Estudo Comparativo entre Sistema de Produção
Clássico e Sistema com Energias Alternativas
Dimensionamento Energético de uma Estação de
Telecomunicações
Jorge Manuel Martins Albano
Dissertação para obtenção de Grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Júri
Presidente: Professor Doutor Paulo José da Costa Branco
Orientador: Professor Doutor João José Esteves Santana
Vogal:
Professor Doutor Rui M. G. Castro
Dezembro de 2009
Agradecimentos
Este trabalho significou um novo regresso à vida académica passados quase 10 anos
desde a minha licenciatura. Embora especializado no ramo das telecomunicações, sempre
gostei da problemática em torno da geração de energia e com esta pós-graduação quis
aproveitar a oportunidade e aprofundar esse ramo.
Agradeço assim ao Professor João Santana que após lhe ter exposto o meu interesse em
fazer a dissertação na área da energia, disponibilizou-se de imediato como meu orientador,
propondo-me um trabalho ainda assim com alguma ligação às telecomunicações. Sempre com
boa disposição e disponibilidade, sugeriu-me que frequentasse as aulas de Energia
Renováveis do Professor Rui Castro, onde tive a oportunidade de aprender muito sobre esta
matéria e ao qual muito lhe tenho a agradecer pelo excelente professor que é.
Agradeço também à minha família, em especial à minha namorada, por acreditarem
sempre no meu sucesso dando-me coragem para nunca desistir.
Querendo aproximar este trabalho o mais próximo da realidade possível, quero ainda
agradecer aos meus colegas de trabalho (Nokia Siemens Networks) que me disponibilizaram
alguma informação e ideias do que poderia fazer.
Não querendo esquecer ninguém, agradeço a todos os que colaboraram para que este
trabalho fosse possível.
ii
Resumo
A presente dissertação descreve e dimensiona a concepção física de um sistema de
alimentação eléctrico a uma dada aplicação remota que não esteja ligada à rede nacional de
energia, como por exemplo uma instalação de telecomunicações.
De forma a encontrar qual a melhor solução, serão analisadas as soluções clássicas de
produção de energia versus solução baseada unicamente em energias renováveis. Descrevese assim a produção das várias energias, clássicas e renováveis, a caracterização da estação
remota (SRA4) em termos de consumo e quais as melhores soluções energéticas para a sua
alimentação. Com base nos resultados somos levados a estudar em detalhe a produção
fotovoltaica, a produção eólica, e as possíveis alternativas de armazenamentos da energia.
Combinando estas possibilidades de produção e armazenamento, e confrontando-as também
com o fornecimento ligado ao rede nacional eléctrica, ou via central motor diesel, procura-se
encontrar assim a melhor solução na perspectiva técnica e económica (Ca, VAL, TIR).
Adicionalmente, e após encontrada a solução ideal, admite-se esta instalada numa
habitação a funcionar em Microgeração, tentando-se então perceber em que ano se dá o
retorno do investimento.
A elaboração deste trabalho envolveu uma profunda pesquisa a diversos fabricantes de
forma a identificar os melhores painéis fotovoltaicos, turbinas eólicas, baterias, e componentes
de electrónica de potência de acordo com a arquitectura seleccionada (DC Coupled).
Palavras-chave: Produção Clássica, Energias Renováveis, Sistemas Híbridos, Estação de
Telecomunicações, Eólica, Fotovoltaica, Baterias Estacionárias, DC Coupled, Microgeração
iii
Abstract
The present thesis describes and develops the physical conception of an electrical power
supply for a given remote application not connected to the national electrical supplier, as for
instance a given telecommunication station.
In order to find the best solution for our system several alternatives will be analyzed as the
traditional technology solutions, or solely on renewable energy. It describes the production of
the various energies, classical and renewable, the characterization of the remote station in
terms of power consumption, and the best energetic solutions for its support. Based on the
results we are lead to study in detailed the photovoltaic, wind generation, and the possible
alternatives for storing energy. Combining these possibilities of production and storage of
energy, also comparing it to the electric network solution supplier, or even by means of using a
diesel engine station, we look up to find the best solution from a technical and economical
perspective (Ca, VAL, TIR).
In addition, and after found the ideal solution, it is assumed to be installed at a residence
house working in Microgeneration, and trying to understand in which year the return of the
investment will come.
The realization of this work involved a deeply manufactures research to find out the best
photovoltaic panels, wind turbines, batteries, and high power electronic components according
with the chosen architecture (DC Coupled).
Key-words: Classic Production, Renewable Energy, Hybrid Systems, Telecommunications
Station, Wind, Photovoltaics, Stationary Batteries, DC Coupled, Microgeneration
iv
ÍNDICE
Agradecimentos.......................................................................................................... ii
Resumo ...................................................................................................................... iii
Abstract ...................................................................................................................... iv
Lista de Figuras ........................................................................................................ vii
Lista de Tabelas....................................................................................................... viii
Lista de Siglas............................................................................................................ ix
Lista de Símbolos ....................................................................................................... x
1. Introdução ........................................................................................................ xiii
1.1
Estrutura da Dissertação .............................................................................. xiii
2. Produção de Energia Eléctrica........................................................................... 1
2.1
A Produção Eléctrica ...................................................................................... 1
2.1.1
2.1.2
2.1.3
Ciclo Clássico de Produção .................................................................................. 1
Cadeia Eólica ou Hidráulica .................................................................................. 2
Cadeia Solar Fotovoltaica ..................................................................................... 3
2.2.1
2.2.2
2.2.3
2.2.4
2.2.5
Centrais Termoeléctricas....................................................................................... 4
Centrais Nucleares ................................................................................................ 4
Centrais a Gás....................................................................................................... 4
Centrais de Ciclo Combinado................................................................................ 5
Centrais a Motor Diesel ......................................................................................... 5
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
2.3.5
2.3.6
2.3.7
Eólica ..................................................................................................................... 6
Hidroeléctrica......................................................................................................... 7
Mini-Hídrica ........................................................................................................... 7
Oceanos ................................................................................................................ 7
Energia Geotérmica............................................................................................... 8
Bio-Energia ............................................................................................................ 8
Solar ...................................................................................................................... 9
2.5.1
2.5.2
Evolução e Situação Energética ......................................................................... 11
Custo Médio da Energia Eléctrica ....................................................................... 13
3.1.1
3.1.2
Estação Remota de Telecomunicações.............................................................. 16
Localização da Estação Remota......................................................................... 21
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
Solução Baseada na Produção Clássica ............................................................ 22
Solução Baseada em Energias Renováveis ....................................................... 23
Armazenamento de Energia................................................................................ 23
Alternativas Possíveis de Produção.................................................................... 23
4.4.1
4.4.2
4.4.3
4.4.4
Desenvolvimento do Modelo 1D+3P ................................................................... 30
Aplicação do Modelo 1D+3P a Módulos/Painéis Fotovoltaicos .......................... 35
Cálculo Simplificado da Energia em Módulos/Painéis Fotovoltaicos.................. 36
Estimativa Rápida da Energia Produzida em Módulos Fotovoltaicos................. 37
2.2
3.
2.3
Fontes de Energia Renováveis ....................................................................... 5
2.4
2.5
Transporte e Distribuição de Energia............................................................ 10
Situação Energética em Portugal.................................................................. 11
2.6
Microgeração (Decreto-Lei nº363/2007) ....................................................... 14
Caracterização da Estação Remota de Telecomunicações ........................... 16
3.1
Caracterização do Consumo da Estação Remota......................................... 16
3.2
4.
Produção Clássica de Energia........................................................................ 3
Produção de Energia para a Estação Remota .............................................. 22
3.3
Potência a ser Instalada na Estação Remota ............................................... 24
Produção de Energia Fotovoltaica................................................................... 26
4.1
Utilização de Tracker’s ................................................................................. 26
4.2
Selecção de Painéis Fotovoltaicos ............................................................... 26
4.3
Utilização Anual da Potência e Estimativa do Número de Painéis ................ 28
4.4
Modelo Matemático da Célula Fotovoltaica................................................... 29
4.5
4.6
Estimativa da Radiação Solar Média e Temperatura Mensal........................ 38
Energia Mensal e Anual Produzida e Número Exacto de Painéis ................. 39
v
5.
6.
7.
4.6.1
4.6.2
Estação Remota Localizada em São Pedro Velho, Mirandela ........................... 39
Outras Localizações da Estação Remota de Telecomunicações ....................... 41
5.4.1
5.4.2
5.4.3
5.4.4
Modelo de Vento Quase-Estacionário................................................................. 48
Estimativa do Perfil de Ventos nas Diversas Estações....................................... 50
Rugosidade do Solo (Lei de Prandlt) .................................................................. 52
Energia Eólica Mensal e Anual Produzida nas Estações ................................... 52
6.1.1
6.1.2
6.1.3
Energia Potencial da Água .................................................................................. 56
Pilhas de Combustível......................................................................................... 57
Banco de Baterias ............................................................................................... 59
6.3.1
6.3.2
6.3.3
Arquitectura AC-Coupled..................................................................................... 64
Arquitectura DC-Coupled .................................................................................... 65
Selecção da Arquitectura .................................................................................... 66
6.6.1
6.6.2
6.6.3
Energia Mensal Requerida pelo Sistema ............................................................ 71
Energia Mensal e Anual Produzida nas Estações .............................................. 72
Balanço Mensal Energético na Estação São Pedro Velho, Mirandela ............... 73
7.1.1
7.1.2
7.1.3
Modelo Simplificado do Custo Unitário Médio Actualizado................................. 75
Indicadores de Avaliação de Investimentos (VAL, TIR)...................................... 77
Investimento Inicial Actualizado com Armazenamento....................................... 79
7.2.1
7.2.2
7.2.3
Implementação do Projecto em São Pedro Velho, Mirandela ............................ 80
Solução Híbrida em Substituição dos Repetidores Passivos ............................. 84
Repetidor Activo sem Protecção Instalado em São Pedro Velho ....................... 86
7.3.1
7.3.2
7.3.3
Avaliação da Solução Ligação à Rede Pública Eléctrica.................................... 88
Avaliação da Utilização de um Gerador Diesel ................................................... 90
Utilização da Linha Eléctrica com Redução do Banco de Baterias .................... 91
9.2.1
Previsão da Produção Fotovoltaica, Eólica, Híbrida, e Avaliação Económica ... 99
4.7
Balanço Mensal Energético na Estação de São Pedro Velho, Mirandela...... 41
Produção de Energia Eólica............................................................................. 43
5.1
Utilização Anual da Potência Eólica.............................................................. 43
5.2
Selecção da Turbina e Estimativa da Energia Eólica .................................... 44
5.3
Estimativa Rápida da Energia Produzida por um Gerador Genérico............. 46
5.4
Energia Mensal e Anual Produzida nas Estações Remotas.......................... 47
5.5
Balanço Mensal Energético na Estação de São Pedro Velho, Mirandela...... 55
Dimensionamento do Sistema ......................................................................... 56
6.1
Sistemas de Armazenamento de Energia..................................................... 56
6.2
6.3
Selecção das Baterias a Utilizar ................................................................... 64
Arquitectura do Sistema e Electrónica de Potência....................................... 64
6.4
6.5
6.6
Determinação das Perdas no Sistema.......................................................... 68
Dimensionamento das Baterias .................................................................... 69
Dimensionamento do Sistema Híbrido.......................................................... 70
Avaliação Económica do Projecto ................................................................... 75
7.1
Introdução Económica .................................................................................. 75
7.2
7.3
Sistema Baseado em Energias Renováveis ................................................. 80
Sistema Baseado na Solução Clássica......................................................... 88
7.4
Utilização do Sistema Híbrido Dimensionado em Microgeração ................... 92
Conclusões........................................................................................................ 95
8.1
Perspectivas de Trabalho Futuro .................................................................. 97
9. Referências e Anexos ....................................................................................... 98
9.1
Referências Bibliográficas ............................................................................ 98
9.2
Anexos ......................................................................................................... 99
8.
vi
Lista de Figuras
Figura 2.1 – Ciclo Clássico de Produção Eléctrica...............................................................................2
Figura 2.2 – Cadeia Eólica ou Hidráulica de Produção de Electricidade..........................................2
Figura 2.3 – Cadeia Solar Fotovoltaica de Produção Eléctrica ..........................................................3
Figura 2.4 – Central de Ciclo Combinado (Gás & Vapor) ...................................................................5
Figura 2.5 – Evolução Energética em Portugal por Sectores de Produção ...................................12
Figura 3.1 – Rede Típica de Telecomunicações Móveis em Microondas ......................................17
Figura 3.2 – Componentes da Estação Remota de Telecomunicações (SRA4) ...........................18
Figura 3.3 – Repetidor Activo de Telecomunicações com Links STM-1 (SRA4 1+1)...................19
Figura 3.4 – Mapa das Localizações das Estações Remotas de Telecomunicações ..................22
Figura 3.5 – Energia Consumida Mensalmente na Estação com 30% de Perdas no Sistema ...25
Figura 4.1 – Índice kWh/Wp ( ha expressa em kh) em Sistemas Fotovoltaicos .............................28
Figura 4.2 – Circuito Eléctrico Equivalente de uma Célula Fotovoltaica com Carga Z.................30
Figura 4.3 – Curva I-V de Duas Células Fotovoltaicas Diferentes................................................... 31
Figura 4.4 – Curva I-V e P-V de Uma Célula Típica de Silício Cristalino, condições STC ..........32
Figura 4.5 – Variação da Curva I-V com a Temperatura...................................................................33
Figura 4.6 – Variação da Curva I-V com a Radiação.........................................................................34
Figura 4.7 – Esquema de um Gerador Fotovoltaico Ligado à Rede................................................37
Figura 4.8 – Energia Média Mensal Produzida por 20 Painéis Fotovoltaicos PV 155-M .............40
Figura 4.9 – Energia Fotovoltaica Necessária/Disponibilizada em Mirandela – 30% Perdas .....42
Figura 5.1 – Utilização Anual Equiv. da Potência Instalada para um Gerador de 2MW ..............43
Figura 5.2 – Comparação das Curvas de Potência Entre o Modelo e um Fabricante..................46
Figura 5.3 – Curva de Potência da Turbina Whisper 100 .................................................................49
Figura 5.4 – Perfil de Vento Global em Outeiro dos Fiéis (IN_27)................................................... 50
Figura 5.5 – Parâmetros Mensais de Weibull em Outeiro dos Fiéis (IN_27) .................................51
Figura 5.6 – Perfil de Ventos no mês de Janeiro em São Pedro Velho (Mirandela).....................51
Figura 5.7 – Característica de Potência da Turbina Whisper 100 ................................................... 53
Figura 5.8 – Energia Média Mensal Produzida por 3 Turbinas Whisper 100, em Mirandela.......53
Figura 5.9 – Energia Eólica Necessária e Disponibilizada em Mirandela com 30% de Perdas ..55
Figura 6.1 – Representação Esquemática de uma Pilha de Combustível (FC).............................57
Figura 6.2 – Esquema Simplificado de uma Célula de Bateria ........................................................60
Figura 6.3 – Tempo de Vida Útil das Baterias com a Profundidade de Descarga ........................61
Figura 6.4 – Sistema Híbrido Off-Grid com Arquitectura AC-Coupled ............................................65
Figura 6.5 – Sistema Híbrido Off-Grid com Arquitectura DC-Coupled ............................................66
Figura 6.6 – Arquitectura DC-Coupled Híbrida da Estação Remota de Telecomunicações........67
Figura 6.7 – CARGA, Perdas Conv. e Armazenamento no Sistema Híbrido (DC Coupled) .......71
Figura 6.8 – Balanço Mensal Energético em São Pedro Velho no Sistema Híbrido.....................73
Figura 6.9 – Balanço Energético em S. Pedro Velho com Prod. Mensal acima dos 20% ...........74
Figura 7.1 – Variação do VAL com a Taxa de Actualização, Definição do TIR .............................78
Figura 7.2 – Distribuição de Custos da Solução Híbrida em São Pedro Velho .............................83
Figura 7.3 – Distribuição Energética Anual da Solução Híbrida em São Pedro Velho.................83
Figura 7.4 – Balanço Energético da Solução Híbrida em São Pedro Velho (Ca=250€/MWh) ....84
vii
Lista de Tabelas
Tabela 2.1 – Potência Instalada em Portugal por Sectores de Fontes de Energia [REN 2008] .12
Tabela 2.2 – Preço de aquisição Médio da PRE por Tecnologia [ERSE, 2008]............................14
Tabela 2.3 – Percentagem da TUR e Limites de Aplicação Consoante a Tecnologia [Jan09] ...15
Tabela 3.1 – Características Ambientais das Unidades IDU e ODU do Sistema SRA4 ..............19
Tabela 3.2 – Consumo Energético das Unidades IDU e ODU do Sistema SRA4.........................20
Tabela 3.3 – Consumo Energético da Estação Remota de Telecomunicações ............................20
Tabela 3.4 – Localização das Estações Remotas de Telecomunicações – Norte Oeste ............21
Tabela 3.5 – Alternativas Possíveis de Produção de Energia para a Estação Remota ...............24
Tabela 4.1 – Características Técnicas dos Painéis Fotovoltaicos SolarWorld e Renewis...........27
Tabela 4.2 – Estimativa da Radiação e Temperatura Média Mensais nas 4 Localizações .........38
Tabela 4.3 – Estimativa Rápida do Modelo (Erro 20%) em São Pedro Velho, Mirandela ...........39
Tabela 4.4 – Cálculo Simplificado do Modelo (Erro 2%) em São Pedro Velho, Mirandela..........39
Tabela 4.5 – Determinação Exacta do Número Painéis em São Pedro Velho, Mirandela ..........40
Tabela 4.6 – Energia Mensal e Anual nas Diversas Localizações da Estação Remota ..............41
Tabela 5.1 – Características Técnicas Principais das Quatro Turbinas – Windpower .................44
Tabela 5.2 – Energia Média Mensal Produzida nas Diversas Estações (Whisper 100)...............54
Tabela 6.1 – Características de diversos Tipos de Pilhas de Combustível (FC)...........................58
Tabela 6.2 – Aplicações Diversas das Pilhas de Combustível (FC)................................................58
Tabela 6.3 – Características Principais da Gama de Baterias Sonnenschein ...............................64
Tabela 6.4 – Características Técnicas Principais do OutbackFlexmax 60 ChargeController......67
Tabela 6.5 – Perdas de Conversão e Armazenamento na Arquitectura DC Coupled ..................68
Tabela 6.6 – Energia Média Mensal Produzida e Balanço Energético nas Diversas Estações..72
Tabela 6.7 – Energia Média Mensal & Balanço Energético acima dos 20% em Mirandela ........74
Tabela 7.1 – Alternativas Possíveis de Investimento em Energias Renováveis ...........................81
Tabela 7.2 – Estrutura e Distribuição de Custos da Solução Híbrida em São Pedro Velho........82
Tabela 7.3 – Custos da Solução Híbrida em Esposade e Vilarinho das Furnas ...........................85
Tabela 7.4 – Custo Estimado do Sistema Activo (SRA4 1+1) Incluindo a Torre Metálica ...........85
Tabela 7.5 – Comparação de Investimentos entre Repetidores Passivos e Activos ....................86
Tabela 7.6 – Consumo Energético do Repetidor Activo sem Protecção (1+0)..............................86
Tabela 7.7 – Estrutura e Distribuição de Custos do Repetidor Activo sem Protecção .................87
Tabela 7.8 – Tarifa Simples 1,15 kVA de Potência Contratada – Tarifário 2009 ..........................88
Tabela 7.9 – Geradores a Gasolina e a Diesel do Fornecedor GenPowerUsa .............................90
Tabela 7.10 – VAL e TIR do Sistema Híbrido em Microgeração .....................................................94
viii
Lista de Siglas
AC
AFC
BA
DC
DOD
DWDM
EDP
EOLOS
FC
GSM
HF
HRSG
IDU
IF
INETI
JAVA
MCFC
MIBEL
MPPT
NOCT
NSN
O&M
ODU
PAFC
PDH
PEFC/PEM
PRE
PRE-R
PRO
REN
SHD
SOFC
SRA4
STC
STM-1
TIR/IRR
TUR
UMTS
VAL/NPV
VRLA
XML
Corrente Alterna
Alkaline Fuel Cell
Balanço Actualizado
Corrente Contínua
Depth of Discharge
Dense Wavelength Division Multiplexing
Energias de Portugal
Base de Dados do Potencial Energético do Vento em Portugal
Fuel Cell
Sistema Global para Comunicações Móveis
Alta Frequência
Heat Recovery Steam Generator
In-Door Unit
Frequência Intermédia
Instituto Nacional de Engenharia, Tecnologia e Inovação
Linguagem de Programação Orientada a Objectos.
Molten Carbonate Fuel Cell
Mercado Ibérico de Energia
Maximum Power Point Tracker
Normal Operation Cell Temperature
Nokia Siemens Networks
Operação e Manutenção
Out-Door Unit
Phosphoric Acid Fuel Cell
Plesiochronous Digital Hierarchy
Polymer Electrolyte Cell / Proton Exchange Membrane
Produção em Regime Especial
Produtores em Regime Especial com recursos Renováveis
Produção em Regime Ordinário
Rede Eléctrica Portuguesa
Synchronous Digital Hierarchy
Solid Oxid Fuel Cell
Split Radio System up to STM-4
Standard Test Conditions
Synchronous Transport Module level-1
Taxa Interna de Rentabilidade/Internal Rate of Return
Tarifa Única de Referência
Universal Mobile Telecommunications System
Valor Actual Líquido/Net Present Value
Valve Regulated Lead-Acid Batteries
eXtensible Markup Language
ix
Lista de Símbolos
TV
Tarifa de Venda
PS , PE , PH e PB
LME PS , LME RP
Potência Instalada Solar, Eólica, Hídrica e Biomassa
Limites Anuais de Energia, Solar e Restantes Produções
Energia Horária e Energia Anual
E , Ea
P
ha
f1 e f 2
Pr od
ETotal
Utilização Anual
E aCons
Energia Anual Consumida
Fot
a
Energia Anual Fotovoltaica
Eol
n
Potência Nominal Eólica
Fotov
p
P
Potência Fotovoltaica de Pico
haEol
Utilização Anual Eólica
haFotov
Utilização Anual Fotovoltaica
Wp
Watt por pico
N paineis
Número de Painéis
E
P
Painel
pico
Potência
Frequências de Transmissão
Energia Anual Total Produzida
P
Potência de Pico por Painel
IS
Corrente Eléctrica gerada por Feixe de Radiação Luminosa
ID
I0
V
Corrente num Díodo
Corrente inversa de Saturação num Díodo
I
Tensão
Corrente
VT
Potencial Térmico
m
K
T
q
Factor de Idealidade do Díodo
Constante de Boltzmann
Temperatura em Kelvin
Carga Eléctrica do Electrão
I cc
Corrente de Curto-Circuito
Vca
Tensão em Circuito-Aberto
Vmax , I max , Pmax
Tensão, Corrente e Potência Máxima
ηinv
Rendimento do Inversor
h
med
P
Potência Media Horária
r
r
Vcar , I ccr ,Vmax
, I max
Tensão e Corrente Referência
r
max
Potência de Referência
P
r
θ ,T
r
G , Gmed , G r
I
r
0
Temperatura de Referência em Graus e Kelvin
Radiação Normal, Média e de Referência
Corrente Inversa de Saturação de Referência
x
h
ETotal
fot
Energia Total Horária Fotovoltaica
Hiato do Silício
ε
N SM , N PM
Número de Módulos Ligadas em Série, e em Paralelo
Eol − Min
n
Potência Nominal Eólica Mínima
Eol
a
Energia Anual Eólica
P
E
u 0 , u N , u max
Velocidade de Corte, Nominal, e Máxima da Turbina
c e k, ou a e k
Parâmetros de Weibull
Pe
Potência Eléctrica de um Gerador/Turbina
Pmed
u (t )
u (t )
u ′(t )
f (u )
Pe (u )
Potência Média
Velocidade do Vento Instantânea
Velocidade do Vento Média em função do Tempo
Turbulência do Vento
Descrição Probabilística de Weibull
Potência Eléctrica em função da Velocidade Instantânea da Turbina
Altura da Turbina Real, e de Referência
z, z 0
E
Fot
Cons
,E
Eol
Cons
Energia Fotovoltaica e Eólica Consumida
/ DC
E ConvDC
p
Perdas de Energia no Conversor DC/DC
Fot
Eol
E Arm
, E Arm
Energia Fotovoltaica e Eólica Armazenada
E pArmFot , E pArmEol
Perdas de Armazenamento Fotovoltaica e Eólica
E pSist
Perdas totais de Energia no Sistema
E Conv
p
Energia de Perdas de Conversão
Econs
Energia Consumida para uma dada Autonomia (dias)
E
Total
arm
Energia Total a Armazenar (baterias)
dod
Earm
Energia a Armazenar para acautelar a Profundidade de Descarga
E pArm
Perdas de Armazenamento
VnBan
Tensão Nominal do Banco de Baterias
C
Ban
n
Capacidade Nominal do Banco de Baterias
C
Cel
n
Capacidade Nominal de uma Célula (Bateria)
EaConsSist
F ′ , F0
a
ca
Energia Anual consumida pelo Sistema
Pagamento Futuro, e Actual (hoje)
Taxa de Actualização
Custo Unitário Médio Actualizado
Eact
Energia Actualizada
I t , I tact , Vr
Investimento Total, Actualizado e Valor Residual
d omj , I j
Despesas de O&M e Investimento no ano j
Eaj , haj
Energia e Utilização Anual no ano j
ka
Factor de Actualização no Modelo Simplificado
Pi
Potência Instantânea
xi
R j , RLj
Receita Bruta e Líquida no ano j
Tano1
Tarifa no final do Primeiro Ano
E
cons
mêsm
Energia Consumida no Mês m
TTotal
Tarifa Total
Ii
Investimento Inicial
C
bat
total
Custo Total do Banco de Baterias
C AC / DC
Custo do Conversor AC/DC
Hibrida
CTotal
Custo Total da Solução Híbrida
Lmin
I ibat + lin
Tcontr
Distância Mínima que Rentabiliza a Solução Híbrida
C
lin + bat
total
Investimento Inicial da Solução Baterias mais Linha Eléctrica
Tarifa da Potência Contratada
Custo Total da Solução Linha mais Baterias
xii
1.
Introdução
As estações de telecomunicações são algumas vezes projectadas para locais remotos,
muitas vezes elevados e de difícil acesso. A solução convencional para alimentação de energia
eléctrica da estação é construir uma linha de distribuição ligando-a ao sistema eléctrico da
região. Esta solução, muitas vezes onerosa considerando as distâncias envolvidas e as
condições de acesso, fica ainda dependente do grau de fiabilidade do sistema eléctrico da
região e da própria linha que, em geral, é bom.
Neste sentido, o trabalho desenvolvido pretende dimensionar um sistema de produção
eléctrica de forma a alimentar uma estação remota de telecomunicações que não esteja ligada
a rede nacional e que seja técnica e economicamente viável. Para esse efeito procurar-se-á a
melhor solução tecnológica confrontando-se a solução clássica de produção de energia
eléctrica, face a uma solução baseada exclusivamente em energias alternativas.
Para além da viabilidade económica com energias alternativas procurada neste trabalho, é
importante ter em consideração que estas apresentam vantagens ambientais com a redução de
gases nocivos para a atmosfera, contribuindo assim para um desenvolvimento mais sustentável
da sociedade actual e futura.
1.1
Estrutura da Dissertação
Este trabalho divide-se em 9 capítulos sendo a introdução, em que se inclui este texto, o
primeiro capítulo.
O capítulo 2 leva-nos à análise dos vários processos de produção de energia eléctrica e
sua aplicação com base em soluções clássicas, ou soluções com energias alternativas. Ainda
