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  1. 1. renováveismagazine50 dossier energia eólica estado da arte na avaliação de recursos eólicos Outro aspecto paralelo à avaliação do re- curso eólico que tem vindo a assumir uma importância crescente é a avaliação das condições de complexidade no vento (es- sencialmente turbulência, perfis verticais de velocidade acentuados, declinação do vento acentuada e ocorrências extremas de inten- sidade do vento). Estas condições podem pôr em causa o desempenho e integridade dos aerogeradores, exigindo abordagens es- pecíficas para a sua quantificação. Os últimos anos têm assistido a um forte desenvolvimento na tecnologia adoptada, quer no que se refere às técnicas de me- dição, quer no respeitante aos modelos de simulação do vento. Estes desenvolvimentos têm, por um lado, trazido um aumento do ri- gor e do número de soluções disponíveis ao promotor mas, por outro lado, aumentado significativamente a complexidade e especi- ficidade da avaliação do recurso eólico. Campanhas de medição das características do vento São três os factores principais a ter em con- ta no planeamento de uma campanha de medição das características do vento, com o objectivo de maximizar o rigor dos resul- tados e minimizar a incerteza: as especifica- ções do equipamento; e as especificações da sua montagem e a duração da campanha. A qualidade dos dados de vento obtidos é um parâmetro essencial em qualquer cam- panha de medição. São diversas as variáveis relevantes. A medição dos valores de pres- são, temperatura e humidade relativa pode ser importante devido à dependência da massa volúmica do ar relativamente a estas grandezas. As componentes não horizontais da velocidade e a quantificação da turbulên- cia serão imprescindíveis no cálculo da resis- tência dos aerogeradores e na consideração dos problemas de fadiga. Contudo, a carac- terização do regime de ventos, tendo em vista a avaliação do recurso, é habitualmente descrita pela velocidade e direcção do vento horizontal e da sua variabilidade em distintas escalas temporais. Sendo a velocidade do vento a grandeza mais relevante para a avaliação do potencial eólico é, naturalmente, aos sensores de ve- locidade que deve ser dada a maior atenção. Desde os mais vulgares anemómetros de co- pos até aos sensores que utilizam a pertur- bação do som (SODAR) ou da luz (LIDAR) por si emitidos para a determinação da ve- locidade do vento, existem hoje no merca- do diversos modelos destes sensores com características diferentes e abrangendo uma gama variada de preços. Para a avaliação do potencial eólico, as ca- racterísticas mínimas a considerar deverão ser as apresentadas na Tabela 1. No que É sem qualquer surpresa que podemos afirmar que a avaliação correcta dos recursos eólicos é uma tarefa crucial, se não a mais crucial, no desenvolvimento de um parque eólico. O percurso “clássico” de avaliação do recurso eólico num local de um possível parque eólico passa pela condução de medições locais das características do vento, posterior “extrapolação” dos resultados observados para toda a área do parque e altura de instalação do rotor dos aerogeradores, através de simulação numérica computacional do comportamento do vento, e estimativa de incerteza nos resultados. Contudo, tendências recentes ao nível da modelação numérica do vento começam a questionar este padrão. Paulo Pinto, Miguel Ferreira e Ricardo Guedes MegaJoule megajoule@megajoule.pt
  2. 2. renováveismagazine 51 dossier energia eólica se refere à velocidade do vento, para ca- sos mais específicos, como, por exemplo, medição de curva de potência ou avaliação de componentes não horizontais da veloci- dade do vento, será aconselhável recorrer a modelos mais sofisticados. Embora não tão crítica, a medição da direcção do vento e da temperatura ambiente deve também ser efectuada de forma rigorosa. Um outro factor essencial é a atempada de- tecção de avarias ou problemas de funciona- mento. Para isso, é fundamental monitorizar os dados obtidos com bastante regularidade sendo que a melhor maneira de o fazer é adoptar um sistema remoto de transmissão de dados, permitindo o acompanhamento regular sem implicar a deslocação ao local. Refira-se, no entanto, que, mesmo nestes casos, são aconselháveis