Análise do Potencial Eólico e Estimativa de Produção (Turbinas Eólicas)
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TÜV RHEINLAND
16ª PÓS-GRADUAÇÃO EM ENERGIAS RENOVÁVEIS
PROJECTO FINAL
Análise do Potencial Eólico e
Estimativa da Produção de Energia
Fausto Madeira Gonçalves,
Licenciado em Engenharia Mecânica
Orientador, Engenheiro Luís Requejo
2012
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
Setembro 2012
TÜV Rheinland | 16ª Pós-Graduação em Energias Renováveis
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Projecto Final
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Setembro 2012
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Agradecimentos
Agradeço ao meu orientador, Engenheiro Luís Requejo, por todo o apoio e conselhos dados durante a
realização deste trabalho.
Os dados utilizados neste documento foram gentilmente cedidos pela MEGAJOULE, empresa dedicada à
consultoria em energias renováveis e líder na avaliação de recursos eólicos em Portugal.
Projecto Final
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Setembro 2012
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Índice
Agradecimentos ............................................................................................................................................ 3
1. Introdução ............................................................................................................................................. 8
2. Identificação da fonte energética ......................................................................................................... 9
2.1. História da Energia Eólica .............................................................................................................. 9
2.2. Turbinas Eólicas ........................................................................................................................... 11
2.2.1. Sistemas offshore ............................................................................................................ 12
3. Defesa da fonte energética ................................................................................................................. 13
3.1. Energia Eólica vs. Ambiente ........................................................................................................ 16
3.1.1. Efeito de Estufa ................................................................................................................... 16
3.1.2. Ruído ................................................................................................................................... 17
3.1.3. Impacto visual ..................................................................................................................... 18
3.1.4. Fauna ................................................................................................................................... 18
4. Descrição técnica da tecnologia associada ao aproveitamento energético ....................................... 19
4.1. Tecnologia ................................................................................................................................... 19
4.1.1. Rotores de eixo horizontal .................................................................................................. 19
4.1.2. Rotores de eixo vertical ...................................................................................................... 20
4.1.3. Componentes do sistema ................................................................................................... 21
4.1.3.1. Rotor ........................................................................................................................... 21
4.1.3.2. Cabina/Nacelle ............................................................................................................ 22
4.1.3.3. Torre ............................................................................................................................ 22
4.1.3.4. Gerador ....................................................................................................................... 22
4.1.4. Controlo de potência .......................................................................................................... 23
4.1.4.1. Pitch Controlled........................................................................................................... 23
4.1.4.2. Stall Regulation ........................................................................................................... 24
4.2. Conceitos, Procedimentos e Métodos de Cálculo ...................................................................... 24
4.2.1. Energia Cinética do vento ................................................................................................... 25
4.2.2. Curva de Potência da Turbina ............................................................................................. 26
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4.2.3. Previsão do vento ............................................................................................................... 27
4.2.4. Factores que influenciam o regime de ventos .................................................................... 28
4.2.4.1. Variação da velocidade com a altura .......................................................................... 29
4.2.4.2. Influência da rugosidade do terreno na variação da velocidade ................................ 31
4.2.4.3. Influência dos obstáculos ............................................................................................ 32
4.2.4.4. Influência do relevo .................................................................................................... 32
4.2.5. Representação estatística do regime dos ventos ............................................................... 33
4.2.5.1. Distribuição de Weibull ............................................................................................... 34
4.2.6. Cálculo da energia gerada por um sistema eólico .............................................................. 35
4.2.6.1. Procedimento para cálculo da energia gerada por um sistema eólico ....................... 36
5. Análise do Potencial Eólico ................................................................................................................. 40
5.1. Características técnicas da Turbina ............................................................................................. 40
5.2. Cálculo da EAP ............................................................................................................................. 41
5.3. Orientação da Turbina ................................................................................................................ 44
6. Análise Económica .............................................................................................................................. 46
6.1. Métodos de avaliação ................................................................................................................. 48
6.1.1. Valor Actual Líquido (VAL) .................................................................................................. 48
6.1.2. Taxa Interna de Rendibilidade (TIR) .................................................................................... 49
6.1.3. Período de Recuperação do Investimento (PRI) ................................................................. 49
6.2. Simulação Económica ................................................................................................................. 50
7. Soluções alternativas .......................................................................................................................... 51
7.1. Solução Alternativa 1 – Turbina Enercon E92 ............................................................................. 51
7.2. Solução Alternativa 2 – Parque composto por 15 Turbinas Vestas V90-1.8MW........................ 53
8. Conclusões .......................................................................................................................................... 56
9. Bibliografia .......................................................................................................................................... 57
Anexo 1 ....................................................................................................................................................... 59
Anexo 2 ....................................................................................................................................................... 60
Anexo 3 ....................................................................................................................................................... 62
Anexo 4 ....................................................................................................................................................... 63
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Anexo 5 ....................................................................................................................................................... 64
Anexo 6 ....................................................................................................................................................... 65
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1. Introdução
Vivemos num mundo em constante mudança em que a conjuntura socioeconómica assim como todas as
oscilações dos mercados internacionais, movidas pelas constantes alterações nos preços do petróleo,
tornam imperativo que se reduza a dependência de combustíveis fósseis. Aliada a esta necessidade de
independência energética, devem ser tidas em conta as alterações climáticas e deve-se procurar a
estabilidade ambiental. Apesar da evolução do Homem a nível tecnológico, económico e social estar
relacionada com a utilização destes combustíveis, o seu uso de forma indiscriminada, nomeadamente na
produção de energia, tem originado uma crescente degradação ambiental no planeta. É neste contexto
que é imprescindível falarmos de outras formas de produção, formas limpas, a que damos o nome de
energia renováveis.
A evolução tecnológica aliada à necessidade de viabilizar fontes de energia renováveis para a produção
em larga escala, incentivada pelo desenvolvimento de um programa específico torna, a cada dia, mais
importante o estudo e o aproveitamento de potenciais eólicos. Para viabilizar económica e
tecnicamente um empreendimento de produção de energia a partir da energia eólica é fundamental
uma avaliação correcta do potencial eólico.
Nesse sentido, este trabalho pretende contribuir para uma análise preliminar da produção de energia
através de uma fonte de energia renovável, nomeadamente, o vento. Considera-se uma análise
preliminar por não haver a possibilidade de ter acesso a Software moderno e especializado em análises
de potenciais eólicos (exemplo do software WAsP), sendo utilizado apenas o Software Microsoft EXCEL.
O objectivo deste documento é organizar conhecimentos e apresentar conceitos relacionados com os
projectos de parques eólicos a partir da exploração dos recursos de tratamento de dados, análise e
simulação de sistemas eólicos existentes. Este documento também incorpora uma análise económica de
um caso de estudo, tirando conclusões relativamente à sua viabilidade.
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2. Identificação da fonte energética
2.1. História da Energia Eólica
Ao longo de toda a história da Humanidade o homem necessitou de energia para sobreviver e evoluir.
Enquanto a água e o sol são tidas como primeiras fontes de energia, o vento também tem a sua quota-
parte de importância na evolução da tecnologia.
Com o avançar dos tempos, o Homem, teve de desenvolver novos métodos de exploração de
ferramentas para se auxiliar nas diversas etapas do trabalho. Moagem e bombeamento de água, para
apenas mencionar algumas tarefas, eram desenvolvidas através do recurso à energia animal. Com a
evolução dos tempos surge a necessidade de aumentar a intensidade de produção de trabalho,
tornando a força animal pouco atractiva para grande parte das tarefas, e dessa forma tornando-se
propício o desenvolvimento de uma forma primitiva de moinho de vento.
À parte da utilização da energia eólica em moinhos de vento e demais equipamentos puramente
mecânicos, a Rússia assume a posição de pioneira no desenvolvimento de turbinas eólicas de grande
porta para aplicações eólicas, em 1931, através da tentativa de ligação do aerogerador Balaclava (100
kW) a uma central termoeléctrica de 20 MW.
Durante a Segunda Guerra Mundial (1939-1945), os países, na busca de economizar combustíveis
fósseis, viram-se obrigados a desenvolver sistemas alternativos de produção de energia eléctrica
focando-se assim na tecnologia desenvolvida na Rússia, desta feita para a produção de aerogeradores
de médio e grande porte. Nesta altura, a Dinamarca tomou a dianteira na produção de energia eléctrica
através de sistemas de recuperação de energia eólica.
No período de tempo entre 1955 e 1968, a Alemanha construiu e operou um aerogerador com o maior
número de inovações tecnológicas da época. Os avanços tecnológicos desse modelo persistem até hoje
na concepção dos modelos actuais mostrando o seu sucesso de operação. Tratava-se de um
aerogerador de 34 metros de diâmetro operando com potência de 100kW, a ventos de 8m/s.
Foi em 1973, com a quebra nos mercados internacionais devido ao choque petrolífero, que as energias
renováveis começaram a motivar um maior interesse por garantirem uma maior diversidade na
produção, permitirem que houvesse uma maior segurança no fornecimento de energia eléctrica e fosse
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possível diminuir a agressão ao ambiente que se tinha intensificado até então, quer pelas guerras, quer
pela industrialização massiva da Europa e EUA.
A energia eólica tornava-se assim numa fonte de energia das mais promissoras, desenrolando-se
programas de investigação e desenvolvimento sobre estas. De particular importância foi o programa de
energia eólica iniciado em 1973 nos E.U.A., que dois anos depois deu frutos com a instalação da primeira
turbina eólica da era moderna perto de Cleveland, Ohio, a Mod 0, com um rotor de duas pás com 38
metros de diâmetro e 100 kW de potência.
Os Estados Unidos da América deram o próximo passo no desenvolvimento de turbinas de grandes
dimensões com a instalação da turbina Boeing Mod 2 de 91 metros de diâmetro e 2,5 MW de potência
em 1981, incorporando os mais recentes progressos tecnológicos. É nesta altura que se formam os
consórcios entre empresas americanas e europeias, mais concretamente suecas e americanas, em
programas de investigação e desenvolvimento de turbinas de grande potência. Como resultado desta
cooperação são de referir as turbinas americano-suecas WTS3 (3MW) e WTS (4MW) instaladas em 1982.
As primeiras turbinas eólicas comerciais foram instaladas no início dos anos 80, tanto na Europa
(principalmente na Dinamarca e Holanda) como nos E.U.A., tendo tipicamente entre 10 a 20 metros de
diâmetro e potências de 50 a 100 kW.
A experiência positiva de operação com turbinas maiores, em conjunto com os frutos dos programas de
investigação, levaram a que o tamanho das turbinas eólicas comerciais não tenha parado de crescer.
Com as constantes mexidas nos preços do petróleo, gás e carvão, assim como a discussão acerca da
segurança das centrais nucleares, torna-se imperativo que os países se foquem em outras formas de
produção de energia. As energias renováveis têm papel preponderante no futuro e asseguram a
diversidade e segurança no fornecimento de energia limpa e barata.
A energia eólica é vista como uma das mais promissoras fontes de energia renováveis, pois, já apresenta
uma tecnologia madura e com valores de produção bastante aceitáveis. As turbinas começam a fazer
parte da moldura paisagística dos países evoluídos, seja em instalações isoladas ou parques eólicos com
50 ou mais turbinas.