dentro do mesmo capítulo descreve-se sucintamente a situação energética em Portugal, e a
legislação em vigor aplicada à microgeração.
Com a entrada no capítulo 3 começamos por caracterizar a estação remota de
telecomunicações e a identificação das várias alternativas possíveis de produção para a sua
alimentação.
Somos então levados, após conhecer a nossa carga (estação de telecomunicações), a
estudar em detalhe a produção de energia fotovoltaica e a produção de energia eólica, temas
abordados nos capítulos 4 e 5, respectivamente. Com base nesse conhecimento, é possível no
capítulo 6 dimensionar a concepção física do sistema de alimentação eléctrico a alimentar a
nossa estação remota.
Chegamos assim à recta final com a avaliação económica do projecto discutida no
capítulo 7. Diversas análises são realizadas do ponto de vista técnico e económico, resultando
diversas conclusões concentradas no capítulo 8.
Finalmente, o capítulo 9 trata das referências bibliográficas e anexos.
xiii
2.
Produção de Energia Eléctrica
Iniciamos este trabalho com a análise dos vários processos de produção de energia
eléctrica e sua aplicação com base em soluções clássicas, ou soluções com energias
alternativas (renováveis). Adicionalmente, e de uma forma muito sucinta, são dadas algumas
noções de transporte e distribuição de energia, da situação energética em Portugal, e da
legislação em vigor aplicada à microgeração, tema hoje tão falado.
2.1
A Produção Eléctrica
A chamada crise energética resulta naturalmente da utilização crescente de matérias-
primas cuja transformação permite obter energia. Até recentemente não havia a preocupação
1
com o facto de que os combustíveis fósseis (ex. petróleo) tinham reservas limitadas . De facto,
estes materiais fósseis são renováveis, mas o tempo de formação é de milhões de anos e o
seu consumo é cada vez mais elevado, razão por que se consideram não renováveis, pois a
capacidade natural de os repor é em geral mais lenta que o seu consumo. Da crescente
necessidade de energia resultou o alargamento da utilização ao gás natural, hoje bastante
utilizado.
Grande parte da energia eléctrica produzida é consumida na indústria, sendo também
largamente utilizada noutras aplicações não industriais. As razões da sua grande utilização
derivam da facilidade de a produzir, de a transportar, de a transformar e de a utilizar. Além
disso, é não poluente, inodora e sem ruído.
Para a produzir utilizam-se todos os processos conhecidos. A maioria deles resulta de três
formas básicas de transformação de energia [7]: a partir da energia potencial e cinética
(centrais hidroeléctricas), da energia química (centrais termoeléctricas) e da energia radiante
(centrais fotovoltaicas).
2.1.1
Ciclo Clássico de Produção
O ciclo de produção eléctrica mais comum necessita de dispor de uma fonte de calor que
permita aquecer água de modo a obter vapor sob pressão. Este vapor de água ao expandir-se
numa turbina acciona um alternador que gera electricidade. Depois de turbinada, este vapor é
condensado (normalmente designado de condensador) através de uma fonte fria que é,
normalmente, uma fonte de água fria (curso de água, mar) ou constituída por torres de
arrefecimento. A Figura 2.1 representa o ciclo de produção clássica de electricidade.
1
Notar que no caso das reservas de carvão estas são praticamente ilimitadas.
1
Figura 2.1 – Ciclo Clássico de Produção Eléctrica
Sempre que o calor libertado pela condensação do vapor de água é recuperado para
utilizações de aquecimento, fala-se em cogeração. No caso de se gerarem 3 formas úteis de
energia (energia eléctrica, calor e frio) num sistema integrado, fala-se em trigeração.
A fonte de calor clássica é obtida pela combustão de combustíveis fósseis (petróleo, gás,
carvão) ou por uma reacção de cisão nuclear em reactores concebidos para controlar a
amplitude dessa reacção. Os combustíveis fósseis ou o urânio utilizado nos ciclos clássicos
podem ser substituídos por fontes de energia renovável. A fonte de calor pode, então, ser
obtida a partir:
•
da combustão de biomassa (madeira, biogás, resíduos orgânicos);
•
do calor que se encontra nas profundezas do nosso planeta, através da bombagem
directa de água quente para a superfície ou explorando a temperatura elevada das
rochas que se encontram no interior do planeta, utilizando água injectada a partir da
superfície geotérmica;
do sol, concentrando os seus raios através de espelhos ou explorando a água aquecida
•
nas superfícies dos mares das zonas tropicais.
2.1.2
Cadeia Eólica ou Hidráulica
Com algumas energias renováveis, a cadeia de produção eléctrica não necessita de uma
fonte de calor, é o caso da energia eólica, hidráulica e solar fotovoltaico. No caso das energias
eólica e hidráulica, é a pressão do vento ou da água que acciona a rotação de uma turbina que,
por sua vez, acciona um alternador que produz a electricidade. A Figura 2.2 representa esta
cadeia de conversão energética.
Figura 2.2 – Cadeia Eólica ou Hidráulica de Produção de Electricidade
2
O interesse dos conversores de potência é permitir que o alternador funcione com
velocidade variável e, assim, aumentar o rendimento da conversão energética, reduzindo a
necessidade de uma regulação mecânica da turbina ou das válvulas, no caso da produção
hidráulica. Este funcionamento a velocidade variável desenvolveu-se no domínio da produção
hidráulica (em especial na mini-hídrica) e tende a impor-se na eólica, onde este tipo de
funcionamento aparece como natural devido às fortes variações na velocidade do vento.
A electricidade pode ser, igualmente, produzida a partir de um motor Diesel ou de uma
turbina a gás (derivada de um reactor de um avião) que acciona um alternador. A fonte de
energia primária são geralmente os combustíveis fósseis, mas é desejável substituí-los por
biocombustíveis ou biogás.
2.1.3
Cadeia Solar Fotovoltaica
No caso do solar fotovoltaico, a electricidade é produzida directamente por células de
silício a partir da energia contida na radiação solar. Conversores de potência são normalmente
utilizados para assegurar a optimização da conversão energética, isto possível através da
alteração da tensão de saída no conversor de acordo com as condições ambientais de
temperatura e radiação. A Figura 2.3 representa essa cadeia de conversão.
Figura 2.3 – Cadeia Solar Fotovoltaica de Produção Eléctrica
2.2
Produção Clássica de Energia
Nas centrais clássicas são usados os combustíveis fósseis e nas nucleares usam-se
combustíveis radioactivos. Este tipo de centrais são actualmente os que maior quantidade de
energia produzem pelo facto de ser possível produzir energia em qualquer local, ao contrário
das renováveis que em geral estão limitadas geograficamente. É natural, apesar disto, que são
escolhidos os locais mais vantajosos, como sejam os que estão na proximidade de cursos de
água e os que têm facilidade de acesso a matérias-primas, por via terrestre ou marítima [7].
3
2.2.1
Centrais Termoeléctricas
Como é sabido, as centrais de turbina a vapor são caracterizadas por empregar a energia
térmica do vapor no accionamento das turbinas. Para isso ser possível, possuem geradores de
vapor onde o calor resultante da queima do combustível (carvão, petróleo, gás natural, ou
reacção nuclear) é utilizado para aquecer a água, até esta se transformar em vapor. O vapor
em circulação nas tubagens é levado a alta pressão e temperatura, passando pelas pás e
imprimindo-lhe um movimento de rotação (Figura 2.1 – Ciclo Clássico de Produção Eléctrica).
Estas centrais devem situar-se em locais de fácil acesso a abastecimento de combustível, e
que possuam muita água.
2.2.2
Centrais Nucleares
As centrais nucleares são ainda centrais térmicas, diferindo das convencionais
essencialmente pelo tipo de combustível utilizado e da forma como é produzido o vapor. Aqui o
calor produz-se pela cisão de átomos de urânio.
•
Cisão nuclear
A sua utilização na produção controlada de energia levou a afigurar-se como uma
esperança para a humanidade, pelo facto de resolver os problemas energéticos de uma forma
mais económica. No entanto, dois problemas se põem em relação a esta forma de energia. Um
deles refere-se à da eliminação dos resíduos, e o outro tem a ver com o facto de que a energia
nuclear actualmente obtida, por cisão nuclear, utilizar combustíveis também não renováveis
(urânio).
•
Fusão nuclear
Outra esperança, sempre adiada, reside na energia nuclear obtida por fusão nuclear. No
entanto, existem enormes dificuldades que têm a ver com a necessidade de atingir 50 milhões
de ºC num plasma e, próximo deste, ser necessária uma temperatura próxima de -270ºC para
os ímanes supercondutores. A grande vantagem da fusão nuclear seria a utilização de um
combustível inesgotável, barato e não poluente, o hidrogénio, abundante nos oceanos. Esta
forma de energia resolveria, pensa-se, o problema energético.
2.2.3
Centrais a Gás
O princípio de funcionamento das centrais de turbina a gás baseia-se na expansão dos
gases de combustão de uma mistura gasosa sobre as turbinas. É constituída assim
essencialmente por um compressor onde o ar é inspirado e enviado para a câmara de
combustão onde se mistura com o combustível. A mistura obtida e a força expansiva dos gases
vão actuar sobre as pás da turbina, transformando a energia térmica em energia mecânica,
energia esta que se vai transformar em energia eléctrica, pois a turbina está acoplada a um
alternador.
4
2.2.4
Centrais de Ciclo Combinado
As centrais de ciclo combinado são constituídas por várias unidades produtoras
independentes. Nestas centrais estão instalados dois ciclos (Figura 2.4), um de gás e outro de
vapor, produzindo ambos energia eléctrica. Os dois sistemas estão ligados por uma caldeira de
recuperação de calor (HRSG) onde se aproveita a energia dos gases de escape da turbina a
gás, para gerar vapor de água que alimenta a turbina a vapor.
Um sistema de ciclo combinado requer consideravelmente menos combustível para
produzir a mesma energia eléctrica que seria produzida em dois sistemas simples separados.
Com as turbinas modernas o rendimento de uma instalação em ciclo combinado é já superior a
50%.
Figura 2.4 – Central de Ciclo Combinado (Gás & Vapor)
2.2.5
Centrais a Motor Diesel
As centrais a motor diesel (ou a gasolina) são constituídas por um motor de combustão
interna acoplado a um alternador. A sua rápida colocação em serviço, permite a sua utilização
em instalações particulares ou públicas como grupos de emergência. Não necessitam de
serviços auxiliares e exigem pouca refrigeração.
2.3
Fontes de Energia Renováveis
A promoção e utilização de fontes renováveis para a produção de energia surge como
necessidade de garantir um desenvolvimento sustentável para a sociedade actual e futura [8].
De facto, os sinais de alerta são frequentes e a consciencialização das forças de intervenção e
sociedade em geral para a problemática energética é crescente.
5
A dependência política e económica da energia eléctrica, com a extinção dos combustíveis
fósseis, são assuntos que passam despercebidos à maior parte da população. No entanto, e
mais recentemente, os impactos ambientais surgiram como o principal motivo de preocupação
e consciencialização das populações para os assuntos relacionados com a energia.
A realização de várias conferências para a sensibilização dos impactos ambientais
provocados pelos combustíveis fósseis, das quais se destaca o protocolo de Quioto (1998),
contribuíram de uma forma significativa para a definição de diversas metas no que diz respeito
à redução de emissões de
CO2 , e consequentemente à redução da utilização de combustíveis
2
fósseis dando assim espaço a um maior desenvolvimento tecnológico em energias renováveis .
2.3.1
Eólica
O vento foi, durante muito tempo, a principal fonte de energia do homem, ajudando-o a
moer cereais e na navegação marítima. Actualmente, este recurso é utilizado em todo o mundo
para a produção de energia eléctrica, sendo que em Portugal existem locais onde o potencial
eólico justifica claramente a sua exploração comercial através dos conhecidos aerogeradores.
Estes são implantados em parques eólicos, cujas zonas apresentam características eólicas
razoavelmente homogéneas.
Apenas a título informativo, uma turbina (aerogerador) standard actual pode ser projectada
para um potência nominal na ordem dos 2 MW, cujo o diâmetro das pás do rotor é na ordem
dos 80m para um mastro com cerca de 70m de altura.
A energia eólica tem registado nos últimos anos uma evolução verdadeiramente
assinalável. De 1998 até 2009 foram instalados mais de 110 GW de potência eólica perfazendo
um total de cerca de 120 GW a nível mundial, em que a esmagadora maioria se encontra na
Europa (65 GW actualmente na Europa dos 27). Como líder encontram-se os Estados Unidos
da América, com 26 GW instalados, seguido da Alemanha e Espanha com 24 GW e 16 GW
instalados, respectivamente.
Mesmo assim, Portugal não acompanhou o crescimento que se verificou na maioria dos
países desenvolvidos nas décadas de oitenta e noventa. No entanto, a situação da energia
eólica em Portugal é hoje completamente diferente, assistindo-se a um dinamismo inédito nos
últimos anos face à reestruturação do sector eléctrico, legislação específica, e aprovações de
directivas para o desenvolvimento desta energia.
Os dados disponíveis mais recentes indicam que no final de 2008, a potência total
instalada em aproveitamentos eólicos em Portugal é de cerca de 3 GW, esperando-se a
instalação de mais 900 MW em 2009. Posicionando-se assim Portugal em 10º lugar na tabela
de ranking mundial [2].
2
As energias renováveis no âmbito da União Europeia são compostas pelas energias solar, hídrica,
eólica, biomassa, geotérmica e resíduos.
6
2.3.2
Hidroeléctrica
A hidroelectricidade é hoje uma das formas tradicionais de produção de energia
contribuindo ainda com uma parcela significativa para a produção nacional (18% em 2007 e
11% em 2008). É normalmente uma obra de grande envergadura que, tem como objectivo
principal reter o caudal do rio de modo a formar-se uma albufeira ou, uma bacia de
armazenamento. No entanto, originam lagos e albufeiras de grandes dimensões que por vezes
têm associados impactos ambientais e sociais. Por outro lado, os locais disponíveis para a
construção de grandes aproveitamentos estão a acabar.
O grupo gerador nas hidroeléctricas é assim constituído pelo conjunto turbina-alternador,
que ao receber a energia cinética da água a grande pressão nas turbinas provoca o movimento
de rotação das suas pás, que é comunicada ao eixo do alternador e consequentemente à
geração de energia eléctrica.
2.3.3
Mini-Hídrica
Os aproveitamentos hidroeléctricos podem ser feitos em dimensões mais reduzidas, até
por vezes sem recorrer a armazenamento de água e assim com impactos ambientais bastante
reduzidos. Caso não se recorra ao armazenamento de água, designam-se estes
aproveitamentos como centrais de fio de água em que não há a possibilidade de se regularizar
o caudal, pelo que o caudal utilizável é o caudal instantâneo do rio.
A designação central mini-hídrica generalizou-se assim em Portugal para designar os
aproveitamentos hidroeléctricos de potência inferior a 10MW.
2.3.4
Oceanos
A possibilidade de se extrair energia dos oceanos tem intrigado as pessoas ao longo dos
tempos. Actualmente podemos dividir os aproveitamentos energéticos do oceano em dois:
energia das ondas, e energia das marés.
O aproveitamento da energia das ondas consiste na transformação da energia resultante
do movimento periódico das massas de água para a produção de energia eléctrica. Existem
actualmente já algumas tecnologias com aplicabilidade e muitas outras em fase de teste e
demonstração.
A energia das marés consiste no aproveitamento dos desníveis de água que resultam das
subida e descida das marés. O princípio de funcionamento de uma central de maré é bastante
semelhante ao funcionamento de uma central hídrica, no que diz respeito ao aproveitamento
da energia cinética das massas de água. Nestas centrais, instaladas muito perto da foz dos rios
ou já no oceano em locais com características especiais, existe a capacidade de
armazenamento de água. Desta forma é possível obter desníveis que resultam dos diferentes
níveis das marés.
7
2.3.5
Energia Geotérmica
Uma excepção às centrais termoeléctricas clássicas (ciclo de água-vapor), que utiliza
energia renovável, é o caso das centrais geotérmicas que utilizam energia térmica existente
nas entranhas da terra em regiões vulcânicas, como acontece em Itália e nos Açores
(Portugal). O processo de funcionamento é análogo ao das restantes centrais clássicas com
algumas adaptações às condições particulares de obtenção do vapor sob pressão.
Naturalmente que os locais onde é possível este tipo de aproveitamento estão limitados
apenas a algumas regiões.
2.3.6
•
Bio-Energia
Biomassa
Recurso energético com largas tradições em Portugal, a biomassa é uma fonte de energia
que deriva do aproveitamento energético das florestas e seus resíduos, e resíduos
provenientes de explorações agro-alimentares.
Uma importante componente no aproveitamento deste tipo de recurso está relacionada
com as políticas de limpeza e conservação da floresta. Este tipo de resíduos que, muitas
vezes, são os causadores da rápida propagação dos incêndios florestais, podem ser
aproveitados como fonte energética. A limpeza da mata de uma forma sustentada permite que
seja alcançado um equilíbrio, e dessa forma, preservar um recurso vital que é a floresta e
simultaneamente proceder-se à valorização energética.
•
Biocarburantes
Os Biocarburantes são obtidos a partir duma matéria-prima vegetal. Dois motivos levaram
ao seu desenvolvimento: a alta dos preços do petróleo verificada primeiramente em 1973, e a
poluição gerada pelos gases de escape resultantes da utilização dos carburantes clássicos.
O Brasil desempenhou um papel pioneiro neste domínio quando o governo lançou em
1975 o programa "Proalcool", com a utilização de combustíveis contendo 22% de etanol obtido
da cana-de-açúcar (ou do trigo). Há no Brasil 4,5 milhões de veículos assim equipados,
verificando-se resultados ecológicos positivos. No entanto, há quem seja de opinião que,
embora emitindo menos gases prejudiciais como o dióxido de carbono, o uso generalizado de
biocarburantes pode produzir outros efeitos perigosos, nomeadamente os relacionados com a
reacção brônquica.
•
Biogás
A decomposição da matéria orgânica dos resíduos dá origem à produção de biogás, um
gás composto na sua maioria por metano e dióxido de carbono. Em alguns países a aplicação
de tecnologias dispendiosas inviabilizou o aproveitamento deste gás para a produção de
energia. O sucesso destes empreendimentos depende de um compromisso consciente entre
custos, benefícios e tecnologia.
8
•
Biodiesel
O biodiesel é um combustível produzido a partir de óleos vegetais, óleos de cozinha
usados ou gorduras animais. É não tóxico, biodegradável e renovável, e substitui o gasóleo. As
emissões produzidas pela utilização de biodiesel puro são substancialmente menores quando
comparadas com as do gasóleo. Pode ser produzido recorrendo a tecnologias simples e não
muito dispendiosas, sendo que em Portugal pode alcançar um lugar de destaque na sua
produção e utilização, contribuindo para a redução da dependência externa de petróleo bem
como para a criação de riqueza e protecção do ambiente.
2.3.7
•
Solar
Fotovoltaíco
Os sistemas fotovoltaícos produzem energia eléctrica a partir da radiação solar. São
sistemas de elevada fiabilidade, de baixa manutenção, com ausência de ruído e não poluentes.
Constituídos por células fotovoltaicas (dispostas em painel solar) de tensão de saída na ordem
dos 0.45V, a sua interligação em série e paralelo permitem obter valores normalizados de
tensão (12V, 24V) e aumentos de potência.
As características do solar fotovoltaíco fazem com que a instalação deste tipo de sistemas
seja bastante atractivo em locais onde não exista rede de distribuição eléctrica, por razões
ambientais, ou até por razões de ordem estética. É comum encontrar sistemas fotovoltaícos no
dia a dia, nomeadamente para alimentar máquinas de pré-pagamento de estacionamento, ou
sistemas de telecomunicações.
A grande desvantagem destes sistemas é ainda o custo elevado por MWh, ultrapassando
o preço da electricidade da rede pública. Prevê-se no entanto um crescimento na utilização
destes sistemas nos próximos anos, face ao aumento da sua competitividade e das aplicações
com recurso a esta tecnologia.
•
Térmico
Os colectores solares, vulgarmente conhecidos por painéis solares, não devem ser
confundidos com painéis fotovoltaicos e são normalmente utilizados apenas para o
aquecimento de águas.
A cobertura do colector solar é de vidro, e logo, transparente à radiação visível. Esta
radiação ao entrar no colector aquece-o emitindo radiação menos energética, a infravermelha,
que fica retida no colector uma vez que o seu interior é “opaco” à radiação infravermelha. Desta
forma conseguimos um sistema de alto rendimento com base no efeito de estufa. A elevada
temperatura atingida na placa absorsora é assim transferida para uma serpentina de tubos
(onde circula um fluído de elevada condutibilidade térmica) que interliga o colector solar a um
depósito por cima deste. O fluído aquecido no colector solar sobe até ao depósito que está por
cima deste, aquecendo a água para as mais variadas tarefas. Após esta transferência de calor,
o fluido terá arrefecido, ficando mais denso e descendo de volta ao colector, onde reiniciará o
seu ciclo.
9
Este princípio de circulação do fluído é designado por termossifão, que implica que o
depósito esteja por cima do painel, caso não seja essa a situação, teremos então de provocar
circulação forçada através de uma bomba de água adicional.
Nunca se fica realmente independente, pois em dias enevoados e chuvosos o rendimento
é bastante reduzido. À noite não existe luz solar, e no caso de utilização mais intensiva acaba
por ser necessário recorrer à resistência eléctrica que se encontra no interior do depósito.
Outra variante é a sua utilização do solar térmico para a geração de energia eléctrica, cujo
princípio de funcionamento consiste em transformar energia térmica contida no fluido em
energia eléctrica, através de um ciclo de água-vapor (ver secção 2.1.1).
2.4
Transporte e Distribuição de Energia
Para o transporte de uma dada potência aparente (S=U.I) aumenta-se a tensão U, o que
apresenta
problemas
ao
nível
de
isolamento,
reduzindo
o
valor
da
corrente
e
consequentemente a secção dos condutores, economizando material e as perdas por efeito de
2
Joule (P=r.i ). Para cada nível de potência a transportar e distância a vencer, há um nível
óptimo de tensão cujo valor pode ir de 10 a 400kV, podendo ainda tomar a forma de corrente
monofásica (220V) ou trifásica (380V) de acordo com a aplicação. Sendo feita em corrente
alternada, a transmissão da energia eléctrica permite a utilização do transformador como fácil e
económico (com reduzidas perdas) de obter o nível de tensão desejado.
Define-se como Subestação uma instalação de alta tensão destinada à transformação da
corrente eléctrica quando estes se destinam a alimentar postos de transformação ou
subestações; e como Posto de Transformação uma instalação de média tensão destinada à
transformação da corrente eléctrica quando a corrente secundária for utilizada directamente
nos receptores (380/220V).
Relativamente às linhas de transporte estas podem ser de Alta Tensão, Média Tensão e
de Baixa Tensão.
•
As linhas de Alta Tensão são aquelas cuja tensão nominal é igual ou superior a 60kV e
unem os centros produtores (centrais térmicas, hídricas eólicas, etc.) às subestações.
São normalmente aéreas podendo, no entanto, ser subterrâneas. As linhas aéreas são
constituídas por apoios, normalmente metálicos, sendo os condutores suspensos ou
apoiados por isoladores.
•
Quanto às linhas de Média Tensão, são aquelas cuja tensão nominal é inferior a 60 kV
(tensões mais comuns são 10,15 e 30 kV). Estas linhas ligam as subestações aos
Postos de Transformação e podem ser aéreas ou subterrâneas. As aéreas são
normalmente em cabo nu, apoiadas em postes de betão (mais comum) ou metálicos,
sendo os condutores suspensos ou apoiados por isoladores.
10
Relativamente às linhas de Baixa Tensão, são aquelas cuja tensão nominal é inferior a
•
1000 V, e levam a energia eléctrica desde os Postos de Transformação ao longo das
ruas e caminhos até aos locais onde é consumida em Baixa tensão. Tal como nos casos
anteriores, podem ser aéreas ou subterrâneas, e sendo aéreas são normalmente em
condutores nus ou isolados em feixe (cabo torçada). As linhas em condutor nu estão
fixas sobre isoladores e apoiados em postes de betão, ou sobre postaletes metálicos
fixos na fachada. Os cabos de distribuição de baixa tensão são normalmente
constituídos por cinco condutores um dos quais se destina à iluminação pública.
No caso de uma instalação de uma linha em baixa tensão (380/220V), e portanto,
apropriada para alimentar uma estação de telecomunicações, esta tem um custo médio
3
estimado que varia entre 10€ a 12€ por metro em cabo torçada , assumindo que a fixação dos
postes eléctricos não acarreta complicações de maior.
2.5
Situação Energética em Portugal
Pretende-se agora perceber qual a situação energética em Portugal, não só em termos de
evolução de consumo e potência instalada por sector de produção, mas também qual o seu
valor negociado no mercado ibérico de electricidade (MIBEL) [4].
2.5.1
Evolução e Situação Energética
Até sensivelmente finais da década de 90 a produção de energia em Portugal fez-se
fundamentalmente com base no carvão, no petróleo, e na energia potencial e cinética da água
(hídrica). Só a partir de 1998 é que se dá início à produção com base no gás natural, e uma
tendência de diminuição na utilização do petróleo.
Actualmente, e como ilustra a Figura 2.5, o consumo anual energético em Portugal ronda
os 50TWh com uma tendência de crescimento lento. Esta estabilização do consumo nos
últimos anos está em parte associada ao atingimento da fase de maturação na utilização da
electricidade por parte dos consumidores, e provavelmente à crise económica que nos últimos
anos tem assolado o País. Talvez até as próprias campanhas de sensibilização de poupança
energética, ou à utilização de equipamentos cada vez mais eficientes, tenham de alguma forma
contribuído também para esta estabilização.
A recente aposta nas energias renováveis fez com que fosse definida uma classe onde se
encontram estas fontes de energia (eólica, fotovoltaica, etc.), designadas assim de produção
4
em regime especial (PRE ), em contradição às fontes de energia clássicas designadas de
produção em regime ordinário (PRO).
3
Estimativa fornecida pela secção de energia do Instituto Superior Técnico
Engloba a produção de energia em centrais hidroeléctricas com potência instalada até 10 MVA, em
centrais usando outros recursos renováveis, e em centrais de cogeração.
4
11
Figura 2.5 – Evolução Energética em Portugal por Sectores de Produção
De realçar o aumento do saldo importador decorrente da liberalização do mercado
5
(MIBEL ), assim como o aumento na produção em regime especial (PRE) relativo à energia
eólica (11% em 2008). Quanto à produção hídrica, esta está muito dependente das condições
climatéricas que em anos de seca sofre enormes quedas (caso do ano 2005).
Relativamente à potência instalada, esta ascende já os 15GW, sendo 10,5GW baseada
em produção em regime ordinário (PRO), e o restante em produção de regime especial (PRE).
A Tabela 2.1 descreve a repartição de potências instaladas em Portugal por fonte de energia.
Tabela 2.1 – Potência Instalada em Portugal por Sectores de Fontes de Energia [REN 2008]
5
Mercado Ibérico de Electricidade
12
Dentro das renováveis (PRE), é o sector eólico que tem apresentado maior crescimento
(Figura 2.5) totalizando mais de 1500 geradores instalados, para uma potência conjunta acima
dos 2,5GW. Mais de 1000 destes geradores têm uma potência unitária igual ou superior a 2
MW, cujos os principais fabricantes são a Enercon com 45% do mercado, seguido da Vestas
com 18%.
De salientar que, embora tanto a energia eólica como a fotovoltaica tenham uma carácter
altamente probabilístico, numa base anual apresentam uma utilização relativamente constante,
ou seja, é gerada anualmente uma energia média que depende apenas da potência instalada,
e que no caso da eólica representa entre 2100 a 2400 horas anuais equivalentes de produção
para uma dada potência instalada. Contrariamente à hídrica que em anos de seca (ex. 2005) a
utilização anual cai para valores nada previsíveis com necessidade de se recorrer a outras
fontes energéticas. Além de que, as hídricas originam lagos e albufeiras de grandes dimensões
que por vezes têm associados impactos ambientais e sociais, o que poderá resultar na
inviabilização da implementação do projecto hidroeléctrico (ex. Foz Côa).
O maior problema das energias renováveis é o facto de não serem controláveis, ou seja, a
produção de energia depende em cada instante da disponibilidade do recurso. Afaste-se assim
a ideia de um dia podermos atingir 100% da energia necessária baseada em recursos
renováveis, caso estes tenham uma disponibilidade aleatória. Somos sempre forçados, no
limite, a combinar as energias não controladas (renováveis) com energias controladas
(clássicas). Adicionalmente, e mesmo que o investimento em renováveis face às energias
clássicas não pareça rentável, contribuir-se-á na redução de emissões de
CO2 para a
atmosfera, e a energia eólica tem sido um bom exemplo dessa contribuição.
2.5.2
Custo Médio da Energia Eléctrica
O custo de aquisição de energia eléctrica proveniente de PRE em 2007, por parte do
comercializador de último recurso, cifrou-se em 94,5€/MWh, face ao valor médio 54,38€/MWh
negociados na MIBEL. A Tabela 2.2 descreve com mais detalhe o preço médio de aquisição da
PRE, separado por tecnologia. De notar que a fotovoltaica é de longe a que apresenta maior
valor de aquisição.
13
Tabela 2.2 – Preço de aquisição Médio da PRE por Tecnologia [ERSE, 2008]
2.6
Microgeração (Decreto-Lei nº363/2007)
Existem actualmente dois tipos de produção de energia injectada na rede pelos
6
“produtores renováveis”: a produção descentralizada (PRE-R ) em unidades de pequena
potência dispersas nas redes de distribuição e de transporte, remunerada com base num
tarifário Verde; e a microgeração (ou microprodução) integrada no local da instalação eléctrica