visitas regulares às estações de medição, já que alguns proble- mas só podem ser detectados localmente. Para além da qualidade dos instrumentos, a forma como são instalados é também de- cisiva uma vez que uma montagem pouco cuidada pode introduzir erros significativos devido a, por exemplo, inadequação da altu- ra de medição, interferências entre sensores ou entre a torre e os sensores. A escolha da altura máxima de medição e por consequência da torre de suporte dos instrumentos deve ter em consideração as alturas dos aerogeradores mais utilizados, assim como a orografia e a rugosidade do terreno. Idealmente, a altura de medição deveria ser a do aerogerador, o que nem sempre é conhecido na altura do arranque das medições. De qualquer forma, nos casos mais críticos, por exemplo, em sítios de ru- gosidade elevada, deve-se ter um particular cuidado com este factor. Em sítios menos complexos poder-se-á ser um pouco menos exigente não devendo, no entanto, aceitar- se medições a menos de 2/3 de altura do eixo do rotor do aerogerador. A adopção de, pelo menos, dois níveis de me- dição da velocidade do vento e sua direcção permite, não só identificar e estudar o perfil vertical de velocidades, como servir de regis- to auxiliar de medição, em caso de avaria de sensores. A análise do perfil vertical de velo- cidades do vento é cada vez mais importante, com o aumento da altura de instalação do rotor dos aerogeradores, e permite validar os dados de vento para implementação nos mo- delos de cálculo, bem como avaliar a aplicabi- lidade dos resultados dos próprios modelos. A montagem e instalação dos equipamentos na torre de suporte podem originar incerte- zas nos resultados semelhantes às causadas por desvios na calibração. A distorção do escoamento provocado pela torre, hastes e outros acessórios pode ser significativa caso não se adoptem determinadas práticas, existindo algumas recomendações interna- cionais a este respeito (National Renewable Energy Laboratory - NREL), “Wind Resour- ce Assessment Handbook”, 1997; Network of European Measuring Institutes (MEAS- NET), “Power Performance Measurement Procedure, Version 3”, 2000; International Electrotechnical Committee (IEC), “Wind Turbine Performance Testing”) Aspecto particularmente importante é o dos diversos distanciamentos mínimos reco- mendados entre os sensores e as suas hastes de suporte e o próprio mastro de medição. Uma vez respeitados, podem permitir situar a incerteza global da velocidade do vento obtida na campanha de medição em valores inferiores a 2%. Na instalação do anemómetro de topo deve procurar-se que permaneça isolado, não sendo instalados quaisquer outros equipa- mentos a menos de cerca de 1,5 m, com ex- cepção pára-raios e do eventual sistema de balizagem nocturna. Os sensores montados nas hastes de fixação lateral devem estar posicionados vertical- mente a uma distância mínima de 15 vezes o diâmetro da haste relativamente à horizon- tal, o que normalmente resulta num afasta- mento de 20 a 30 centímetros. Os sensores deverão estar posicionados aci- ma das guias ou espias de fixação da torre, de forma a minimizar os efeitos destas no vento incidente a montante dos sensores. A cablagem de ligação dos sensores deve ser solidamente amarrada às hastes de fixação e à torre, não deixando elementos soltos e utilizando apenas as extensões minimamen- te necessárias. A condução dos cabos pela torre de suporte deve ser feita pelo interior desta. Em relação à duração do período de recolha de observações podemos começar recor- dando que se consideram habitualmente ne- cessários 30 anos para caracterizar o clima de determinado local. Obviamente, não é possível esperar períodos que se aproximem minimamente do referido, uma vez que a duração normal do desenvolvimento de um projecto eólico está entre os 3 e os 5 anos. Assim, as campanhas de medição local estão limitadas, usualmente, a períodos curtos (em torno de 1 a 3 anos) e muitas vezes atípicos (onde as intensidades do vento podem ser superiores ou inferiores à média de Longo Termo). Genericamente, é habitual assumir-se que o desvio padrão da intensidade média do ven- to de um ano, face à média de Longo Termo (30 anos), é 6 %. Contudo, num qualquer Tabela 1 Características ideais de sensores de medida.
