a

EEEEE

EEEEE

queem

/

/

Eol

a

Fot

a

od

Total EEE +=Pr

69

Podemos ainda determinar as perdas totais no sistema por correcção à energia

consumida pela carga, ou seja,

Equação 6.3

Significa isto que, comparativamente ao cálculo aproximado da energia total (secção 3.3)

onde se assumiu 30% para as perdas, verifica-se agora que este valor deve ser corrigido para

os 25%. Como referido anteriormente, a energia total a produzir deve não só colmatar estas

perdas, como deve gerar energia adicional para carregar as baterias como se irá verificar mais

à frente.

6.5 Dimensionamento das Baterias

O cálculo da energia a armazenar pelas baterias é geralmente efectuada com base em

informações pouco detalhadas acerca da produção aquando a utilização de energias

renováveis, dadas as suas características probabilísticas. Se no entanto optarmos por um

sistema híbrido (fotovoltaico e eólico – Alternativa 3 da Tabela 3.5), este apresentará uma

vantagem adicional derivado ao facto de recorrer a duas fontes de energia cujas

disponibilidades, apesar de serem variáveis aleatórias, são independentes o que reduz a

probabilidade de inexistência da produção de energia tornando assim menos exigentes as

especificações do sistema de armazenamento.

Para o cálculo da capacidade do sistema de armazenamento, admite-se, que o

armazenamento deve satisfazer o consumo do nosso sistema remoto de telecomunicações

como se de a única fonte de energia se tratasse, durante vários dias consecutivos, que aqui se

assume serem de 3 dias. Como já anteriormente descrito, nem toda a energia contida pelo

sistema de armazenamento pode ser disponibilizada à carga, teremos de aumentar em 20% a

capacidade nominal do sistema de armazenamento para acautelar a profundidade de descarga

(que assumimos 80% para as baterias seleccionadas).

Donde resulta que a energia a armazenar deverá ser corrigida de acordo com a Equação

6.4,

Equação 6.4

kWhEEEEE cons

Arm

p

dod

armcons

Total

arm 4,36)2,02,01()1( ≈++=++=

kWhdiasEqueem cons 263*361 ≅=

)%(%// Arm

p

DCConvAC

p

DCConvDC

p

Cons

a

Sist

p EEEEE ++=

MWhEECons

a

Sist

p 79,025,016,325,0 =×=×=

70

De acordo com a arquitectura seleccionada (secção 6.3.3) e admitindo a utilização de

células (blocos) de 12V ligadas em série (Solar Series ou Solar Block - Tabela 6.3), resulta que

necessitamos de associar 4 baterias em série para perfazer a tensão definida para o bus DC-

Coupled (que corresponde também à tensão da carga), ou seja,

Pelo que a capacidade nominal, em ampere-hora, do banco de baterias pode ser dada

pela equação seguinte:

Cada bateria deve contribuir assim com a seguinte capacidade aproximada,

Consultando as características técnicas do fabricante com objectivo de se encontrar a

capacidade mais próxima possível da calculada (em 12V), dentro de um preço razoável,

identificou-se assim o modelo SB12/185A de 185Ah de capacidade na gama Solar Block

(Tabela 6.3), e com um preço aproximado de 700€.

Notar que, a determinação da capacidade para o banco de baterias se fez com base na

energia total a armazenar, e que esta por sua vez contempla já as perdas de armazenamento

também consideradas na Equação 6.3. Deve-se assim corrigir a Equação 6.3 entrando em

consideração apenas com as perdas de conversão, donde resulta:

Equação 6.5

6.6 Dimensionamento do Sistema Híbrido

A selecção da melhor Alternativa (Tabela 3.5) para o fornecimento energético à nossa

estação remota de telecomunicações deve passar por uma avaliação económica, tema a

abordar mais adiante. No entanto, e após as várias análises realizadas no decorrer deste

trabalho, tecnicamente, a opção de se combinar a fonte fotovoltaica e eólica parece ser a mais

vantajosa, vejamos:

Durante a análise da produção fotovoltaica (secção 4) verificou-se que a maior

concentração da produção de energia se encontrava fundamentalmente nos meses de Verão

(Abril a Setembro), como demonstra a Figura 4.9, e que fora desses meses a produção

fotovoltaica não satisfaz o consumo (embora na perspectiva anual se verifique).

VVV Ban

n 48412 =×=

AhKWh

V

EC

Ban

n

Total

armBan

n 33,75848

4,36===

AhAhC

CBan

nCel

n 58,1894

33,758

4===

kWhMWhEECons

a

Conv

p 15805,016,3%5 ≅×=×=

71

Por outro lado, e da análise da produção eólica (secção 5) verificou-se que, durante os

meses de Inverno a produção é em geral superior (Figura 5.9), e mais equilibrada ao longo do

ano do que a fotovoltaica. Facilmente se percebe que, a combinação destas duas fontes de

energia não só reduzem a probabilidade de inexistência de produção, como energéticamente

se complementam e apresentam assim uma energia média mensal mais regular.

Segue-se assim uma análise detalhada do sistema híbrido (Alternativa 3 da Tabela 3.5),

admitindo como anteriormente o modelo PV 155-M de painéis fotovoltaicos, turbinas Whisper

100, e o respectivo armazenamento suportado por 4 baterias SB12/185A de 185Ah.

6.6.1 Energia Mensal Requerida pelo Sistema

Fazendo uso da Equação 6.4 e Equação 6.5 podemos facilmente traçar o perfil mensal da

energia requerida pelo sistema que é composto pela carga, perdas de conversão, e energia a

armazenar (que incluí as perdas de armazenamento).

A Figura 6.7 dá-nos assim a energia mínima que o sistema de produção deverá produzir

em cada mês. A soma de todas estas energias mensais dá-nos a energia anual consumida

pelo sistema, MWhEConsSist

a 76,3= .

CARGA, Perdas de Conversão, e Armazenamento

0

50

100

150

200

250

300

350

Jane

iro

Fever

eiro

Março

Abril

MaioJu

nho

Julho

Agosto

Setembr

o

Outub

ro

Novem

bro

Dezem

bro

En

erg

ia M

édia

Men

sal

[kW

h] CARGA Perdas de Conv Armaz. Total

Figura 6.7 – CARGA, Perdas Conv. e Armazenamento no Sistema Híbrido (DC Coupled)

72

6.6.2 Energia Mensal e Anual Produzida nas Estações

Mais uma vez, com base no ficheiro Dimensionamento_Energético.xls (em anexo –

secção 9.2.1), percorreu-se cada uma das 4 localizações da estação remota de

telecomunicações fixando o número de turbinas de acordo com os resultados da Tabela 5.2, e

incrementando ou decrementando o número de painéis mínimo que satisfaça mensalmente a

energia requerida pelo sistema (secção anterior). Esta opção teve em consideração o facto de

que os painéis fotovoltaicos representam uma menor fatia energética face às turbinas eólicas, e

portanto devemos primeiramente fixar o número de turbinas, e só depois refinar o equilíbrio

energético entre a produção e o consumo através da alteração ao número de painéis.

A Tabela 6.6 reflecte assim o resultado final das diversas simulações efectuadas com a

energia mensal produzida em cada estação, e o respectivo balanço energético face às

necessidades de consumo do sistema.

Tabela 6.6 – Energia Média Mensal Produzida e Balanço Energético nas Diversas Estações

Energia Média Mensal Produzida [kWh] & Balanço Energético [%] Mês

São Pedro Velho São Mamede Esposade Vilarinho das Furnas

Whisper 100 => 2 Turbinas => 2 Turbinas => 2 Turbinas => 2 Turbinas

PV 155-M => 2 Painéis => 2 Painéis => 2 Painéis => 3 Painéis

Janeiro 425,83 34% 427,58 34% 426,29 34% 432,40 36%

Fevereiro 401,75 38% 400,49 38% 399,92 37% 407,67 40% Março 610,15 92% 613,76 93% 614,91 93% 625,97 97% Abril 515,30 67% 512,17 66% 514,19 66% 523,92 69% Maio 340,81 7% 337,63 6% 338,48 6% 354,07 11% Junho 371,65 20% 365,89 18% 365,03 18% 390,68 26% Julho 350,23 10% 337,50 6% 340,33 7% 366,32 15% Agosto 370,71 16% 363,70 14% 365,87 15% 388,05 22% Setembro 471,89 53% 467,95 51% 467,78 51% 483,38 56% Outubro 322,16 1% 317,26 0% 319,79 0% 324,47 2%

Novembro 468,33 51% 464,82 50% 466,70 51% 469,50 52% Dezembro 356,82 12% 357,48 12% 360,56 13% 361,52 14%

Total [MWh] 5,01MWh 33% 4,97MWh 32% 4,98MWh 33% 5,13MWh 36%

Deste resultado percebe-se que no caso da localização de Vilarinho das Furnas há a

necessidade de um painel adicional, isto porque, e como se havia concluído na secção 4.6.2,

aquela localização apresenta um potencial solar anual menor perante as outras localizações,

ou seja, menor utilização anual da potência fotovoltaica instalada. Recorde-se que apenas

existem dependências, de localização para localização, no que respeita à energia solar, uma

vez que assumimos na secção 5.4.2 o mesmo potencial eólico igual à localização de Outeiro

dos Fiéis.