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2.2. Turbinas Eólicas
A figura 1 mostra o desenvolvimento do tamanho e da potência de turbinas eólicas. Este
desenvolvimento tem mantido a curva de crescimento pois, aos dias de hoje, é possível contar com
turbinas de 10 MW para aplicações offshore. Aliás, os projectos offshore vêm a ter uma procura
crescente o que impulsiona o desenvolvimento de novas turbinas, dado que, as limitações de tamanho
não são tão evidentes como nas turbinas onshore que estão dependentes da tipologia do terreno.
Figura 1: Evolução das turbinas eólicas
O aumento do tamanho das turbinas mostra-se vantajoso, quer do ponto de vista económico quer
ambiental. Deste modo, para um determinado lugar, quanto maior for a potência unitária, maior é a
energia produzia, melhor aproveitadas são as infra-estruturas e menor é o número de rotores, o que
provoca a diminuição do impacto visual. A forte investigação contribuiu significativamente para uma
certa uniformização do desenvolvimento tecnológico das turbinas. Analisando a actual oferta comercial
dos fabricantes, constata-se que existe um domínio de algumas opções básicas de projecto,
designadamente, as turbinas de eixo horizontal relativamente às de eixo vertical, os rotores de três pás
(cerca de 90%) em relação aos de duas, e a colocação do rotor à frente da torre relativamente à sua
colocação na parte de trás (em relação à direcção do vento).
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2.2.1. Sistemas offshore
Como o próprio nome indica, são sistemas instalados afastados da terra a uma distância superior a 10
km. O impacto a nível visual e a nível do ruído são diminutos quando comparados com as onshore. A
rugosidade superficial da água, principalmente em zonas offshore, é mais baixa que em terra, o que
permite obter velocidades médias do vento mais elevadas. Este elemento, aliado ao facto de ser
possível instalar sistemas de maiores dimensões no mar, torna possível que as turbinas offshore tenham
potências muito superiores às demais.
As instalações offshore apresentam-se como a nova fronteira de aproveitamento da energia eólica,
estando a maior situada no Reino Unido (Walney, Wind Farm – 367 MW). O desenvolvimento da
tecnologia aliado ao melhor conhecimento sobre as fundações das turbinas no mar, permitiu que este
tipo de instalação se tenha tornado mais competitiva ainda que apresentem maiores custos de
transporte, instalação e manutenção. Este tipo de instalação é mais dispendioso, já que as torres são
geralmente mais altas (devido à altura submersa), requer fundações com mais custos e cuidados
especiais relativos ao meio de aplicação. Por conseguinte, em algumas situações, é necessário recorrer a
medidas de protecção e revestimento dos equipamentos, assim como dos cabos de transporte de
electricidade, contribuindo desta forma para o aumento dos custos.
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3. Defesa da fonte energética
Apesar dos impactos negativos (ambientais e visuais), que a instalação de turbinas eólicas de grande
dimensão possa ter e das críticas que alguns apontam à energia eólica e seus incentivos, os aspectos
positivos do aproveitamento da energia contida no vento continua a superar os inconvenientes.
Portugal é um país com grande défice no que respeita a recursos energéticos e, por esse motivo, está
dependente do exterior, importando mais de 80% da energia consumida. As energias renováveis
constituem, por isso, um precioso recurso que deve ser aproveitado
O aproveitamento dos recursos endógenos contribui para uma redução nas importações o que leva a
uma menor vulnerabilidade do país às oscilações dos mercados internacionais, principalmente às
enormes variações que se verificam no custo do petróleo. O recurso às fontes de energia renováveis
permite ainda que a rede energética nacional apresente mais segurança no fornecimento de energia,
pois, terá uma produção mais diversificada.
De acordo com a Direcção Geral de Energia e Geologia, a incorporação de fontes renováveis no consumo
bruto de energia eléctrica foi de 50% em 2011. Portugal foi, em 2009, o terceiro país da União Europeia
(U15) com maior incorporação de energias renováveis, depois da Áustria e da Suécia.
A energia produzida pelas turbinas eólicas já instaladas permite uma redução na utilização de petróleo
nas centrais termoeléctricas, superior a 40%. Para além da redução de custos na utilização de
combustível nas centrais térmicas, a inclusão de sistemas de recuperação de energia eólica (turbinas
eólicas) na rede energética nacional permite que seja criada riqueza em áreas carenciadas que de outra
forma não teriam qualquer capacidade de crescimento económico.
As turbinas eólicas, por terem sido alvo de um desenvolvimento rápido e sustentável ao longo dos
últimos 20 a 30 anos, tornaram esta fonte de energia mais competitiva que as suas concorrentes
directas (hídrica e solar) se se tiver em conta a internacionalização dos custos.
Do ponto de vista ambiental as vantagens são ainda mais notórias, pois, é uma energia renovável e sem
emissão de quaisquer gases poluentes, sendo um precioso contributo para que se cumpram as
obrigações impostas pelo Protocolo de Quioto e pela Directiva Comunitária. Estes dois documentos
impõem que os países tenham na sua rede energética nacional, no mínimo, 20% de produção oriunda
de fontes de energia renovável em 2020. Por cada MWh de energia eléctrica produzida por turbinas
eólicas há uma redução de mais de 0,8 toneladas de emissões de gases de efeito de estufa.
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A significativa expansão da energia eólica nos últimos anos, comparativamente às restantes formas de
energia renovável deve-se ao grande desenvolvimento tecnológico, aos custos comparativamente mais
baixos e à mais rápida recuperação do investimento devido à rentabilidade económica. Paralelamente,
estudos comparativos com outras fontes de energia indicam que a energia eólica “gera cinco vezes mais
emprego por euro investido do que as tecnologias associadas a outras fontes de energia”.
Registando uma evolução rápida e apoiada no futuro, a energia eólica teve um crescimento na ordem
dos 260 %/ano entre 1996 e 2011, o que representa mais de 230 GW instalados desde 1996 (GWEC -
Global Wind Energy Council).
Figura 2 - Global Cumulative Installed Wind Capacity
Figura 3 - Global installed wind power capacity (MW) – Europa
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Portugal, 6º país da Europa com mais potência instalada (dados GWEC de 2011), tem ainda muito
potencial eólico a ser aproveitado. Ao contrário das soluções fotovoltaicas e da energia das marés, a
energia eólica é uma tecnologia desenvolvida e sustentada que apresenta soluções com impacto
imediato na factura energética interna de um país. A potência eólica instalada no final de Junho de 2012
situa-se em 4332 MW, e está distribuída por 220 parques, com um total de 2265 turbinas.
Figura 4 – Evolução da Potência Instalada em Portugal Continental (fonte DGEG)
Dados recentemente divulgados pela Direcção Geral de Energia e Geologia revelam que, em Portugal, a
energia eléctrica produzida a partir de fontes renováveis correspondia a 50,9% para efeitos da Directiva
2001/77/CE. Esta directiva estabeleceu como meta para 2010 que 39% da energia eléctrica fosse gerada
a partir das renováveis, meta que foi alterada para 45%, em 2005, quando foi apresentada a Estratégia
Nacional para a Energia (ENE) aprovada pela Resolução do Conselho de Ministros nº 169/2005, de 24 de
Outubro. O objectivo foi cumprido: em 2010 para efeitos da Directiva acima mencionada, 50,2% da
electricidade foi gerada a partir de fontes de energia renováveis. A ENE foi revista tendo sido adoptadas
novas metas para 2020 – ENE 2020 – entre as quais se destaca aquela que estabelece que 60% da
electricidade seja gerada a partir das Renováveis.
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3.1. Energia Eólica vs. Ambiente
3.1.1. Efeito de Estufa
A energia eólica tal como a solar e hídrica, são dos métodos mais limpos de produção de electricidade.
Não têm emissão directa de gases de efeito de estufa ou qualquer outro tipo de poluição ambiental, ao
contrário da utilização de combustíveis fósseis.
A seguinte tabela serve para ilustrar as emissões de CO2, o principal gás responsável pelo efeito de
estufa, para os vários combustíveis utilizados na produção de electricidade (fonte AWEA – American
Wind Energy Association):
Combustível CO2 Emitido por kWh
(libras)
kWh gerado em 1997
(biliões)
CO2 emitido total
(biliões de libras)
Carvão 2,13 1,788 3,807
Gás Natural 1,03 283,6 291
Petróleo 1,56 77,8 122
Vento 0 3,4 0
Tabela 1 – Emissão de CO2 na produção de electricidade
Observando a tabela 1 é facilmente visível que a energia eólica apresenta vantagens na redução da
emissão de gases de efeito de estufa e na redução da concentração de CO2 durante a sua operação.
Têm sido criados vários programas de eficiência energética ao longo dos últimos anos, mobilizando os
países na busca de soluções para a redução das emissões de gases. Com os limites imposto pelo
Protocolo de Quioto e pelo tratado internacional – que resultou na directiva europeia para a emissão de
GEE - Portugal assumiu, para o período de 2008-2012, que as emissões de GEE não iriam aumentar mais
que 27% em relação às emissões de 1990.
Na figura 5 é possível observar a comparação de emissões de CO2 de diversas fontes de energia para a
produção de energia eléctrica. Todas as tecnologias que implicam a queima de combustível têm valores
bastante elevados de emissões de GEE e são por isso mais prejudiciais que todas as outras (incluindo a
nuclear) para o efeito do aquecimento global.
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Das tecnologias que apresentam menor emissão de GEE, apenas a eólica e a hídrica (enquanto grandes
hidroeléctricas) são competitivas. Enquanto as grandes eólicas (turbinas) têm emissão zero de GEE as
grandes barragens têm emissão de metano (cinquenta vezes mais nocivo que o CO2), gerado pelo
apodrecimento de vegetação submersa nas suas albufeiras.
Ainda assim, as 4 tecnologias com menores emissões de CO2 contribuem para uma melhoria do meio
ambiente e redução de efeitos que amplificam o aquecimento global, face às tecnologias de queima.
Figura 5: Emissão de várias tecnologias de produção de energia eléctrica.
3.1.2. Ruído
Tal como qualquer equipamento mecânico, as turbinas eólicas são susceptíveis de produzir ruído
durante o seu período de funcionamento, nomeadamente, como consequência do movimento giratório
das pás. Contudo, ao longo dos últimos anos e por exigência dos mercados (consumidores) o
desenvolvimento tecnológico tem avançado e tem sido possível reduzir o impacto sonoro nas
instalações eólicas.
Deve ser sempre feita uma caracterização do ambiente sonoro existente na área envolvente do parque
e uma análise prévia do ruído durante o pleno funcionamento dos equipamentos instalados. A avaliação
do ruído tem de ter em conta as características da potência das turbinas, a localização e as
características topográficas do terreno. A potência da máquina determina as emissões sonoras,
enquanto a localização e a orografia da zona determinam a propagação acústica e o estabelecimento
dos campos sonoros nos receptores existentes.
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3.1.3. Impacto visual
Enquanto para uns as turbinas eólicas são sinónimo de energia limpa e sempre bem-vindas ao espaço
paisagístico local, para outros são objectos intrusivos. É por isso indispensável que os projectos sejam
integrados na paisagem e tenham o apoio da comunidade local, mantendo o apoio da opinião pública a
esta forma de energia.
Para além das turbinas há outros elementos que têm impacto na paisagem e, enquanto as turbinas
podem ser vistas como um mal necessário, as linhas de transporte não têm a mesma compreensão por
parte das populações, sendo bastante mais intrusivos.
Para além do impacto visual imediato á que considerar os sombreamentos causados pelas torres e pela
oscilação das pás da turbina em rotação, que vão criar variações da intensidade luminosa, causando
impressões visuais.