  3. 3. renováveismagazine52 dossier energia eólica ano as intensidades podem apresentar des- vios à média de Longo Termo bem superio- res (até 10 %). Quanto mais longo for o período de medi- ções locais, menor a probabilidade de des- vios acentuados. Com um período de 3 anos de observações não se espera que as inten- sidades médias do vento se desviem mais do que 4% da média de Longo Termo. Para corrigir as observações destes desvios, é necessário recorrer a metodologias de cor- relação e extrapolação de dados de vento, utilizando estações de referência, estações meteorológicas, ou mesmo, séries de dados de longo termo virtuais, produzidas através de modelos meteorológicos de Mesoescala. Modelação Numérica do Vento À excepção de terrenos planos e com co- bertura do solo muito uniforme (algo co- mum para projectos no Norte da Europa ou projectos off-shore, mas difícil de encontrar, p. ex. em Portugal), a variabilidade do recur- so eólico é sempre muito acentuada. Em locais montanhosos, onde se encontram a maior parte dos parques em Portugal, é comum encontrar parques onde a diferença de produção entre turbinas pode ascender até 20%. Esta ordem de valores determina São famosos os modelos MM5 e a sua evolu- ção WRF, desenvolvidos pela UCAR – Uni- versity Cooperation for Atmospheric Re- asearch, dos EUA, embora existem muitas outras soluções. Os modelos de Mesoescala são inicializados a partir de dados meteorológicos globais a uma escala sinóptica (escala horizontal supe- rior a centenas de km e escalas temporais superiores a horas). Estes dados podem ser oriundos de diversas entidades, sendo mais comuns as fontes de dados públicas (como o NCEP/NCAR ou o FNL ou GFS). Os dados sinópticos possuem habitualmente séries de grande extensão (entre 10 e 50 anos de da- dos) para a totalidade do globo. Podem também ser assimiladas novas ob- servações locais (referentes ao projecto em causa, p. ex.) quer por correcções estatísticas aos resultados finais (MOS) quer por assimi- lação efectiva no processo de modelação. A vantagem do uso de modelos de Meso- escala reside no facto de se poder aceder a séries extensas de dados para, virtualmente, qualquer local no globo. Podem assim fazer- se apreciações de locais ainda sem recurso a dados observados ou estender a represen- tatividade de observações locais de curta extensão (através de correlações entre sé- Estado da Arte na Avaliação de Recursos Eólicos Figura 1 Finalização dos trabalhos de instalação de um mastro de medição das características do vento. Figura 2 Inspecção de rotina de um mastro de medição. que o recurso a observações pontuais ob- tidas por campanhas de medição, ainda que definidas e conduzidas com base nos stan- dards internacionais, não seja suficiente para descrever as condições de vento a que um parque estará sujeito. Tendo em conta o estado da arte na modela- ção numérica de recursos eólicos, podemos referir que hoje em dia existem 3 grandes grupos de modelos – modelos de Mesoesca- la, modelos CFD e modelos Lineares. Todos estes tipos de modelos encontram hoje em dia aplicações válidas mas utilidades distintas. Modelos Meteorológicos de Mesoescala Os modelos de Mesoescala são modelos meteorológicos a escalas horizontais que podem variar entre 1 a algumas centenas de km. Trata-se de modelos muito completos que procuram resolver, ou modelar, diversos aspectos da física da atmosfera, entre eles o vento. Necessitam de grande capacidade computacional e um avançado grau de co- nhecimento e especialização do utilizador. Estes modelos surgiram no âmbito de gru- pos de investigação aplicada e continuam a ser por eles desenvolvidos.
