2.energia eólica

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2.energia eólica

2. ENERGIA EÓLICA
1
2. ENERGIA EÓLICA
2
Índice
1.INTRODUÇÃO............................................................................................................................................................................8
2. ENERGIA EÓLICA..................................................................................................................................................................11
[2.1.INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS]...................................................................................12
[2.2.SISTEMAS DE APROVEITAMENTO DE ENERGIA]....................................................................................................15
[2.2.1.TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL].........................................................................................................15
[2.2.2. TURBINAS EÓLICAS DE EIXO VERTICAL]..............................................................................................................16
[2.2.3.OUTROS TIPOS DE SISTEMAS PARA APROVEITAMENTO DA ENERGIA EÓLICA].......................................18
[2.3.SISTEMAS DE CONVERSÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA]..............................................................................19
[2.3.1.CONVERSÃO DE ENERGIA]........................................................................................................................................19
[2.3.2.TRANSMISSÃO DE ENERGIA]...................................................................................................................................24
[2.4. SISTEMAS DE MONITORIZAÇÃO E CONTROLO]......................................................................................................27
[2.4.1. SISTEMAS DE MONITORIZAÇÃO]............................................................................................................................27
[2.4.2. SISTEMAS DE CONTROLO].......................................................................................................................................29
[2.5. SISTEMAS DE AMARRAÇÃO].......................................................................................................................................31
[2.5.1. MONOPILE]....................................................................................................................................................................32
[2.5.2. GBS (GRAVITY BASED STRUCTURE)].....................................................................................................................33
[2.5.3. SFS (SPACE FRAME STRUCTURES)]......................................................................................................................34
[2.5.4. ESTRUTURAS FLUTUANTES]...................................................................................................................................37
[2.6. EMBARCAÇÕES DE APOIO]..........................................................................................................................................40
3.ENERGIA DAS ONDAS.........................................................................................................................................................47
[3.1.INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS]...................................................................................48
[3.2. SISTEMAS DE APROVEITAMENTO DE ENERGIA]...................................................................................................53
[3.3. SISTEMAS DE CONVERSÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA].............................................................................56
[3.3.1. FASE DE CONVERSÃO PRIMÁRIA]..........................................................................................................................56
[3.3.2. FASE DE CONVERSÃO SECUNDÁRIA]...................................................................................................................57
[3.3.3. CONVERSÃO DIRETA].................................................................................................................................................59
[3.3.4. FASE DE CONVERSÃO TERCIÁRIA – TRANSMISSÃO DE ENERGIA]..............................................................60
3
[3.6.1. SISTEMAS OFFSHORE].............................................................................................................................................65
[3.6.2. SISTEMAS PERTO DA COSTA]..................................................................................................................................66
[3.6.3. SISTEMAS COSTEIROS]............................................................................................................................................66
4.ENERGIA DAS MARÉS E CORRENTES OCEÂNICAS.....................................................................................................69
[4.1. INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS]..................................................................................70
[4.2.1. APROVEITAMENTO DA ENERGIA POTENCIAL].....................................................................................................71
[4.2.2. APROVEITAMENTO DA ENERGIA CINÉTICA]........................................................................................................72
5.ENERGIA GRADIENTE DE SALINIDADE...........................................................................................................................83
6.ENERGIA GRADIENTE TÉRMICO........................................................................................................................................91
[6.2.1. SISTEMA OTEC DE CICLO FECHADO].....................................................................................................................93
[6.2.2. SISTEMA OTEC DE CICLO ABERTO].........................................................................................................................95
[6.2.3. SISTEMA OTEC DE CICLO HÍBRIDO].......................................................................................................................96
[6.2.4. OUTROS CICLOS PARA SISTEMAS OTEC]............................................................................................................96
4
7.ENERGIA SOLAR OFFSHORE..........................................................................................................................................101
[7.1. INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS]...............................................................................102
[7.2. SISTEMAS DE APROVEITAMENTO DE ENERGIA].................................................................................................102
[7.2.1. ILHAS SOLARES]......................................................................................................................................................102
[7.2.2. TECNOLOGIA LIQUID SOLAR ARRAY]..................................................................................................................104
[7.3. SISTEMAS DE CONVERSÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA]...........................................................................105
[7.4. SISTEMAS DE MONITORIZAÇÃO E CONTROLO]...................................................................................................108
[7.5. SISTEMAS DE AMARRAÇÃO]....................................................................................................................................109
[7.6. EMBARCAÇÕES DE APOIO]........................................................................................................................................109
8.MICROALGAS/MACROALGAS PARA PRODUÇÃO DE BIOCOMBUSTÍVEL.............................................................112
[8.1. INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS]................................................................................113
[8.2. SISTEMAS PARA O CULTIVO DE ALGAS OFFSHORE].........................................................................................113
[8.3. FORMA DE CONVERSÃO DE ENERGIA]..................................................................................................................117
[8.4. SISTEMAS DE MONITORIZAÇÃO E CONTROLO]...................................................................................................118
[8.5. SISTEMAS DE AMARRAÇÃO]....................................................................................................................................118
[8.6. EMBARCAÇÕES DE APOIO]........................................................................................................................................118
9.VIABILIDADE ECONÓMICA DE PROJETOS DE ENERGIA OFFSHORE EM PORTUGAL................................................122
[9.1. CUSTOS ATUAIS E FUTUROS DAS TECNOLOGIAS OFFSHORE] .................................................................123
[9.1.1. CUSTOS DE INVESTIMENTO (CAPEX)]................................................................................................................123
[9.1.2. CUSTOS DE O&M (OPEX)].......................................................................................................................................126
[9.1.3. CUSTO NIVELADO DE ENERGIA (LCOE)]............................................................................................................126
[9.2. FATORES QUE INFLUENCIAM O CUSTO DAS ENERGIAS OFFSHORE E O CASO DE PORTUGAL]....................128
[9.2.1. NÍVEL DE RECURSO]...............................................................................................................................................128
[9.2.2. PROFUNDIDADE]......................................................................................................................................................131
[9.2.3. DISTÂNCIA À COSTA]...............................................................................................................................................132
[9.2.4. ESCALA]......................................................................................................................................................................134
[9.2.5. OUTROS FATORES]..................................................................................................................................................134
[9.3. INSTRUMENTOS DE INCENTIVO AO DESENVOLVIMENTO DAS ENERGIAS OFFSHORE].........................135
10. REFERÊNCIAS....................................................................................................................................................................140
5
2. ENERGIA EÓLICA
6
1.
INTRODUÇÃO
E
ste documento destina-se a melhor caraterizar os princípios
de funcionamento dos subsistemas que constituem as várias
alternativas de aproveitamento de energia. Este é um documento de referência rápida, não sendo possível ser-se exaustivo e
alertando-se o leitor para o facto de alguns subsistemas constarem
enquanto tema de estudo de obras extensas. Em alguns casos os
processos aplicáveis na produção são alvo de segredo industrial.
Também não se identificam as ferramentas informáticas utilizadas
no decorrer dos estudos, apenas as entidades que efetuaram os estudos ou que estão em condições de o fazer.
7
7
2. ENERGIA EÓLICA
8
2.
Energia eólica
O
vento é o fluxo de um gás em larga escala, que no caso
da Terra se trata do ar. Esse movimento é provocado
por gradientes de pressão, que fazem com que o ar se
desloque dos pontos de alta para os de baixa pressão. Os referidos gradientes são originados pela ação da insolação que
aquece o planeta de forma não uniforme e altera assim a
massa específica do ar de forma também não uniforme. Outro
fator importante na geração de vento é a rotação do planeta
(apenas não tem influência no equador).
O aproveitamento da energia eólica por parte do Homem faz-se desde a antiguidade, altura em que era usada para mover
embarcações à vela, as pás de moinhos ou ventilar edifícios.
Nos dias de hoje, a sua utilização tem como principal objetivo a
produção de energia elétrica através de turbinas eólicas, como
a representada na Figura 1. A tecnologia relacionada com o
aproveitamento da energia eólica é utilizada tanto onshore
como offshore. Se por um lado a captação da energia dos ventos em mar aberto é mais exigente a nível tecnológico (mais
concretamente devido à estrutura, instalação e transmissão
de energia), por outro revela-se mais eficaz porque há maior
intensidade e estabilidade dos ventos [1].
Tendo em conta as considerações apresentadas, justificam-se
os investimentos para prosseguir com o desenvolvimento das
tecnologias para aproveitamento do recurso energético aqui
em questão. A tendência passa pela criação de parques eólicos cada vez maiores, mais afastados da costa e em zonas do
oceano mais profundas. Também se pretende que a capacidade de produção das turbinas eólicas seja maior, sendo para
isso necessário aumentar as suas dimensões [2].
A construção do primeiro parque eólico em mar aberto remonta a 1991, na Dinamarca. De acordo com [3], foram instalados
desde então cerca de 5.6 GW de potência para aproveitamento
de energia eólica offshore. As previsões da EWEA (European
Wind Energy Association) apresentadas em [2], apontam para
que em 2020 a potência instalada aumente até 40 GW, tendo
capacidade de produzir 148 TWh/ano (o equivalente a 4% do
consumo total de eletricidade na UE, evitando 87 milhões de
toneladas de emissões de CO2). Nos 10 anos a seguir espera-se que mais 110 GW de potência venham a ser acrescentados, perfazendo um total de 150 GW de potência instalada
offshore. Estes produzirão 562 TWh/ano, o equivalente a 14%
da energia elétrica consumida na UE nessa data, e evitarão
315 milhões de toneladas de emissões CO2. Como se pode
constatar, prevê-se que a aposta no aproveitamento desta fonte energética venha a ser fortemente intensificada.
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2. ENERGIA EÓLICA
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17
Figura 1: Terminologia de uma turbina eólica [4].
Legenda: 1 – pás do rotor; 2 – cubo do rotor; 3 – nacelle; 4 – chumaceira do rotor; 5 – veio do rotor; 6 – caixa de velocidades; 7 – travão de disco; 8 –
veio do gerador; 9 – gerador; 10 – radiador de arrefecimento; 11 – anemómetro e sensor de direção; 12 – sistema de controlo; 13 – sistema hidráulico;
14 – mecanismo de orientação direcional; 15- chumaceira do mecanismo de orientação direcional; 16 – cobertura da nacelle; 17 – torre.
[2.1.
INVESTIGAÇÃO E
]
DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS
A
Investigação e Desenvolvimento (I&D) é o método
economicamente mais competitivo para o desenvolvimento de energia renovável. A I&D é correntemente realizada pelas universidades, instituições públicas e privadas. A I&D foi até à data de grande utilidade
para que o preço da energia eólica se tornasse progressivamente mais competitivo. Atualmente, a instalação de
turbinas eólicas offshore pode ser encontrada à escala
comercial quando não são necessários sistemas flutuantes.
Se por um lado numa fase inicial o conhecimento do setor
eólico onshore foi utilizado para catalisar o desenvolvimento do setor eólico offshore, atualmente, o setor eólico
offshore começa a desenvolver produtos muito específicos que estão a levar à especialização da sua cadeia de
valor.
Uma nova geração de ferramentas de modelação e projeto numérico foram desenvolvidas para responder aos
10
requisitos únicos da tecnologia eólica offshore, incluindo
a instalação e operação em condições de mar extremas.
Para a validação do projeto aerodinâmico da turbina eólica existem códigos estabelecidos, como o FAST [5], GH
Bladed [6], FOCUS6 [7], entre outros. Por sua vez, a análise
numérica da hidrodinâmica da estrutura das turbinas eólias instaladas em mar aberto é realizada com o recurso
a alguns dos códigos expostos em 3.1.
Se por um lado a energia eólica offshore fixa está consideravelmente estabelecida por outro, a tecnologia
offshore flutuante está numa fase de desenvolvimento
menos avançada, e como tal, a modelação numérica neste campo, devido à sua complexidade, permanece um dos
principais desafios a serem ultrapassados. Estruturas
experimentais e protótipos completos serão necessários
para validar os novos códigos numéricos utilizados para
simular o comportamento dos conceitos flutuantes.
Atualmente, as ferramentas que combinam as condições
de operação da turbina e da subestrutura não estão validadas para os conceitos de elevada profundidade. Para
que isto seja possível os novos códigos a ser desenvolvidos deverão considerar a interação dinâmica e estrutural
da turbina e das fundações em simultâneo, considerando
2. ENERGIA EÓLICA
também as amarrações. Assegurar que os modelos estão
suficientemente desenvolvidos é outro dos desafios. No
entanto, admite-se que este será o primeiro passo para o
desenvolvimento do eólico offshore profundo [8].
O SINTEF, Noruega, desenvolveu ao abrigo de um projeto financiado um código para o teste de turbinas eólicas
flutuantes do tipo spar denominado WINDOPT. Este código permite otimizar o projeto das boias spar e respetivas
amarrações e conexão elétrica. Anteriormente outro software de análise acoplada tinha sido desenvolvido, que
juntava os softwares RIFLEX e SIMO e permitia o cálculo
de turbinas eólicas considerando a influência as ondas, o
vento e as correntes.
O NREL, Estados Unidos, possui também um conjunto de
códigos disponíveis online para o cálculo dinâmico de turbinas eólicas. Estes pacotes são a base para um estudo
que está a ser desenvolvido em Portugal para a criação
de uma análise acoplada de turbinas eólicas flutuantes[9]..
Num outro prisma, existem softwares como o SeaPlanner
que permitem auxiliar de forma mais eficiente a operação
dos parques eólicos offshore ou o Trident Offshore Wind
Farm Manager que auxilia o planeamento da instalação
dos parques eólicos. A utilização de códigos numéricos
deve ser sempre complementada por ensaios laboratoriais.
Os ensaios laboratoriais aerodinâmicos para as turbinas
eólicas envolvem frequentemente a utilização de túneis
de vento. Nos túneis de vento são utilizados ventiladores
que provocam o escoamento de um fluido, neste caso o ar,
em torno do corpo em estudo. Os efeitos do corpo sobre
as linhas de corrente do fluido são estudados obtendo-se
resultados acerca da distribuição da pressão, velocidade,
condições atmosféricas e da ocorrência de fenómenos
turbulentos.
A aerodinâmica é o primeiro critério para o projeto de
uma pá eólica. No entanto, fases mais avançadas do desenvolvimento levam a que o resultado final da pá seja
alvo de um compromisso entre a aerodinâmica e a eficiência estrutural tendo em consideração o controlo dos
custos.
Para o ensaio estrutural das pás são utilizadas instalações equipadas com sistemas, geralmente hidráulica,
capazes de simular solicitações às pás semelhantes às
que são induzidas pelo vento em operação e em situações
extremas. Permitem a análise estática e dinâmica dos
equipamentos. Um exemplo de uma destas instalações
é encontrado no Narec [11], que possui instalações para o
teste estrutural de pás até 100 metros de cumprimento.
Outras instalações deste tipo podem ser encontradas no
NREL, WTTC do Massachusetts CEC, entre outros.