73

Conclui-se também que no caso do sistema apenas eólico (Tabela 5.2), em que o mês

mais desfavorável correspondia ao mês de Julho, no sistema híbrido o mês mais desfavorável

passou a ser Outubro. Como já referido, é durante o Inverno que o potencial fotovoltaico é

menor, e se no sistema híbrido aumentarmos o número de painéis a utilizar, o mês mais

desfavorável é arrastado para a estação do Inverno.

6.6.3 Balanço Mensal Energético na Estação São Pedro Velho, Mirandela

Como verificado na secção anterior, para o caso particular da estação remota estar

localizada em São Pedro Velho (Mirandela), necessitamos de pelo menos 2 turbinas Whisper

100 e 2 painéis PV155-M para satisfazer as necessidades mensais energéticas de todo o

sistema (consumo, perdas de conversão, armazenamento, etc.).

A Figura 6.8 descreve o balanço energético entre a energia total mensal necessária e a

energia mensal disponibilizada pelas fontes produtoras (eólica e fotovoltaica).

Produzida/Consumida no Sistema DC Coupled

0

100

200

300

400

500

600

700

Jane

iro

Fever

eiro

Março

Abril

MaioJu

nho

Julho

Agosto

Setembr

o

Outub

ro

Novem

bro

Dezem

broE

ner

gia

Méd

ia M

ensa

l [kW

h]

Energia Produzida Energia Consumida Balanço Energético

Figura 6.8 – Balanço Mensal Energético em São Pedro Velho no Sistema Híbrido

Com esta configuração, não só satisfazemos as necessidades energéticas mensais de

todo o nosso sistema, como garantimos que o balanço anual da energia produzida está

aproximadamente 33% acima da energia requerida. No entanto, considerando o mês mais

desfavorável que para este caso corresponde ao mês de Outubro, a produção está apenas 1%

acima do requerido pelo sistema. É desejável assim aumentar esta diferença e garantir mais

segurança no dimensionamento do sistema, pelo menos uma produção acima dos 20%

(aproximadamente). Uma vez que a contribuição da maior fatia energética parte da produção

eólica, e querendo apenas pequenos incrementos energéticos, vamos aumentar assim o

número de painéis fotovoltaicos até atingirmos uma produção acima dos referidos 20% nos

meses mais desfavoráveis.

74

A Tabela 6.7 dá-nos assim o balanço energético entre a produção e a energia requerida

pelo sistema considerando a utilização de 2 turbinas Whisper 100, 8 painéis fotovoltaicos PV

155-M, e 4 baterias SB12/185A de 185Ah.

Tabela 6.7 – Energia Média Mensal & Balanço Energético acima dos 20% em Mirandela

Esta deve ser possivelmente a escolha, do ponto de vista técnico, o sistema de produção

de energia a alimentar a nossa estação remota de telecomunicações localizada em São Pedro

Velho (Figura 6.9); a validar no entanto com a análise económica que se segue.


0

100200

300400

500

600700

800

Jane

iro

Fever

eiro

Mar

çoAbr

ilMaio

Junh

oJu

lho

Agosto

Setem

bro

Outub

ro

Novem

bro

Dezem

broE

ner

gia

Méd

ia M

ensa

l [kW

h]


Figura 6.9 – Balanço Energético em S. Pedro Velho com Prod. Mensal acima dos 20%

Mês Energia Média Mensal Produzida &

Balanço Energético em São Pedro Velho

Whisper 100 => 2 Turbinas

PV 155-M => 8 Painéis

Janeiro 453,70 42% Fevereiro 453,49 56% Março 684,64 115% Abril 640,04 107% Maio 495,90 56% Junho 550,06 78% Julho 553,09 74% Agosto 534,07 68% Setembro 583,64 89% Outubro 398,35 25% Novembro 514,22 66% Dezembro 381,16 20%

Total [MWh] 6,24MWh 66%

75

7. Avaliação Económica do Projecto

De forma a avaliarmos economicamente o sistema projectado, em particular decidirmos

qual a melhor alternativa de produção de energia para a nossa estação remota de

telecomunicações (Tabela 3.5), faremos uma análise económica com base no investimento

inicial, em actividades requeridas de operação e manutenção (O&M), e nas receitas caso as

haja.

7.1 Introdução Económica

A avaliação económica de investimentos projectados para longos períodos de vida (vários

anos) deve forçosamente considerar que um pagamento realizado hoje, é diferente se for

realizado daqui a vários anos. É assim necessário efectuar a actualização desses valores com

base numa taxa de actualização. Com base no custo unitário médio actualizado, no VAL, e no

TIR, é possível de uma forma mais ou menos expedita avaliar economicamente os nossos

investimentos [5].

7.1.1 Modelo Simplificado do Custo Unitário Médio Actualizado

O custo unitário médio anual é significativo para cada ano. Contudo, é menos significativo

se o período de avaliação se estende desde a decisão do investimento até ao fim de vida útil

da instalação, isto porque não têm o mesmo valor, pagamentos e recebimentos iguais feitos em

momentos diferentes. Devemos assim determinar qual o custo unitário médio actualizado, e

com base neste será possível tomar decisões relativamente a investimentos a efectuar.

Facilmente se percebe que um pagamento 0F feito hoje equivale a um pagamento

(maior) feito ao fim de t anos e ajustado com base numa taxa de actualização, a. Podemos

assim escrever:

Equação 7.1

Inversamente podemos dizer que um pagamento F ′ feito no prazo de t anos equivale a

um pagamento (menor) 0F feito hoje, ou seja:

Equação 7.2

Sendo assim, para se obter o custo unitário médio actualizado, actualizam-se

separadamente os encargos (de investimento, de operação e manutenção, de combustível, e

outros) e a produção total, durante a vida útil da instalação. Podemos assim escrever:

Equação 7.3

taFF )1(0 +=′

ta

FF

)1(0

+

′=

act

anaaa

E

cccc

+++=

...21

76

Que para o caso particular dos custos actualizados de operação e manutenção (O&M), e

que correspondem normalmente a uma percentagem do investimento total tI , onde omjd são

as despesas em cada ano j, pode-se escrever:

Equação 7.4

O mesmo princípio se aplica ao cálculo do valor acumulado actualizado da produção de

energia,

Equação 7.5

De forma a simplificar o modelo de actualização do custo unitário médio admita-se ainda o

seguinte:

1) O investimento concentra-se no instante inicial, t=0, representado por tI

2) A utilização anual da potência instalada é constante ao longo da vida útil e igual a ah ,

que para a mesma potência instalada, iP , é o mesmo que dizer que a energia anual

produzida é constante ao longo da vida útil e representada por aE

3) Os encargos de O&M são constantes ao longo da vida útil e iguais a omd (normalmente

uma percentagem do investimento inicial)

4) Não há encargos com combustível

5) Os encargos diversos são nulos ou podem ser incluídos nos encargos de O&M

Definindo agora os factores ak e i como:

Equação 7.6

Equação 7.7

O custo unitário médio actualizado pode assim ser calculado através da seguinte

expressão:

Equação 7.8

∑= +

−+=

+=

n

jn

n

jaaa

a

ak

1 )1(

1)1(

)1(

1

1)1(

)1(1

−+

+==

n

n

a a

aa

ki

ai

omt

aa

aomt

ahP

diI

kE

kdIc

×

+=

+=

)()1(

∑= +

==n

jj

omj

t

MO

aaa

dIcc

1

&

1)1(

∑∑== +

=+

=n

jj

aj

i

n

jj

aj

acta

hP

a

EE

11 )1()1(

77

7.1.2 Indicadores de Avaliação de Investimentos (VAL, TIR)

Para além do custo unitário médio actualizado descrito na secção anterior que nos

possibilita uma avaliação dos investimentos a efectuar, far-se-á também uso para a avaliação

económica do sistema projectado dois dos indicadores mais utilizados na avaliação de

projectos de investimento. Estes indicadores são designados por Valor Actual Líquido (VAL) ou

Balanço Actualizado (BA) e a Taxa Interna de Rentabilidade (TIR).

O VAL é a diferença entre as entradas (receitas) e saídas (investimento) de dinheiro

devidamente actualizados durante toda a vida útil de empreendimento, e que pode ser

expresso da seguinte forma:

Equação 7.9

Onde n corresponde à vida útil do empreendimento, LjR é a receita líquida que se obtém

para o ano j, e rV o valor residual da instalação no fim da sua vida útil, caso exista.