  4. 4. renováveismagazine 53 dossier energia eólica Figura 3 Campo de velocidades do vento modelada por Mesoescala sobre New South Wales (Austrália). ries de dados). As desvantagens dos modelos de Mesoesca- la residem na sua resolução (até 1 km), ainda longe das escalas necessárias para o micro- siting de parques eólicos, e precisão, clara- mente inferior à de modelos de microescala. Os modelos de Mesoescala são ideais para mapeamentos do recurso eólico em áre- as extensas (como regiões ou países), para uma apreciação preliminar de locais antes da condução de medições, ou ainda para a extensão da representatividade de dados observados localmente. Modelos de Microescala – WAsP vs CFD Os modelos de Microescala, por sua vez, es- timam o comportamento do vento a uma escala local (metro a algumas centenas de metros). Limitam-se, tipicamente, aos fenó- menos relacionados com a dinâmica do ven- to, podendo ainda assim incorporar a reso- lução de alguns efeitos térmicos de interesse para a movimentação dos fluxos. Os modelos de Microescala podem dividir- se em modelos Lineares e Não Lineares. Estas categorias distinguem a abordagem quanto à resolução das equações fundamen- tais da dinâmica de fluidos. Modelos Lineares – WAsP Na categoria dos modelos Lineares de si- mulação de vento, é inevitável a associação àquele que tem sido o estado da arte na avaliação do recurso eólico nos últimos 20 anos: o WAsP (Wind Atlas Analysis and Ap- plication Program). Desenvolvido no final dos anos 80 pelo RisØ no âmbito do 1º mapeamento do recurso eólico no espaço da Comunidade Europeia – o Atlas Europeu do Vento – o WAsP ainda é a ferramenta de referência do sector, sendo o único modelo de simulação de vento inter- nacionalmente aceite e reconhecido. O WAsP não procura resolver as equações fundamentais, procurando apenas modelar, de forma muito simplificada, o efeito no vento do relevo, cobertura do solo e obs- táculos. Figura 4 Atlas Europeu do Vento [RISOE, 1989]
  5. 5. renováveismagazine54 dossier energia eólica Não consegue estimar zonas de descola- mento ou recirculação, admitindo que o vento segue um comportamento linear em todas as circunstâncias. Não simulam tam- bém efeitos térmicos ou de estratificação. Estima o comportamento médio, não de- pendente do tempo (estacionário), da com- ponente horizontal do vento. O WAsP foi concebido para locais de com- plexidade do relevo reduzida ou modera- da (ou seja, planícies ou elevações suaves), onde os efeitos “não lineares” do compor- tamento do vento serão menos frequentes. Estes efeitos “não lineares” correspondem a fenómenos complexos no vento (sejam, descolamento, recirculações, vórtices). Este fenómenos são indutores de turbulência excessiva, perfis verticais de velocidade ou declinação do vento acentuadas, todas estas condições perigosas para a operação dos ae- rogeradores actuais. Outro modelo Linear de Microescala reco- nhecido no sector é o MS-Micro. Tipicamente, os modelos Lineares são ini- cializados a partir de dados observados localmente. Mais recentemente, têm sido aplicadas metodologias para “acoplar” os resultados de modelos de Mesoescala ao WAsP, permitindo estimativas sem recurso Estado da Arte na Avaliação de Recursos Eólicos a observações locais. As vantagens dos modelos Lineares de Mi- croescala são a facilidade de utilização, no que concerne à reduzida capacidade com- putacional exigida, quer no que respeita ao grau de experiência e habilitações do ana- lista. Se falarmos do WAsP, é também, e de forma muito evidente, o modelo mais aceite e conhecido na indústria. Como principais desvantagens, os mode- los Lineares têm sérias limitações quanto à sua aplicabilidade, nomeadamente em locais onde a orografia ou cobertura do solo é complexa ou onde os fenómenos térmicos podem dominar. Os modelos Lineares de Microescala são ideais para mapeamentos do recurso eólico ao nível do parque eólico (escalas de alguns quilómetros), micrositing e estimativas