Para o teste do sistema mecânico e elétrico de produção de energia inseridos na nacelle são utilizadas instalações de teste com dinamómetro, ou também denominadas drive-train test, que permitem simular a sua
operação e inferir acerca da sua fiabilidade (ver Figura
4). Nestas instalações um motor substitui o rotor e as
pás replicando as condições de operação e aplicando-as
ao sistema de conversão de energia mecânica em energia elétrica. Este tipo de sistema pode aplicar também
solicitações transversais à nacelle, e consequentemente
ao sistema de geração elétrico, reproduzindo de forma
mais aproximada possível as condições reais de operação.
Figura 2: Análise de uma pá de turbina no túnel de vento da LM Wind Power [10].
11
2. ENERGIA EÓLICA
Figura 3: Exemplo de instalação para o teste de pás de turbina
.
[11]
Figura 4: Drive-train test de 3 MW, do Narec [11].
[2.2.
]
SISTEMAS DE APROVEITAMENTO DE
ENERGIA
O
s sistemas de aproveitamento de energia eólica
offshore são fortemente influenciados pelos que
se utilizam em ambiente terrestre, os quais se
encontram já numa fase tecnológica avançada. Por esta
razão, os sistemas aqui em questão são, de entre todas
12
as formas de aproveitamento energético offshore, os
mais desenvolvidos e apresentam poucas variações do
conceito de máquina.
As turbinas eólicas atualmente instaladas e comercializáveis para aplicações em mar aberto são todas de eixo
horizontal com 3 pás. Existem porém outras configurações de turbinas (como as de eixo vertical) e sistemas
(como os aerogeradores montados em estruturas mais
leves que o ar e os que tiram proveito do efeito de Magnus ou outro efeito de sustentação para tracionar um
2. ENERGIA EÓLICA
cabo atuador) para fazer a captação da energia do vento
[12]
. Uma descrição de cada uma destas tecnologias é
apresentada nos subcapítulos que se seguem.
[2.2.1.TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL]
A
s turbinas de eixo horizontal, como as representadas na Figura 5, são assim designadas por terem
o eixo de rotação do rotor paralelo ao solo. Este é
montado no topo de uma torre para permitir a rotação
das pás, a uma velocidade que varia tipicamente entre 5
e 30 rpm [13] (não se consideram aqui as turbinas de microgeração de reduzida potência, utilizadas na náutica ou
nas plataformas offshore). Por sua vez, a velocidade média do vento nos parques eólicos offshore varia entre 6.83
e 12 m/s, de acordo com o mapa em [3]. O funcionamento
destas turbinas baseia-se no princípio de sustentação do
perfil alar das pás e portanto, a aerodinâmica é um aspeto de elevada importância no seu projeto. Os estudos
realizados nesta área possibilitam que atualmente, numa
turbina de eixo horizontal com 3 pás se consiga um rendimento a rondar 50% quando o limite físico é cerca de
59.3 % [14].
Quando comparadas às turbinas eólicas terrestres, as
turbinas aqui abordadas além de expostas a ventos mais
constantes e intensos [1], beneficiam ainda de não terem
restrições em termos de dimensões ou relativamente ao
ruído que podem fazer. Apesar disso, ainda não existem
tecnologias que lhes possibilitem tirar proveito da sua
liberdade dimensional. Na Figura 6 pode-se observar a
evolução da potência e do tamanho do rotor que tem ocorrido ao longo dos anos. A turbina de maiores dimensões
instalada em mar aberto é a Haliade da Alstom (apenas
de teste), com uma potência nominal máxima de 6 MW [3].
Na Tabela 1 apresentam-se as suas dimensões comparadas às da REpower, uma turbina offshore comercializável
de igual potência. No entanto, já existem soluções comerciais para turbinas onshore com potências mais elevadas, como a E-126/7,580 da Enercon [15] (rotor de 126
m de diâmetro e uma potência nominal máxima de 7.58
MW), e estudos para turbinas offshore com uma potência
nominal de 20 MW [16] (rotor com diâmetro de 252 m).
Dependendo do posicionamento da turbina relativamente
ao fluxo de vento, estas podem-se caraterizar como upwind ou downwind (ver Figura 7). Na primeira situação o
vento flui primeiro através das pás em direção à nacelle;
na outra o vento passa primeiro pela nacelle e só depois
pelas pás. Em ambas as configurações o eixo de rotação
das pás mantém-se paralelo ao fluxo de vento. A configuração mais utilizada em todo o mundo é a upwind, pois
revela-se mais económica e permite maior produção de
energia.
A principal vantagem do posicionamento upwind é conseguir evitar o efeito de sombra do vento atrás da torre.
Em contrapartida, esta configuração requer que o rotor
seja dotado de um sistema para fazer o seu alinhamento
com o fluxo do vento e de estar algo afastado da torre,
para evitar que as pás entrem em contacto com esta em
caso de deformação.
Por sua vez, as turbinas downwind podem dispensar o
uso de um sistema para se orientarem com o fluxo do
vento, caso o seu rotor e nacelle sejam projetados de
Figura 5: Parque eólico offshore de turbinas de eixo horizontal [2].
13
2. ENERGIA EÓLICA
Diâmetro do rotor [m]
Haliade
REpower
150
126
Área do rotor [m ]
17860
12469
Altura da torre [m]
75
92
Comprimento das pás [m]
73.5
61.5
2
Tabela 1: Dimensões das turbinas Haliade e REpower de 6 MW [3].
Figura 6: Evolução da potência e tamanho do rotor das turbinas eólicas ao longo dos anos [1].
rotor passa por esta. Isto pode provocar na turbina cargas
de fadiga maiores do que as que acontecem na configuração downwind [17].
[2.2.2. TURBINAS EÓLICAS DE EIXO VERTICAL]
P
Figura 7: Configuração upwind vs downwind [17].
modo a fazer o alinhamento de modo passivo. Para grandes turbinas esta é uma vantagem algo duvidosa pois,
para uma máxima eficiência, o seu posicionamento tem
de ser bastante preciso. Uma verdadeira vantagem desta configuração é a maior flexibilidade com que se pode
projetar o rotor. Assim reduz-se o seu peso e a nível estrutural consegue-se aliviar a torre de alguns esforços,
quando o conjunto é sujeito a elevadas velocidades do
vento, por flexão das pás da turbina. O efeito de sombra
do vento criado pela torre é no entanto um aspeto negativo, pois provoca flutuações de energia cada vez que o
14
or sua vez, as turbinas eólicas de eixo vertical têm
o eixo de rotação do rotor perpendicular ao fluxo de
vento. O seu funcionamento pode ser baseado no
princípio de sustentação, situação em que se designam
por turbinas de Darrieus (Figura 8), ou por impulso, designando-se assim por turbinas de Savonius (Figura 9).
Atualmente não existem aplicações comerciais de turbinas eólicas de eixo vertical com potência comparável
às de eixo horizontal. Também não há conhecimento de
qualquer modelo que seja utilizado para captação do vento em alto mar. No entanto, como se verá mais à frente,
esta é uma configuração com aspetos atraentes para a
utilização nesse ambiente. O maior protótipo deste tipo
de turbinas alguma vez instalado foi de 4 MW, no Quebec,
Canadá (operou entre 1986 e 1993). Esta era uma turbina
de Darrieus com um diâmetro de 60 m e 100 m de altura
[18]
. Em funcionamento encontram-se ainda os protótipos
2. ENERGIA EÓLICA
Figura 8: Turbina Eólicas de Darrieus [20].
utilizados pelo Sandia National Laboratory, com um diâmetro de 34 m e 500 kW potência [19].
Nas turbinas de eixo vertical, a montagem dos componentes para conversão da energia eólica em energia elétrica, isto é, o gerador e a caixa de velocidades (quando
aplicável), pode ser feita na base do eixo de rotação que
se encontra ao nível do solo. Esta é a maior vantagem da
sua configuração, pois facilita as operações de montagem e manutenção. Deste modo, o centro de gravidade
do equipamento também fica mais baixo, o que permite
que se utilizem estruturas de suporte flutuantes mais
simples em aplicações offshore. O impacto destas turbinas eólicas na velocidade do vento não é tão significativa
como acontece nas de eixo horizontal, o que possibilita
uma maior proximidade dos equipamentos em parques
eólicos. Além disto, estas turbinas também dispensam
o sistema para orientação do rotor com o fluxo do vento, uma vez que a sua configuração permite aproveitar
o vento proveniente de todas as direções. Estes são alguns dos aspetos que se revelam bastante interessantes para aplicações em ambientes offshore.
No entanto há que ter em consideração que a eficiência
deste tipo de turbinas é no máximo 0.15 e 0.4 para o rotor
de Savonius e Darrieus, respetivamente (ver Figura 10).
Estes são valores inferiores aos das turbinas eólicas de
eixo horizontal, que como já referido podem atingir uma
eficiência que ronda 0.5. Além disso, nas turbinas de eixo
vertical a captação do vento também é feita perto do solo,
onde este é menos veloz. Podem também necessitar de
cabos para a sua fixação, o que torna impraticável a sua
Figura 9: Turbina Eólica de Savonius [21].
utilização em parques eólicos. Por último, e menos preocupante, é o facto de estas turbinas não terem capacidade de entrar em funcionamento passivamente (problema
que pode ser contornado caso a turbina esteja conectada
à rede com uma excitação elétrica) [17].
[2.2.3.OUTROS TIPOS DE SISTEMAS PARA
APROVEITAMENTO DA ENERGIA EÓLICA]
C
omo se pode observar na Figura 11, onde estão representados os dois perfis de vento mais adequados a ambiente offshore [23] (o Logarithmic e o Power-Law Profile), a velocidade do vento aumenta com a
Figura 10: Comparação dos coeficientes de potência de diferentes
tipos de turbinas [22].
15
2. ENERGIA EÓLICA
altitude. Assim sendo, o aproveitamento da energia eólica desenvolvimento inicial. A representação esquemática
revela-se mais interessante a maiores distâncias do solo do seu funcionamento encontra-se representada na
(a potência produzida é proporcional ao cubo da velocida- Figura 14. Uma outra aplicação do efeito de Magnus são
de). Face a isto têm surgido propostas de sistemas para as turbinas de eixo horizontal, como a representada na
fazer a captação do vento a elevada altitude, tal como o Figura 15. Este conceito, também ainda numa fase de
Altaeros Airborne Wind Turbine (Figura 12) e o Boreas (Fi- desenvolvimento inicial, em vez de 3 pás apresenta 5
cilindros com nervuras helicoidais, que rodam a elevada
gura 13).
facto de estas turbinas não terem capacidade de entrar em funcionamento passivamente (problema
velocidade e são adequadas para locais com velocidades
que pode ser contornado caso a turbina esteja conectada à rede com uma excitação elétrica) [16].
Os sistemas para captação do vento em elevadas altitudes do vento entre 4 e 8 m/s (velocidade à qual produzem
são montados em estruturas insufláveis (com hélio, e.g.) 3kW) [27].
mais leves que o ar, que se fixam ao solo por cabos. A sua
montagem é feita em terra e o tempo de instalação, bem
como a simplicidade e os custos associados, prevêem-se
SISTEMAS DE CONVERSÃO E
que sejam mais reduzidos do que as turbinas convencionais. A sua utilização em ambiente offshore é vista com
bons olhos uma vez que dispensa os convencionais sis- TRANSMISSÃO DE ENERGIA
temas de fixação da turbina, que são complexos e repreprodução de energia elétrica a partir de uma turbisentam uma parte significativa dos custos totais.
na eólica tem como princípio a conversão do movimento linear do vento em movimento de rotação
Se por um lado o conceito apresentado na Figura 12 tem
um funcionamento similar ao das turbinas horizontais, que, por sua vez, aciona um gerador elétrico (ver Figura 16).
A captação
da energia
linear
isto é, tem um rotor com Figura
pás que
movidasdos
graças
10:são
Comparação
coeficientes
de potência
de diferentes
tipos cinética
de turbinas
[21]. do vento é
ao efeito de sustentação num perfil alar, o Boreas conseguida por um conjunto de pás, que se encontram
rotor da turbina,
aerodinamicamente
projetadas para
utiliza o efeito de Magnus
entrar
emderotação
(daí
2.2.3.para
Outros
tipos
sistemas
parano
aproveitamento
da energia
eólica
fazer
a
conversão
desta
em
energia
mecânica
de rotação.
ser um corpo cilíndrico, colocado perpendicular ao
fluxo de vento). Os sistemas
tiram
proveito
deste 11, onde estão representados os dois perfis de vento mais
Como seque
pode
observar
na Figura
No primeiro
dos subcapítulos
seguintes
apresentam-se
efeito para colocaradequados
um corpoacilíndrico
rotação,
ambiente em
offshore
[22]que
(o Logarithmic
e o Power-Law
Profile),
a velocidade
do vento
as
configurações
mais
comuns
para
realizar
a conversão
por sua vez traciona
um sistema
cabos que
aciona
aumenta
com a de
altitude.
Assim
sendo, o aproveitamento da energia eólica revela-se
mais
da energia cinética do vento em energia elétrica, bem
um gerador via um
tambor, estão
ainda numa
fase do
de solo
interessante
a maiores
distâncias
(a potência produzida é proporcional ao cubo da
como uma descrição dos seus principais componentes:
velocidade). Face a isto têm surgido propostas de sistemas para fazer a captação do vento a elevada
altitude, tal como o Altaeros Airborne Wind Turbine (Figura 12) e o Boreas (Figura 13).
[2.3.
]
A
𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿: 𝑢𝑢 𝑧𝑧 = 𝑢𝑢 𝑧𝑧!"# ×
ln 𝑧𝑧 𝑧𝑧!
ln 𝑧𝑧 𝑧𝑧!"#
𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃: 𝑢𝑢 𝑧𝑧 = 𝑢𝑢 𝑧𝑧!"# ×
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Figura 11: Comparação dos dois perfis de vento mais adequados a ambiente offshore e respetivas
expressões [23].
Figura 11: Comparação dos dois perfis de vento mais adequados a ambiente offshore e respetivas expressões [24].
14
Figura 12: Altaeros Airborne Wind Turbine [25].
16
Figura 13: Boreas, da Omnidea [26].
2. ENERGIA EÓLICA
Figura 14: Vista esquemática do sistema baseado no efeito de
Magnus [12].
Figura 15: Turbina de Magnus de eixo horizontal, com 5 cilindros rotativos com nervuras
helicoidais [27].
Figura 16: Conversão da energia do vento em energia elétrica por parte de uma turbina eólica [28].
geradores elétricos, conversores eletrónicos, caixas de
velocidades e transformadores. No outro subcapítulo
abordam-se os sistemas para transmitir a energia elétrica produzida desde o parque eólico offshore até à sua
rede elétrica de destino.