Relativamente à receita líquida, esta calcula-se pela diferença entre a receita bruta anual ( jR )

e os encargos de Operação e Manutenção (O&M),

Equação 7.10

A determinação dos encargos de operação e manutenção faz-se normalmente assumindo

uma dada percentagem do investimento inicial (usualmente considera-se 1% para sistemas de

On-Grid).

Nas hipóteses do modelo simplificado introduzido na secção 7.1.1 e desprezando o valor

residual, a Equação 7.9 toma a seguinte forma:

Equação 7.11

n

rn

jj

jn

jj

Lj

a

V

a

I

a

RVAL

)1()1()1(

1

01 ++

+−

+= ∑∑

−

==

jomjLj dRR −=

taL IKRVAL −=

78

O VAL diminui assim com o aumento da taxa de actualização porque quanto maior é o

rendimento mínimo exigido, menor a rentabilidade do projecto para além do retorno do

investimento e desse mínimo exigido.

Figura 7.1 – Variação do VAL com a Taxa de Actualização, Definição do TIR

Relativamente ao TIR, este é por definição a taxa de actualização que anula o Valor Actual

Líquido, ou seja, VAL=0. De acordo com este indicador (TIR) pode concluir-se acerca do

interesse do empreendimento no contexto do mercado financeiro.

Novamente, nas condições do modelo simplificado introduzido na secção 7.1.1, o TIR

pode ser extraído da seguinte equação fazendo uso do método de Gauss (com 4 ou 5

iterações):

Equação 7.12

Notar que a determinação do VAL e do TIR pode efectuar-se fazendo uso do Microsoft

Excel através das funções NPV(Net Present Value) e IRR(Internal Rate of Return),

respectivamente.

nk

nk

t

Lk

TIR

TIR

I

RTIR

)1(

1)1()(

)()1(

+

−+=+

79

7.1.3 Investimento Inicial Actualizado com Armazenamento

Relativamente a custos, estes podem ser agrupados da seguinte forma:

• Investimento Inicial: Corresponde à soma do preço de todos os equipamentos,

custos do projecto (estudo e implementação), das infra-estruturas, e dos

equipamentos de electrónica de potência.

• Operação e Manutenção (O&M): Estas despesas referem-se a operações de

verificação do correcto funcionamento do sistema (ex. verificação e manutenção do

nível do electrólito das baterias) e substituição de equipamentos que verifiquem

qualquer mau funcionamento.

• Substituição do Sistema de Armazenamento: Representa os encargos

referentes à substituição do banco de baterias que têm um tempo de vida útil

esperado normalmente em torno dos 5 anos.

Deve-se assim, numa fase inicial, determinar qual o investimento inicial destinado à

implementação do projecto, após o que se devem calcular os custos actualizados do projecto

ao longo do seu tempo de vida útil esperado (sistema de armazenamento), e os custos anuais

relacionados com as despesas de Operação e Manutenção. De acordo com esta análise,

deverá ser possível determinar qual a melhor alternativa de investimento de acordo com o

definido na secção 3.2.4.

Para a análise do nosso investimento vamos então considerar um tempo de vida útil de 20

anos, uma vez que é expectável que tanto os painéis fotovoltaicos como as turbinas eólicas

tenham esse tempo de vida útil máximo. Relativamente à taxa de actualização e considerando

a situação económica actual, considerar-se um valor em torno dos 5%.

Querendo fazer uso do modelo simplificado do custo unitário médio actualizado dado na

secção 7.1.1, vamos assumir para o caso do sistema de armazenamento, a ser reposto de 5

em 5 anos, como fazendo parte do investimento inicial actualizado. Quanto às despesas anuais

de Operação & Manutenção assume-se aqui 1,5% do investimento total inicial actualizado.

Podemos assim escrever,

Equação 7.13

Onde '

tI corresponde ao investimento inicial no instante t=0, excluindo o sistema de

armazenamento. A actualização do custo do sistema de armazenamento, armd , faz-se assim

de 5 em 5 anos que ao ser adicionado ao anterior resulta no investimento inicial actualizado,

act

tI . Notar que, para efeitos de simplificação, admitimos armd constante ao longo do tempo de

vida útil do empreendimento não contabilizando assim qualquer alteração de preço.

++

++

+++

′=

15105)1()1()1( a

d

a

d

a

ddII armarmarm

armt

act

t

80

7.2 Sistema Baseado em Energias Renováveis

Após uma rápida introdução a conceitos económicos, vamos avançar para a análise

económica das diversas alternativas de produção baseadas em energias renováveis para

alimentar a nossa estação remota de telecomunicações.

Começar-se-á com a análise da implementação do projecto em São Pedro Velho

(Mirandela), seguindo-se a avaliação da possível substituição de repetidores passivos

(espelhos) por repetidores activos em duas das estações, e finalmente uma nova análise

assumindo que o nosso repetidor não tem protecção e consequentemente menores exigências

energéticas.

7.2.1 Implementação do Projecto em São Pedro Velho, Mirandela

Retomando novamente as várias alternativas possíveis de produção no contexto das

energias renováveis (Tabela 3.5), vamos começar por analisar as 3 primeiras alternativas no

que diz respeito à viabilidade económica em São Pedro Velho (Mirandela). Notar que, e uma

vez que pretendemos instalar o nosso sistema de produção em infra-estruturas já existentes,

junto e na estação de telecomunicações, vamos neste caso considerar apenas os custos de

aquisição relativos ao equipamento descrito em secções anteriores na concepção física da

alimentação à nossa estação.

A selecção do número total de painéis fotovoltaicos, ou turbinas eólicas, ou a combinação

dos dois na arquitectura DC Coupled, far-se-á procurando sempre que a produção no mês mais

desfavorável esteja acima da energia requerida em cerca de 20%, garantindo-se assim mais

segurança no dimensionamento do sistema.

Com base no ficheiro Dimensionamento_Energético.xls em anexo (secção 9.2.1),

percorremos de uma forma iterativa cada uma das combinações dadas na Tabela 7.1 de forma

a obtermos o investimento inicial Actualizado ( act

tI ), o custo unitário médio actualizado ( ac ), e

o respectivo VAL. Notar que as receitas são nulas uma vez que não estamos a vender a

energia eléctrica produzida.

81

Tabela 7.1 – Alternativas Possíveis de Investimento em Energias Renováveis

Embora tenhamos extraído diversos indicadores económicos, a análise do custo unitário

médio actualizado (Ca) é suficiente uma vez que nos permite perceber quanto custa cada MWh

a produzir em cada uma das soluções apresentadas.

Como seria de esperar, soluções baseadas unicamente em energia eólica têm um menor

custo por MWh, uma vez que é uma tecnologia mais barata e com uma produção energética

bem acima da fotovoltaica. No entanto, e como anteriormente referido, é desejável a

implementação de um sistema híbrido uma vez que a combinação destas duas fontes de

energia não só reduzem a probabilidade de inexistência de produção, como energéticamente

se complementam e apresentam assim uma energia média mensal mais regular.

Dentro das soluções híbridas, a solução mais económica apresenta um custo médio

unitário actualizado de 245€/MWh, mas neste caso a fatia fotovoltaica tem um peso energético

de apenas 10% face à eólica de 90%, que é o mesmo que dizer que estamos perante um

sistema essencialmente eólico, e portanto, a evitar. Se optarmos no entanto pela solução com

custo de 250€/MWh, aqui a fatia energética fotovoltaica representa 26% aproximadamente face

à eólica de 74%, e portanto estamos perante um sistema híbrido mais equilibrado.

Componentes Painéis

Neces.

Turbinas

Neces.

Invest.

Inicial Act

Ca

[€/MWh] VAL

Alternativa 1 (Fotovoltaico+Armazenamento)

SW 80 mono 147 --- 59.910€ 336€ -71.109€

PV 155-M 92 --- 68.260€ 343€ -81.020€

PV 185-M 60 --- 56.460€ 326€ -67.014€

Alternativa 2 (Eólico+Armazenamento)

Air Industrial --- 7 13.460€ 211€ -15.976€

Whisper 100 --- 3 12.460€ 172€ -14.789€

Whisper 200 --- 2 11.760€ 143€ -13.958€

Whisper 500 --- 1 13.360€ 118€ -15.857€

Alternativa 3 (Híbrido+Armazenamento)

Air Industrial+SW 80 mono 5 6 14.910€ 245€ -17.597€

Air Industrial+PV 185-M 12 5 20.260€ 283€ -24.047€

Whisper 100+SW 80 mono 13 2 16.110€ 252€ -19.121€

Whisper 100+PV 155-M 8 2 16.760€ 256€ -19.893€

Whisper 100+PV 185-M 6 2 16.360€ 250€ -19.418€

Whisper 200+PV 155-M 19 1 22.910€ 278€ -27.192€

Whisper 200+SW 80 mono 30 1 21.060€ 272€ -24.996€

82

Adicionalmente, quantas mais componentes discretas (turbinas e painéis) existirem no

nosso sistema, menor será a probabilidade de falha completa do sistema. Ou seja, caso se

avarie um painel ou uma turbina, o sistema continuará a funcionar embora produzindo menos

energia de acordo com a componente avariada, até que sejam substituídas ou reparadas as

respectivas componentes. Embora a solução com custo 245€/MWh apresente mais

componentes discretas (turbinas e painéis), o critério equilíbrio energético referido é de maior

relevância, optando-se assim pela solução de custo 250€/MWh por satisfazer ambos os

critérios.