Com o crescimento do número de turbinas instaladas, o recurso a audiências públicas, artigos,
publicidade e o conhecimento dos efeitos positivos da energia eólica, a aceitação da massa pública tem
sido melhorada.
3.1.4. Fauna
A localização dos parques eólicos pode afectar a fauna existente, os impactos negativos podem ser mais
severos, sendo que, quanto mais próximo for a instalação de áreas de alimentação, migração, repouso e
ou nidificação de aves maior será a probabilidade destas serem afectadas. Os impactos causados nas
aves podem ser originados pela colisão destas com as estruturas existentes no parque eólico ou então
pela perturbação causada pela perda de habitat. Os estudos são concordantes com o facto dos impactos
induzidos sobre as aves serem sem excepção considerados negativos. Dos estudos realizados conclui-se
que a sua mortalidade em grande escala está associada especificamente a zonas de importantes
corredores migratórios ou de deslocações diárias muito frequentes e a zonas costeiras de grande
abundância de aves e fauna.
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4. Descrição técnica da tecnologia associada ao aproveitamento
energético
4.1. Tecnologia
Apesar das turbinas eólicas, na tecnologia actual, não serem todas iguais, verifica-se que as turbinas de
eixo horizontal e três pás são as mais usuais. Para além das turbinas de eixo horizontal é possível
encontrar no mercado turbinas de eixo vertical.
4.1.1. Rotores de eixo horizontal
São divididos em três grupos distintos de velocidade:
Rápidos 2 a 3 pás
Médios 3 a 6 pás
Lentos 6 a 24 pás
As turbinas de eixo horizontal dominam o mercado da produção de electricidade através de energia
eólica apesar de apresentarem sistemas mais complexos que as de eixo vertical. Estas turbinas têm duas
configurações distintas: downwind, em que as pás do rotor estão na traseira da turbina (montante do
vento), ou upwind, em que as pás estão na frente do rotor (jusante do vento).
Figura 6: Direcção do vento para turbinas upwind e downwind
Nas turbinas upwind o vento incide nas pás do rotor antes de atingir a turbina. Os efeitos da passagem
das pás pela torre fazem com que a torre esteja sujeita a esforços adicionais de torque quando
comparados com turbinas de downwind. Este tipo de turbinas necessita de mecanismos que façam a
orientação do rotor com o fluxo do vento. A grande vantagem face às turbinas de downwind será a não
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interferência da turbina na passagem do vento pelas pás do rotor. Como a turbina está atrás do rotor,
não há qualquer tipo de perturbação do escoamento do vento (com a consequente perda de energia)
antes do contacto do vento com as pás.
Olhando para a figura 6 é possível compreender o funcionamento das turbinas downwind e verificar que
o vento atinge primeiro a turbina e só depois o rotor. Apesar da desvantagem já enunciada, de haver
perturbação do escoamento, este tipo de turbinas permite uma simplificação mecânica por não
exigirem um mecanismo de orientação direccional em relação ao vento. Este tipo de configuração é
mais usual nas turbinas de pequena escala, pois, nas de grande escala há o perigo de, durante fortes
rajadas e oscilações de vento, haver contacto entre as pás do rotor e a torre.
Para além da perturbação do escoamento, o facto de a turbina estar na frente do rotor, faz com que o
impacto sonoro seja superior às turbinas de upwind. Todos estes elementos têm levado ao abandono da
utilização deste tipo de tecnologia.
4.1.2. Rotores de eixo vertical
As turbinas de eixo vertical, ainda não são uma solução viável e não têm expressão comercial relevante.
Os formatos mais comuns são:
Savonius (fig. 7)
Molinete (fig. 8)
Darrieus (fig. 9)
Face às turbinas de eixo horizontal, as turbinas de eixo vertical não possuem torre pelo que apenas
podem aproveitar as velocidades do vento perto do solo (mais baixas), necessitam de excitação para
Figura 7 – Turbina Savonius Figura 8 – Turbina Molinete Figura 9 – Turbina Darrieus
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que seja feito o arranque, necessitam de espias de suporte por terem esforços dinâmicos acrescidos
face a outras tecnologias.
Ainda que a aplicação comercial das turbinas de eixo vertical não seja viável, estas apresentam algumas
vantagens. Não necessitam de torres de elevação pois o gerador e caixa de velocidades podem ficar ao
nível do solo, a orientação do rotor não é necessária, pois, este entrará em movimento com vento de
qualquer direcção, possuem maior simplicidade na concepção.
4.1.3. Componentes do sistema
A figura 10 representa uma vista identificativa dos componentes de uma turbina de eixo horizontal.
Figura 10: Componentes de uma turbina de eixo horizontal
Legenda:
1- pás do rotor 2- cubo do rotor 3- cabina 4- chumaceira do rotor 5- veio do rotor 6- caixa de velocidades
7- travão de disco 8- veio do gerador 9- gerador 10- radiador de arrefecimento 11- anemómetro e
sensor de direcção 12- sistema de controlo 13- sistema hidráulico 14- mecanismo de orientação
direccional 15- chumaceira do mecanismo de orientação direccional 16- cobertura da cabina 17- torre
4.1.3.1. Rotor
O rotor é o componente do sistema eólico responsável pela captação da energia cinética dos ventos
transformando-a em energia mecânica de rotação. É o componente de maior destaque de um sistema
eólico, caracterizado pela definição das pás, pela determinação da sua forma e do ângulo de ataque em
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relação à direcção do vento. As pás são normalmente fabricadas a partir de compostos sintéticos, tal
como plásticos reforçados com fibra de vidro, materiais que são facilmente moldáveis, robustos,
resistentes à fadiga e com boa relação qualidade/preço.
4.1.3.2. Cabina/Nacelle
A Nacelle é o local onde se encontram os constituintes da turbina (à excepção das pás do rotor), o
gerador, o veio secundário (transfere a energia mecânica da caixa de velocidades para o gerador), a
caixa de velocidades (aumenta o número de rotações do veio secundário), o travão de disco (permite
travar o rotor por questões de segurança), e os radiadores (que arrefecem o gerador e a caixa de
velocidades).
4.1.3.3. Torre
Quanto maior a altitude, melhores serão as condições para o aproveitamento da energia cinética do
vento, nomeadamente, velocidades médias mais elevadas. Dessa forma a torre constitui um elemento
indispensável para sustentar e posicionar a turbina e o rotor à altura conveniente para o seu
funcionamento ideal. É um item estrutural de grande porte e de elevada contribuição no custo inicial do
sistema. Quase todas as torres têm uma forma tubular de modo a minimizar o impacto visual, sendo
normalmente construídas em diversos troços de aço e/ou betão que são montados no local com a ajuda
de gruas.
4.1.3.4. Gerador
O gerador é o componente responsável pela conversão da energia mecânica de rotação em energia
eléctrica. A sua integração nos sistemas de conversão eólica possui alguns problemas, os quais
envolvem:
Variações na velocidade do vento;
Variações do torque de entrada;
Exigência de frequência e tensão constante na energia final produzida;
Dificuldade de manuseamento na instalação, operação e manutenção devido ao isolamento
geográfico de tais sistemas.
Existem fundamentalmente três tipos de turbinas com aplicação industrial: as máquinas assíncronas, as
máquinas assíncronas duplamente alimentadas e as máquinas síncronas de velocidade variável.
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4.1.4. Controlo de potência
As turbinas eólicas são projectadas para produzir a energia eléctrica ao menor custo possível. Nesse
sentido são geralmente concebidas de forma a poderem produzir potência máxima em velocidades do
vento de cerca de 14 metros por segundo. A concepção de turbinas que maximizem a sua produção em
ventos mais fortes não é viável, pois, a probabilidade de ocorrência de ventos com velocidades elevadas
é reduzida e surgem normalmente em rajadas. Para evitar danos nas turbinas, sempre que haja
ocorrência de ventos mais fortes do que os estipulados no projecto da turbina, é necessário
implementar sistemas de segurança que permitam controlar a velocidade de rotação do rotor. Existem
duas maneiras diferentes de o fazer nas turbinas eólicas modernas.
4.1.4.1. Pitch Controlled
O controlo de passo, e consequente angulo de ataque, é um sistema que está ligado ao controlador do
sistema e altera a configuração do angulo de ataque das pás sempre que a potência nominal do gerador
é ultrapassada devido a um aumento de velocidade do vento. Este efeito é conseguido girando as pás
em torno do seu eixo longitudinal, como se observa na figura 11.
Esta redução diminui as forças aerodinâmicas intervenientes e consequentemente a velocidade do
rotor. Para qualquer velocidade do vento superior à nominal, o valor seleccionado do ângulo
corresponde àquele que permite à turbina produzir apenas a potência nominal. Esse método possui um
controlo mais preciso, em especial junto da potência máxima e auxilia o processo de arranque e
paragem.
Figura 11: Ângulo de passo e de ataque.
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4.1.4.2. Stall Regulation
O controlo de Stall é um sistema passivo. Neste sistema as pás são colocadas com angulo de passo fixo e
não podem girar no seu eixo longitudinal mas, pela sua forma, permitem que, para velocidades
superiores à nominal, o escoamento se afaste da sua superfície, como se pode verificar na figura 12.
Desta forma, as forças de sustentação diminuem e as de arrasto aumentam resultando na diminuição da
velocidade de rotação. Para evitar que o efeito de Stall ocorra em todas as posições radiais das pás ao
mesmo tempo, o que reduziria significativamente a potência do rotor, as pás possuem uma pequena
torção longitudinal que as leva a um suave desenvolvimento deste efeito. A desvantagem deste método
de controlo face ao controlo de Pitch está no dimensionamento aerodinâmico ser mais complexo.
Figura 12: Forças de arrasto e sustentação.
Em alguns sistemas são utilizados freios (por exemplo, travões de disco) que actuam directamente no
sistema de transmissão de forma a complementar os sistemas de controlo.
4.2. Conceitos, Procedimentos e Métodos de Cálculo
Antes da instalação de qualquer equipamento de aproveitamento de energia eólica é imperativo que se
faça uma análise do potencial energético do vento com dados recolhidos no local, preferencialmente,
através de torres de medição, mas também podem ser utilizados modelos estatísticos baseados em
estações meteorológicas próximas do local. É necessário avaliar a variação do vento ao longo do dia, das
estações do ano e com a altura, durante um período mínimo de 12 meses, e preferencial de 24 meses.
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Quanto maior for o período de recolha de dados maior certeza se tem de que o estudo não se baseia
num ano atípico.
A energia eólica pode ser considerada como uma das formas de manifestar a energia proveniente do
Sol, uma vez que os ventos são causados pelo aquecimento diferenciado da atmosfera. As diferenças de
pressão atmosférica causadas pelo aquecimento diferencial terrestre provocam a deslocação de massas
de ar (vento), as quais são influenciadas pelas condições atmosféricas, por obstáculos e pelas condições
do solo.
4.2.1. Energia Cinética do vento
O aproveitamento da energia cinética do vento é efectuado através de aerogeradores (turbina +
gerador).
A energia cinética derivada das deslocações de massas de ar pode ser transformada em:
energia mecânica através de aeromotores;
energia eléctrica através ou aerogeradores.
