Utilização de SIG para o Planeamento de Electrificação...

LICENCIATURA EM ENGENHARIA ELECTROTÉCNICA E DE COMPUTADORES

5º ANO, 2º SEMESTRE

PROJECTO, SEMINÁRIO OU TRABALHO FINAL DE CURSO (PSTFC) 2003/2004

UTILIZAÇÃO DE SIG PARA O PLANEAMENTO DE

ELECTRIFICAÇÃO RURAL COM PRODUÇÃO

DESCENTRALIZADA

DOMINGOS MANUEL FREIRE MATEUS

LUÍS MIGUEL DA SILVA SAMPAIO COSTA

A

Centre

PROF. FRA

RMINES

d’Énergetique

PROF. CLÁUDIO MONTEIRO (FEUP)

PROF. VLADIMIRO MIRANDA (INESC PORTO)

NÇOIS-PASCAL NEIRAC (CENERG – ARMINES)

UTILIZAÇÃO DE SIG PARA O PLANEAMENTO DE ELECTRIFICAÇÃO RURAL

COM PRODUÇÃO DESCENTRALIZADA (PSTFC 2003/2004)

2

Í N D I C E

Sumário Executivo .........................................................................................................................5

Capítulo 1 ........................................................................................................................................8

1.1 Enquadramento do Trabalho ..............................................................................................9

1.2 Regiões-Alvo....................................................................................................................12

1.3 Entidades ..........................................................................................................................13

1.4 Horizontes de Planeamento..............................................................................................15

1.5 Fases do Planeamento de Electrificação Rural ................................................................16

1.6 Introdução às Tecnologias Potencialmente Interessantes para a Produção

Descentralizada..........................................................................................................................19

1.6.1 Sistemas Fotovoltaicos............................................................................................19

1.6.2 Sistemas Eólicos .....................................................................................................23

1.6.3 Geradores Diesel .....................................................................................................27

1.6.4 Biomassa .................................................................................................................30

1.6.5 Sistemas Híbridos ...................................................................................................31

1.6.6 Mini-Hídricas..........................................................................................................33

1.6.7 Rede de Distribuição...............................................................................................37

1.7 Recomendações Para o Procedimento Organizacional ....................................................47

Capítulo 2 ......................................................................................................................................49

2.1 Custos de Electrificação ...................................................................................................50



3

2.2 Dimensionamento e Cálculo dos Custos Nivelados de Electricidade (CNE) ..................52

2.2.1 Sistemas Fotovoltaicos............................................................................................52

2.2.2 Sistemas Eólicos .....................................................................................................58

2.2.3 Sistemas Diesel Individuais ....................................................................................62

2.2.4 Sistemas Eólicos / Diesel ........................................................................................64

2.2.5 Sistema Diesel Alimentando Aglomerados de Consumidores ...............................75

2.2.6 Ligar Aglomerados de Consumidores a Redes Eléctricas já Existentes.................76

2.2.7 Sistemas Hídricos....................................................................................................79

Capítulo 3 ......................................................................................................................................87

3.1 Caracterização das Cargas................................................................................................88

3.2 Recolha e Preparação dos Dados .....................................................................................90

3.2.1 Formatos SIG..........................................................................................................90

3.2.2 Digitalização ...........................................................................................................92

3.2.3 Geocodificação .......................................................................................................92

3.2.4 Resolução................................................................................................................93

3.3 Limitações e Alternativas Possíveis ao Uso de Dados Geográficos Convencionais .......93

3.3.1 Fiabilidade dos Dados.............................................................................................94

3.3.2 Processamento Geográfico dos Dados....................................................................94

3.3.3 Posições GPS ..........................................................................................................95

3.3.4 Imagens satélite.......................................................................................................96

3.4 Mapeamento de Recursos.................................................................................................97



4

3.4.1 Mapeamento de Recursos Eólicos ..........................................................................97

3.4.2 Mapeamento de Recursos Solares ..........................................................................97

3.4.3 Mapeamento de Recursos Hídricos ........................................................................98

3.4.4 Mapeamento de Recursos de Biomassa..................................................................99

Capítulo 4 ....................................................................................................................................101

4.1 Exemplos de Ferramentas SIG para o Planeamento da ERD.........................................102

4.1.1 LAPER..................................................................................................................102

4.1.2 SOLARGIS...........................................................................................................107

4.1.3 ELVIRA................................................................................................................110

4.1.4 VIPOR...................................................................................................................114

4.1.5 MEAPA.................................................................................................................116

4.1.6 ENERGIS..............................................................................................................119

4.1.7 MED 2010.............................................................................................................121

4.1.8 REDEO .................................................................................................................124

4.2 Exemplos de Dados de Entrada/Saída dos SIG..............................................................126

Conclusões...................................................................................................................................138

Índice de Ilustrações...................................................................................................................139

Bibliografia .................................................................................................................................143

Alguns links.............................................................................................................................146



5

SUMÁRIO EXECUTIVO

O presente relatório constitui parte integrante da frequência da disciplina “Projecto,

Seminário ou Trabalho Final de Curso” do curso de Engenharia Electrotécnica e de

Computadores, ramo de Sistemas de Energia, ministrado pela Faculdade de Engenharia da

Universidade do Porto.

Neste documento é explicado ao/à leitor(a) quais as principais questões a considerar

aquando da utilização de SIG1 na planificação da electrificação rural com produção

descentralizada. Mais concretamente, são referidos (entre outros): os principais problemas que

normalmente surgem, como se deve proceder para a identificação, recolha e organização da

informação necessária e como dimensionar as diferentes tecnologias e avaliar o seu custo.

No capítulo 1 é realizado o enquadramento geral da pertinência da realização do presente

guia. É neste enquadramento que é referida a situação actual da electrificação mundial

verificando-se que uma parte importante da população mundial não possui acesso à electricidade.

É também focada a importância da electrificação rural com produção descentralizada no aumento

da população com acesso efectivo aos serviços de distribuição de electricidade.

É ainda explicado em que consistem os sistemas de informação geográfica e qual o seu

potencial e nível de adequação relativamente ao processo de electrificação rural com produção

descentralizada.

Em seguida procede-se à descrição das regiões-alvo tipo que são sujeitas a este tipo de

processos, referindo-se as suas características essenciais e as entidades que devem, normalmente,

ser envolvidas num processo deste tipo.

1 SIG → Sistemas de Informação Geográfica



6

Numa fase seguinte é abordado o tema do planeamento da electrificação de uma forma

mais clara. Nesta parte do guia que são referidos quais os horizontes de planeamento típicos deste

tipo de problemas e quais as fases essenciais do planeamento.

Para finalizar este capítulo são apresentadas as tecnologias potencialmente interessantes

para a produção descentralizada e fornecidas algumas recomendações para o procedimento

organizacional de um processo deste tipo.

No capítulo 2 são abordadas as questões referentes aos custos relativos a processos de

electrificação rural com produção descentralizada. São referidos os vários pontos de abordagem

possível ao problema dos custos de electrificação e alguns exemplos de quais os custos a

considerar relativamente às questões do transporte e de combustível (quando aplicável).

De seguida passa-se às questões do dimensionamento e cálculo de custos nivelados de

electricidade para as várias tecnologias de interesse, entre as quais os sistemas fotovoltaicos, os

sistemas eólicos, os sistemas diesel individuais, os sistemas híbridos eólico-diesel, os sistemas

diesel alimentando vários consumidores, a conexão de aglomerados de consumidores a redes

eléctricas já existentes e, por fim, os sistemas hídricos.

No capítulo 3 é efectuada a caracterização típica das cargas numa rede do tipo rural

situada numa região em vias de desenvolvimento. Este capítulo procede com a explanação dos

processos de recolha e processamento de dados.

Numa terceira fase, são apresentadas as principais limitações que normalmente

caracterizam os dados geográficos convencionais e fornecidas alternativas possíveis. Este

capítulo finaliza com a descrição das metodologias a seguir com vista à realização do

mapeamento de recursos.

No capítulo 4, são fornecidos exemplos de ferramentas SIG que visam o planeamento da

electrificação rural integrando a produção descentralizada. São ainda apresentados alguns

exemplos de dados de entrada/saída dos SIG com vista a uma melhor apreciação da sua

adequação e avaliação do seu impacto no planeamento da electrificação rural com produção

descentralizada.



7

O presente guia finaliza com a apresentação das conclusões gerais obtidas durante a sua

execução.



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CAPÍTULO 1

ENQUADRAMENTO DO TRABALHO

REGIÕES ALVO

ENTIDADES

HORIZONTES DE PLANEAMENTO

FASES DO PLANEAMENTO DE ELECTRIFICAÇÃO RURAL

INTRODUÇÃO ÀS TECNOLOGIAS POTENCIALMENTE INTERESSANTES PARA A ELECTRIFICAÇÃO RURAL



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1.1 Enquadramento do Trabalho

O fornecimento de electricidade no meio rural não é recente. Durante mais de um quarto

de século a electrificação rural descentralizada (ERD) tem sido desenvolvida, promovida e

implementada por agentes de desenvolvimento global. Como todos os pioneiros, estes

confrontaram-se com a ignorância, cepticismo e uma série de retrocessos. Hoje em dia, a ideia de

que a energia eléctrica não deve ser gerada apenas a partir de grandes centros de produção e

distribuída por redes é globalmente aceite.

Redefinido em Novembro de 1995, no seminário de Marrakesh, o conceito de ERD

recebeu um novo impulso. Esta mudança de paradigma é uma oportunidade para o planeta,

porque em 2020 haverão 6,5 biliões de pessoas e, apesar da aceleração do processo de

urbanização, quase metade da população mundial residirá em regiões rurais.

Presentemente, um grande número de pessoas não possui acesso à energia necessária à

sua subsistência e ao seu desenvolvimento, embora, naturalmente, possua uma legítima aspiração

tanto à segurança energética como à alimentar. A electricidade chega mesmo a ser desconhecida

para a vida diária de aproximadamente 1.5 a 2 biliões de pessoas e mais de 2 biliões continuam a

recorrer à ajuda de combustíveis tradicionais para cozinhar. A electrificação oferece actualmente

uma série de soluções para bombagem de água, iluminação, telecomunicações, refrigeração

médica e alimentar e força motriz. Estas servem as várias áreas da sociedade, tais como: vida

familiar, educação, cultura, saúde, agricultura, trabalho, etc.

Estão disponíveis no mercado tecnologias de alta performance para converter fontes

renováveis em energia eléctrica que, quando associadas a grupos geradores de reserva, tornam a

ERD a partir de fontes renováveis tecnologicamente viável. O uso eficiente destas fontes de

energia constitui uma opção inovadora para o controlo do aquecimento global já que, por um

lado, o seu uso não gera a libertação de CO2, por outro, encontram-se disponíveis localmente

contribuindo para uma maior autonomia energética da região.

A complementaridade entre a ERD e a rede convencional de distribuição de energia é

completamente aceite quando baseada em critérios económicos claros. A existência de modelos

viáveis de administração para programas extensivos de ERD é uma condição essencial ao



10

envolvimento das principais entidades industriais e financeiras. Tais modelos têm vindo a ser

desenvolvidos através de grandes projectos-piloto envolvendo dezenas de milhares de

utilizadores.

No paradigma de electrificação rural descentralizada, praticamente todos os aspectos têm

uma dimensão geográfica. Estes são:

• a escolha de tecnologias de acordo com a densidade demográfica e a distância para

centros populacionais maiores;

• a natureza das necessidades de acordo com a difusão geográfica dos modos de

consumo e o clima;

• o grau de riqueza e a capacidade de pagamento associada;

• a localização e características das fontes renováveis de energia.

Para modelar e representar uma grande quantidade de dados com natureza geográfica

pode recorrer-se ao uso de ferramentas SIG (Sistemas de Informação Geográfica).

Os SIG são sistemas de informação que podem armazenar e usar dados geográficos.

Tecnicamente, um SIG pode ser definido como uma tecnologia de gestão de informação

geográfica constituída por equipamentos electrónicos (hardware) programados adequadamente

(software) que permitem manipular uma série de dados espaciais (informação geográfica) e com

estes realizar análises complexas seguindo os critérios previamente impostos por uma equipa

científica (recursos humanos). Deste modo, os elementos constituintes destes sistemas são quatro:

1. Hardware;

2. Software;

3. Informação geográfica;

4. Recursos humanos.

A importância relativa destes elementos difere. Ao longo do tempo, o peso de cada um

destes elementos tem vindo a mudar, seguindo uma clara tendência na qual, por um lado, os



11

equipamentos informáticos condicionam cada vez menos os projectos SIG devido ao

abaixamento do preço da tecnologia, por outro, os dados geográficos são cada vez mais

necessários e são os que consomem hoje em dia a maior parte dos investimentos quer financeiros,

quer de tempo dispendido. Desta forma, actualmente, a condicionante principal aquando da

consideração de um projecto SIG constitui a disponibilidade de dados geográficos do território a

estudar. Para além de ser um factor limitador, a informação geográfica é também o elemento

diferenciador de um SIG frente a outro tipo de sistema de informação. A natureza particular deste

tipo de informação difere em duas vertentes pois, por um lado, encontra-se a vertente espacial e,

por outro, a vertente temática dos dados.

Enquanto outros sistemas de informação (como por exemplo o de um banco) contêm

apenas dados alfanuméricos (nomes, direcções, números de conta, etc.), as bases de dados de um

SIG contêm ainda os limites espaciais de cada um dos objectos geográficos.

Dados Temáticos do

Objecto Geográfico (Por ex.: Níveis de

contaminação)

Mapa de um Objecto Geográfico

(Por ex.: Um Lago)

Fig. 1.1 Exemplo da decomposição da realidade em camadas de informação do SIG

Por exemplo, suponhamos que temos num dado mapa uma pequena área definida como

sendo para construção de habitações. Esta possui uma série de atributos tais como o seu sistema

de gestão, para que se destina, etc. Além disso, tem ainda uma delimitação espacial concreta

correspondente com a sua própria geometria definida no mapa.2 Portanto, o SIG tem que

trabalhar com ambas as partes da informação: a sua forma perfeitamente definida no mapa e os

seus atributos temáticos associados, ou seja, tem que trabalhar com cartografia e com bases de

2 Cada um destes atributos constitui uma camada de informação do SIG que é sobreposta com as camadas referentes

aos restantes (ver fig. 1.1).



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dados, unindo-as para constituir uma única base de dados geográfica. É esta capacidade de

associação de bases de dados temáticas em conjunto com a descrição espacial precisa de objectos

geográficos e a relação entre as mesmas que diferencia um SIG de outros sistemas de informação.

Se forem consideradas as dificuldades existentes nos países em vias de desenvolvimento

verificar-se-á a necessidade inquestionável do desenvolvimento de esforços no sentido de

promover a transparência das tomadas de decisão. A tecnologia e os SIG prometem melhorar a

transparência, a racionalidade e a lucidez das decisões a tomar, ou seja, permitem efectuar o

planeamento com o conhecimento correcto da realidade do local e com informação detalhada

acerca do mesmo. Isto permite a realização de uma análise imparcial do problema concreto de

estudo e ajuda a garantir que as tomadas de decisão são efectuadas de uma forma correcta e

consciente.

O processo de electrificação rural compreende a realização de vários investimentos. Para

garantir uma eficácia tão elevada quanto possível é necessário que se planeie este processo a

longo prazo. Por tudo o que foi atrás disposto, podemos facilmente concluir que os SIG são

extremamente adequados ao planeamento da electrificação rural com produção descentralizada.

1.2 Regiões-Alvo

As regiões-alvo deste tipo de estudos são zonas rurais caracterizadas, em geral, por uma

baixa densidade demográfica que não pode ser comparada às zonas urbanas ou semi-urbanas.

Inevitáveis problemas de transporte (custo e tempo) e de comunicações serão acrescentados a

qualquer outro problema específico que exista, tais como os relativos a energia (assunto tratado

no presente trabalho). Estas zonas rurais situam-se, normalmente, em países em vias de

desenvolvimento sendo, em geral, zonas com um elevado nível de pobreza e caracterizadas por

uma elevada dispersão das suas populações. Deve ainda referir-se que nestas zonas, usualmente,

a percentagem de população que não possui acesso aos serviços de electricidade atinge valores

elevados. Estes valores são, tipicamente, superiores a 50%.

Este tipo de estudos também pode ser aplicado a regiões isoladas e com difícil acesso à

rede eléctrica. Isto acontecerá sempre que as redes isoladas sejam mais viáveis do ponto de vista

económico do que a extensão da rede existente.



13

1.3 Entidades

O processo de planeamento da electrificação rural com produção descentralizada

utilizando sistemas SIG é bastante complexo e trabalhoso. Assim, devem ser envolvidas várias

entidades no mesmo, para que a sua execução seja o mais fiável, rápida e bem sucedida possível.

As entidades a envolver são, usualmente:

• Autoridades regionais;

• Fornecedores de cartografia;

• Centros de estatística;

• Centros de promoção de energias renováveis;

• Consumidores;

• Empresas de distribuição de energia eléctrica;

• Centros meteorológicos;

• Produtores independentes.

As autoridades regionais são, como o nome indica, os decisores da região. Assim, devem

ser incluídas desde início no processo para que este decorra com a maior fluidez possível

evitando, deste modo, contrariedades indesejáveis no mesmo já que, pelo conhecimento da região

e das suas necessidades, podem à priori detectar eventuais problemas ou incompatibilidades entre

os procedimentos a seguir e as realidades da região.

Os fornecedores de cartografia são fundamentais já que detêm os mapas e/ou as cartas, em

formato digital ou não, que servem como dados de entrada para o software de sistemas de

informação geográfica (SIG). Sem esses mapas ou cartas não seria possível utilizar os SIG para o

planeamento da electrificação rural com produção descentralizada.

Os centros de estatística são também muito importantes, pois possuem geralmente dados

históricos relativos, por exemplo, à pluviosidade das bacias hidrológicas, aos regimes de vento e

aos regimes de insolação que se fizeram sentir no passado. O estudo estatístico destes dados vai



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permitir a execução de previsões futuras dos mesmos e, consequentemente, a avaliação da

viabilidade económica dos possíveis investimentos em produção hídrica, eólica e solar,

respectivamente. Permitirão também realizar o dimensionamento dos tipos de centros produtores

considerados.

Os centros meteorológicos são um complemento dos anteriores já que também estes

podem fornecer os dados históricos necessários ao processo de planeamento da electrificação

rural com produção descentralizada utilizando sistemas SIG.

Os centros de promoção de energias renováveis podem deter dados de interesse acerca das

tecnologias de produção com recurso às energias renováveis disponíveis. Podem ainda divulgar

as mesmas e incentivar ao seu uso. Por último, é possível que em alguns casos subsidiem ou

ajudem a conseguir subsídios para a utilização das energias renováveis.

Os consumidores são o cerne do processo de planeamento da electrificação rural com

produção descentralizada utilizando sistemas SIG. Serão os clientes últimos deste processo e é

através dos seus gastos que um projecto desta natureza se torna ou não economicamente viável. É

necessário, portanto, que se conheçam as suas necessidades energéticas, o que estão dispostos a

consumir e a sua localização na região, para que se possa:

• saber em áreas se deve iniciar o investimento de electrificação rural;

• prever adequadamente as cargas do sistema (valor, localização, etc.).