Comparativamente ao que havia sido anteriormente assumido, utilização de painéis PV

155-M por estes apresentarem um menor custo por Watt pico (secção 4.6.1), verifica-se agora

que do ponto de vista do investimento global do projecto (Ca) a opção vai de encontro à

utilização do modelo PV185-M. Este resultado compreende-se, na medida em que este último

apresenta maior rendimento para a mesma área de painel (Tabela 4.1). Notar ainda que na

secção 6.6.3 se admitiu, do ponto de vista técnico, a utilização de painéis PV155-M, mas que

agora se conclui que é melhor solução a utilização de painéis PV185-M.

Concluímos assim que a melhor solução dentro das 3 alternativas aqui analisadas, em

termos técnicos e económicos, é optarmos por uma solução híbrida (Alternativa 3) constituída

por 2 turbinas Whisper 100, 6 painéis fotovoltaicos PV 185-M, e 4 baterias SB12/185A. A

Tabela 7.2 e a Figura 7.2 descrevem a estrutura e distribuição de custos da solução híbrida em

São Pedro Velho para um tempo de vida útil estimado em 20 anos.

Tabela 7.2 – Estrutura e Distribuição de Custos da Solução Híbrida em São Pedro Velho

Solução Híbrida em São Pedro Velho (20 anos de Vida Útil)

Ca=250€/MWh / Ea=6,24MWh

Whisper 100 => 2 Turbinas


SB12/185A => 4 Baterias

Componentes Custos Distribuição

Fotovoltaica (Ea=26,4%): 5.200€ 26,8%

- Custo dos Painéis 4.800€ 24,7%

- Conversor DC/DC 400€ 2,1%

Eólica (Ea=73,6%): 3.100€ 16,0%

- Custo das Turbinas 2.600€ 13,4%

- Conversor AC/DC: 500€ 2,6%

Custo das Baterias Act: 8.060€ 41,5%

Custos O&M (20 anos): 3.058€ 15,7%

TOTAL (-VAL) 19.418€ 100%

83

Distribuição de Custos no Sistema Híbrido

Eólica; 3.100 €; 16%

Fotovoltaica; 5.200 €; 27%

O&M; 3.058 €; 16%

Baterias; 8.060 €; 41%

Figura 7.2 – Distribuição de Custos da Solução Híbrida em São Pedro Velho

Claramente se percebe que o sistema de armazenamento tem um enorme peso na factura

a pagar, ou seja, corresponde a cerca de 41% do valor total que se irá investir durante o tempo

de vida útil do projecto (20 anos). No entanto, o investimento inicial no arranque do projecto

(em t=0) é na verdade inferior (2800€) uma vez que a primeira substituição do banco de

baterias só ocorrerá daí a 5 anos. Adicionalmente também se percebe que, e embora o

investimento nas componentes fotovoltaicas (27%) seja superior aos das componentes eólicas

(16%), a energia fotovoltaica produzida corresponde sensivelmente a um quarto da energia

eólica produzida (Figura 7.3); mais uma vez fica reforçada a ideia que os sistemas fotovoltaicos

têm um preço por MWh substancialmente superior aos sistemas eólicos.

Notar ainda que, embora os encargos de operação e manutenção correspondam apenas a

1,5% do investimento inicial actualizado, este valor acaba por reflectir-se no projecto ao longo

do seu tempo de vida útil com um peso de 16% face ao investimento total.

Distribuição Energética Anual no Sistema Híbrido [MWh]

Fotovoltaica; 1,65; 26%

Eólica; 4,59; 74%

Figura 7.3 – Distribuição Energética Anual da Solução Híbrida em São Pedro Velho

84

A Figura 7.4 reflecte assim o balanço energético entre o sistema de produção híbrido e a

nossa estação remota de telecomunicações em São Pedro Velho da nossa solução híbrida,

com 20% de produção adicional no mês mais desfavorável (Dezembro),


0

100200300400

500600700

800

Jane

iro

Fever

eiro

Março

Abril

Maio

Junh

oJu

lho

Agost

o

Setembr

o

Outub

ro

Novem

bro

Dezem

broE

ner

gia

Méd

ia M

ensa

l [kW

h]


Figura 7.4 – Balanço Energético da Solução Híbrida em São Pedro Velho (Ca=250€/MWh)

7.2.2 Solução Híbrida em Substituição dos Repetidores Passivos

É sabido que a solução implementada com repetidores passivos (espelhos) nas estações

remotas de Esposade e Vilarinho das Furnas (secção 3.1.2) tiveram um investimento inicial, em

cada uma das estações, de cerca de 160.000€. Pretende-se agora avaliar a solução de se

utilizar um repetidor activo baseado em energias renováveis, face ao repetidor passivo

instalado. Obviamente, a solução para estes casos tem que ser completamente independente

da rede pública eléctrica, razão pela qual a REN optou por repetidores passivos.

Seguindo a mesma linha de raciocínio da secção anterior e percorrendo novamente o

ficheiro Dimensionamento_Energético.xls em anexo (secção 9.2.1), encontramos a solução

óptima dada na Tabela 7.3 com 20% de energia adicional no mês mais desfavorável.

85

Tabela 7.3 – Custos da Solução Híbrida em Esposade e Vilarinho das Furnas

Vejamos agora qual o valor estimado do investimento relativo à implementação do sistema

activo descrito na Figura 3.3.

A Tabela 7.4 dá-nos o custo estimado do sistema activo, ainda sem o sistema híbrido

acoplado.

Tabela 7.4 – Custo Estimado do Sistema Activo (SRA4 1+1) Incluindo a Torre Metálica

Dispositivos nº Custo de Referência

Repetidor Activo (SRA4) --- 40.000€

=> ODU 4 4x2.500 =10.000€

=> IDU 2 2x15.000 =30.000€

Torre Metálica 1 15.000€

Bastidor 1 750€

Diversos --- 250€

TOTAL Estimado --- 56.000€

Solução Híbrida Esposade

Ca=250€/MWh;Ea=5,63MWh

Vilarinho das Furnas

Ca=256€/MWh;Ea=5,80MWh

Whisper 100 => 2 Turbinas => 2 Turbinas

PV 185-M => 4 Painéis => 5 Painéis

SB12/185A => 4 Baterias => 4 Baterias

Componentes Custos Distribuição Custos Distribuição

Fotovoltaica: 3.600€ 20,6% 4.400€ 23,9%

- Custo dos Painéis 3.200€ 18,3% 4.000€ 21,7%

- Conversor DC/DC 400€ 2,3% 400€ 2,2%

Eólica: 3.100€ 17,7% 3.100€ 16,8%

- Custo das Turbinas 2.600€ 14,8% 2.600€ 14,1%

- Conversor AC/DC: 500€ 2,9% 500€ 2,7%

Custo Baterias Act: 8.060€ 46,0% 8.060€ 43,6%

O&M(20 anos): 2.759€ 15,7% 2.909€ 15,7%

TOTAL (-VAL) 17.519€ 100% 18.468€ 100%

86

Adicionando o custo estimado do sistema activo dado na Tabela 7.4, com a solução

híbrida proposta na Tabela 7.3, podemos concluir que seria substancialmente rentável instalar

nas localizações de Esposade e Vilarinho da Furnas repetidores activos, em contradição aos

repetidores passivos instalados, como demonstra a Tabela 7.5.

Tabela 7.5 – Comparação de Investimentos entre Repetidores Passivos e Activos

Investimentos Esposade Vilarinho das Furnas

Repetidor Passivo 160.000€ 160.000€

Repetidor Activo 17.519€+56.000€ = 73.519€ 18.468€+56.000€ = 74.468€

Rácio [Passivo/Activo] 2,18 2,15

7.2.3 Repetidor Activo sem Protecção Instalado em São Pedro Velho

O repetidor activo até agora considerado envolveu sempre a existência de um esquema

de protecção 1+1, constituído assim por 4 unidades ODU e 2 unidades IDU (Figura 3.3). Se

abdicarmos no entanto da protecção definindo assim uma configuração 1+0, o nosso repetidor

activo vem assim definido por apenas 2 unidades ODU, e 1 unidade IDU, e consequentemente

com um consumo substancialmente inferior dado na Tabela 7.6.