[2.3.1.CONVERSÃO DE ENERGIA]
E
xistem diversas classificações para as turbinas eólicas em função da máquina elétrica utilizada e do
sistema de controlo. Do ponto de vista da velocidade
de rotação, as turbinas podem então ser de velocidade
fixa (independentemente da velocidade do vento, a velocidade do rotor mantém-se quase constante por ajuste do
ângulo de ataque das pás), semi-variável (a velocidade do
rotor varia até 10% da sua velocidade nominal) ou variável (a velocidade do rotor varia com a velocidade do vento,
de modo a que a turbina funcione sempre à máxima eficiência aerodinâmica possível).
O tipo de componentes utilizados no processo de conversão de energia e as metodologias de controlo de potência que se devem adotar dependem do tipo de máquina
elétrica utilizada. Existem fundamentalmente 3 tipos de
turbinas eólicas com aplicações industriais: máquinas
assíncronas (com e sem controlo do ângulo de pitch), máquinas assíncronas duplamente alimentadas e máquinas
síncronas de velocidade variável [4]. Destas, as máquinas
assíncronas começaram por ser inicialmente utilizadas
mas hoje têm uma quota de mercado muito reduzida. Na
Tabela 2 são apresentadas as configurações dos sistemas de conversão de energia destas e outras turbinas,
classificadas do ponto de vista da velocidade do rotor. Na
Tabela 3 apresenta-se um resumo das vantagens e desvantagens dos geradores elétricos referidos na Tabela 2
para as diferentes configurações de sistemas de conversão de energia.
Em [4] refere-se que era expectável que até 2010 os parques eólicos em Portugal fossem predominantemente
equipados com turbinas eólicas de três tipos:
--Turbinas do tipo “stall” com Geradores de Indução de
Rotor em Gaiola;
--Turbinas do tipo “pitch” com Geradores Síncronos de
Velocidade Variável ligados á rede de energia elétrica
através de conversores CA/CC/CC;
--Turbinas do tipo “pitch” com Geradores de Indução
Duplamente Alimentados, com o estator diretamente
17
2. ENERGIA EÓLICA
Velocidade fixa
Acoplamento
Regulação de
potência
Acoplamento com engrenagem
Stall
Stall
Ativo
Pitch
Stall
Gerador GIRG
GIRG
GIRG
GIRB
Caixa
de velocidade
Velocidades
Velocidade variável
Velocidade
semi-var.
Acoplamento
direto
Pitch
GIDA
GIRG
GSIP
GSIP
3 andares
2
GSIP
GSEE
GSIP
2+
hidro
Optislip®
Variável
Tabela 2: Diferentes configurações de sistemas de conversão de energia (adaptado de [29]).
Legenda:
GIRG – Gerador de Indução com Rotor em Gaiola
GIRB – Gerador de Indução com Rotor Bobinado
GIDA – Gerador de Indução (com rotor bobinado) Duplamente Alimentado
GSIP – Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes
GSEE – Gerador Síncrono de Excitação Elétrica
ligado à rede de energia elétrica e o rotor ligado através
de conversores CA/CC/CA.
De seguida abordam-se os geradores destes três tipos de
turbinas eólicas e a sua ligação à rede de energia elétrica. Depois descrevem-se também algumas caraterísticas
das caixas de velocidades e dos transformadores mencionados nas três configurações.
Gerador de Indução com Rotor em Gaiola (GIRG)
As primeiras turbinas eólicas instaladas em Portugal foram equipadas com GIRG mas atualmente a sua utilização
tem sido progressivamente abandonada. Estes apenas
são utilizados nas configurações de turbinas de velocidade fixa (Figura 17), devido à muito pequena variação
de velocidade que admitem em relação à sua velocidade de sincronismo. Os GIRG ligam-se ao rotor da turbina
com uma caixa de velocidades, necessária para adaptar
a baixa velocidade de rotação das pás (entre 5 e 30 rpm)
à velocidade de sincronismo do gerador. A hipótese de
aumentar o número de polos neste tipo de gerador para
reduzir a sua velocidade de sincronismo, e eliminar assim a necessidade de utilizar a caixa de velocidades, não
é viável. Nesses casos (para mais de 10 pares) o seu fator
de potência torna-se significativamente baixo e a sua capacidade de conversão de energia é reduzida [13].
18
Ao contrário dos outros tipos de geradores, a conexão
do GIRG à rede elétrica, a 50 ou 60 Hz, dispensa o uso
de um conversor eletrónico de potência. A ligação
é assegurada por um transformador elevador, para
correção da tensão, e um dispositivo de soft-start
(não representado na Figura 17), para prevenir a
entrada súbita de corrente na rede.
O campo eletromagnético num GIRG, essencial para
a conversão de energia mecânica em energia elétrica, estabelece-se através do estator por absorção de
potência reativa. Existem então nas configurações
com este tipo de gerador, bancos de condensadores
que funcionam como compensadores de potência
reativa e reduzem (quase eliminam) a necessidade
de retirar esta da rede.
O facto de o rotor da turbina funcionar sempre à
mesma velocidade de rotação não permite otimizar a eficiência aerodinâmica para toda a gama de
velocidades do vento. No entanto, existem soluções
comerciais em que o GIRG é de duas velocidades
(gerador com comutação entre 4 e 6 polos), o que
permite ter uma rotação da turbina para baixas velocidades do vento (6 polos) e outra para elevadas
(4 polos). Deste modo consegue-se obter a máxima
eficiência aerodinâmica para uma maior gama de
velocidades do vento, por otimização da velocidade
2. ENERGIA EÓLICA
Gerador
Vantagens
Desvantagens
Geradores de indução
- Simplicidade de construção
-Robustez
-Fiabilidade
-Baixo preço
-Funcionamento suave devido à
existência de escorregamento, que
permite acomodar parte da turbulência
associada ao vento
- Consumidor de energia reativa, a qual
deve ser compensada por meio de uma
bateria de condensadores
- Precisam de caixa de velocidades
Gerador de Indução com
Rotor em Gaiola (1 ou 2 velocidades)
- Fácil manutenção
- Os pulsos provocados pelo binário da
turbina são atenuados
- Permite ligação direta à rede elétrica
- Requer dispositivos eletrónicos do tipo
soft-start para a ligação inicial à rede,
quando utilizado em turbinas eólicas de
velocidade fixa
- Não pode ter grande número de polos
(nº polos < 20)
Gerador de Indução com
Rotor Bobinado
--Fácil manutenção
--As pulsações provocadas pelo binário
da turbina são atenuadas
--Permite variar a velocidade da turbina (aproximadamente 10%)
- Não pode ter grande número de polos
(nº polos < 20)
Gerador de indução duplamente alimentado
- Potência nominal e custo do conversor de potência reduzidos
- Permite regulação da velocidade para
otimizar a utilização da energia (± 30%)
- A potência reativa para magnetização
provém do conversor de potência
- Pode funcionar em torno da velocidade de sincronismo
- Anéis coletores e escovas devido ao
desgaste requerem manutenção
- O controlo da unidade é complexo
- Ligação direta à rede elétrica impossível
Gerador síncrono de excitação elétrica
- Controlo simples da potência reativa
- Larga gama de velocidades
- Controlo simples da unidade
- Sem caixa de velocidades
- Elevada eficiência
- Requer conversor de eletrónica de
potência de potência nominal igual à do
gerador
- Requer sistema de excitação
- Anéis coletores e escovas devido desgaste requerem manutenção
- As suas grandes dimensões e peso
originam problemas de construção,
transporte e instalação
Gerador síncrono de ímanes
permanentes
- Rotor simples sem componentes sen- - Elevado custo dos ímanes permanentes
síveis ao desgaste
- Possibilidade de ocorrer desmagne- Poucas perdas no rotor
tização
- Falta de experiência na construção e
instalação
Acionamento direto
- Sem caixa de velocidades
- Elevada eficiência
- Manutenção simples
- As suas grandes dimensões e peso
originam problemas de construção,
transporte e instalação
Com engrenagens
- Pequenas dimensões e peso
- Pode ser usada a construção standard
- Elevado custo
- Perdas na ordem de 2 – 3 %
- Difícil manutenção da caixa de velocidades
Tabela 3: Comparação de vários tipos de geradores elétricos para turbinas eólicas (adaptado de [13], [30]).
19
2. ENERGIA EÓLICA
Figura 17: Configuração típica de uma turbina eólica de velocidade fixa com GIRG [29].
específica da ponta da pá do rotor, e reduzem-se os
esforços mecânicos e o ruído derivado do seu funcionamento a baixas velocidades do vento.
Gerador de Indução (com rotor bobinado) Duplamente
Alimentado (GIDA)
O GIDA é o gerador mais comum em turbinas eólicas de
velocidade variável por utilizar um conversor de baixa
potência nominal (cerca de 30% da potência nominal do
gerador). Consegue-se deste modo controlar a sua velocidade de rotação até ± 30% em torno da velocidade de
sincronismo [29]. Numa turbina de velocidade variável a
potência mecânica disponível para conversão em elétrica
é superior à que há numa turbina de velocidade fixa, tanto para baixas como para elevadas velocidades de vento.
Por essa razão, a utilização do conceito anterior tem sido
abandonada, como foi referido.
O seu princípio de funcionamento baseia-se na possibilidade de controlar a sua velocidade por variação da resistência do rotor. Isso consegue-se com um sistema de
conversão CA/CC/CA ligado ao rotor que permite extrair
potência ativa deste e assim controlar a velocidade [4]. A
configuração de uma turbina de velocidade variável com
um GIDA apresenta-se na Figura 19.
Numa MIDA (Máquina de Indução Duplamente Alimentada), para escorregamentos negativos, até se atingir
a intensidade nominal do estator, a potência extraída
pelo rotor é controlada por forma a obter a máxima
eficiência aerodinâmica da turbina, por otimização da
velocidade específica da ponta da pá do rotor. Por outro lado, quando o escorregamento negativo provoca
uma intensidade de corrente no estator superior (em
módulo) ao seu valor nominal, a potência ativa neste
e no rotor permanecem constantes. Este princípio de
controlo da velocidade por aproveitamento da energia
de escorregamento, permite utilizar uma MIDA como
gerador também para escorregamentos positivos.
Para que tal aconteça, é necessário fornecer potência
ativa ao rotor [4].
O estator do GIDA liga-se diretamente à rede
elétrica. Por sua vez, o rotor liga-se à rede através
20
de um sistema de conversão CA/CC/CA e de um
transformador elevador. Ambos fornecem potência
ativa à rede quando a velocidade de rotação do
gerador é superior à velocidade de sincronismo.
Em torno desta, o fluxo de potência ativa no rotor é
praticamente nulo. Por sua vez, quando a velocidade
de rotação é inferior à velocidade de sincronismo o
rotor tem de ser alimentado com potência ativa.
Os sistemas de conversão CA/CC/CA são pontes conversoras a seis pulsos equipadas com IGBT’s (Insulated Gate Bipolar Transistor) com um sistema de
comando PWM (Pulse Width Modulation) [4]. Estes sistemas dividem-se em dois lados, como evidencia a Figura 18 – o lado do gerador (CA/CC) e o lado da rede
(CC/CA). O conversor do lado do gerador tem como
função controlar o módulo e argumento da intensidade de corrente injetada/extraída pelo circuito rotórico.
Por sua vez, o lado da rede controla a tensão contínua
nos terminais do condensador do subsistema de corrente contínua (entre os dois conversores) e controla
o fator de potência no ponto comum aos circuitos do
rotor e estator (na ligação ao transformador elevador)
[4]
.
A função do sistema de controlo PWM dos conversores é maximizar o valor da eficiência aerodinâmica
da turbina, na região em que a potência não é controlada. Além disso, permite manter um dado valor
do fator de potência no ponto de interligação do GIDA
com a rede elétrica. Informações adicionais sobre o
funcionamento do sistema de controlo PWM podem
ser consultadas em [4].
Um gerador deste tipo necessita de uma caixa de velocidades para fazer o seu acoplamento ao rotor da
turbina. Deste modo, todas as desvantagens inerentes
à utilização de uma caixa de velocidades (ruído no funcionamento, perdas de rendimento, necessidade de
manutenção e maior complexidade do sistema) estão
presentes nas configurações de turbinas eólicas com
este tipo de gerador. No entanto, o principal aspeto
negativo desta configuração está relacionado com o
rotor do GIDA que, por ter escovas e anéis coletores
que se desgastam, requer manutenção constante [13].
2. ENERGIA EÓLICA
Figura 18: Configuração típica de uma turbina eólica de velocidade variável com GIDA [4].
Gerador Síncrono de Velocidade Variável (GSVV)
O GSVV é uma alternativa ao GIDA para turbinas eólicas de velocidade variável. Na Figura 19 apresenta-se
a configuração típica de uma turbina eólica de velocidade variável com este tipo de gerador. A sua principal
vantagem quando comparado com o GIDA reside no
facto de dispensar o uso de uma caixa de velocidades
(tem elevado número de pares de polos – 32 em algumas instalações existentes [4]). Isso faz do GSVV uma
melhor solução para ambiente offshore porque a caixa
de velocidades é uma fonte de problemas e, em caso
de avaria ou necessidade de manutenção, o seu acesso
em mar aberto é bastante difícil. No entanto, o custo
do conversor de potência que este gerador exige é um
aspeto desfavorável por ser superior [13].
A frequência das grandezas estatóricas é idêntica à frequência angular de rotação do rotor (a sua velocidade de
rotação varia entre 17 e 36 rpm [4]), e portanto bastante
inferior à da rede elétrica. Utiliza-se então um sistema
de conversão (composto por dois sub-sistemas CA/CC/
CA independentes, em paralelo) entre o GSVV e a rede,
responsável por corrigir a frequência.
Tal como no sistema de conversão do GIDA, os sub-sistemas aqui considerados também se dividem no lado gerador (CA/CC) e no lado rede (CC/CA). O primeiro destes
é constituído por uma ponte conversora a seis pulsos
equipada com tirístores que funcionam com um ângulo
de disparo constante. Por sua vez, o lado da rede é constituído por uma ponte conversora a seis pulsos equipada
com IGBT’s, com um sistema de comando por PWM. Este
último controla a potência ativa injetada na rede e o fator de potência. Este controlo de potência ativa permite
impor um binário resistente ao gerador, tornando assim
possível o controlo da velocidade de rotação do grupo
“turbina eólica + gerador”, de modo obter a máxima eficiência aerodinâmica para cada velocidade de vento [4].
Caixa de velocidades
A existência de uma caixa de velocidades na configuração de uma turbina eólica, como se pode observar,
depende do tipo de gerador em questão. A razão das
engrenagens, que pode ir de 1:6 até 1:120, tem de elevar a velocidade de rotação das pás até à velocidade de
sincronismo do gerador de modo a que este produza o
máximo de energia possível. Na maioria dos casos, as
caixas de velocidades são compostas por andares de
engrenagens planetárias e paralelas, com perdas de 1%
por cada andar nas multi-andar e de 1.5% nas caixas de
apenas um andar [31].