de utilização, acessível às entidades que disponham de um contrato de compra de
electricidade em baixa tensão, sendo esta última o tema a abordar nesta secção [5].
A legislação definida relativa à microgeração aplica-se apenas a instalações de produção
monofásica em baixa tensão com potência de ligação até 5,75kW (grupo I), e desde que
utilizem recursos renováveis. Adicionalmente, a potência injectada na rede pública não pode
ser superior a 50% da potência eléctrica contratada, com excepção aos condomínios.
Existem 2 tipos de regime remuneratório que se passam a descrever de uma forma muito
sucinta e focada em instalações não integradas em condomínios:
•
Regime Geral: Instalações com potência até 50% da potência contratada, com
máximo de 5,75kW.
•
Regime Bonificado: Aplica-se a potências de ligação até 50% da potência contratada,
com um máximo de 3,68kW. No caso de utilização de fontes de energia renovável,
deve-se ainda dispor de colectores solares térmicos para aquecimento de água, com
2
um mínimo de 2 m de área.
7
A legislação define uma tarifa única de referência (TUR=617,5€/MWh ), aplicável à
energia produzida no ano da instalação e mantendo esse valor durante cinco anos.
6
7
Produtores em Regime Especial que utilizem recursos Renováveis
Portal EDP: Valor resultante da potência acumulada de 3,63 MW a 2 Novembro 2009
14
Após o período de 5 anos previsto e durante o período adicional de 10 anos, aplica-se à
instalação de microgeração, anualmente, a tarifa única correspondente à que seja aplicável no
dia 1 de Janeiro desse ano a novas instalações equivalentes. Por cada 10 MW adicionais de
potência de ligação registada a nível nacional, a tarifa única aplicável é sucessivamente
reduzida em 5%.
Após o período mencionado (15 anos) aplicar-se-á à instalação de microgeração o regime
geral. A Tabela 2.3 explicita o valor da TUR de acordo com a tecnologia.
Tabela 2.3 – Percentagem da TUR e Limites de Aplicação Consoante a Tecnologia [Jan09]
No caso de sistemas híbridos, a tarifa de venda,
TV , de energia do produtor ao
comercializador é obtida através de:
TV =
LMEPS × TUR × PS + LMERP × [70% × TUR × PE + 30% × TUR × ( PH + PB )]
Equação 2.1
LMEPS × PS + LMERP × ( PE + PH + PB )
Em que
PS , PE , PH e PB
respectivamente, e
são as potências solar, eólica, hídrica e de biomassa,
LME PS , LME RP os limites máximos anuais de energia vendida solar e de
restantes produções, respectivamente.
15
3.
Caracterização da Estação Remota de Telecomunicações
Com vista ao dimensionamento do sistema de produção e possível armazenamento de
energia eléctrica, começou-se por caracterizar as exigências de consumo da estação remota
de telecomunicações, e quais as possíveis alternativas de produção para este tipo de
aplicação.
Caracterização do Consumo da Estação Remota
3.1
Nesta etapa, pretende-se estimar o consumo médio diário de energia eléctrica, ou seja,
definir a curva de carga tanto em termos diários como sazonais. Com estes dados consegue-se
visualizar as características previstas para o consumo de electricidade adequando-se o sistema
para que a produção satisfaça sempre o consumo. Esta determinação é em geral complexa
porque depende do uso que se fará no futuro do sistema, normalmente vinculado a hábitos e
rotinas dos usuários difíceis de determinar e variáveis ao longo do tempo. No entanto, e como
se irá ver na secção seguinte, o nosso sistema remoto de telecomunicações é bastante
determinístico uma vez que exigirá uma potência relativamente constante e que esteja sempre
disponível.
O cálculo da energia anual produzida para a nossa estação de telecomunicações
facilmente se pode extrair a partir da seguinte expressão:
Equação 3.1
E a = P × ha
Em que P representa a potência instalada no sistema e
ha a utilização anual do recurso
energético em causa. Este último representa o número de horas equivalentes, numa base
anual, que uma dada potência instalada (eólica, solar, hídrica) é utilizada para geração de
energia. Se no entanto nos posicionarmos na carga, este representa o número de horas
equivalentes anuais que a carga irá funcionar na sua potência exigida (consumo).
3.1.1
Estação Remota de Telecomunicações
A nossa estação remota de telecomunicações em causa insere-se na classe de
equipamentos de microondas a funcionar na camada de agregação, ou seja, estabelece a
ligação entre a rede de acesso (GSM, UMTS) e a rede Core (SDH, DWDM) através de feixes
hertezianos. Notar que a topologia utilizada nas camadas de agregação e Core são
normalmente em anel, garantido assim que o tráfego percorre todas as estações envolvidas e
cada link entre estações é em geral composto de protecção (redundância).
16
A Figura 3.1 reflecte a situação descrita; notar que os débitos de transmissão são tanto
maiores quando mais nos aproximamos da rede Core, e consequentemente há também
alteração nas tecnologias de transmissão (GSM, UMTS, PDH, SDH, DWDM).
Figura 3.1 – Rede Típica de Telecomunicações Móveis em Microondas
A nossa estação remota de telecomunicações, que se posiciona na camada de
agregação, está em geral situada em locais isolados e elevados uma vez que se pretende
agregar e transmitir informação a longas distâncias recorrendo ao uso das microondas. Nesta
classe, as estações mais remotas no que diz respeito ao acesso físico e energético são
reconhecidas por repetidores, cuja a sua função passa essencialmente pela regeneração do
sinal para que este possa percorrer maiores distâncias. Há essencialmente duas formas de se
regenerar o sinal, ou de uma forma passiva recorrendo à utilização de espelhos, ou de uma
forma activa por utilização de receptores e transmissores. Esta última, apesar de necessitar de
alimentação eléctrica para funcionar apresenta muito maior ganho e menor custo, e
consequentemente é a mais utilizada. Basicamente, podemos assumir que o repetidor passivo
aplica-se essencialmente a situações onde se pretenda mudar a direcção do feixe hertziano
para contornar obstáculos, enquanto que o activo para percorrer longas distâncias onde o
aumento do nível de potência é fundamental.
Um equipamento de telecomunicações, com as características referidas, pode ser
encontrado no fabricante Nokia Siemens Networks (NSN) e é designado por SRA4 (Split Radio
System up to STM-4) [9]. A escolha do mesmo tem a ver com a implementação, por parte da
8
REN , de uma rede de agregação com base nos referidos equipamentos e onde se conhece a
localização dos mesmos, condição essencial para a concepção física da alimentação eléctrica.
Optou-se assim por efectuar um estudo o mais próximo da realidade, e se possível com base
em dados reais.
8
Redes Energéticas Nacionais
17
Este equipamento é composto por 2 unidades principais, In-Door Unit (IDU), e Out-Door
Unit (ODU). A primeira (IDU) foi desenhada para operar em locais fechados, não estando
portanto protegida contra as condições climatéricas, ao contrário da segunda (ODU). A
necessidade da existência de uma unidade exterior, para além obviamente da antena de
microondas, prende-se à necessidade de deslocar o sinal de alta frequência (HF) recebido na
antena de microondas, para uma frequência intermédia (IF), e vice-versa se considerar-mos
que estamos a transmitir. O nível de potência de saída do sinal é também controlado por este
dispositivo.
A ligação entre estes 2 dispositivos, IDU e ODU, faz-se simplesmente através de um cabo
coaxial que é percorrido pelo sinal IF e energia providenciada pela unidade IDU. A mais valia
desta arquitectura (separação) é o facto de se poder alterar a frequência de transmissão entre
antenas trocando apenas as unidades ODU, simplificando assim o projecto caso haja
necessidades de alteração de última hora ao plano de frequências reservadas.
A Figura 3.2 mostra o aspecto das componentes que constituem a nossa estação remota
de telecomunicações, também designada de repetidor activo. Notar que as unidades ODU
estão acopladas às antenas de microondas (normalmente em forma de parábola).
Figura 3.2 – Componentes da Estação Remota de Telecomunicações (SRA4)
O nosso repetidor (Figura 3.3) é assim constituído por 4 unidades ODU e, 2 IDU, optandose assim por um esquema de protecção 1+1 em que o link entre estações é sempre protegido
através de um segundo comprimento de onda,
ambas as frequências (
f 2 . Ou seja, a mesma informação é enviada em
f1 e f 2 ), no entanto, na recepção, apenas um sinal é recolhido. Esta
arquitectura não só previne possíveis falhas num dos links, como permite que as unidades
receptoras recolham em tempo real o melhor sinal, seja proveniente da frequência
18
f1 , ou f 2 .
Optou-se também por enviar e receber as frequências (
f1 e f 2 ) em antenas separadas,
tal como ilustra a Figura 3.3. A vantagem desta opção é o facto de provocarmos uma maior
diferença nos sinais detectados,
f1 e f 2 , e consequentemente recolhermos o melhor sinal de
cada uma em tempo real, esquema também conhecido como Frequency Diversity Protection.
Notar ainda que os Links de transmissão assentam sobre tecnologia SDH, e onde cada Link é
composto por uma trama STM-1 com um débito de transmissão de 155 Mbits/s.
ODU
A1
ODU
B1
f1 STM-1
f1 STM-1
IDU
A
IDU
B
f2 STM-1
f2 STM-1
ODU
A2
ODU
B2
Figura 3.3 – Repetidor Activo de Telecomunicações com Links STM-1 (SRA4 1+1)
Normalmente, exige-se, a existência de ar condicionado para o bom funcionamento dos
equipamentos de telecomunicações. No entanto, e recorrendo à descrição técnica do
9
fabricante relativa ao equipamento SRA4 dada na Tabela 3.1 , verifica-se que este
equipamento ao ser instalado em Portugal Continental funciona perfeitamente bem mesmo na
ausência de climatização, uma vez que tanto a temperatura como a humidade ambiental anual
se encontram dentro dos parâmetros admissíveis dados pelo fabricante. Donde, na
determinação do consumo energético da estação remota de telecomunicações não se deverá
incluir consumos energéticos para efeitos de climatização.
Tabela 3.1 – Características Ambientais das Unidades IDU e ODU do Sistema SRA4
Temperature Limits: -5 to 50ºC
IDU (Indoor Equipment)
Humidity Limits: 5% to 95%
Maximum Temperature Limits: Up to 55ºC
Temperature Limits: -33 to 55ºC
ODU (Outdoor Equipment)
Humidity Limits: 15% to 100%
Maximum Temperature Limits: Up to 55ºC
9
Por questões de CopyRight apenas a brochura do SRA4 é disponibilizada
19
Novamente, da descrição técnica do fabricante (Tabela 3.2) podemos extrair a informação
relativa ao consumo de cada componente que constitui o equipamento SRA4.
Tabela 3.2 – Consumo Energético das Unidades IDU e ODU do Sistema SRA4
IDU Power
(per each
unit)
SRA4 ‘standard’
Electrical i/f: < 30 W ±10%
Power Consumption 1+0 (el. and opt.)
Optical i/f: < 32 W ±10%
SRA4 ‘standard’
Electrical i/f: < 51 W ±10%
Power Cons 1+1(el. & opt.)
Optical i/f: < 55 W ±10%
SRA4-STM1 (New Model)
Electrical i/f: < 24,5 W ±10%
Power Consumption 1+0 (el. and opt.)
Optical i/f: < 24,8 W ±10%
SRA4-STM1 (New Model)
Electrical i/f: < 41,8 W ±10%
Power Consumption 1+1(el. & opt.)
Optical i/f: < 42,2 W ±10%
Frequency Band
(GHz)
6U/6L
7/8
11/13
15
18
23
26
28
32/38
60
56
60
45
38
38
45
45
45
Total Power
Absorbed By ODU (W)
(per each unit)
Power consumption (from battery -48 V) with ± 10% tolerance
Recorrendo à definição da estação remota de telecomunicações (repetidor activo - Figura
3.3), e tendo em consideração as especificações técnicas dadas acima pelo fabricante,
optamos assim pelo pior caso, ou seja, para as unidades IDU vamos assumir o SRA4
‘standard” 1+1, e para as unidades ODU a banda 6U/6L, resultando assim o seguinte consumo
da nossa estação de telecomunicações:
Tabela 3.3 – Consumo Energético da Estação Remota de Telecomunicações
10
Dispositivos
nº
ODU
4
IDU
2
TOTAL
6
Potência Total
[W]
60x4=240
(55W±10%)x2
=>121
361
Utilização Anual
da Pot.
ha [h ]
Energia Anual
E
Cons
a
[MWh ]
8760
2,10
8760
1,06
8760
3,16
Recorrendo à Equação 3.1
20
10
Custo de
Referência
4x2.500
=10.000€
2x15.000
=30.000€
40.000€
Definimos assim a nossa curva de carga tanto em termos diários como sazonais, que para
este caso em particular não é mais que uma constante ao longo do tempo. Facilmente se
compreende que o nosso repetidor activo, que exige uma potência relativamente constante,
deverá estar sempre disponível na rede de telecomunicações, seja dia, seja noite, caso
contrário haverá interrupção de tráfego na rede de agregação, e consequentemente nas
comunicações móveis que fazem uso das redes GSM/UMTS na camada de acesso acima
mencionada.
Do ponto de vista do dimensionamento do sistema de produção a tarefa fica simplificada,
uma vez que podemos ajustar a produção ao consumo com relativa facilidade, como mais
adiante se verá. Notar ainda que, aquando o dimensionamento energético deste sistema a
alimentação do mesmo dever-se-á fazer com base nos -48V ± 10%, corrente continua.
3.1.2
Localização da Estação Remota
Como mencionado na secção anterior, a escolha deste sistema de telecomunicações teve
a ver com o conhecimento das localizações destas estações, implementados pela REN, e por
serem estes os sistemas que se situam na classe dos que estão mais remotos no que diz
respeito ao acesso físico e energético. Mais ainda, estamos perante um caso real onde a
documentação técnica está disponível (brochura, especificações, etc.), assim como as
configurações mais comuns e neste caso implementadas pela REN.
É sabido assim que, no que diz respeito ao conjunto de repetidores, as seguintes
localizações foram utilizadas na rede de telecomunicações da REN, isto na camada de
agregação:
Tabela 3.4 – Localização das Estações Remotas de Telecomunicações – Norte Oeste
Repetidor
Dispositivos
Localizações – Norte Oeste
São Pedro Velho – Mirandela, Bragança
Activo
4 ODU + 2 IDU
Passivo
2 Espelhos
São Mamede – Viana do Castelo
Esposade – Matosinhos, Porto
Vilarinho das Furnas – Gerês, Braga/Vila Real
A Tabela 3.4 e respectiva Figura 3.4 dá-nos assim a localização de 2 repetidores activos,
e de 2 repetidores passivos. Vamos por agora assumir o repetidor activo instalado em São
Pedro Velho, concelho de Mirandela, Distrito de Bragança, e com base neste dimensionar o
nosso sistema de produção.
21
Figura 3.4 – Mapa das Localizações das Estações Remotas de Telecomunicações
Produção de Energia para a Estação Remota
3.2
Pretende-se agora dimensionar o sistema de produção para alimentar a estação remota
de telecomunicações. A quantidade de energia produzida anualmente terá que ser superior ao
valor da energia consumida anualmente. No total será, no mínimo, igual à soma da energia
total consumida, com possíveis perdas que se irão verificar no sistema de armazenamento,
conversão (AC-DC-AC) e transporte, caso existam. Se o sistema de produção ficar junto à
estação remota facilmente se percebe que as perdas de transporte são desprezáveis.
Seguem-se algumas considerações com objectivo de se encontrarem as melhores
soluções para o fornecimento energético da estação remota de telecomunicações, seja com
base na análise da produção clássica, energia renovável, ou mesmo de armazenamento.
3.2.1
Solução Baseada na Produção Clássica
De forma a alimentar o nosso sistema de telecomunicações baseado na produção clássica
de energia, e considerando as várias fontes de energia analisadas (Secção 2.2), resulta que o
fornecimento energético à nossa estação dever-se-á efectuar via linhas de transmissão de
energia, ou recorrendo à utilização do Motor Diesel.
A opção Motor Diesel é normalmente mais utilizada em Países onde o fornecimento
eléctrico é incerto, como é o caso de Moçambique. Aqui, independentemente da distância onde
se encontra a linha de transmissão mais próxima (posto de transformação), é sempre boa
política dotar o sistema de redundância energética, caso contrário as comunicações irão oscilar
ao ritmo das falhas energéticas, situação não desejada. Felizmente em Portugal Continental,
onde está localizada a nossa estação remota de telecomunicações, a necessidade de um
sistema de redundância energética é bastante menor.
22
Conhecidas as dificuldades que são o transporte de combustível para o Motor Diesel,
associadas a reduzidas autonomias (várias horas) e necessidades de manutenção, apenas
devemos considerá-lo como sistema de redundância energética à linha de transmissão
eléctrica.
3.2.2
A
Solução Baseada em Energias Renováveis
viabilidade
de
projectos
relacionados
com
energias
renováveis
depende
fundamentalmente da disponibilidade dos recursos utilizados na produção de energia (Secção
2.3), diminuindo assim o custo total do projecto que depende, essencialmente, da quantidade
de potência a instalar.
No projecto em questão os sistemas fotovoltaícos de energia são os mais indicados para
uso em estações de telecomunicação isoladas (remotas), onde os consumos de energia
eléctrica não são muito elevados e onde se necessita fiabilidade e baixo nível de manutenção.
Uma outra hipótese é a utilização de sistemas eólicos já que estas estações de
telecomunicações normalmente situam-se em zonas altas para que estejam em linha de vista
com as outras estações receptores/emissoras. A combinação desta com a solar pode no
entanto reduzir a incerteza da sua inexistência já que ambas têm um carácter probabilístico
inerente aos recursos naturais.
3.2.3
Armazenamento de Energia
Com objectivo de se garantir o fornecimento ininterrupto de energia a utilização de
baterias é essencial, em particular quando se faz uso de recursos naturais e estes estão
ausentes (durante a noite e sem qualquer vento). As baterias são também de grande utilidade
no que respeita à absorção de distúrbios eléctricos quando o sistema se encontra ligado à linha
eléctrica de transmissão, protegendo assim a estação de telecomunicações.
3.2.4
Alternativas Possíveis de Produção
Pretende-se agora sintetizar as possíveis alternativas de abastecimento energético à
nossa estação remota de telecomunicações. Combinaram-se assim os vários recursos
energéticos identificados anteriormente de acordo com o descrito na seguinte Tabela 3.5. As
alternativas identificadas assumem sempre a existência de alguma redundância energética,
seja através do uso de baterias, Motor Diesel, ou linha eléctrica, de forma a garantir-se um
fornecimento ininterrupto de energia à estação remota de telecomunicações.
Mais, optou-se por não combinar recursos não renováveis com renováveis, uma vez que
para a aplicação em questão, e com base nos recursos energéticos identificados, o sistema de
produção de energia ou se baseia na linha eléctrica e sua redundância energética (Motor
Diesel e/ou Baterias), ou é direccionado no sentido de ser um sistema energéticamente
autónomo com base nas energias renováveis (fotovoltaica, eólica) e sua redundância
(Baterias).
23
Obviamente que, e caso a linha de transmissão eléctrica esteja nas proximidades da nossa
estação remota, poder-se-ia ainda ponderar a sua utilização no sistema de energias renováveis
com objectivo de se reduzir, apenas e só, a capacidade do banco de baterias uma vez que este
representa normalmente a maior fatia do investimento (Alternativa 6).
Tabela 3.5 – Alternativas Possíveis de Produção de Energia para a Estação Remota
Recursos
Energéticos
Linha
Motor
Eléctrica
Diesel
Fotovoltaica
Alternativa 1
X
Alternativa 2
Alternativa 3
X
Alternativa 4
X
Alternativa 5
X
Alternativa 6
3.3
Eólica
Baterias
X*
X
X*
X
X*
X
X
X
X* : Utilização da Linha Eléctrica com redução do Banco de Baterias
Potência a ser Instalada na Estação Remota
Para determinar a potência a fornecer à nossa estação remota de telecomunicações
teremos de calcular a parcela de cada uma das potências a instalar que constitui cada uma das
alternativas acima identificadas (Tabela 3.5). Esta determinação deverá seguir um
procedimento iterativo para que as estimativas de produção se aproximem cada vez mais dos
valores do consumo.
Como anteriormente mencionado, a quantidade de energia a fornecer ao nosso sistema
deverá ser, no mínimo, igual à soma da energia total consumida, com possíveis perdas que se
irão verificar no sistema de armazenamento, conversão (AC-DC-AC) e transporte. No caso do
sistema de armazenamento, este deverá actuar apenas em casos pontuais quando a produção
é inferior ao consumo, ou não há produção. É normal assumirem-se para as perdas de
armazenamento valores na ordem dos 20%, associadas à dissipação, à auto-descarga, e
outras, como mais adiante se verá, e para as perdas de conversão um valor em torno dos 10%.
Com os dados até agora obtidos não é possível estimar qual a percentagem de energia
consumida pelo sistema (perdas) proveniente do sistema de produção (ou armazenamento), e
sendo assim, assume-se por agora um valor inicial para as perdas totais de 30%. Só após uma
análise detalhada do sistema de produção fotovoltaico, eólico, armazenamento, e respectiva
definição da arquitectura, será possível determinar com maior exactidão as perdas no sistema,
e concluir-se se o valor assumido é excessivo, ou se pelo contrário é insuficiente.
24
A energia a ser produzida anualmente pode então ser estimada da seguinte forma:
Pr od
ETotal
= E aCons × (1 + 0,3) = 3,16 × 1,3 = 4,12 MWh
Equação 3.2
E aCons já havia sido determinada na Tabela 3.3
Onde
Facilmente, e a partir deste valor, podemos traçar o perfil da energia consumida
mensalmente uma vez que o consumo da carga é aproximadamente constante, tal como ilustra
a Figura 3.5. Notar que, as variações presentes nesta figura devem-se exclusivamente ao
número de dias de cada mês que varia ao longo do ano.
Energia Total sem Armazenamento
Energia Média Mensal [kWh]
Consumida com 30% de Perdas no Sistema
360
350
349,16
349,16
349,16
337,90
340
349,16349,16
337,90
349,16
337,90
349,16
337,90
330
320
315,37
310
300
Ja
ne
Fe ir o
ve
re
ir o
M
ar
ço
Ab
ril
M
ai
o
Ju
nh
o
Ju
lh
o
Ag
os
to
Se
te
m
br
O o
ut
ub
N
ov ro
em
b
D
ez ro
em
br
o
290
Figura 3.5 – Energia Consumida Mensalmente na Estação com 30% de Perdas no Sistema
A estimativa da energia anual produzida por cada fonte pode ser obtida recorrendo à
Equação 3.1, onde a potência nominal a instalar depende apenas da sua utilização anual e da
energia necessária a fornecer.
Eol
De forma a calcular as respectivas potências nominais ( Pn
Eol
de cada fonte ( ha
, PpFotov ) e utilizações anuais
, haFotov ), seguir-se-á uma análise detalhada da produção de energia
fotovoltaica, energia eólica e respectivo dimensionamento do sistema. A melhor combinação
(alternativa) dos referidos recursos da Tabela 3.5 pode ser determinada com base na
viabilidade económica, tema também a abordar.
25
4.
Produção de Energia Fotovoltaica
A produção anual de energia fotovoltaica depende fundamentalmente da disponibilidade
energética do recurso utilizado, neste caso a radiação solar, que se pode traduzir na utilização
anual da potência instalada e das características técnicas do sistema de conversão, neste
caso, dos painéis fotovoltaicos utilizados. Podem ainda associar-se ao sistema de conversão
um sistema de seguimento da posição do sol (tracker’s) para optimizar a quantidade de
radiação solar que incide nos painéis ao longo do dia.
4.1
Utilização de Tracker’s
A fixação dos painéis fotovoltaicos pode ser feita através de estruturas fixas, ou Tracker’s.
No caso das estruturas fixas a inclinação deve ser tal que maximize a radiação solar, que
normalmente é igual à latitude da localização da instalação do projecto, ou através de Trackers,
sistemas estes electromecânicos que seguem o movimento diário do Sol, em torno de um ou
dos dois eixos, mantendo o ângulo de incidência da radiação no painel o mais próximo de 90º,
maximizando assim a energia produzida.
Actualmente, os fabricantes destes equipamentos indicam um aumento de 20 a 25% para
sistemas de um eixo e de 35 a 45% para sistemas de dois eixos, dependendo de factores como
a latitude da instalação do projecto, quanto mais próximo do equador menor é o aumento da
energia conseguida [6].
No projecto em questão, dada a reduzida potência necessária para alimentar o nosso
sistema (Tabela 3.3) e querendo evitar-se a manutenção dos sistemas electromecânicos, de
certo o investimento não justifica a implementação de trackers, não sendo portanto
considerados no projecto.
4.2
Selecção de Painéis Fotovoltaicos
Fundamentalmente, os critérios que condicionam a escolha dos painéis fotovoltaicos são:
•
O custo dos painéis por Watt pico, € w p , que irá influenciar de modo significativo o
investimento inicial do projecto.
•
O rendimento dos painéis, quanto maior for este mais energia é produzida para a
mesma área de painel. Os de silício mono-cristalino são os que apresentam maior
rendimento.
•
Para o nosso caso da estação remota de telecomunicações, as dimensões e o número
de painéis querem-se também reduzidos e compactos uma vez que a localização
destas estações está normalmente em zonas altas onde o vento forte é predominante,
e o espaço reservado à sua instalação é normalmente reduzido.
•
A tensão e a potência a fornecer ao nosso sistema deve também ser tomada em
consideração na escolha dos painéis, uma vez que a combinação em serie/paralelo
dos mesmos define a tensão e potência a ser entregue ao sistema (normalmente a
Charge Controllers).
26
Tendo em consideração os factores acima referidos e recorrendo ao fabricante LoboSolar
[10], este sugere a utilização de módulos SolarWorld por serem uma alternativa credível e
económica a sistemas de produção baseados em combustíveis fósseis. Mais ainda, este
sugere serem os indicados para aplicações de telecomunicações isoladas (off-grid: rede
eléctrica isolada), e sendo assim, estes poderão ser os painéis fotovoltaicos a utilizar no
projecto em questão. Adicionalmente, considere-se ainda para a nossa análise uma outra
gama disponibilizada pelo mesmo fabricante mas esta com uma potência máxima (pico)
superior, designados por Renewis.
Relativamente ao módulo SolarWorld, o fabricante não disponibiliza de uma forma directa
qual o seu rendimento, sendo que e através das outras características disponibilizadas
11
facilmente a podemos deduzir de acordo com a seguinte equação :
η=
Pp
Equação 4.1
Gr A
Na Tabela 4.1 indicam-se assim as características principais do painel da gama SolarWorld
(SW 80 mono), e 2 modelos da gama Renewis (PV 155-M e PV 185-M), os quais serão
considerados
na
concepção
física
da
alimentação
da
nossa
estação
remota
de
telecomunicações. Relativamente à escolha dos modelos Renewis, optou-se por escolher o de
menor, e de maior rendimento.
Tabela 4.1 – Características Técnicas dos Painéis Fotovoltaicos SolarWorld e Renewis
Características Técnicas (STC)
SW 80 mono
PV 155-M
PV 185-M
80
155
185
4,58
4,5
5,2
17,5
34,6
35,8
5
5,35
5,48
21,9
44,2
44,8
45,5
45,5
45,5
36
72
72
Comprimento [mm]
1200
1622
1622
Largura [mm]
527
814
814
Rendimento
12,7%
11,7%
14,0%
Preço Aproximado
350 €
650 €
800 €
4,38
4,19
4,32
p
Potência Máxima, pico ( Pmax )
r
Corrente máxima ( I max )
r
Tensão máxima ( Vmax )
r
cc
Corrente de curto-circuito ( I )
r
Tensão de circuito aberto ( I ca )
Temperatura normal de
funcionamento(NOCT)
Nº de células em série ( I SM )
€ wp
11
G r = 1000 W m 2
27
4.3
Utilização Anual da Potência e Estimativa do Número de Painéis
Na Figura 4.1, observa-se que a estimativa da utilização anual da potência fotovoltaica em
São Pedro Velho, concelho de Mirandela, Distrito de Bragança, onde ficará localizada a nossa
Fotov
estação remota de telecomunicações (ver secção 3.1.2), é de aproximadamente ha
=1480h
para painéis fixos colocados com inclinação a Sul igual à latitude. Este valor representa assim o
potencial fotovoltaico que de uma forma geral aumenta quanto menor for a latitude.
Figura 4.1 – Índice kWh/Wp ( ha expressa em kh) em Sistemas Fotovoltaicos
Sendo assim, a energia a ser produzida anualmente pela parcela fotovoltaica, admitindo
por agora a Alternativa 1 da Tabela 3.5, e recorrendo ao resultado da Equação 3.2 será dada
por:
Pr od
E aFotov = ETotal
= 4,12 MWh
E portanto, a potência da parcela fotovoltaica a instalar será de:
Fotov
Ppico
=
E aFotov 4,12 × 1000
=
= 2,78 ≈ 2,8kW
haFotov
1480
28
O número de painéis fotovoltaicos estimados a utilizar, admitindo módulos SolarWorld, é
então de:
SW 80 mono : N paineis =
Fotov
Ppico
Painel
pico
P
=
2800
= 35
80
Equação 4.2
Este resultado mostra que o número de painéis aumenta com a diminuição da utilização
anual, e que esta é tanto menor quanto mais para o norte do Pais fica situada a nossa estação
remota de telecomunicações. A escolha destes painéis para a Alternativa 1 não é no entanto a
mais indicada, uma vez que requerem demasiado espaço para a sua instalação dado o
elevado número de módulos exigidos derivado à sua reduzida potência máxima de pico (ver
critérios na secção anterior).
Para o nosso caso devemos optar pela utilização dos painéis Renewis de potência
máxima superior, que para os modelos seleccionados resulta na seguinte estimativa:
PV 155 − M : N paineis =
PV 185 − M : N paineis =
Fotov
Ppico
Painel
pico
P
Fotov
Ppico
Painel
pico
P
=
2800
= 18,1 ≈ 18
155
Equação 4.3
=
2800
= 15,1 ≈ 15
185
Equação 4.4
De forma a caracterizar o sistema de armazenamento (Alternativa 1), garantindo a
disponibilidade permanente da estação remota de telecomunicações, devemos calcular a
potência média horária e a partir desta a energia horária produzida pelos painéis fotovoltaicos.
Este cálculo é possível com base no modelo matemático da célula fotovoltaica seguidamente
Fotov
apresentado. Notar ainda que, podemos calcular a energia fotovoltaica total anual ( E a
)
adicionando todas as energias horárias, e confrontando-a com a energia total a produzir
Pr od
( ETotal
4.4
= 4,12 MWh ).
Modelo Matemático da Célula Fotovoltaica
O modelo aqui apresentado, conhecido como o modelo de um díodo e de 3 parâmetros
(1D+3P), é já por si uma simplificação de outros modelos mais complexos mas que se
aproxima muito dos valores experimentais, e sendo assim é dos mais utilizados [1].
29
Desenvolvimento do Modelo 1D+3P
4.4.1
A célula fotovoltaica pode ser representada de forma simplificada através de um circuito
eléctrico equivalente apresentado na Figura 4.2.
Figura 4.2 – Circuito Eléctrico Equivalente de uma Célula Fotovoltaica com Carga Z
No circuito, I S representa a corrente eléctrica gerada pelo feixe de radiação luminosa ao
atingir a superfície activa da célula (efeito fotovoltaico); esta corrente unidireccional é constante
para uma dada radiação incidente.
O díodo representa o funcionamento da junção p-n que ao lhe ser aplicado uma tensão
V (aos terminais da célula) é percorrido por uma corrente interna unidireccional I D .
A corrente
onde:
I D é dada por:
 mVV