Tabela 7.6 – Consumo Energético do Repetidor Activo sem Protecção (1+0)

Dispositivos nº Potência Total [W] Utilização Anual

da Pot. [ ]hha

Energia Anual

[ ]MWhECons

a

ODU 2 60x2=120 8760 1,05

IDU 1 32W±10%=> 35,2 8760 0,31

TOTAL 3 155,2 8760 1,36

Após se ter recorrido ao ficheiro Dimensionamento_Energético.xls em anexo (secção

9.2.1) para nova simulação nas condições já anteriormente referidas, mas utilizando agora uma

nova potência de carga, a estrutura e distribuição de custos do repetidor activo sem protecção

vem assim dado na Tabela 7.7.

87

Tabela 7.7 – Estrutura e Distribuição de Custos do Repetidor Activo sem Protecção

Mais uma vez, embora o peso da factura fotovoltaica (35,9%) esteja bem acima da eólica

(15,5%) e portanto encarecendo mais o projecto, do ponto de vista técnico esta solução é

preferível uma vez que apresenta um equilíbrio entre as energias fotovoltaica (44,2%) e eólica

(55,8%) a produzir, reduzindo assim a incerteza da não existência em simultâneo dos referidos

recursos naturais.

Dado o reduzido consumo deste repetidor activo sem protecção, a capacidade exigida por

cada bateria foi assim fortemente reduzida dos anteriores 185Ah para os 85Ah, mantendo-se

no entanto a autonomia nos 3 dias. Esta redução no consumo implicou também a escolha de

uma nova turbina (Air Industrial) com uma potência nominal inferior (400W), o que permitiu

assim encontrar uma verdadeira solução híbrida (equilíbrio de energias).

Por fim, e com base no custo unitário médio actualizado (Ca), verificamos que a solução

híbrida encontrada para alimentar um repetidor activo em configuração 1+1 (Tabela 7.2) tem

um custo inferior de 250€/MWh, face aos actuais 316€/MWh em configuração 1+0. No entanto,

o investimento deste último é inferior (-VAL=12.261€) e só fará sentido optarmos pela solução

1+1 se for previsível que a configuração 1+0 aqui assumida venha a evoluir mais cedo ou mais

tarde para uma configuração 1+1.

22 O custo unitário de cada bateria S12/85A é de aproximadamente 350€

Solução Híbrida em São Pedro Velho (20 anos de Vida Útil)

Ca=316€/MWh / Ea=3,11MWh

Air Industrial => 2 Turbinas


S12/85A22 => 4 Baterias

Componentes Custos Distribuição

Fotovoltaica (Ea=44,2%): 4.400€ 35,9%

- Custo dos Painéis 4.000€ 32,6%

- Conversor DC/DC 400€ 3,3%

Eólica (Ea=55,8%): 1.900€ 15,5%

- Custo das Turbinas 1.400€ 11,4%

- Conversor AC/DC: 500€ 4,1%

Custo das Baterias Act: 4.030€ 32,9%

Custos O&M (20 anos): 1.931€ 15,7%

TOTAL (-VAL) 12.261€ 100%

88

7.3 Sistema Baseado na Solução Clássica

Nas secções anteriores finalizou-se a análise relativa às 3 primeiras alternativas de

produção de energia à estação remota de telecomunicações, como descrito na Tabela 3.5.

Pretende-se agora analisar as restantes alternativas e optar-se pela melhor solução técnica e

económica, seja com base em energias renováveis, ou produção clássica.

Segue-se assim a avaliação da solução ligação à rede pública eléctrica, da possível

utilização de um gerador diesel, e novamente a utilização da linha eléctrica mas agora com

objectivo de se reduzir o banco de baterias.

7.3.1 Avaliação da Solução Ligação à Rede Pública Eléctrica

Facilmente se percebe que o investimento em energias renováveis analisado nas secções

anteriores para alimentar a nossa estação remota está fortemente dependente da distância

onde se encontra o ramal de acesso mais próximo em baixa tensão. Segue-se assim uma

análise económica comparativa entre os custos de se instalar uma linha de baixa tensão até a

estação remota, incluindo a factura a pagar à rede pública eléctrica durante o tempo de vida útil

do empreendimento, e os custos obtidos na Tabela 7.2 da solução híbrida em São Pedro

Velho.

Da secção 2.4, onde se fez uma abordagem superficial do transporte e distribuição da

energia, estimou-se que o custo médio de um cabo torçada de baixa tensão ronda os 12€ por

metro em instalações de dificuldade média. Uma vez que são esperadas complicações na

passagem da linha à estação remota, porque esta se encontra numa localização de difícil

acesso, iremos assumir um custo médio de 15€ por metro.

Quanto ao custo mensal da energia eléctrica a pagar à rede pública ao longo do tempo de

vida útil do empreendimento, vamos recorrer ao fornecedor EDP23 que sugere para aplicações

de baixo consumo a utilização de tarifas em baixa tensão até 2,3 kVA [15], e dentro desta

gama, a potência a contratar que mais se adequa corresponde à tarifa simples de 1,15 kVA (da

Tabela 7.2: 6,24MWh/8760h=0,71kW). A Tabela 7.8 resume assim os encargos mensais de se

contratar a potência 1,15 kVA à EDP para o fornecimento energético à nossa estação remota.

Tabela 7.8 – Tarifa Simples 1,15 kVA de Potência Contratada – Tarifário 2009

23 Energias De Portugal

Tarifa Simples 1,15 kVA de Potência Contratada – Tarifário 2009

Encargos de Potência Contratada [€/Mês] 2,05

Preço da Energia [€/kWh] 0,1151

89

Donde facilmente se deduz a tarifa a pagar no final do primeiro ano, ainda não

considerando a taxa de actualização,

Equação 7.14

Em que cons

mêsmE corresponde à energia consumida pela nossa estação remota de

telecomunicações, em cada mês; aqui assumimos ser igual à energia produzida da

solução híbrida em São Pedro Velho (Ea=6,24MWh, Tabela 7.2).

Devemos agora calcular o valor total da tarifa para o tempo de vida útil do

empreendimento (20 anos) com base na taxa de actualização (5%), ou seja24,

Equação 7.15

Notar que, a alternativa 4 da Tabela 3.5 aqui em análise envolve também um conjunto de

baterias a funcionar como protecção, isto é, em caso de falha da linha eléctrica deverá actuar o

banco de baterias, além de que são muito úteis na absorção de distúrbios eléctricos

protegendo assim a estação remota. Dada a elevada fiabilidade da rede pública eléctrica em

Portugal devemos reduzir a autonomia do sistema face ao sistema híbrido dimensionado, e

com isso diminuir o investimento. Admitamos assim, 6 horas de autonomia com a utilização de

baterias da mesma marca Sonnenschein [13] e o modelo S12/17 G5 com custo aproximado de

80€ cada.

Seguindo o mesmo raciocínio do sistema híbrido, devemos assim adicionar 827€ para

adquirir o banco de baterias (4 x S12/17 G5, substituídas de 5 em 5 anos), mais 250€ para

adquirirmos o conversor AC/DC a ligar entre a rede pública eléctrica de baixa tensão (AC) e a

estação remota (DC). Relativamente a este último, poder-se-ia utilizar o modelo PBDR480S48-

A de 480W comercializado pela powerbox [14].

Quanto aos encargos de operação e manutenção vamos desprezá-lo uma vez que esta

solução é constituída de reduzidas componentes (abdica dos painéis e das turbinas).

O investimento inicial actualizado vem assim dado por,

Equação 7.16

24 Com base nos conceitos dados nas Equação 7.4 e Equação 7.6 e admitindo preços constantes

( ) EurosETm

cons

mêsano m7431151,005,2

12

1

1 ≅×+=∑=

⇔+

=∑=

20

1 )1(

1

jj

ano

Totala

TT

EurosCCI DCAC

bat

totali 077.1/ =+=

Eurosaa

aTT anoTotal 262.9

)1(

1)1(20

20

1≅

+

−+=

90

Adicionando agora os custos do investimento inicial, da construção da linha eléctrica de

baixa tensão, e da tarifa total, e uma vez que procuramos perceber a partir de que distância o

investimento na solução híbrida em São Pedro Velho se torna rentável face à ligação à rede

pública eléctrica, a distância mínima vem assim dada por:

Equação 7.17

Em que Híbrida

TotalC corresponde ao custo total da solução híbrida (-VAL) dado na

Tabela 7.2.

Concluímos assim que, para distâncias acima dos 600 metros aproximadamente entre a

estação remota de telecomunicações e a rede pública eléctrica, a aposta no investimento da

solução híbrida em São Pedro Velho dada na secção 7.2.1 torna-se mais rentável, e portanto

deve ser a opção a tomar. Mais, é pouco provável que as localizações destas estações

remotas tenham o ramal de acesso de baixa tensão acessível a menos de 600m, o que reforça

a decisão de se optar pela solução híbrida.