As suas necessidades energéticas irão ainda ajudar a decidir qual a tecnologia e o

esquema de produção a adoptar. Consoante o esquema de produção serão definidos os modos de

operação e de manutenção do mesmo, os métodos de cobrança aos consumidores, de contagem,

etc.

As empresas de distribuição de energia eléctrica são as entidades que vão implementar o

plano de electrificação rural definido. Sendo sabido que estas possuem formas de trabalhar

diversas é necessário ter esse factor em linha de conta desde o início, pois só assim se poderá

garantir que o plano traçado será respeitado e, deste modo, e atingidos os objectivos propostos.



15

Dado estar-se perante um problema de planeamento da electrificação rural que integra a

produção descentralizada não podemos esquecer os produtores independentes já que serão, em

princípio, estas as entidades que irão investir nos centros de produção descentralizada. Não existe

qualquer hipótese de investimento se o retorno previsto não for favorável, isto é, se o

investimento previsto não for economicamente viável. Esta questão tem, portanto, que ser tida em

linha de conta, através, por exemplo, de estudos económicos precisos e da elaboração de

relatórios elucidativos da potencialidade económica dos vários locais candidatos à instalação de

unidades produtoras. Deste modo, os produtores independentes poderão quantificar o seu

mercado.

Devem ainda ser referidas as entidades privadas e governamentais. O sector privado irá

fornecer a sua experiência técnica e equipamento necessários. Irá também dar formação técnica

com vista à constituição de equipas de pessoal especializado necessárias à operação e

manutenção dos sistemas instalados. As entidades governamentais fornecerão garantias de

pagamento para um dado pedido de concessão de crédito à banca, ou o próprio crédito; poderão

ainda fornecer incentivos e subsídios (esquemas micro-financeiros) para estimular o consumo, o

sector privado, ou ambos. Irão ainda criar o envolvimento político necessário à normal

implementação do plano elaborado, evitando, assim, potenciais conflitos com agentes diversos e

conquistando a opinião pública. Para além disso poderão dar prioridade aos investimentos em

produção de energia a partir das fontes renováveis ao invés de apoiar a extensão da rede eléctrica

nacional. Podem também fomentar seminários com o tema das energias renováveis para encorajar

a aposta do mercado. Todos estes factores variam bastante de país para país tendo cada projecto

um carácter peculiar fortemente influenciado pela realidade local.

1.4 Horizontes de Planeamento

Não faz sentido que se estude o planeamento da electrificação rural com produção

descentralizada sem que se tenha especificado à partida o horizonte de planeamento do mesmo.

São habituais horizontes de planeamento de 5, 15 ou mesmo 40 anos. Estes dependem da

realidade do local e do tipo de tecnologia considerado.



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1.5 Fases do Planeamento de Electrificação Rural

O problema de planeamento da electrificação rural com produção descentralizada deve ser

simplificado e organizado para que se possa resolver da forma mais eficaz possível. Deste modo

deverá compreender diversas fases. As fases que o compõem são:

• Identificação da problemática a resolver;

• Recolha dos dados;

• Organização dos dados;

• Construção da base de dados;

• Processamento dos dados;

• Análise técnico-económica;

• Obtenção de resultados;

• Obtenção de conclusões;

• Criação do relatório final;

A problemática constitui um ponto importante, pois esta é que vai determinar quais os

dados necessários à sua resolução e quais as resoluções espacial e temporal dos mesmos. Vamos

planear a electrificação de uma aldeia? De uma região? A que tipos de recursos podemos recorrer

para a produção de energia? Solares? Eólicos? Biomassa? Hídricos? Todos? Destas pequenas

questões se pode facilmente inferir acerca da importância da identificação da problemática exacta

com que nos deparamos.

Após a identificação da problemática pode passar-se à recolha dos dados adequados

necessários ao planeamento da electrificação rural com produção descentralizada. Estes serão

então organizados para que posteriormente possam ser inseridos na base de dados. Esta terá um

papel muito importante no processo de planeamento da electrificação rural com produção

descentralizada. É através dela que os algoritmos a implementar poderão determinar as soluções

do problema.



17

Após a construção da base de dados, ir-se-á proceder ao seu processamento por recurso a

algoritmos a determinar e a implementar. Nesse processo de processamento será realizado o

cruzamento das diversas informações (dados) previamente recolhidas. Deste modo, serão

recolhidos os resultados desse cruzamento de informações após o qual serão efectuados os

estudos técnico-económicos. Estes vão aferir acerca da viabilidade das soluções encontradas pela

metodologia devolvendo então os resultados finais.

Com os resultados obtidos e a experiência recolhida ao longo do processo de planeamento

da electrificação rural com produção descentralizada serão obtidas as conclusões relevantes.

Dispondo de todos os resultados, procedimentos seguidos e conclusões, será elaborado o

relatório final que será entregue à entidade que encomendou o estudo.

As transições entre as fases dispostas encontram-se esquematizadas na figura seguinte.



18

Fig. 1.2 Esquema de execução do planeamento da electrificação rural



19

1.6 Introdução às Tecnologias Potencialmente Interessantes

para a Produção Descentralizada

1.6.1 Sistemas Fotovoltaicos

Os sistemas fotovoltaicos (FV) convertem a energia da radiação solar directamente em

energia eléctrica através de um processo electrónico que não envolve partes móveis, líquidos,

ruídos e emissões de qualquer tipo. Estas características são atractivas dos pontos de vista da

operação, da manutenção e do ambiente tendo tornado os sistemas FV como a tecnologia

preferida para muitas aplicações remotas. Relativamente à rede eléctrica convencional, a

electricidade fornecida por estes sistemas é aproximadamente cinco a dez vezes mais onerosa.

Daqui se pode perceber a razão pela qual esta tecnologia é actualmente aplicada em pontos onde

a rede convencional não foi estendida por ser inviável do ponto de vista económico. Contudo, nos

últimos anos tem-se notado um grande esforço no campo da investigação por parte das entidades

governamentais e industriais no sentido de baixar os custos associados a este tipo de tecnologia.

Os sistemas fotovoltaicos consistem em dois subsistemas principais: os módulos

fotovoltaicos e o sistema de condicionamento de potência. O primeiro é constituído por um

“array” de módulos de células fotovoltaicas (ver figura 1.3) que debita potência DC, enquanto

que o segundo é normalmente formado por baterias, carregadores de baterias, inversores, circuito

de protecção e outros componentes adicionais.

Fig. 1.3 Módulo Fotovoltaico



20

A magnitude da corrente produzida por um módulo FV varia directamente com o nível de

radiação solar do local podendo ser incrementada pela ligação em paralelo de vários módulos. O

nível de tensão não depende directamente dos níveis de radiação solar. As células fotovoltaicas

são fabricadas para operar a determinados níveis de tensão sendo possível controlar estes níveis

de tensão a partir da associação de módulos em série.

Fig. 1.4 Exemplo de um sistema FV

A selecção de sistemas FV depende de vários factores:

• CUSTO – quando os custos de estender a rede eléctrica ou usar outra forma de geração de energia convencional num sítio remoto se revelam elevados, a implementação de um sistema FV revela-se muitas vezes como a forma mais eficiente de gerar energia;

• FIABILIDADE – os módulos FV não têm partes móveis e requerem pouca manutenção quando comparados com outros sistemas de geração de electricidade;

• MODULARIDADE – a capacidades destes sistemas podem ser aumentadas de modo a satisfazer possíveis aumentos de consumo pela instalação de módulos adicionais a um sistema já existente;

• AMBIENTAL – estes sistemas geram energia sem poluir o ambiente e sem qualquer tipo de ruído;



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• POSSIBILIDADE DE COMBINAR SISTEMAS – estes sistemas podem ser usados em conjunto com outros tipos de geradores eléctricos (eólicos, hídricos e diesel, por exemplo) para carregar baterias e fornecer energia directamente.

Tecnologia FV

O elemento básico da tecnologia FV é a célula fotovoltaica (tipicamente 10x10 cm2),

constituída por materiais semicondutores, que influenciam muito a performance do sistema. Estes

dividem-se em três grandes grupos: silício monocristalino, silício policristalino e silício amorfo.

As células solares monocristalinas são fabricadas a partir de puro cristal de silicone. Estas

são as mais eficientes de todas as células de silicone mas o seu fabrico é também o mais oneroso.

Hoje em dia, os módulos construídos com este tipo de material atingem eficiências de 12% no

terreno. Em ambiente de laboratório, foram atingidas eficiências de 22.7% em 1998, acima de 7%

em 1976. Factores como o pó e o encapsulamento reduzem a quantidade de luz solar que chega

às células no terreno, baixando assim a eficiência.

As células solares policristalinas são também fabricadas a partir de silicone puro mas

estas são obtidas a partir de lingotes de grande dimensão. O seu fabrico é menos oneroso mas a

sua eficiência é também mais baixa, atingindo valores de 9% no terreno.

Prevê-se que a próxima geração de células solares seja baseada na tecnologia conhecida

por “Thin Film”. Esta surge como alternativa ao silicone cristalino e baseia-se no uso de películas

muito finas de materiais semicondutores (10-6 m), dos quais o silicone amorfo é o mais

conhecido. O uso de menor volume de material comparativamente ao silicone cristalino resulta

em menores custos de material. Estas células são menos eficientes que as células de silicone

cristalino, apresentado valores de 6% no terreno. No entanto, poderão vir a revelar-se

competitivas pois apresentam também um maior potencial de redução de custos, quando

produzidas em grande escala, comparativamente ao silicone cristalino.



22

Aplicações FV

As células solares apresentam-se como uma alternativa muito competitiva em nichos de

mercado onde :

• a extensão da rede eléctrica não é económica;

• a ponta de consumo coincide com a altura de máxima intensidade solar (cargas de refrigeração, por exemplo);

• os atributos da tecnologia, como a modularidade e vantagens ambientais, assumem grande importância.

O mercado desta tecnologia divide-se em sistemas isolados e sistemas ligados à rede. Os

sistemas ligados à rede – representado aproximadamente 20% a 30% das instalações FV a nível

mundial – incluem grandes centrais ou aplicações mais pequenas localizadas perto dos pontos de

consumo. Os sistemas isolados são mais generalizados, constituindo 60% a 70% das instalações

FV existentes. Algumas aplicações comuns são a alimentação de pequenas cargas como

habitações, comércios, bombagem de água, iluminação, etc.

De uma forma geral estão associadas a este tipo de tecnologia as seguintes vantagens e

desvantagens:

Vantagens:

• Ausência de emissão de qualquer tipo de gases;

• Longevidade : 20 a 30 anos de tempo de vida para a maioria dos componentes, durando alguns ainda mais;

• Fiabilidade: a ausência de partes móveis diminui os riscos de possíveis avarias, o que leva a longos períodos sem manutenção;

• Na presença de baterias podem fornecer energia mesmo na ausência de radiação solar;

• Funcionamento silencioso;

• Disponível em qualquer sítio do mundo onde haja luz;



23

• Equipamentos pouco pesados e facilmente transportáveis;

• Facilmente expansíveis;

Desvantagens:

• Alto custo inicial;

• Dependendo dos casos, o custo total pode atingir valores muito elevados.

1.6.2 Sistemas Eólicos

O vento é uma forma de energia solar causada pelos diferentes gradietes de temperatura

da atmosfera provocados pela radiação solar, pelas irregularidades na superfície da terra e pelo

movimento rotacional do planeta. As características do movimento de grandes massas de ar são

afectadas pela rugosidade do terreno, grandes massas de água e vegetação.

A energia cinética do vento pode ser transformada em energia eléctrica através de turbinas

eólicas. A velocidade do vento tem muita influência na quantidade de energia que uma turbina

eólica consegue converter em energia eléctrica. Esta relaciona-se com o cubo da velocidade de

vento. A figura seguinte demonstra que a uma velocidade de 8 m/s se obtém uma potência de 314

Watts por metro quadrado exposto ao vento (considerando que o vento tem a direcção

perpendicular à área varrida pelo rotor).



24

Fig. 1.5 Potência produzida por metro quadrado (W/m2) vs. Velocidade do vento (ms-1)

Deste modo, a disponibilidade de dados de qualidade sobre a velocidade do vento assume

grande importância em qualquer projecto de energia eólica. Esta informação é recolhida durante

um determinado período de tempo usando anemómetros instalados nos sítios em estudo.

Normalmente, um ano é o período mínimo durante o qual se fazem medições deste tipo.

Hoje em dia existem dois tipos de turbinas eólicas disponíveis para comercialização, as de

eixo horizontal e as de eixo horizontal, sendo as primeiras as mais generalizadas.



25

Fig. 1.6 Imagem descritiva dos dois tipos de turbinas eólicas. Eixo horizontal (à esquerda) e eixo vertical (à direita).

Estes sistemas incluem:

• o rotor com duas ou três pás;

• a cabina que contém o veio, a caixa de velocidades (quando necessária) e o gerador eléctrico;

• a torre que sustenta o rotor e a cabina;

• os equipamentos electrónico, de protecção e de interligação à rede se necessários.

A potência das turbinas eólicas pode variar desde alguns kW até alguns MW. O parâmetro

mais importante é o diâmetro do rotor: quanto maior a área varrida pelas pás do rotor, maior é a

quantidade de energia que este consegue transmitir ao veio.

Operação como Função da Velocidade do Vento

Como já foi referido, a potência gerada por uma turbina eólica varia com o cubo da

velocidade do vento. Deste modo, para velocidades abaixo de um certo valor (normalmente,

cerca de 5 m/s, mas dependente do local) –“cut-in wind speed”- não interessa extrair energia.



26

Para valores superiores à velocidade nominal, não é económico aumentar a potência, pois isso

obrigaria a aumentar a robustez da construção apenas se tirando partido durante poucas horas por

ano do correspondente aumento do investimento. Assim, a turbina é regulada para funcionar a

potência constante provocando-se, artificialmente, uma diminuição no rendimento da conversão.

Quando a velocidade do vento se torna perigosamente elevada a turbina é desligada por razões de

segurança – “cut-out wind speed”.

Fig. 1.7 Característica eléctrica de uma turbina eólica

Aplicações

O tamanho das turbinas a instalar depende do tipo de aplicação a que se destinam:

• A geração de electricidade em grande escala, ligada à rede eléctrica convencional, requer normalmente algumas turbinas agrupadas numa área de terreno;

• Em aplicações numa escala menor utiliza-se uma ou mais turbinas de pequena dimensão. Podem ser ligadas à rede local, ou podem ser aplicadas em sistemas isolados, onde o acesso à rede é limitado ou inexistente;

• Os sistemas eólicos também se revelam adequados para sistemas híbridos. Estes são flexíveis, pois podem fornecer energia mesmo na ausência de vento. Normalmente as tecnologias usadas em conjunto com a eólica são geradores diesel, baterias e sistemas FV.



27

Potência Nominal Aplicação Típica

<1kW Micro-Turbinas

1-10kW Habitações

10-200kW Sistemas Híbridos/Isolados

200-1MW Ligação à rede (únicos ou em parque eólicos)

>1MW Grandes Parques Eólicos

Tabela 1 Categorias de Turbinas Eólicas

Nos projectos de electrificação rural utilizam-se turbinas de pequena dimensão em

sistemas isolados, habitações, aparelhos de telecomunicações, bombagem de água, etc.

As turbinas de pequenas dimensões são menos eficientes em termos de custos do que as

grandes máquinas devido ter custos de investimento mais elevados e menos eficientes em termos

de kWh/ano por m2.

1.6.3 Geradores Diesel

Nos países em vias de desenvolvimento o motor de combustão interna a diesel vem sendo

usado desde há algumas décadas, revelando um papel muito importante no fornecimento de

energia no meio rural. Estão prontamente disponíveis comercialmente, numa vasta gama de

potências (de aproximadamente 5 kW até 30 MW) para as mais variadas aplicações.

Este tipo de geradores tem uma elevada durabilidade, atingindo normalmente tempos de

vida útil entre 7 e 10 anos (30000 horas de serviço). Estes valores podem sofrer uma redução

drástica se não for levada a cabo uma manutenção cuidada. São utilizados por aglomerados de

consumidores, pequenas indústrias e empresas de electricidade em sistemas isolados situados em

áreas remotas, podendo também ser ligados a redes de distribuição já existentes. São

normalmente fornecidos com um controlador (ver fig. 1.8) que ajusta a velocidade da maquina

quando a carga varia, mantendo a tensão e frequência constantes. A eficiência depende do factor

de carga da máquina e do diagrama de cargas diário.



r

Sistema de Protecção Eléctrica

Sistema de Refrigeração

r

Suporte r

op

tr

os

se

sã

bi

qu

po

ap

pr

ap

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Moto

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eração, directam

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o mais baixos

omassa) e a preç

Em resum

alidade, aliment

r kW instalado.

resentarem elev

oblemas são agr

licações rurais.

presenta-se na fi

Filtro de A

Fig. 1.8 Grupo Gerador Diesel

rincipais desvantagens relacionadas com este tipo de tecnologia

ente ligado ao custo de combustível. Estes são afectados p

ções dos mercados externos. Numa tentativa de reduzir estes cu

para o ambiente, outra desvantagem dos geradores diesel, esta tec

unto com outras de carácter renovável. Os custos de operação d

pois o recurso esta disponível localmente (exceptuando alg

os diminutos (ou mesmo nulos).

o, os geradores a diesel fornecem electricidade com um elev

am a carga quando necessário e apresentam um baixo custo de

No entanto, revelam desvantagens por serem poluentes, ineficien

ados custos de operação e requererem manutenções consideráveis

avados em condições de baixo regime de consumos, como é cara

A curva de funcionamento típica da maioria dos geradores elé

gura 1.9:

Alternado

Painel deControlo

28

Mecânico e Depósito de Combustível

é o custo de

or custos de

stos e atenuar

nologia pode

estas últimas

uns tipos de

ado nível de

investimento

tes, ruidosos,

. Todos estes

cterístico em

ctricos diesel



29

Fig. 1.9 Curva de funcionamento típica da maioria dos geradores eléctricos diesel

Em primeiro lugar há uma fase de aquecimento do motor, durante a qual a produção de

electricidade é nula:

1. Pré-aquecimento (eléctrico, circulação de óleo quente…);

2. Ignição;

3. Operação à capacidade mínima.

De seguida o gerador passa à sua fase de produção:

4. Operação normal. O diesel é explorado normalmente na gama de potências entre o seu mínimo técnico e o seu valor máximo de potência.

Depois da fase de produção há um procedimento de paragem:

5. Operação à capacidade mínima;

6. Paragem;

7. Arrefecimento.

Após um período de funcionamento, o gerador diesel deve ter um determinado tempo de



30

paragem, que depende de cada modelo de gerador.

1.6.4 Biomassa

A produção de electricidade a partir de biomassa é considerada, de uma forma geral,

como o aproveitamento de energia resultante da queima de biomassa ou derivados de biomassa.

Esta pode ser definida como todo o tipo de material originário de matéria biológica: madeira,

resíduos florestais agrícolas e pecuários, óleos vegetais, etanol e gases resultantes de

decomposição anaeróbia.