I D = I 0  e T − 1




Equação 4.5
I 0 : corrente inversa máxima de saturação do díodo
V : tensão aos terminais da célula
m : factor de idealidade do díodo (díodo ideal: m = 1 ; díodo real: m > 1)
VT : designado por potencial térmico VT = KT q 12;
K: constante de Boltzmann ( K
= 1,38 x10−23 J / K )
o
T: temperatura absoluta da célula em K ( 0 C
q: carga eléctrica do electrão ( q
= 273,16 o K )
= 1,6 x10 −19 C )
Com base no circuito eléctrico equivalente facilmente se extrai:
 mVV

I = I S − I D = I S − I 0  e T − 1




12
Para
T = 298,16K (θ = 25o C ) , obtém-se VT = 25,7 mV
30
Equação 4.6
Duas importantes características das células fotovoltaicas são fornecidas pelos
fabricantes, para determinadas condições de radiação incidente e temperatura, estas são a
corrente de curto-circuito, I cc , e a tensão em vazio, Vca .
Da equação anterior:
Curto Circuito ⇒ V = 0 ⇒ I D = 0 ⇒ I = I S = I cc
Equação 4.7
 I 
Circuito Aberto ⇒ I = 0 ⇒ Vca = mVT ln 1 + S 
I0 

Equação 4.8
Sendo que a corrente de curto-circuito, I cc , é o valor máximo da corrente de carga igual à
corrente gerada por efeito fotovoltaico. A tensão em vazio, Vca , é o valor máximo da tensão
aos terminais da célula.
As equações características de cada célula fotovoltaica definem a curva característica I-V.
A Figura 4.3 representa assim duas dessas curvas características para duas células com
factores de forma (m) diferentes. Notar ainda a redução de potência verificada na célula 2 (área
total para a potência máxima).
Figura 4.3 – Curva I-V de Duas Células Fotovoltaicas Diferentes
Das equações anteriores é possível ainda extrair a corrente inversa de saturação, I 0 ,
assim como a potência eléctrica de saída, P, da célula fotovoltaica:
I
I0 =
e
cc
Vca
mVT
Equação 4.9
−1

 mVV

P = VI = V  I cc − I 0  e T − 1 





31
Equação 4.10
Adicionalmente, derivando a potência em função da tensão e igualando a zero, podemos
extrair a potência máxima, Pmax , resolvendo-a através de métodos iterativos (método de Gauss,
ou de Newton):
e
V
mVT
A solução desta equação é quando V
seja,
I max
I cc
+1
I0
=
V
1+
mVT
Equação 4.11
= Vmax e a correspondente corrente será I max , ou
 VmVmax

= I cc − I 0  e T − 1




Equação 4.12
O ponto de potência máxima é então:
Pmax = Vmax × I max
Equação 4.13
As curvas I-V e P-V da Figura 4.4 demonstram facilmente, de uma forma gráfica, o
processo matemático descrito no cálculo da potência máxima.
Figura 4.4 – Curva I-V e P-V de Uma Célula Típica de Silício Cristalino, condições STC
13
Considerando que os fabricantes disponibilizam sempre os valores de referência,
r
r
r
Vcar , I ccr , Vmax
, I max
e Pmax
, valores estes extraídos a uma temperatura e radiação incidente de
13
referência (condições nominais de teste ):
13
•
θ r = 25o C ⇔ T r = 298,16 K
•
G r = 1000 W m 2
Standard Test Conditions - STC
32
É conveniente assim deduzir um conjunto de equações que inclua esses valores. Com
base na Equação 4.6, Equação 4.7, Equação 4.8 e Equação 4.9 e mais algumas
14
aproximações , chegamos ao seguinte resultado:
V −Vca

r

I = I 1 − e mVT


r
r
cc




Equação 4.14
Aplicando a Equação 4.6 nos pontos de circuito aberto, curto-circuito e potência máxima é
possível extrair o factor de forma (m),
 Vca

r
Vmax
− Vcar
r
r  mVTr
= I cc − I o e
− 1 ⇔ m =


 Ir


VTr ln1 − max
I ccr

r
r
I max



Equação 4.15
Este factor, neste modelo, assume-se constante e representa a característica da célula
fotovoltaica em questão, que varia de fabricante para fabricante.
Uma vez obtido o factor de forma que facilmente se calcula com base nos valores de
referência disponibilizados pelos fabricantes, podemos chegar à corrente inversa de saturação
nas condições de referência com base na Equação 4.9,
I ccr
r
0
I =
Equação 4.16
Vcar
e
mVrT
−1
A corrente e a tensão gerada pela célula dependem não só das características do painel,
mas também da temperatura ambiente e da radiação solar.
Resultados experimentais mostram que variações na temperatura da célula, para uma
dada radiação constante, está fortemente ligada a variações de tensão na célula, em particular
para o valor da tensão em circuito aberto, como é visível na Figura 4.5,
Figura 4.5 – Variação da Curva I-V com a Temperatura
14
Considerando que
e
Vcar
V
mVTr
mVTr
〉〉 1 ; e
〉〉 1
33
Verifica-se também que a corrente de circuito-aberto varia com a temperatura mas de uma
forma pouco prenunciada, pelo que no modelo simplificado podemos admitir que a temperatura
apenas tem influência sobre o valor Vca , directamente ligado à corrente inversa de saturação,
15
nas condições de referência, dada pela expressão :
ε  1
1 


 T  m,  VTr −VT 
I0 = I  r  e
; m , = m / N SM
T 
3
r
0
Equação 4.17
Variando agora a radiação e mantendo a temperatura, as alterações significativas
verificam-se na corrente de curto-circuito, em contradição ao caso anterior, como é visível na
Figura 4.6.
Figura 4.6 – Variação da Curva I-V com a Radiação
Podemos assim escrever de uma forma simplificada,
I=
G
I max
Gr
Equação 4.18
O valor da temperatura mencionado na Equação 4.17 refere-se à temperatura da célula
que na fase de projecto não está disponível, pode no entanto ser estimada com base na
16
temperatura normal de funcionamento da célula (NOCT ), temperatura ambiente e radiação
incidente na célula:
θc = θa +
G ( NOCT − 20)
800
Equação 4.19
Notar portanto que, o modelo aqui desenvolvido se baseia num díodo cujo o cálculo dos 3
parâmetros se faz de uma forma aproximada admitindo-se o seguinte:
1) m: admite-se constante
2)
I cc : admite-se que só varia com a radiação
3)
I 0 : admite-se que só varia com a temperatura
15
ε – hiato do silício: ε = 1,12 eV ;
16
NOCT – Normal Operating Cell Temperature , definida como
N SM é o número de células ligadas em série
34
θ a = 20 o C e G = 800W m 2
4.4.2
Aplicação do Modelo 1D+3P a Módulos/Painéis Fotovoltaicos
A aplicação do modelo matemático simplificado da célula fotovoltaica (1D+3P) deve agora
ser estendido aos módulos fotovoltaicos compostos por diversas células, e por sua vez a
painéis constituídos por diversos módulos.
A potência máxima de uma única célula fotovoltaica não excede 2W, o que é
manifestamente insuficiente para a maioria das aplicações. Por este motivo, as células são
agrupadas em série, N SM , e em paralelo,
N PM , formando módulos. Naturalmente, a
associação em série de células resultará num aumento proporcional de tensão, a associação
em paralelo num aumento proporcional de corrente.
O modelo anterior descrito para uma célula fotovoltaica pode aplicar-se agora ao módulo
se o assumir-mos como uma célula fotovoltaica equivalente. Sendo assim, da secção anterior
facilmente podemos deduzir o seguinte método de cálculo considerando que os fabricantes
r
r
r
r



m, =
r
disponibilizam sempre os valores de referência, Vca , I cc , Vmax , I max e Pmax
•
Parâmetros constantes
m=
•
r
Vmax
− Vcar
 Ir
VTr ln 1 − max
I ccr

G
I max
Gr
Equação 4.21
Parâmetros que dependem da temperatura (de uma forma cúbica)
ε  1
1 


 T  m,  VTr − VT 
I0 = I  r  e
T 
3
r
0
•
Tensão máxima
e
•
Equação 4.22
Corrente em função da tensão
 mVV

I = I S − I D = I S − I 0  e T − 1




•
Equação 4.20
Parâmetros que dependem da radiação
I=
•
m
N SM
Corrente máxima
V
mVT
I cc
+1
I0
=
V
1+
mVT
 Vca r

mVT

= I −I e
− 1




Equação 4.23
Equação 4.24
r
I
r
max
r
cc
r
o
35
Equação 4.25
Tipicamente, um módulo pode ser constituído por cerca de 33 a 36 células ligadas em
série, porque é comum haver necessidade de carregar baterias de 12 V. Os módulos podem
também ser associados em série e paralelo para obter mais potência, formando painéis.
4.4.3
Cálculo Simplificado da Energia em Módulos/Painéis Fotovoltaicos
No modelo anterior recorreu-se a métodos iterativos para calcular a potência máxima do
painel para uma determinada radiação e temperatura. Podemos no entanto simplificar a
expressão de cálculo da potência máxima admitindo mais algumas aproximações e assim
utilizar apenas expressões algébricas, não sendo necessário portanto o cálculo da equação
não linear. Uma vez que a I cc depende fundamentalmente da radiação, admitamos então que a
corrente máxima segue a mesma variação, o que resulta:
I max =
G r
I max
Gr
Equação 4.26
Por outro lado, a tensão máxima, Vmax , pode ser determinada tendo em conta a
dependência das correntes de curto-circuito e máxima da radiação da corrente inversa de
saturação com a temperatura. Resulta assim:


 G Ir − I

 G cc max

r
V max= mVT ln



 r  T 3 mε ,  V1r −V1T  
 I0  r  e  T  
 T 

(
)
Equação 4.27
A potência máxima é então obtida através da equação:
Pmax = Vmax × I max
Equação 4.28
Com estas novas simplificações deparamos com um erro inferior a 2% quando
comparados com a resolução da equação não linear, o que torna este método preferencial no
cálculo da potência uma vez que a obtemos de uma forma directa, sem a necessidade portanto
de utilizar métodos iterativos, e com um erro associado francamente reduzido.
Na prática, o ponto de funcionamento de um módulo fotovoltaica é sempre na sua
potência máxima, Pmax , isto é conseguido à custa de se controlar o valor da tensão à saída do
módulo através de um equipamento externo designado por MPPT (Maximum Power Point
Tracker), que de acordo com as condições ambientais de temperatura e radiação impostas
ajusta a referida tensão. Adicionalmente, e como os sistemas fotovoltaicos geram sempre
energia contínua, há que dotar o sistema normalmente de um inversor para o podermos ligar a
rede eléctrica pública. Para o caso particular da nossa estação remota de telecomunicações
este inversor pode ser dispensando uma vez que o sistema é alimentado por corrente contínua
(-48 V ± 10%).
36
A Figura 4.7 descreve exactamente o que foi mencionado relativamente ao sistema
completo fotovoltaico ligado à rede:
Figura 4.7 – Esquema de um Gerador Fotovoltaico Ligado à Rede
Podemos assim escrever para o cálculo da energia produzida à saída dos módulos:
n
E = η inv ∑ Pmax (G , T ) i ∆t i
i =1
Equação 4.29
ηinv é o rendimento do MPPT+inversor
Considerando um rendimento do MPPT+inversor próximo de 1, podemos calcular a
energia fotovoltaica total (média horária) a partir da potência média horária e do número de
painéis associados.
h
ETotal
= E h × N paineis
fot
[Wh ]
h
E h = Pmed
×1h
Equação 4.30
A energia mensal obtém-se, somando o valor da energia horária de todas as horas do
mês.
4.4.4
Estimativa Rápida da Energia Produzida em Módulos Fotovoltaicos
Uma estimativa rápida da energia anual desenvolve-se desprezando a influência da
temperatura e considerando que o valor médio da potência máxima anual é directamente
proporcional à radiação média incidente anualmente.
Pmax =
Gmed r
Pmax
Gr
Equação 4.31
Donde resulta a seguinte energia produzida anualmente,
E a = η inv × 8760 × Pmax × N paineis
Equação 4.32
em que Gmed é a radiação incidente média anual e N paineis o número e painéis em uso.
Notar que o erro aqui introduzido pode aproximar-se dos 20%, mas como uma primeira
estimativa é de grande utilidade, não dispensando obviamente o cálculo mais detalhado após
primeira avaliação.
37
4.5
Estimativa da Radiação Solar Média e Temperatura Mensal
Como referido anteriormente, devemos calcular a energia média horária produzida pelos
painéis fotovoltaicos de forma a dimensionar correctamente o nosso sistema.
Recorrendo à base de dados RetScreen [17], esta disponibiliza dados de radiação e
temperatura média mensal em localizações próximas das que procuramos (disponíveis por
distrito), faremos assim uso das mesmas no cálculo da energia produzida pelos painéis
fotovoltaicos. Os dados disponibilizados são no entanto mensais, desejando-se sempre uma
análise horária da energia produzida para um correcto dimensionamento do sistema. Uma vez
que a nossa carga (estação de telecomunicações) exige uma potência relativamente constante
ao longo de todo o ano, e que aquando o dimensionamento do sistema de armazenamento
procuraremos uma autonomia de vários dias, a análise baseada no perfil mensal fica assim
precavida de não satisfazer as necessidades horárias do consumo da estação remota. Além de
que, para efeito de análise de resultados a utilização de valores horários é em tudo semelhante
à utilização de valores mensais, com a diferença que a quantidade de dados processados no
caso horário é substancialmente superior face aos mensais.
A Tabela 4.2 dá-nos assim a estimativa da radiação solar e temperatura média mensais
em cada um dos 4 distritos, Bragança, Viana do Castelo, Porto e Vila Real (ver
Dimensionamento_Energético.xls em anexo – secção 9.2.1).
Tabela 4.2 – Estimativa da Radiação e Temperatura Média Mensais nas 4 Localizações
Radiação Solar [kWh/m2/Dia] / Temperatura [ºC]
Mês
Bragança
Viana do Castelo
Porto
Vila Real
Janeiro
1,64
4,5
1,88
9,2
1,70
9,3
1,82
5,1
Fevereiro
2,95
5,9
2,76
10,3
2,68
10,1
2,69
7,3
Março
3,66
8,0
4,08
12,3
4,22
11,5
3,93
9,6
Abril
5,78
10,0
5,39
13,3
5,63
12,9
4,81
11,0
Maio
6,73
13,4
6,36
15,8
6,46
15,1
5,79
14,2
Junho
7,75
17,7
7,10
18,8
7,01
18,1
6,95
18,3
Julho
8,37
21,1
7,02
20,5
7,33
19,9
7,11
21,5
Agosto
6,97
20,8
6,21
20,1
6,45
19,8
6,25
21,0
Setembro
5,22
18,3
4,75
18,9
4,73
19,0
4,65
19,5
Outubro
3,71
13,1
3,10
15,6
3,41
16,2
2,85
13,7
Novembro
2,52
8,0
2,03
12,4
2,29
12,3
1,92
9,4
Dezembro
1,47
5,0
1,56
10,3
1,99
9,9
1,53
6,9
Novamente, o desejável para um correcto dimensionamento do sistema é a utilização de
valores climáticos horários lidos nos próprios locais (Tabela 3.4), mas estes infelizmente não
estão disponíveis (pelo menos de uma forma gratuita) e como tal faremos uso dos valores
mensais nos referidos distritos.
38
Com base nos valores médios mensais da radiação e temperatura durante o ano e nas
características técnicas dos módulos fotovoltaicos seleccionados (SolarWorld ou Renewis), é
possível calcular o valor mensal e anual da energia fotovoltaica produzida utilizando o modelo
matemático que representa a célula fotovoltaica (secção 4.4).
4.6
Energia Mensal e Anual Produzida e Número Exacto de Painéis
A energia média mensal (e anual) permitirá dimensionar o banco de baterias necessário
(Alternativa 1 da Tabela 3.5) para garantir o funcionamento ininterrupto do sistema, assim como
a determinação do número exacto de painéis fotovoltaicos. O cálculo basear-se-á na estimativa
rápida do modelo (erro aproximadamente de 20%) apenas como uma primeira aproximação do
balanço de energias, e posteriormente utilizando o cálculo simplificado (erro aproximadamente
de 2%) a determinação do valor médio mensal e total da energia.
Todos estes cálculos encontram-se presente no ficheiro Dimensionamento_Energético.xls
(em anexo – secção 9.2.1) para as 4 localizações das estações remotas de telecomunicações
(Tabela 3.4), e para os respectivos painéis fotovoltaicos seleccionados (SolarWorld, Renewis).
4.6.1
Estação Remota Localizada em São Pedro Velho, Mirandela
Para esta localização (São Pedro Velho, Mirandela) e percorrendo os diversos modelos
dos painéis fotovoltaicos, resulta:
Tabela 4.3 – Estimativa Rápida do Modelo (Erro 20%) em São Pedro Velho, Mirandela
Painéis
Potência Máx Média Anual[W]
Energia Média Anual [MWh]
35 x SW 80 mono
35 x 15,77 = 551,93
4,83 MWh >
18 x PV 155-M
18 x 30,55 = 549,96
4,82 MWh >
15 x PV 185-M
15 x 36,47 = 547,00
4,79 MWh >
Pr od
ETotal
= 4,12 MWh
Esta estimativa diz-nos que o número de painéis propostos (secção 4.3), de acordo com
cada modelo, satisfaz as necessidades energéticas da estação de telecomunicações localizada
em Mirandela (no que respeita a energia média anual).
Avançando agora para o cálculo simplificado,
Tabela 4.4 – Cálculo Simplificado do Modelo (Erro 2%) em São Pedro Velho, Mirandela
Painéis
Produzida-Consumida [kWh]
Energia Média Anual [MWh]
35 x SW 80 mono
-71,792
4,04 MWh <
18 x PV 155-M
-400,87
3,71 MWh <
15 x PV 185-M
14,09
4,13 MWh >
39
Pr od
ETotal
= 4,12 MWh
Resulta que apenas o modelo PV 185-M verifica a estimativa inicial do número de painéis
necessários, nos restantes casos há um claro défice energético, como consequência teremos
de incremental o número de painéis até que a energia anual produzida satisfaça as
necessidades energéticas anuais da estação remota, ficando,
Tabela 4.5 – Determinação Exacta do Número Painéis em São Pedro Velho, Mirandela
Painéis
Produzida-Consumida [kWh]
Energia Média Anual [MWh]
36 x SW 80 mono
43,62
4,16 MWh >
20 x PV 155-M
11,38
4,12 MWh =
15 x PV 185-M
14,09
4,13 MWh >
Pr od
ETotal
= 4,12 MWh
De acordo com estes resultados a nossa escolha deve recair num dos modelos Renewis
(PV 155-M ou PV 185-M), uma vez que para este tipo de aplicação não é desejável um elevado
número de módulos pois requerem demasiado espaço para a sua instalação, normalmente não
disponível junto às estações de telecomunicações. Dentro desta gama, se considerarmos o
critério custo por Watt pico ( € w p ) e os resultados da Tabela 4.1, a opção levar-nos-ia à
escolha provável do PV 155-M por apresentar um menor custo por Watt pico, mas essa
decisão só deverá ser tomada aquando o estudo da viabilidade económica, a abordar mais
adiante.
Admitindo por agora o modelo PV 155-M por nos parecer o mais equilibrado de acordo
com os critérios mencionados, a Figura 4.8 descreve assim a energia média mensal produzida
por este conjunto de painéis (20 x PV 155-M).
Energia Média Mensal [kWh]
Produção Fotovoltaica (Energia Total)
676,21
594,70
544,53
516,98
800
700
600
415,79
500
372,48
248,31
400
253,97
300
172,47
200 92,92
152,95
81,13
100
Ab
ril
M
ai
o
Ju
nh
o
Ju
lh
o
Ag
os
Se
to
te
m
br
O o
ut
ub
N
ov ro
em
b
D
ez ro
em
br
o
Fe
Ja
n
ei
ro
ve
re
iro
M
ar
ço
0
Figura 4.8 – Energia Média Mensal Produzida por 20 Painéis Fotovoltaicos PV 155-M
40
4.6.2
Outras Localizações da Estação Remota de Telecomunicações
Continuando a admitir o uso dos painéis PV 155-M, garantido novamente que não há
défice energético anual através da correcção ao número de painéis, a energia média mensal e
anual produzida em cada uma das localizações é dada na seguinte Tabela 4.6.
Tabela 4.6 – Energia Mensal e Anual nas Diversas Localizações da Estação Remota
PV 155-M
Mês
Energia Média Mensal Produzida [kWh]
São Pedro Velho São Mamede
=> 20 Painéis
Esposade
Vilarinho das Furnas
=> 23 Painéis => 22 Painéis
=> 24 Painéis
Janeiro
92,92
127,03
107,28
126,89
Fevereiro
172,47
183,84
169,63
185,34
Março
248,31
327,10
325,47
325,22
Abril
415,79
442,09
445,10
401,55
Maio
516,98
557,93
543,10
519,66
Junho
594,70
617,68
581,40
628,01
Julho
676,21
631,27
634,95
669,65
Agosto
544,53
545,57
545,65
574,35
Setembro
372,48
382,97
364,52
389,86
Outubro
253,97
235,73
253,24
221,64
Novembro
152,95
135,51
150,31
131,67
Dezembro
81,13
100,87
130,41
102,48
4,12 MWh
4,29 MWh
4,25 MWh
4,28 MWh
Total [MWh]
Notar que, para o caso da localização de Vilarinho das Furnas (Braga/Vila Real) há a
necessidade de 4 painéis adicionais em comparação a São Pedro Velho (Mirandela), uma vez
que aquela localização apresenta um potencial solar anual menor perante as outras
localizações, ou seja, menor utilização anual da potência instalada.
Das médias mensais da energia conclui-se também que o mês mais desfavorável para a
produção de energia fotovoltaica é o mês de Dezembro, excepto para o caso da localização de
Esposade (Porto) em que o mês mais desfavorável corresponde a Janeiro.
4.7
Balanço Mensal Energético na Estação de São Pedro Velho,
Mirandela
Através da comparação entre os valores de energia necessária para satisfazer as
exigências de consumo e energia disponibilizada pelas unidades de produção, será possível
determinar quais os requisitos que caracterizam o sistema de armazenamento de forma a
garantir a disponibilidade permanente do sistema em estudo.
41
A Figura 4.9 descreve assim o balanço energético entre a energia necessária (consumida)
e a energia disponibilizada (produzida) utilizando 20 painéis PV 155-M. É visível que, embora
do ponto de vista anual haja equilíbrio de energia (entre a produzida e consumida),
mensalmente, entre Outubro e Março, a energia produzida está sempre em défice perante a
consumida. Esta situação terá de ser resolvida, que para Alternativa 1 (da Tabela 3.5) passará
por um correcto dimensionamento do banco de baterias, e possivelmente por um incremento
no número de Painéis Fotovoltaicos.
Energia Produzida/Consumida sem Armazenamento
600
400
200
ei
ro
ve
re
iro
M
ar
ço
Ab
ril
M
ai
o
Ju
nh
o
Ju
lh
Ag o
o
Se sto
te
m
b
O ro
ut
N ubr
ov
o
em
br
D
ez
o
em
br
o
0
Ja
n
-200
Fe
Energia Média Mensal [kWh]
800
-400
Energia Produzida
Consumida com 30% de Perdas no Sistema
Balanço Energético
Figura 4.9 – Energia Fotovoltaica Necessária/Disponibilizada em Mirandela – 30% Perdas
42
5.
Produção de Energia Eólica
A produção anual da energia eólica depende essencialmente do potencial energético do
Eol
vento (que se reflecte no valor de utilização anual da potência instalada - ha ) e das
características técnicas do conversor eólico utilizado [2].
5.1
Utilização Anual da Potência Eólica
A Figura 5.1 apresenta a estimativa da utilização anual equivalente da potência instalada
para um gerador de 2 MW instalado a 80m de altura em Portugal Continental. Com base nestes
resultados é possível extrair uma primeira estimativa inicial da potência da turbina a utilizar no
projecto em questão, obviamente, no decorrer do planeamento detalhado identificar-se-á com
maior exactidão as suas características, seja na potência, ou mesmo no valor de utilização
anual equivalente da potência instalada. Sendo assim, a potência da turbina (aerogerador) a
utilizar neste projecto pode ser estimada tendo como referência o valor da utilização anual da
potência equivalente indicada na Figura 5.1, que na zona de São Pedro Velho (Mirandela) é de
aproximadamente 2200h.
Figura 5.1 – Utilização Anual Equiv. da Potência Instalada para um Gerador de 2MW
43
5.2
Selecção da Turbina e Estimativa da Energia Eólica
Uma vez estimada a utilização anual de referência da potência eólica, proceder-se-á à
determinação do modelo e potência da turbina a instalar. Caso esta seja a única fonte de
energia considerada (Alternativa 2 da Tabela 3.5), e com base na utilização anual da potência
equivalente atrás determinada, para satisfazer o consumo anual da estação remota de
telecomunicações a turbina eólica teria que apresentar, no mínimo, a seguinte potência
nominal:
Pr od
E aEol = ETotal
= 4,12 MWh 17 => PnEol − Min =
Pr od
ETotal
4,12 × 1000
=
= 1,87 ≈ 1,9kW
Eol
ha
2200
A decisão acerca da potência da turbina a instalar terá que ter também em conta a oferta
disponibilizada pelos fabricantes de turbinas e a relação custo/potência nominal.
Das turbinas pesquisadas concluiu-se que para potências até 20kW existe uma grande
diversidade de ofertas, no entanto, o fabricante Southwest Windpower apresenta propostas
mais adequadas do ponto de vista do leque de variedades de acordo com a aplicação. Este
sugere assim, para aplicações remotas de telecomunicações, um dos seguintes 4 modelos: Air
Industrial, Whisper 100/200 e Whisper 500. Na Tabela 5.1 indicam-se as características
principais das quatro turbinas.
Tabela 5.1 – Características Técnicas Principais das Quatro Turbinas – Windpower
Características das
Turbinas
Potência Nominal [kW]
Produção Nominal
(Rated Wind Speed) [m/s]
Diâmetro [m]
Início de Produção
(Cut-In Wind Speed) [m/s]
Fim de Produção
(Cut-Out Wind Speed) [m/s]
Limite do System
(Survival Wind Speed) [m/s]
Preço Aproximado
€ wp
17
Whisper
Air
Whisper
Industrial
100
200
500
0,4
0,9
1
3
12,5
12,5
11,6
10,5
1,15
2,1
2,7
4,5
2,7
3,4
3,1
3,4
None
None
None
None
---
55
55
55
700€
1300€
1600€
4800€
1,75
1,44
1,6
1,6
Recorrendo ao resultado da Equação 3.2
44
Uma vez que o modelo Whisper 100 se enquadra numa boa relação custo potência
( € w p =1,44), e que segundo o fabricante é possível associar até 3 turbinas desta classe
18
utilizando o mesmo Controller , atingindo assim uma potência nominal de grupo de
aproximadamente 0,9kWx3=2,7kW e que está acima da potência nominal mínima calculada de
1,9kW, vamos por agora assumi-la como a turbina ideal para o nosso projecto.
Esta turbina tem um início de produção para velocidades do vento acima dos 3,4 m/s,
funcionando mesmo assim com ventos muito moderados. Obviamente, a produção da sua
potência máxima (nominal), 0,9kW, só se verifica quando esta está submetida a ventos na
ordem dos 12,5 m/s, o que apenas pontualmente se verifica.
Com base na energia anual produzida, para uma dada localização (admitamos São Pedro
Velho, Mirandela), é que será possível avaliar se a turbina em questão satisfaz ou não as
necessidades energéticas da nossa estação remota de telecomunicações.
Numa estimativa inicial a energia produzida anualmente por três Whisper 100 instaladas
em Mirandela é de,
PnEol = 3 × 0,9kW = 2,7 kW
Pr od
E nEol = 2,7 kW × 2200h = 5,94 MWh >> E aEol = ETotal
= 4,12 MWh
Donde se conclui desta primeira estimativa que a energia gerada anualmente por 3
turbinas Whisper 100, em Mirandela, é suficiente para satisfazer as necessidades energéticas
da estação, isto obviamente admitindo a existência de um banco de baterias. Poder-se-ia ainda
considerar a hipótese de se utilizarem duas Whisper 200 que produzem 4,4 MWh, satisfazendo
assim as necessidades energéticas anuais com apenas 2 turbinas. No entanto, esta representa
um maior custo por Watt pico (1,6), e como se verá adiante numa análise energética mensal,
meses de menor produção de energia eólica terão de ser colmatados com um aumento da
potência eólica, e consequentemente um aumento no número de turbinas. Sendo que, é ainda
prematuro duvidarmos da turbina Whisper 100 por agora seleccionada.
Estando agora disponíveis dados referentes às características técnicas da turbina a utilizar
(Whisper 100 com a sua curva de potência), pode recorrer-se a um método mais preciso para
prever a energia anual produzida, conhecido como Modelo de Vento Quase-Estacionário. No
entanto, e antes de avançarmos para o referido modelo, é possível ainda obter uma estimativa
melhorada da energia produzida por um gerador eólico genérico, partindo simplesmente do
conhecimento do perfil de ventos no local (parâmetros de Weibull, c e k), e de algumas
características da turbina ( u 0 , u N , u max , PN ). Notar que, a estimativa anterior apenas se
baseou na utilização anual da energia eólica do local e da potência nominal da turbina
candidata, sendo portanto muito menos precisa que a estimativa rápida apresentada
seguidamente.
18
Em que o rectificador se encontra incorporado
45
5.3
Estimativa Rápida da Energia Produzida por um Gerador Genérico
Este método é baseado no conhecimento da função densidade de probabilidade de
Weibull que caracteriza o perfil de ventos do local (com base nos parâmetros c e k) e no
estabelecimento de um modelo da variação da potência de saída do aerogerador, Pe , em
função da velocidade do vento, u, que possa ser aplicado, com generalidade, a qualquer
sistema eólico [3].
A parte da característica eléctrica do aerogerador que interessa modelar é, naturalmente,
a que corresponde às velocidades do vento compreendidas entre a velocidade de arranque,
u 0 , e a velocidade nominal, u N . O modelo mais simples de todos seria considerar esta
variação como sendo linear. No entanto, é melhor adoptar, à partida, um modelo um pouco
mais sofisticado.
Nestas circunstâncias, vamos estabelecer o modelo da potência eléctrica de um gerador
eléctrico de acordo com a seguinte equação:
 Pe