7.3.2 Avaliação da Utilização de um Gerador Diesel

Vejamos agora com mais detalhe a alternativa 5 da Tabela 3.5, ou seja, exactamente a

situação da secção anterior mas considerando adicionalmente um gerador diesel.

Como mencionado na secção 3.2.1, a utilização deste sistema deve fazer-se, apenas e só,

como sistema redundante onde o fornecimento eléctrico é incerto, e onde nem o banco de

baterias consegue dar resposta.

Após algumas pesquisas a fabricantes de motores diesel, também designados de

geradores a gasolina ou a diesel, verifica-se que o fornecedor GenPowerUsa [16] detém uma

extensa gama destes produtos. Tendo em consideração a ordem de potência requerida pela

nossa carga (aproximadamente 360W - Tabela 3.3), identificaram-se assim os seguintes

geradores que correspondem às menores potências disponibilizadas por este fornecedor:

Tabela 7.9 – Geradores a Gasolina e a Diesel do Fornecedor GenPowerUsa

Gama Potência

[kW] Combustível

Autonomia

[h]

Preço

Aprox.

KIPORGENERATOR

KGE2000Ti 2 Gasolina 4 650€

KIPORGENERATOR

KGE3500Ti 3,5 Gasolina 5 850€

SDMOGENERATOR

DX450 4 Diesel 10,9 1.100€

mTIC

L Totali

Hibrida

Total 60024,60515

min ≈=−−

=

91

Embora os preços sejam convidativos para as potências apresentadas, estes sistemas

apresentam uma autonomia extremamente reduzida para a aplicação em questão onde se

exige uma produção constante de energia. Além de que, não é de todo exequível

transportarmos diariamente combustível para alimentar este gerador. A opção de se instalar um

enorme depósito de combustível também não é aceitável, seja pelo investimento, ou por razões

ambientais. Notar ainda que esta solução acarreta manutenção regular a zonas por vezes

muito tortuosas, como é o caso das estações remotas de telecomunicações.

Podemos concluir assim que a alternativa 5 não é solução em Portugal uma vez que a

anterior, constituída pela linha eléctrica e baterias, satisfaz com fiabilidade a alimentação da

nossa estação remota de telecomunicações. No entanto, em Países como Moçambique a

opção deveria ser a sua utilização, com um custo adicional (relativo à secção anterior) do

gerador a gasolina, ou a diesel, e pelo menos mais um controlador (electrónica de potência)

que faça actuar o gerador quando necessário.

7.3.3 Utilização da Linha Eléctrica com Redução do Banco de Baterias

Pretende-se agora perceber até que ponto a utilização da linha eléctrica, que se assume

estar junto à estação remota de São Pedro Velho, pode reduzir a capacidade do banco de

baterias e assim diminuir o investimento. Tema este referente à alternativa 6 da Tabela 3.5,

mas aplicável apenas ao sistema híbrido descrito na secção 7.2.1 uma vez que foi identificado

como a melhor solução dentro das 3 primeiras alternativas de produção.

Assumindo assim o sistema híbrido descrito na secção 7.2.1, a implementação da linha

eléctrica ao sistema exigirá ainda o conversor AC/DC de ligação entre a rede eléctrica e a

estação, e a tarifa a pagar à EDP durante o tempo de vida útil do empreendimento. Notar que,

e comparativamente à análise efectuada na secção 7.3.1, a tarifa a pagar aqui corresponde

essencialmente ao encargo da potência contratada uma vez que se espera que o sistema

híbrido seja energéticamente autónomo.

Passa-se assim a dispor de 2 sistemas de redundância (baterias e linha eléctrica), sendo

que, podemos reduzir a autonomia do sistema relativo às baterias para apenas 6 horas

(utilizando o mesmo modelo S12/17 G5 da secção 7.3.1), sem perca de fiabilidade. A actuação

de toda a autonomia corresponderá a uma situação em que não há qualquer energia a ser

produzida pelo sistema híbrido, e a linha eléctrica está em baixo, o que é muito pouco provável

acontecer.

Seguindo o mesmo procedimento da ligação à rede pública eléctrica (secção 7.3.1),

devemos assim adicionar 827€ para adquirir o banco de baterias (4 x S12/17 G5, substituídas

de 5 em 5 anos), mais 250€ para adquirirmos o conversor AC/DC, mais a factura a pagar à

EDP apenas relativa ao encargo de potência contratada. Mais uma vez, e por simplificação de

cálculo, desprezamos os encargos de operação e manutenção sobre estas componentes,

donde resulta:

92

EurosCCI DCAC

bat

total

linbat

i 077.1/ =+=+ 25

Equação 7.18

Fazendo nova simulação no ficheiro Dimensionamento_Energético.xls em anexo (secção

9.2.1) para um armazenamento nulo, uma vez que está contemplado no cálculo anterior, o

sistema híbrido seleccionado (secção 7.2.1) apresenta assim um investimento actualizado (-

VAL) de 9.852€, que ao ser adicionado ao anterior resulta num total de 11.264€, francamente

inferior ao valor encontrado para o sistema híbrido sem ligação à rede eléctrica (19.418€).

Donde se conclui que, a utilização da linha eléctrica nesta solução reduz fortemente o

sistema de armazenamento que corresponde normalmente a maior fatia do investimento,

sendo portanto economicamente melhor solução desde que a linha eléctrica esteja junto à

estação remota de telecomunicações. Obviamente, e como se verificou na secção 7.3.1, se

tivermos que construir uma linha de baixa tensão a uma distância superior a 600m, a solução

técnica e economicamente mais rentável é a da utilização isolada do sistema híbrido descrito

na secção 7.2.1.

7.4 Utilização do Sistema Híbrido Dimensionado em Microgeração

Entende-se por microgeração um sistema isolado e independente que produza energia

para a rede pública eléctrica até um determinado nível de potência, baseado em energias

renováveis, e que disponha de um contrato de compra de electricidade em baixa tensão [5].

Embora o sistema híbrido dimensionado (secção 7.2.1) tenha tido como base a

alimentação de uma estação remota de telecomunicações, e portanto, fora do âmbito da

microgeração, é interessante perceber até que ponto seria rentável instalarmos a nossa

solução híbrida em nossas casas e aproveitar assim a legislação em vigor descrita na secção

2.6.

Comecemos por calcular a tarifa remuneratória que dentro da potência gerada pelo nosso

sistema híbrido (da Tabela 7.2: 6,24MWh/8760h=0,71kW) nos situa no regime bonificado (no

máximo 3,68kW para potências de ligação até 50% da potência contratada). Esta bonificação

aplicar-se-á durante 5 anos após início de produção, e durante um período adicional de 10

anos vamos assumir uma redução de 5% na TUR, admitindo que em todos os anos são

atingidos 10MW adicionais de potência de ligação a nível nacional. Após os 15 anos aplicar-se-

á o regime geral uma vez que projectamos o sistema para um tempo de vida útil de 20 anos.

Mais, a legislação obriga para acesso ao regime bonificado que sejam instalados colectores

solares térmicos para aquecimento de água (mínimo 2 2m de área), que neste exercício vamos

admitir já existentes; até porque toda a nova construção de habitação a partir de 2009 obriga à

existência dos referidos colectores a bem da eficiência energética.

25 Mesmo resultado obtido na Equação 7.16

EurosTIC contr

linbat

i

batlin

total 412.1335077.1 =+=+= ++

93

Recorrendo à Equação 2.1 e uma vez que estamos perante um sistema híbrido (solar,

eólico), resulta para a tarifa bonificada a aplicar nos 5 primeiros anos,

Equação 7.19

Onde

=SP 185Wp x 6 Painéis = 1,11 kWp

=EP 0,9 kW x 2 Turbinas = 1,8 kW

=PSLME 1,65 MWh

=PELME 4,59 MWh

TUR = 617,5€/MWh

Relativamente aos últimos 5 anos e recorrendo ao tarifário em vigor para instalações de

consumo em baixa tensão com potências até 20,7 kVA [15], devemos optar por uma potência

contratada de 3,45 kVA uma vez que corresponde à potência mínima dentro da melhor das 2

tarifas possíveis, ou seja, o custo da energia é assim de 121,1€/MWh. Conhecida a energia

anual produzida, 6,24MWh, facilmente se extraí a receita anual bruta que deve ser actualizada

a partir dos primeiro ano de produção com base na taxa de actualização (5%).