Nos países em vias de desenvolvimento os tipos e as quantidades de biomassa disponíveis

variam de zona para zona – das áreas de vegetação densa em regiões tropicais até áreas de fraca

vegetação em regiões áridas. O aproveitamento de biomassa tem muitas outras aplicações para

além da produção de electricidade tais como a cozinha e o aquecimento. Neste trabalho apenas é

considerada a produção de electricidade.

As principais tecnologias usadas para produzir energia eléctrica a partir da biomassa são a

combustão, a gaseificação e a pirólise. Os sistemas de combustão são os mais generalizados e

utilizam uma turbina a vapor com caldeiras de baixa pressão (aproximadamente 20 a 25 bar)

atingindo eficiências um pouco abaixo dos 20%. Em aplicações mais recentes com caldeiras de

alta pressão produz-se energia eléctrica com eficiências de 30%.

A energia térmica produzida pela queima de biomassa e seus derivados pode ser utilizada

na geração de energia eléctrica em pequena escala usando um motor de combustão externa, como

o motor Stirling. Estes revelam-se muito interessantes em aplicações rurais

As unidades de geração utilizadas para o efeito podem variar de potências muito baixas

até alguns MW.



31

Fig. 1.10 Esquema de funcionamento de uma central de biomassa de combustão directa

1.6.5 Sistemas Híbridos

Os sistemas híbridos de geração de electricidade baseiam-se na contribuição de fontes de

energia renovável disponíveis localmente, representando uma solução inovadora e sustentável

para a produção descentralizada de energia eléctrica. Constituído por duas ou mais fontes de

energia, permitem satisfazer elevados consumos, quer a nível de capacidade quer a nível de

energia.

A maioria dos sistemas híbridos aplicados em electrificação rural tira partido de uma

fonte energética renovável – vento, radiação solar ou água – em conjunto com um gerador

convencional a diesel. Este último atenua a natureza intermitente da produção baseada em

energias renováveis.

Deste modo, a maior parte dos sistemas é composta pelos seguintes componentes (ver fig.

1.11):

• uma unidade de produção de electricidade, cujo funcionamento tem carácter intermitente por utilizar um recurso renovável;

• uma segunda unidade produtora, geralmente usando energia fóssil e fornecendo electricidade complementar para assegurar a continuidade de serviço. Esta unidade pode ser eventualmente substituída por uma fonte de energia renovável para complementar a primeira;

• uma unidade de acoplamento ligando as duas ou mais formas de energia; uma série opcional de baterias para fornecer uma provisão de reserva em curto prazo;



32

• uma rede de distribuição local, cujo tamanho depende da configuração.

Fig. 1.11 Exemplo de um sistema híbrido Diesel-Fotovoltaico

Os sistemas híbridos são complexos por natureza nas perspectivas de projecto e de

operação e manutenção. O seu dimensionamento consiste em optimizar a produção de

electricidade a partir dos recursos renováveis e limitar o uso do gerador alimentado a um

combustível fóssil à produção de energia extra durante períodos de elevado consumo ou de

indisponibilidade dos recursos renováveis.

Uma configuração híbrida revela-se útil por varias razões:

• relativamente às fontes de energia renovável:

o aumentar a fiabilidade da produção de electricidade a partir de uma fonte renovável intermitente;

o reduzir a capacidade de armazenamento necessária e, consequentemente, os custos associados à mesma;

• relativamente às fontes fósseis de energia:

o limitar a emissão de gases estufa;



33

o economizar dinheiro em combustível, uma componente importante dos custos operacionais desta fonte de energia.

O projecto e o dimensionamento deste tipo de sistemas devem então levar em conta as

fontes de energia (as intermitentes e as despacháveis), os perfis de consumo e o sistema de

armazenamento (tecnologia e controlo).

1.6.6 Mini-Hídricas

A utilização de pequenas centrais hídricas é uma das melhores soluções para o problema

de dotar as comunidades rurais ou isoladas com os benefícios da electrificação.

O processo de produção de electricidade consiste em canalizar água sobre pressão ou uma

queda de água para uma turbina com o intuito de produzir energia mecânica, sendo depois

transformada em energia eléctrica através de um alternador.

A quantidade de água disponível para turbinar depende da disponibilidade anual do

recurso energético, sendo factores determinantes a pluviosidade, o regime de funcionamento e de

laboração (com ou sem armazenamento) e a bacia hidrográfica.

A designação central mini-hídrica generalizou-se para designar os aproveitamentos

hidroeléctricos de potência inferior a 10 MW. Este limite é geralmente usado internacionalmente

como fronteira de separação entre as pequenas e as grandes centrais hidroeléctricas.

Estas centrais podem ser classificadas em função da potência instalada ou em função da

sua altura de queda (ver tabelas seguintes).

Designação P(MW)

Pequena central hidroeléctrica <10

Mini central hidroeléctrica <2

Micro central hidroeléctrica <0,5

Tabela 2 Classificação de Centrais Mini-Hídricas Quanto à Potência (MW)



34

Designação h (m)

Queda baixa 2 a 20

Queda média 20 a 150

Queda alta >150

Tabela 3 Classificação de Centrais Mini-Hídricas Quanto à Altura de Queda (m)

Outra classificação diz respeito à existência ou não de capacidade de armazenamento. As

centrais a fio de água não têm capacidade de regularizar o caudal, pelo que o caudal utilizável é o

caudal instantâneo do rio. Ao contrário, as centrais com regularização possuem uma albufeira

que lhes permite adaptar o caudal afluente. As centrais mini-hídricas são, regra geral, centrais a

fio de água.

Na seguinte apresentam-se os principais elementos que constituem uma central mini-

hídrica, com a seguinte legenda:

• Albufeira e respectivo açude;

• Canal de adução;

• Câmara de carga;

• Conduta forçada;

• Edifício da central;

• Restituição;

• Caudal ecológico;

• Escada de peixe;



35

Fig. 1.12 Esquema de uma mini-hídrica típica

A escolha da turbina resulta da interacção de três parâmetros – queda, caudal e potência.

A figura seguinte ilustra uma tabela gráfica usada na selecção de turbinas para pequenos

aproveitamentos hidroeléctricos.



)

e tur

relat

inter

Fran

As t

elev

Altura de Queda (m

Fig. 1.13 Selecção de turbi

As turbinas usadas podem ser di

binas de reacção.

As turbinas de acção são mais

ivamente elevadas e caudais baixo

médias (20 a 100 m) e as Banki-Mi

Nas turbinas de reacção disting

cis, são turbinas adequadas para op

urbinas axiais, do tipo Kaplan, são

ados.

Caudal (m3.s-1)

36

nas para pequenos aproveitamentos hidroeléctricos

vididas em dois tipos: turbinas de acção (ou de impulsão)

adequadas a uma utilização caracterizada por quedas

s. Neste tipo de turbinas temos as Pelton para quedas

tchel para quedas e potências mais baixas.

uem-se dois grandes grupos. As turbinas radiais, do tipo

eração com condições intermédias de queda e de caudal.

indicadas para funcionamento sob queda baixa e caudais



37

A escolha do alternador para equipar uma central mini-hídrica depende das especificações

impostas à turbina, no que diz respeito a rendimento, velocidade nominal e de embalamento,

constante de inércia, tipo de regulação, etc.

Uma opção fundamental coloca-se entre o gerador síncrono (alternador) e o gerador

assíncrono (ou de indução).

O gerador assíncrono constitui, em geral, a solução técnica e economicamente preferível,

devido às suas conhecidas características de robustez, fiabilidade e economia.

1.6.7 Rede de Distribuição

Numa zona rural, o sistema de fornecimento de energia pode ser dividido em dois

componentes :

• a infra-estrutura necessária para transmitir energia a média tensão (MT - com valores entre 1kV e 35kV) da sua origem – a rede de transporte nacional ou um gerador isolado – até aos pontos de consumo. Esta inclui a linha MT até aos pontos de consumo e transformadores MT/BT.

• sistema de distribuição em baixa tensão (BT), num centro de cargas para servir os consumidores individuais.

Alguns factores que afectam o custo da rede de distribuição

Em todo o mundo, a configuração trifásica é a mais usada na extensão da rede eléctrica.

Dois factores que inflacionam o custo da extensão de redes em zonas rurais são :

• a aplicação de materiais e componentes sem cuidados de optimização, como por exemplo o mau dimensionamento e posicionamento de transformadores ;

• a adopção de metodologias usadas em redes urbanas que não tomam em consideração as características únicas de fornecer energia a zonas rurais, como por exemplo o uso generalizado de linhas trifásicas e o sobredimensionamento de condutores e transformadores.



38

Projecto de Linhas

Antes de se considerar uma redução de custos nas opções técnicas MT, é necessário

assegurar que os apoios de linha, condutores e outros dispositivos usados são usados de maneira a

que o projecto e construção da linha sejam eficientes. Por exemplo o afastamento entre apoios

deve ser maximizado aproveitando a resistência mecânica dos condutores mantendo ao mesmo

tempo níveis aceitáveis de segurança. Os condutores devem ser optimizados para aguentarem

níveis de carga realistas esperados durante o tempo de vida do sistema com perdas de energia

aceitáveis, não devendo ser sobredimensionados. As alturas dos apoios não devem exceder os

valores necessários para manter as flechas obrigatórias, devendo também o dimensionamento

mecânico dos mesmos usar factores de segurança realísticos. Finalmente, devem-se ser usadas

opções standard disponíveis para poupar tempo e custo no projecto da linha.

Apoios

Os apoios de linha são os componentes mais dispendiosos, devendo adoptar-se medidas

para reduzir os custos nesta área. Para tal podem ser tomadas outras opções como o uso de cabos

subterrâneos (elimina a necessidade do uso de apoios), uso de apoios mais baixos (redução nos

custos com material) e maiores afastamentos entre apoios consecutivos (redução do numero de

apoios).

Uso de Cabos Subterrâneos

Embora esta opção elimine as despesas com apoios, a sua construção é pelo menos duas

vezes mais cara do que a construção de uma linha aérea com características semelhantes. Esta e

outras desvantagens, geralmente fazem da instalação de cabos subterrâneos como uma solução de

ultimo recurso, excepto em zonas em que as linhas aéreas estão expostas a tempestades, como

ciclones ou tufões. Nestes casos a rede teria que ser renovada prematuramente, o que não

aconteceria no caso desta ser subterrânea.



39

Redução da Altura

Em alguns países são usados apoios significativamente maiores que o necessário. Por

exemplo, no Laos, linhas trifásicas com afastamentos de 80 metros em terreno plano são

frequentemente construídas usando apoios de 12 metros de altura e cabos de alumínio reforçados

a aço, enquanto na Índia se usam apoios de 8 metros de altura nas mesmas circunstâncias.

Fig. 1.14 Custo do poste (US$) vs. Altura do poste (m)

Como se pode ver pela fig. 1.14 (exemplo de apoios de madeira) uma redução de 12 para

8 metros significa uma redução de mais de 40% no custo. Tendo os apoios uma forte

contribuição no custo de uma linha, esta redução na altura pode ter grande impacto no custo total.

De qualquer forma, as reduções de tamanho devem levar sempre em conta as normas de

segurança.



40

Maiores Afastamentos entre Apoios

Os custos com apoios podem ainda ser diminuídos pelo aumento do afastamento entre

eles, reduzindo assim o seu número por quilómetro.

Fig. 1.15 O afastamento entre apoios na Bolívia (à esquerda) é significativamente maior do que o afastamento entre apoios em Laos (à direita) em tipos de terreno semelhantes

Os factores que limitam o afastamento são as distâncias de segurança entre condutor e o

solo, entre os condutores e a resistência mecânica dos isoladores. Assim, para permitir maiores

distâncias entre apoios consecutivos, estes devem ter uma maior altura, o que também se revela

mais dispendioso, como já foi referido. Assim para cada caso deve ser feito um estudo, para se

encontrar a solução menos onerosa.

Condutores

Em termos do custo por quilómetro de uma linha, o condutor geralmente representa o

segundo componente mais dispendioso. Os materiais usados são o cobre, o alumínio e

ocasionalmente o aço. Os custos dos condutores que fazem uso destes materiais representam-se

na fig. 1.16, sendo o dimensionamento, o números de condutores e os materiais usados na

construção os factores que têm mais influência.



41

Fig. 1.16 Custo por quilómetro de condutores (US$) vs. Área de condução (mm2)

ACSR- alumínio reforçados a aço

AAAC – alumínio

O sobredimensionamento dos condutores provoca custos mais altos que o necessário. O

primeiro passo no sentido de minimizar os custos com condutores é fazer uma previsão realista

das cargas a alimentar pela linha. De seguida deve-se dimensionar correctamente os condutores

de acordo com o consumo esperado e sua taxa de crescimento. Deve também ser assegurados

valores aceitáveis para as quedas de tensão nas extremidades das linhas assim como para as

perdas de energia.

Número de Condutores

Provavelmente a melhor forma de economizar nos custos com condutores, é usar menor

volume de material pela adopção de tensões mais elevadas ou usar uma configuração monofásica.

Esta última requer apenas um ou dois condutores em vez de três.



42

Configuração da Linha

As linhas MT que alimentam as zonas rurais dos países não industrializados são

normalmente trifásicas. Uma das razões por trás da opção trifásica em vez da monofásica tem a

ver com a maior eficiência na transmissão de energia da primeira, permitindo veicular maior

potência para o mesmo condutor, tensão nominal e queda de tensão. Esta diferença é mais notada

em tensões nominais elevadas, nas redes de transporte, ou na distribuição MT a grandes centros

de carga. Contudo, para electrificação rural, as linhas alimentam normalmente pequenos centros

de carga algo distanciados da rede principal. Por exemplo, uma linha monofásica de tensão

nominal 11kV, com um condutor de 13 mm2 pode servir duas comunidades de 100 a 200

habitações cada, a 20 km da linha principal, cada uma com um pico coincidente de consumo de

25 kW (valor típico de consumo nestes casos). Assim sendo, uma configuração trifásica não é a

melhor opção. Se for necessário aumentar a capacidade de transmissão, pode-se simplesmente

aumentar a secção do condutor e manter o sistema monofásico ou adicionar mais um condutor e

mudar para trifásico.

Outra configuração ainda mais económica é a monofásica de condutor único, em que a

malha de corrente é fechada pela terra. Este sistema é usado em países como Austrália, Canada,

Brasil, Nova Zelândia e Tunísia. Neste caso, sendo o condutor usado mecanicamente resistente,

são possíveis grandes afastamentos entre apoios consecutivos. No entanto, esta configuração

revela maiores problemas de segurança e os transformadores de distribuição são mais complexos

e dispendiosos que os usados em sistemas monofásicos convencionais.

Tensão Nominal da Linha

A redução na secção dos condutores usados, com o objectivo de reduzir custos, resulta no

aumento da resistência. Reduzindo a secção abaixo do limite óptimo tem dois impactos

negativos: aumenta as perdas de energia por efeito de Joule (e consequentemente os custos de

operação) e aumenta a queda de tensão na extremidade da linha, afectando a qualidade de

serviço. Estes dois factores dependem também da intensidade de corrente veiculada pela linha.

No sentido de minimizar estes dois impactos negativos, pode-se aumentar a tensão nominal para



43

se conseguir uma redução de corrente. Quanto mais elevada for a tensão, menor é a corrente

necessária para satisfazer uma determinada carga e, consequentemente, menores os custos com

condutores.

O exemplo da tabela seguinte ilustra o impacto de elevar a tensão duma dada trifásica

linha de 11kV para 22kV, sendo também feita a comparação com a linha monofásica. Neste

exemplo os custos por km são reduzidos em aproximadamente 20%.

Tabela 4 Poupanças nos Custos Apesar do Uso de Sistema Monofásico e do Aumento do Nível de Tensão3

Embora a mudança para uma tensão nominal superior permita reduzir secção e custo do

condutor, o seu aumento pode também inflacionar significativamente os custos com isoladores,

transformadores, condensadores, protecções contra sobretensões, etc., assim como maiores

distâncias entre condutores e altura de apoios. De qualquer forma, isto não é significativo no

exemplo anterior, sendo mais notado na mudança de 22kV para 33kV.

3 Neste exemplo, o caso base é um sistema trifásico (ACSR 53 mm2) que opera a 11 kV servindo várias aldeias

remotas com uma carga máxima total de cerca de 150 MW na extremidade da linha de uma linha de 30 km. Isto

resultaria numa queda de tensão de aproximadamente 3 % e de uma perda de energia de cerca de 4 kW.



44

Transformadores de Distribuição

Tipicamente, o custo dos transformadores de distribuição constituem uma pequena parte

no custo de construção da maioria das linhas que servem zonas rurais. Enquanto que o custo de

uma linha é normalmente suportado pelas centenas ou milhares de consumidores servidos pela

mesma, o custo de cada transformador é usualmente suportado pelo muito menor numero de

consumidores que serve. Dependendo do tipo, o custo inicial pode ser significativo, assim como

os custos de operação associados as perdas do transformador.

Eficiência do Transformador

Os custos anuais das perdas dos transformadores podem exceder em alguns casos os seus

custos de aquisição e instalação amortizados. Estes custos podem ser diminuídos, optando por

transformadores com baixos valores de perdas. A tabela 5 seguinte apresenta os custos associados

com perdas para dois tipos diferentes de transformadores, exemplificando como um

transformador mais dispendioso pode ter um custo anual (incluindo todos os custos) reduzido

porque as perdas magnéticas são significativamente menores.

Tabela 5 Custos Associados a Diferentes Núcleos de Transformador4

Número de fases

Como já foi referido, a opção pelo sistema monofásico para distribuir de energia eléctrica

nas zonas rurais de países em vias de desenvolvimento é uma boa solução. Embora em muitos

4 Assunções: Taxa = 10 %, Empréstimo a 20 anos, Factor de Perdas = 20 %, Custo da Energia = 0,10 USD/kWh



45

casos sejam usados transformadores trifásicos, a maioria das cargas que estes alimentam são

monofásicas. Devido ao facto de um transformador monofásico ser menos dispendioso e mais

eficiente do que um transformador trifásico com características técnicas e construção

semelhantes, o uso da primeira solução permite poupar dinheiro.

Fig. 1.17 Transformador monofásico montado num poste

Isto é demonstrado na tabela seguinte, para transformadores de 50kVA do mesmo

fabricante. Neste exemplo os custos anualizados para o transformador monofásico são

aproximadamente 20% mais baixos que para o transformador trifásico.



46

Tabela 6 Custos Associados a Transformadores Monofásicos e Trifásicos5

Potência

O uso de transformadores excessivamente sobredimensionados pode inflacionar

significativamente os custos da electrificação rural, devido aos elevados custos de aquisição e

perdas de energia. As perdas magnéticas assumem um papel importante, uma vez que quanto

maior a capacidade, maiores as perdas no núcleo do transformador. Sendo assim, devem ser

levados a cabo estudos com o objectivo de definir qual a melhor configuração para cada caso.

Fig. 1.18 O uso de transformadores monofásicos no Bangladesh facilita o seu transporte para além de evitar a necessidade de gruas para os colocar em posição no poste

5 Assunções: Taxa = 10 %, Empréstimo a 20 anos, Factor de Perdas = 20 %, Custo da Energia = 0,10 USD/kWh



47

1.7 Recomendações Para o Procedimento Organizacional

Para que o processo de planeamento da electrificação rural com produção descentralizada

utilizando sistemas SIG decorra de uma forma eficiente não devem ser ignoradas as

recomendações que se seguem.