Como se pode observar na equação 1, a potência mecânica disponível numa turbina depende
principalmente da velocidade do caudal de ar que passa através dela, fazendo com que o interesse
deste recurso seja influenciado pela intensidade e direcção do vento. Assim a potência do vento, que
passa perpendicularmente através de uma área circular, é dada pela seguinte expressão:
(eq. 1)
P - potência média do vento (W);
ρ - densidade do ar seco = 1,225 kg/m3 (PTN);
V- velocidade média do vento (m/s);
r - raio do rotor (m).
No entanto, é impossível recuperar toda a energia contida no vento.
A lei de Betz indica que, independentemente da forma construtiva da turbina, apenas 59% da energia
cinética contida no vento, pode ser transformada em energia mecânica.
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Figura 13: Tubo de Betz
A teoria de Betz coloca em modelo a passagem do ar antes e após a turbina, por um tubo de corrente
onde:
V1 é a velocidade do vento antes das pás da turbina;
V2 é a velocidade do vento após ter transferido energia às pás da turbina;
Onde V1 > V2 , sendo estas velocidades paralelas ao eixo do rotor.
O vento, ao passar na turbina, sofre uma quebra na sua velocidade, pois, a energia cinética é captada e
transformada em energia rotacional. Como consequência, a velocidade do vento final é inferior à inicial
(figura 13). A pressão do ar aumenta gradualmente na frente da torre eólica, mas, como o rotor actua
como uma barreira para o vento, a pressão do ar cai imediatamente à saída da do rotor, crescendo de
forma gradual até atingir de novo o valor da pressão atmosférica. Assim, de forma a tornar o cálculo
mais preciso, é utilizado o coeficiente Cp no cálculo da potência:
(eq. 2)
O coeficiente Cp caracteriza o nível de rendimento de uma turbina eólica e pode ser definido pela razão:
(eq. 3)
4.2.2. Curva de Potência da Turbina
A curva de potência representa a energia eléctrica que a turbina produz para as diferentes velocidades
do vento. Como se pode ver através da figura 14, pequenas alterações na velocidade do vento resultam
em grandes aumentos de potência (output). O aumento da velocidade do vento de 8 para 10 m/s,
resulta num aumento de cerca de 100% na potência, mantendo as restantes condições constantes.
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Figura 14 – Curva de Potência de uma turbina de 1.5 MW
O rendimento do sistema aerodinâmico das turbinas actuais varia entre 50 e 70% do máximo teórico. O
processo de conversão de energia mecânica em energia eléctrica tem uma eficiência de 90-95%, tendo
assim a turbina um rendimento global de 27 a 40%.
As turbinas até aos 4 m/s (cut-in wind speed) têm uma produção praticamente inexistente. Quando é
alcançada a velocidade de cut-in a produção aumenta com o aumento da velocidade do vento até ser
alcançada a velocidade nominal (rated wind speed), velocidade para a qual a turbina foi projectada. A
potência produzida pela turbina é mantida para todos os valores da velocidade enquanto esta não
ultrapassar os valores de segurança, aproximadamente, 25 m/s (cut-out wind speed) e os sistemas de
segurança da turbina efectuarem o corte de produção através dos sistemas de controlo explicados atrás
(pitch control e stall control).
4.2.3. Previsão do vento
Com o avanço da tecnologia e o crescimento da influência das energias renováveis na produção eléctrica
é, cada vez mais, necessário prever a potência associada à geração de energia proveniente dessas
fontes. Para a produção eólica têm-se em conta os seguintes efeitos das previsões de vento:
garantir a segurança de abastecimento;
ajudar na resolução dos problemas de gestão de congestionamento;
planear reservas secundárias e terciárias afectadas pelas variações de produção eólica;
traçar a gestão do armazenamento de energia;
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planear os trânsitos nas interligações;
delinear a manutenção de parques eólicos;
operar nos mercados de electricidade;
apoiar a gestão de produção em parques eólicos.
A previsão da produção eólica é desenvolvida considerando um determinado horizonte temporal. Deste
modo podem-se classificar os horizontes de previsão em:
Alguns segundos/minutos: com o objectivo de fazer o controlo das torres eólicas;
1 hora: nowcasting, estimativa da produção renovável para sistemas onde nem todos os
parques eólicos são visíveis através de SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition);
1-6 horas: Essencialmente para redes isoladas de pequena dimensão, permite a gestão de
unidades convencionais rápidas;
1-72 horas: para sistemas interligados com grandes parques eólicos;
1-7 dias: para planeamento da manutenção (extremamente útil para parques offshore);
Mais de 7 dias: está normalmente associada ao apoio na gestão das centrais eléctricas
convencionais, na gestão de recursos hídricos e na programação de acções de manutenção nos
parques eólicos.
4.2.4. Factores que influenciam o regime de ventos
As características topográficas e a rugosidade do terreno introduzem alterações na velocidade do vento,
fazendo a sua aceleração aumentar ou diminuir consoante os obstáculos que o vento encontre. Esses
factores, muitos e variados, podem ser obtidos com recurso a mapas analógicos ou digitais, imagens
aéreas e de satélite. Os dados climáticos e do terreno têm grande importância na análise de potenciais
eólicos.
Para além das características do terreno a altura é outro factor que faz variar a velocidade do vento.
Os principais factores de influência no regime de ventos são:
A variação da velocidade com a altura;
A rugosidade do terreno;
A presença de obstáculos nas redondezas;
O relevo que pode causar efeito de aceleração ou desaceleração no escoamento do ar.
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4.2.4.1. Variação da velocidade com a altura
O deslocamento do ar forma uma camada limite que se estende a grande altitude. Este deslocamento é
turbulento e por isso difícil de definir, desta forma, é importante conhecer o perfil da velocidade do
vento em função da altura.
Figura 15: Variação da velocidade do vento com a altura acima do solo
Normalmente utilizam-se dois modelos para apresentar a distribuição da velocidade com a altura. O
modelo da Lei da Potência e o modelo da Lei Logarítmica.
O modelo da Lei da Potência não possui grande precisão nos valores apresentados mas a sua
simplicidade de cálculo torna-o bastante usual. A Lei da Potência é expressa por:
(
)
(eq. 4)
V(Zr) - Velocidade na altura de referência;
V(Z) - Velocidade na altura desejada;
Zr - Altura de referência;
Z - Altura desejada;
n - Parâmetro directamente associado à rugosidade da superfície;
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O valor de "n" é utilizado como o valor referente a uma rugosidade classe 1 onde n = 1/7. A tabela 2
apresenta alguns valores do factor "n" para diferentes tipos de terreno.
DESCRIÇÃO DO TERRENO FACTOR n
Superfície lisa, lago ou oceano 0,1
Grama baixa 0,14
Vegetação rasteira (até 0,3 m), árvores ocasionais 0,16
Arbustos, árvores ocasionais 0,2
Árvores, construções ocasionais 0,22 - 0,24
Áreas residenciais 0,28 - 0,40
Tabela 2: Tabela do factor n para vários tipos de terreno
A Lei Logarítmica é um modelo mais complexo onde é considerado que o escoamento na atmosfera é
altamente turbulento. A modelagem do perfil Logarítmico utiliza o conceito de comprimento de mistura
L (mixing length) definido com a utilização da constante de Von Kármán, kc, e o comprimento de
rugosidade Z0 apresentado na tabela seguinte, que considera que a superfície da Terra nunca se
apresenta perfeitamente lisa.
TIPO DE TERRENO Z0 (M)
Plano (mar, areia, neve) 0,001 - 0,002
Moderadamente rugoso (ervas curtas, campos de cereais) 0,02 - 0,03
Rugoso (bosques e bairros) 0,3 - 2
Muito Rugoso (cidades, edifícios) 2 - 10
Tabela 3: Tabela do factor Z0 para vários tipos de terreno
Este modelo é utilizado para estimar a velocidade do vento numa determinada altura a partir de uma
altura de referência. Essa altura pode ser calculada a partir de duas expressões de perfil logarítmico:
uma para a altura de referência (Zr) e outra para a altura desejada (Z). Essa equação torna-se mais
precisa ao considerar a rugosidade em cada expressão logarítmica das alturas Z e Zr. A Lei Logarítmica é
dada por:
(
)
(
) (eq. 5)
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V(Zr) - Velocidade na altura de referência;
V(Z) - Velocidade na altura desejada;
Zr - Altura de referência;
Z - Altura desejada;
Z0 -Comprimento de rugosidade do local;
4.2.4.2. Influência da rugosidade do terreno na variação da velocidade
O vento é alvo de alguns obstáculos que introduzem perturbações que afectam o valor da sua
velocidade, direcção e sentido, podendo ainda causar pequenas turbulências na superfície. Estes
elementos são constituídos por árvores, arbustos, vegetação rasteira e construções sobre a superfície
terrestre que oferecem resistência à passagem do vento. Deste modo, a rugosidade de uma
determinada área é tanto maior quanto maior for o número de obstáculos à passagem do vento.
Figura 16: Influência da mudança de rugosidade no perfil vertical do vento
Pode-se observar na figura 16 a forma como a velocidade é afectada consoante a rugosidade de dois
terrenos. O terreno da esquerda é livre de obstáculos enquanto o da direita tem pequenas perturbações
(grama rasteira ou similar). Pelo gráfico da velocidade compreende-se facilmente a importância de
definir a altura correcta de colocação da turbina eólica. A altura h, onde o valor do vento se mantém o
mesmo para os dois níveis de rugosidade é uma função da distância x.
Assistimos, assim, a uma influência no perfil vertical do vento devido à mudança da rugosidade do valor
Z01 para Z02. A altura h, onde o valor do vento se mantém o mesmo para os dois níveis de rugosidade é
uma função da distância x. Quando a altura h da influência da mudança de rugosidade está acima da
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altura do rotor das turbinas eólicas deve-se adoptar um factor de correcção aplicado à velocidade do
vento. Caso essa altura h esteja abaixo, o efeito é minimizado podendo assim utilizar-se as medidas
como válidas. Uma alternativa para a determinação da altura h em função dos demais parâmetros
existentes na mudança de rugosidade pode ser determinada pela seguinte equação:
(
)
(eq. 6)
A rugosidade do terreno não pode ser considerada constante, pois, este está associado às mudanças
naturais da paisagem. Por exemplo, a rugosidade de um terreno de cereais em fase de plantação é
diferente da rugosidade de um campo de cereais em fase de colheita. As diferentes rugosidades do
terreno podem ser consultadas na tabela em anexo (Anexo 1) do Atlas Europeu do Vento.
4.2.4.3. Influência dos obstáculos
São considerados obstáculos todos os elementos de dimensões definidas e conhecidas que têm
influência na passagem do vento, provocando o efeito de sombreamento (formações rochosas, árvores,
construções civis, etc.).
Em zonas em que estejam presentes obstáculos a velocidade do vento, a jusante, onde se desenvolve a
esteira viscosa da velocidade, as características do escoamento são bastante afectadas. Nessas
condições o obstáculo deverá ser tratado individualmente e não como parte de um conjunto que
compõe a rugosidade do terreno. Ao se classificar um elemento como obstáculo, o mesmo não pode ser
considerado como rugosidade, e vice-versa. A área influenciada pela presença de um obstáculo, cria um
efeito de abrigo a jusante do obstáculo - Sheltering Effect – e pode estender-se até três vezes a sua
altura, no sentido vertical, e até quarenta vezes essa mesma altura, no sentido horizontal, na direcção
do escoamento do vento.