A implementação do sistema híbrido dimensionado (Tabela 7.2) implica ainda a inclusão

de um inversor DC/AC de forma a ligá-lo a rede pública eléctrica. Novamente, o fabricante SMA

detém vários modelos de inversores (Grid-Tied) que para os requisitos do nosso sistema

optaremos pelo Sunny Boy 700U [14] de versão europeia (220V a 60Hz) e com custo a rondar

os 800€. Relativamente ao banco de baterias, e uma vez que nesta solução qualquer valor de

energia produzida é enviada para a rede pública e facturada, devemos eliminar o

armazenamento e assim reduzir fortemente o investimento.

Do ponto de vista de investimento inicial o sistema híbrido em microgeração deve assim

incluir os custos das componentes fotovoltaicas (5.200€), das componentes eólicas (2.600€), e

do inversor DC/AC mencionado anteriormente (800€). Sobre este valor deve ainda incidir 1,5%

para gastos de operação e manutenção.

Recorrendo novamente ao ficheiro Dimensionamento_Energético.xls em anexo (secção

9.2.1) e fazendo uso das funções NPV e IRR do Microsoft Excel para o cálculo do valor actual

líquido (NPV) e da taxa interna de rentabilidade (IRR), conseguimos geral a Tabela 7.10:

MWhEurosPLMEPLME

PTURLMEPTURLMET

EPESPS

EPESPSV /466

%70≅

×+×

×××+××=

94

Tabela 7.10 – VAL e TIR do Sistema Híbrido em Microgeração

MICROGERAÇÃO (Excel@ NPV & IRR)

TUR Ano Receitas Inv.

Inicial Bat. O&M Cash Flow VAL(NPV) TIR

(IRR)

465,84 € 1 2.908,48 € -8.600 € 0 € -129,0 € -5.820,52 € -5.820,52 € 39%

465,84 € 2 2.908,48 € -129,0 € 2.779,48 € -3.173,39 €

465,84 € 3 2.908,48 € -129,0 € 2.779,48 € -652,32 €

465,84 € 4 2.908,48 € -129,0 € 2.779,48 € 1.748,71 €

465,84 € 5 2.908,48 € 0 € -129,0 € 2.779,48 € 4.035,39 €

442,55 € 6 2.763,06 € -129,0 € 2.634,06 € 6.099,25 €

420,43 € 7 2.624,91 € -129,0 € 2.495,91 € 7.961,73 €

399,40 € 8 2.493,66 € -129,0 € 2.364,66 € 9.642,25 €

379,43 € 9 2.368,98 € -129,0 € 2.239,98 € 11.158,36 €

360,46 € 10 2.250,53 € 0 € -129,0 € 2.121,53 € 12.525,92 €

342,44 € 11 2.138,00 € -129,0 € 2.009,00 € 13.759,27 €

325,32 € 12 2.031,10 € -129,0 € 1.902,10 € 14.871,39 €

309,05 € 13 1.929,55 € -129,0 € 1.800,55 € 15.874,00 €

293,60 € 14 1.833,07 € -129,0 € 1.704,07 € 16.777,71 €

278,92 € 15 1.741,42 € 0 € -129,0 € 1.612,42 € 17.592,09 €

121,10 € 16 756,08 € -129,0 € 627,08 € 17.893,72 €

121,10 € 17 756,08 € -129,0 € 627,08 € 18.181,00 €

121,10 € 18 756,08 € -129,0 € 627,08 € 18.454,59 €

121,10 € 19 756,08 € -129,0 € 627,08 € 18.715,16 €

121,10 € 20 756,08 € -129,0 € 627,08 € 18.963,32 €

A Tabela 7.10 mostra-nos assim que o retorno do investimento se dá ao 4 ano de

operação do sistema, e que atingido o fim de vida útil do projecto lucramos com este

aproximadamente 18.950€. Este rápido retorno no investimento está fortemente ligado ao facto

de termos eliminado nesta solução o sistema de armazenamento, e de usufruirmos do regime

bonificado com uma tarifa de venda muito acima do regime geral (466€/MWh face a

121,1€/MWh). Com base no indicador TIR consegue-se também perceber que este projecto é

de elevada rentabilidade, uma vez que VAL=0 verifica-se para uma taxa de actualização de

39%, podemos portanto exigir mais rentabilidade do que aquela que se definiu (5%).

Poder-se-ia ainda pensar em aumentar as unidades fotovoltaicas de forma a aumentarmos

as receitas no regime bonificado, uma vez que a TUR para esta tecnologia está definida em

100%, contrariamente à eólica definida em 70%. No entanto, e como exemplificado

anteriormente, é uma tecnologia mais cara (maior despesa) e que gera muito menos energia

que a eólica, e portanto menores receitas.

De salientar que não se assumiram, neste exercício, despesas associadas ao facto de

estarmos ligados à rede pública eléctrica e consequentemente à existência de uma taxa de

contratação de potência. Isto porque, admitimos, um utilizador já com esse encargo por ser ele

próprio um consumidor, com a existência ou não de microprodução.

95

8. Conclusões

Da análise da produção clássica de energia, e sistemas com energias renováveis,

identificaram-se as possíveis alternativas de produção de energia a alimentar uma estação

remota de telecomunicações. Dentro do estudo dos diversos sistemas de produção clássica

existentes ou conhecidos, identificou-se a linha eléctrica e o motor diesel (sistema redundante)

como os sistemas de transporte e produção mais indicados para a nossa aplicação. Por outro

lado, e dentro das inúmeras energias renováveis hoje conhecidas e exploradas, optou-se pelos

sistemas de produção fotovoltaicos e eólicos uma vez que são os mais indicados para este tipo

de aplicação. Adicionalmente, e de forma a garantir-se o fornecimento ininterrupto de energia à

estação, analisaram-se as possíveis soluções de armazenamento conhecidas, tendo-se assim

optado por baterias Chumbo Ácido, Estacionárias, na classe das VRLA.

Com base na caracterização do consumo da estação remota, baseada em dados reais,

uma vez que é conhecida a implementação física de 4 destas estações remotas (2 repetidores

activos, e 2 repetidores passivos) e suas localizações (Norte Oeste), foi possível traçar o perfil

de carga e confrontá-lo com os diversos sistemas produtores identificados. Dentro da produção

renovável concluiu-se que tecnicamente a melhor solução seria optarmos por um sistema

híbrido (fotovoltaico e eólico), uma vez que lidamos com fontes naturais de características

aleatórias, mas independentes entre si. De facto, verificámos que a produção de energia eólica

é em média superior durante o Inverno, enquanto que no Verão é a fotovoltaica que mais

produz, complementado-se portanto. Mais, da análise da produção eólica mensal verificámos

que esta é mais regular durante os vários meses do ano, ao contrário da fotovoltaica que é bem

mais irregular e com meses muito desfavoráveis do ponto de vista energético.

Da avaliação económica de investimentos, tendo como base um tempo de vida útil de 20

anos, verificou-se que a solução dentro das energias renováveis com menor custo médio

unitário actualizado (Ca) é aquela que utiliza apenas aerogeradores (turbinas), mas

tecnicamente e como foi referido, há todo o interesse em combinar estas duas fontes de

energia, eólica e fotovoltaica; donde, a solução híbrida final que satisfaz as necessidades

energéticas da nossa estação de telecomunicações ( MWhEConsSist

a 76,3= ), localizada em

São Pedro Velho (Mirandela), e com menor custo médio unitário actualizado (250€/MWh), é

composta por 2 turbinas Whisper 100, 6 painéis fotovoltaicos PV 185-M, e 4 baterias

SB12/185A que garantem uma autonomia do sistema em 3 dias, a serem substituídas de 5 em

5 anos. Esta combinação de componentes em arquitectura DC-Coupled, uma vez que a carga

é alimentada por uma corrente contínua (-48V), corresponde a uma energia fotovoltaica

produzida (1,65MWh) que é sensivelmente um quarto da energia eólica produzida (4,59MWh),

o que é um bom compromisso do ponto de vista do equilíbrio energético mensal.

Economicamente é também uma solução muito interessante, dado que os painéis fotovoltaicos

são ainda de custo elevado e produzem muito menos energia do que as turbinas eólicas.

96

O valor actual líquido (VAL) deste empreendimento rondou assim os -19.418€, uma vez que

não se consideraram receitas pois toda a energia produzida é consumida pelo nosso sistema.

Relativamente à distribuição de custos deste investimento, 27% são dedicados às

componentes fotovoltaicas, 16% às componentes eólicas, 16% para encargos de operação e

manutenção, e finalmente 41% para o banco de baterias que corresponde de longe à maior

fatia do orçamento. Dentro desta solução híbrida, ainda se avaliou economicamente a

substituição dos 2 repetidores passivos (espelhos), por 2 repetidores activos, que

surpreendentemente concluímos que seria mais rentável a utilização dos repetidores activos

alimentados com base no nosso sistema híbrido.

Tendo completado a análise em energia renováveis, avaliou-se a produção clássica na

mesma localização (São Pedro Velho) com base na solução de ligação à rede pública eléctrica.