Os inconvenientes da utilização de uma caixa de velocidades, para o acoplamento do rotor ao gerador, foram
já referidos na discussão dos vários tipos de configurações de turbinas eólicas. Numa instalação offshore,
uma avaria ou operação de manutenção é ainda mais
problemática do que onshore, porque o acesso ao equipamento é mais difícil. Por isso, e de modo a eliminar a
possível fonte de problemas que as caixas de velocidade são, a tendência é recorrer a geradores compatíveis
com acoplamento direto.
21
2. ENERGIA EÓLICA
Figura 19: Configuração típica de uma turbina eólica de velocidade variável com GSVV [4].
Transformadores de tensão
O transformador é dos compontens mais úteis nos Sistemas Elétricos de Energia.
Em todas as turbinas eólicas é usual a instalação de
transformadores, os quais elevam a tensão para o nível
adequado ao transporte de energia elétrica. O transformador, quando em funcionamento, faz com que se perca
potência ativa (sob forma de calor, dissipada pelo sistema de refrigeração) e reativa [3].
Atualmente existem estudos que visam a utilização de
um transformador de rácio unitário entre a entrada e a
saída ou até mesmo configurações que dispensem o uso
do transformador, conduzindo a soluções de geração de
elevada potência e elevada tensão sem transformação.
[2.3.2.TRANSMISSÃO DE ENERGIA]
E
xistem diferentes tecnologias para a transmissão
de energia elétrica (ver Tabela 4), escolhidas para
determinado parque eólico em função das caraterísticas da interligação (tais como a potência de instalação e a distância até à rede elétrica de destino) e do
custo. De um ponto de vista superficial, estas dividem-se
em transmissão em corrente alternada e transmissão
em corrente contínua. Por um lado, a transmissão em
corrente alternada tem a seu favor o facto de ser a mais
utilizada em todo o mundo. Por outro lado, a transmissão
Atualmente, a maioria dos parques eólicos offshore utilizam transmissão HVAC e existe também um número
significativo de instalações com transmissão MVAC. A
transmissão HVDC-LCC nunca foi utilizada no âmbito aqui
abordado, e dificilmente o virá a ser face aos desenvolvimentos dos conversores de comutação forçada. Por sua
vez, a transmissão HVDC-VSC foi já utilizada no parque
eólico BARD Offshore 1 [3]. As previsões apontam para
que no futuro, esta venha a ser a tecnologia dominante
na transmissão de energia elétrica offshore.
Posto isto, apresentam-se resumidamente os sistemas
de transmissão de energia utilizados nos parques eólicos
offshore, isto é, o sistema de transmissão de alta e média
tensão em corrente alternada e o sistema de transmissão de alta tensão em corrente contínua utilizando conversores de comutação forçada.
Transmissão de alta tensão em corrente alternada
(HVAC)
Como referido anteriormente, a transmissão HVAC é a
mais utilizada atualmente nos parques eólicos offshore.
Transmissão em Corrente Alternada
Transmissão em Corrente Contínua
Alta tensão (HVAC)
Alta tensão utilizando
conversores de comutação
natural de linha (HVDC-LCC)
Tabela 4: Tecnologias
22
em corrente contínua é utilizada apenas em casos específicos, nomeadamente quando tanto a quantidade de
energia a transportar como a distância entre os pontos
são grandes. Ainda no que à Tabela 4 diz respeito é de
referir que, em equipamentos elétricos offshore, valores
entre 10 e 100 kV são considerados de média tensão, e
valores superiores a 100 kV de alta tensão [1].
Média tensão (MVAC)
para transmissão da energia elétrica offshore.
Alta tensão utilizando
conversores de comutação
forçada (HVDC-VSC)
2. ENERGIA EÓLICA
A maturidade desta tecnologia, onde existe uma vasta experiência tanto no funcionamento como na instalação e
manutenção, aliada à pequena dimensão (em termos de
potência) e à curta distância à costa dos projetos offshore já instalados, fizeram da transmissão HVAC a melhor
solução a nível técnico e económico. Na Figura 20 está
representado um sistema de transmissão HVAC interligando um parque eólico offshore a uma rede onshore.
A infraestrutura do sistema HVAC representado é formada pela subestação offshore (integra o ponto coletor, transformador e dispositivos de compensação de
potência reativa), pelo cabo trifásico de corrente alternada e pela subestação onshore (integra um transformador e dispositivos de compensação de potência reativa). Dos componentes referidos, os transformadores,
o cabo trifásico e os dispositivos de compensação de
potência reativa têm especial importância e portanto
são de seguida abordados com mais detalhe.
Os transformadores existentes nas turbinas aumentam a tensão em cada turbina para 33 – 36 kV, como
mencionado em 2.3.1. Estes níveis de tensão são no
entanto baixos para transportar elevados valores de
potência ao longo de grandes distâncias, pois levam a
perdas de energia muito significativas. Por essa razão
é utilizado um outro transformador, nas subestações
dos parques eólicos offshore, que eleva a média tensão
à saída das turbinas para a alta tensão usada no sistema HVAC, de modo a poder-se fazer a transmissão de
energia com perdas aceitáveis.
Um dos componentes mais importantes do sistema de
transmissão, e que representa parte significativa dos
custos totais, é o cabo submarino. Devido ao comprimento que este tem, são necessárias embarcações
especiais para o seu transporte e instalação. A construção do cabo deve prever as condições adversas a
que estará sujeito, tais como as correntes marítimas,
atividade sísmica, pescas e ancoragens, entre outras.
Face a isto, os sistemas HVAC utilizam normalmente
cabos do tipo XLPE (Cross-Linked Polyethylene). No
seu interior existem os três condutores de fase e um
cabo de fibra ótica para comunicação.
No entanto, o transporte de energia em corrente alternada usando cabos submarinos deste tipo é problemática. A elevada capacitância que têm leva à geração de
grandes quantidades de potência reativa, em função do
comprimento do cabo e da tensão utilizada: para 33 kV
→ 110 a 150 kVAr/km e para 400 kV → 6 a 8 MVAr/
km. O facto de a potência reativa limitar a capacidade
que o cabo tem para transportar potência ativa, obriga ao uso de dispositivos de compensação, colocados
em cada uma das subestações. Estes são SVCs (Static
Var Compensators) ou STATCOMs (Static Synchronous
Compensators) e têm como objetivo fazer absorção da
potência reativa.
Transmissão de média tensão em corrente alternada
(MVAC)
No sistema MVAC a transmissão de potência faz-se com
o valor da tensão à saída das turbinas, 33 – 36 kV. Assim sendo, não é necessário o uso de um transformador
nem a construção de uma subestação offshore, razões
pelas quais o sistema fica substancialmente mais barato.
Nestes casos, utiliza-se na rede onshore a mesma tensão
que no parque eólico. Na Figura 21 está representado um
sistema de transmissão MVAC interligando um parque
eólico offshore a uma rede onshore.
Transmissão de alta tensão em corrente contínua utilizando conversores de comutação forçada (HVDC – VSC)
Na transmissão HVDC, a menos que surjam variações de
carga, não existe potência reativa. É portanto dispensável
o uso de compensadores de potência reativa neste tipo de
sistemas, o que é uma grande vantagem desta tecnologia
quando comparada com a transmissão HVAC. No entanto,
praticamente todas as redes elétricas (incluindo os
dispositivos de geração offshore) utilizam corrente
Figura 20: Representação de um sistema HVAC interligando um parque eólico offshore a uma rede onshore [1].
23
2. ENERGIA EÓLICA
alternada. Esse é o principal aspeto negativo deste tipo
de transmissão, pois obriga à utilização de conversores
com capacidade de interface bidirecional AC/DC para
interligar a rede elétrica e os dispositivos offshore por
HVDC.
Os dispositivos de comutação dos conversores utilizados
na transmissão HVDC-VSC são semicondutores IGBT. A
introdução destes componentes nos sistemas HVDC possibilitou o controlo total e independente da potência ativa
e reativa transferida para as redes a que o sistema está
conectado. Tal não era possível com o uso de tirístores
na transmissão HVDC-LCC. O controlo da potência ativa é
importante porque permite regular a frequência da rede
elétrica, enquanto o controlo da potência reativa pode ser
usado para regular a tensão nos terminais AC das subestações, adicionando estabilidade à rede. Deste modo, os
sistemas HVDC-VSC podem estar conectados e suportar
redes elétricas fracas e cargas passivas sem necessidade de sistemas auxiliares de geração.
Na Figura 22 está representado um sistema de transmissão HVDC-VSC interligando um parque eólico offshore a
uma rede onshore. Uma descrição das funções dos principais componentes que o compõem é apresentada de
seguida, do ponto de vista da subestação offshore.
-- Filtros AC: necessários para atenuar os harmónicos de
tensão gerados pelos conversores VSC.
--Indutância de acoplamento dos conversores (Phase
Reactor): além de atenuar os harmónicos de corrente
gerados pela comutação dos IGBTs do conversor, é um
elemento essencial no esquema por permitir o controlo
da corrente que a atravessa, controlando assim a potência ativa e reativa transferida para a rede elétrica.
-- Conversores de comutação forçada (VSC) baseados em
IGBTs: são o elemento essencial do sistema. São dispostos numa ponte de IGBTs e não necessitam da frequência da rede elétrica para efetuar a conversão AC/
DC. Para isso são controlados por PWM, que permite reduzir os harmónicos gerados e operar com frequências
de comutação de 1 – 2 kHz.
--Banco de condensadores: atuam como baterias de
energia no lado DC dos conversores. A tensão no cabo é
mantida dentro dos limites de funcionamento carregando ou descarregando estes condensadores. São componentes importantes pois determinam o comportamento
dinâmico do circuito DC.
-- Cabo DC: do tipo XLPE (Cross-Linked Polyethylene).
--Transformador: ajusta a tensão da rede offshore à tensão de transmissão.
Figura 21: Representação de um sistema MVAC interligando um parque eólico offshore a uma rede onshore [1].
Figura 22: Representação de um sistema HVDC-VSC interligando um parque eólico offshore a uma rede onshore [1].
24
2. ENERGIA EÓLICA
[2.4.
SISTEMAS DE MONITORIZAÇÃO E
]
CONTROLO
O
s sistemas de monitorização e controlo das turbinas eólicas têm como principais funções otimizar a
produção de energia e proteger o sistema. As técnicas utilizadas para esses fins em sistemas offshore são
as mesmas que se aplicam nos sistemas onshore.
Por um lado, os ditos sistemas de controlo devem assegurar que a captação de energia é máxima, mesmo em
condições não ideais, e garantir a qualidade da energia
elétrica (isto é, assegurar que esta está de acordo com
os padrões da rede, em relação à frequência e tensão,
e reduzir as flutuações de potência associadas à intermitência do vento). Além disso, devem impor um limite
máximo para a potência absorvida, atuando como sistema de proteção contra sobrecargas a nível estrutural
e da rede elétrica, e minimizar os efeitos de fadiga em
todos os componentes, provocados por turbulências,
ciclos de arranque e paragem e variações de velocidade e direção do vento.
Por outro lado, os sistemas de monitorização estão
mais relacionados com funções preventivas. Estes proporcionam informação regular da saúde estrutural dos
diferentes componentes, o que permite planear ações
de manutenção antecipadas (de acordo com as necessidades do sistema e as condições do meio) e diminuir
os riscos de danificação que poderiam incorrer em
avarias e tempos de paragem prolongados. A monitorização é utilizada em grande parte da indústria e os
seus benefícios revelam-se particularmente interessantes nas turbinas eólicas offshore, devido aos elevados custos e necessidade de condições ideias para
operações de manutenção no mar, e às dimensões dos
equipamentos.
torre, entre outros. Para isso analisam-se as vibrações e
tensões nos elementos estruturais e no gerador, os esforços no sistema de amarração, avalia-se a qualidade
e o estado do óleo, utiliza-se termografia para verificar
o estado dos componentes elétricos, entre muitas outras
técnicas.
De um modo geral, a monitorização pode ser do tipo
online, relatando aos operadores instantaneamente as
condições do equipamento, ou offline, caso a recolha de
informação tenha de ser feita por um técnico, não seja
regular e se faça recorrendo a sistemas não integrados
nos equipamentos monitorizados. Face ao custo das deslocações até ao local para efetuar medições e a necessidade de condições ideais do mar para realizar ações de
inspeção nas turbinas eólicas offshore, o uso de sistemas
online na monitorização destas é predominante. No entanto, algumas técnicas de monitorização offline, como a
inspeção visual dos cabos das amarrações, não podem
ser dispensadas e são necessárias de tempo a tempo. De
seguida expõem-se resumidamente as principais técnicas utilizadas na monitorização de turbinas eólicas, apresentadas em [32] e [33].
Análise de vibrações: é a técnica de monitorização mais
utilizada em turbinas eólicas, especialmente nos componentes rotativos (caixa de velocidades, rolamentos, veios,
etc.). Diferentes sensores são usados em função da frequência de funcionamento dos elementos a monitorizar:
transdutores de posição, sensores de velocidade, acelerómetros e spectral emitted energy sensors para baixas,
médias, altas e muito altas frequências, respetivamente.
Na Figura 23 mostra-se o posicionamento de vários
sensores para a medição de vibrações na nacelle. Os
sensores 2, 3 e 4 são acelerómetros estáticos e medem
a oscilação na nacelle derivada do funcionamento do
rotor a muito baixas frequências (a frequência de cut-
Assim sendo, os dois tipos de sistemas aqui abordados estão algo relacionados pois, existe informação
recolhida na monitorização que é utilizada como dados
de entrada nos sistemas de controlo. De seguida apresentam-se os principais sistemas de monitorização e
controlo presentes nas turbinas eólicas.
[2.4.1. SISTEMAS DE MONITORIZAÇÃO]
A
monitorização compreende um conjunto de sensores e equipamentos de processamento de sinal
que fornecem informação contínua das condições
de vários componentes da turbina eólica, tais como as
pás, a caixa de velocidades, o gerador, os rolamentos, a
Figura 23: Posicionamento dos sensores na nacelle para análise de
vibrações [34].
25
2. ENERGIA EÓLICA
-off é 0 Hz). Por sua vez, os sensores 5 e 6 encontram-se
na caixa de velocidades e no gerador, respetivamente.
Estes operam numa gama de frequências que vai de 1
Hz até 20.000 Hz, para medir as vibrações provocadas
pelos rolamentos e engrenagens. Por último, o sensor 1
mede a posição absoluta do rotor [34].
Monitorização acústica: similar à análise de vibrações,
permite detetar o surgimento de fissuras nos materiais.
No entanto, os sensores utilizados na análise de vibrações são montados rigidamente nos componentes e
medem deslocamentos (Figura 24); por sua vez, os sensores para monitorização acústica são acoplados aos
componentes por uma cola flexível de pouca atenuação
e detetam os efeitos sonoros das vibrações que ocorrem quando se dão alterações na estrutura dos materiais. A monitorização acústica pode ser passiva (caso
a excitação seja provocada pelo componente a monitorizar) ou ativa (caso se apliquem excitações externas).