Em primeiro lugar, antes de começar a recolha de dados, o seu processamento, ou

quaisquer outros passos do processo em si devemos definir claramente qual a problemática com a

qual nos deparamos. Só assim poderemos saber com a maior exactidão possível o que terá que ser

feito, quais os passos a tomar, quais os dados a obter, qual a resolução necessária ao encontro de

boas soluções para a problemática em questão. Deste modo garantiremos que se obtêm os

melhores e mais eficientes resultados minimizando o esforço, o gasto de tempo e os recursos

necessários.

A definição da metodologia depende fortemente não só da problemática em questão, mas

também do tipo de dados que se dispõe. Por vezes, não é possível recorrer aos melhores dados

para a problemática em questão, mas apenas aos que são mais económicos. Outras vezes, não é a

apenas o factor económico que conta mas também, do ponto de vista técnico, a possibilidade ou

não de se obter os dados desejados. Há diversos factores que podem ter influência na obtenção

dos dados. Estes devem por isso ser tidos em linha de conta antes de ser decidida a metodologia a

adoptar, de outro modo o processo poderá sofrer retrocessos. Só após o conhecimento da

problemática concreta e dos dados disponíveis se deverá definir qual a melhor metodologia a

adoptar.

Ainda quanto ao processo de obtenção de dados deve ser referido que, na maior parte das

vezes, nem todos são gratuitos. Deste modo devem ser identificadas quais as entidades em da

região em concreto que os possuem e qual o preço que cobram para a sua aquisição. Isto é um

factor muito importante e que, com alguma frequência, inviabiliza o processo de planeamento da

electrificação rural com produção descentralizada.

A formação de pessoal especializado é fundamental. Assim, devem ser também

orçamentados os custos de formação de pessoal uma vez que estes não são de todo desprezáveis.

Depois do processo de planeamento da electrificação rural com produção descentralizada passa-



48

se à fase de implementação do mesmo. Para isso será necessário que o pessoal técnico esteja

familiarizado com as tecnologias que vai utilizar. Se assim não for, o resultado do processo de

electrificação rural será certamente comprometido.

Deve também referir-se o óbvio interesse existente em saber quais os possíveis meios de

subsidiar a electrificação. Em regiões pobres e sem hábitos de consumo de electricidade, são

poucos os casos em que os processos de electrificação são economicamente rentáveis, embora

seja sabido que são politicamente apoiados e fundamentais do ponto de vista social. Deste modo

não é raro existirem esquemas económicos e possibilidades de obtenção de subsídios que

facilitam e incentivam a electrificação das regiões em causa. Recomenda-se que sejam então

investigadas quais as possibilidades de obtenção de subsídios e em que condições. Este factor é,

normalmente, crucial para o sucesso ou não de todo o processo de planeamento da electrificação

rural, incluindo a sua implementação.

Outro factor a ter em conta será a tarifação do serviço de fornecimento de energia. Esta

deverá ser simples, transparente e adaptada à realidade das populações em questão. Se a tarifa

não for adequada à realidade social o sucesso do plano poderá ser fortemente comprometido, daí

seja grande a importância da consideração deste factor aquando da realização do planeamento da

electrificação rural.

Deverão ser ainda estudados casos de estudo em regiões semelhantes para que se possam

prever quais as principais dificuldades que serão sentidas no actual processo de planeamento da

electrificação rural com produção descentralizada, despistar eventuais problemas que possam

surgir e corrigir eventuais erros cometidos no passado.



49

CAPÍTULO 2

CUSTOS DE ELECTRIFICAÇÃO

DIMENSIONAMENTO E CÁLCULO DOS CUSTOS NIVELADOS DE ELECTRICIDADE (CNE)



50

2.1 Custos de Electrificação

Quando se consultam diferentes estudos de electrificação podem ser encontrados vários

tipos de abordagem para a avaliação dos custos de electrificação, tais como:

• o estudo dos custos sob o ponto de vista das empresas de distribuição de electricidade, em que os seus benefícios estão relacionados com a densidade de consumo e com as suas infra-estruturas de produção transporte e distribuição;

• o estudo dos custos sob a perspectiva de produtores privados, em que a rentabilidade do investimento está relacionada com o preço de venda da energia;

• o estudo dos custos sob a perspectiva do consumidor final, cujo interesse é ter em sua casa energia barata e com qualidade tendo em conta ainda o investimento inicial e os riscos do investimento;

• o estudo dos custos sob o ponto de vista das agências de energia cujo objectivo é avaliar, de uma forma global, o custo de energia para um determinado consumidor num local específico tendo ainda em conta múltiplos critérios, tais como: o económico, o ambiental, a qualidade de serviço, etc.

O transporte pode ser uma das principais causas de insucesso do investimento, já que os

investimentos numa dada região se tornam muitas vezes inviáveis devido aos elevados custos de

transporte, ou devido à inexistência de transportes regulares, o que é compreensível se tivermos

em conta a existência de obstáculos geográficos naturais tais como rios ou florestas densas.

Assim, deverá ser desenvolvida uma metodologia que tenha como objectivo obter mapas de custo

mínimo para o transporte de pessoas, equipamento, combustível e biomassa. Por razões de

simplicidade, a metodologia deverá ser semelhante para todos os tipos de transporte diferindo

apenas no formato dos dados de entrada especificados pelos autores dos estudos. Como exemplo

ficam as seguintes referências:

• para o transporte de técnicos devem ser considerados custos de transporte com retorno;

• para o transporte de equipamento e combustível devem ser considerados custos de transporte sem retorno;

• para o transporte de biomassa poderá ser considerado um trajecto de transporte com fluxo desde qualquer local em torno de um determinado ponto de concentração até



51

ao próprio ponto de concentração. Repare-se que para os outros tipos de transporte o sentido do fluxo é exactamente o inverso, já que se parte de um conjunto de locais origem, calculando-se seguidamente o custo de transporte até cada ponto da região de estudo seguindo trajectos ramificados.

No caso de se pretenderem instalar sistemas que necessitem de combustíveis fósseis

(como, por exemplo, os geradores a diesel e as centrais de biomassa), não devem ser ignorados os

custos:

• dos combustíveis (óbvios);

• do transporte desses combustíveis (menos óbvios).

Isto deve-se à importância que os custos de transporte de combustível podem ter nos

estudos de competitividade entre os custos de electricidade produzida por um sistema baseado em

combustíveis fósseis e um sistema baseado em energias renováveis. Os sistemas com necessidade

de combustíveis fósseis tornam-se geralmente mais caros devido a uma componente adicional

dos custos de combustível e dos correspondentes custos de transporte.

Outros tipos de custos são os que se prendem com a aquisição da tecnologia, a formação

de pessoal técnico especializado, os custos de impacto ambiental, os custos sociais (migração de

populações, a criação de novas oportunidades de emprego, a redução da dependência energética

do país, etc.), os custos de manutenção, os custos de operação do sistema, etc.

Para que se possam comparar os custos de diferentes tecnologias com vista a boas

tomadas de decisão é necessário que se proceda previamente à criação de mapas de Custo

Nivelado de Electricidade (CNE). Esse processo produzirá então um valor de CNE relativo a

cada opção tecnológica e para cada local do mapa da região. O CNE é o valor do custo

equivalente da electricidade fornecida à carga e expresso em €/kWh. Este valor é calculado em

função dos diversos custos intervenientes, sendo estes convertidos numa renda anual ao longo do

tempo de vida do equipamento. Os métodos de dimensionamento e nivelamento dos custos de

cada tecnologia serão apresentados no ponto seguinte.



52

2.2 Dimensionamento e Cálculo dos Custos Nivelados de

Electricidade (CNE)

2.2.1 Sistemas Fotovoltaicos

Fig. 2.1 Esquema do sistema fotovoltaico individual

Se considerarmos a figura anterior, verificamos que o sistema fotovoltaico (FV) é

constituído por um conjunto de painéis fotovoltaicos, um regulador de carga, uma ou mais

baterias e um inversor (caso existam cargas AC). Os reguladores de carga são responsáveis pelo

controlo da carga das baterias. Por sua vez as baterias garantem o armazenamento de energia.

A energia anual utilizada será dada por:



53

FPARGFPEAPEAU stc .... η== (Eq. 2.1)

Onde:

EAU → Energia anual utilizada (kWh/ano)

RG → Radiação global (kWh/m2/ano)

ηstc → rendimento do painel em condições STC6

A → Área do painel (m2)

FP → Factor de performance

EAP → Energia anual que o sistema pode produzir

O rendimento do painel representa a eficiência do sistema FV admitindo que toda a

energia produzida pelo sistema é consumida (sem perdas nas baterias, carregadores, inversores,

etc.). Para além do rendimento do gerador existe o factor de performance do sistema (FP), sendo

este o valor percentual que mede o afastamento em relação às condições óptimas de

funcionamento. Este factor é a razão entre a energia consumida pelas cargas e a energia que o

sistema é capaz de produzir. O FP depende do sistema, das características dos seus componentes

e, principalmente, das cargas que alimenta. O valor do FP varia de caso para caso. Vejamos

alguns exemplos de valores para aplicações típicas:

• Os sistemas isolados para aplicações domésticas apenas necessitam de fornecer a energia pedida pelas cargas. A melhor ou pior utilização da energia disponível depende do controlo e da monitorização do nível de carga por parte dos utilizadores. Os valores típicos de FP para pequenos sistemas isolados estão entre 30% e 60%. Os FP são usualmente baixos para baixos valores de carga, aumentando rapidamente à medida que o utilizador compra mais aparelhos eléctricos;

• Os sistemas isolados para aplicações profissionais têm valores de FP entre 20% e 30%. Estes valores são muito baixos, pois estes sistemas são utilizados para alimentar uma carga fixa, sendo dimensionados para os níveis de radiação mais baixos;

6 STC significa “Standard Test Conditions” (temperatura = 25ºC, irradiação = 1000 W/m2)



54

• Os sistemas utilizados para bombagem são sistemas que são dimensionados para utilizar toda a energia disponível, tendo valores de FP entre 80% e 90%.

O Custo Nivelado de Electricidade (CNE) é a razão entre o somatório dos custos anuais

equivalentes e a energia anual utilizada. O CNE é o parâmetro central de toda a análise

económica.

O valor do CNE é calculado por:

( ) ( ) ( )EAU

POMICAPOMIPOMICNE invinvinvinvbatbatbatbatFVFVFVFVFV

...... +++++= τττ (Eq. 2.2)

Onde:

CNEFV → Custo Nivelado de Electricidade produzido pelo sistema FV (€/kWh)

τFV → Factor de anualização para o investimento nos sistemas nos sistemas FV

IFV → Investimento no sistema FV (€/kW/ano)

OMFV → Operação e manutenção do sistema FV (€/kW/ano)

PFV → Potência de pico do sistema FV (kW)

τbat → factor de anualização para o investimento nas baterias

Ibat → Investimento nas baterias (€/kWh/ano)

OMbat → Operação e manutenção das baterias (€/kWh/ano)

CAPbat → Capacidade da bateria (kWh)

τinv → Factor de anualização para o investimento no inversor

Iinv → Investimento no inversor (€/kW/ano)

OMinv → Operação e manutenção do inversor (€/kW/ano)

Pinv → Potência nominal do inversor (kW)




55

É importante salientar que IFV e Ibat são constantes, enquanto que Iinv poderá variar com as

características da carga.

O factor de anualização τi para um equipamento i no ano do investimento é calculado

através da seguinte fórmula:

( )( ) 11

1.

−+

+=

i

i

n

n

it

ttτ (Eq 2.3)

Onde:

τi → Factor de anualização para o equipamento i

t → Taxa de anualização

ni → Tempo de vida do equipamento i (anos)

O tempo de vida do painel e do inversor poderá chegar a 20 anos enquanto que o tempo

de vida das baterias é calculado através de:

8760. argacciclos

batTNn = (Eq. 2.4)

Onde:

nbat → Tempo de vida das baterias (anos)

Nciclos → Número de ciclos de carga e descarga das baterias

Tcarga → Periodicidade da carga (h)

A potência de pico é dada por:



56

AEP STCFV ..0 η= (Eq. 2.5) com 20 W/m1000=E

De Eq. 2.1 e Eq. 2.5 facilmente se deduz que:

FPRGEEAUWPFV ..)( 0= (Eq. 2.6) ou FPRG

EAUkWPFV .)( = (Eq. 2.7)

A capacidade da bateria é dada por:

CBUTRRFSEAUCAPbat .8760

..= (Eq. 2.8)

Onde:

CAPbat → Capacidade da bateria (kWh)


CBU → Capacidade da bateria utilizável (≈ 0,8)

FS → Factor de segurança (≈ 1,2)

TRR → Tempo de reserva recomendado (h)

A CBU é a profundidade de descarga máxima sem que se causem danos na da bateria. O

FS é um factor de compensação das perdas da bateria. O TRR é o tempo exigido durante o qual

as baterias devem alimentar individualmente a carga.

A potência nominal do inversor Pinv pode ser calculada por:



57

pontainv F

FSEAUP.8760.= (Eq. 2.9) em que Carga da Ponta de Potência

Carga da Média Potência=pontaF (Eq. 2.10)

Se a carga for dada por um valor médio Lmed e um desvio-padrão σL então Fponta será:

Lmed

medponta L

LFσ3+

= (Eq. 2.11)

Substituindo-se na EQ. 2.2 PFV, CAPbat e Pinv pode-se obter:

( ) ( ) ( )

FSFOMI

TRRFSCBUOMI

FPRGOMICNE

ponta

invinvinvbatbatbatFVFVFVFV

.8760

.

..8760.

.. +++++= τττ (Eq. 2.12)

A implementação desta metodologia no SIG é extremamente simples, limitando-se a

calcular uma grelha de CNEFV para toda a região em estudo utilizando a equação 2.12. O

parâmetro RG é a grelha de radiação, sendo esta a característica geográfica mais importante para

o cálculo de CNEPV. Para além da grelha de RG existem as grelhas de IG, Ibat, Iinv que traduzem os

custos de transporte e de instalação de equipamentos, variando com a acessibilidade do local. Por

outro lado, os custos de OMG, Ombat e OMinv são representados por uma grelha geográfica em

que estes parâmetros variam também com a acessibilidade ao local.



58

2.2.2 Sistemas Eólicos

Fig. 2.2 Esquema do sistema eólico individual

A figura anterior exemplifica a constituição dos sistemas eólicos individuais. A

metodologia a implementar é semelhante à já exposta para os sistemas fotovoltaicos, apenas se

distinguindo no cálculo da energia produzida pelo gerador eólico. Assim, o valor da energia anual

produzida (EAP) pelo gerador eólico é dado pela expressão:

8760.).(.max FPvFCPEAP= (Eq. 2.13)

Onde:



59

Pmax → Potência máxima do gerador (kW)


FC(v) → Factor de carga (%)

O factor de carga (FC(A)) é a razão entre a potência média gerada e a potência máxima do

aerogerador. A potência média gerada é calculada através do recurso à curva de potência típica

CP(v) do aerogerador (ver figura 2.3) e da velocidade do vento caracterizada pela distribuição de

Weibull (ver figura 2.4).

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

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

v (m/s)

CP(v )/Pmax

Fig. 2.3 Curva de potência típica do aerogerador



60

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0 5 10 15 20

v (m/s)

f(A,k)

A = 3

A = 6

A = 9A = 12

A = 15 A = 18

Considerou-se k = 3,5

Fig. 2.4 Distribuições de Weibull em função dos parâmetros A e k

A expressão a partir da qual se pode obter o factor de carga é a seguinte:

max

, ).().()(

PdvvfvCP

AFC kAk

∫= (Eq. 2.14)

Onde:


FCk(A) → Factor de carga (%)

CP(v) → Curva do potência típica do gerador

fA,k → Distribuição de Weibull



61

A partir da equação 2.14 e das curvas representadas nas figuras 2.3 e 2.4 pode ser

calculada a curva do factor de carga que será, assim, construída com base numa série de valores

de “A” diferentes, em que a cada valor de “A” corresponderá a um ponto da curva FC(A). Se

calcularmos o valor médio da velocidade “v” para cada valor de “A” então é possível estimar as

curvas de factor de carga em função da velocidade média (FC(v)) (ver figura 2.5).

00,1

0,20,3

0,40,5

0,60,7

0,80,9

1

0 5 10 15 20

v (m/s)

FC (v )

k = 3,5

k = 3,0

k = 2,5

k = 2,0

Fig. 2.5 Curva FC(v) em função de diferentes valores de k

À semelhança dos sistemas FV a expressão para o cálculo do CNE é dada por:

( ) ( ) ( )

FSFOMI

TRRFSCBUOMI

FPvFCOMICNE

ponta

invinvinvbatbatbatEEEE

.8760

.

..8760.

8760.).(. +++++= τττ (Eq. 2.15)

O investimento no aerogerador IE (€/kW/ano) não é constante, tal como IFV, no entanto,

este investimento poderá ser dado por uma curva em que IE decresce com o aumento da potência



62

do gerador eólico.

Para a implementação desta metodologia no SIG é assumido um valor de “k” médio para

toda a região. Desta forma calcula-se a curva FC(v) e que é representada analiticamente através

de uma função polinomial. Tomando como base a grelha de velocidade média anual de vento,

corrigida para a altura do aerogerador, e utilizando as expressões para FC(v), IE e Iinv, bem como

as restantes, procede-se ao calculo de CNEE.

Os parâmetros de investimento IE, Ibat, Iinv devem incluir os custos de instalação e de

transporte de equipamentos sendo representados por grelhas geográficas. Os custos de OM

também serão representados por grelhas geográficas, que incluem os custos de acessibilidade ao

local.

2.2.3 Sistemas Diesel Individuais

Considerando um sistema no qual o gerador carrega um conjunto de baterias, em que

estas proporcionam autonomia para alimentar as cargas durante um ciclo de paragem e arranque

do gerador permitindo que este funcione sempre à plena carga. A potência nominal do gerador

será então dada por:

FPL

EAUP med

n .8760

31. ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

=

σ

(Eq. 2.16)

Onde :

Pn → Potência nominal do gerador (kW)

medLσ → Desvio-padrão do diagrama de cargas diário / valor médio do diagrama de cargas

diário

EAU → Energia anual utilizada (kWh)




63

Supondo que existe capacidade suficiente nas baterias, poderemos admitir que o gerador

só funcionará algumas horas por dia, mas sempre à plena carga. Assim, o tempo de vida do

gerador será dado por:

medn TUAEAU

Ptt .'.= (Eq. 2.17)

Onde:

t’ → tempo de vida dado pelo fabricante (h)

TUAmed → Tempo médio de utilização anual (h)

t → tempo de vida para a aplicação (h)

O cálculo do CNE inclui duas novas componentes, sendo avaliado o custo do combustível

consumido e o custo associado à taxa de protecção ambiental.

( ) ( ) ( ) ( )FP

TAXCCOPCCC

FSFOMI

TRRFSCBUOMI

FPOMICNE

ponta

invinvinvbatbatbatGGGG

..