Concluiu-se que, a construção de uma linha eléctrica em baixa tensão acima dos 600 metros

aproximadamente, torna a solução híbrida mais rentável do que a ligação da estação à rede

eléctrica pública (EDP). Avaliou-se também a utilização da linha eléctrica combinada com o

sistema híbrido, com objectivo de se reduzir a capacidade do banco de baterias já que este

representa a maior fatia do investimento. Os resultados mostram que efectivamente é melhor

solução desde que a linha eléctrica esteja junto à estação, caso contrário caímos na situação

anterior (rentável apenas acima dos 600m). Quanto à solução Gerador Diesel (ou gasolina),

não é de todo aplicável em Portugal dada a fiabilidade da rede eléctrica nacional, uma vez que

apenas serve como sistema de backup dada a sua reduzida autonomia (várias horas) e

necessidade de manutenção regular. Países como Moçambique, onde o fornecimento eléctrico

público é extremamente irregular, a utilização deste sistema redundante assume um papel

importante.

Finalizamos, tentando perceber até que ponto seria rentável instalarmos a nossa solução

híbrida em nossas casas e aproveitar a legislação em vigor relativa à microgeração. Abdicamos

assim do sistema de armazenamento pois toda e qualquer energia produzida é escoada para a

rede eléctrica pública, no entanto devemos incluir um conversor DC/AC pois passamos de um

sistema off-grid, para um on-grid (ligado a rede pública). Uma vez que a legislação bonifica

fortemente as energia renováveis, em particular a fotovoltaica e eólica de forma a incentivar a

aposta nestas energias alternativas, concluímos que ao 4 ano de operação atingimos o retorno

do investimento (VAL=1.749€), e que ao fim do tempo de vida útil do projecto (20 anos)

atingimos uma elevada taxa interna de rentabilidade (TIR=39%).

Para além da viabilidade económica dos projectos relacionados com energias alternativas,

é importante reter que estes apresentam vantagens ambientais importantes com a redução de

emissões 2CO , contribuindo assim para um desenvolvimento mais sustentável da sociedade

actual e futura.

97

8.1 Perspectivas de Trabalho Futuro

O estudo apresentado baseou-se num complexo cálculo concentrado numa folha de Excel

com múltiplos parâmetros de entrada, desde características de fabricantes, a potenciais

fotovoltaicos e eólicos, tornando assim a aplicação (Excel) difícil de gerir.

Sugere-se assim o desenvolvimento de um programa em Web Based (JAVA) que permita

inserir múltiplos equipamentos de fabricantes relacionados com as características fotovoltaicos,

eólicas, baterias, etc., possivelmente utilizando ficheiros em XML. Adicionalmente, deverá ser

possível inserir o potencial eólico e fotovoltaico da localização desejada, ou ainda melhor,

permitir que o programa extraia esses dados de uma forma automática de um qualquer servidor

público. O utilizador deverá assim, de uma forma simples, efectuar múltiplas simulações

verificando quais os resultados e diferenças entre elas, onde o próprio programa poderá sugerir

qual a melhor alternativa para uma determinada aplicação, apoiando assim o utilizador na

decisão quando à melhor solução.

Sugere-se então este trabalho, não só na vertente off-grid (sistema isolado) como em on-

grid, aproveitando a legislação de Microgeração em vigor e avaliando assim a rentabilidade do

investimento. Dada a elevada bonificação da Microgeração é esperado uma elevada procura

destes sistemas (híbridos), e consequentemente a necessidade de termos uma boa ferramenta

de planeamento.

98

9. Referências e Anexos

9.1 Referências Bibliográficas

[1] Castro, Rui M. G., “Introdução à Energia Fotovoltaica”, Energias Renováveis e Produção

Descentralizada, IST, Edição 3, Maio 2009

https://fenix.ist.utl.pt/disciplinas/erpd/2008-2009/2-semestre/bibliografia-on-line [2] Castro, Rui M. G., “Introdução à Energia Eólica”, Energias Renováveis e Produção

Descentralizada, IST, Edição 4, Março 2009

[3] Castro, Rui M. G., “Energia Eólica - Anexo”, Energias Renováveis e Produção

Descentralizada, IST, Março 2009

[4] Castro, Rui M. G., “Breve Caracterização do Sistema Eléctrico Nacional”, Energias

Renováveis e Produção Descentralizada, IST, Edição 0, Fevereiro 2009

[5] Castro, Rui M. G., “Introdução à Avaliação Económica de Investimentos”, Energias

Renováveis e Produção Descentralizada, IST, Edição 5, Fevereiro 2009

[6] Martins, Nuno Luís Paulino, “Sistema Integrado de Produção e Armazenamento de Energia a partir de Fontes Renováveis - Autonomização de uma Povoação de 150 Habitantes”, IST, Dezembro 2007 https://dspace.ist.utl.pt/bitstream/2295/166873/1/dissertacao.pdf [7] A Energia Eléctrica, http://energiaelectrica.no.sapo.pt/index.htm

[8] Portal da Energias Renováveis, http://www.energiasrenovaveis.com

[9] SRA4 Microwave Radio – Synchronous radio for split applications (Brochuras) http://www.siemens.com.br/templates/get_download2.aspx?id=3200&type=FILES ; http://www.micdata.fr/uploads/pdf/catalogue-nokia/fh/sdh/SRA_4_Datasheet.pdf Ficheiros: SRA4_Brochure.pdf ; SRA_4_Datasheet.pdf; MicroWave_Network.ppt

[10] LoboSolar, http://www.lobosolar.com/ http://www.lobosolar.com/images/stories/produtos/DB_MO_SW_80_mono_R5E_2007_05_en1.pdf ; http://www.lobosolar.com/images/stories/produtos/renewis_pv155etc_mono_english.pdf Ficheiros: DB_MO_SW_80_mono_R5E_2007_05_en1.pdf; renewis_pv155etc_mono_portugues.pdf [11] EOLOS - Base de Dados do Potencial Energético do Vento em Portugal http://www.ineti.pt/viewDoc.aspx?src=C7B3D76B5EFCE7DA832880EEAD374110

Ficheiros: eolos_v2000.zip ; eolos_v2000.txt

[12] Southwest Windpower, http://www.windenergy.com/

http://www.windenergy.com/products/air_industrial.htm http://www.windenergy.com/products/whisper_100.htm http://www.windenergy.com/products/whisper_200.htm http://www.windenergy.com/products/whisper_500.htm Ficheiros: AirX_Industrial_Brochure_5-06.pdf ; 0054 REV E - AIR Industrial Manual - Unreg.pdf ; 3-CMLT-1347-01_whisper_brochure.pdf; 0211_REV_C_w100_Manual_w_Controller.pdf ; 3-CMLT-1346-01_Whisper_spec.pdf ; 0023_REV_C_w500_maual.pdf ; 3-CMLT-1346-01_Whisper_spec.pdf

99

[13] EXIDE – Sonnenschein , http://industrialenergy.exide.com/index_r.asp?lng=en&area=np

http://industrialenergy.exide.com/products/range_select.asp?range=SOLAR&sub_id=21&lng=en&cl=np_brands Ficheiro: tech_sonnenschein_solar_overview_en.pdf [14] DC- Coupled: SMA, Ingecon, Powerbox, DRA

http://www.sma-australia.com.au/en_AU/products/overview.html http://www.pyrosolar.com/Ingecon_Hybrid_B.pdf Ficheiros: Ingecon_Hybrid_B.pdf ; SI4248U_Flyer_020105.pdf ; AC_DC_Converters_PBDR_powerbox.pdf ; SUNNYBOY700-DUS085211.pdf ; SB700U-11-SE3207.pdf [15] EDP, Tarifários 2009, http://www.edp.pt/EDPI/Internet/PT/Group/Clients/Regulated_market/Tariffs/BTN_tariffs/BTN_tariffs_upto_2.3.htm Ficheiro: AF_edp_tarifarios2009_AZUL_6_16 jan[1].pdf

[16] GenPowerUsa; http://www.genpowerusa.com/ Ficheiros: 2KWKIPORGENERATOR_KGE2000Ti_Gasolina_4Horas_650Euros.pdf ; 3.5KWKIPORGENERATOR_KGE3500Ti_Gasolina_5Horas_850Euros.pdf ; 4KWSDMOGENERATOR_DX4500_Diesel_10.9Horas_1100Euros.pdf [17] RetScreen Internacional – Empowering Cleaner Energy Decisions http://www.retscreen.net/ang/home.php

Ficheiro: RETScreen4.exe

9.2 Anexos

9.2.1 Previsão da Produção Fotovoltaica, Eólica, Híbrida, e Avaliação

Económica

Dimensionamento_Energético.xls

Documents

Estudo Comparativo entre Sistema de Produção … Resumo A presente dissertação descreve e dimensiona a concepção física de um sistema de alimentação eléctrico a uma dada