Técnicas ultrassónicas: bastante empregue nas análises
estruturais à torre da turbina e às pás (Figura 24). Utiliza-se para detetar e avaliar o estado de defeitos internos e
na superfície. As caraterísticas de propagação das ondas
ultrassónicas permitem estimar a localização e o tipo de
defeito detetado.
Análise da tensão nos materiais: utilizando extensómetros consegue-se medir a tensão instalada em
componentes críticos, como é o caso das pás do rotor.
Os dados recolhidos permitem fazer previsões do seu
tempo de vida e a sua proteção contra sobrecargas.
Esta técnica ainda não é muito utilizada porque os
equipamentos atualmente disponíveis são de elevado
custo. No entanto encontram-se em desenvolvimento
soluções mais económicas.
Figura 24: Sensores de monitorização acústica e ultra-sónicos montados
na pá de uma turbina [35].
26
Análise do óleo: utilizada para garantir a qualidade
do óleo e salvaguardar a integridade dos componentes envolvidos. Realiza-se maioritariamente offline,
recolhendo amostras para posterior análise. No entanto, já existem dispositivos economicamente viáveis para monitorizar a temperatura, contaminação
(contador de partículas) e humidade do óleo, que se
revelam particularmente interessantes para aplicações offshore. Garantir o bom estado do filtro do
óleo (detetando a pressão sobre este) também é uma
técnica utilizada, tanto no óleo lubrificante como no
hidráulico.
Termografia: técnica offline frequentemente utilizada na monitorização e deteção de falhas de componentes elétricos e eletrónicos. Permite identificar hot
spots provocados pela degradação ou mau contacto
de componentes, simples e rapidamente (ver Figura
25).
Monitorização de componentes elétricos: nas máquinas
elétricas utiliza-se a técnica MCSA (Motor Current Signature Analysis) para detetar falhas no seu funcionamento.
No caso de acumuladores, mede-se a sua impedância
para analisar a sua condição e capacidade. Para as redes
de média e alta voltagem fazem-se medições das descargas, da velocidade e força de contacto dos disjuntores e
análises ao óleo dos transformadores. Todas estas técnicas não entram em conflito com o funcionamento normal
da turbina.
Monitorização do desempenho: por análise das relações
entre potência, velocidade do vento, velocidade do rotor e
ângulo das pás, consegue-se avaliar a condição da turbina e detetar possíveis falhas previamente.
Figura 25: Análise termográfica ao interior de uma nacelle [36].
2. ENERGIA EÓLICA
Monitorização de parâmetros do processo: técnica similar à anterior. Monitorizam-se parâmetros relacionados
com o funcionamento da turbina e procuram-se sinais
que estejam fora de intervalos pré-definidos.
[2.4.2. SISTEMAS DE CONTROLO]
O
s sistemas de controlo podem-se classificar como
ativos ou passivos, dependendo da necessidade de
energia extra para o seu funcionamento. No caso
dos sistemas de controlo ativo, há que garantir que o aumento da energia conseguida com o uso desse sistema
de controlo é suficiente para compensar a necessidade
de potência auxiliar. A maioria dos componentes das
turbinas eólicas tem sistemas de controlo próprios, inseridos no seu design. Além desses, os sistemas SCADA
(Supervisory, Control and Data Acquisition), utilizados em
funções de monitorização, também desempenham algumas ações de controlo.
Para otimizar a captação de energia e proteger o sistema
contra sobrecargas mecânicas, dois sistemas de controlo
merecem destaque: o de regulação da potência de entrada e o de orientação da turbina com o fluxo do vento
(yaw control). A regulação da potência de entrada pode
ser conseguida por alteração do ângulo das pás (pitch
control), por perda aerodinâmica passiva (passive stall
control) ou por perda aerodinâmica ativa (active stall
control). Uma breve descrição de cada uma destas técnicas é de seguida apresentada. No entanto, apenas referir
que existem ainda outros sistemas (menos comuns) para
controlar o fluxo de ar recorrendo a flaps, geradores de
vórtices e microabas [1].
--Alteração do ângulo das pás (pitch control): O pitch
control é maioritariamente utilizado em turbinas de velocidade variável. Nestas, aumenta-se a velocidade de
rotação do rotor e mantém-se o ângulo de ataque das
pás constante, abaixo da velocidade nominal do vento.
Figura 26: Sistema de controlo do pitch ativo com um atuador hidráulico
por pá [37].
Assim que esta é atingida ou superada, o pitch control
varia o ângulo de ataque das pás, fazendo com que estas diminuam a sua força de sustentação. Deste modo, a
velocidade do rotor mantém-se dentro de valores aceitáveis para salvaguardar a integridade física do equipamento, e garante-se a continuidade de produção de
energia perante velocidades do vento elevadas.
A alteração do ângulo das pás pode ser passivo ou ativo,
sendo este último o método mais utilizado. No caso do
controlo ativo, existe um conjunto de atuadores (elétricos
ou eletro-hidráulicos) e respetivos controladores para
desempenhar esta tarefa. As soluções mais comuns
passam por utilizar um motor elétrico (acoplado por engrenagens) ou hidráulico para rodar cada pá (Figura 26)
ou então um único atuador hidráulico que acione todas
as pás simultaneamente. No caso de o acionamento ser
feito por motor elétrico é comum instalar-se um freio
para fixar a posição da pá. Por sua vez, na alteração do
ângulo das pás passiva tira-se proveito do aumento da
força centrífuga (cresce com a velocidade de rotação)
para induzir a variação pretendida através de um sistema de molas (Figura 27).
--Perda aerodinâmica passiva (passive stall control): O
passive stall control é apenas utilizado em turbinas de
velocidade fixa, nas quais não há rotação das pás. O design destas está concebido de modo a que a partir da
velocidade nominal do vento se perca o efeito de sustentação, impedindo assim o funcionamento do rotor a
elevadas velocidades. Assim consegue-se proteger o
sistema contra condições adversas.
--Perda aerodinâmica ativa (active stall control): Este
sistema assemelha-se ao pitch control mas, quando a
velocidade nominal é atingida, as pás rodam no sentido
de aumentar o ângulo de ataque até criar uma situação
de perda aerodinâmica.
Figura 27: Esquema do sistema de controlo do pitch passivo [38].
27
2. ENERGIA EÓLICA
--Orientação com o fluxo do vento (yaw control): Este
sistema de controlo consiste em orientar a nacelle de
modo a que esteja alinhada com a corrente do vento,
maximizando a força de sustentação que atua sobre as
pás. Pode também ser utilizado como sistema de proteção do equipamento, orientando o eixo da turbina perpendicularmente à direção do vento, impedindo assim a
rotação do rotor.
O yaw control pode ser realizado ativa ou passivamente.
No primeiro caso, a nacelle tem de ser dotada de sensores que recolham dados relativos à direção do vento e
vários (6 a 8) motores elétricos engrenados numa grande roda que provoca a rotação da nacelle da turbina. No
caso de o controlo ser passivo, a turbina tem um leme e
utiliza o próprio vento para fazer a sua orientação. Nesta
situação, é impossível usar o yaw control para proteger
o sistema.
Posto isto, o controlo realizado no sentido de garantir
a qualidade da energia elétrica é desempenhado pelos
controladores dos geradores, conversores e transformadores, referidos em 2.3.1, e pelos componentes de transmissão de energia, referidos em 2.3.2.
[2.5.
]
SISTEMAS DE AMARRAÇÃO
contrário em países com águas profundas junto à costa,
como Portugal, representam uma oportunidade. Posto
isto, de seguida descrevem-se as configurações de estruturas apresentadas na Figura 28.
[2.5.1. MONOPILE]
A
estrutura monopile, representada na Figura 29, é a
mais utilizada nas turbinas eólicas offshore atuais
devido à sua simples constituição e facilidade de
fabrico e instalação (até ao final de 2012, 1923 das 2688
turbinas eólicas offshore em todo o mundo tinham sido
instaladas com este tipo de estrutura [3]). É apenas utilizada em zonas do Oceano de baixa profundidade, até 25
m, embora já existam estudos para a sua instalação em
locais mais profundos (até 35 m).
Este tipo de estrutura consiste num pilar tubular de aço
fundeado no solo do mar e numa peça intermédia, também tubular, onde se fixa a torre da turbina por ligações
roscadas. A profundidade das fundações do pilar (normalmente 50% do seu comprimento total), o diâmetro e a
espessura da parede do tubo dependem da profundidade
da água, do tipo de solo e da capacidade nominal da turbina. Na Tabela 5 apresentam-se as dimensões típicas das
estruturas monopile.
A
s estruturas de suporte das turbinas eólicas
offshore têm elevada importância pois são responsáveis por fixar e garantir a estabilidade necessária para a turbina funcionar nas melhores condições.
Além disso, o seu fabrico e instalação representam cerca
de 20% do investimento feito num parque eólico offshore
[2]
, pelo que, uma análise das configurações existentes é
interessante.
Na escolha do tipo de estrutura para uma turbina há que
ter em consideração o seu custo, profundidade, condições
do solo, características da turbina e fatores de risco técnicos/comerciais. Face a isto, existem várias configurações
possíveis para as estruturas de turbinas offshore, como
representa a Figura 28. De um modo geral, estas dividem-se em estruturas fixas e flutuantes.
Por um lado, as estruturas fixas são baratas e uma boa
solução para profundidades inferiores a 50 m. No entanto,
o seu transporte e instalação são caros e a maioria dos
modelos apenas foi testado abaixo dos 25 m. Por outro
lado, as estruturas flutuantes podem ser utilizadas em
águas profundas (teoricamente não existe limite), montadas em docas secas e transportadas a reboque. Em contrapartida o seu custo de fabrico é muito elevado, ainda
se encontram em fase de testes e são comercialmente
desinteressantes para muitos países, cujo território marítimo é maioritariamente de baixa profundidade. .Pelo
28
Figura 28: Tipos de estruturas para turbinas eólicas offshore.
Figura 29: Estrutura monopile [2].
2. ENERGIA EÓLICA
Diâmetro do pilar [m]
3.5 a 6
Comprimento do pilar [m]
Até ≈ 70 (Walney 2)
Peso do pilar [ton]
≈ 500 (Walney 2 → 810)
Comprimento da peça intermédia [m]
≈ 25
Peso da peça intermédia [ton]
145 (Belwind) a 252 (Baltic 1)
Espaço entre a peça intermédia e o pilar [mm]
50 a 125
Espessura da parede [mm]
50 a 90
Tabela 5: Dimensões típicas das estruturas monopile [3].
Para fundear o pilar desta estrutura utiliza-se um martelo hidráulico de grandes dimensões. A sua ação deforma a superfície em que atua e não garante a verticalidade do pilar dentro de uma margem necessária de 0.5º
[3]
. A solução para estes problemas passa pela utilização
da peça intermédia, que tem como objetivo garantir uma
superfície plana e horizontal, com uma flange onde se
possa fixar a torre da turbina eólica. Além disso, este
componente também é útil para suportar elementos
secundários da estrutura, tais como escadas e plataformas de trabalho, e conferir-lhe uma zona de desembarque.
No entanto, é na união da peça intermédia ao pilar que
está a zona mais frágil da estrutura monopile. A ligação
destes componentes faz-se por enchimento do espaço
entre os dois com uma argamassa especial que, devido
às cargas dinâmicas constantes a que a estrutura está
sujeita (provocadas pelo vento, ondas e marés) tem tendência a ruir. Para contornar este problema existem as
seguintes soluções:
--Furar o solo em vez de recorrer ao martelo hidráulico
para fundear o pilar, e fabricar toda a estrutura num único componente – solução mais cara mas utilizada nas
situações em que a dureza do solo não permita o uso
do martelo;
--Fabricar o pilar em betão com o núcleo em betão armado pré-esforçado – solução ainda em fase de protótipo,
Vantagens
no entanto também cara por envolver furação do solo;
--Fabricar a peça intermédia com a extremidade inferior
cónica em vez de tubular, que resulta numa diminuição
do risco de destruição da argamassa - solução mais
cara que a convencional;
Para concluir a descrição da estrutura monopile, apresentam-se na Tabela 6 as vantagens e desvantagens
relacionadas com a sua utilização em turbinas eólicas
offshore.
[2.5.2. GBS (GRAVITY BASED STRUCTURE)]
A
estrutura GBS (Gravity Based Strucuture),
visível na Figura 30, é a segunda mais utilizada no suporte de turbinas eólicas offshore
devido à sua simplicidade. Encontra-se maioritariamente em zonas de baixa profundidade (< 10 m)
devido ao seu custo, geralmente proporcional ao
quadrado da profundidade [3] . No entanto, também
pode ser instalada na zona de transição do Oceano
(< 60 m).
Este tipo de estrutura é composto por uma base e um
veio em betão armado (o veio pode ser em aço). Pode ainda existir um reforço da base, fundeado no solo, para aumentar a estabilidade de todo o conjunto. O modelo GBS
Desvantagens
--Simples de projetar, fabricar e transportar devido à sua --Com o tempo a argamassa desfaz-se;
--A simplicidade da geometria leva à necessidade de
geometria tubular;
grandes diâmetros para conferir estabilidade à estru--O facto de já ter sido aplicada a várias turbinas condutura e torna-la menos flexível. Como consequência dos
ziu ao melhoramento das técnicas utilizadas neste mograndes diâmetros, a estrutura fica sujeita a maiores
delo. A documentação destes procedimentos faz com
cargas hidrodinâmicas, afetando também a sua estaque atualmente sejam de fácil execução;
bilidade;
--Baixo custo.
--O martelo hidráulico é extremamente ruidoso e põe em
questão a saúde dos seres marinhos;
--Apenas utilizada em águas pouco profundas.
Tabela 6: Vantagens e desvantagens da estrutura monopile [3].
29
2. ENERGIA EÓLICA
Figura 30: Estrutura
GBS [2].
Figura 31: Modelo Strabag [1].
não necessita de fundações pois faz uso da sua elevada
força de gravidade para vencer as forças hidrodinâmicas
e provocadas pelo meio envolvente, fixando-se assim ao
solo e dando à turbina a estabilidade que esta necessita.
Na maioria das vezes o solo do Oceano tem de ser preparado para receber a estrutura e é necessário proteger
a zona em torno da base da erosão.
O interior destas estruturas é oco e por isso, em determinados casos, são flutuantes. Nessas situações o transporte para alto mar é feito a reboque e são fabricadas
em docas secas. Assim elimina-se a necessidade de içar
a estrutura para a embarcação e a partir desta para a
água. Uma vez no devido local do Oceano, o interior da
estrutura é enchido com areia, cimento, pedras, etc.,
para aumentar a massa total do conjunto e criar assim a
elevada força de gravidade referida anteriormente. Este
peso adicional pode representar 2/3 da massa da estrutura.
A estrutura GBS mais comum apresenta uma base de
geometria circular/cónica. Porém, existe o modelo Strabag (ver Figura 31) que tem uma base de geometria
retangular (torna-o mais fácil de fabricar em betão armado) e consegue transmitir ao solo as mesmas forças
que a geometria circular. Na Tabela 7, a título de exemplo,
apresentam-se as dimensões da estrutura GBS utilizada
no parque eólico Thornton Bank, na Bélgica.