4.2.4.4. Influência do relevo
O relevo, tal como os obstáculos, tem grande influência nas características do escoamento do vento e
pode provocar, ao contrário dos obstáculos, variações positivas na velocidade do vento, conforme se
pode observar na figura 17.
Velocidade mais elevada
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Figura 17 – Velocidade do vento em função do relevo
Outras zonas perturbações geográficas como vales, montanhas e agrupamentos rochosos também terão
influência directa no regime do vento. É prática comum, utilizarem-se plantas topográficas para
descrever o tipo de relevo de um local.
A análise do escoamento de um terreno utilizando curvas de nível não é de fácil modelagem, pelo que
existem programas computacionais destinados à análise de locais eólicos que utilizam curvas de nível de
grande complexidade e detalhe.
4.2.5. Representação estatística do regime dos ventos
O regime do vento não é constante ao longo do ano e regista alterações, principalmente, com as
variações climáticas (Estações do ano). Esta influência obriga à existência de recolha de dados de vento
durante um período mínimo de 12 meses – micro-sitting. As duas grandezas, que definem um regime de
vento são assim, a velocidade média e o desvio padrão.
De modo a simplificar o armazenamento e tratamento estatístico dos dados, é costume coloca-los em
segundo formas analíticas bem conhecidas, como distribuições de probabilidades, de forma a ser
possível saber qual a probabilidade de ocorrência de ventos com determinada velocidade V. A função
densidade de probabilidade g(V) deve satisfazer dois requisitos:
O gráfico deve representar o histograma de velocidades
A função de probabilidade deve ser de fácil associação ao regime de ventos a simular
Das várias distribuições estatísticas possíveis de se aplicar no ajuste de curvas de frequência de
velocidade, as distribuições de Weibull e Rayleigh são as mais indicadas para a representação dos dados
de vento.
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4.2.5.1. Distribuição de Weibull
Para se determinar a energia produzida durante um certo intervalo de tempo é necessário recorrer ao
tratamento de dados de forma a agrupar as velocidades e a frequência com que ocorrem.
A distribuição de Weibull é o método mais comum para o tratamento estatístico de histogramas de
velocidades de vento.
A distribuição de Weibull é normalmente representada em função de "k" e "A", onde:
k - factor de forma da distribuição dos ventos;
A - factor de escala que depende da velocidade média dos ventos;
A função densidade de probabilidade de Weibull é dada pela expressão:
(
)
(
)
(eq. 7)
Figura 18: Influência do parâmetro k na curva de distribuição de Weibull
A distribuição de Weibull reduz-se à distribuição de Rayleigh quando k=2 e o factor de escala A:
√ (eq. 8)
Existem vários métodos para estimar os parâmetros da distribuição de Weibull, podendo-se optar por
uns ou por outros dependendo dos dados de vento disponíveis e do rigor exigido.
Neste trabalho, para se determinar os factores de forma e de escala foi utilizada uma regressão linear.
Segue uma breve descrição do método aplicado:
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1º Ordenação dos dados de ocorrência de velocidades por rank, do mais baixo até ao mais elevado, por
número de ocorrências
2º Cálculo de ln(V)
3º Cálculo de F(V)
4º Cálculo de ln(ln(1-F(V)))
Através deste procedimento é possível obter a equação da recta , em que o factor de forma
é igual ao declive da recta e o factor de escala é dado pela expressão:
(
) (eq. 9)
A tabela utilizada na regressão linear encontra-se em anexo (Anexo 2).
4.2.6. Cálculo da energia gerada por um sistema eólico
A energia anual produzida é o factor técnico-económico mais importante na avaliação de um projecto
eólico. A determinação da média anual da distribuição de velocidades do vento e consequente curva de
potência da turbina contribuem para que se tenha conhecimento da energia anual produzida, reduzindo
assim o risco do investimento.
Para calcular a energia gerada por um sistema eólico é necessário conhecer os elementos que definem o
regime dos ventos do local, ou seja, o histograma de velocidades do vento obtido a partir de medições
locais ou estimado a partir de curvas de distribuição de frequência e a curva de potência medida da
turbina eólica. Para se determinar a energia gerada é necessário calcular a potência disponível (Pd) e a
potência gerada (Pg). A potência disponível no vento é dada por:
(eq. 10)
ρ - massa específica do ar (em geral, utiliza-se o valor médio de 1,225 kg/m3);
V - velocidade do vento;
A - área varrida pelas pás do rotor.
A potência gerada pela turbina eólica é dada por:
(eq. 11)
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η - rendimento total do sistema.
4.2.6.1. Procedimento para cálculo da energia gerada por um sistema eólico
Para se avaliar a viabilidade económica de uma instalação eólica, é necessário conhecer a energia
produzida, o esquema da figura 19 ilustra o procedimento para se determinar a energia produzida
anualmente.
Figura 19: Algoritmo de cálculo da energia produzida por um parque eólico
Normalmente, é necessário proceder à distribuição das turbinas pelo local a explorar, mas para efeitos
deste trabalho, não será tido em conta, pois, não houve acesso ao mapa geográfico do local de recolha
dos dados de vento.
Será necessário realizar correcções nos valores dos factores de forma e escala de acordo com a altura da
turbina.
(
)
(
)
(eq. 12)
Selecção da turbina
Ajuste dos parametros A e k
Distribuição de Weibull
Cálculo da EAP
Redução das perdas
EAP total
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(
)(
)
(eq. 13)
H - altura da torre das turbinas
HR - altura em que foram efectuadas as medições
z0 - rugosidade do solo
Depois de se fazer o ajuste dos factores de forma e de escala, e para se conseguir efectuar o cálculo da
Energia Anual Produzida (EAP), é necessário conhecer a curva de potência da turbina.
Figura 20: Curva de potência da turbina Vestas V90-1.8MW
De seguida procede-se ao cálculo da Distribuição de Weibull através da expressão:
(
)
(
)
(eq. 14)
O que resulta no seguinte gráfico:
-200
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 5 10 15 20 25 30
Po
tên
cia
(kW
)
Velocidade (m/s)
Curva de Potência da Turbina
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Figura 21 – Exemplo da Distribuição de Weibull
Com a distribuição de Weibull determinada é possível calcular a EAP para cada velocidade do vento. A
expressão para o cálculo da EAP é dada por:
∫
(eq. 15)
f(V) – densidade probabilidade da velocidade média do vento
P(V) – característica eléctrica de conversão da energia eólica
Vs – wind cut-in speed
VM – wind cut-out speed
Como não se possui a função da curva de potência, é possível simplificar o cálculo da EAP utilizando a
expressão:
(eq. 16)
Pn – potência da turbina para a velocidade n
f(V)n – Valor da Distribuição de Weibull para a velocidade n
0.00%
2.00%
4.00%
6.00%
8.00%
10.00%
12.00%
14.00%
16.00%
18.00%
0 5 10 15 20 25 30
Pro
bab
ilid
ade
(%
)
Velocidade (m/s)
Distribuição de Weibull
Projecto Final
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5. Análise do Potencial Eólico A recolha dos dados de vento utilizados nesta análise foi efectuada pela empresa MEGAJOULE e
disponibilizada em bruto num ficheiro do Software EXCEL.
Estando os dados em bruto foi necessário proceder à análise e organização dos mesmos, eliminando os
erros. Como é possível verificar no Anexo 6, na análise sumária para cada mês de registo, há diversos
períodos com dados em falta. Sem ter acesso a mais informações acerca do motivo pela qual não foram
registados quaisquer valores, só nos resta ignorar tais acontecimentos e efectuar os cálculos baseando-
se nos valores para os quais existem ocorrências.
Para proceder à análise do potencial eólico do local de estudo serão utilizados os métodos descritos nos
capítulos anteriores, com recurso ao Software EXCEL e à folha de cálculo em ficheiro anexo a este
relatório. Desta forma serão apenas colocados, neste trabalho, os valores finais obtidos através dos
cálculos.
5.1. Características técnicas da Turbina A turbina escolhida para este para este trabalho foi a turbina V90-1.8MW da Vestas e o quadro seguinte
apresenta um resumo das suas características técnicas:
Tipo V90
Potência estipulada 1.8MW
Diâmetro do rotor 90 m
Altura do Eixo 80 / 95 / 105
Controlo de potência Pitch System
Velocidade do Rotor 9.0 – 14.9 rpm
A ficha completa das características técnicas da turbina pode ser consultada no ficheiro anexo a este
trabalho – Turbina Vestas V90.
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5.2. Cálculo da EAP O quadro seguinte apresenta o resumo dos cálculos efectuados no Software EXCEL utilizando os
métodos e fórmulas descritos nos capítulos anteriores deste trabalho. Como não houve possibilidade de
acesso à identificação do local, assumiu-se a rugosidade do terreno de 0,05, considerando que o local
em estudo é uma área de cultivo de cereais em campo aberto.
Determinados os factores de forma e escala e conhecendo a altura de instalação da turbina (95 metros)
procede-se à determinação da distribuição de Weibull e ao histograma de distribuição de velocidades
apresentados de seguida.
Figura 22 – Distribuição de Weibull anual
0.00%
2.00%
4.00%
6.00%
8.00%
10.00%
12.00%
14.00%
16.00%
18.00%
0 5 10 15 20 25 30
Pro
bab
ilid
ade
(%
)
Velocidade (m/s)
Distribuição de Weibull
Vmédia (m/s)
Ah (m/s)
KH Fluxo de Pot.
(W/m²) Rug. do
Terreno (Z0) Altura de Ref. (m)
Altura do Rotor (m)
Horas Ano (h)
Pot. Turbina (MW)
6,174 5,715 2,088 136,251 0,05 81 95 8760 1,8
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Figura 23 – Histograma de frequência de velocidades anual
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Fre
qu
en
cy (
%)
Speed (m/s)
Windspeed Histogram Yearly
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De seguida procede-se ao cálculo da EAP utilizando a forma expressa na equação 16 e demonstrada na
seguinte tabela, assim como no ficheiro EXCEL em anexo – Local 099.
vmed TOTAL de Acontecimentos
Densidade de Probabilidade
Distribuição de Weibull
Vestas V90-1.8MW
Energia Anual Produzida
0 1207 2.71% 0.00% 0 0
1 1848 4.14% 5.34% 0 0
2 3081 6.91% 10.42% 0 0
3 4329 9.70% 13.97% 0 0
4 5589 12.53% 15.42% 84 56716.080
5 6240 13.99% 14.83% 186 175346.864
6 6785 15.21% 12.74% 338 292299.043
7 5740 12.87% 9.89% 550 384784.843
8 3992 8.95% 7.00% 832 423760.909
9 2801 6.28% 4.53% 1177 398874.374
10 1528 3.43% 2.69% 1527 318997.820
11 774 1.74% 1.47% 1741 210618.375
12 389 0.87% 0.74% 1794 114578.856
13 197 0.44% 0.34% 1800 53981.293
14 72 0.16% 0.15% 1800 23100.794
15 22 0.05% 0.06% 1800 9102.678
16 6 0.01% 0.02% 1800 3309.078
17 7 0.02% 0.01% 1800 1109.961
18 0 0.00% 0.00% 1800 343.562
19 0 0.00% 0.00% 1800 98.132
20 0 0.00% 0.00% 1800 25.865
21 0 0.00% 0.00% 1800 6.290
22 0 0.00% 0.00% 1800 1.412
23 0 0.00% 0.00% 1800 0.292
24 0 0.00% 0.00% 1800 0.056
25 0 0.00% 0.00% 1800 0.010
TOTAL 44607 100.00% 99.62% 2 467 057 kWh
Ao valor da EAP, 2 467 057 kWh, têm de ser deduzidas as perdas que, para efeito deste trabalho, foram
consideradas serem de 5%.