de produção anual de energia eléctrica em lo- cais de complexidade nula a moderada. Modelos Não Lineares – CFDs Os modelos Não-Lineares de Microescala são normalmente designados por modelos CFDs, ou de Computacional Fluid Dynamics. Ao contrário dos modelos Lineares, os CFD procuram resolver as equações fundamen- tais da dinâmica dos fluidos através de mé- todos iterativos alimentados por condições fronteira, ao longo de uma discretização do domínio em volumes tridimensionais. Os modelos CFD estimam o comporta- mento do campo 3D do vento. Estimam fenómenos não lineares, bem como efeitos térmicos, dando informações sobre caracte- rísticas do vento como a turbulência, perfil vertical de velocidades e declinação do ven- to, para além da velocidade média e direcção do vento. Os modelos CFD actuais possuem normal- mente modelos para condições mais adver- sas de ocupação do solo, como a florestação. Em função do tipo de estratégia de simu- lação, recorrem a mais ou menos simpli- ficações. Os modelos CFD mais comuns actualmente baseiam-se na metodologia de simulação RaNS, Reynolds averaged Navier Stokes. Neste tipo de modelos toda a turbu- lência no vento é modelada. As vantagens dos modelos CFD são a maior precisão que possibilitam, em comparação com os modelos Lineares, e a possibilidade de cálculo de condições complexas do vento. A principal desvantagem dos modelos CFD diz respeito à maior necessidade computa- cional e conhecimentos do utilizador. Con- tudo, o grande crescimento da capacidade Figura 6 Campo de velocidades e Intensidade Turbulenta sobre uma zona florestada modelado por CFD (WINDIE™). Figura 5 Exemplo de resultado de uma simulação CFD sobre um terreno montanhoso (WINDIE™).
  6. 6. renováveismagazine 55 dossier energia eólica computacional dos computadores pessoais têm reduzido a distância de aplicação face aos modelos Lineares. Os modelos CFD são ideais para mapea- mentos do recurso eólico ao nível do par- que eólico (escalas de alguns km), micrositing e estimativas de produção anual de energia eléctrica em locais de grande complexidade da orografia ou cobertura do solo. São ide- ais para a avaliação das condições de vento complexo que podem apresentar riscos para a operação dos aerogeradores. Perspectivas futuras na modelação numérica do vento Nos últimos anos não se têm assistido a nenhum desenvolvimento de relevo nos modelos Lineares, considerando-se pratica- mente estagnado o seu princípio de cálculo. Já os modelos de Mesoescala e, em especial, os modelos CFD, têm assistido inúmeros de- senvolvimentos. No caso dos modelos CFD existem já várias soluções comerciais especificamente desen- volvidas para energia eólica e o seu desenvol- vimento e melhoramento tem sido constante. Portugal não têm ficado de parte destes de- senvolvimentos, possuindo hoje em dia dois códigos CFD, o VENTOS™ e o WINDIE™. Embora exista ainda alguma controvérsia so- bre a melhoria na precisão dos resultados dos modelos CFD em relação aos modelos Lineares, parece clara a tendência desses modelos virem a serem os predilectos para a estimação das condições do vento na área de parques num futuro próximo. Mais recentemente, os resultados prove- nientes de modelos de Mesoescala têm sido “acoplados” com modelos de Microescala como o WAsP (KAMM/WAsP) ou mesmo com modelos CFD (WINDIE™). Incerteza em Estimativas de Produção A avaliação da viabilidade económica de um investimento num projecto de um parque eólico é extremamente condicionada pela correcta percepção dos níveis de produtivi- dade energética expectáveis durante o perí- odo de vida útil do projecto. Numa análise simplista, poder-se-á admitir que esta con- clusão pouca mais é do que um pressuposto óbvio. De facto, a energia eléctrica produzi- da é o “produto” a vender pelo explorador do parque, pelo que a quantidade a vender, associada ao preço de venda, determinam o volume de receitas do projecto. Contudo, dadas as características deste tipo de