.8760

.

..8760.

8760...2 +++++++= τττ (Eq. 2.18)

Onde:

PC → Preço do combustível (€/litro)

CC → Consumo de combustível (litro/kWh)

CCO →Conteúdo de CO2 (tons/litro)

TAX → Taxa aplicada (€/tons)



64

A implementação desta metodologia no SIG limita-se à utilização da fórmula anterior,

reflectindo-se em IG, Ibat, e Iinv os custos de transporte e de instalação de equipamentos, variando

com a acessibilidade do local. Por outro lado, os custos de OMG, OMbat e OMinv também serão

representados por uma grelha geográfica em que estes parâmetros variam com a acessibilidade ao

local. O preço de combustível é acrescido de um factor que reflecte os custos de transporte e de

combustível. É claro que estes custos devem ter em conta a dificuldade de acessos: tipo de

estrada, inclinação, etc. Por último, resta referir que a taxa de protecção ambiental poderá variar

de região para região, sendo mais elevada em regiões ecologicamente mais sensíveis.

A metodologia apresentada para geradores diesel é a mesma que para geradores a gasolina

e biomassa, apenas variando o tipo e preço do combustível aplicado.

2.2.4 Sistemas Eólicos / Diesel

Tal como podemos ver na fig. 2.4, os sistemas E/D são constituídos por um aerogerador

(com gerador síncrono) fornecendo energia às cargas através de um sistema de conversão

AC/DC/AC.

Ligado ao barramento de saída está um sistema Diesel que, coordenado com o sistema

eólico, garante a continuidade de serviço às cargas. Existe ainda um conjunto de baterias que

permite o armazenamento de energia e que poderá ser carregado através de ambos os geradores

(Diesel e Eólico). Caso o sistema não esteja implementado como rede isolada, estas poderão

ainda ser carregadas pela própria rede.



65

Fig. 2.6 Esquema de um sistema Eólico-Diesel

Nestes sistemas E/D considera-se que o gerador Diesel e o gerador eólico são

dimensionados para fornecerem a potência de ponta das cargas. Neste caso, a carga das baterias é

pequena, sendo utilizada apenas para garantir a alimentação das cargas durante o arranque do

gerador Diesel (capacidade para alimentar as cargas entre 5 a 30 min.). Um aspecto importante é

o facto do consumo de combustível do Diesel depender do regime de carga, influenciando a

performance do sistema.

Supondo que a potência máxima do gerador eólico será calculada por:

8760.

maxFEEAUP = (Eq. 2.19)



66

Onde:


FE → Fracção de eólica


A Fracção de eólica (FE) é a razão entre a potência máxima do aerogerador Pmax e a carga

média Lmed. Pode tomar valores inferiores ou superiores a um.

Assumindo que não existe correlação entre a carga e a velocidade do vento, então a

potência média anual que o gerador Diesel deve fornecer será:

( ) ( ) ( )

( ) ( )⎪⎩

⎪⎨

⎧

=−<−

−= ∫ ∫∞=

=

=

=

0 então 0 Se

....0 0

max

EE

L

L

PP

PEEGmed

PLPL

dLdPLpPpPLP (Eq. 2.20)

Onde:

PGmed → Carga média do gerador Diesel (kW)

( EPL− ) → Carga do gerador Diesel (kW)

( )EPp → Probabilidade de existir uma potência eólica PE

( )Lp → Probabilidade de existir uma carga L

As expressões anteriores podem ser aproximadas por:



67

( )( ) ( ) ( )

( )( ) ( )( )⎪⎪

⎩

⎪⎪

⎨

⎧

=−<−

−= ∑ ∑ ∫∫=

=

+

−

+

−

0 então 0 Se

....max

min

2

2

2

2

jj

Vj

Vj

L

L

Dvv

Dvv

Dvv

Dvv

jGmed

vCPLvCPL

dLLgdvvfvCPLPout

in

j

j

j

j

(Eq. 2.21)

Onde:

vin → Velocidade de arranque do aerogerador “cut-in” (ms-1)

vout → Velocidade de paragem do aerogerador “cut-out” (ms-1)

Lmin , Lmax → Respectivamente, mínimo e máximo da carga (kW)

CP(vj) → Valor da curva de potência para a velocidade vj

f(v) → Função densidade de probabilidade para a velocidade do vento (Weibull)

g(L) → função densidade de probabilidade para a carga (por exemplo: Normal)

A velocidade do vento é descrita por uma distribuição de Weibull enquanto que a carga

pode ser descrita por uma distribuição Normal, sendo Lmed o seu valor médio e σL o seu desvio-

padrão.

Como podemos ver pela expressão anterior, existe uma componente da energia produzida

pelo gerador eólico que não é considerada na integração. Esta energia corresponde à energia

dissipada na carga de emergência. A potência eólica média recebida pela carga será PER=(Lmed-

PGmed), repare-se que PER não inclui a potência dissipada na carga de emergência.

Com as expressões anteriores podem ser obtidos os gráficos representados na figura

seguinte.



68

Fig. 2.7 Eficiência do aerogerador em função das várias variáveis intervenientes

Da figura anterior facilmente se conclui que a eficiência do aerogerador diminui com o

aumento do desvio padrão da carga. É mostrada na figura a) esta variação para um caso bastante

desfavorável. Como podemos constatar, as variações não são significativas diminuindo a

eficiência do aerogerador em, aproximadamente, 5% para um aumento de 15% do desvio padrão.

Por outro lado, observamos que PER/Lmed varia com a velocidade média anual segundo a

curva da figura b). As várias curvas referem-se a vários valores da potência do aerogerador face à

potência média da carga (FE). Podemos ver que quanto maior é o valor de FE maior será a

potência eólica recebida pela carga, no entanto, o PE não cresce proporcionalmente à potência do

aerogerador, o que nos leva a concluir que a eficiência do aerogerador diminui com o aumento do

FE. Isto já era de esperar, pois, quanto maior é a potência do gerador face à carga maior será a

energia desperdiçada na carga de emergência. À razão entre a potência de ponta do diagrama de

cargas e a potência média chamaremos factor de ponta kpon, e será dada pela expressão:

medpon

Lk σ31+= (Eq. 2.22)



69

Onde:

kpon → Factor de ponta

σ → Desvio-padrão da carga (kW)

Lmed → Valor médio da carga (kW)

O gerador Diesel deverá ser dimensionado para alimentar o valor máximo da carga:

( )8760

1.. perponn

kkEAUP += (Eq. 2.23)

Onde:

Pn → Potência nominal do gerador Diesel (kW)

kper → Factor de perdas

Admitindo que o consumo de Diesel varia linearmente com a potência gerada vem:

( ) ( )Gmedn

vpcvGmed P

PCCCCCCPCC .−+= (Eq. 2.24)

Onde:


CCv → Consumo de combustível em vazio (litro/kWh)

CCpc → Consumo de combustível à plena carga (litro/kWh)

Pn → Potência nominal do gerador (kW)

PGmed → Potência média do gerador (kW)



70

A fracção de Diesel (FD) é a razão entre a carga do gerador Diesel e a carga média. Este

valor pode ser calculado pela expressão seguinte, variando com a velocidade média do vento no

local, sendo a sua variação traçada no gráfico da fig. 2.6 (escala da direita).

( )permed

Gmed

kLPFD+

=1.

(Eq. 2.25)

CC(v) poderá ser calculado a partir de FD(v) se considerarmos as equações 2.23 e 2.24:

( )( permedn

vpcv kvFDL

PCCCCCCvCC +++= 1...)( ) (Eq. 2.26)

A forma da curva será a mesma de FD(v) diferindo apenas na escala que podemos ver na

fig. 2.6 (escala da esquerda).

Fig. 2.8 Curva de consumo do gerador Diesel como função da velocidade média de vento v



71

O cálculo do custo nivelado de electricidade (CNE) deverá ser efectuado segundo a

expressão seguinte:

( ) ( ) ( ) ( ) ( )( )+++++++++=

TRRFSCBU

kOMIkkOMIkFEOMICNE perbatbatbat

n

perponDDDperEEEED

..87601..

.87601...

87601... τ

ηττ

( ) ( ) ( ) ( ) ( )8760

....87601... BTBTBTBTperponinvinvinv lOMIvCCTAXCCOPCkkOMI +++++++ ττ (Eq. 2.27)

Onde:

τE → Factor de anualização para o investimento no gerador eólico

IE → Investimento para o gerador eólico (€/kW/ano)

OME → Operação e manutenção do gerador eólico (€/kW/ano)

FE → Fracção de potência eólica

τD → Factor de anualização para o investimento no gerador Diesel

ID → Investimento para o gerador a Diesel (€/kW/ano)

OMD → Operação e manutenção do gerador Diesel (€/kW/ano)

τbat → Factor de anualização para o investimento nas baterias

Ibat → Investimento para as baterias (€/kWh/ano)

OMbat → Operação e manutenção das baterias (€/kWh/ano)

CBU → Capacidade da bateria utilizável (VH7 0.8)

FS → Factor de segurança (VH 1,2)

TRR → Tempo de reserva recomendado em número de horas (h) (VH 5 a 30 min)

τinv → Factor de anualização para o investimento nos inversores e rectificadores

Iinv → Investimento para os inversores e rectificadores (€/kW/ano)

7 VH significa “Valor Habitual”



72

OMinv → Operação e manutenção para os inversores e rectificadores (€/kW/ano)

PC → Preço do combustível (€/litro)

CC(v) → Consumo específico de combustível (litro/kWh)

CCO → Conteúdo de CO2 (tons/litro)

TAX → Taxa aplicada (€/tons)

τBT → Factor de anualização para o investimento na rede de baixa tensão

IBT → Investimento na rede de baixa tensão (€/(kW.km))

OMBT → Operação e manutenção da rede de baixa tensão (€/(kW.km))

lBT → Comprimento da rede de baixa tensão (km)

kpon → Factor de ponta do diagrama de cargas

kper → Factor de perdas na rede de baixa tensão

Os sistemas E/D, considerados neste estudo, destinam-se a alimentar cargas entre 30 kW e

300kW, que se encontram em pequenas redes de baixa tensão (BT). Tal como podemos ver na

equação anterior existe uma nova componente que avalia os custos da rede de baixa tensão. O

custo é calculado em função do comprimento médio da rede (lBT) que é dado pela equação 2.28.

Tendo em conta que o sistema E/D alimentará uma rede BT, devido à condição de queda de

tensão, deverá ser considerado que o sistema E/D alimentará uma rede dentro de uma área

correspondente a um “círculo” com raio a determinar conforme o caso e centrado no ponto onde

é instalado o sistema.

3..

med

jj

jjj

BT DLL

Lll

∑∑

= (Eq. 2.28)

Onde:

lBT → Comprimento da rede BT (km)



73

j → Elemento de grelha dentro do “círculo”

lj → Distância de j ao E/D (km)

Lj → Carga de j (kW)

DLmed → Densidade de carga média (kW/km)

Tal como é habitual em modelos de planeamento de redes eléctricas o comprimento

médio da rede eléctrica é calculado em função da densidade de carga. Na expressão anterior a

distância de cada elemento de grelha ao centro do “círculo” é pesada pela carga correspondente,

evidenciando pontos próximos do centro de cargas. Esta técnica permitirá encontrar a localização

mais apropriada para o sistema E/D. A densidade média de carga DLmed será calculada pela

seguinte formula:

∑∑

=

jj

jj

med A

LDL (Eq. 2.29)

Onde:

DLmed → Densidade de carga média (kW/km)

j → Elemento de grelha dentro do “círculo”

Aj → Área de j (km2)

Lj → Carga de j (kW)

O factor de perdas (kper) é dado por:

( )200

.1000...

BT

BTBTBTmedper

UtgXRlLk ϕ+= (Eq. 2.30)



74

Onde:

kper → Factor de perdas

Lmed → Potência média da carga (kW)

lBT → Comprimento da rede BT (km)

R0BT → Resistência típica da rede BT (Ω/km)

X0BT → Reactância típica da rede BT (Ω/km)

cosϕ → Factor de potência da rede BT

U → Nível de tensão da rede BT (kV)

Para a implementação desta metodologia é necessário o uso de módulos de análise focal

do SIG, sendo o Bloco de Análise Focal (BAF) a área da rede de BT alimentada pelo sistema

E/D.

Tomando como base uma grelha de cargas poderão ser calculados Lmed e DLmed de um

aglomerado de consumidores delimitados pelo BAF que será um circulo com raio a definir

consoante o caso. Assim, Lmed, DLmed e lBT são calculados para o valor central do BAF, local

onde está instalado o E/D.

Os parâmetros IE, ID e Iinv são valores variáveis com a carga Lmed, pelo que, será

necessária a utilização de funções que representem a variação destes custos específicos

(€/kW/ano) com a carga.

Tal como nos outros sistemas, os custos de instalação e de transporte de equipamentos

deverão ser considerados nas grelhas de IE, ID, Ibat, Iinv e IBT variando segundo a acessibilidade do

local. Os valores de OME, OMD, OMbat, OMinv e OMBT também deverão incluir um factor de

acessibilidade ao local.

O parâmetro que dependerá dos recursos eólicos do local será o consumo de combustível

CC(v), obedecendo a uma função que represente a curva da fig 2.6. O preço do combustível

variará com o local, já que depende do custo de transporte e da acessibilidade do local. Por outro

lado, a taxa de protecção ambiental (TAX) poderá variar segundo a sensibilidade ecológica de



75

cada zona.

2.2.5 Sistema Diesel Alimentando Aglomerados de Consumidores

Estes sistemas são semelhantes aos sistemas E/D a menos da componente eólica. O

cálculo do CNE difere na componente do consumo de combustível, sendo o consumo médio

correspondente ao valor médio da carga.

pon

vpcv

kCCCCCCCC −+= (Eq. 2.31)

Onde:


CCv → Consumo de combustível em vazio (litro/kWh)

CCpc → Consumo de combustível à plena carga (litro/kWh)


Assim, da mesma forma que para os sistemas E/D, a metodologia para os sistemas Diesel

é implementada através da seguinte equação:

( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )+++++++++= 87601..3..

..87601..

.87601... perponinvinvinvperbatbatbat

n

perponDDDD

kkOMI

TRRFSCBU

kOMIkkOMICNE ττη

τ

( ) ( ) ( )EAU

lOMIvCCTAXCCOPC BTBTBTBT .... ++++ τ (Eq. 2.32)



76

2.2.6 Ligar Aglomerados de Consumidores a Redes Eléctricas já Existentes

Fig. 2.9 Esquema dos componentes a considerar na ligação de um conjunto de consumidores à rede

Será agora apresentada uma metodologia possível para estimar o CNE da expansão da

rede de média tensão (MT) existente. Existem três níveis de custos a considerar:

• Nos custos referentes à rede de média tensão (MT) já existente podemos incluir: o custo nivelado de electricidade anterior à expansão; o custo devido ao reforço do sistema de produção da rede; e o custo de reforço dos equipamentos de transporte e de distribuição da rede;

• No custo da linha de interligação de média tensão são incluídos: os custos de equipamento, instalação, perdas e manutenção;

• Na rede receptora será considerada a alimentação de um posto de transformação (PT) e a respectiva rede de baixa tensão (BT). Neste nível serão considerados: os custos do posto de transformação e os custos da rede de BT.

( )( ) ( ) ( )+++++++= 87601....1. perponLMTLMTLMTLMT

TperRMTRPMTRkklOMIkCNECNECNECNE τ

( ) ( ) ( )8760

..8760

1... BTBTBTBTperponPTPTPT lOMIkkOMI +++++ ττ (Eq. 2.33)

Onde:

CNEMT → CNE para a electricidade fornecida à rede MT original (€/kWh)



77

CNERP → CNE para o reforço de produção na rede MT original (€/kWh)

CNERMT → CNE para o reforço da rede MT original (€/kWh)

kTper → Factor de perdas para a linha MT e a rede BT a alimentar

τLMT → Factor de anualização para o investimento na linha MT

ILMT → Investimento na linha MT (€/(kW.km))

OMLMT → Operação e manutenção na linha de MT (€/(kW.km))

lLMT → Comprimento da linha de MT (km)


τPT → Factor de anualização do PT

IPT → Investimento no PT (€/(kW))

OMPT → Operação e manutenção no PT (€/(kW))

kper → Factor de perdas na rede BT a alimentar

τBT → Factor de anualização para o investimento na rede BT

IBT → Investimento na rede de baixa tensão (€/(kW.km))

OMBT → Operação e manutenção na rede de baixa tensão (€/(kW.km))

lBT → Comprimento da rede de baixa tensão (km)

O factor de perdas da rede BT é dado pela equação 2.30. O factor de perdas total (linha

MT mais a rede BT a alimentar) será dado por:

( ) ( )2

00

.1000...1.

MT

MTMTLMTpermedTper

UtgXRlkLk ϕ++= (Eq. 2.34)

Onde:

kTper → Factor de perdas totais

kper → Factor de perdas da rede BT



78

Lmed → Potência média da carga (kW)

LLMT → Comprimento médio da rede MT (km)

R0MT → Resistência típica da rede MT (Ω/km)

X0MT → Reactância típica da rede MT (Ω/km)

cosϕ → Factor de potência da carga

U → Nível de tensão da rede MT (kV)

Os valores de CNEMT, CNERP e CNERMT variam de rede para rede devendo ser expressos

sobre grelhas do SIG subdivididas nas regiões alimentadas por cada uma das grelhas. Se for

comparado o caso de uma rede forte com o de uma rede fraca pode-se observar que a rede forte

terá valores de CNER mais baixos, devido a valores mais baixos de CNEMT, CNERP e CNERMT.

Os parâmetros KTper e Kper representam grelhas em que os valores variam com as grelhas

de Lmed e com as grelhas das distâncias lLMT e lBT. Estes parâmetros também poderão variar com a

carga Lmed e com o nível de tensão de cada rede UMT. Repare-se que quanto maior é a distância à

rede MT maiores são as perdas o que conduzirá a valores mais elevados de CNER.

O investimento específico da linha MT será representado no SIG por uma função que

varia com a carga Lmed e com o nível de tensão. Por outro lado, para o IBT, deverá ser considerado

um cabo típico não variando com a carga.

O cálculo do comprimento lLMT poderá ser efectuado através de um modelo de

optimização disponível no SIG. O processo consiste na optimização dos trajectos tendo em conta

uma grelha de custo de travessia (expresso em cada elemento da mesma). A grelha de custos

incluirá a grelha de investimento, custo de instalação, custos de operação e de manutenção, etc.

Esta grelha de custos será influenciada por vários aspectos geográficos, tais como:

• a inclinação do terreno, aumentando o custo com a inclinação;

• o tipo de terreno, aumentando o custo com a dureza do terreno;

• obstáculos, considerando o custo para a travessia de determinado tipo de obstáculo;

• estradas, diminuindo os custos de instalação com a distância a estradas.



79

O valor de CNER aumenta com a distância à rede, tornando-se não competitiva a ligação

de cargas distantes ou de difícil acesso. O comprimento lLMT está limitado por um valor máximo

da queda de tensão. O factor de ponta do diagrama kpon aumenta com a distância a zonas urbanas.