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Atendendo a este valor, é possível construir o quadro seguinte, onde se ilustra, a Energia Anual
Produzida assim como as horas equivalentes de produção.
EAPTotal Perdas (5%) EAPEfectivo Horas Equivalentes
2 467 057 kWh 124 805 kWh 2 343 704 kWh 1 302 h
5.3. Orientação da Turbina Conhecido o valor de EAP é necessário determinar qual a orientação ideal da turbina. Com recurso
apenas ao Software EXCEL não é possível definir uma Rosa dos Ventos mas é possível obter intervalos
para os quais a orientação é mais frequente.
O quadro seguinte apresenta a recolha estatística das direcções ao longo de um ano de micro-sitting.
Direcção do vento
Intervalo em graus
Número de ocorrências
0-30 1972
30-60 1654
60-90 1945
90-120 3987
120-150 4319
150-180 4710
180-210 4010
210-240 3407
240-270 4236
270-300 4556
300-330 6318
330-360 3493
TOTAL 44607
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Olhando para a coluna identificada como número de ocorrências é facilmente visível que a direcção 300-
330 graus apresenta o maior número de incidências (14%), sendo por isso o intervalo de direcções a
respeitar aquando da instalação da turbina. De um modo simplificado isto significa que a turbina deve
apresentar uma orientação relativa de 0º a -30º Este.
0-30 4% 30-60
4% 60-90
4%
90-120 9%
120-150 10%
150-180 11%
180-210 9%
210-240 8%
240-270 9%
270-300 10%
300-330 14%
330-360 8%
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6. Análise Económica A energia eólica, tal como qualquer outra forma de energia, não é mais que um produto económico e,
por esse motivo, só justifica o seu investimento se for rentável para o investidor. Acrescentemos a esta
(forte) componente de incentivo o benefício económico que advém da possibilidade de se reduzir a
exposição da economia nacional às variações do petróleo e temos a receita ideal para aumentar a nossa
independia energética.
Com os avanços da tecnologia e crescimento das turbinas (aumento de potência produzida),
aumentando também o seu rendimento, foi possível assistir a uma redução nos custos de investimento.
Actualmente, o investimento na instalação de uma turbina eólica de grandes dimensões cifra-se em
1,1M€/mW instalado.
A produção de energia eólica não está dependente de qualquer tipo de combustível pelo que o peso dos
preços do petróleo não tem qualquer impacto sobre os custos de produção, surgindo assim mais uma
mais-valia para a produção eléctrica através de turbinas eólicas.
Investment (€/MW)
Turbine (ex works) 828,000.00 €
Foundation 70,000.00 €
Electric Installation 15,000.00 €
Grid Connection 97,000.00 €
Control Systems 4,000.00 €
Consultancy 15,000.00 €
Land 40,000.00 €
Financial Costs 15,000.00 €
Road 7,000.00 €
Interligação à Rede 50,000.00 €
TOTAL 1,141,000.00 €
Tabela 2 – Custos de Instalação de uma Turbina Eólica – €/MW
Na tabela 2 apresenta-se a estrutura típica de preços para a instalação de uma turbina eólica de 1MW. É
facilmente perceptível que o principal responsável pelo elevado custo de instalação é o preço inicial da
turbina. Para além destes custos iniciais de instalação é importante considerar os custos de
manutenção, pois, tal como todos os equipamentos mecânicos, as turbinas eólicas necessitam de
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manutenção especializada para que mantenham o seu bom funcionamento. Os custos típicos dos
serviços de manutenção são apresentados na tabela 3.
Recurring Costs
Year Per Year Total
Management
12 18,000.00 € 216,000.00 €
Land Rights 2.50% 12 4,980.37 € 59,764.45 €
Maintenance
12 20,000.00 € 240,000.00 €
Maintenance @ 2 Years
2 7,031.11 € 14,062.22 €
Maintenance @ 5 Years
3 11,718.52 € 35,155.56 €
Maintenance @ 10 Years
5 16,405.93 € 82,029.63 €
Maintenance @ 12 Years
2 21,093.33 € 42,186.67 €
Maintenance @ 15 Years
3 23,202.67 € 69,608.00 €
TOTAL 758,806.53 €
Tabela 3 – Custos de Manutenção
Analisando a tabela da manutenção e atendendo ao valor da manutenção total para um período de 12
anos é possível compreender e aceitar que os custos da manutenção vão ter um peso elevado no custo
da energia (custos de manutenção são aprox. 67% dos custos de instalação).
Na próxima tabela (tabela 4) apresentam-se as considerações do custo do kWh produzido e do custo dos
certificados de CO2, assim como do income anual total para a produção da turbina (2 343 704 kWh).
Nº de Turbinas 1
Produção de 1 Turbina 2 343 704 kWh
Income Recurrente
Preço por kWh (PPA) 0.0850 €/kWh
PPA - Power Purchase Agreement 199,214.82 € Total Income (PPA) 199,214.82 €
CO2 Certificates 5,273.33 €
1 kWh by diesel 0.45 kg CO2
Total 204,488.15 €
Emissões Evitadas 1,055 t
Preço Tonelada CO2 5.00 €
Beneficios CO2 de PCF 5,273.33 €
Tabela 4 – Valores considerados para a análise económica da turbina Vestas V90
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6.1. Métodos de avaliação Para se poder obter uma análise económica é necessário obter, em primeiro lugar, os valores
correspondentes aos investimentos e em segundo lugar os valores correspondentes aos ganhos (cash-
flow). Há que ter em conta os seguintes factores:
investimento a realizar;
poupanças geradas;
valor residual dos equipamentos, no final da sua vida útil;
Os custos de manutenção;
O custo de oportunidade.
Para se poder comparar vários projectos há que determinar o Valor Actual Líquido (VAL), a Taxa Interna
de Rentabilidade (TIR) e o Período de Recuperação do Investimento (PRI).
6.1.1. Valor Actual Líquido (VAL)
No cálculo do VAL entram todos os investimentos, rendas e os valores residuais, sendo possível calcular
a VAL pela expressão geral:
∑
(eq. 17)
FCk – fluxo de caixa no instante k
No instante k=0, FC0 corresponde ao investimento inicial e tem de ser considerado com sinal negativo,
assim como todas as componentes de custo FC, enquanto as componentes de benefício devem ter sinal
positivo.
∑
∑
(eq. 18)
Se o valor do VAL for positivo o projecto será economicamente viável, enquanto se o VAL for negativo o
é economicamente inviável e não deve ser executado. A situação de VAL =0 é o caso limite em que o
investidor recebe apenas o valor investido.
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6.1.2. Taxa Interna de Rendibilidade (TIR)
A Taxa Interna de Rentabilidade (TIR) é a taxa de actualização do projecto que dá o VAL nulo. A TIR é a
taxa que o investidor obtém em média em cada ano sobre os capitais que se mantêm investidos no
projecto, enquanto o investimento inicial é recuperado progressivamente. É dada pela seguinte
equação:
∑
∑
(eq. 19)
O valor obtido diz-nos até que valores da taxa os capitais investidos podem ser renumerados de forma
ao projecto ser viável. Quando este valor é superior ao custo de oportunidade (i%), o projecto é
economicamente atraente e viável, sendo a distância entre estas um indicador da robustez da solução
face ao risco.
6.1.3. Período de Recuperação do Investimento (PRI)
Este método calcula o número de anos necessários para que o capital inicial seja recuperado.
Este método dispõe de duas fórmulas de cálculo:
uma aproximada em que se reparte o valor capitalizado dos fluxos de caixa pelo número de
anos do projecto:
∑
(∑
)
(eq. 20)
uma exacta, em que se reduz os fluxos de caixa a uma renda equivalente e depois verifica-se
qual o n que conduz a que, à taxa do custo de oportunidade, a renda equilibre o investimento
Não se deve utilizar o PRI para comparar diferentes projectos, já que diferentes projectos podem ter
diferentes implicações (por exemplo, tempos de vida diferentes).
De uma forma simples, os projectos com o PRI mais baixo são mais atraentes do ponto de vista do
investidor.
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6.2. Simulação Económica Utilizando o Software EXCEL conseguimos facilmente obter os valores do VAL e da TIR, assim como o PRI
para um possível projecto no Local 099. A tabela 5 apresenta os valores finais da, da VAL e da TIR.
Assumindo um índice de risco de 5%. A tabela utilizada no cálculo destes factores pode ser consultada
no Anexo 3, deste documento.
VAL - 494,339.89 €
TIR 1.03%
PRI 25 anos
Tabela 5 – VAL, TIR e PRI para a turbina Vestas V90
Pelos valores apresentados, e considerando as definições de VAL e TIR é facilmente perceptível que não
é viável proceder à instalação de uma turbina eólica no Local 099. Apesar da TIR ser positiva, é baixa e os
grupos de investimento raramente assumem o risco se os valores forem abaixo dos dois dígitos.
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7. Soluções alternativas Para auxiliar o crescimento do número de parques eólicos e consequente produção surgira, durante
várias anos, incentivos à produção, garantido valores fixos de remuneração para os
investidores/produtores. A análise económica num projecto de produção de energia é indispensável
para determinar a sua viabilidade.
No exemplo apresentado neste trabalho, pelos valores da VAL e TIR é possível observar que não há
viabilidade económica na instalação da turbina Vestas V90-1.8MW, desta forma, e recorrendo aos
mesmos métodos de cálculo utilizados anteriormente, serão estudadas duas alternativas para verificar
se há a possibilidade de aproveitamento do Local 099.
7.1. Solução Alternativa 1 – Turbina Enercon E92 A turbina escolhida para este para a solução alternativa 1 foi a turbina E92 da Enercon e o quadro
seguinte apresenta um resumo das suas características técnicas:
Tipo E92
Potência estipulada 2.35 MW
Diâmetro do rotor 92 m
Altura do Eixo 85 / 98 / 104 / 108 / 138
Controlo de potência Pitch System
Velocidade do Rotor 5.0 – 16.0 rpm
A ficha completa das características técnicas da turbina pode ser consultada no ficheiro anexo a este
trabalho – Turbina Enercon E92.
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Considerando os mesmos pressupostos (altura, rugosidade, factor de forma e escala) que foram
utilizados no cálculo da EAP da turbina Vestas V90 é possível gerar valores de EAP para a turbina
Enercon E92. A tabela seguinte, apresenta os valores de produção anual, o custo do kWh produzido, o
custo dos certificados de CO2 e o income anual total.
Nº de Turbinas 1
Produção de 1 Turbina 2 789 207 kWh
Income Recurrente
Preço por kWh (PPA) 0.0850 €/kWh
PPA - Power Purchase Agreement 237,082.63 € Total Income (PPA) 237,082.63 €
CO2 Certificates 6,275.72 €
1 kWh by diesel 0.45 kg CO2
Total 243,358.35 €
Emissões Evitadas 1,255 t
Preço Tonelada CO2 5.00 €
Beneficios CO2 de PCF 6,275.72 €
Tabela 6 – Valores considerados para a análise económica da turbina Enercon E92
Utilizando os valores obtidos na tabela 6 obtém-se o VAL, TIR e PRI de um investimento na instalação de
uma turbina Enercon E92, apresentado de seguida na tabela 7, considerando que o custo de
investimento por MW instalado se mantém. A tabela do Anexo 4, apresenta todos os valores utilizados
no cálculo do VAL e da TIR.