Por último, apresentam-se na Tabela 8 as vantagens e
desvantagens da utilização da estrutura GBS em turbinas eólicas offshore.
Profundidade [m]
27.5 (23.5 acima da proteção contra erosão)
Altura [m]
44
Peso da estrutura [ton]
3000
Diâmetro na zona tubular [m]
9.1
Enchimento de areia [m ]
2000
3
Tabela 7: Dimensões das estruturas GBS existentes no parque éolico Thornton Bank, Bélgica [3].
Vantagens
Desvantagens
--Custo elevado para grandes profundidades;
--Não necessita de fundações nem peças de intermédias;
--Peso total da estrutura.
--Pode ser transportada a reboque;
--A construção em cimento tem elevada duração e baixa manutenção;
--Pode-se instalar em águas de transição.
Tabela 8: Vantagens e desvantagens da estrutura GBS [3].
30
2. ENERGIA EÓLICA
[2.5.3. SFS (SPACE FRAME STRUCTURES)]
A
s SFS (Space Frame Structures) são o tipo de estruturas fixas utilizadas nas zonas do Oceano de
maior profundidade (até 60 m). A transmissão dos
esforços para o solo deste conjunto de configurações faz-se por intermédio de vários tubos, em vez de por um
único elemento como nas estruturas apresentadas anteriormente. Deste modo consegue-se reduzir o rácio massa/rigidez e surge a necessidade de fundear a estrutura
recorrendo a pilares de pequeno diâmetro. Como alternativa existem propostas para se fazerem as fundações
utilizando um balde de sucção.
em terra e depois transportados numa embarcação.
Uma vez no mar, um guindaste desce progressivamente
a estrutura na água à medida que ROV’s (Remotely
Operated Underwater Vehicles) ou mergulhadores a
guiam para ficar na posição correta. Assim que chega
ao solo, um martelo hidráulico fundeia os pilares pelo
interior das respetivas camisas e o espaço entre os
dois componentes é preenchido com argamassa. As
dimensões das estruturas tripile instaladas no parque
eólico Alpha Ventus, na Alemanha, são apresentadas na
Tabela 9.
Por último, apresentam-se na Tabela 10 as vantagens e
desvantagens deste tipo de estrutura.
Tri-pile
De um modo geral, as SFS dividem-se em dois grupos:
multipod e jacket. De seguida descrevem-se duas configurações multipod (tripod e tri-pile) e uma jacket.
Tripod
A estrutura tripod, visível na Figura 32, está projetada
para zonas do Oceano com profundidades entre 20 e 50
m e, atualmente, apenas foi utilizada em três parques eólicos offshore na Alemanha (Alpha Ventus, Borkum West 2
e Global Tech 1, de acordo com o mapa de parques eólicos
offshore em [3]). É constituída por uma coluna central e
três braços, na extremidade dos quais existe uma camisa
com uma base plana para os pilares.
Os vários elementos desta estrutura são soldados ainda
Figura 32: Estrutura Tripod [2].
A SFS tri-pile, visível na Figura 33, pode ser vista
como uma evolução da estrutura monopile. Porém,
nesta configuração existem três pilares que partilham uma peça intermédia (totalmente acima do
nível da água), criando assim uma estrutura mais
rígida e estável, o que possibilita a instalação da
turbina em águas mais profundas (≈ 40 m). Em
contrapartida, o seu fabrico (especialmente da
peça de transição) e montagem são mais complexos e requerem mais material e horas de trabalho.
A instalação de cada pilar faz-se com um martelo
hidráulico como na estrutura monopile. No entanto,
nesta configuração existe a dificuldade acrescida de
colocar cada pilar na posição correta, de modo a que
Figura 33: Estrutura tri-pod
.
[2]
31
2. ENERGIA EÓLICA
Profundidade [m]
30 a 45
Altura da estrutura [m]
45
Peso da estrutura [ton] (sem pilares)
710
Altura dos pilares [m]
25 a 45
Diâmetro dos pilares [m]
2a3
Profundidade dos pilares [m]
10 a 20
Tabela 9: Dimensões das estruturas tripod existentes no parque eólico Alpha Ventus, Alemanha [3].
Vantagens
--Estável;
--Elevada rigidez.
Desvantagens
--A principal ligação da estrutura é soldada e constitui
portanto uma zona crítica;
--Grande área exposta às solicitações dinâmicas do meio
ambiente.
Tabela 10: Vantagens e desvantanges da estrutura tripile [3].
pernas principais e vários tubos de menor diâmetro
soldados entre elas. Utiliza-se em zonas do Oceano com
profundidades até 50 m, embora já existam projetos para
locais com 70 m de profundidade.
Na extremidade superior desta configuração coloca-se uma peça intermédia que, ao contrário do que
acontecia na estrutura monopile, não tem de fazer
o nivelamento da turbina. A outra extremidade, em
contacto com o solo, é fundeada com um pilar em
cada perna da estrutura. Na Tabela 12 apresentam-se as dimensões típicas das estruturas jacket.
Figura 34: Sistema hidráulico de elevação sincronizada da Enerpac [39].
posteriormente coincidam com a peça intermédia (para
facilitar o posicionamento utiliza-se o sistema GPS). Uma
vez instalados os pilares coloca-se a peça intermédia
e, com um sistema de 3 cilindros hidráulicos por pilar
desenvolvido pela Enerpac (ver Figura 34), faz-se o seu
nivelamento. Para concluir preenche-se o espaço anelar
entre a peça e os pilares com argamassa. Na Tabela 11
apresentam-se as dimensões típicas das estruturas tripile. Um exemplo de aplicação desta estrutura é o parque
eólico BARD Offshore 1.
Jacket
O conceito da estrutura jacket, visível na Figura 35,
tem grande influência das estruturas utilizadas na
indústria petrolífera. Esta é composta por três/quatro
32
Figura 35: Estrutura jacket [2].
2. ENERGIA EÓLICA
Diâmetro dos pilares [m]
3
Comprimento dos pilares [m]
65 a 90
Peso dos pilares [m]
400
30 a 45
Peso da peça intermédia [ton]
Tabela 11: Dimensões típicas das estruturas tri-pod
490
[3].
Diâmetro dos tubos [m]
2
Altura da estrutura [m]
50 a 60
≈ 500
Altura da peça intermédia [m]
≈ 10
Peso da peça intermédia [m]
≈ 150
20 a 40
Tabela 12: Dimensões típicas das estruturas jacket [3].
Vantagens
Desvantagens
--Elevadas profundidades;
--Exige muita mão-de-obra;
--Elevada estabilidade;
--Complicada de transportar;
--Leve e com construção eficiente.
--O elevado número de soldaduras traduz-se em
muitos pontos críticos da estrutura no que toca à
fadiga.
Tabela 13: Vantagens e desvantagens da estrutura jacket [3].
A instalação deste tipo de estruturas pode-se fazer
com colocação prévia ou posterior dos pilares. Neste
último caso, tem de existir na extremidade inferior
das pernas da estrutura uma camisa 1 com uma base
plana, na qual se insere cada um dos pilares com
um martelo hidráulico. O espaço anelar entre os dois
componentes é posteriormente preenchido com argamassa. Já no caso da instalação prévia dos pilares, as
camisas não são necessárias. Assim que fundeados na
devida posição, a estrutura é colocada de modo a que
os pilares assentem nas extremidades da base. Pos1
teriormente faz-se também o enchimento do espaço
entre os dois componentes com argamassa.
Para concluir, apresentam-se na Tabela 13 um conjunto de vantagens e desvantagens da estrutura jacket.
Jack-Up
Ainda em fase de protótipo (ver Figura 36), esta estrutura
pensada para grandes profundidades assemelha-se bastante a uma plataforma marítima elevatória. O seu transporte para o local no mar é feito a reboque.
Camisa – Tubo metálico para guiar e acomodar o pilar.
Figura 36: Estrutura Jack-Up [1].
33
2. ENERGIA EÓLICA
[2.5.4. ESTRUTURAS FLUTUANTES]
O
investimento em estruturas fixas para zonas
offshore de elevada profundidade (> 60 m) é bastante elevado. Nesses casos pode ser economicamente vantajoso utilizar estruturas flutuantes como
suporte das torres das turbinas eólicas. Além do fator
económico, estas são mais flexíveis na sua construção e
instalação, fáceis de desativar e fazem a transmissão dos
esforços a que são sujeitas para a água, em vez de para
o solo do mar que se encontra bem mais distante. A sua
fixação ao solo é feita por amarras.
O principal aspeto positivo desta estrutura, quando comparada com outros modelos flutuantes, é a sua pequena
secção transversal ao nível da água, que faz com que esta
seja menos sensível ao movimento das ondas. Em contrapartida, o facto de esta balançar (por ação das ondas
e do vento) é prejudicial para a produção de energia. No
caso da estrutura do Hywind, verificaram-se no protótipo
Em contrapartida, o projeto deste tipo de estruturas é
mais complexo, sendo a minimização do impacto do vento e das ondas na sua estabilidade um dos aspetos a ter
em conta. O projeto das infraestruturas elétricas e os custos associados (do cabo flexível principalmente) também
são um desafio, tal como a construção, instalação e procedimentos de operação e manutenção.
Atualmente ainda não existe nenhum parque eólico
offshore cujas estruturas de suporte das turbinas sejam
deste tipo. Até à data apenas dois protótipos à escala
real foram instalados e ligados à rede elétrica na Europa: o Hywind, na Noruega, e o WindFloat, em Portugal.
De seguida são apresentados os modelos de estrutura
flutuante utilizados em cada um dos projetos referidos e
também outros que se encontram em fase de estudo. Em
[40]
apresenta-se um resumo dos projetos de estruturas
flutuantes existentes nos EUA, Europa e Japão.
Spar (Hywind)
A estrutura spar, representada na Figura 37, consiste
num cilindro oco de grandes dimensões que flutua devido
à grande quantidade de ar que tem no topo do seu interior e se mantém vertical graças à existência de lastro
no seu fundo. O cilindro transporta-se horizontalmente
a reboque até ao seu local no mar, onde é depois erguido e enchido com lastro líquido. Posto isto, a turbina é
instalada, posiciona-se a estrutura no local pretendido e
as amarras são então ancoradas. Na Tabela 14 são apresentadas as dimensões principais da estrutura spar do
projeto Hywind.
Figura 37: Comparação entre a estrutura spar do Hywind e o navio U-48
da 2ª Guerra Mundial [3].
Comprimento submerso [m]
100
Diâmetro submerso [m]
8.3
Diâmetro ao nível da linha de água [m]
6
Peso do cilindro [ton]
1500
Peso da turbina + Peso do lastro [ton]
3800
Tabela 14: Dimensões da estrutura spar do Hywind [3].
34
2. ENERGIA EÓLICA
instalado oscilações de 3º com durações entre 20 e 30
segundos (as estruturas fixas não oscilam e têm uma inclinação com a vertical de 0.5º no máximo).
Para se fixar, a estrutura está ancorada com três amarrações em catenária, dispostas a 120º umas das outras.
Cada uma delas fixa-se à estrutura spar em dois pontos
para impedir que entre em rotação [41]. Na Figura 38 está
representada a constituição de uma das amarrações do
Hywind, composta por correntes, cabos, um peso e uma
âncora.
Semi-submersível (WindFloat)
A estrutura semi-submersível utilizada no projeto WindFloat (Figura 39) é constituída por três cilindros semi-submersos, de pequena dimensão, unidos de forma a
criar um triângulo. O interior de cada cilindro divide-se
em dois compartimentos, sendo um deles para conter
um lastro de água fixo e o outro um lastro variável. A
variação do lastro em cada uma das colunas confere à
turbina a estabilidade necessária para produzir energia.
Este sistema é patenteado pela Principle Power.
O transporte deste sistema fez-se a reboque com
a turbina já montada. Uma vez no seu local foi ancorada com cinco amarrações em catenária: três
no cilindro da turbina e uma em cada um dos outros cilindros (ver Figura 40). Cada uma destas é
formada por componentes convencionais como
correntes, cabos, uma âncora de arrasto, entre outros [42] . Posto isto, na Tabela 15 são apresentados
alguns dados relativos à estrutura do WindFloat.
Figura 38: Constituição de uma amarração do Hywind [41].
Figura 39: Estrutura semi-submersível utilizada no WindFloat [43].
Figura 40: Amarrações do WindFloat [42].
35
2. ENERGIA EÓLICA
Diâmetro dos cilindros [m]
8
Altura dos cilindros [m]
23.2
Altura submersa dos cilindros [m]
13.7
1200
Peso da água de lastro [ton]
1300
Tabela 15: Dados da estrutura do WindFloat projetada para suportar uma turbina de 2MW
Uma outra plataforma semi-submersível, com uma configuração que se assemelha ao WindFloat mas onde a turbina está instalada no centro da estrutura, Figura 41, está
a ser testada no Japão, mais concretamente em Fukushima. Esta turbina, tal como o WindFloat, tem uma potência
de 2MW.
TLP (Tension Leg Platform)
A configuração TLP (ver Figura 42) é composta por uma
estrutura submersa e cabos que a ancoram ao solo. A
estrutura aqui considerada é flutuante e portanto a sua
força de impulsão excede o peso do conjunto. Como resultado as amarrações são tracionadas, fazendo com que
a turbina permaneça estável. O facto de a estrutura estar submersa faz com que a sua secção transversal ao
nível da água seja reduzida, tornando-a assim menos
vulnerável às cargas provenientes das ondas. Até à data
apenas um protótipo à escala 3:4 foi instalado na costa italiana, o Blue H (Figura 43), para avaliar o impacto
visual das turbinas eólicas offshore. Este foi descomissionado em 2009.
.
[44]
Sway
O protótipo Sway (visível nas Figuras 44 e 45), instalado
na Noruega em Junho 2012 à escala 1:5, apresentase como uma evolução da estrutura spar. Uma das
modificações feitas para este modelo foi o estreitamento
do diâmetro do tubo (que resulta numa redução de peso
e material) em detrimento de cabos tracionados em
torno da estrutura (como acontece nos mastros), para
compensar a rigidez perdida na redução diametral. Outro
Figura 41 - Estrutura sem-submersível instalada em Fukushima no
Japão [45].
Figura 42: Estrutura TLP (Tension
Leg Platform) [2].
Figura 43: Protótipo Blue H [40].
36
2. ENERGIA EÓLICA
posicionando-se sempre na melhor posição para
funcionar. Assim sendo, neste modelo dispensa-se
o yaw control.
A amarração do Sway consiste num único cabo,
que se fixa ao solo por uma âncora de sucção. Este
está sempre em tensão, como acontece nos cabos
da estrutura TLP, e o seu comprimento pode variar
entre 20 e 300 m [45] .
[2.6.