 Pe

 Pe
P
 e
=0
= a + bu
= PN
=0
u < u0
k
em que :
u0 ≤ u ≤ u N
u N ≤ u ≤ u max
u 〉 u max
´
u 0k
a = PN k
u N − u Nk
b = PN
Equação 5.1
1
u − u 0k
k
N
O modelo apresentado fornece assim uma representação razoável da característica
eléctrica de um gerador eólico como é visível na Figura 5.2.
Figura 5.2 – Comparação das Curvas de Potência Entre o Modelo e um Fabricante
O cálculo da potência média horária obtém-se assim, pela potência eléctrica dada pelo
modelo acima referido para cada velocidade do vento, multiplicando pela fracção do tempo
dada pela função de densidade de probabilidade de Weibull em que a velocidade ocorre.
46
∞
Pmed = ∫ Pe (u ) f (u ) du
0
k u
f (u ) =  
cc
k −1
e
Equação 5.2
 u k 
−  
  c  
Efectuando as integrações e manipulações respectivas, resulta:
Pmed
 u k 
 −   u0  k 
N  
−  
k
 u
   c  
  c  




−   max  
 c  
e


−e
= PN 
−e
k
k
  u N  −  u 0 
 c
  c 
 



 = PN × FC



Equação 5.3
Em que FC é designado como o factor de carga. A energia anual produzida calcula-se,
como se sabe, através de:
E a = Pmed × 8760 = PN × ha
Equação 5.4
Com base neste modelo, e assumindo para a zona de São Pedro Velho (Mirandela) um
perfil de ventos
19
caracterizado por k=2,04 e c=8m/s, e 3 turbinas Whisper 100 identificadas na
secção anterior, com
u 0 =3,4m/s, u N =12,5m/s, u max =55m/s, e uma potência nominal, PN , de
3x0,9=2,7kW, resulta assim uma
Pmed =884W, e uma E a =7,74MWh.
Verifica-se que este resultado está acima da estimativa calculada na secção anterior
(5,94MWh), o que poderá significar que apenas 2 turbinas Whisper 100 são suficientes para
satisfazer as necessidades energéticas anuais (4,12MWh), a confirmar portanto mais adiante
no decorrer da utilização do referido modelo de vento quase-estacionário.
5.4
Energia Mensal e Anual Produzida nas Estações Remotas
Nas secções anteriores, determinamos, a energia anual eólica aproximada produzida
seguindo dois processos diferentes, através da utilização anual, e usando um modelo de um
gerador eólico genérico. No entanto, é possível ainda obter melhor precisão deste valor
recorrendo ao modelo de vento Quase-Estacionário, isto quando já conhecemos as
características técnicas da turbina a utilizar (Whisper 100 com a sua curva de potência).
Tal como na produção fotovoltaica, é necessário ainda determinar a energia mensal
produzida por este sistema eólico de forma a dimensionar-se o banco de baterias, em particular
se optarmos pela Alternativa 2 da Tabela 3.5. Obviamente, esta análise dever-se-ia realizar
diariamente para um correcto dimensionamento do sistema, mas uma vez que não existem
dados diários disponíveis (pelo menos de uma forma gratuita), e por outro lado sabemos que a
nossa carga é de potência relativamente constante (aproximadamente 360W - Tabela 3.3) e
que aquando o dimensionamento do sistema de armazenamento procuraremos uma autonomia
de vários dias, utilizaremos apenas dados mensais extraídos da base de dados EOLOS [11]
sem prejuízo de análise no dimensionamento do sistema.
19
Assumindo o mesmo perfil de vento de Outeiro dos Fiéis (Figura 5.4)
47
5.4.1
Modelo de Vento Quase-Estacionário
Para efectuar uma previsão da produção com base neste modelo é necessário dispor de
uma descrição matemática da velocidade do vento e da característica eléctrica do conversor
eólico [2].
A velocidade do vento
u (t ) pode ser caracterizada por um escoamento quase-
estacionário representado por uma velocidade média
u (t ) , perturbada pela turbulência u ′(t ) .
Estas componentes podem ser tratadas separadamente:
u (t ) = u (t ) + u ′(t )
Equação 5.5
A turbina não reage a variações rápidas da velocidade do vento devido à sua inércia
elevada (funciona como um filtro passa-baixo), pelo que usualmente se simplifica o modelo do
vento, despreza-se a componente correspondente à turbulência e considera-se um modelo
quase-estacionário em que apenas se tem em conta a velocidade média do vento.
Notar no entanto que a componente flutuante do vento, designada por turbulência
u ′(t ) ,
pode conter energia significativa em frequências próximas das frequências de oscilação da
estrutura da turbina eólica, pelo que, há que ter em atenção os esforços a que a turbina irá ser
submetida. Assunto este, hoje em dia, já bem dominado pelos fabricantes que na sua
concepção as preparam para condições extremas de vento. Normalmente, e através do
espectro de energia do vento, são facilmente identificadas as frequências associadas a um
nível superior de energia projectando-se a turbina para funcionar fora dessas frequências.
Para caracterizar a componente do vento
u (t ) (escoamento quase-estacionário), recorre-
se a funções estatísticas que indicam a probabilidade média do vento ser igual a um
determinado valor (funções de densidade de probabilidade). A descrição probabilística
considerada mais adequada para descrever o regime de ventos é a de Weibull:
k u 
f (u ) =  
aa
k −1
e
 u k 
−   
  a  
Equação 5.6
Em que k é um parâmetro de forma adimensional, a é um parâmetro de escala com as
dimensões da velocidade, e
u a velocidade média do vento. Na base de dados EOLOS [11]
encontram-se os valores mensais destes parâmetros referentes à estação anemométrica de
Outeiro dos Fiéis (Figura 5.5).
A velocidade média anual do vento,
u ma , calcula-se através de:
∞
u ma = ∫ u f (u ) du
0
48
Equação 5.7
Na prática têm-se distribuições discretas da velocidade do vento em classes de 1 m/s,
pelo que a velocidade média anual se calcula, de forma aproximada, por:
umax
u ma = ∑ u f (u )
Equação 5.8
u =0
A função Gamma
20
relaciona os parâmetros c e k da distribuição de Weibull com as
características da velocidade do vento, média anual e variância, através das relações
seguintes:
 1
u ma = cΓ1 + 
 k
Equação 5.9
2
 