VAL - 676,038.06 €
TIR 0.70%
PRI +25 anos
Tabela 7 – VAL, TIR e PRI para a turbina Enercon E92
Tal como sucedeu com a turbina Vestas V90, e de forma mais agravada, não é viável proceder ao
investimento numa turbina Enercon E92, bastando observar os valores do VAL e da TIR calculados.
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7.2. Solução Alternativa 2 – Parque composto por 15 Turbinas Vestas
V90-1.8MW Tendo resultados negativos na determinação do Valor Actual Líquido sempre que se estuda
investimentos em apenas uma turbina para produção eólica no Local 099, a solução alternativa 2, visa
fazer a análise económica de um parque constituído por 15 turbinas Vestas V90-1.8MW colocadas a 135
metros de altura.
A tabela seguinte apresenta os novos valores dos factores de forma e escala, que por sua vez irão fazer
alterar a distribuição de Weibull e, será espectável, a quantidade de energia produzida, pois, tal como
foi ilustrado anteriormente, a velocidade do vento aumenta com a altitude.
Vmédia (m/s)
Ah (m/s)
KH Fluxo de Pot.
(W/m²) Rug. do
Terreno (Z0) Altura de Ref. (m)
Altura do Rotor (m)
Horas Ano (h)
Pot. Turbina (MW)
6,174 5,992 2,129 136,251 0,05 81 135 8760 1,8
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Com estes valores, constrói-se o quadro seguinte:
vmed TOTAL de Acontecimentos
Densidade de Probabilidade
Distribuição de Weibull
Vestas V90-1.8MW
Energia Anual Produzida
0 1207 2.71% 0.00% 0 0
1 1848 4.14% 4.60% 0 0
2 3081 6.91% 9.34% 0 0
3 4329 9.70% 12.94% 0 0
4 5589 12.53% 14.75% 84 54260.241
5 6240 13.99% 14.67% 186 173496.512
6 6785 15.21% 13.05% 338 299619.107
7 5740 12.87% 10.52% 550 409329.554
8 3992 8.95% 7.74% 832 468616.119
9 2801 6.28% 5.22% 1177 459236.648
10 1528 3.43% 3.23% 1527 382892.134
11 774 1.74% 1.84% 1741 263859.918
12 389 0.87% 0.97% 1794 149963.132
13 197 0.44% 0.47% 1800 73867.838
14 72 0.16% 0.21% 1800 33068.671
15 22 0.05% 0.09% 1800 13636.439
16 6 0.01% 0.03% 1800 5188.787
17 7 0.02% 0.01% 1800 1821.807
18 0 0.00% 0.00% 1800 590.160
19 0 0.00% 0.00% 1800 176.363
20 0 0.00% 0.00% 1800 48.611
21 0 0.00% 0.00% 1800 12.355
22 0 0.00% 0.00% 1800 2.895
23 0 0.00% 0.00% 1800 0.625
24 0 0.00% 0.00% 1800 0.124
25 0 0.00% 0.00% 1800 0.023
TOTAL 44607 100.00% 99.62% 2 789 688 kWh
Tal como se fez anteriormente, há que considerar 5% de perdas sobre o valor total da EAP. Resultando
em:
EAPTotal Perdas (5%) EAPEfectivo Horas Equivalentes
2 789 688 kWh 139 484 kWh 2 650 204 kWh 1 472 h
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Nº de Turbinas 15
Produção de 1 Turbina 2 650 204 kWh
Produção Total do Parque 39 753 055 kWh
Income Recurrente
Preço por kWh (PPA) 0.0850 €/kWh
PPA - Power Purchase Agreement 3,379,009.67 € Total Income (PPA) 3,379,009.67 €
CO2 Certificates 89,444.37 €
1 kWh by diesel 0.45 kg CO2
Total 3,468,454.04 €
Emissões Evitadas 17,889 t
Preço Tonelada CO2 5.00 €
Beneficios CO2 de PCF 89,444.37 €
Tabela 8 – Valores considerados para a análise económica de parque de 15 turbinas Vestas V90-1.8MW
Determinando em seguida os custos de CO2, o income anual total e o custo do kWh (tabela 8) é possível
obter a VAL, TIR e PRI para este tipo de investimento.
VAL 2,461,233.53 €
TIR 6.23%
PRI 14 anos
Tabela 7 – VAL, TIR e PRI para a turbina Enercon E92
Na tabela apresentada no Anexo 5 é possível consultar os cálculos do VAL, TIR e PRI, assim como os
cash-flow actualizados e períodos de investimento e custos de manutenção anuais.
O investimento num parque de 15 turbinas é um investimento atractivo, tendo o VAL positivo e no valor
de mais de 2 M€, e uma TIR com uma taxa de risco abaixo da taxa de actualização (que foi considerada
ser de 5%) e que teria um período de retorno de 14 anos, valor um pouco acima do expectável para um
investimento desta dimensão, mas que, ainda assim, está dentro de um período de retorno aceitável.
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8. Conclusões O presente trabalho reforça a ideia de que a produção de electricidade através da energia eólica se
obtém de forma limpa e barata, reduzindo as emissões de GEE. Mas, como se pode observar pelos
resultados obtidos no estudo das 3 soluções apresentadas, a instalação de turbinas eólicas está
dependente de algumas variáveis. O facto de haver abundância de vento e ausência de obstáculos, só
por si não torna um projecto viável, pelo que é imperativo fazer recolha de dados ao longo de vários
meses para que se possa fazer uma análise estatística apurada do regime do vento.
Apesar de se poder obter dados aparentemente satisfatórios numa recolha de vento, só determinando a
Energia Anual Produzida e fazendo a análise económica, tendo como a escolha do equipamento a
instalar, é que torna possível afirmar se um projecto é economicamente viável ou não. No primeiro caso
apresentado, em que se equacionou a instalação de apenas uma turbina Vestas V90 a 95 metros de
altitude, é claramente visível que não é um investimento viável, pois, a VAL e TIR apresentam valores
demasiado baixos. O mesmo aconteceu com a solução alternativa 1, com a turbina da Enercon.
Na solução alternativa 2, como se aumentou o número de turbinas a instalar no parque, dissolvendo os
custos de transporte, instalação, operação e manutenção, que anteriormente se encontram focados
apenas em uma turbina, foi possível reduzir o período de retorno. É de salientar que a solução
alternativa 2 apenas se torna economicamente rentável quando se aumenta a altura da instalação das
turbinas dos 95 para os 135 metros, aumentando assim EAP e, consequentemente, as Horas
Equivalentes de produção eléctrica.
Para finalizar, é possível afirmar, com base nos dados obtidos nos cálculos realizados neste trabalho, que
todos os projectos com Horas Equivalentes abaixo das 1200-1300 horas são projectos pouco (ou nada)
viáveis, pelo que devem ser procurados outros sites para construção de parques eólicos, procurar
alternativas no mercado das turbinas eólicas, ou renegociar o custo dos equipamentos, de instalação e
manutenção do parque.
É de salientar que a energia eólica terá de funcionar sempre como uma contribuição para a produção de
energia eléctrica e nunca poderá simplesmente substituir as formas convencionais de produção
eléctrica, pois, o seu carácter intermitente, quer de imprevisibilidade, quer de variabilidade (haver ou
não vento, com intensidade suficiente ou não para gerar produção), é demasiado elevado. Desta forma,
uma das hipóteses para a utilização contínua da energia eléctrica, aumentando assim a sua eficiência,
seria coordenar a produção eólica com a produção das grandes hídricas, fazendo o bombeamento de
água permitindo a sua reutilização nas grandes hídricas.
Para terminar, quero realçar a importância da utilização das energias renováveis na redução da emissão
de GEE (gases de efeito de estufa) e reforçar a importância que este tipo de produção de energia tem na
factura energética do nosso país, reduzindo a dependência e importância dos preços do petróleo nos
mercados internacionais.
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9. Bibliografia
PEREIRA, Enio; LIMA, Jorge. Solar and Wind Energy Resource Assessment in Brazil. National Institute for
Space Research, 1st Edition, May 2008.
PETRY, Adriane; MATUELLA, Jussara. Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Geração de Energia
Empregando o “Software” Livre Alwin. 2007
LOPES, Alexandre. Produção Eólica e Enquadramento Técnico-Económico em Portugal. 2009
FERREIRA, Jorge; MARTINS, Fernando. Ventos de Mudança. A Energia Eólica em Portugal. E-Geo, Centro
de Estudos de Geografia e Planeamento Regional.
CASTRO, Rui. Introdução à Energia Eólica. Energias Renováveis e Produção Descentralizada. Edição 1.
Janeiro 2003.
WIND RESOURCE ASSESSMENT HANDBOOK. Fundamentals for Conducting a Sucessful Monitoring
Program. National Reneawble Energy Laboratory, 1617 Cole Boulevard, April 1997.
GWEC (Global Wind Energy Council). Global Wind Report. Annual Market update 2011, March 2012.
EUROBSERV’ER. The State of Renewable Energies in Europe. 1º Bilan EurObserv’ER 2011 Edition.
DGEG. Estatísticas Rápidas de Junho 2012. Direcção Geral da Energia e Geologia, nº 88.
Apontamentos Pós-Graduação em Energias Renováveis. TÜV Rheinland, 2012.
Sites Consultados no âmbito deste projecto:
http://www.enercon.com/
http://pdf.directindustry.com/pdf/enercon-20877.html
http://www.vestas.com/
http://www.dgeg.pt/
http://www.greenrhinoenergy.com/renewable/wind/wind_technology.php
http://www.4coffshore.com/offshorewind/
http://www.gwec.net/
http://www.megajoule.pt/
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Anexo 1
Tabela de rugosidade do terreno do Atlas Europeu do Vento
Roughness Class Roughness Length (m) Energy Index (%) Landscape Type
0 0,0002 100 Water Surface
0,5 0,0024 73
Completely open terrain with a smooth surface, e.g. concrete runways in airports, mowed grass, etc.