]
EMBARCAÇÕES DE APOIO
A
Figura 44: Protótipo sway instalado na Noruega à escala
1:5 [45].
construção de um parque eólico offshore requer o
uso de embarcações que permitam realizar as atividades associadas a cada uma das suas diferentes fases de vida: projeto, instalação, operação/manutenção e descomissionamento do parque. Dependendo da
operação em questão, podem ser necessárias embarcações genéricas (utilizadas noutras indústrias) ou embarcações especialmente desenvolvidas para este setor da
indústria. De um modo geral, as embarcações de apoio
aos parques eólicos offshore necessitam de capacidade
para armazenar e transportar componentes de grandes
dimensões, de elevar cargas pesadas até uma altura significativa, de se posicionarem e elevarem rapidamente
no local da instalação e de operar continuamente numa
vasta gama de profundezas, altura de ondas e correntes.
Posto isto, faz-se de seguida uma breve descrição dos
requisitos das embarcações em cada uma das fases de
vida do parque eólico.
Fase de projeto
Na fase de projeto de um parque eólico offshore, as embarcações utilizadas têm de proporcionar as condições
necessárias para se fazerem avaliações do impacto ambiental e prospeções geofísicas e geotécnicas (incluindo
análise da rota do cabo). Destas atividades, a prospeção
geotécnica é a que mais necessidades tem pois requer
uma superfície estável, a partir da qual se possam fazer
furações para recolha de amostras do solo. Instalam-se
então plataformas do tipo jack-up, como a da Figura 46,
para realizar este tipo de tarefas. Estas são ainda aproveitadas para instalar antenas meteorológicas.
Fase de instalação
Figura 45: Modelação gráfica do Sway [47].
aspeto modificado foi colocar a turbina em downwind. Isto
permite que um conjunto de cabos que unem a turbina
à estrutura estejam constantemente tracionados
por ação do vento (assegurando estabilidade),
e que o equipamento rode como um cata-vento,
Na fase de instalação de um parque eólico requer-se
um conjunto de embarcações especiais, com destaque
para as que são utilizadas nas tarefas de instalação
das estruturas de suporte e das turbinas. Os principais
aspetos a ter em consideração na seleção destas
embarcações são o seu desempenho, custo, capacidade
de elevação de cargas, precisão na elevação, dimensões,
limitações meteorológicas e oceanográficas, riscos
37
2. ENERGIA EÓLICA
Figura 46: Plataforma jack-up utilizada em prospeções geotécnicas no estuário do rio Tamisa [48].
técnicos associados e disponibilidade comercial.
Além destas, embarcações mais simples são também
utilizadas para fazer o transporte de equipamento e mãode-obra para o local.
A diversidade de embarcações, e suas variações, que já
se utilizaram na instalação de estruturas e turbinas eólicas offshore é significativa. Face a isto, apresentam-se na
Tabela 16 as mais utilizadas.
Adicionalmente às embarcações apresentadas importa
realçar a importância da utilização de embarcações auxiliares como os Wind Farm Service Vessel (WFSV) ou
Crew Transfer Vessel (CTV) market. Estas embarcações
têm como principais funções o transporte de passageiros
e equipamentos até os parques offshore, exemplo Figura
47. São como tal extensivamente utilizadas no suporte à
instalação, operação e manutenção dos parques de energia renovável offshore. Atualmente estão em operação
270 embarcações deste tipo nos diferentes parques europeus, estando prevista a adição de 70 novas embarcações
ao número de embarcações já existente até ao final de
2014, sendo portanto notório o crescimento e a procura
deste tipo de embarcações [51].
Estas embarcações são usualmente catamarãs em alumínio com capacidade para acomodar até 12 passageiros
e aproximadamente 10t de carga. Circulam com velocidades compreendidas entre os 15 e os 25 nós, podendo
atingir velocidades máximas de 30 nós. Face ao referido crescimento da demanda deste tipo de embarcações,
existem registos de que durante a fase de instalação do
London Array Phase 1 poderão estar 35 embarcações
a operar num determinado instante . Espera-se ainda
que num futuro muito próximo ocorram modificações
38
a nível da regulação e operação deste tipo de embarcações, como por exemplo o aumento da sua capacidade de
transporte acima dos 12 passageiros [51].
Por fim, importa realçar que a perceção da carência de
embarcações capazes de proceder aos trabalhos de
instalação do Round 3 no Reino Unido e os projetos de
energia eólica offshore na Alemanha levou a uma onda
de comissionamentos para novas construções. As especificações para estas embarcações serão função da
quantidade de turbinas e fundações, a profundidade e as
condições atmosférica dos locais de instalação [2].
Fase de operação/manutenção
Durante o período em que o parque eólico está em
funcionamento também são necessárias embarcações
Figura 47 - Ellida Array construído para o London Array Phase 1 [51]
2. ENERGIA EÓLICA
Jack-Up vessel – Excalibur da Fugro Seacore (1978)
•Capacidade de elevação [ton]: 220
•Porte do convés [ton]: 1352
•Área do convés [m2]: não disponível
•Comprimento [m]: 60
•Largura [m]: 32
•Calado [m]: 2.55
•Propulsão: não tem
•Profundidade máxima [m]: 40
--Permitem desempenhar quase todas as tarefas necessárias para a construção de um
parque eólico, o que faz destas a melhor solução para a construção de um parque eólico
offshore;
--Elevada estabilidade por não ser afetada pelas ondas, permite realizar operações como
onshore;
--Ideais para instalar as nacelles e as pás das turbinas;
--Podem ser utilizadas tanto em águas de baixa como de elevada profundidade;
Leg-Stabilised crane vessel - Sea Power da A2Sea (2002)
•Porte do convés [ton]: 2386
•Área do convés [m2]: 1020
•Comprimento [m]: 91.76
•Largura [m]: 21.6
•Calado [m]: 4.25
•Propulsão: 2 x 1200 kW
•Profundidade máxima [m]: 24
--Surgiram a partir de alterações tecnológicas a navios normais, pelo que são uma solução
de baixo investimento;
--O facto de derivarem de navios significa que têm cascos com boas caraterísticas hidrodinâmicas e que se podem deslocar rápida e economicamente;
--Apenas para instalação de turbinas em águas de baixa profundidade (até 24 m);
--Estabilidade afetada pela ondulação;
DP2 Heavy lift cargo vessel – Jumbo Javelin da Jumbo Shipping (2004)
•Porte bruto [ton]: 12870
•Calado [m]: 7.5 (sem carga) / 8.21
•Profundidade [m]: 24
--Permite o transporte de cargas em curtos espaços de tempo e de modo económico;
--Equipados com gruas de grande capacidade;
--Conseguem mover cargas entre embarcações, pelo que podem ter um papel importante no
futuro no transporte de cargas para alto mar em curtos espaços de tempo;
--Não é suficientemente estável para fazer a instalação das turbinas pois é afetado pelas
ondas;
--Capacidade de armazenamento reduzida;
Tabela 16: Tipos de embarcação utilizados na instalação de turbinas offshore (adaptado de [2] e [49]).
39
2. ENERGIA EÓLICA
Semi-submersible heavy lift vessel – Thialft da Heerema Marine Contractors (1985)
•Porte bruto [ton]: 136709 (12000
convés)
•Calado [m]: 11.8 – 31.6
--Embarcação desenvolvida para fazer a instalação de módulos das plataformas petrolíferas
offshore em condições adversas;
--Utiliza lastro de água para aumentar o seu peso, diminuindo assim o balanço e eliminando
o efeito das ondas na embarcação;
--A embarcação é imóvel na água;
--Custos de operação e aluguer bastante superiores às outras embarcações (pode chegar
até 1 M €/dia) [50]
Shearleg cranebarge – Rambiz 3000 da Scaldis (1996)
•Porte bruto [ton]: 7547
•Largura [m]: 44
•Calado [m]: 2.8 nas travessias; 3.6 5.6 quando em operação
•Propulsão: 4 x 750 hp
•Profundidade [m]: --É uma configuração de uma barcaça para elevação e transporte de cargas muito elevadas;
--Projetada para operar maioritariamente em águas protegidas;
Floating dumb barge with crane – Haven Seaforth da Red7Marine
•Capacidade de elevação [ton]: •Porte do convés [ton]: 691
•Largura [m]: 19
•Calado [m]: 0.71 – 2.3
•Propulsão: •Comprimento das pernas [m]: 25
--Embarcação mais económica, constituída por uma barcaça suportando uma grua para
operar onshore;
--Instáveis e como tal não são utilizadas como embarcação principal para construção de
um parque eólico offshore. Desempenham funções auxiliares, tais como, transporte de
componentes;
40
2. ENERGIA EÓLICA
equipadas com gruas para desempenhar ações de
reparação e manutenção nas turbinas. Estas são no
entanto de muito menores dimensões e capacidades do
que as utilizadas na fase de construção do parque. Além
destas, embarcações com capacidade para transportar
até 12 passageiros são normalmente utilizadas.
Fase de descomissionamento
Nos procedimentos de desativação do parque eólico utilizam-se embarcações similares às mencionadas para os
processos de instalação [2].
41
3. ENERGIA DAS MARÉS E
CORRENTES OCEÂNICAS
42
3.
ENERGIA DAS ONDAS
A
quantidade de energia armazenada
numa onda depende da sua amplitude e período. Enquanto as ondas
se propagam em águas profundas a energia que transportam praticamente não se
dissipa. Apenas perto da costa, em zonas
de profundidade inferior a 50 m, é que a
perda de energia (por atrito com o fundo
do oceano) passa a ser significativa mas,
é principalmente na zona de rebentação
que a libertação de energia é maior. Assim
sendo, deve-se fazer a captação da energia das ondas em alto mar. Há no entanto
que evitar as zonas onde estas são geradas porque, devido à sobreposição de uma
gama muito larga em frequência e direção
de componentes, a superfície do mar apresenta-se muito irregular. Locais em que a
superfície do oceano apresente uma forma
mais regular e se reconheçam facilmente
ondas individuais, são então tipicamente os
indicados para a captação da energia aqui
em questão.
A densidade energética deste recurso é
representada como a potência gerada por
cada metro de crista de onda (kW/m). Zonas com médias anuais entre 40 e 70 kW/m
consideram-se boas para aproveitamento
da energia das ondas, situação verificada
nas latitudes entre 40 e 60 graus de ambos
os hemisférios [1]. No entanto, locais com
grande potencial energético são também
tipicamente sujeitos a tempestades com
grande potencial destrutivo, pelo que isto
deve ser tido na escolha do melhor local
para instalação.
43
[3.1.
INVESTIGAÇÃO E
]
A
pesar dos primeiros estudos em energia das ondas serem relativamente longínquos em termos
temporais, este tipo de aproveitamento não possui
uma representação comercial expressiva.
Deste modo, numa fase em que ainda não existe uma tecnologia de aproveitamento que é claramente mais competitiva que as outras a I&D deve desempenhar um papel
fundamental para a convergência das principais soluções
tecnológicas e para que o nível comercialização desejado
seja atingido.
A investigação e desenvolvimento de um sistema de
energia das ondas começa com um conjunto de códigos
numéricos que permitem o desenvolvimento de estudos
fiáveis com baixo custo relativo. Estes códigos são baseados na teoria das ondas e na sua interação com estruturas flutuantes ou fixas, deste modo, resolvem o problema
da difração e radiação para corpos oscilantes em interação com as ondas.
O WAMIT [52], o Aquadyn [53], o SeaFEM [54], o Ansys Aqwa
[55]
, o Ansys Fluent [56], e o Sesam HydroD Wadam [57] são
exemplos de códigos utilizados no cálculo hidrodinâmico
da interação entre escoamentos e corpos. A sua utilização depende da sua aplicabilidade ao caso de estudo. A
simulação das amarrações envolve geralmente a utilização de softwares complementares como o OrcaFlex [58] ou
o Sesam DeepC Mimosa [59].
Para uma melhor identificação do que é a análise numérica de dispositivos de energia das ondas vamos mostrar
um exemplo utilizando o Ansys AQWA Diffraction para simular um dispositivo de conversão de energia das ondas.
Esta ferramenta implementa um método de elementos
de fronteira (BEM – Boundary Element Method) e permite
a modelação numérica no domínio da frequência e considerando ondas e movimentos no regime linear. O domínio
de aplicabilidade do AQWA Diffraction está condicionado
aos corpos sujeitos a ondas harmónicas e cujo comportamento hidrodinâmico se carateriza pela existência de
um efeito dominante de escoamento potencial, i.e. irrotacional, invíscido, e, neste caso, incompressível. Tipicamente os resultados são bons (ou aceitáveis) para corpos
que não são esbeltos e para estados de mar com energia
moderada [60]. Para um corpo ser esbelto, tipicamente deve-se ter D/λ > 0.2 e em consideração também o número
de Keulegen-Carpenter [61], onde D representa o diâmetro
caraterístico e λ o comprimento de onda. O que é energia
moderada tem naturalmente uma interpretação difusa,
mas tipicamente o vento força 5 na escala de Beaufort
44
(Figura 48) corresponde a altura significativa 2-3 m e recebe essa classificação, também o será 2-4 m na escala
de Douglas.
Na Figura 49 apresenta-se esquematicamente um dispositivo do tipo B-OF (classificação adotada em [58] para dispositivos oscilantes em forma de pá) e na Figura 50 está
um exemplo típico da discretização de ¼ da superfície
molhada (simetria no plano xoy que define a superfície
livre média). Os painéis são representados no referencial
do corpo, que neste caso foi escolhido de tal forma que
o eixo dos yy contém o eixo de rotação em cabeceio (o
único movimento que lhe é permitido). Deve efetuar-se
uma análise de convergência recorrendo a diferentes discretizações da superfície molhada (obras vivas). Este dispositivo possui arestas que aumentam a probabilidade de
existir libertação de vórtices e fenómenos de vibração associados, sendo que uma verificação mais detalhada dessas situações teria de ser efetuada com outros modelos
numéricos ou mesmo com recurso à modelação física.
No caso de estudos preliminares deve no mínimo calcular-se o número de Keulegan-Carpenter e utilizá-lo para
determinar estimativas dos coeficientes de arrasto. Estas
situações são discutidas em [60]. Na Figura 51 encontra-se o dispositivo tal como representado no ambiente de
supervisão gráfica do AQWA, já texturizado em função de
valores da pressão dinâmica, bem como os coeficientes
de amortecimento e massa adicionada para o movimento
de cabeceio.
Na Figura 52 pode visualizar-se a amplitude da resposta em cabeceio do sistema, por unidade de amplitude de onda, quando sujeito a ondas harmónicas
(conhecido na literatura por RAO – Response Amplitude Operator). Verifica-se que, na gama de períodos
característicos dos estados de mar, este dispositivo
não apresenta qualquer efeito de ressonância dos
movimentos.