O kpon é um factor importante para o cálculo de CNER pois, em algumas zonas rurais, poderá ser

inviabilizada a ligação à rede devido a um baixo factor de utilização dos equipamentos instalados.

2.2.7 Sistemas Hídricos

Para que se possam dimensionar estes sistemas é necessário o cálculo prévio dos recursos

hídricos existentes. Deve começar-se por calcular a diferença entre as cotas máxima (Qmax) e

mínima (Qmin), obtendo-se, deste modo, a variação máxima de cota (∆Q).

minmax QQQ −=∆ (Eq. 2.35)

Com esse valor (∆Q), expresso em m, e com o valor de potência linear (Plinear), expresso

em kW/m, pode calcular-se a potência máxima turbinável (PmaxT), expressa em kW:

linearT PQP .max ∆= (Eq. 2.36)

Com o valor de potência máxima turbinável, passa a ser possível o dimensionamento do

grupo gerador. Para esse efeito deverá ser especificado um factor de segurança (FS) que se

destinará à compensação das eventuais perdas do sistema. É habitual tomar-se como FS o valor

1,2.

Para o dimensionamento podem ser considerados três métodos diferentes:

1. Existe um cenário de consumo definido mas não se conhece a capacidade instalada;



80

2. Existe um cenário de consumo definido e a capacidade instalada é conhecida;

3. Não existe um cenário de consumo definido, mas é conhecida a capacidade instalada.

Método 1:

Como já foi anteriormente referido, neste caso encontra-se definido o cenário de

consumo, mas não se conhece a capacidade instalada. Deste modo, o dimensionamento

dependerá da eficiência (η) e do consumo que será necessário satisfazer.

Deve começar-se por calcular a energia anual utilizada (EAU). Esta representa a energia

que é necessária para satisfazer a carga durante um ano.

8760.medLPEAU= (Eq. 2.37)

Onde:


PmedL → Potência média anual consumida pela carga (kW/ano)

Outro factor importante a calcular é o factor de ponta (Fpon). Este representa a relação

entre a potência média anual consumida pela carga (PmedL) e o seu valor de potência máxima ou

de pico (PmaxL).

L

medLpon

PPF

max= (Eq. 2.38)



81

A energia anual a produzir (EAP) representa a energia que o sistema será obrigado a

produzir para satisfazer a sua carga anual. Poderá ser calculada a partir da seguinte expressão:

HFEAUEAP .= (Eq. 2.39)

Onde:

EAP → Energia anual a produzida pelo sistema (kWh)


FH → Factor de hídrica do sistema

O factor de hídrica do sistema (FH) irá determinar qual a quantidade da carga que é

satisfeita pela produção de energia hídrica. Se se tratar de um sistema isolado, este factor tomará

o valor unitário (100%) já que toda a carga terá que ser satisfeita pela produção de energia

hídrica. Se se tratar de um sistema ligado a uma rede eléctrica já existente, este factor poderá

tomar valores inferiores ou superiores ao unitário. Um valor de FH superior a 100% indicará que

o sistema será dimensionado no sentido de exportar energia para a rede. Um valor inferior a

100% indicará que o dimensionamento do sistema não será suficiente para satisfazer a carga.

Assim, um valor de FH inferior a 100%, implicará a importação de energia pelo sistema que fluirá

a partir da rede já existente e à qual este se encontra conectado.

Considerando o factor de performance (FP) do sistema como a relação entre a energia

consumida pela carga e a energia que o sistema pode produzir, a potência a produzir pelo sistema

será:

8760..

FPFSEAUPG= (Eq. 2.40)



82

Onde:

PG → Potência a produzida pelo sistema (kW)


FS → Factor de segurança


De seguida poder-se-á calcular a queda necessária para satisfazer a PG.

lineal

G

PPQueda= (Eq. 2.41)

Método 2:

Nesta segunda possibilidade de cálculo, admite-se ser conhecida a capacidade instalada.

Para além disso, admite-se existir um cenário de consumo definido.

Nesta situação, como é conhecida a capacidade do sistema, o parâmetro FH não é

necessário. Caso o sistema se encontro ligado a uma rede já existente e a capacidade do sistema

seja insuficiente face à carga do mesmo, poderá ser importada a energia em falta pela rede. Caso

esta ligação não exista, deve garantir-se que a capacidade do sistema é suficiente para alimentar a

carga, caso contrário correr-se-á um forte risco de ter que deslastrar as cargas do mesmo. Este

detalhe deverá, consequentemente, ser tido em conta aquando do dimensionamento do sistema.

O cálculo para a energia anual utilizada dependerá da potência média anual da carga do

sistema (PmedL), expressa em kW, e do número de horas de consumo anual. Assim, EAU (kWh)

poderá ser calculado pela expressão que se segue:

8760.medLPEAU= (Eq. 2.42)



83

O factor de ponta do sistema (Fpon) será dado pela relação entre a potência média anual

consumida pela carga (PmedL) e o seu valor de potência máxima ou de pico (PmaxL).

L

medLpon

PPF

max= (Eq. 2.43)

A energia anual a produzir pelo sistema será dada por:

8760.CAPEAP= (Eq. 2.44)

Onde:

EAP → Energia anual a produzida pelo sistema (kWh)

CAP → Capacidade de produção do sistema (kW)

A queda necessária para se satisfazer a capacidade do sistema (CAP), conhecendo-se a

sua potência linear (Plinear) será:

linearPCAPQueda= (Eq. 2.45)

Método 3:

Neste último método é conhecida a capacidade do sistema, mas não existe um cenário de

consumo definido. Neste caso não fará qualquer sentido falar de energia anual utilizada ou de

factor de ponta uma vez que se desconhece a carga. A potência a produzir pelo gerador será igual



84

à capacidade do sistema.

A energia anual produzida deverá ser calculada pela seguinte expressão:

8760..ηCAPEAP= (Eq. 2.46)

Onde:

EAP → Energia anual produzida pelo gerador (kWh)

CAP → Capacidade do sistema produtor (kW)

η → Rendimento do gerador

Com a capacidade (CAP) e a potência linear (Plinear) do sistema, pode facilmente ser

calculada a queda necessária para satisfazer a CAP requerida:

linearP

CAPQueda= (Eq. 2.47)

Dimensionamento das baterias para o sistema hídrico

O cálculo da capacidade das baterias depende da existência de um cenário de consumo.

Caso o sistema esteja ligado a uma rede já existente estas não serão necessárias, não sendo assim

de considerar a sua existência.

Caso exista um cenário de consumo as baterias podem tornar-se interessantes no sentido

de aumentarem a fiabilidade do sistema. Esse interesse poderá ser baixo no caso de o sistema

estar ligado a uma rede já existente. Já no caso de se tratar de um sistema isolado, a instalação de

baterias tornar-se-á quase obrigatória pois, no caso de uma falha no sistema, permitem que a



85

carga continue a ser alimentada durante o número de horas para que foram dimensionadas.

A energia armazenáveis pelas baterias (EBAT) a instalar será obtida pela seguinte

expressão:

CBUTRRFSEAUEBAT .8760..= (Eq. 2.48)

Onde:

EBAT → Potência conjunta das baterias a instalar no sistema (kWh)

FS → Factor de segurança

TRR → Tempo de reserva recomendado (h), este será o tempo para o qual as baterias serão dimensionadas

CBU → Profundidade de descarga máxima das baterias sem sejam danificadas

Caso seja necessária a instalação das baterias, também será necessária a instalação de

inversores (equipamento complementar) através dos quais a carga será alimentada.

A potência nominal dos inversores (PINV) a instalar será:

ponINV F

FSEAUP.8760.= (Eq. 2.49)

Onde:

PINV → Potência nominal dos inversores a instalar no sistema (kW)


FS → Factor de segurança do sistema



86

Fpon → Factor de ponta do sistema

Finalmente será apresentada uma metodologia possível para estimar o CNE do sistema

hídrico a instalar.

( ) ( )EAP

COMCCAPSCCCCNE

INSTLIGEQUIP

INVBATG +++⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−++

=.%1001.

(Eq. 2.50)

Onde:

CNE → Custo nivelado de electricidade (€/kWh)

CG → Custo do gerador (€/ano)

CBAT → Custo das baterias (€/ano)

CINV → Custo dos inversores (€/ano)

CINST → Custo da instalação (€/ano)

SEQUIP → Subsídio concedido para o equipamento (%)

EAP → Energia anual produzida pelo gerador (kWh/ano)

CAP → Capacidade do sistema produtor (kW)

CLIG → Custo de ligação à rede (€/(kW.ano))

OM → Custos de operação e manutenção (€/(kW.ano))



87

CAPÍTULO 3

CARACTERIZAÇÃO DAS CARGAS

RECOLHA E PREPARAÇÃO DOS DADOS

LIMITAÇÕES E ALTERNATIVAS POSSÍVEIS AO USO DE DADOS GEOGRÁFICOS CONVENCIONAIS

MAPEAMENTO DE RECURSOS



88

3.1 Caracterização das Cargas

No quadro da electrificação rural, uma das principais dificuldades consiste na avaliação

das cargas a alimentar. Deste modo, é necessário analisar a situação energética das populações a

electrificar e prever as evoluções dos consumos utilizando informação recolhida através de

estudos socio-económicos no terreno. A avaliação da situação actual permitirá saber quanto

dinheiro é gasto em energia, sendo este o valor que as populações estarão dispostas a pagar numa

fase inicial. Mas a realização de tais estudos não é frequente, visto tratar-se de um processo lento

e dispendioso.

É usual agrupar os consumos eléctricos em três categorias:

• Serviços eléctricos domésticos, que incluem todos os consumos a título individual ou familiar como, por exemplo, iluminação, rádio, televisão, cozinha, extracção de agua, etc.;

• Serviços eléctricos de produção, que incluem todos os consumos que intervêm nas actividades agrícolas, artesanais, industriais ou comerciais como bombagem de água para rega ou drenagem, moinhos ou pequenas fábricas;

• Serviços eléctricos comunitários, que incluem todos os consumos associados à melhoria da qualidade de vida de toda a comunidade como escolas, centros de saúde (conservação de vacinas…), igrejas ou edifícios administrativos.

A repartição em cada categoria varia de uma região e de um país para outro, em função de

factores como o desenvolvimento económico, quantidade de população activa e a eficácia

energética dos equipamentos.

Modelação das cargas

Caso os valores e localização das cargas sejam desconhecidos, o sistema é dimensionado

e estudado em todos os locais geográficos com o mesmo cenário de carga. Este é especificado

pelo utilizador, podendo ser muito detalhado, ao ponto de definir o diagrama diário ou os

electrodomésticos a alimentar pelo sistema, ou muito simplificado ao ponto de definir apenas um



89

consumo médio anual.

Admitindo que se conhece a localização geográfica e a localização das cargas procede-se

a um dimensionamento e estudo específico de cada local, com o cenário de carga que

corresponde ao consumo desse local. Os dados podem ser muito detalhados, mas em geral essa

informação não existe, havendo apenas informação sobre o número e tipo de casas numa

quadrícula do mapa. Pode-se assim efectuar uma estimativa bastante superficial do consumo

mensal ou anual em cada local geográfico. Para este tipo de abordagem podem ser usadas

metodologias de agrupamentos geográficos (clustering) para se avaliar os custos de electrificação

de pequenos aglomerados de casas. Os dados necessários para isso podem ser simplesmente

mapas, imagens de satélite ou ortofotos de casas complementados com um estudo no terreno

sobre o consumo associado a cada casa. Para consumos futuros poderá ser feita previsão

geográfica de carga.

Para se equacionarem as evoluções de consumo pode-se recorrer à:

• comparação da situação eléctrica de uma zona já electrificada com características similares ;

• avaliação do preço que as populações em causa estão dispostas a pagar pela electricidade.

Na primeira opção, para avaliar os consumos, os dados de zonas próximas ou idênticas

podem ser extrapolados. Quando esse tipo de informação não se encontra disponível, pode ser

efectuado um pequeno estudo numa zona da região a electrificar, generalizando em seguida os

resultados dessa pequena amostra para toda a região.

A segunda opção exige a avaliação do preço máximo que os consumidores se dispõem a

pagar pelo serviço eléctrico (que depende do tipo de equipamentos que desejam ter em casa)

sabendo-se de antemão que quanto mais os consumidores desejam beneficiar de um dado serviço,

mais dinheiro estão dispostos a pagar por ele.



90

Os estudos no terreno

Quando existe a possibilidade de realizar inquéritos no terreno, estes devem ser feitos às

populações não electrificadas, diferenciando os clientes que já beneficiam de uma fonte de

energia (por exemplo um pequeno gerador) dos que não têm qualquer acesso. Para cada classe de

consumidor os inquéritos irão precisar os serviços energéticos utilizados e os seus custos. De

seguida serão avaliados os consumos, definindo quanto dinheiro os clientes estão dispostos a

pagar e por que tipo de serviço. Essa avaliação será local, regional ou nacional, em função dos

objectivos e dos meios à disposição. A organização e realização de tais estudos normalmente

ficam a cargo das entidades responsáveis pelo plano (organismo público, estado, empresas de

electricidade, sociedades privadas encarregadas da electrificação…).

3.2 Recolha e Preparação dos Dados

Por todo o trabalho de pesquisa efectuado, podemos afirmar que a recolha de dados é a

fase mais trabalhosa de um projecto deste tipo. Os dados poderão ser originários de várias fontes:

bases de dados de instituições estatais; bases de dados de empresas de electricidade; bases de

dados de institutos meteorológicos; mapas; fotografia aérea; imagens de satélite; etc.

3.2.1 Formatos SIG

Os dados são aceites pelos SIG em três formatos diferentes: o formato raster, o formato

vectorial e o formato de poligonal.

O formato raster divide a área de estudo numa grelha de células onde cada uma contém

um valor e uma posição geográfica. O valor contido corresponde a uma variável de interesse.

Cada célula é geo-referenciada através de um sistema de coordenadas, do seu tamanho no mundo

real e da sua distância real ao ponto de referência de toda a grelha. Cada conjunto de células e os

seus valores associados constitui uma camada. As várias podem constituir uma base de dados

completa, onde cada uma representa diferentes variáveis, como por exemplo: o relevo, nível de

radiação solar, densidade populacional, etc. Este formato de dados é o mais adequado para

efectuar operações aritméticas entre células da mesma camada ou entre células de camadas

diferentes com a mesma posição geográfica. A maioria dos SIG inclui módulos que permitem



efectuar operações com modelos raster como: análises de superfície, obter caminhos de custo

mínimo, efectuar operações aritméticas entre camadas, etc. Com análises raster a sequência de

operações para um dado local (por exemplo: dimensionar um sistema fotovoltaico) pode ser

estendida a uma região geográfica mais alargada desde que se utilizem mapas em vez de utilizar

variáveis com uma só localização geográfica.

O formato vectorial é usado para armazenar e manipular elementos gráficos bem

definidos. Estes podem ser: pontos, linhas, polígonos, etc. Os atributos destes elementos, aos

quais o utilizador pode associar as características que desejar, encontram-se armazenados numa

base de dados. Este formato é usado para representar elementos geográficos com: estradas, redes

eléctricas, canalizações, desníveis, etc.

O formato poligonal é usado para representar superfícies através de séries de triângulos

irregulares armazenando as relações topológicas entre eles. Este modelo de dados é o mais

apropriado para representar modelos de relevo digital. Permite calcular inclinações de superfícies,

ângulos de incidência, áreas inundadas, etc.
Camada 2 (Vectorial)
Camada 3 (Raster)
Camada 4 (Poligonal)
Camada 1 (Raster)

91



92

Fig. 3.1 Exemplo de camadas do SIG

A figura 3.1 mostra uma possível composição de quatro camadas num SIG. As primeira e

terceira são representadas pelo formato de dados raster nas quais se podem ser observadas

diferentes células. A segunda camada é representada pelo formato vectorial e a quarta pelo

formato poligonal onde pode ser observado o relevo. Todas se encontram referenciadas ao

mesmo ponto geográfico.

3.2.2 Digitalização

A digitalização é o método mais comum para introduzir dados em formato vectorial

dentro do SIG. Consiste no traçado de características gráficas a partir de uma mesa digitalizadora.

Cada característica do mapa é registada armazenando as coordenadas x,y de cada ponto. É

também possível construir os ficheiros de dados vectoriais por transformação de outros tipos de

ficheiros (ASCII, outros formatos de CAD ou outros formatos de diferentes SIG).

Os ficheiros raster podem ser construídos a partir da utilização de scanners. Estes

ficheiros também poderão ser construídos a partir da reformatação de outros tipos de imagens

recolhidos através de modelos digitais de terreno (DTM8) ou de imagens de detecção remota.

O processo de digitalização poderá ser manual, semi-automático, ou totalmente

automático. Os dados poderão ser organizados em camadas temáticas podendo ser fragmentada,

composta ou processada de forma a obter novas coberturas e grelhas.

3.2.3 Geocodificação

Para que seja possível efectuar análises com muitas camadas temáticas originárias de

diversas fontes, todos os dados devem usar o mesmo sistema de coordenadas. A atribuição de

coordenadas geográficas a cada elemento geográfico armazenado no SIG dá-se o nome de

Geocodificação.

8 DTM Da sigla anglo-saxónica “Digital Terrain Model”



93

Para dados vectoriais a geocodificação é feita durante a digitalização. Também poderá

fazer-se depois da digitalização usando métodos de transformação de coordenadas a partir de

pontos de referência (“marcas”). Os formatos raster só poderão ser geocodificados pelo segundo

processo, sendo usado um ficheiro especial que contém as “marcas” e as respectivas coordenadas.

As coordenadas usadas para a digitalização são transformadas em coordenadas terrestres através

de ferramentas de projecção do SIG.

3.2.4 Resolução

A escolha da resolução a utilizar depende de vários factores:

1. a resolução depende da escala e resolução dos dados disponíveis. Só será possível chegar a resultados com elevada resolução se o SIG tiver informação da região com precisão proporcional aos dados pretendidos;

2. existem limites para os módulos de software do SIG obrigando a um compromisso entre resolução e dimensão da região a estudar;

3. a resolução a utilizar depende dos objectivos finais da metodologia. Por exemplo, se pretendemos encontrar a configuração de uma rede de BT, teremos que utilizar resoluções da ordem da dezena de metros. Por outro lado, se pretendemos encontrar as melhores posições para localizar um aerogerador, deveremos utilizar resoluções da ordem da centena de metros. Ou ainda, se pretendemos encontrar possíveis locais para a instalação de um parque de grande dimensão, bastará usar resoluções da ordem de quilómetros.

3.3 Limitações e Alternativas Possíveis ao Uso de Dados

Geográficos Convencionais

Os dados geográficos convencionais utilizados em SIG são principalmente fotografias

aéreas e mapas digitalizados pelo uso de scanners. Estes têm normalmente baixos custos e são

fáceis de adquirir, mas apresentam também algumas desvantagens:

• problemas de fiabilidade dos dados;

• dificuldades de adaptação aos SIG;

• dificuldades de aquisição em alguns países.



94

3.3.1 Fiabilidade dos Dados

Os mapas topográficos, geralmente produzidos a partir de fotografias aéreas, têm dois

inconvenientes em países em vias de desenvolvimento:

• problemas com a escala;

• problemas com a idade.