2    1  
σ = c Γ1 +  −  Γ1 +   
  k    k   
2
Equação 5.10
2
No documento que caracteriza a turbina Whisper 100 [12] podemos encontrar a curva de
potência (Figura 5.3) que caracteriza a conversão eólica-eléctrica. Esta característica indica o
valor da potência que é possível produzir em função da velocidade,
Pe (u ) .
Figura 5.3 – Curva de Potência da Turbina Whisper 100
São indicadas também as velocidades a partir das quais a turbina entra em funcionamento
(Cut-in Wind Speed = 3,4 m/s), atinge a potência nominal (Rated Wind Speed = 12,5 m/s), e o
limite para o qual a turbina entra em modo de sobrevivência (Survival Wind Speed=55m/s) uma
vez que esta não se desliga (Cut-Out Wind Speed).
20
A função Gamma pode ser obtida no Excel® através do comando EXP(GAMMALN(x))
49
Uma vez obtida a representação do perfil de ventos e a característica eléctrica do gerador,
o valor esperado para a energia eléctrica produzida anualmente pela turbina obtém-se da
seguinte forma:
u max
E a = 8760 ∑ f (u ) Pe (u )
Equação 5.11
u0
Onde
f (u ) é a função densidade de probabilidade da velocidade média do vento, Pe (u ) a
característica eléctrica do sistema aerogerador (turbina),
Speed e
u 0 é a velocidade de Cut-in Wind
u max a velocidade de Cut-Out Wind Speed, que para este aerogerador corresponde à
velocidade de Survival Wind Speed.
5.4.2
Estimativa do Perfil de Ventos nas Diversas Estações
Recorrendo à base de dados EOLOS (disponibilizada pelo INETI) [11], é possível
consultar (entre outros) os dados referentes a 2 estações anemométricas (IN_25,IN_27) a norte
do Pais, entre os distritos de Braga e Bragança. Se compararmos de uma forma acrítica os
dados destas duas estações anemométricas, notamos que a estação de Outeiro dos Fiéis
(IN_27) apresenta menor potencial eólico, e como tal a seleccionada como referência de forma
a evitarmos um sub-dimensionamento do sistema.
As Figura 5.4 e Figura 5.5 dão-nos assim a distribuição global de Weibull, e a distribuição
mensal, na referida estação.
Figura 5.4 – Perfil de Vento Global em Outeiro dos Fiéis (IN_27)
50
Figura 5.5 – Parâmetros Mensais de Weibull em Outeiro dos Fiéis (IN_27)
Além da inexistência de dados climáticos horários em qualquer uma das estações
anemométricas referidas, não estão também disponíveis dados mensais nas localizações das
nossas estações remotas de telecomunicações (Tabela 3.4). Vamos assim admitir, em
qualquer uma das estações remotas, exactamente as mesmas características eólicas
reflectidas na estação anemométrica Outeiro dos Fiéis (IN_27). Mais uma vez, é desejável para
um correcto dimensionamento do sistema a utilização de valores climáticos horários lidos nos
próprios locais, mas estes infelizmente não estão disponíveis (pelo menos de uma forma
gratuita).
Recorrendo à função densidade de probabilidade de Weibull (Equação 5.6) e admitindo a
localização São Pedro Velho (Mirandela), é possível assim obter para cada mês do ano o
respectivo perfil de ventos (que se admite igual a Outeiro dos Fiéis). A Figura 5.6, gerada para
o caso particular do mês de Janeiro (a=8m/s e k=2,10), representa assim, a probabilidade de
uma dada velocidade média (m/s) ocorrer na referida localização, e no referido mês.
Perfil de Ventos (Weibull) - Janeiro
São Pedro Velho
12%
Probabilidade [%]
10%
8%
6%
4%
2%
0%
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Velocidade do Vento [m/s]
Figura 5.6 – Perfil de Ventos no mês de Janeiro em São Pedro Velho (Mirandela)
51
5.4.3
Rugosidade do Solo (Lei de Prandlt)
É já sabido, que quanto mais alto estiver o aerogerador, menor será o atrito gerado pela
rugosidade do solo (obstáculos), razão pela qual existem cada vez mais parques eólicos em
off-shore (no mar).
Recorrendo assim à lei de Prandtl [2] é possível entrar em consideração com a rugosidade
do solo,
u (t ) =
em que
u0  z 
ln  
k  z 0 
Equação 5.12
u (t ) é a velocidade média do vento à altura z, u 0 a velocidade de atrito, k a constante
de Von Karman (cujo valor é 0,4), e
z 0 é conhecido por comprimento característico da
rugosidade do solo (depende do tipo de terreno).
Esta lei traduz a variação da velocidade do vento com a altura, que se deve ao atrito entre
a superfície terrestre e o vento que provoca a diminuição da velocidade do vento para alturas
mais baixas. A velocidade de atrito é um valor que depende da rugosidade do solo, da
velocidade do vento e das forças que se desenvolvem na atmosfera, pelo que é difícil de
calcular. Para ultrapassar essa dificuldade e visto que o que se pretende é obter o valor médio
da velocidade do vento a uma determinada altura a partir dos valores a uma altura de
referência, usa-se com mais frequência a equação:
 z 
ln 
z
u ( z)
=  0
u ( zr )
z 
ln r 
 z0 
Equação 5.13
Uma vez que pretendemos instalar a nossa turbina em zonas substancialmente elevadas
(picos de serras), o que minimiza o atrito dada a possível inexistência de obstáculos,
optaremos por desprezar este efeito. Até porque, para este tipo de turbinas de pequenas
dimensões é prática a sua instalação na própria torre de telecomunicações, e estando assim a
uma altura próxima das leituras do anemómetro (30 metros).
5.4.4
Energia Eólica Mensal e Anual Produzida nas Estações
Como no caso da produção fotovoltaica (secção 4), a energia média mensal (e anual)
permitirá dimensionar o banco de baterias necessário (Alternativa 2 da Tabela 3.5) para
garantir o funcionamento ininterrupto do sistema. Recorrendo assim ao modelo de vento quaseestacionário descrito na secção 5.4.1, e fazendo uso das estimativas dos parâmetros de
Weibull em Outeiro dos Fiéis (que se assumem iguais em cada uma das 4 localizações), e das
características da turbina Whisper 100, é assim possível determinar a energia média mensal
produzida, por exemplo, em São Pedro Velho (Mirandela).
52
Para o caso particular da turbina Whisper 100, a Figura 5.7 retrata a sua característica de
potência em função da velocidade média do vento com intervalos coincidentes aos utilizados
no perfil de ventos (Figura 5.6).
C urva de P otênc ia Ins tantânea da T urbina
W his per 100
1.000
900
P otênc ia [W]
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Velocidade da T urbina [m/s ]
Figura 5.7 – Característica de Potência da Turbina Whisper 100
O somatório do produto desta característica (potência) com o perfil de ventos de um dado
mês, para cada velocidade média, dá-nos assim a energia média, que multiplicada por sua vez
pelo número de horas do respectivo mês, resulta na energia média mensal.
A Figura 5.8 retrata assim a energia média mensal produzida por 3 turbinas Whisper 100
em São Pedro Velho, calculada com base em cada perfil de vento mensal, onde o cálculo
anual da energia se faz simplesmente somando todas as contribuições mensais.
Ab
ve
Ja
ne
Fe
ril
M
ai
o
Ju
nh
o
Ju
lh
Ag o
o
Se st o
te
m
b
O ro
ut
N ubr
ov
o
em
D
br
ez
o
em
br
o
1000
877,98
900
800
710,59
679,56
651,97
700 624,81
576,75
600
523,06
468,27 474,39
445,15
433,67
500
423,91
400
300
200
100
0
iro
re
ir o
M
ar
ço
Energia Média Mensal [kWh]
Produção Eólica (Energia Total)
Figura 5.8 – Energia Média Mensal Produzida por 3 Turbinas Whisper 100, em Mirandela
53
Aplicando o mesmo procedimento a cada uma das localizações das estações remotas de
telecomunicações, que se assumem iguais à localização Outeiro dos Fiéis, garantindo que não
há défice energético, ou seja, que a energia média anual produzida é sempre igual ou superior
Pr od
à carga, ETotal = 4,12 MWh , e continuando a fazer uso das turbinas Whisper 100, obtemos o
seguinte resultado dado na Tabela 5.2.
Tabela 5.2 – Energia Média Mensal Produzida nas Diversas Estações (Whisper 100)
Whisper 100
Energia Média Mensal [kWh]
Mês
=> 2 Turbinas
Janeiro
416,54
Fevereiro
384,50
Março
585,32
Abril
473,72
Maio
289,11
Junho
312,18
Julho
282,61
Agosto
316,26
Setembro
434,65
Outubro
296,76
Novembro
453,04
Dezembro
348,71
Total [MWh]
4,59 MWh
A conclusão mais importante é que, face à estimativa inicial com base na utilização anual
(secção 5.2) que nos apontava para a necessidade de 3 turbina Whisper 100 em São Pedro
Velho, com este modelo (vento quase-estacionário) concluímos que apenas 2 turbinas são
necessárias para satisfazer as necessidades energéticas anuais da nossa estação remota.
Obviamente, assumindo um perfil de vento exactamente igual ao de Outeiro dos Fiéis.
Notar ainda que aquando a utilização da estimativa rápida da energia produzida por um
gerador genérico (secção 5.3), o resultado já nos mostrava uma energia anual produzida
(7,74MWh) excessiva com a utilização de 3 turbinas Whisper 100, perante as necessidades
energéticas (4,12MWh).
Das médias mensais da energia pode-se ainda concluir que o mês mais desfavorável para
à produção de energia eólica é o mês de Julho.
Todos estes cálculos encontram-se presente no ficheiro Dimensionamento_Energético.xls
(em anexo – secção 9.2.1) para as 4 localizações das estações remotas de telecomunicações
(Tabela 3.4), e para as 4 turbinas sugeridas pelo fabricante Southwest Windpower (secção 5.2)
54
5.5
Balanço Mensal Energético na Estação de São Pedro Velho,
Mirandela
Novamente, através da comparação entre os valores de energia necessária para
satisfazer as exigências de consumo e energia disponibilizada pelas unidades de produção,
será possível determinar quais os requisitos que caracterizam o sistema de armazenamento de
forma a garantir a disponibilidade permanente do sistema em estudo.
A Figura 5.9 descreve assim o balanço energético entre a energia necessária (consumida)
e a energia disponibilizada (produzida) utilizando 2 turbinas Whisper 100. É visível que, embora
do ponto de vista anual haja equilíbrio de energia (entre a produzida e consumida),
mensalmente, entre Maio e Agosto fundamentalmente, a energia produzida está sempre em
défice perante a consumida. Esta situação terá de ser resolvida, que para a Alternativa 2 (da
Tabela 3.5) passará por um correcto dimensionamento do banco de baterias, e possivelmente
por um incremento no número de turbinas.
Fe
ne
ir o
ve
re
iro
M
ar
ço
Ab
ril
M
ai
o
Ju
nh
o
Ju
lh
o
Ag
os
Se
to
te
m
br
O o
ut
N ubr
ov
o
em
b
D
ez ro
em
br
o
700
600
500
400
300
200
100
0
-100
Ja
Energia Média Mensal [kWh]
Energia Produzida/Consumida sem Armazenamento
Energia Produzida
Consumida com 30% de Perdas no Sistema
Balanço Energético
Figura 5.9 – Energia Eólica Necessária e Disponibilizada em Mirandela com 30% de Perdas
55
Dimensionamento do Sistema
6.
Pretende-se nesta secção avaliar algumas soluções possíveis para o armazenamento da
energia, optando-se pela melhor. Seguindo-se o dimensionamento do sistema (em Off-Grid),
que exige, uma clara definição da arquitectura de forma a seleccionarmos quais os
componentes a utilizar, e quais as suas características. Descrevem-se assim as possíveis
arquitecturas, optando-se pela mais indicada, o que nos levará à caracterização detalhada das
perdas no sistema e respectivo dimensionamento do banco de baterias. Admitindo ainda o
sistema híbrido como a solução mais indicada, far-se-á uma análise detalhada da energia
mensal produzida face às necessidades energéticas, ficando assim o sistema perfeitamente
definido em todas as suas vertentes.
6.1
Sistemas de Armazenamento de Energia
Com objectivo de se garantir o fornecimento ininterrupto de energia à nossa estação
remota de telecomunicações, o armazenamento de energia (baterias) é essencial, em particular
quando se faz uso de recursos naturais e estes estão ausentes (eólico e solar). Além de que,
são muito úteis na absorção de distúrbios eléctricos quando o sistema se encontra ligado à
linha eléctrica de transmissão, protegendo assim a estação de telecomunicações.
Seguem-se assim algumas soluções possíveis para o armazenamento da energia, e com
base nas características principais exigidas pelo nosso sistema, tais como, fiabilidade, eficácia,
rapidez de resposta, custo aceitável, optar-se pela melhor solução [6].
6.1.1
Energia Potencial da Água
Uma técnica para o armazenamento da energia é através da água, aumentando a sua
energia potencial quando a produção de energia é superior ao consumo (elevando-a para um
reservatório colocado à cota h), e recuperando posteriormente esta energia quando a produção
não satisfaz o consumo (através de uma turbina acoplada a um gerador, micro-hídrica).
Obviamente, esta solução só é viável quando está disponível um curso de água, que
recorrendo à construção de uma albufeira é possível criar desníveis de água e extrair
posteriormente a sua energia potencial.
Para o nosso projecto está solução não é viável, nem do ponto de vista económico, nem
ambiental, uma vez que os locais de instalação das estações remotas, em geral, encontram-se
em zonas altas estando portanto distanciadas dos cursos de água.
De salientar no entanto que, está solução é aplicada em algumas centrais hidroeléctricas
uma vez que durante a noite o consumo é francamente inferior ao realizado durante o dia, e
como tal aproveita-se o excedente de energia produzida durante a noite para bombear água
novamente para a albufeira (barragem), conseguindo-se assim algum equilíbrio energético,
armazenando o excedente produzido durante a noite, para ser consumido mais tarde durante o
dia.
56
6.1.2
Pilhas de Combustível
As pilhas de combustível (FC – Fuel Cell) são uma forma de produzir energia a partir de
um combustível (hidrogénio) e com reduzido impacto ambiental. Armazenando o combustível
utilizado, que pode ser produzido a partir de fontes renováveis, fazem com que as FC se
comportem como autênticos sistemas de armazenamento. No entanto, é uma tecnologia ainda
em fase de maturação mas muito promissora.
As FC são compostas por um ânodo e um cátodo porosos, cada um revestido num dos
lados por uma camada catalisadora de platina, e separados por um electrólito (Figura 6.1).
Figura 6.1 – Representação Esquemática de uma Pilha de Combustível (FC)
Durante o processo de conversão liberta-se calor, o que implica que uma parte da energia
química não é convertida em electricidade e portanto o processo tem um rendimento que varia
entre os 35% e 60%, dependendo da tecnologia.
Existem actualmente cinco tipos de FC:
•
AFC – Alkaline Fuel Cell
•
PEFC/PEM – Polymer Electrolyte Cell / Proton Exchange Membrane
•
PAFC – Phosphoric Acid Fuel Cell
•
MCFC – Molten Carbonate Fuel Cell
•
SOFC – Solid Oxid Fuel Cell
Na Tabela 6.1 apresenta-se as principais características de cada tipo de FC.
57
Tabela 6.1 – Características de diversos Tipos de Pilhas de Combustível (FC)
A característica que aumenta o interesse por esta tecnologia é a elevada flexibilidade de
utilização do combustível (hidrogénio) em diversas aplicações que se encontram descritas na
Tabela 6.2:
Tabela 6.2 – Aplicações Diversas das Pilhas de Combustível (FC)
Se forem usadas fontes de energia renováveis na obtenção do combustível utilizado pelas
FC (a partir da água), então este será um sistema de armazenamento de energia praticamente
isento de emissões poluentes.
A constituição de um sistema de armazenamento baseado em pilhas de combustível teria
que prever o dimensionamento, além da pilha de combustível, de elementos que realizem os
seguintes processos:
58
•
Produção de Hidrogénio
Um dos processos para a produção de hidrogénio, aproveitando a energia produzida
em excesso, é a electrólise da água (fornecimento de uma tensão e corrente através
de eléctrodos entre os quais existe um meio condutor iónico).
•
Armazenamento do Hidrogénio
O hidrogénio é mais frequentemente produzido, armazenado, transportado e utilizado
no estado gasoso. O seu armazenamento é feito em cilindros pressurizados (entre 6 e
3
10 Nm ) com suporte ao uso de compressores, e consequente gasto de energia.
•
Sistemas de Segurança
O hidrogénio exige a tomada de medidas de segurança adequadas uma vez que é
altamente inflamável. O mesmo tratamento requerido, na produção, transporte e
armazenamento de gás natural e GPL deve ser aplicado ao hidrogénio. Na ocorrência
de fugas, este gás sobe uma vez que é de pouca densidade e como tal é conveniente
serem instalados em locais bem ventilados e com abertura na parte superior da
edificação. Notar ainda que, a sua presença no ambiente é só detectável via sistemas
próprios de detecção. Sendo que, além dos sistemas acima referidos o sistema de
armazenamento necessita ainda de outros equipamentos auxiliares, como se percebe.
O armazenamento baseado em pilhas de combustível apresenta assim várias
desvantagens,
em
telecomunicações.
particular
aquando
Desvantagens
como,
a
sua
o
utilização
tempo
de
em
vida
estações
útil
ainda
remotas
de
relativamente
desconhecido, o custo elevado desta tecnologia, rendimentos inferiores a 50%, e o tempo de
latência para o início de produção que pode ir de minutos a horas. Somos assim levados a
adoptar para o nosso sistema de armazenamento uma solução mais tradicional, a utilização de
um banco de baterias.
Notar no entanto que, a utilização das pilhas de combustível (FC) tem vindo a ganhar cada
vez mais terreno na indústria automóvel com o aparecimento dos carros eléctricos, que pouco
a pouco vão substituindo os actuais veículos dependentes dos combustíveis fósseis. Especulase que, a utilização destes veículos eléctricos, num futuro próximo, possam vir a contribuir para
o equilíbrio energético, armazenando energia durante a noite quando há excedente, e
disponibilizando energia durante o dia quando há défice.
6.1.3
Banco de Baterias
De forma a seleccionar e dimensionar o banco de baterias a ser utilizado pela nossa
estação remota de telecomunicações, seguir-se-á uma breve introdução dos conceitos
necessários sobre baterias.
A Figura 6.2 retrata assim um esquema simplificado de uma célula de bateria.
59
Figura 6.2 – Esquema Simplificado de uma Célula de Bateria
Estas são compostas por um eléctrodo negativo (ex. chumbo - Pb) que durante a
descarga fornece electrões à carga ligada a bateria, e um eléctrodo positivo (ex. dióxido de
chumbo –
PbO 2 ) que aceita electrões da carga. O electrólito completa o circuito interno da
bateria fornecendo iões ao eléctrodo positivo e negativo, que se encontram separados por um
separador (em plástico poroso ou fibra de vidro) para impedir que haja curto-circuito, mas que
no entanto é volátil aos iões. Normalmente cada célula de bateria gera uma tensão de 2V,
sendo que se associam várias células em série e paralelo para se obter a tensão e corrente
desejadas.
As características relevantes à selecção e dimensionamento do banco de baterias são
então:
•
Capacidade da Bateria
Quantidade de energia que uma bateria consegue fornecer quando descarregada de
uma forma uniforme ao longo do tempo. É medida em ampere-hora (Ah). Portanto, se
uma dada bateria indicar uma capacidade de 2000 Ah, C100, 25ºC, 1.75 VpC significa
que a uma temperatura ambiente de 25ºC poderá fornecer 20A durante 100h, após o
que a tensão em cada célula passará a 1,75V.
o
Devemos ter em atenção também que quanto mais elevada for a descarga, menor
será a capacidade;
o
devemos limitar a corrente máxima de cargas/descargas a um valor 10% inferior à
capacidade da bateria em Ah;
o
a temperatura afecta a capacidade das baterias, assim como a sua capacidade
diminui com a idade e uso.
•
Profundidade de Descarga (DOD – Depth of Descharge)
A profundidade de descarga indica, em termos percentuais, quanto da capacidade
nominal da bateria foi retirada a partir do estado de plena carga. Por exemplo, a
remoção de 25 Ah de uma bateria de capacidade nominal de 100 Ah resulta em uma
profundidade de descarga de 25%.
60
•
Tempo de Vida Útil
É dada em número de ciclos de carga/descarga. Esta depende muito das condições de
funcionamento, e considera-se que a bateria atingiu o seu tempo de vida útil quando a
capacidade está reduzida a 80% da capacidade nominal. É de salientar ainda que este
tempo de vida útil diminuí de uma forma exponencial com o aumento da profundidade
de descarga, como demonstra a Figura 6.3.
Figura 6.3 – Tempo de Vida Útil das Baterias com a Profundidade de Descarga
•
Auto Descarga
É resultante das correntes internas na bateria mesmo quando não utilizada. Os
fabricantes indicam a carga perdida por dia ou mês.
•
Densidade de Energia
Quantidade de energia armazenada por unidade de volume ou peso, e usualmente
medida em Watt-hora por quilograma (Wh/kg).
•
Rendimento das Baterias
Embora de rendimentos elevados, é frequente considerar no dimensionamento perdas
na ordem dos 20% para acautelar a auto descarga, a dissipação de energia em forma
de calor, entre outras.
Dentro das características gerais enumeradas anteriormente, as baterias são ainda
classificadas em não recarregáveis, e recarregáveis. Obviamente, para o projecto em questão
apenas interessam estas últimas, sendo que seguir-se-á uma breve análise das cinco
tecnologias mais utilizadas no contexto das baterias recarregáveis, e suas vantagens e
desvantagens.
•
Baterias de Prata-Zinco (AgZn)
É uma das baterias que possui uma densidade de energia (75Wh/kg) e fiabilidade mais
elevada, frequentemente utilizada na indústria militar e aeroespacial. No entanto,
apresentam um custo elevado e de manuseamento perigoso derivado à sua
composição. Sendo que, são pouco atractivas para o uso comercial.
61
•
Baterias de Iões de Lítio (Li-ion)
Possuem uma densidade de energia elevada (>100Wh/kg), e com excelentes
rendimentos, mas em contrapartida têm um tempo de vida útil reduzido e um preço
também elevado. Além de que, durante a descarga, se a tensão da célula descer
abaixo dos 2,5V, a bateria poderá ficar permanentemente danificada, e como tal exigese sempre na sua utilização um controle de carga preciso. São utilizadas
fundamentalmente em telemóveis e computadores portáteis, onde o volume, peso, e
autonomia, são as características mais importantes.
•
Baterias de Níquel - Cádmio (NiCd)
De densidade de energia elevada (50Wh/kg) e de longa durabilidade, estas são
normalmente utilizadas em aplicações domésticas (máquinas de filmar). A maior
desvantagem é a redução da capacidade de recarga ao longo da sua vida útil (“efeito
memória”), e prejudicar o meio ambiente pelo facto do Cádmio ser altamente tóxico.
•
Baterias de Níquel – Metal Hidreto (NiMH)
Consideradas como uma extensão tecnológica das anteriores (NiCd), de forma a
eliminar o “efeito de memória”, apresentam no entanto custo elevado e uma taxa de
auto descarga relativamente elevada.
•
Baterias de Chumbo Ácido (Pb-Ácido)
Baterias fabricadas à décadas e como tal de tecnologia bem dominada. Apresentam
inúmeras vantagens, desde a elevada fiabilidade, disponibilidade, durabilidade, custo
reduzido, e de rendimentos em torno dos 85%. O maior inconveniente nestas baterias
é o seu peso e volume, uma vez que apresentam baixa densidade de energia
(35Wh/kg), e portanto aplicáveis onde este factor não é determinante.
Das cinco tecnologias descritas a opção recaí, obviamente, nas baterias de Chumbo ácido
uma vez que o seu peso e volume não são, em geral, obstáculo quando utilizadas em estações
remotas de telecomunicações.
Dependendo do tipo de aplicação, as baterias de chumbo ácido podem ser classificadas
como automotoras, traccionárias ou estacionárias. O tipo de aplicação determina a solução
construtiva de cada tipo de bateria.
•
Baterias Automotoras
Utilizadas fundamentalmente no accionamento dos motores de arranque dos
automóveis. Destaca-se assim como característica mais importante a elevada corrente
que é necessária disponibilizar num intervalo de tempo reduzido. Projectadas para
funcionar para descargas pouco profundas (5% da capacidade nominal), caso contrário
o seu tempo de vida útil é fortemente reduzido.
62
•
Baterias Traccionárias
Usualmente utilizadas em veículos de tracção como empilhadoras eléctricas, carrinhos
de golfe, ou veículos industrias. Projectadas para profundidades de descarga na ordem
dos 80%, com o inconveniente de necessitarem de manutenção frequente (adição de
água destilada para completar o volume do electrólito). Comercialmente, só são
encontradas como baterias de grande volume e tensões de no mínimo 48V, sendo
geralmente fabricadas por encomenda.
•
Baterias Estacionárias
Encontram-se posicionadas entre as baterias automotoras e traccionárias, e apresentase com 3 tipos de electrólito:
o
Electrólito de Gel: Apresenta como vantagem a segurança uma vez que o
electrólito é em gel e portanto não derrama (ácido sulfúrico). A desvantagem
está na diminuição da corrente máxima de carga/descarga suportada.
o
AGM (Absorved Glass Mat): Electrólito composto por uma espécie de fibra de
vidro, sendo portanto muito semelhante à anterior.
o
Electrólito Fluido: Electrólito composto por ácido sulfúrico diluído com água
( H 2 SO 4 ), quando completamente carregada apresenta 75% de Água, e 25%
de ácido sulfúrico. Estas podem ou não ter manutenção, mas existem quase
sempre válvulas de regulação da pressão interna, e como tal são designadas
de VRLA (Valve Regulated Lead-Acid Batteries). A maior desvantagem é a
redução do seu tempo de vida útil com o aumento da temperatura, mas
colmatada pela variante SPV que utiliza membranas de permeabilidade
selectiva reduzindo as perdas em 95%, e portanto fica a bateria pouco sensível
às variações da temperatura e consequentemente reduzida ou mesmo
eliminada a manutenção.
Seguindo a tendência mundial da utilização das baterias VRLA, derivado às suas
características técnicas e mecânicas, e à enorme diversidade de oferta de acordo com a
aplicação, a opção para o nosso sistema de armazenamento vai assim ao encontro das
baterias Chumbo Ácido, Estacionárias, na classe das VRLA.
63
6.2
Selecção das Baterias a Utilizar
A escolha da marca e modelo das baterias a utilizar no sistema de armazenamento da
nossa estação remota de telecomunicações deve ter em conta a capacidade, o preço, e em
especial a ausência de manutenção. Constata-se que, o fabricante da EXIDE Technologies
disponibiliza uma variedade enorme de baterias, consoante a aplicação em causa. Seguindo as
suas indicações no que respeita a sistemas de telecomunicações, este sugere a utilização da
marca Sonnenschein [13] com diversos modelos, dos quais alguns especificamente
vocacionados para utilização conjunta com sistemas fotovoltaicos e eólicos. Na Tabela 6.3
apresentam-se as características principais desta gama de baterias.
Tabela 6.3 – Características Principais da Gama de Baterias Sonnenschein
Características Técnicas
Solar Series
Solar Block
A600 Solar
12
6 e 12
2
6.60 a 230
60.0 a 330
288 a 3924
Corrente de Descarga [A] ; I100h
0.06 a 2.30
0.60 a 3.30
2.90 a 38.2
Peso Máximo por Célula [kg]
2.60 a 67.0
19.0 a 62.5
19.5 a 240
Tensão Nominal [V]
Capacidade Nominal [Ah]
T=20º; V pC =1.80V; C100h
A selecção da capacidade nominal a utilizar, e da a escolha precisa do modelo, só pode
ser efectuada depois de conhecida a arquitectura do sistema e respectivos componentes a
utilizar, tema a abordar seguidamente.
6.3
Arquitectura do Sistema e Electrónica de Potência
Existem actualmente dois tipos de arquitectura que diferem essencialmente no tipo de
interligação entre os vários componentes constituintes. A arquitectura mais antiga, com um
estado de maturação mais avançado, é conhecida por DC-Coupled, em que os sistemas são
interligados através de um bus comum em corrente contínua. A outra alternativa é utilizar uma
arquitectura AC-Coupled, e neste caso, os componentes estão interligados em corrente alterna
[6].
6.3.1
Arquitectura AC-Coupled
A arquitectura AC-Coupled é constituída fundamentalmente por inversores DC/AC que
impõe valores de frequência e tensão apropriados, criando assim um bus comum AC. Podemos
assim acoplar diversos sistemas de produção independentes, ou mesmo cargas, como se
observa na Figura 6.4.
64
Figura 6.4 – Sistema Híbrido Off-Grid com Arquitectura AC-Coupled
As principais vantagens desta arquitectura, é sem dúvida, a escalabilidade. Necessidades