pro- jectos, a importância deste factor vai muito para além das razões óbvias. De acordo com os contratos de compra e venda de energia eléctrica efectuados ao abrigo da legislação Portuguesa, e com os que habitualmente são possíveis de fazer na maior parte dos grandes mercados, toda a energia eléctrica produzida é obrigatoria- mente vendida e, geralmente, a um preço pré-determinado. Desta forma, a variável crítica é a quantidade de energia que se con- seguirá produzir ou, dito de outra forma, o potencial energético do local de implemen- tação do projecto. Tendo em conta os níveis de incerteza ha- bitualmente associados à caracterização do regime de vento e à avaliação do potencial eólico, é comum que os intervalos de pro- dutividade que resultam da aplicação da in- certeza à estimativa central levem a indica- dores de viabilidade do projecto que podem oscilar entre o bom projecto e o projecto economicamente inviável! Por esse motivo, deverá ser preocupação central do investidor assegurar que o pro- cesso de avaliação do potencial eólico seja efectuado de acordo com as melhores práti- cas e recorrendo às metodologias mais avan- çadas, com vista a reduzir os níveis de incer- teza aos valores mínimos possíveis da acordo com os meios e tecnologias disponíveis. A decisão de investimento deverá basear-se em estudos detalhados de caracterização do regime de ventos no longo termo, de defini- ção do mais adequado posicionamento dos aerogeradores, de validação da adequabilida- de do aerogerador em face das características do local e do regime de ventos, da estimativa da produção anual de energia eléctrica e da incerteza associada a essa estimativa. Por outro lado, os projectos de investimen- to em energias renováveis, e os referentes a parques eólicos em particular, são, em muitos casos, financiados em regime de Project Fi- nance. Neste tipo de financiamento, a garantia prestada é o próprio projecto, não havendo recurso a outras garantias e, por isso, não pe- nalizando o balanço da empresa promotora,o que constitui uma vantagem importante, par- ticularmente por facilitar o desenvolvimento de uma maior quantidade de projectos em simultâneo, dado que cada projecto se consti- tui, por si mesmo, como única garantia. Contudo, logicamente, a aprovação de um financiamento num regime deste tipo obri- ga a um exaustivo processo de avaliação do projecto, por parte das instituições financia- doras, normalmente recorrendo a consulto- ria especializada, quer do ponto de vista jurí- dico, como do ponto de vista da engenharia. Tomada a decisão de investimento, segue-se normalmente uma outra fase em que a ade- quada avaliação do potencial eólico assume um papel muito relevante: o financiamento do projecto. Tipicamente, adoptar meto- dologias adequadas de avaliação do recurso facilita a obtenção de melhores condições de financiamento, tanto no que se refere ao nível de alavancagem como à taxa de juro, para além de outras condições. É comum procurar-se o financiamento em re- gime de project finance, regime normalmente considerado bastante atractivo neste tipo de negócios. Contudo, este regime de financia- mento obriga normalmente a um escrutínio detalhado por parte de auditores designados pelas instituições financiadoras. No que se re- fere ao tema recurso eólico, a análise de risco debruça-se sobre temas como a adequabili- dade do aerogerador e, fundamentalmente, a determinação da produção anual de energia eléctrica. Em particular, torna-se importante assegurar determinados níveis de cobertura do serviço da dívida em cenários negativos, para o que a incerteza associada às estimati- vas é essencial. Em resumo, é possível que dois projectos se apresentem a financiamento com uma estimativa de produção equivalente, mas que a um deles sejam atribuídas melhores condições de financiamento devido a uma avaliação do recurso mais bem elaborada ter levado a uma menor incerteza.

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