A escala dos mapas é muitas vezes imprecisa não permite identificar as comunidades, mas

apenas as aldeias. Os mais precisos costumam cobrir densas regiões urbanas onde a rede eléctrica

já se encontra instalada. No Mali, por exemplo, existem mapas com escala 1:50000 (1cm por

500m), mas este cobrem apenas 5% do território, essencialmente as principais cidades. O restante

do território é coberto por mapas em 1:200000 (1cm por 2km), sobre os quais a indicação das

comunidades é imprecisa.

Nestes países, os mapas são em geral relativamente antigos, tendo na sua maior parte mais

de 20 anos. Além disso deve ser ainda considerado o crescimento e movimento e das populações.

Num mapa preciso de 1980, ainda que todas as habitações fossem mostradas, a confiança nas

informações seria muito limitada, porque muitas das comunidades já não existem, enquanto que

outras novas podem ter surgido.

3.3.2 Processamento Geográfico dos Dados

Normalmente as fotografias aéreas e os mapas topográficos comprados nesses países

estão em formato impresso. Para que possam ser utilizados no SIG é necessários que esses dados

sejam digitalizados através de um scanner e georeferenciados. O trabalho de integração e

georeferenciamento é difícil e fastidioso, resultando muitas vezes na perda de precisão das

informações de vários metros ou quilómetros, dependendo da escala do mapa.



95

Autorização

Em muitos países em vias de desenvolvimento, a obtenção dos dados cartográficos exige

autorizações que são, frequentemente, difíceis de adquirir, em particular nos países de regime

fechado ou politicamente instáveis.

Estes problemas relacionados com os dados geográficos convencionais são frequentes.

Em muitos casos, a fim de se conseguir informações geográficas precisas e actualizadas sobre as

regiões a serem electrificadas, é melhor adquirir dados digitais como imagens de satélite ou

posições GPS.

3.3.3 Posições GPS

O GPS (sistema de posicionamento global) é um sistema de navegação por rádio

disponível a qualquer hora e em qualquer lugar. Os utilizadores podem determinar a sua posição

em terra, mar ou ar a partir de posições conhecidas por vários satélites. Um receptor sincronizado

pode medir o tempo de propagação do sinal e calcular a distância do receptor ao satélite. Usando

três satélites, o receptor é capaz de realizar a triangulação para determinar a sua posição no mar.

quatro satélites são necessários em altitude. A posição é obtida instantaneamente.

Este sistema foi desenvolvido por militares dos EUA, com o objectivo de fornecer às

forças armadas um sistema de posicionamento de precisão muito elevada, com cobertura

universal. A partir de Maio de 2000, as aplicações civis passaram a poder usar o GPS com uma

precisão de 15 metros.

Os sistemas GPS, que apresentam baixo custo (aproximadamente 25€ por uma unidade de

baixa definição), são instrumentos bastante adequados à electrificação rural, tanto para

determinar posições de domicílios não electrificados ou linhas de transmissão existente na fase de

planeamento, como para orientação do pessoal de manutenção para os casos dos sistemas

descentralizados existentes.

No contexto dos projectos de electrificação rural, o GPS pode ser usado em estudos socio-

económicos destinadas a localizar domicílios previamente pesquisados. é uma ferramenta leve,

facilmente portátil (do tamanho de um telemóvel), simples e de uso rápido. Poucos segundos são



96

suficientes para localizar uma dada habitação. Este tipo de dispositivos é já usado em alguns

países por técnicos e engenheiros.

3.3.4 Imagens satélite

A máxima resolução como imagem que se pode obter é através de imagens via satélite.

Deve ser escolhida de acordo com a necessidade e o tipo de objecto a identificar. Por exemplo,

para identificar áreas de floresta, uma precisão maior que 10 metros é completamente

desnecessária. Para projectos de electrificação em países em vias de desenvolvimento a maior

utilidade das imagens é o posicionamento das habitações a utilizar. A resolução depende então do

tipo de comunidade, do seu meio ambiente e da data na qual a imagem foi adquirida. Para

identifica casas sobre uma imagem obtida no mês de Agosto em áreas rurais podem ser

encontradas dificuldades entre os campos por cultivar e os telhados claros das casas. Durante a

estação húmida, esta distinção é mais fácil. Uma resolução de 10 a 20 metros é geralmente

suficiente para identificar aglomerados de casas.

As imagens de satélite podem ser multi-espectrais (M) e pancromáticas (P). De forma

simplificada, as imagens pancromáticas podem ser consideradas a preto e branco, com um

simples dado por píxel. As multi-espectrais são coloridas, com múltiplos dados por píxel,

contendo, portanto, mais informações. Estas permitem, em particular, que a vegetação seja

identificada.

O custo por quilómetro quadrado pode variar com a quantidade comprada, a

disponibilidade do produto e da data da imagem.

A imagem “bruta” de satélite deve ter um processamento gráfico com a finalidade de se

poder extrair dela as informações necessárias. Alguns programas SIG têm potencialidades que

permitem realizar o processamento gráfico, mas é preferível usar um software para

processamento gráfico apropriado.

As imagens podem ser compradas prontas para processamento, mas não são

significativamente mais baratas.



97

3.4 Mapeamento de Recursos

O mapeamento de recursos consiste em trazer para a plataforma geográfica informação

dos recursos energéticos de cada ponto da área em estudo. Estes mapeamentos consistem na

interpolação ou extrapolação dos dados existentes que normalmente são séries de medidas feitas

em estações meteorológicas. Naturalmente, existem características geográficas locais que afectam

os recursos e que serão utilizadas nos modelos.

3.4.1 Mapeamento de Recursos Eólicos

No sentido de se obterem os mapas de vento é necessário que se recorra a modelos de

vento existentes devido à insuficiência dos dados. Um dos mais utilizados é o WAsP. Os dados de

entrada usualmente necessários são:

• orografia – linhas de nível construídas com um DTM do SIG;

• mapas de rugosidade de terreno – construídos com os SIG a partir de mapas de vegetação e utilização do terreno;

• séries de dados de velocidade e de direcção do vento medidos nas estações meteorológicas;

• obstáculos junto às estações meteorológicas.

Com estes dados pode obter-se um mapa de ventos no qual cada ponto está classificado

pelos parâmetros de Weibull (normalmente é este o tipo de função distribuição de probabilidade

usada para os recursos eólicos) As e ks segundo cada sector s.

3.4.2 Mapeamento de Recursos Solares

Este tipo de recursos sofre do mesmo problema essencial que os recursos eólicos, ou seja,

a insuficiência de dados. Por este motivo, o processo usual para se obterem mapas de recursos

solares é uma simples interpolação dos valores da radiação global diária, medidos nas estações

meteorológicas. Metodologias mais sofisticadas utilizam imagens de satélite para caracterizar a

cobertura de nuvens. Estes métodos são eficientes se pretendermos uma resolução



98

aproximadamente igual à distância média entre os pontos de medida. No entanto, se for

aumentado suficientemente o nível de resolução verifica-se que os efeitos da orografia nos

valores da radiação podem ser mais elevados que os efeitos climáticos considerados pela

interpolação dos valores das estações meteorológicas.

Os dados geográficos usualmente considerados para a metodologia de interpolação a

implementar nos SIG são:

• orografia do terreno, considerando a inclinação média do terreno e detectando para cada hora as zonas de sombra;

• grelha com a variação geográfica do albedo do terreno;

• grelha com valores da altitude acima do nível médio do mar;

• cobertura de pontos com valores de radiação global diária para cada mês;

• inclinação do painel, orientado para o equador.

Com estes dados é torna-se possível obter uma grelha na qual cada ponto é caracterizado

por um índice de claridade.

3.4.3 Mapeamento de Recursos Hídricos

Para realizar o mapeamento de recursos hídricos numa dada região devem ser efectuados

estudos hidrológicos, estudos de precipitação e caudal, medidas das bacias de drenagem, bacias

de captação, evaporação e geologia da superfície. Estes factores influenciam os caudais dos

cursos de água e a sua variabilidade.

Os dados sobre a precipitação e o caudal devem cobrir um período tão longo quanto

possível nas bacias de captação e drenagem correspondentes. Estes podem ser obtidos nos

organismos governamentais das regiões em estudo.

O posicionamento geográfico dos cursos de água pode ser transposto para uma plataforma

SIG pela digitalização e georeferenciamento de mapas existentes das regiões em estudo.

Recorrendo a mapas topográficos, fotografias aéreas actualizadas e imagens obtidas via



99

satélite podem ser construídos modelos digitais de relevo. Outros elementos como a utilização

dos terrenos e áreas de floresta podem ser utilizados para construir modelos digitais de terreno

(DTM). Pela análise dos modelos digitais de terreno podem-se avaliar parâmetros como a

inclinação, comprimento do canal, bacia hidrográfica, queda disponível e localização dos

melhores sítios para trabalhos de engenharia civil.

A organização destes tipos de informação numa plataforma geográfica é muito útil no

planeamento, pois permite realizar a selecção dos locais com melhor potencial para a implantação

de pequenos aproveitamentos hidroeléctricos.

A viabilidade técnica e económica de pequenos aproveitamentos hídricos depende

fortemente do sítio de instalação. A potência fornecida é função do caudal e da altura de queda. A

produtibilidade depende da quantidade de água disponível e da variabilidade do fluxo ao longo

do ano.

3.4.4 Mapeamento de Recursos de Biomassa

Para que se obtenham mapas de recursos de biomassa é necessário, numa primeira fase,

realizar estudos no terreno com o objectivo de recolher e tratar dados estatísticos sobre os

recursos existentes. De uma forma geral, este tipo de recursos encontra-se geograficamente

distribuído de duas formas diferentes:

1. recursos florestais e recursos agrícolas dispersos por toda a área através de manchas homogéneas de vegetação;

2. resíduos localizados em pontos específicos e associados a um determinado tipo de actividade, como é o caso dos resíduos das serrações ou resíduos industriais ou urbanos.

Os dados geográficos de recursos podem ser mapeados através de coberturas de polígonos

ou através de uma cobertura de pontos onde serão especificados os recursos de biomassa

concentrados. Repare-se que com estes dois tipos de entradas de dados é possível mapear

qualquer tipo de recursos de biomassa. Cada um dos elementos geográficos das camadas de

dados (polígonos ou pontos) pode ser associado a uma base de dados na qual se específica a



100

quantidade de recursos, o custo de colecta do recurso e o valor energético da biomassa associada

ao referido elemento geográfico, já que, em termos energéticos, não é apenas a quantidade de

biomassa que define a área necessária, sendo o valor energético desta biomassa também

importante para a definição desta área. Por exemplo, para as mesmas massas de cavaco de

madeira e de carvão vegetal, verifica-se que a energia obtida a partir do cavaco de madeira é

apenas 30% da obtida partir do carvão vegetal.

Os dados geográficos usualmente considerados para as metodologias de mapeamento de

recursos de biomassa são:

• orografia do terreno;

• mapas de estradas;

• cobertura de pontos com os valores de quantidade da biomassa em cada local;

• cobertura de pontos com os valores energéticos da biomassa em cada local.

Com estes dados é possível calcular-se os custos de colecta e transporte com base em

metodologias geocomputacionais implementadas nos SIG. É ainda possível estimar-se quais as

áreas de colecta necessárias para fornecer uma dada carga e as áreas de custo (incluindo os custos

de colecta e de transporte). Finalmente, podem obter-se as quantidade, energia e custo médio da

biomassa dentro de cada uma das áreas anteriormente definidas.



101

CAPÍTULO 4

EXEMPLOS DE FERRAMENTAS SIG PARA O PLANEAMENTO DA ERD

EXEMPLOS DE DADOS DE ENTRADA/SAÍDA DOS SIG



102

4.1 Exemplos de Ferramentas SIG para o Planeamento da ERD

Nesta parte do presente guia serão apresentadas algumas ferramentas já existentes na área

de planeamento da electrificação rural descentralizada (ERD). Entre estas:

• LAPER;

• SOLARGIS;

• ELVIRA;

• VIPOR;

• MEAPA;

• ENERGIS.

Será ainda abordado o projecto MED 2010 que congrega duas das ferramentas anteriores,

a ferramenta LAPER e a ferramenta ELVIRA. Finalmente será brevemente abordado um projecto

actual e ainda em desenvolvimento e no qual estamos envolvidos, o projecto REDEO.

4.1.1 LAPER

O software LAPER (Logiciel d'aide à la planification de l'électrification rurale dans les

pays en développement) consiste numa ferramenta baseada em metodologias SIG que visa a

sustentabilidade da electrificação rural em regiões vastas. Foi desenvolvido pela Électricité de

France (EDF) e pela Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Énergie (ADEME).

Esta ferramenta gera um plano por recurso a dados geográficos e inquéritos sócio-

económicos. Numa primeira fase determina qual a tecnologia óptima de electrificação para cada

povoação. As tecnologias analisadas por esta ferramenta são:

• extensão da rede MT;

• fotovoltaica;

• gerador diesel;

• microgerador eólico;



103

• microgerador hídrico.

Numa segunda fase calcula um plano de investimento e um calendário de electrificação

para a região em estudo tendo em conta critérios políticos, financeiros e geográficos. Os

resultados são armazenados na base de dados do SIG.

O processo de funcionamento do LAPER pode ser dividido em cinco passos essenciais

(ver figura 4.1):

1. Recolha de dados;

2. Definição do estado inicial da região em estudo;

3. Procura do padrão óptimo de electrificação;

4. Calendarização da electrificação;

5. Apresentação de resultados.



104

Fig. 4.1 Processo de funcionamento do LAPER



105

Como dados de entrada o LAPER necessita de:

• dados cartográficos;

• dados económicos e geográficos referentes às povoações;

• curvas de carga;

• critérios de prioridade nos investimentos;

• orçamento disponível para o investimento;

• mapas de recursos eólicos;

• mapas de recursos solares;

• mapas de recursos hídricos;

• rede MT existente;

• catálogo de tecnologias.

Fig. 4.2 Exemplo de interface do LAPER no qual se pode visualizar a possibilidade de teste de várias estratégias ao mesmo tempo (Villages Document, Villages Document2...)



106

O LAPER fornece como saída um mapa que contém a opção de electrificação de cada

povoação e os desenhos da rede.

Fig. 4.3 Exemplo de um mapa de saída do LAPER

Até ao presente esta ferramenta já foi utilizada para efectuar vários estudos nos seguintes

países:

• Madagáscar;

• Marrocos;

• Vietnam;

• Palestina;

• Egipto;

• Jordânia.



107

4.1.2 SOLARGIS

O coordenador do projecto Solargis foi o Centre d’Énergétique (CENERG) – ARMINES.

Mas a ferramenta foi desenvolvida através de uma parceria (ver figura 4.4) entre o CENERG e:

• Conphoebus (Itália);

• IER-CIEMAT (Espanha);

• CRES (Grécia);

• INESC Porto (Portugal);

• RAL (Reino Unido);

• NMRC (Irlanda).

Fig. 4.4 Informação acerca da ferramenta Solargis

A metodologia Solargis cobre três tipos essenciais de sistemas para a ERD:

• sistemas isolados para habitações (fontes de energia solar e eólica);

• sistemas híbridos para electrificação de pequenas povoações;

• ligação à rede eléctrica existente.



108

Esta ferramenta tem como objectivo orientar estudos de integração da produção de

electricidade a partir de fontes renováveis numa escala regional através do recurso a um SIG

determinando qual a tecnologia de produção mais apropriada para um dado local. A comparação

de tecnologias é realizada tendo por base um estudo de LEC.

O processo implementado na metodologia Solargis pode ser visualizado no esquema

contido na figura 4.5.

Fig. 4.5 Esquema de funcionamento da metodologia aplicada na ferramenta Solargis

Os dados de entrada necessários ao funcionamento da ferramenta Solargis são:



• mapas de densidade populacional;

• mapas de distância de interligação à rede;

• dados cartográficos;

• cenários de carga;

• rede eléctrica existente;



109

• catálogo de tecnologias.

Como resultados, esta metodologia devolve os utilizadores para os quais uma dada

tecnologia de produção descentralizada fica mais barata do que a ligação directa à rede eléctrica

existente. Permite avaliar o potencial de electrificação por recurso a fontes renováveis numa dada

região. Este factor é de grande interesse para os decisores encarregues do planeamento energético

a uma escala regional.

Fig. 4.6 Exemplo de saída da ferramenta Solargis (análise da melhor tecnologia de produção para um dado local)

Esta ferramenta foi aplicada, embora com algumas variantes, nos seguintes países:

• Cabo Verde;

• Espanha (Andaluzia);

• Grécia (Creta);

• Índia (Karnataka);

• Itália (Sicília);

• Tunísia (Kairouan).



110

4.1.3 ELVIRA

O software ELVIRA (Electrification of Villages in Rural Areas) foi desenvolvido pela

sociedade Systems-Europe com colaboração da EDF. É uma ferramenta informática que estuda

os aspectos técnico-económicos com vista a apoiar o desenvolvimento de projectos de

electrificação rural. Para uma dada povoação toma em consideração, por um lado, os

investimentos anuais em electrificação, os custos de manutenção, os custos de renovação das

instalações e os custos de exploração. Por outro lado, toma também em consideração as receitas

resultantes da venda de serviços. Assim, este software apresenta um balanço económico

optimizado.



111



112

Fig. 4.7 Objectos considerados no estudo de electrificação pelo software ELVIRA

As tecnologias de electrificação consideradas no ELVIRA são:

• transformador MT/BT (considerando a possibilidade de estender a rede MT existente);

• gerador diesel;

• fotovoltaica;

• micro-hídrica;

• eólica-diesel.

O ELVIRA recorre a características dos SIG para ajudar o utilizador a inserir os dados

necessário e analisar os resultados do cálculo. Estas características são utilizadas em três níveis

diferentes:

• a nível regional;

• a nível das povoações, para inserir a topologia da rede eléctrica no programa;

• a nível das povoações, para analisar os resultados de cálculo.

Como dados de entrada, o software ELVIRA necessita de:

• catálogo de tecnologias;

• dados cartográficos (como exemplo ver figura 4.8);

• dados sócio-económicos a nível regional;

• dados técnico-económicos a nível local (povoação);



• mapas de recursos hídricos;

• curvas de carga;

• topologia da rede eléctrica existente.



113

Fig. 4.8 À esquerda, o espaço de trabalho relativo à povoação, à direita o ficheiro de imagem do tipo raster a importar.

Como saída, o software fornece mapas e tabelas:

• de trânsitos de potência;

• das perdas de energia na rede de distribuição;

• das quedas de tensão na rede;

• dos custos de aquisição, instalação e operação do sistema;

• das receitas provenientes da comercialização de serviços;

• outros.



114

4.1.4 VIPOR

O software VIPOR (Village Power Optimization Model for Renewables) estuda a

configuração óptima de sistemas de electrificação rural. Foi desenvolvido pela NREL (National

Renewable Energy Laboratory).

Fig. 4.9 Exemplo de interface do software VIPOR

Para um dado mapa com informação sobre as cargas, recursos energéticos disponíveis,

custos associados à geração e outros custos, esta ferramenta informática determina quais as

cargas que devem ser alimentadas por sistemas de produção isolados e quais as que devem ser

incluídas na rede de distribuição centralizada de modo a obter a configuração óptima. O projecto

da rede de distribuição envolve a selecção dos melhores locais para a localização das centrais

geradoras, transformadores e linhas de distribuição.