de expansão da rede fazem-se simplesmente ligando mais unidades produtoras do lado AC e
respectivos inversores, sem necessidade assim de se modificarem os outros equipamentos.
Apenas o sistema que impõe e controla as características da rede (Inversor/Carregador) é
específico desta arquitectura, todos os outros são também utilizados em sistemas On-Grid, e
como tal muito vulgarizados e de reduzido custo.
Como referido, o sistema que impõe e controla as características da rede é o elemento
central desta arquitectura. Este controla o nível de tensão e frequência no bus AC a que está
ligado, injectando potência proveniente das baterias quando o consumo é superior à produção,
ou carregando as baterias quando existe excesso de energia a ser produzida na rede.
Como exemplo, o fabricante SMA [14] detém um portfólio extenso destes produtos para
diversas potências de utilização (Sunny Island, Sunny Boy, Sunny Wind, em trono de vários
kW), mas que para o caso da nossa estação remota de telecomunicações, dadas as
características e potência exigida, não parece ser a solução técnica e economicamente mais
viável.
6.3.2
Arquitectura DC-Coupled
Nesta arquitectura, os vários elementos constituintes do sistema híbrido estão interligados
através de um bus DC (Figura 6.5) havendo um inversor responsável pela conversão de toda a
energia gerada de DC para AC caso queiramos ligar o sistema a rede pública (On-Grid).
Eventualmente, todos estes equipamentos de conversão podem ser agrupados num único
equipamento, incluindo a gestão de grupos gerador Diesel.
Como exemplo, o fabricante Ingeteam disponibiliza um destes inversores de ligação à
rede pública (Ingecon Hybrid [14]) com potências entre os 3kW e 12kW, e que reúne todos os
conversores necessários a aplicar à energia proveniente de diversas fontes (fotovoltaica,
eólica, motor Diesel), e respectivo armazenamento (baterias).
65
Figura 6.5 – Sistema Híbrido Off-Grid com Arquitectura DC-Coupled
A vantagem desta arquitectura é a qualidade da energia fornecida aos consumidores uma
vez que depende apenas do inversor que faz a conversão DC/AC. Além de que, e como já
havia sido referido, é uma arquitectura mais antiga e de tecnologia muito desenvolvida, e
consequentemente de custo substancialmente mais reduzido.
Embora exija diversos conversores AC/DC, DC/DC, com redução no rendimento global,
para o nosso caso particular da estação remota de telecomunicações que é alimentada com
corrente continua (-48V ± 10%, secção 3.1.1), o conversor DC/AC é dispensado, e como tal
esta parece ser a melhor opção arquitectural para alimentar a nossa estação remota.
6.3.3
Selecção da Arquitectura
Dado que o nosso sistema remoto de telecomunicações exige pouca potência (Tabela 3.3,
aproximadamente 360W), e é alimentado por uma corrente continua (-48V ±10%), devemos
assim optar por uma arquitectura DC Coupled dispensando o inversor DC/AC de ligação à rede
eléctrica pública, e utilizando conversores independentes para cada uma das fontes renováveis
(fotovoltaica, eólica). O agrupamento de todos estes sistemas de conversão num único sistema
(exemplo: Ingecon Hybrid [14]), para o nosso caso particular, só iria encarecer o custo total do
projecto.
Na secção 4.6.1 admitiu-se para o nosso projecto a utilização de painéis PV 155-M por
apresentar um menor custo por Watt pico. A ligação destes painéis ao bus DC faz-se
interligando um MPPT Solar Charge Controller (Figura 4.7) para que dada uma tensão gerada
pelo conjunto de painéis fotovoltaicos fornecida à entrada deste dispositivo (que varia conforme
a radiação solar e temperatura), este gera uma tensão constante à saída maximizando sempre
a potência (MPPT), permitindo assim alimentar correctamente a nossa carga, e com segurança
carregar o nosso banco de baterias e também proteger os painéis da carga das baterias
quando estes pouco ou nada produzem (durante a noite).
66
Existem inúmeros fabricantes com estes produtos, mas procurou-se um que tivesse
alguma diversidade de forma a encontrar-se um dispositivo a baixo custo, e com uma saída
configurável de 48V. Recorrendo assim ao revendedor Altestore, este apresenta o modelo
Outback Flexmax 60 Charge Controller com saídas configuradas (incluindo os 48V) e com um
preço relativamente competitivo (a rondar os 400€). Esta unidade tem as seguintes
características técnicas principais dadas na Tabela 6.4.
Tabela 6.4 – Características Técnicas Principais do OutbackFlexmax 60 ChargeController
Características Técnicas
Tensão Nominal das Baterias
Outback Flexmax 60 Charge Controller
12, 24, 36, 48, or 60 VDC (Single model - selectable via
field programming at start-up)
Corrente Máxima de Saída
Número Máximo de Arrays
Número Recomendado de
6amps @ 104 F (40C) with adjustable current limit
12 VDC systems 90Watts / 24 VDC systems 180Watts /
48 VDC systems 360Watts / 6VDC Systems 450Watts
12 VDC systems 75Watts / 24 VDC systems 150Watts /
Arrays
48 VDC systems 300Watts / 6VDC Systems 375Watts
Eficiência
98,1%
Para o caso da turbina eólica, de acordo com as características do nosso sistema, admitiuse a utilização da turbina Whisper 100 (secção 5.2). O mesmo fabricante sugere a utilização do
equipamento Whisper 100/200 Controller, de reduzido custo (a rondar os 500€), e com diversas
saídas DC configuráveis. Uma destas saídas satisfaz exactamente as nossas necessidades,
48V contínuos. É possível ainda e como anteriormente referido, através deste controlador, ligar
até 3 turbinas Whisper em simultâneo e daí aumentarmos a potência do nosso sistema sem
termos de alterar a sua arquitectura.
A Figura 6.6 exemplifica assim a arquitectura DC-Coupled a utilizar com a respectiva
interligação entre os dispositivos, caso a alternativa seleccionada seja a híbrida (fotovoltaico e
eólico, Alternativa 3 da Tabela 3.5)
Figura 6.6 – Arquitectura DC-Coupled Híbrida da Estação Remota de Telecomunicações
67
Uma vez seleccionada a arquitectura a utilizar no projecto em questão e os respectivos
dispositivos conversores, seguir-se-á o dimensionamento do banco de baterias, e o número de
painéis e turbinas exactos necessários para satisfazer a alimentação da nossa estação remota
de telecomunicações.
6.4
Determinação das Perdas no Sistema
Na secção 3.3, já havíamos considerado para o cálculo aproximado da energia total a
produzir 30% de energia adicional à requerida pela carga de forma a contemplar as perdas
totais no sistema. Uma vez definida a arquitectura (Figura 6.6) e os componentes a utilizar,
podemos agora determinar com maior exactidão as perdas totais no sistema e daí dimensionar
o sistema com maior precisão.
Recorrendo aos dados dos fabricantes é possível elaborar a seguinte Tabela 6.5:
Tabela 6.5 – Perdas de Conversão e Armazenamento na Arquitectura DC Coupled
Perdas Conversão
Função
Electrónica de Potência
Conversor DC/DC
Outback Flexmax 60 Charge Controller
2%
Conversor AC/DC
Whisper 100/200 Controller
3%
Armazenamento
e Armazenamento
21
Sonnenschein
20%
Admitindo novamente a Alternativa 3 da Tabela 3.5 representada pela Figura 6.6, podem
deduzir-se as seguintes equações:
em que
Pr od
ETotal
= E aFot + E aEol
Fot
/ DC
Fot
 E aFot = E Cons
+ E ConvDC
+ E Arm
+ E pArmFot
p
 Eol
Eol
ConvAC / DC
Eol
+ E Arm
+ E pArmEol
 E a = E Cons + E p
Equação 6.1
Equação 6.2
Ou seja, à energia a produzir por cada uma das parcelas (fotovoltaica e eólica) para
satisfazer a nossa carga devem ainda ser somadas as perdas de conversão e de
armazenamento, assim como a energia necessária para carregar as baterias, isto na situação
em que a produção é superior ao consumo. A Equação 6.2 reflecte assim uma situação em que
as baterias estão praticamente descarregadas, sendo portanto necessário produzir energia não
só para alimentar a carga, mas ao mesmo tempo carregar as baterias.
No caso do consumo ser superior à produção devem actuar as baterias, e no limite, caso
não haja qualquer produção de energia fotovoltaica ou eólica (à noite e sem vento) apenas
teríamos perdas de armazenamento. No entanto, e para o dimensionamento do nosso sistema,
optaremos obviamente pela situação de maiores perdas.
21
O fabricante não fornece dados concretos da eficiência mas refere estarem acima dos padrões normais
68
Podemos ainda determinar as perdas totais no sistema por correcção à energia
consumida pela carga, ou seja,
/ DC
/ DC
E pSist = E aCons (% E ConvDC
+ % E ConvAC
+ E pArm )
p
p
Equação 6.3
E pSist = E aCons × 0,25 = 3,16 × 0,25 = 0,79 MWh
Significa isto que, comparativamente ao cálculo aproximado da energia total (secção 3.3)
onde se assumiu 30% para as perdas, verifica-se agora que este valor deve ser corrigido para
os 25%. Como referido anteriormente, a energia total a produzir deve não só colmatar estas
perdas, como deve gerar energia adicional para carregar as baterias como se irá verificar mais
à frente.
6.5
Dimensionamento das Baterias
O cálculo da energia a armazenar pelas baterias é geralmente efectuada com base em
informações pouco detalhadas acerca da produção aquando a utilização de energias
renováveis, dadas as suas características probabilísticas. Se no entanto optarmos por um
sistema híbrido (fotovoltaico e eólico – Alternativa 3 da Tabela 3.5), este apresentará uma
vantagem adicional derivado ao facto de recorrer a duas fontes de energia cujas
disponibilidades, apesar de serem variáveis aleatórias, são independentes o que reduz a
probabilidade de inexistência da produção de energia tornando assim menos exigentes as
especificações do sistema de armazenamento.
Para o cálculo da capacidade do sistema de armazenamento, admite-se, que o
armazenamento deve satisfazer o consumo do nosso sistema remoto de telecomunicações
como se de a única fonte de energia se tratasse, durante vários dias consecutivos, que aqui se
assume serem de 3 dias. Como já anteriormente descrito, nem toda a energia contida pelo
sistema de armazenamento pode ser disponibilizada à carga, teremos de aumentar em 20% a
capacidade nominal do sistema de armazenamento para acautelar a profundidade de descarga
(que assumimos 80% para as baterias seleccionadas).
Donde resulta que a energia a armazenar deverá ser corrigida de acordo com a Equação
6.4,
Total
dod
Earm
= Econs (1 + Earm
+ E pArm ) = Econs (1 + 0,2 + 0,2) ≈ 36,4kWh
Equação 6.4
em que Econs = 361 * 3 dias ≅ 26kWh
69
De acordo com a arquitectura seleccionada (secção 6.3.3) e admitindo a utilização de
células (blocos) de 12V ligadas em série (Solar Series ou Solar Block - Tabela 6.3), resulta que
necessitamos de associar 4 baterias em série para perfazer a tensão definida para o bus DCCoupled (que corresponde também à tensão da carga), ou seja,
VnBan = 12V × 4 = 48V
Pelo que a capacidade nominal, em ampere-hora, do banco de baterias pode ser dada
pela equação seguinte:
C nBan =
Total
E arm
36,4 KWh
=
= 758,33 Ah
Ban
48
Vn
Cada bateria deve contribuir assim com a seguinte capacidade aproximada,
C nCel =
C nBan 758,33 Ah
=
= 189,58 Ah
4
4
Consultando as características técnicas do fabricante com objectivo de se encontrar a
capacidade mais próxima possível da calculada (em 12V), dentro de um preço razoável,
identificou-se assim o modelo SB12/185A de 185Ah de capacidade na gama Solar Block
(Tabela 6.3), e com um preço aproximado de 700€.
Notar que, a determinação da capacidade para o banco de baterias se fez com base na
energia total a armazenar, e que esta por sua vez contempla já as perdas de armazenamento
também consideradas na Equação 6.3. Deve-se assim corrigir a Equação 6.3 entrando em
consideração apenas com as perdas de conversão, donde resulta:
E Conv
= EaCons × 5% = 3,16 MWh × 0,05 ≅ 158kWh
p
6.6
Equação 6.5
Dimensionamento do Sistema Híbrido
A selecção da melhor Alternativa (Tabela 3.5) para o fornecimento energético à nossa
estação remota de telecomunicações deve passar por uma avaliação económica, tema a
abordar mais adiante. No entanto, e após as várias análises realizadas no decorrer deste
trabalho, tecnicamente, a opção de se combinar a fonte fotovoltaica e eólica parece ser a mais
vantajosa, vejamos:
Durante a análise da produção fotovoltaica (secção 4) verificou-se que a maior
concentração da produção de energia se encontrava fundamentalmente nos meses de Verão
(Abril a Setembro), como demonstra a Figura 4.9, e que fora desses meses a produção
fotovoltaica não satisfaz o consumo (embora na perspectiva anual se verifique).
70
Por outro lado, e da análise da produção eólica (secção 5) verificou-se que, durante os
meses de Inverno a produção é em geral superior (Figura 5.9), e mais equilibrada ao longo do
ano do que a fotovoltaica. Facilmente se percebe que, a combinação destas duas fontes de
energia não só reduzem a probabilidade de inexistência de produção, como energéticamente
se complementam e apresentam assim uma energia média mensal mais regular.
Segue-se assim uma análise detalhada do sistema híbrido (Alternativa 3 da Tabela 3.5),
admitindo como anteriormente o modelo PV 155-M de painéis fotovoltaicos, turbinas Whisper
100, e o respectivo armazenamento suportado por 4 baterias SB12/185A de 185Ah.
6.6.1
Energia Mensal Requerida pelo Sistema
Fazendo uso da Equação 6.4 e Equação 6.5 podemos facilmente traçar o perfil mensal da
energia requerida pelo sistema que é composto pela carga, perdas de conversão, e energia a
armazenar (que incluí as perdas de armazenamento).
A Figura 6.7 dá-nos assim a energia mínima que o sistema de produção deverá produzir
em cada mês. A soma de todas estas energias mensais dá-nos a energia anual consumida
pelo sistema,
EaConsSist = 3,76MWh .
350
CARGA
Perdas de Conv
Armaz. Total
300
250
200
150
100
50
Ab
ril
M
ai
o
Ju
nh
o
Ju
lh
Ag o
o
Se s t o
te
m
b
O ro
ut
N ubr
ov
o
em
D
br
ez
o
em
br
o
0
Ja
n
Fe eir o
ve
re
ir o
M
ar
ço
Energia Média Mensal [kWh]
CARGA, Perdas de Conversão, e Armazenamento
Figura 6.7 – CARGA, Perdas Conv. e Armazenamento no Sistema Híbrido (DC Coupled)
71
6.6.2
Energia Mensal e Anual Produzida nas Estações
Mais uma vez, com base no ficheiro Dimensionamento_Energético.xls (em anexo –
secção 9.2.1), percorreu-se cada uma das 4 localizações da estação remota de
telecomunicações fixando o número de turbinas de acordo com os resultados da Tabela 5.2, e
incrementando ou decrementando o número de painéis mínimo que satisfaça mensalmente a
energia requerida pelo sistema (secção anterior). Esta opção teve em consideração o facto de
que os painéis fotovoltaicos representam uma menor fatia energética face às turbinas eólicas, e
portanto devemos primeiramente fixar o número de turbinas, e só depois refinar o equilíbrio
energético entre a produção e o consumo através da alteração ao número de painéis.
A Tabela 6.6 reflecte assim o resultado final das diversas simulações efectuadas com a
energia mensal produzida em cada estação, e o respectivo balanço energético face às
necessidades de consumo do sistema.
Tabela 6.6 – Energia Média Mensal Produzida e Balanço Energético nas Diversas Estações
Energia Média Mensal Produzida [kWh] & Balanço Energético [%]
Mês
São Pedro Velho
São Mamede
Esposade
Vilarinho das Furnas
Whisper 100
=> 2 Turbinas
=> 2 Turbinas
=> 2 Turbinas
=> 2 Turbinas
PV 155-M
=> 2 Painéis
=> 2 Painéis
=> 2 Painéis
=> 3 Painéis
Janeiro
425,83
34%
427,58
34%
426,29
34%
432,40
36%
Fevereiro
401,75
38%
400,49
38%
399,92
37%
407,67
40%
Março
610,15
92%
613,76
93%
614,91
93%
625,97
97%
Abril
515,30
67%
512,17
66%
514,19
66%
523,92
69%
Maio
340,81
7%
337,63
6%
338,48
6%
354,07
11%
Junho
371,65
20%
365,89
18%
365,03
18%
390,68
26%
Julho
350,23
10%
337,50
6%
340,33
7%
366,32
15%
Agosto
370,71
16%
363,70
14%
365,87
15%
388,05
22%
Setembro
471,89
53%
467,95
51%
467,78
51%
483,38
56%
Outubro
322,16
1%
317,26
0%
319,79
0%
324,47
2%
Novembro
468,33
51%
464,82
50%
466,70
51%
469,50
52%
Dezembro
356,82
12%
357,48
12%
360,56
13%
361,52
14%
33%
4,97MWh
32%
4,98MWh
33%
5,13MWh
36%
Total [MWh] 5,01MWh
Deste resultado percebe-se que no caso da localização de Vilarinho das Furnas há a
necessidade de um painel adicional, isto porque, e como se havia concluído na secção 4.6.2,
aquela localização apresenta um potencial solar anual menor perante as outras localizações,
ou seja, menor utilização anual da potência fotovoltaica instalada. Recorde-se que apenas
existem dependências, de localização para localização, no que respeita à energia solar, uma
vez que assumimos na secção 5.4.2 o mesmo potencial eólico igual à localização de Outeiro
dos Fiéis.
72
Conclui-se também que no caso do sistema apenas eólico (Tabela 5.2), em que o mês
mais desfavorável correspondia ao mês de Julho, no sistema híbrido o mês mais desfavorável
passou a ser Outubro. Como já referido, é durante o Inverno que o potencial fotovoltaico é
menor, e se no sistema híbrido aumentarmos o número de painéis a utilizar, o mês mais
desfavorável é arrastado para a estação do Inverno.
6.6.3
Balanço Mensal Energético na Estação São Pedro Velho, Mirandela
Como verificado na secção anterior, para o caso particular da estação remota estar
localizada em São Pedro Velho (Mirandela), necessitamos de pelo menos 2 turbinas Whisper
100 e 2 painéis PV155-M para satisfazer as necessidades mensais energéticas de todo o
sistema (consumo, perdas de conversão, armazenamento, etc.).
A Figura 6.8 descreve o balanço energético entre a energia total mensal necessária e a
energia mensal disponibilizada pelas fontes produtoras (eólica e fotovoltaica).
Produzida/Consumida no Sistema DC Coupled
Energia Consumida
Balanço Energético
700
600
500
400
300
200
100
0
Ja
n
Fe eir
ve o
re
ir o
M
ar
ço
Ab
ril
M
ai
o
Ju
nh
o
Ju
lh
Ag o
Se ost
te o
m
b
O ro
ut
N ub
ov ro
e
D mb
ez ro
em
br
o
Energia Média Mensal [kWh]
Energia Produzida
Figura 6.8 – Balanço Mensal Energético em São Pedro Velho no Sistema Híbrido
Com esta configuração, não só satisfazemos as necessidades energéticas mensais de
todo o nosso sistema, como garantimos que o balanço anual da energia produzida está
aproximadamente 33% acima da energia requerida. No entanto, considerando o mês mais
desfavorável que para este caso corresponde ao mês de Outubro, a produção está apenas 1%
acima do requerido pelo sistema. É desejável assim aumentar esta diferença e garantir mais
segurança no dimensionamento do sistema, pelo menos uma produção acima dos 20%
(aproximadamente). Uma vez que a contribuição da maior fatia energética parte da produção
eólica, e querendo apenas pequenos incrementos energéticos, vamos aumentar assim o
número de painéis fotovoltaicos até atingirmos uma produção acima dos referidos 20% nos
meses mais desfavoráveis.
73
A Tabela 6.7 dá-nos assim o balanço energético entre a produção e a energia requerida
pelo sistema considerando a utilização de 2 turbinas Whisper 100, 8 painéis fotovoltaicos PV
155-M, e 4 baterias SB12/185A de 185Ah.
Tabela 6.7 – Energia Média Mensal & Balanço Energético acima dos 20% em Mirandela
Energia Média Mensal Produzida &
Mês
Balanço Energético em São Pedro Velho
=> 2 Turbinas
Whisper 100
=> 8 Painéis
PV 155-M
Janeiro
453,70
42%
Fevereiro
453,49
56%
Março
684,64
115%
Abril
640,04
107%
Maio
495,90
56%
Junho
550,06
78%
Julho
553,09
74%
Agosto
534,07
68%
Setembro
583,64
89%
Outubro
398,35
25%
Novembro
514,22
66%
Dezembro
381,16
20%
6,24MWh
66%
Total [MWh]
Esta deve ser possivelmente a escolha, do ponto de vista técnico, o sistema de produção
de energia a alimentar a nossa estação remota de telecomunicações localizada em São Pedro
Velho (Figura 6.9); a validar no entanto com a análise económica que se segue.
Produzida/Consumida no Sistema DC Coupled
Energia Consumida
Balanço Energético
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Ja
n
Fe eiro
ve
re
ir o
M
ar
ço
Ab
ril
M
ai
o
Ju
nh
o
Ju
lh
Ag o
Se ost o
te
m
b
O ro
ut
N ub
ov ro
e
D mb
ez ro
em
br
o
Energia Média Mensal [kWh]
Energia Produzida
Figura 6.9 – Balanço Energético em S. Pedro Velho com Prod. Mensal acima dos 20%
74
7.
Avaliação Económica do Projecto
De forma a avaliarmos economicamente o sistema projectado, em particular decidirmos
qual a melhor alternativa de produção de energia para a nossa estação remota de
telecomunicações (Tabela 3.5), faremos uma análise económica com base no investimento
inicial, em actividades requeridas de operação e manutenção (O&M), e nas receitas caso as
haja.
7.1
Introdução Económica
A avaliação económica de investimentos projectados para longos períodos de vida (vários
anos) deve forçosamente considerar que um pagamento realizado hoje, é diferente se for
realizado daqui a vários anos. É assim necessário efectuar a actualização desses valores com
base numa taxa de actualização. Com base no custo unitário médio actualizado, no VAL, e no
TIR, é possível de uma forma mais ou menos expedita avaliar economicamente os nossos
investimentos [5].
7.1.1
Modelo Simplificado do Custo Unitário Médio Actualizado
O custo unitário médio anual é significativo para cada ano. Contudo, é menos significativo
se o período de avaliação se estende desde a decisão do investimento até ao fim de vida útil
da instalação, isto porque não têm o mesmo valor, pagamentos e recebimentos iguais feitos em
momentos diferentes. Devemos assim determinar qual o custo unitário médio actualizado, e
com base neste será possível tomar decisões relativamente a investimentos a efectuar.
Facilmente se percebe que um pagamento F0 feito hoje equivale a um pagamento
(maior) feito ao fim de t anos e ajustado com base numa taxa de actualização, a. Podemos
assim escrever:
F ′ = F0 (1 + a ) t
Equação 7.1
Inversamente podemos dizer que um pagamento F ′ feito no prazo de t anos equivale a
um pagamento (menor) F0 feito hoje, ou seja:
F0 =
F′
(1 + a ) t
Equação 7.2
Sendo assim, para se obter o custo unitário médio actualizado, actualizam-se
separadamente os encargos (de investimento, de operação e manutenção, de combustível, e
outros) e a produção total, durante a vida útil da instalação. Podemos assim escrever:
ca =
c a1 + c a 2 + ... + c an
E act
75
Equação 7.3
Que para o caso particular dos custos actualizados de operação e manutenção (O&M), e
que correspondem normalmente a uma percentagem do investimento total
I t , onde d omj são
as despesas em cada ano j, pode-se escrever:
d omj
n
c a1 = c aO & M = I t ∑
j =1
Equação 7.4
(1 + a ) j
O mesmo princípio se aplica ao cálculo do valor acumulado actualizado da produção de
energia,
n
E act = ∑
j =1
E aj
haj
n
= Pi ∑
(1 + a ) j
j =1
Equação 7.5
(1 + a ) j
De forma a simplificar o modelo de actualização do custo unitário médio admita-se ainda o
seguinte:
1) O investimento concentra-se no instante inicial, t=0, representado por
It
2) A utilização anual da potência instalada é constante ao longo da vida útil e igual a
que para a mesma potência instalada,
ha ,
Pi , é o mesmo que dizer que a energia anual
produzida é constante ao longo da vida útil e representada por
Ea
3) Os encargos de O&M são constantes ao longo da vida útil e iguais a
d om (normalmente
uma percentagem do investimento inicial)
4) Não há encargos com combustível
5) Os encargos diversos são nulos ou podem ser incluídos nos encargos de O&M
Definindo agora os factores
k a e i como:
n
ka =
∑
j =1
1
(1 + a ) n − 1
=
(1 + a ) j
a (1 + a ) n
1
a (1 + a ) n
i=
=
k a (1 + a ) n − 1
Equação 7.6
Equação 7.7
O custo unitário médio actualizado pode assim ser calculado através da seguinte
expressão:
ca =
I t (1 + d om k a ) I t (i + d om )
=
Eaka
Pi × h a
76
Equação 7.8
7.1.2
Indicadores de Avaliação de Investimentos (VAL, TIR)
Para além do custo unitário médio actualizado descrito na secção anterior que nos
possibilita uma avaliação dos investimentos a efectuar, far-se-á também uso para a avaliação
económica do sistema projectado dois dos indicadores mais utilizados na avaliação de
projectos de investimento. Estes indicadores são designados por Valor Actual Líquido (VAL) ou
Balanço Actualizado (BA) e a Taxa Interna de Rentabilidade (TIR).
O VAL é a diferença entre as entradas (receitas) e saídas (investimento) de dinheiro
devidamente actualizados durante toda a vida útil de empreendimento, e que pode ser
expresso da seguinte forma:
n
VAL = ∑
j =1
n −1
R Lj
(1 + a )
j
−∑
j =0
Ij
(1 + a )
j
+
Vr
(1 + a ) n
Equação 7.9
Onde n corresponde à vida útil do empreendimento, R Lj é a receita líquida que se obtém
para o ano j, e
Vr o valor residual da instalação no fim da sua vida útil, caso exista.
Relativamente à receita líquida, esta calcula-se pela diferença entre a receita bruta anual ( R j )
e os encargos de Operação e Manutenção (O&M),
RLj = R j − d om j
Equação 7.10
A determinação dos encargos de operação e manutenção faz-se normalmente assumindo
uma dada percentagem do investimento inicial (usualmente considera-se 1% para sistemas de
On-Grid).
Nas hipóteses do modelo simplificado introduzido na secção 7.1.1 e desprezando o valor
residual, a Equação 7.9 toma a seguinte forma:
VAL = R L K a − I t
77
Equação 7.11
O VAL diminui assim com o aumento da taxa de actualização porque quanto maior é o
rendimento mínimo exigido, menor a rentabilidade do projecto para além do retorno do
investimento e desse mínimo exigido.
Figura 7.1 – Variação do VAL com a Taxa de Actualização, Definição do TIR
Relativamente ao TIR, este é por definição a taxa de actualização que anula o Valor Actual
Líquido, ou seja, VAL=0. De acordo com este indicador (TIR) pode concluir-se acerca do
interesse do empreendimento no contexto do mercado financeiro.
Novamente, nas condições do modelo simplificado introduzido na secção 7.1.1, o TIR
pode ser extraído da seguinte equação fazendo uso do método de Gauss (com 4 ou 5
iterações):
TIR ( k +1) =
R L (1 + TIR ( k ) ) n − 1
I t (1 + TIR ( k ) ) n
Equação 7.12
Notar que a determinação do VAL e do TIR pode efectuar-se fazendo uso do Microsoft
Excel através das funções NPV(Net Present Value) e IRR(Internal Rate of Return),
respectivamente.
78
7.1.3
Investimento Inicial Actualizado com Armazenamento
Relativamente a custos, estes podem ser agrupados da seguinte forma:
•
Investimento Inicial: Corresponde à soma do preço de todos os equipamentos,
custos do projecto (estudo e implementação), das infra-estruturas, e dos
equipamentos de electrónica de potência.
•
Operação e Manutenção (O&M): Estas despesas referem-se a operações de
verificação do correcto funcionamento do sistema (ex. verificação e manutenção do
nível do electrólito das baterias) e substituição de equipamentos que verifiquem
qualquer mau funcionamento.
•
Substituição do Sistema de Armazenamento: Representa os encargos
referentes à substituição do banco de baterias que têm um tempo de vida útil
esperado normalmente em torno dos 5 anos.
Deve-se assim, numa fase inicial, determinar qual o investimento inicial destinado à
implementação do projecto, após o que se devem calcular os custos actualizados do projecto
ao longo do seu tempo de vida útil esperado (sistema de armazenamento), e os custos anuais
relacionados com as despesas de Operação e Manutenção. De acordo com esta análise,
deverá ser possível determinar qual a melhor alternativa de investimento de acordo com o
definido na secção 3.2.4.
Para a análise do nosso investimento vamos então considerar um tempo de vida útil de 20
anos, uma vez que é expectável que tanto os painéis fotovoltaicos como as turbinas eólicas
tenham esse tempo de vida útil máximo. Relativamente à taxa de actualização e considerando
a situação económica actual, considerar-se um valor em torno dos 5%.
Querendo fazer uso do modelo simplificado do custo unitário médio actualizado dado na
secção 7.1.1, vamos assumir para o caso do sistema de armazenamento, a ser reposto de 5
em 5 anos, como fazendo parte do investimento inicial actualizado. Quanto às despesas anuais
de Operação & Manutenção assume-se aqui 1,5% do investimento total inicial actualizado.
Podemos assim escrever,
d arm
d arm
d arm 
′ 
I tact = I t +  d arm +
+
+
5
10
(1 + a )
(1 + a )
(1 + a )15 