1 0,03 52
Open agricultural area without fences and hedgerows and very scattered buildings. Only softly rounded hills
1,5 0,055 45
Agricultural land with some houses and 8 meter tall sheltering hedgerows with a distance of approx.1250 meters
2 0,1 39
Agricultural land with some houses and 8 meter tall sheltering hedgerows with a distance of approx.500 meters
2,5 0,2 31
Agricultural land with many houses, shrubs and plants, or 8 meter tall sheltering hedgerows with a distance of approx. 250 meters
3 0,4 24
Villages, small towns, agricultural land with many or tall sheltering hedgerows, forests and very rough and uneven terrain
3,5 0,8 18 Larger cities with tall buildings
4 1,6 13 Very large cities with tall buildings and skyscrapers
Definition according to the European Wind Atlas, WAsP
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Anexo 2
Tabela e Gra fico de Regressa o Linear
Rank ln(V) F(V) ln(ln(1/(1-F(V)))
1207 #NÚM! 0.027057927 -3.596091258
3055 0 0.068485473 -2.645871574
6136 0.693147181 0.137553802 -1.91066118
10465 1.098612289 0.234599175 -1.319175566
16054 1.386294361 0.359890603 -0.807175859
22294 1.609437912 0.499775825 -0.367159817
29079 1.791759469 0.651878587 0.053734086
34819 1.945910149 0.780555057 0.416506533
38811 2.079441542 0.870045732 0.71323049
41612 2.197224577 0.932837159 0.993486986
43140 2.302585093 0.967091105 1.227888223
43914 2.397895273 0.984442253 1.426283177
44303 2.48490665 0.993162661 1.606504959
44500 2.564949357 0.99757891 1.795674673
44572 2.63905733 0.99919297 1.963209584
44594 2.708050201 0.999686155 2.087733464
44600 2.772588722 0.99982066 2.154807208
44607 2.833213344 0.999977582 2.370773367
44607 2.890371758 0.999977582 2.370773367
44607 2.944438979 0.999977582 2.370773367
44607 2.995732274 0.999977582 2.370773367
44607 3.044522438 0.999977582 2.370773367
44607 3.091042453 0.999977582 2.370773367
44607 3.135494216 0.999977582 2.370773367
44607 3.17805383 0.999977582 2.370773367
44607 3.218875825 0.999977582 2.370773367
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Factor de Forma, k = 2,070
Factor de Escala, A = 5,594 (m/s)
y = 2.0702x - 3.5642 R² = 0.9956
-2.5
-2
-1.5
-1
-0.5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
Títu
lo d
o E
ixo
Título do Eixo
Regressão Linear - Weibull (anual)
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Anexo 3
Ca lculo de Cash-flows, VAL, TIR e PRI da Turbina Vestas V90-1.8MW
Yr Maint. Costs Invest. Costs Income Yearly Cash-Flow Cash-Flow Actualizado Discounted Cash-Flow
0 - € - 2,013,800.00 € - € - 2,013,800.00 € - 2,013,800.00 € - 2,013,800.00 €
1 - 50,011.48 € - € 204,488.15 € 154,476.67 € 147,120.64 € - 1,866,679.36 €
2 - 50,011.48 € - € 204,488.15 € 154,476.67 € 140,114.89 € - 1,726,564.47 €
3 - 54,698.89 € - € 204,488.15 € 149,789.26 € 129,393.60 € - 1,597,170.87 €
4 - 54,698.89 € - € 204,488.15 € 149,789.26 € 123,232.00 € - 1,473,938.87 €
5 - 54,698.89 € - € 204,488.15 € 149,789.26 € 117,363.81 € - 1,356,575.06 €
6 - 59,386.30 € - € 204,488.15 € 145,101.86 € 108,277.24 € - 1,248,297.82 €
7 - 59,386.30 € - € 204,488.15 € 145,101.86 € 103,121.18 € - 1,145,176.64 €
8 - 59,386.30 € - € 204,488.15 € 145,101.86 € 98,210.65 € - 1,046,966.00 €
9 - 59,386.30 € - € 204,488.15 € 145,101.86 € 93,533.95 € - 953,432.05 €
10 - 59,386.30 € - € 204,488.15 € 145,101.86 € 89,079.95 € - 864,352.09 €
11 - 64,073.70 € - € 204,488.15 € 140,414.45 € 82,097.42 € - 782,254.67 €
12 - 64,073.70 € - € 204,488.15 € 140,414.45 € 78,188.02 € - 704,066.65 €
13 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 73,346.16 € - 630,720.50 €
14 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 69,853.48 € - 560,867.02 €
15 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 66,527.13 € - 494,339.89 €
16 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 63,359.17 € - 430,980.73 €
17 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 60,342.06 € - 370,638.66 €
18 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 57,468.63 € - 313,170.03 €
19 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 54,732.03 € - 258,438.00 €
20 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 52,125.74 € - 206,312.26 €
21 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 49,643.57 € - 156,668.69 €
22 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 47,279.59 € - 109,389.10 €
23 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 45,028.18 € - 64,360.93 €
24 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 42,883.98 € - 21,476.95 €
25 - 66,183.04 € - € 204,488.15 € 138,305.12 € 40,841.88 € 19,364.93 €
Taxa de Actualização VAL TIR
5.00% - 494,339.89 € 1.03%
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Anexo 4
Ca lculo de Cash-flows, VAL, TIR e PRI da Turbina Enercon E92
Yr
Maintenance Costs
Investment Costs
Income Yearly Cash-Flow
Cash-Flow Actualizado
Discounted Cash-Flow
0 - € - 2,559,300.00 € - €
- 2,559,300.00 € - 2,559,300.00 € - 2,559,300.00 €
1 - 52,294.69 € - € 243,358.35 €
191,063.66 € 181,965.39 € - 2,377,334.61 €
2 - 52,294.69 € - € 243,358.35 €
191,063.66 € 173,300.37 € - 2,204,034.24 €
3 - 57,873.10 € - € 243,358.35 €
185,485.24 € 160,229.13 € - 2,043,805.11 €
4 - 57,873.10 € - € 243,358.35 €
185,485.24 € 152,599.17 € - 1,891,205.94 €
5 - 57,873.10 € - € 243,358.35 €
185,485.24 € 145,332.54 € - 1,745,873.40 €
6 - 63,451.52 € - € 243,358.35 €
179,906.83 € 134,249.25 € - 1,611,624.15 €
7 - 63,451.52 € - € 243,358.35 €
179,906.83 € 127,856.42 € - 1,483,767.73 €
8 - 63,451.52 € - € 243,358.35 €
179,906.83 € 121,768.02 € - 1,361,999.70 €
9 - 63,451.52 € - € 243,358.35 €
179,906.83 € 115,969.55 € - 1,246,030.16 €
10 - 63,451.52 € - € 243,358.35 €
179,906.83 € 110,447.19 € - 1,135,582.97 €
11 - 69,029.93 € - € 243,358.35 €
174,328.41 € 101,926.21 € - 1,033,656.76 €
12 - 69,029.93 € - € 243,358.35 €
174,328.41 € 97,072.58 € - 936,584.17 €
13 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 91,118.82 € - 845,465.35 €
14 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 86,779.83 € - 758,685.52 €
15 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 82,647.46 € - 676,038.06 €
16 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 78,711.86 € - 597,326.20 €
17 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 74,963.68 € - 522,362.52 €
18 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 71,393.98 € - 450,968.54 €
19 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 67,994.27 € - 382,974.27 €
20 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 64,756.45 € - 318,217.83 €
21 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 61,672.81 € - 256,545.02 €
22 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 58,736.00 € - 197,809.02 €
23 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 55,939.05 € - 141,869.96 €
24 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 53,275.29 € - 88,594.68 €
25 - 71,540.22 € - € 243,358.35 €
171,818.13 € 50,738.37 € - 37,856.31 €
Taxa de Actualização VAL TIR
5% - 676,038.06 € 0.70%
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Anexo 5
Ca lculo de Cash-flows, VAL, TIR e PRI de um parque de 15 Turbinas Vestas V90-1.8MW
Yr
Maintenance Costs
Investment Costs Income Yearly Cash-Flow
Cash-Flow Actualizado
Discounted Cash-Flow
0 - € - 29,607,000.00 € - € - 29,607,000.00 € - 29,607,000.00 € - 29,607,000.00 €
1 - 241,734.41 € - € 3,468,454.04 € 3,226,719.63 € 3,073,066.32 € - 26,533,933.68 €
2 - 241,734.41 € - € 3,468,454.04 € 3,226,719.63 € 2,926,729.83 € - 23,607,203.85 €
3 - 321,240.52 € - € 3,468,454.04 € 3,147,213.52 € 2,718,681.37 € - 20,888,522.48 €
4 - 321,240.52 € - € 3,468,454.04 € 3,147,213.52 € 2,589,220.36 € - 18,299,302.12 €
5 - 321,240.52 € - € 3,468,454.04 € 3,147,213.52 € 2,465,924.15 € - 15,833,377.98 €
6 - 400,746.63 € - € 3,468,454.04 € 3,067,707.42 € 2,289,170.51 € - 13,544,207.47 €
7 - 400,746.63 € - € 3,468,454.04 € 3,067,707.42 € 2,180,162.39 € - 11,364,045.09 €
8 - 400,746.63 € - € 3,468,454.04 € 3,067,707.42 € 2,076,345.13 € - 9,287,699.96 €
9 - 400,746.63 € - € 3,468,454.04 € 3,067,707.42 € 1,977,471.55 € - 7,310,228.40 €
10 - 400,746.63 € - € 3,468,454.04 € 3,067,707.42 € 1,883,306.24 € - 5,426,922.16 €
11 - 480,252.74 € - € 3,468,454.04 € 2,988,201.31 € 1,747,139.41 € - 3,679,782.75 €
12 - 480,252.74 € - € 3,468,454.04 € 2,988,201.31 € 1,663,942.30 € - 2,015,840.45 €
13 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,565,733.25 € - 450,107.20 €
14 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,491,174.52 € 1,041,067.32 €
15 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,420,166.21 € 2,461,233.53 €
16 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,352,539.25 € 3,813,772.78 €
17 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,288,132.62 € 5,101,905.40 €
18 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,226,792.97 € 6,328,698.37 €
19 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,168,374.26 € 7,497,072.62 €
20 - 516,030.49 € - € 3,468,454.04 € 2,952,423.56 € 1,112,737.39 € 8,609,810.01 €
Taxa de Actualização VAL TIR
5.00% 2,461,233.53 € 6.23%
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
Setembro 2012
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65
Anexo 6
Ana lise suma ria por me s de registo
Estação 099 Período de Medição – Janeiro 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 12.90% 12.90% 7.79 7.48 2.85 13.76 20.00 273.478
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
Setembro 2012
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66
Estação 099 Período de Medição – Fevereiro 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 88.64% 88.64% 6.48 5.97 2.39 13.66 17.38 157.705
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
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Estação 099 Período de Medição – Março 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 96.44% 96.44% 6.67 6.34 2.32 17.27 23.41 171.676
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
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Estação 099 Período de Medição – Abril 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 99.75% 99.75% 5.92 5.47 2.51 13.00 20.76 120.009
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
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69
Estação 099 Período de Medição – Maio 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 99.55% 99.55% 5.73 5.43 1.86 16.99 21.15 109.196
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
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Estação 099 Período de Medição – Junho 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 99.49% 99.49% 5.19 4.73 2.16 12.64 15.47 80.823
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
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Estação 099 Período de Medição – Julho 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 99.66% 99.66% 5.11 4.57 1.78 14.15 19.27 77.202
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
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Estação 099 Período de Medição – Agosto 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 99.69% 99.69% 5.49 5.01 2.21 15.23 23.78 95.853
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
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Estação 099 Período de Medição – Setembro 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 99.88% 99.88% 6.24 5.81 2.18 14.43 18.13 140.965
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
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Estação 099 Período de Medição – Outubro 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 99.89% 99.89% 6.48 5.93 2.19 14.62 19.64 157.431
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
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Estação 099 Período de Medição – Novembro 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 85.86% 85.86% 6.49 6.06 2.01 16.37 21.55 158.302
Projecto Final
Análise do Potencial Eólico e Estimativa da Produção de Energia
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Estação 099 Período de Medição – Dezembro 2010
Localização Local 099
Coordenadas -
Duração das Medições Jan 2010, Dez 2010
Altura da Torre 81 metros
Altura Anemometro
Recuperação Dados
Vel. Média
Distribuição Weibull
Vel. Máx.
Rajada Máx.
Fluxo de Potência
(m) Vel. Dir. (m/s) A (m/s) k (m/s) (m/s) (W/m²)
81.00 38.55% 38.55% 6.49 6.21 1.99 17.93 24.17 158.627