115

Para que se possa utilizar o VIPOR é necessário que se disponha de informações relativas:

• à caracterização das cargas dos pontos de vista geográfico e energético;

• aos locais mais viáveis ao sistema centralizado;

• aos custos dos cabos e transformadores;

• aos custos de geração de sistemas isolados e centralizados (calculado pelo HOMER9);

• às receitas a esperar de cada carga;

• à descrição do terreno;

• ao comprimento máximo das linhas de baixa tensão.

No final do processo de optimização o VIPOR devolve um mapa com a configuração

óptima do sistema em estudo incluindo os custos e receitas esperados (ver figuras 4.10 e 4.11).

Fig. 4.10 Exemplo de um mapa com a configuração óptima determinada pelo VIPOR

9 O software HOMER (Hybrid Optimization Model for Electric Renewable) não recorre aos SIG. Consiste numa

ferramenta de optimização que foi criada pela NREL para determinar a configuração, despacho e gestão de cargas

que minimiza os custo de ciclo de vida para aplicações específicas.



116

Fig. 4.11 Exemplo de um quadro de custos obtido pelo VIPOR

4.1.5 MEAPA

O pacote de software MEAPA (Metodologias Integradas para o Mapeamento de Energias

Alternativas no Estado do Pará) foi desenvolvido para apoiar o planeamento energético de zonas

isoladas da rede eléctrica tendo em conta a integração de energias renováveis. Foi desenvolvido

pelo INESC Porto em parceria com a Universidade Federal do Pará.



117

Fig. 4.12 Informação acerca da ferramenta MEAPA

Esta ferramenta visa ajudar os decisores a tomar as medidas em termos de políticas de

integração e promoção das soluções energéticas. As tecnologias de electrificação abordadas são:

• fotovoltaica (com ou sem bateria e com ou sem inversor);

• eólica (com ou sem bateria e com ou sem inversor);

• geradores (diesel, gasolina gás natural e biomassa);

• sistemas híbridos (fotovoltaico/eólico/gerador).

Como dados de entrada, a ferramenta MEAPA necessita de:

• dados cartográficos (incluindo mapas de estradas, rios, portos, vegetação e aeroportos);

• dados de recursos eólicos;

• dados de recursos de biomassa;



118

• dados de recursos solares;


• catálogo de tecnologias;

• cenários de consumo;

• cenários económicos.

Fig. 4.13 Exemplo de janela de diálogo de inserção de dados da ferramenta MEAPA

O MEAPA fornece como saídas:


• mapas de recurso solares;

• mapas de recursos de biomassa;

• custos de produção de electricidade;

• estudos de comparação de tecnologias.



119

Fig. 4.13 Exemplo de janela de diálogo de dados de saída da ferramenta MEAPA. Neste caso encontra-se representado um mapa de custos de transporte.

Este projecto foi testado em seis regiões diferentes entre as quais a ilha do Marajó situada

no estado do Pará (Brasil).

4.1.6 ENERGIS

A ferramenta ENERGIS pretende realizar a planificação integral de recursos energéticos

regionais, tecnologias e infraestruturas energéticas. Foi desenvolvida pelo INESC Porto em

colaboração com:

• Iberdrola S.A.;

• Gas Natural Rioja S.A.;



120

• Gas Natural Servicios S.A.;

• Universidad de La Rioja;

• Universidad del País Vasco;

• Universidad de Zaragoza.

Esta ferramenta representa uma evolução da ferramenta MEAPA, introduzindo alguns

melhoramentos nos modelos utilizados e algumas novas metodologias entre as quais os sistemas

de ajuda à negociação e módulos de rede de gás e de competitividade entre rede de gás e

electricidade. Tem como objectivo realizar estudos energéticos avançados para a comunidade

autónoma de La Rioja. Estes estudos podem incluir vários cenários económicos, vários cenários

de consumo e diversas tecnologias.

As tecnologias abordadas por esta metodologia são a:

• eólica;

• fotovoltaica;

• biomassa;

• hídrica;

• extensão da rede eléctrica.

Como dados de entrada o ENERGIS necessita de:

• cartografia (modelos digitais do terreno, hidrografia, estradas, utilização do terreno);

• dados acerca da vegetação existente;

• dados de recursos eólicos;

• dados de recursos de biomassa;

• dados de recursos solares;

• dados de recursos hídricos;




121

• rede de gás existente;

• cenários de consumo.

Como saídas o software ENERGIS devolve mapas de custo de electricidade dos

diferentes sistemas tecnológicos e mapas comparativos das diversas tecnologias definindo as

áreas geográficas em que cada uma será mais interessante do ponto de vista técnico-económico.

4.1.7 MED 2010

O projecto MED 2010 insere-se no quadro do programa JOULE INCO da Comunidade

Europeia (DG XII). Foi coordenado pelo OME (Observatoire Méditérranéen de l’Énergie) e teve

como participantes:

• Observatoire Méditerranéen de l’Energie (França);

• BP Solar Espana, S.A (Espanha);

• Centre des Energies Renouvelables (Marrocos);

• Centro Eletrotecnico Sperimentale Italiano Glacinto Motta Spa (Itália);

• Centro de Investigaciones Energeticas, Medioambientales y technologias (Espanha);

• Endesa Cogeneracion y renovables, S.A. (Espanha);

• Electricité de France (França);

• General Directorate of Electrical Power Resources Survey and Development Administration (Turquia);

• New and Renewable Energy Authority of Egypt (Egipto);

• RisØ National Laboratory (Dinamarca);

• Société Tunisienne d’Electricité et du Gaz (Tunísia);

• Association pour la recherche et le développement des méthodes et processus industriels (França);

• École Nationale des Mines de Paris (França).



122

O projecto visa a realização de estudos de viabilidade técnico-económica para a produção

de electricidade por recurso a fontes de energia renovável em países em vias de desenvolvimento

recorrendo, essencialmente, às ferramentas ELVIRA e LAPER embora possuindo um interface

gráfico próprio (ver exemplo da figura 4.16). O facto de recorrer a ferramentas já existentes para

obter resultados revela a importância de se investigar quais as soluções SIG que existem no

presente antes de avançar para a execução de qualquer projecto.

No âmbito do projecto MED 2010, a ferramenta LAPER é utilizada para seleccionar os

melhores locais de instalação da tecnologia fotovoltaica (ver exemplo da figura 4.14). Já a

ferramenta ELVIRA é utilizada com a finalidade de determinar o plano de negócios para cada

local de instalação (ver exemplo da figura 4.15.

Fig. 4.14 Esquema de utilização da ferramenta LAPER no âmbito do projecto MED 2010



123

Fig. 4.15 Esquema de utilização da ferramenta ELVIRA no âmbito do projecto MED 2010

Fig. 4.16 Exemplo de interface da ferramenta criada no âmbito do projecto MED 2010



124

4.1.8 REDEO

Actualmente encontramo-nos envolvidos no projecto REDEO (Rural Electrification

Decentralised Energy Options) que está a ser desenvolvido através de uma parceria entre:

• IED (Inovation Energy Developpement);

• AIT (Asian Institute of Technology);

• CENERG (Centre d’Énergétique - ARMINES).

Este projecto tem como principal objectivo fornecer aos decisores um conjunto de

ferramentas informáticas de ajuda à decisão para a integração de opções de produção

descentralizada de energia eléctrica.

As metodologias a desenvolver no âmbito do projecto REDEO integram os SIG e irão ser

testadas nas seguintes nações:

• Cambodja;

• Laos;

• Vietnam.

As tecnologias de produção a considerar neste projecto são:

• gerador (diesel e biomassa);

• extensão da rede eléctrica existente;

• hídrica.

No presente, este projecto encontra-se nas fases de definição das metodologias a adoptar e

de recolha de dados. A visão geral do projecto está descrita na figura 4.17.



125

Fig. 4.17 Visão geral do projecto REDEO



126

4.2 Exemplos de Dados de Entrada/Saída dos SIG

Fig. 4.1 Mapa em formato raster que serve de camada base para o SIG (cortesia do CENERG).



127

Fig. 4.2 Imagem satélite em formato raster que serve de camada base para o SIG (cortesia do CENERG).



128

Fig. 4.3 Imagem satélite em formato raster coberta pela camada que delimita os diversos países no SIG (cortesia do CENERG).

Nas figuras 4.4, 4.5 e 4.6 as diferentes tonalidades de cor representam deferentes valores

referentes às grandezas que estas figuras pretendem caracterizar. Estes podem ser visualizados

nas escalas específicas de cada uma das figuras.



129

Fig. 4.4 Mapa de recursos solares

Fig. 4.5 Mapa de recursos eólicos

Fig. 4.6 Mapa de recursos de biomassa



130

Fig. 4.7 Mapa de recursos de biomassa onde se especificam as isolinhas de quantidade em ktons/ano, o custo em US$/ano e a capacidade de produção em kW.

Fig. 4.8 Resultado de uma ferramenta de ajuda à negociação



131

Na figura 4.8 é representado:

• à esquerda o mapa de preferência ambiental;

• à direita o mapa de preferência económica.

• Ao centro, após a conjugação dos dois anteriores, são representadas as áreas preferenciais para a implementação de parques eólicos (neste caso).

Fig. 4.9 Resultado de uma ferramenta de cálculo de CNE para um gerador Diesel capaz de alimentar uma carga isolada com uma potência de pico de 20 KW na ilha do Marajó, estado do Pará (Brasil).



132

Fig. 4.10 Mapa de custos de transporte de um técnico especializado na ilha do Marajó, estado do Pará (Brasil).

As figuras 4.11 e 4.12 ilustram como se pode visualizar graficamente qual a tecnologia

que é mais favorável a uma da região. A figura 4.9 ilustra as tecnologias: rede eléctrica,

fotovoltaica e eólica. A figura 4.10 ilustra as tecnologias: biomassa, diesel e híbrido eólico-diesel.



Resultado de uma ferramenta comparação de tecnologias

Rede Eléctrica

Fotovoltaico

Fig. 4.11

133



134

Fig. 4.12 Resultado de uma ferramenta comparação de tecnologias

Fig. 4.13 Mapa de estudo do potencial eólico. Os locais a amarelo representam os locais de elevado potencial para a instalação de parques eólicos.



135

Fig. 4.14 Avaliação dos custos marginais espaciais de uma rede eléctrica de distribuição.



136

Fig. 4.15 Determinação de corredores eléctricos técnico-economicamente óptimos com vista a determinar as

rotas de novas linhas.



137

Fig. 4.16 Desenho de redes de distribuição “óptimas”.



138

CONCLUSÕES A electrificação rural não representa de todo um problema novo, mas continua a ser uma

questão com muito interesse. De facto, são muitas as regiões rurais que não estão ainda

electrificadas e é precisamente por isso que o problema da electrificação rural se mantém actual.

Estas regiões são caracterizadas por uma elevada dispersão geográfica e por

especificidades que diferem de povoação para povoação. É aqui que os SIG ganham relevo

introduzindo uma nova abordagem à problemática da electrificação rural. De facto, os SIG, como

foi mencionado, permitem criar uma imagem virtual tridimensional da região de estudo,

incorporando todas as suas diferentes especificidades de uma forma fácil e eficaz. A semelhança

entre a imagem virtual e a realidade só depende da precisão utilizada na modelação. Pode assim

dizer-se que os SIG modelam o mundo real para que se possam aplicar determinados processos

automáticos de cálculo que permitem obter resultados tão bons quanto a precisão dos dados

permita.

Através dos SIG, podem também ser obtidos mapas com dados referentes às diferentes

regiões e relativos às diferentes tecnologias. Isto permite que se realizem: o cálculo dos custos

globais ou específicos de uma dada opção de electrificação, o estudo de competitividade entre as

diferentes opções tecnológicas de produção de energia eléctrica, os locais com e sem interesse

para uma dada tecnologia, a previsão da evolução das cargas de uma dada região, entre outros.

Este conjunto de factores define os SIG como ferramentas poderosas de cálculo, criação de bases

dados, análise gráfica e precisa de resultados assumindo um papel muito importante nas tomadas

de decisão.

O interesse nos SIG é verdadeiro e crescente, tal como se pode comprovar pelas

ferramentas deste tipo que têm vindo a ser desenvolvidas. Destas, foram apresentadas algumas no

presente guia.



139

ÍNDICE DE ILUSTRAÇÕES

Fig. 1.1 Exemplo da decomposição da realidade em camadas de informação do SIG.............11

Fig. 1.2 Esquema de execução do planeamento da electrificação rural....................................18

Fig. 1.3 Módulo Fotovoltaico ...................................................................................................19

Fig. 1.4 Exemplo de um sistema FV.........................................................................................20

Fig. 1.5 Potência produzida por metro quadrado (W/m2) vs. Velocidade do vento (ms-1).......24

Fig. 1.6 Imagem descritiva dos dois tipos de turbinas eólicas. Eixo horizontal (à esquerda) e

eixo vertical (à direita). ..................................................................................................................25

Fig. 1.7 Característica eléctrica de uma turbina eólica .............................................................26

Tabela 1 Categorias de Turbinas Eólicas..................................................................................27

Fig. 1.8 Grupo Gerador Diesel..................................................................................................28

Fig. 1.9 Curva de funcionamento típica da maioria dos geradores eléctricos diesel ................29

Fig. 1.10 Esquema de funcionamento de uma central de biomassa de combustão directa.......31

Fig. 1.11 Exemplo de um sistema híbrido Diesel-Fotovoltaico................................................32

Fig. 1.12 Esquema de uma mini-hídrica típica .........................................................................35

Fig. 1.13 Selecção de turbinas para pequenos aproveitamentos hidroeléctricos ......................36

Fig. 1.14 Custo do poste (US$) vs. Altura do poste (m)..........................................................39

Fig. 1.15 O afastamento entre apoios na Bolívia (à esquerda) é significativamente maior do

que o afastamento entre apoios em Laos (à direita) em tipos de terreno semelhantes...................40



140

Fig. 1.16 Custo por quilómetro de condutores (US$) vs. Área de condução (mm2) ................41

AAAC – alumínio ..........................................................................................................................41

Tabela 4 Poupanças nos Custos Apesar do Uso de Sistema Monofásico e do Aumento do

Nível de Tensão..............................................................................................................................43

Fig. 1.17 Transformador monofásico montado num poste .......................................................45

Fig. 1.18 O uso de transformadores monofásicos no Bangladesh facilita o seu transporte para

além de evitar a necessidade de gruas para os colocar em posição no poste .................................46

Fig. 2.1 Esquema do sistema fotovoltaico individual ...............................................................52

Fig. 2.2 Esquema do sistema eólico individual.........................................................................58

Fig. 2.3 Curva de potência típica do aerogerador .....................................................................59

Fig. 2.4 Distribuições de Weibull em função dos parâmetros A e k .........................................60

Fig. 2.5 Curva FC(v) em função de diferentes valores de k......................................................61

Fig. 2.6 Esquema de um sistema Eólico-Diesel........................................................................65

Fig. 2.7 Eficiência do aerogerador em função das várias variáveis intervenientes ..................68

Fig. 2.8 Curva de consumo do gerador Diesel como função da velocidade média de vento v.70

Fig. 2.9 Esquema dos componentes a considerar na ligação de um conjunto de consumidores à

rede .................................................................................................................................................76

Fig. 3.1 Exemplo de camadas do SIG.......................................................................................92

Fig. 4.1 Processo de funcionamento do LAPER.....................................................................104

Fig. 4.2 Exemplo de interface do LAPER no qual se pode visualizar a possibilidade de teste

de várias estratégias ao mesmo tempo (Villages Document, Villages Document2...).................105

Fig. 4.3 Exemplo de um mapa de saída do LAPER................................................................106



141

Fig. 4.4 Informação acerca da ferramenta Solargis ................................................................107

Fig. 4.5 Esquema de funcionamento da metodologia aplicada na ferramenta Solargis..........108

Fig. 4.6 Exemplo de saída da ferramenta Solargis (análise da melhor tecnologia de produção

para um dado local) ......................................................................................................................109

Fig. 4.7 Objectos considerados no estudo de electrificação pelo software ELVIRA .............112

Fig. 4.8 À esquerda, o espaço de trabalho relativo à povoação, à direita o ficheiro de imagem

do tipo raster a importar...............................................................................................................113

Fig. 4.9 Exemplo de interface do software VIPOR ................................................................114

Fig. 4.10 Exemplo de um mapa com a configuração óptima determinada pelo VIPOR........115

Fig. 4.11 Exemplo de um quadro de custos obtido pelo VIPOR............................................116

Fig. 4.12 Informação acerca da ferramenta MEAPA..............................................................117

Fig. 4.13 Exemplo de janela de diálogo de inserção de dados da ferramenta MEAPA .........118

Fig. 4.13 Exemplo de janela de diálogo de dados de saída da ferramenta MEAPA. Neste caso

encontra-se representado um mapa de custos de transporte.........................................................119

Fig. 4.14 Esquema de utilização da ferramenta LAPER no âmbito do projecto MED 2010 .122

Fig. 4.15 Esquema de utilização da ferramenta ELVIRA no âmbito do projecto MED 2010123

Fig. 4.16 Exemplo de interface da ferramenta criada no âmbito do projecto MED 2010 ......123

Fig. 4.17 Visão geral do projecto REDEO..............................................................................125

Fig. 4.1 Mapa em formato raster que serve de camada base para o SIG (cortesia do

CENERG).....................................................................................................................................126

Fig. 4.2 Imagem satélite em formato raster que serve de camada base para o SIG (cortesia do

CENERG).....................................................................................................................................127

Fig. 4.3 Imagem satélite em formato raster coberta pela camada que delimita os diversos



142

países no SIG (cortesia do CENERG)..........................................................................................128

Fig. 4.4 Mapa de recursos solares ...........................................................................................129

Fig. 4.5 Mapa de recursos eólicos...........................................................................................129

Fig. 4.6 Mapa de recursos de biomassa ..................................................................................129

Fig. 4.7 Mapa de recursos de biomassa onde se especificam as isolinhas de quantidade em

ktons/ano, o custo em US$/ano e a capacidade de produção em kW. .........................................130

Fig. 4.8 Resultado de uma ferramenta de ajuda à negociação ................................................130

Fig. 4.9 Resultado de uma ferramenta de cálculo de CNE para um gerador Diesel capaz de

alimentar uma carga isolada com uma potência de pico de 20 KW na ilha do Marajó, estado do

Pará (Brasil)..................................................................................................................................131

Fig. 4.10 Mapa de custos de transporte de um técnico especializado na ilha do Marajó, estado

do Pará (Brasil).............................................................................................................................132

Fig. 4.11 Resultado de uma ferramenta comparação de tecnologias ......................................133

Fig. 4.12 Resultado de uma ferramenta comparação de tecnologias ......................................134

Fig. 4.13 Mapa de estudo do potencial eólico. Os locais a amarelo representam os locais de

elevado potencial para a instalação de parques eólicos................................................................134

Fig. 4.14 Avaliação dos custos marginais espaciais de uma rede eléctrica de distribuição....135



143

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