Onde
Equação 7.13
I t' corresponde ao investimento inicial no instante t=0, excluindo o sistema de
armazenamento. A actualização do custo do sistema de armazenamento,
d arm , faz-se assim
de 5 em 5 anos que ao ser adicionado ao anterior resulta no investimento inicial actualizado,
I tact . Notar que, para efeitos de simplificação, admitimos d arm constante ao longo do tempo de
vida útil do empreendimento não contabilizando assim qualquer alteração de preço.
79
7.2
Sistema Baseado em Energias Renováveis
Após uma rápida introdução a conceitos económicos, vamos avançar para a análise
económica das diversas alternativas de produção baseadas em energias renováveis para
alimentar a nossa estação remota de telecomunicações.
Começar-se-á com a análise da implementação do projecto em São Pedro Velho
(Mirandela), seguindo-se a avaliação da possível substituição de repetidores passivos
(espelhos) por repetidores activos em duas das estações, e finalmente uma nova análise
assumindo que o nosso repetidor não tem protecção e consequentemente menores exigências
energéticas.
7.2.1
Implementação do Projecto em São Pedro Velho, Mirandela
Retomando novamente as várias alternativas possíveis de produção no contexto das
energias renováveis (Tabela 3.5), vamos começar por analisar as 3 primeiras alternativas no
que diz respeito à viabilidade económica em São Pedro Velho (Mirandela). Notar que, e uma
vez que pretendemos instalar o nosso sistema de produção em infra-estruturas já existentes,
junto e na estação de telecomunicações, vamos neste caso considerar apenas os custos de
aquisição relativos ao equipamento descrito em secções anteriores na concepção física da
alimentação à nossa estação.
A selecção do número total de painéis fotovoltaicos, ou turbinas eólicas, ou a combinação
dos dois na arquitectura DC Coupled, far-se-á procurando sempre que a produção no mês mais
desfavorável esteja acima da energia requerida em cerca de 20%, garantindo-se assim mais
segurança no dimensionamento do sistema.
Com base no ficheiro Dimensionamento_Energético.xls em anexo (secção 9.2.1),
percorremos de uma forma iterativa cada uma das combinações dadas na Tabela 7.1 de forma
act
a obtermos o investimento inicial Actualizado ( I t
), o custo unitário médio actualizado ( ca ), e
o respectivo VAL. Notar que as receitas são nulas uma vez que não estamos a vender a
energia eléctrica produzida.
80
Tabela 7.1 – Alternativas Possíveis de Investimento em Energias Renováveis
Componentes
Painéis
Turbinas
Invest.
Ca
Neces.
Neces.
Inicial Act
[€/MWh]
VAL
Alternativa 1 (Fotovoltaico+Armazenamento)
SW 80 mono
147
---
59.910€
336€
-71.109€
PV 155-M
92
---
68.260€
343€
-81.020€
PV 185-M
60
---
56.460€
326€
-67.014€
Alternativa 2 (Eólico+Armazenamento)
Air Industrial
---
7
13.460€
211€
-15.976€
Whisper 100
---
3
12.460€
172€
-14.789€
Whisper 200
---
2
11.760€
143€
-13.958€
Whisper 500
---
1
13.360€
118€
-15.857€
Alternativa 3 (Híbrido+Armazenamento)
Air Industrial+SW 80 mono
5
6
14.910€
245€
-17.597€
Air Industrial+PV 185-M
12
5
20.260€
283€
-24.047€
Whisper 100+SW 80 mono
13
2
16.110€
252€
-19.121€
Whisper 100+PV 155-M
8
2
16.760€
256€
-19.893€
Whisper 100+PV 185-M
6
2
16.360€
250€
-19.418€
Whisper 200+PV 155-M
19
1
22.910€
278€
-27.192€
Whisper 200+SW 80 mono
30
1
21.060€
272€
-24.996€
Embora tenhamos extraído diversos indicadores económicos, a análise do custo unitário
médio actualizado (Ca) é suficiente uma vez que nos permite perceber quanto custa cada MWh
a produzir em cada uma das soluções apresentadas.
Como seria de esperar, soluções baseadas unicamente em energia eólica têm um menor
custo por MWh, uma vez que é uma tecnologia mais barata e com uma produção energética
bem acima da fotovoltaica. No entanto, e como anteriormente referido, é desejável a
implementação de um sistema híbrido uma vez que a combinação destas duas fontes de
energia não só reduzem a probabilidade de inexistência de produção, como energéticamente
se complementam e apresentam assim uma energia média mensal mais regular.
Dentro das soluções híbridas, a solução mais económica apresenta um custo médio
unitário actualizado de 245€/MWh, mas neste caso a fatia fotovoltaica tem um peso energético
de apenas 10% face à eólica de 90%, que é o mesmo que dizer que estamos perante um
sistema essencialmente eólico, e portanto, a evitar. Se optarmos no entanto pela solução com
custo de 250€/MWh, aqui a fatia energética fotovoltaica representa 26% aproximadamente face
à eólica de 74%, e portanto estamos perante um sistema híbrido mais equilibrado.
81
Adicionalmente, quantas mais componentes discretas (turbinas e painéis) existirem no
nosso sistema, menor será a probabilidade de falha completa do sistema. Ou seja, caso se
avarie um painel ou uma turbina, o sistema continuará a funcionar embora produzindo menos
energia de acordo com a componente avariada, até que sejam substituídas ou reparadas as
respectivas componentes. Embora a solução com custo 245€/MWh apresente mais
componentes discretas (turbinas e painéis), o critério equilíbrio energético referido é de maior
relevância, optando-se assim pela solução de custo 250€/MWh por satisfazer ambos os
critérios.
Comparativamente ao que havia sido anteriormente assumido, utilização de painéis PV
155-M por estes apresentarem um menor custo por Watt pico (secção 4.6.1), verifica-se agora
que do ponto de vista do investimento global do projecto (Ca) a opção vai de encontro à
utilização do modelo PV185-M. Este resultado compreende-se, na medida em que este último
apresenta maior rendimento para a mesma área de painel (Tabela 4.1). Notar ainda que na
secção 6.6.3 se admitiu, do ponto de vista técnico, a utilização de painéis PV155-M, mas que
agora se conclui que é melhor solução a utilização de painéis PV185-M.
Concluímos assim que a melhor solução dentro das 3 alternativas aqui analisadas, em
termos técnicos e económicos, é optarmos por uma solução híbrida (Alternativa 3) constituída
por 2 turbinas Whisper 100, 6 painéis fotovoltaicos PV 185-M, e 4 baterias SB12/185A. A
Tabela 7.2 e a Figura 7.2 descrevem a estrutura e distribuição de custos da solução híbrida em
São Pedro Velho para um tempo de vida útil estimado em 20 anos.
Tabela 7.2 – Estrutura e Distribuição de Custos da Solução Híbrida em São Pedro Velho
Solução Híbrida em São Pedro Velho (20 anos de Vida Útil)
Ca=250€/MWh / Ea=6,24MWh
=> 2 Turbinas
Whisper 100
PV 185-M
=> 6 Painéis
SB12/185A
=> 4 Baterias
Componentes
Custos
Distribuição
Fotovoltaica (Ea=26,4%):
5.200€
26,8%
- Custo dos Painéis
4.800€
24,7%
- Conversor DC/DC
400€
2,1%
Eólica (Ea=73,6%):
3.100€
16,0%
- Custo das Turbinas
2.600€
13,4%
- Conversor AC/DC:
500€
2,6%
Custo das Baterias Act:
8.060€
41,5%
Custos O&M (20 anos):
3.058€
15,7%
TOTAL (-VAL)
19.418€
100%
82
Distribuição de Custos no Sistema Híbrido
O&M; 3.058 €;
16%
Fotovoltaica;
5.200 €; 27%
Eólica; 3.100 €;
16%
Baterias; 8.060 €;
41%
Figura 7.2 – Distribuição de Custos da Solução Híbrida em São Pedro Velho
Claramente se percebe que o sistema de armazenamento tem um enorme peso na factura
a pagar, ou seja, corresponde a cerca de 41% do valor total que se irá investir durante o tempo
de vida útil do projecto (20 anos). No entanto, o investimento inicial no arranque do projecto
(em t=0) é na verdade inferior (2800€) uma vez que a primeira substituição do banco de
baterias só ocorrerá daí a 5 anos. Adicionalmente também se percebe que, e embora o
investimento nas componentes fotovoltaicas (27%) seja superior aos das componentes eólicas
(16%), a energia fotovoltaica produzida corresponde sensivelmente a um quarto da energia
eólica produzida (Figura 7.3); mais uma vez fica reforçada a ideia que os sistemas fotovoltaicos
têm um preço por MWh substancialmente superior aos sistemas eólicos.
Notar ainda que, embora os encargos de operação e manutenção correspondam apenas a
1,5% do investimento inicial actualizado, este valor acaba por reflectir-se no projecto ao longo
do seu tempo de vida útil com um peso de 16% face ao investimento total.
Distribuição Energética Anual no Sistema
Híbrido [MWh]
Fotovoltaica;
1,65; 26%
Eólica; 4,59;
74%
Figura 7.3 – Distribuição Energética Anual da Solução Híbrida em São Pedro Velho
83
A Figura 7.4 reflecte assim o balanço energético entre o sistema de produção híbrido e a
nossa estação remota de telecomunicações em São Pedro Velho da nossa solução híbrida,
com 20% de produção adicional no mês mais desfavorável (Dezembro),
Produzida/Consumida no Sistema DC Coupled
Energia Consumida
Balanço Energético
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Ja
n
Fe eir
ve o
re
ir o
M
ar
ço
Ab
ril
M
ai
o
Ju
nh
o
Ju
lh
Ag o
Se ost
te o
m
b
O ro
ut
N ub
ov ro
e
D mb
ez ro
em
br
o
Energia Média Mensal [kWh]
Energia Produzida
Figura 7.4 – Balanço Energético da Solução Híbrida em São Pedro Velho (Ca=250€/MWh)
7.2.2
Solução Híbrida em Substituição dos Repetidores Passivos
É sabido que a solução implementada com repetidores passivos (espelhos) nas estações
remotas de Esposade e Vilarinho das Furnas (secção 3.1.2) tiveram um investimento inicial, em
cada uma das estações, de cerca de 160.000€. Pretende-se agora avaliar a solução de se
utilizar um repetidor activo baseado em energias renováveis, face ao repetidor passivo
instalado. Obviamente, a solução para estes casos tem que ser completamente independente
da rede pública eléctrica, razão pela qual a REN optou por repetidores passivos.
Seguindo a mesma linha de raciocínio da secção anterior e percorrendo novamente o
ficheiro Dimensionamento_Energético.xls em anexo (secção 9.2.1), encontramos a solução
óptima dada na Tabela 7.3 com 20% de energia adicional no mês mais desfavorável.
84
Tabela 7.3 – Custos da Solução Híbrida em Esposade e Vilarinho das Furnas
Esposade
Vilarinho das Furnas
Ca=250€/MWh;Ea=5,63MWh
Ca=256€/MWh;Ea=5,80MWh
Whisper 100
=> 2 Turbinas
=> 2 Turbinas
PV 185-M
=> 4 Painéis
=> 5 Painéis
SB12/185A
=> 4 Baterias
=> 4 Baterias
Solução Híbrida
Componentes
Custos
Distribuição
Custos
Distribuição
Fotovoltaica:
3.600€
20,6%
4.400€
23,9%
- Custo dos Painéis
3.200€
18,3%
4.000€
21,7%
- Conversor DC/DC
400€
2,3%
400€
2,2%
Eólica:
3.100€
17,7%
3.100€
16,8%
- Custo das Turbinas
2.600€
14,8%
2.600€
14,1%
- Conversor AC/DC:
500€
2,9%
500€
2,7%
Custo Baterias Act:
8.060€
46,0%
8.060€
43,6%
O&M(20 anos):
2.759€
15,7%
2.909€
15,7%
TOTAL (-VAL)
17.519€
100%
18.468€
100%
Vejamos agora qual o valor estimado do investimento relativo à implementação do sistema
activo descrito na Figura 3.3.
A Tabela 7.4 dá-nos o custo estimado do sistema activo, ainda sem o sistema híbrido
acoplado.
Tabela 7.4 – Custo Estimado do Sistema Activo (SRA4 1+1) Incluindo a Torre Metálica
Dispositivos
nº
Custo de Referência
Repetidor Activo (SRA4)
---
40.000€
=> ODU
4
4x2.500 =10.000€
=> IDU
2
2x15.000 =30.000€
Torre Metálica
1
15.000€
Bastidor
1
750€
Diversos
---
250€
TOTAL Estimado
---
56.000€
85
Adicionando o custo estimado do sistema activo dado na Tabela 7.4, com a solução
híbrida proposta na Tabela 7.3, podemos concluir que seria substancialmente rentável instalar
nas localizações de Esposade e Vilarinho da Furnas repetidores activos, em contradição aos
repetidores passivos instalados, como demonstra a Tabela 7.5.
Tabela 7.5 – Comparação de Investimentos entre Repetidores Passivos e Activos
Investimentos
Esposade
Vilarinho das Furnas
Repetidor Passivo
160.000€
160.000€
17.519€+56.000€ = 73.519€
18.468€+56.000€ = 74.468€
2,18
2,15
Repetidor Activo
Rácio [Passivo/Activo]
7.2.3
Repetidor Activo sem Protecção Instalado em São Pedro Velho
O repetidor activo até agora considerado envolveu sempre a existência de um esquema
de protecção 1+1, constituído assim por 4 unidades ODU e 2 unidades IDU (Figura 3.3). Se
abdicarmos no entanto da protecção definindo assim uma configuração 1+0, o nosso repetidor
activo vem assim definido por apenas 2 unidades ODU, e 1 unidade IDU, e consequentemente
com um consumo substancialmente inferior dado na Tabela 7.6.
Tabela 7.6 – Consumo Energético do Repetidor Activo sem Protecção (1+0)
Utilização Anual
Energia Anual
Dispositivos
nº
Potência Total [W]
ODU
2
60x2=120
8760
1,05
IDU
1
32W±10%=> 35,2
8760
0,31
TOTAL
3
155,2
8760
1,36
da Pot.
ha [h ]
E aCons [MWh ]
Após se ter recorrido ao ficheiro Dimensionamento_Energético.xls em anexo (secção
9.2.1) para nova simulação nas condições já anteriormente referidas, mas utilizando agora uma
nova potência de carga, a estrutura e distribuição de custos do repetidor activo sem protecção
vem assim dado na Tabela 7.7.
86
Tabela 7.7 – Estrutura e Distribuição de Custos do Repetidor Activo sem Protecção
Solução Híbrida em São Pedro Velho (20 anos de Vida Útil)
Ca=316€/MWh / Ea=3,11MWh
=> 2 Turbinas
Air Industrial
PV 185-M
=> 5 Painéis
22
=> 4 Baterias
S12/85A
Componentes
Custos
Distribuição
Fotovoltaica (Ea=44,2%):
4.400€
35,9%
- Custo dos Painéis
4.000€
32,6%
- Conversor DC/DC
400€
3,3%
Eólica (Ea=55,8%):
1.900€
15,5%
- Custo das Turbinas
1.400€
11,4%
- Conversor AC/DC:
500€
4,1%
Custo das Baterias Act:
4.030€
32,9%
Custos O&M (20 anos):
1.931€
15,7%
TOTAL (-VAL)
12.261€
100%
Mais uma vez, embora o peso da factura fotovoltaica (35,9%) esteja bem acima da eólica
(15,5%) e portanto encarecendo mais o projecto, do ponto de vista técnico esta solução é
preferível uma vez que apresenta um equilíbrio entre as energias fotovoltaica (44,2%) e eólica
(55,8%) a produzir, reduzindo assim a incerteza da não existência em simultâneo dos referidos
recursos naturais.
Dado o reduzido consumo deste repetidor activo sem protecção, a capacidade exigida por
cada bateria foi assim fortemente reduzida dos anteriores 185Ah para os 85Ah, mantendo-se
no entanto a autonomia nos 3 dias. Esta redução no consumo implicou também a escolha de
uma nova turbina (Air Industrial) com uma potência nominal inferior (400W), o que permitiu
assim encontrar uma verdadeira solução híbrida (equilíbrio de energias).
Por fim, e com base no custo unitário médio actualizado (Ca), verificamos que a solução
híbrida encontrada para alimentar um repetidor activo em configuração 1+1 (Tabela 7.2) tem
um custo inferior de 250€/MWh, face aos actuais 316€/MWh em configuração 1+0. No entanto,
o investimento deste último é inferior (-VAL=12.261€) e só fará sentido optarmos pela solução
1+1 se for previsível que a configuração 1+0 aqui assumida venha a evoluir mais cedo ou mais
tarde para uma configuração 1+1.
22
O custo unitário de cada bateria S12/85A é de aproximadamente 350€
87
7.3
Sistema Baseado na Solução Clássica
Nas secções anteriores finalizou-se a análise relativa às 3 primeiras alternativas de
produção de energia à estação remota de telecomunicações, como descrito na Tabela 3.5.
Pretende-se agora analisar as restantes alternativas e optar-se pela melhor solução técnica e
económica, seja com base em energias renováveis, ou produção clássica.
Segue-se assim a avaliação da solução ligação à rede pública eléctrica, da possível
utilização de um gerador diesel, e novamente a utilização da linha eléctrica mas agora com
objectivo de se reduzir o banco de baterias.
7.3.1
Avaliação da Solução Ligação à Rede Pública Eléctrica
Facilmente se percebe que o investimento em energias renováveis analisado nas secções
anteriores para alimentar a nossa estação remota está fortemente dependente da distância
onde se encontra o ramal de acesso mais próximo em baixa tensão. Segue-se assim uma
análise económica comparativa entre os custos de se instalar uma linha de baixa tensão até a
estação remota, incluindo a factura a pagar à rede pública eléctrica durante o tempo de vida útil
do empreendimento, e os custos obtidos na Tabela 7.2 da solução híbrida em São Pedro
Velho.
Da secção 2.4, onde se fez uma abordagem superficial do transporte e distribuição da
energia, estimou-se que o custo médio de um cabo torçada de baixa tensão ronda os 12€ por
metro em instalações de dificuldade média. Uma vez que são esperadas complicações na
passagem da linha à estação remota, porque esta se encontra numa localização de difícil
acesso, iremos assumir um custo médio de 15€ por metro.
Quanto ao custo mensal da energia eléctrica a pagar à rede pública ao longo do tempo de
vida útil do empreendimento, vamos recorrer ao fornecedor EDP
23
que sugere para aplicações
de baixo consumo a utilização de tarifas em baixa tensão até 2,3 kVA [15], e dentro desta
gama, a potência a contratar que mais se adequa corresponde à tarifa simples de 1,15 kVA (da
Tabela 7.2: 6,24MWh/8760h=0,71kW). A Tabela 7.8 resume assim os encargos mensais de se
contratar a potência 1,15 kVA à EDP para o fornecimento energético à nossa estação remota.
Tabela 7.8 – Tarifa Simples 1,15 kVA de Potência Contratada – Tarifário 2009
Tarifa Simples 1,15 kVA de Potência Contratada – Tarifário 2009
Encargos de Potência Contratada [€/Mês]
Preço da Energia [€/kWh]
23
2,05
0,1151
Energias De Portugal
88
Donde facilmente se deduz a tarifa a pagar no final do primeiro ano, ainda não
considerando a taxa de actualização,
12
(
)
cons
Tano 1 = ∑ 2,05 + E mês
× 0,1151 ≅ 743 Euros
m
Equação 7.14
m =1
Em que
cons
E mês
corresponde à energia consumida pela nossa estação remota de
m
telecomunicações, em cada mês; aqui assumimos ser igual à energia produzida da
solução híbrida em São Pedro Velho (Ea=6,24MWh, Tabela 7.2).
Devemos agora calcular o valor total da tarifa para o tempo de vida útil do
24
empreendimento (20 anos) com base na taxa de actualização (5%), ou seja ,
Tano1
20
TTotal = ∑
j =1
TTotal = Tano1
(1 + a ) j
⇔
(1 + a ) 20 − 1
≅ 9 .262 Euros
a (1 + a ) 20
Equação 7.15
Notar que, a alternativa 4 da Tabela 3.5 aqui em análise envolve também um conjunto de
baterias a funcionar como protecção, isto é, em caso de falha da linha eléctrica deverá actuar o
banco de baterias, além de que são muito úteis na absorção de distúrbios eléctricos
protegendo assim a estação remota. Dada a elevada fiabilidade da rede pública eléctrica em
Portugal devemos reduzir a autonomia do sistema face ao sistema híbrido dimensionado, e
com isso diminuir o investimento. Admitamos assim, 6 horas de autonomia com a utilização de
baterias da mesma marca Sonnenschein [13] e o modelo S12/17 G5 com custo aproximado de
80€ cada.
Seguindo o mesmo raciocínio do sistema híbrido, devemos assim adicionar 827€ para
adquirir o banco de baterias (4 x S12/17 G5, substituídas de 5 em 5 anos), mais 250€ para
adquirirmos o conversor AC/DC a ligar entre a rede pública eléctrica de baixa tensão (AC) e a
estação remota (DC). Relativamente a este último, poder-se-ia utilizar o modelo PBDR480S48A de 480W comercializado pela powerbox [14].
Quanto aos encargos de operação e manutenção vamos desprezá-lo uma vez que esta
solução é constituída de reduzidas componentes (abdica dos painéis e das turbinas).
O investimento inicial actualizado vem assim dado por,
bat
I i = C total
+ C AC / DC = 1 .077 Euros
24
Equação 7.16
Com base nos conceitos dados nas Equação 7.4 e Equação 7.6 e admitindo preços constantes
89
Adicionando agora os custos do investimento inicial, da construção da linha eléctrica de
baixa tensão, e da tarifa total, e uma vez que procuramos perceber a partir de que distância o
investimento na solução híbrida em São Pedro Velho se torna rentável face à ligação à rede
pública eléctrica, a distância mínima vem assim dada por:
L min
Em que
Hibrida
C Total
− I i − TTotal
=
= 605 , 24 ≈ 600 m
15
Equação 7.17
Híbrida
CTotal
corresponde ao custo total da solução híbrida (-VAL) dado na
Tabela 7.2.
Concluímos assim que, para distâncias acima dos 600 metros aproximadamente entre a
estação remota de telecomunicações e a rede pública eléctrica, a aposta no investimento da
solução híbrida em São Pedro Velho dada na secção 7.2.1 torna-se mais rentável, e portanto
deve ser a opção a tomar. Mais, é pouco provável que as localizações destas estações
remotas tenham o ramal de acesso de baixa tensão acessível a menos de 600m, o que reforça
a decisão de se optar pela solução híbrida.
7.3.2
Avaliação da Utilização de um Gerador Diesel
Vejamos agora com mais detalhe a alternativa 5 da Tabela 3.5, ou seja, exactamente a
situação da secção anterior mas considerando adicionalmente um gerador diesel.
Como mencionado na secção 3.2.1, a utilização deste sistema deve fazer-se, apenas e só,
como sistema redundante onde o fornecimento eléctrico é incerto, e onde nem o banco de
baterias consegue dar resposta.
Após algumas pesquisas a fabricantes de motores diesel, também designados de
geradores a gasolina ou a diesel, verifica-se que o fornecedor GenPowerUsa [16] detém uma
extensa gama destes produtos. Tendo em consideração a ordem de potência requerida pela
nossa carga (aproximadamente 360W - Tabela 3.3), identificaram-se assim os seguintes
geradores que correspondem às menores potências disponibilizadas por este fornecedor:
Tabela 7.9 – Geradores a Gasolina e a Diesel do Fornecedor GenPowerUsa
Gama
KIPORGENERATOR
KGE2000Ti
KIPORGENERATOR
KGE3500Ti
SDMOGENERATOR
DX450
Potência
[kW]
Combustível
Autonomia
Preço
[h]
Aprox.
2
Gasolina
4
650€
3,5
Gasolina
5
850€
4
Diesel
90
10,9
1.100€
Embora os preços sejam convidativos para as potências apresentadas, estes sistemas
apresentam uma autonomia extremamente reduzida para a aplicação em questão onde se
exige uma produção constante de energia. Além de que, não é de todo exequível
transportarmos diariamente combustível para alimentar este gerador. A opção de se instalar um
enorme depósito de combustível também não é aceitável, seja pelo investimento, ou por razões
ambientais. Notar ainda que esta solução acarreta manutenção regular a zonas por vezes
muito tortuosas, como é o caso das estações remotas de telecomunicações.
Podemos concluir assim que a alternativa 5 não é solução em Portugal uma vez que a
anterior, constituída pela linha eléctrica e baterias, satisfaz com fiabilidade a alimentação da
nossa estação remota de telecomunicações. No entanto, em Países como Moçambique a
opção deveria ser a sua utilização, com um custo adicional (relativo à secção anterior) do
gerador a gasolina, ou a diesel, e pelo menos mais um controlador (electrónica de potência)
que faça actuar o gerador quando necessário.
7.3.3
Utilização da Linha Eléctrica com Redução do Banco de Baterias
Pretende-se agora perceber até que ponto a utilização da linha eléctrica, que se assume
estar junto à estação remota de São Pedro Velho, pode reduzir a capacidade do banco de
baterias e assim diminuir o investimento. Tema este referente à alternativa 6 da Tabela 3.5,
mas aplicável apenas ao sistema híbrido descrito na secção 7.2.1 uma vez que foi identificado
como a melhor solução dentro das 3 primeiras alternativas de produção.
Assumindo assim o sistema híbrido descrito na secção 7.2.1, a implementação da linha
eléctrica ao sistema exigirá ainda o conversor AC/DC de ligação entre a rede eléctrica e a
estação, e a tarifa a pagar à EDP durante o tempo de vida útil do empreendimento. Notar que,
e comparativamente à análise efectuada na secção 7.3.1, a tarifa a pagar aqui corresponde
essencialmente ao encargo da potência contratada uma vez que se espera que o sistema
híbrido seja energéticamente autónomo.
Passa-se assim a dispor de 2 sistemas de redundância (baterias e linha eléctrica), sendo
que, podemos reduzir a autonomia do sistema relativo às baterias para apenas 6 horas
(utilizando o mesmo modelo S12/17 G5 da secção 7.3.1), sem perca de fiabilidade. A actuação
de toda a autonomia corresponderá a uma situação em que não há qualquer energia a ser
produzida pelo sistema híbrido, e a linha eléctrica está em baixo, o que é muito pouco provável
acontecer.
Seguindo o mesmo procedimento da ligação à rede pública eléctrica (secção 7.3.1),
devemos assim adicionar 827€ para adquirir o banco de baterias (4 x S12/17 G5, substituídas
de 5 em 5 anos), mais 250€ para adquirirmos o conversor AC/DC, mais a factura a pagar à
EDP apenas relativa ao encargo de potência contratada. Mais uma vez, e por simplificação de
cálculo, desprezamos os encargos de operação e manutenção sobre estas componentes,
donde resulta:
91
bat
I ibat + lin = C total
+ C AC / DC = 1 .077 Euros
25
lin + bat
C total
= I ibat + lin + Tcontr = 1 .077 + 335 = 1 .412 Euros
Equação 7.18
Fazendo nova simulação no ficheiro Dimensionamento_Energético.xls em anexo (secção
9.2.1) para um armazenamento nulo, uma vez que está contemplado no cálculo anterior, o
sistema híbrido seleccionado (secção 7.2.1) apresenta assim um investimento actualizado (VAL) de 9.852€, que ao ser adicionado ao anterior resulta num total de 11.264€, francamente
inferior ao valor encontrado para o sistema híbrido sem ligação à rede eléctrica (19.418€).
Donde se conclui que, a utilização da linha eléctrica nesta solução reduz fortemente o
sistema de armazenamento que corresponde normalmente a maior fatia do investimento,
sendo portanto economicamente melhor solução desde que a linha eléctrica esteja junto à
estação remota de telecomunicações. Obviamente, e como se verificou na secção 7.3.1, se
tivermos que construir uma linha de baixa tensão a uma distância superior a 600m, a solução
técnica e economicamente mais rentável é a da utilização isolada do sistema híbrido descrito
na secção 7.2.1.
7.4
Utilização do Sistema Híbrido Dimensionado em Microgeração
Entende-se por microgeração um sistema isolado e independente que produza energia
para a rede pública eléctrica até um determinado nível de potência, baseado em energias
renováveis, e que disponha de um contrato de compra de electricidade em baixa tensão [5].
Embora o sistema híbrido dimensionado (secção 7.2.1) tenha tido como base a
alimentação de uma estação remota de telecomunicações, e portanto, fora do âmbito da
microgeração, é interessante perceber até que ponto seria rentável instalarmos a nossa
solução híbrida em nossas casas e aproveitar assim a legislação em vigor descrita na secção
2.6.
Comecemos por calcular a tarifa remuneratória que dentro da potência gerada pelo nosso
sistema híbrido (da Tabela 7.2: 6,24MWh/8760h=0,71kW) nos situa no regime bonificado (no
máximo 3,68kW para potências de ligação até 50% da potência contratada). Esta bonificação
aplicar-se-á durante 5 anos após início de produção, e durante um período adicional de 10
anos vamos assumir uma redução de 5% na TUR, admitindo que em todos os anos são
atingidos 10MW adicionais de potência de ligação a nível nacional. Após os 15 anos aplicar-seá o regime geral uma vez que projectamos o sistema para um tempo de vida útil de 20 anos.
Mais, a legislação obriga para acesso ao regime bonificado que sejam instalados colectores
2
solares térmicos para aquecimento de água (mínimo 2 m de área), que neste exercício vamos
admitir já existentes; até porque toda a nova construção de habitação a partir de 2009 obriga à
existência dos referidos colectores a bem da eficiência energética.
25
Mesmo resultado obtido na Equação 7.16
92
Recorrendo à Equação 2.1 e uma vez que estamos perante um sistema híbrido (solar,
eólico), resulta para a tarifa bonificada a aplicar nos 5 primeiros anos,
TV =
LMEPS × TUR × PS + 70% × LMEPE × TUR × PE
≅ 466Euros / MWh
LMEPS × PS + LMEPE × PE
Equação 7.19
Onde
PS = 185Wp x 6 Painéis = 1,11 kWp
PE = 0,9 kW x 2 Turbinas = 1,8 kW
LMEPS = 1,65 MWh
LMEPE = 4,59 MWh
TUR = 617,5€/MWh
Relativamente aos últimos 5 anos e recorrendo ao tarifário em vigor para instalações de
consumo em baixa tensão com potências até 20,7 kVA [15], devemos optar por uma potência
contratada de 3,45 kVA uma vez que corresponde à potência mínima dentro da melhor das 2
tarifas possíveis, ou seja, o custo da energia é assim de 121,1€/MWh. Conhecida a energia
anual produzida, 6,24MWh, facilmente se extraí a receita anual bruta que deve ser actualizada
a partir dos primeiro ano de produção com base na taxa de actualização (5%).
A implementação do sistema híbrido dimensionado (Tabela 7.2) implica ainda a inclusão
de um inversor DC/AC de forma a ligá-lo a rede pública eléctrica. Novamente, o fabricante SMA
detém vários modelos de inversores (Grid-Tied) que para os requisitos do nosso sistema
optaremos pelo Sunny Boy 700U [14] de versão europeia (220V a 60Hz) e com custo a rondar
os 800€. Relativamente ao banco de baterias, e uma vez que nesta solução qualquer valor de
energia produzida é enviada para a rede pública e facturada, devemos eliminar o
armazenamento e assim reduzir fortemente o investimento.
Do ponto de vista de investimento inicial o sistema híbrido em microgeração deve assim
incluir os custos das componentes fotovoltaicas (5.200€), das componentes eólicas (2.600€), e
do inversor DC/AC mencionado anteriormente (800€). Sobre este valor deve ainda incidir 1,5%
para gastos de operação e manutenção.
Recorrendo novamente ao ficheiro Dimensionamento_Energético.xls em anexo (secção
9.2.1) e fazendo uso das funções NPV e IRR do Microsoft Excel para o cálculo do valor actual
líquido (NPV) e da taxa interna de rentabilidade (IRR), conseguimos geral a Tabela 7.10:
93
Tabela 7.10 – VAL e TIR do Sistema Híbrido em Microgeração
MICROGERAÇÃO (Excel@ NPV & IRR)
Bat.
O&M
Cash Flow
VAL(NPV)
TIR
(IRR)
0€
-129,0 €
-5.820,52 €
-5.820,52 €
39%
2.908,48 €
-129,0 €
2.779,48 €
-3.173,39 €
3
2.908,48 €
-129,0 €
2.779,48 €
-652,32 €
465,84 €
4
2.908,48 €
-129,0 €
2.779,48 €
1.748,71 €
465,84 €
5
2.908,48 €
-129,0 €
2.779,48 €
4.035,39 €
442,55 €
6
2.763,06 €
-129,0 €
2.634,06 €
6.099,25 €
420,43 €
7
2.624,91 €
-129,0 €
2.495,91 €
7.961,73 €
399,40 €
8
2.493,66 €
-129,0 €
2.364,66 €
9.642,25 €
379,43 €
9
2.368,98 €
-129,0 €
2.239,98 €
11.158,36 €
360,46 €
10
2.250,53 €
-129,0 €
2.121,53 €
12.525,92 €
342,44 €
11
2.138,00 €
-129,0 €
2.009,00 €
13.759,27 €
325,32 €
12
2.031,10 €
-129,0 €
1.902,10 €
14.871,39 €
309,05 €
293,60 €
278,92 €
121,10 €
13
14
15
16
1.929,55 €
1.833,07 €
1.741,42 €
756,08 €
-129,0 €
-129,0 €
-129,0 €
-129,0 €
1.800,55 €
1.704,07 €
1.612,42 €
627,08 €
15.874,00 €
16.777,71 €
17.592,09 €
17.893,72 €
121,10 €
17
756,08 €
-129,0 €
627,08 €
18.181,00 €
121,10 €
18
756,08 €
-129,0 €
627,08 €
18.454,59 €
121,10 €
19
756,08 €
-129,0 €
627,08 €
18.715,16 €
121,10 €
20
756,08 €
-129,0 €
627,08 €
18.963,32 €
Receitas
Inv.
Inicial
TUR
Ano
465,84 €
1
2.908,48 € -8.600 €
465,84 €
2
465,84 €
0€
0€
0€
A Tabela 7.10 mostra-nos assim que o retorno do investimento se dá ao 4 ano de
operação do sistema, e que atingido o fim de vida útil do projecto lucramos com este
aproximadamente 18.950€. Este rápido retorno no investimento está fortemente ligado ao facto
de termos eliminado nesta solução o sistema de armazenamento, e de usufruirmos do regime
bonificado com uma tarifa de venda muito acima do regime geral (466€/MWh face a
121,1€/MWh). Com base no indicador TIR consegue-se também perceber que este projecto é
de elevada rentabilidade, uma vez que VAL=0 verifica-se para uma taxa de actualização de
39%, podemos portanto exigir mais rentabilidade do que aquela que se definiu (5%).
Poder-se-ia ainda pensar em aumentar as unidades fotovoltaicas de forma a aumentarmos
as receitas no regime bonificado, uma vez que a TUR para esta tecnologia está definida em
100%, contrariamente à eólica definida em 70%. No entanto, e como exemplificado
anteriormente, é uma tecnologia mais cara (maior despesa) e que gera muito menos energia
que a eólica, e portanto menores receitas.
De salientar que não se assumiram, neste exercício, despesas associadas ao facto de
estarmos ligados à rede pública eléctrica e consequentemente à existência de uma taxa de
contratação de potência. Isto porque, admitimos, um utilizador já com esse encargo por ser ele
próprio um consumidor, com a existência ou não de microprodução.
94
8.
Conclusões
Da análise da produção clássica de energia, e sistemas com energias renováveis,
identificaram-se as possíveis alternativas de produção de energia a alimentar uma estação
remota de telecomunicações. Dentro do estudo dos diversos sistemas de produção clássica
existentes ou conhecidos, identificou-se a linha eléctrica e o motor diesel (sistema redundante)
como os sistemas de transporte e produção mais indicados para a nossa aplicação. Por outro
lado, e dentro das inúmeras energias renováveis hoje conhecidas e exploradas, optou-se pelos
sistemas de produção fotovoltaicos e eólicos uma vez que são os mais indicados para este tipo
de aplicação. Adicionalmente, e de forma a garantir-se o fornecimento ininterrupto de energia à
estação, analisaram-se as possíveis soluções de armazenamento conhecidas, tendo-se assim
optado por baterias Chumbo Ácido, Estacionárias, na classe das VRLA.
Com base na caracterização do consumo da estação remota, baseada em dados reais,
uma vez que é conhecida a implementação física de 4 destas estações remotas (2 repetidores
activos, e 2 repetidores passivos) e suas localizações (Norte Oeste), foi possível traçar o perfil
de carga e confrontá-lo com os diversos sistemas produtores identificados. Dentro da produção
renovável concluiu-se que tecnicamente a melhor solução seria optarmos por um sistema
híbrido (fotovoltaico e eólico), uma vez que lidamos com fontes naturais de características
aleatórias, mas independentes entre si. De facto, verificámos que a produção de energia eólica
é em média superior durante o Inverno, enquanto que no Verão é a fotovoltaica que mais
produz, complementado-se portanto. Mais, da análise da produção eólica mensal verificámos
que esta é mais regular durante os vários meses do ano, ao contrário da fotovoltaica que é bem
mais irregular e com meses muito desfavoráveis do ponto de vista energético.
Da avaliação económica de investimentos, tendo como base um tempo de vida útil de 20
anos, verificou-se que a solução dentro das energias renováveis com menor custo médio
unitário actualizado (Ca) é aquela que utiliza apenas aerogeradores (turbinas), mas
tecnicamente e como foi referido, há todo o interesse em combinar estas duas fontes de
energia, eólica e fotovoltaica; donde, a solução híbrida final que satisfaz as necessidades
ConsSist
energéticas da nossa estação de telecomunicações ( E a
= 3,76MWh ), localizada em
São Pedro Velho (Mirandela), e com menor custo médio unitário actualizado (250€/MWh), é
composta por 2 turbinas Whisper 100, 6 painéis fotovoltaicos PV 185-M, e 4 baterias
SB12/185A que garantem uma autonomia do sistema em 3 dias, a serem substituídas de 5 em
5 anos. Esta combinação de componentes em arquitectura DC-Coupled, uma vez que a carga
é alimentada por uma corrente contínua (-48V), corresponde a uma energia fotovoltaica
produzida (1,65MWh) que é sensivelmente um quarto da energia eólica produzida (4,59MWh),
o que é um bom compromisso do ponto de vista do equilíbrio energético mensal.
Economicamente é também uma solução muito interessante, dado que os painéis fotovoltaicos
são ainda de custo elevado e produzem muito menos energia do que as turbinas eólicas.
95
O valor actual líquido (VAL) deste empreendimento rondou assim os -19.418€, uma vez que
não se consideraram receitas pois toda a energia produzida é consumida pelo nosso sistema.
Relativamente à distribuição de custos deste investimento, 27% são dedicados às
componentes fotovoltaicas, 16% às componentes eólicas, 16% para encargos de operação e
manutenção, e finalmente 41% para o banco de baterias que corresponde de longe à maior
fatia do orçamento. Dentro desta solução híbrida, ainda se avaliou economicamente a
substituição dos 2 repetidores passivos (espelhos), por 2 repetidores activos, que
surpreendentemente concluímos que seria mais rentável a utilização dos repetidores activos
alimentados com base no nosso sistema híbrido.
Tendo completado a análise em energia renováveis, avaliou-se a produção clássica na
mesma localização (São Pedro Velho) com base na solução de ligação à rede pública eléctrica.
Concluiu-se que, a construção de uma linha eléctrica em baixa tensão acima dos 600 metros
aproximadamente, torna a solução híbrida mais rentável do que a ligação da estação à rede
eléctrica pública (EDP). Avaliou-se também a utilização da linha eléctrica combinada com o
sistema híbrido, com objectivo de se reduzir a capacidade do banco de baterias já que este
representa a maior fatia do investimento. Os resultados mostram que efectivamente é melhor
solução desde que a linha eléctrica esteja junto à estação, caso contrário caímos na situação
anterior (rentável apenas acima dos 600m). Quanto à solução Gerador Diesel (ou gasolina),
não é de todo aplicável em Portugal dada a fiabilidade da rede eléctrica nacional, uma vez que
apenas serve como sistema de backup dada a sua reduzida autonomia (várias horas) e
necessidade de manutenção regular. Países como Moçambique, onde o fornecimento eléctrico
público é extremamente irregular, a utilização deste sistema redundante assume um papel
importante.
Finalizamos, tentando perceber até que ponto seria rentável instalarmos a nossa solução
híbrida em nossas casas e aproveitar a legislação em vigor relativa à microgeração. Abdicamos
assim do sistema de armazenamento pois toda e qualquer energia produzida é escoada para a
rede eléctrica pública, no entanto devemos incluir um conversor DC/AC pois passamos de um
sistema off-grid, para um on-grid (ligado a rede pública). Uma vez que a legislação bonifica
fortemente as energia renováveis, em particular a fotovoltaica e eólica de forma a incentivar a
aposta nestas energias alternativas, concluímos que ao 4 ano de operação atingimos o retorno
do investimento (VAL=1.749€), e que ao fim do tempo de vida útil do projecto (20 anos)
atingimos uma elevada taxa interna de rentabilidade (TIR=39%).
Para além da viabilidade económica dos projectos relacionados com energias alternativas,
é importante reter que estes apresentam vantagens ambientais importantes com a redução de
emissões
CO2 , contribuindo assim para um desenvolvimento mais sustentável da sociedade
actual e futura.
96
8.1
Perspectivas de Trabalho Futuro
O estudo apresentado baseou-se num complexo cálculo concentrado numa folha de Excel
com múltiplos parâmetros de entrada, desde características de fabricantes, a potenciais
fotovoltaicos e eólicos, tornando assim a aplicação (Excel) difícil de gerir.
Sugere-se assim o desenvolvimento de um programa em Web Based (JAVA) que permita
inserir múltiplos equipamentos de fabricantes relacionados com as características fotovoltaicos,
eólicas, baterias, etc., possivelmente utilizando ficheiros em XML. Adicionalmente, deverá ser
possível inserir o potencial eólico e fotovoltaico da localização desejada, ou ainda melhor,
permitir que o programa extraia esses dados de uma forma automática de um qualquer servidor
público. O utilizador deverá assim, de uma forma simples, efectuar múltiplas simulações
verificando quais os resultados e diferenças entre elas, onde o próprio programa poderá sugerir
qual a melhor alternativa para uma determinada aplicação, apoiando assim o utilizador na
decisão quando à melhor solução.
Sugere-se então este trabalho, não só na vertente off-grid (sistema isolado) como em ongrid, aproveitando a legislação de Microgeração em vigor e avaliando assim a rentabilidade do
investimento. Dada a elevada bonificação da Microgeração é esperado uma elevada procura
destes sistemas (híbridos), e consequentemente a necessidade de termos uma boa ferramenta
de planeamento.
97
9.
Referências e Anexos
9.1
Referências Bibliográficas
[1] Castro, Rui M. G., “Introdução à Energia Fotovoltaica”, Energias Renováveis e Produção
Descentralizada, IST, Edição 3, Maio 2009
https://fenix.ist.utl.pt/disciplinas/erpd/2008-2009/2-semestre/bibliografia-on-line
[2] Castro, Rui M. G., “Introdução à Energia Eólica”, Energias Renováveis e Produção
Descentralizada, IST, Edição 4, Março 2009
[3] Castro, Rui M. G., “Energia Eólica - Anexo”, Energias Renováveis e Produção
Descentralizada, IST, Março 2009
[4] Castro, Rui M. G., “Breve Caracterização do Sistema Eléctrico Nacional”, Energias
Renováveis e Produção Descentralizada, IST, Edição 0, Fevereiro 2009
[5] Castro, Rui M. G., “Introdução à Avaliação Económica de Investimentos”, Energias
Renováveis e Produção Descentralizada, IST, Edição 5, Fevereiro 2009
[6] Martins, Nuno Luís Paulino, “Sistema Integrado de Produção e Armazenamento de
Energia a partir de Fontes Renováveis - Autonomização de uma Povoação de 150
Habitantes”, IST, Dezembro 2007
https://dspace.ist.utl.pt/bitstream/2295/166873/1/dissertacao.pdf
[7] A Energia Eléctrica, http://energiaelectrica.no.sapo.pt/index.htm
[8] Portal da Energias Renováveis, http://www.energiasrenovaveis.com
[9] SRA4 Microwave Radio – Synchronous radio for split applications (Brochuras)
http://www.siemens.com.br/templates/get_download2.aspx?id=3200&type=FILES ;
http://www.micdata.fr/uploads/pdf/catalogue-nokia/fh/sdh/SRA_4_Datasheet.pdf
Ficheiros: SRA4_Brochure.pdf ; SRA_4_Datasheet.pdf; MicroWave_Network.ppt
[10] LoboSolar, http://www.lobosolar.com/
http://www.lobosolar.com/images/stories/produtos/DB_MO_SW_80_mono_R5E_2007_05_en1.
pdf ; http://www.lobosolar.com/images/stories/produtos/renewis_pv155etc_mono_english.pdf
Ficheiros: DB_MO_SW_80_mono_R5E_2007_05_en1.pdf;
renewis_pv155etc_mono_portugues.pdf
[11] EOLOS - Base de Dados do Potencial Energético do Vento em Portugal
http://www.ineti.pt/viewDoc.aspx?src=C7B3D76B5EFCE7DA832880EEAD374110
Ficheiros: eolos_v2000.zip ; eolos_v2000.txt
[12] Southwest Windpower, http://www.windenergy.com/
http://www.windenergy.com/products/air_industrial.htm
http://www.windenergy.com/products/whisper_100.htm
http://www.windenergy.com/products/whisper_200.htm
http://www.windenergy.com/products/whisper_500.htm
Ficheiros: AirX_Industrial_Brochure_5-06.pdf ; 0054 REV E - AIR Industrial Manual - Unreg.pdf
; 3-CMLT-1347-01_whisper_brochure.pdf; 0211_REV_C_w100_Manual_w_Controller.pdf ; 3CMLT-1346-01_Whisper_spec.pdf ; 0023_REV_C_w500_maual.pdf ; 3-CMLT-134601_Whisper_spec.pdf
98
[13] EXIDE – Sonnenschein , http://industrialenergy.exide.com/index_r.asp?lng=en&area=np
http://industrialenergy.exide.com/products/range_select.asp?range=SOLAR&sub_id=21&lng=en
&cl=np_brands
Ficheiro: tech_sonnenschein_solar_overview_en.pdf
[14] DC- Coupled: SMA, Ingecon, Powerbox, DRA
http://www.sma-australia.com.au/en_AU/products/overview.html
http://www.pyrosolar.com/Ingecon_Hybrid_B.pdf
Ficheiros: Ingecon_Hybrid_B.pdf ; SI4248U_Flyer_020105.pdf ;
AC_DC_Converters_PBDR_powerbox.pdf ; SUNNYBOY700-DUS085211.pdf ; SB700U-11SE3207.pdf
[15] EDP, Tarifários 2009,
http://www.edp.pt/EDPI/Internet/PT/Group/Clients/Regulated_market/Tariffs/BTN_tariffs/BTN_ta
riffs_upto_2.3.htm
Ficheiro: AF_edp_tarifarios2009_AZUL_6_16 jan[1].pdf
[16] GenPowerUsa; http://www.genpowerusa.com/
Ficheiros: 2KWKIPORGENERATOR_KGE2000Ti_Gasolina_4Horas_650Euros.pdf ;
3.5KWKIPORGENERATOR_KGE3500Ti_Gasolina_5Horas_850Euros.pdf ;
4KWSDMOGENERATOR_DX4500_Diesel_10.9Horas_1100Euros.pdf
[17] RetScreen Internacional – Empowering Cleaner Energy Decisions
http://www.retscreen.net/ang/home.php
Ficheiro: RETScreen4.exe
9.2
9.2.1
Anexos
Previsão da Produção Fotovoltaica, Eólica, Híbrida, e Avaliação
Económica
Dimensionamento_En
ergético.xls
99