Na Figura 53 encontram-se curvas de nível correspondentes à probabilidade de ocorrência de estados
de mar ao largo de Lisboa. Este resulta de valores
totais correspondentes a vários anos completos de
medições e portanto não permite detalhar a sazonalidade, a ocorrência de múltiplos picos espectrais,
etc, nem tão pouco as correntes (por efeitos locais
de maré, térmicos ou globais) que existem ao longo
da costa (e.g. agueiros) e que também devem ser
consideradas num estudo detalhado deste tipo de
dispositivo. Aliás, alguns destes fenómenos, e.g. as
correntes, para alguns dispositivos de aproveitamento poderão sofrer uma influência significativa
dos dispositivos, originando alterações na morfologia costeira. O diagrama de ocorrência dos estados
de mar, juntamente com uma descrição espectral do
estado de mar e a função de transferência do dispositivo, por via da transformada inversa de Fourier,
permitem estimar, e.g., a potência média anual que
o dispositivo produz em regime linear.
Aplicando a inversa da transformada rápida de Fourier ao
vetor das amplitudes complexas de resposta e assumindo
uma fase aleatória para as diferentes componentes de
onda do estado de mar é possível obter-se um registo
Figura 48: Escala de Beaufort [63].
Figura 49: Conversor do tipo B-OF. [60]
Figura 50: Painéis típicos para ¼ das obras vivas do
corpo superior para o método BEM. Painéis de menor
dimensão próximo da superfície livre, onde é maior o
gradiente de pressões.
45
Figura 51: Imagem recolhida no ambiente gráfico do AQWA, onde é possível aceder a coeficientes hidrodinâmicos e pressões (onda incidente,
difratada, radiada e variação de hidrostática).
Figura 52: Módulo da função de transferência do movimento de cabeceio
em torno da charneira, para BPTO = 107 Nms.
temporal da velocidade imposta à tomada de potência
e, assim, estimar-se a potência instantânea, bem como
ao cálculo de qualquer outra estatística de interesse.
Figura 53: Linhas de nível da probabilidade de ocorrência de estados de
mar para a zona ao largo de Lisboa (scatter).
Considerando um valor constante de amortecimento,
BPTO, no sistema de extração de energia (Power TakeOff - PTO), tem-se:
P (t ) = BPTOθ! 2 (t )
46
O procedimento de otimização da tomada de potência
de um dispositivo, consiste, na sua forma mais simples,
em procurar o amortecimento que maximiza a potência
média anual. Em alternativa é ainda frequentemente sugerido que se proceda da mesma forma cada estado de
mar. A otimização onda-a-onda é um assunto de pesquisa e, na opinião do autor, sê-lo-á por bastante tempo (necessita continuamente de controlo ativo). Normalmente,
para estudos preliminares, não se aborda como é que o
dispositivo ajusta o amortecimento na prática, podendo
de facto resultar numa situação fisicamente impossível
ou em que o balanço de potência utilizável apresenta
saldo insuficientemente favorável. Outras otimizações
possíveis incluem a alteração da geometria, massa, etc.
Neste estudo representativo não se efetua qualquer otimização e a matriz de potência resultante, para um BPTO
= 107 N.s/m, pode ser apresentada na forma gráfica da
Figura 54 (assumiu-se o espetro JONSWAP com γ = 3.3,
ondas perpendiculares ao dispositivo e com ângulos de
fase com distribuição U~ [0, 2π[). Para se determinar a
potência média anual assume-se que cada estado de mar
é uma realização independente (estatisticamente) e portanto o seu valor resulta do somatório de todas as entradas da matriz produto de Hadamard (elemento a elemento) entre a matriz de probabilidade e a matriz de potência
média. Segundo[60] definiu-se como 10% a dissipação de
energia entre alto mar e costa Alerta-se também para o
facto que uma análise em mais pormenor iria necessitar
claramente de uma melhor caraterização dos estados de
mar junto ao local de instalação do dispositivo (utilizando modelos de raios inverso ou SWAN), ou em alternativa
bóias ou outro equipamento ondógrafo nos locais propostos para testes. Só assim se incluiriam os efeitos dissipativos e de transformação das ondas junto à costa [64].
A potência média anual para o dispositivo representativo
cifra-se em 233.74 kW e resultaria numa energia caraterística anual (ver [60]) de 0.54 kWh/kg, portanto inferior aos
1.2 kWh/kg que se atinge para o amortecimento ótimo
em cada estado de mar (tal como seria esperado).
Dispositivos de conversão de energia das ondas que sejam múltiplos corpos com constrangimentos mecânicos
entre si (além da interação hidrodinâmica) requerem alguma atenção específica na fase de cálculo de movimentos e, dependendo da proximidade entre corpos, também
na dimensão dos painéis nas superfícies que delimitam
zonas intersticiais.
Tome-se por exemplo o F-2HB (classificação adotada em
que é constituído por dois corpos concêntricos extremamente próximos e onde só é permitido o movimento
relativo de arfagem. Neste caso é necessário modelar
duas geometrias (12 graus de liberdade) e incluir o constrangimento por via da matriz de rigidez de acoplamento
que obriga o movimento solidário em todas as restantes
direções. Para tal deve-se escolher criteriosamente os
referenciais locais de cada corpo (neste caso a origem
pode coincidir com a interseção entre o eixo de simetria
e a linha de água) para que o acoplamento seja descrito
de forma simples. Note-se na Figura 55 a discretização
com painéis mais pequenos junto da superfície livre e nas
superfícies adjacentes ao interstício. O restante procedimento é absolutamente idêntico.
[60]
Tal como nos sistemas eólicos, também nos sistemas
que interagem com as ondas o recurso ao teste laboratorial deve ser considerado. A validação dos resultados numéricos é geralmente conseguida através da
utilização de tanques de ondas ou canais de geração
de ondas.
Figura 54: Potência média para a zona costeira de Lisboa, mantendo BPTO = 107 Nms.
47
geradores consistem geralmente em batedores
dimensionados com base na teoria linear para a geração
de ondas através de atuação eletromecânica, pneumática
hidráulica ou combinada. O sistema de controlo que
permite a movimentação dos batedores gerar ondas com
a frequência e o período pretendidos.
[3.2.
]
ENERGIA
Figura 55: Discretização de ¼ das obras vivas por
painéis quadriláteros para aplicação do método
BEM.
Atualmente é comum encontrar tanques de teste que
combinam a geração de ondas irregulares multidirecionais com a geração de correntes, tais exemplos
podem ser encontrados no Marintek, Universidade de
Plymouth, NTNU, Marin ou na Universidade de Edimburgo (este ainda em construção mas com a particularidade de ser circular [65]).
Em Portugal, apenas no IMAR é possível aceder a uma
instalação semelhante, no entanto trata-se de um canal de ondas muito mais simples e de dimensões reduzidas que não gera ondas multidirecionais.
A simulação laboratorial de ondas multidirecionais é
apenas acessível no IST e na FEUP.
A simulação laboratorial de ondas nestas instalações
laboratoriais é conseguida por utilização de geradores
de ondas colocados no perímetro da instalação. Estes
Figura 56: Tanque de ondas multi-direccionais FEUP [66].
48
Ao longo dos anos desenvolveu-se uma grande variedade de conceitos para aproveitamento da energia das ondas. Estes são por norma classificados de acordo com a
sua localização, orientação/dimensões relativamente às
ondas ou princípio de funcionamento. Para uma melhor
compreensão, de seguida descrevem-se as diferentes categorias de classificação.
Classificação quanto à localização
A classificação dos sistemas para aproveitamento da
energia das ondas quanto à localização faz-se tendo em
conta a sua distância à costa. Estes podem então ser
denominados costeiros, de utilização perto da costa ou
offshore (Figura 57) [67]:
•Costeiros: podem ser colocados em águas rasas (< 10 m
de profundidade), integrados em quebra-mares e barragens ou fixos a penhascos. A sua principal vantagem é
a boa acessibilidade, que facilita as operações de instalação e manutenção. O facto de não necessitarem de
amarrações nem de longos cabos para se conectarem
à rede elétrica é também um aspeto a seu favor. No entanto, como já referido, as ondas nas zonas costeiras
têm pouca energia acumulada. Além disso, há um défice
de locais apropriados para a sua instalação e o facto de
modificarem a costa pode ter impactos ambientais [67].
Figura 57: Possíveis localizações dos sistemas para aproveitamento da energia das ondas [67].
•Utilização perto da costa: instalados até algumas centenas de metros da costa, em zonas com 10 a 40 m de
profundidade. Normalmente apoiam-se no solo (evitando amarrações), o que requer que a estrutura resista
aos esforços provocados pela passagem das ondas. Alternativamente a sua estrutura pode ser flutuante [67].
•Offshore: instalados bastante afastados da costa, em
zonas com mais de 40 m de profundidade. Podem ser
flutuantes ou submersíveis e fixam-se ao solo por
amarrações. Pelo facto de estarem em alto mar, as
ondas a que estão expostos contêm grandes quantidades de energia. No entanto, as mesmas quantidades de
energia põem em questão a segurança e sobrevivência
do sistema e exigem que as amarrações suportem elevados esforços. Além disso, a sua localização dificulta e
encarece os procedimentos de manutenção e obriga à
utilização de longos cabos para o transporte de energia
para a rede elétrica [67].
Classificação quanto à orientação/dimensões relativamente às ondas
Quanto à orientação/dimensões relativamente às ondas
dos sistemas em questão, estes podem-se classificar
como absorvedores pontuais, atenuadores ou terminadores (Figura 58) [67]:
•Absorvedores pontuais: caraterizam-se por serem
objetos, de diâmetro pequeno quando comparado
ao comprimento das ondas e axissimétricos (na
maior parte dos casos). A sua forma permite captar a
energia das ondas provenientes de todas as direções,
ao contrário do que acontece com os outros tipos de
sistemas. Para gerar energia elétrica tira-se proveito
do movimento oscilatório das ondas para acionar um
dispositivo linear ou rotativo.
•Atenuadores: são estruturas longas em comparação
com o comprimento das ondas, e posicionam-se com
a sua maior dimensão em linha com o sentido de propagação destas. São constituídos por um conjunto de
corpos cilíndricos unidos com ligações articuladas flexíveis, que permitem que cada um rode em relação aos
outros.
•Terminadores: são também estruturas longas como os
atenuadores. No entanto, estes são posicionados perpendicularmente ao sentido de propagação das ondas,
de modo a que o seu efeito de radiação seja no sentido da propagação das ondas tirando assim proveito da
energia que transportam.
Classificação quanto ao princípio de funcionamento
Do ponto de vista do princípio de funcionamento, os sistemas de aproveitamento da energia das ondas podem
tirar proveito de diferenças de pressão, ser de flutuação,
de galgamento ou oscilatórios. Cada uma destas categorias é de seguida descrita [67].
Figura 58: Classificação dos sistemas de aproveitamento da energia das ondas segundo a orientação/dimensões relativamente
às ondas: (a) absorvedor pontual OPT, (b) atenuador Pelamis, e (C) terminador Wave Dragon [67].
49
•Diferenças de pressão: dividem-se naqueles que funcionam segundo o princípio de Arquimedes e nos de coluna
de água oscilante. No caso dos primeiros, trata-se de um
absorvedor pontual submerso que utiliza a diferença de
pressões que atua sobre si, gerada entre a amplitude
máxima e mínima das ondas. Quando a crista da onda
está sobre o dispositivo, um volume de ar no seu interior
é comprimido pelo aumento da pressão hidrostática e o
sistema move-se descendentemente. Quando é a cava
da onda que está sobre o dispositivo dá-se o fenómeno
inverso. Assim sendo, o equipamento descreve um movimento linear, a partir do qual se produz energia. Este
normalmente é instalado perto da costa e fixo ao fundo
do oceano.
Por sua vez, os sistemas de coluna de água oscilante instalam-se maioritariamente na costa. Este tipo de dispositivo trata-se de uma câmara semissubmersa com uma
abertura na parte inferior. No seu interior, as ondas provocam oscilações do nível da água que por sua vez causa
oscilações de pressão de um volume de ar acima desta.
O fluxo de ar criado aciona uma turbina (que gira sempre
na mesma direção) para produzir a energia.
•Flutuantes: baseiam-se em corpos flutuantes movidos
por ação das ondas. A oscilação pode ser aproveitada
vertical ou horizontalmente, por rotação ou uma
combinação destes. Além disso, o movimento que é
aproveitado pode ser entre o corpo flutuante e , dois ou
mais corpos.
•Sistemas de galgamento: são estruturas onde as ondas
no embate aumentam a sua energia potencial, cinética
ou ambas, por serem conduzidas até um reservatório
colocado num nível superior ao da água do mar. A energia é produzida na devolução da água ao mar, utilizando
a diferença de nível entre este e o reservatório, através
de turbinas de baixa queda. Tanto pode ser assente na
costa como estar distante desta, sendo que neste último
caso se trata de uma estrutura flutuante.
•Sistemas oscilatórios de avanço: são estruturas articuladas ou flexíveis colocadas perpendicularmente à
direção de propagação das ondas. Deste modo, há um
elemento que se move para trás e para a frente devido
ao impacto das ondas.
Tendo em conta as classificações apresentadas, conclui-se que existe uma grande variedade de sistemas para
aproveitar a energia das ondas. De modo a facilitar a
compreensão de cada um destes conceitos, apresentam-se na Tabela 17 alguns protótipos existentes, caraterizados segundo as classificações apresentadas.
Princípio de funcionamento
Diferencial de pressão
Coluna
de água
oscilante
Localização
Costeiro
Perto da
costa
Princípio
de Arquimedes
Estrutura
múltipla
Oceanlix
Energetech
OE Buoy
Ocean
Energy
(IRL)
Galgamento
Oscilatórios
Estrutura
simples
Pico Plant
(PT)
SSG
WAVEenergy
(NO)
Oyester
Aquamarine
(UK)
CETO III
REH (UK)
WaveStar
Wave Star
(DK)
Seareaser
Ecotricity
(UK)
Waveplane
Waveplane
(DK)
AWS
AWS
Ocean
(UK)
Pelamis
PWP (UK)
PowerBuoy
Wave Dragon Langlee
Wave Dragon LWP (NO)
(DK)
(AU)
Offshore
Estrutura flutuante
- Absorvedor pontual
- Atenuador
OPT (USA)
- Terminador
Tabela 17: Caraterização de alguns sistemas para aproveitamento da energia das ondas segundo as classificações apresentadas (adaptado de [67]).
50
O S3, da SBM, é um conceito que merece ser destacado
por ser diferente de todos os sitemas de conversão de
energia das ondas convencionais: não tem partes móveis e como tal, não requer a manutenção destas. Este
é contituído por um elastômero que acomoda vários
polímeros eletroativos, pelo que é totalmente flexível,
não poluente e o seu funcionamento é silencioso. O S3
é instalado à superfície da água ou debaixo desta (ver
Figura 59), e a partir dos polímeros eletroativos converte a deformação provocada pelas ondas diretamente
em energia elétrica. Até à data a SBM já realizou testes
do seu dispositivo em tanques de teste e prevê-se que
em 2014/2015 seja instalado um protótipo à escala real
no centro de testes SEMREV, em França. Mais informações podem ser encontradas em [68]. Um outro sistema
que faz uso de polímeros eletroativos é o da Figura 60,
desenvolvido pela Bosch [69]. O projeto Polywec [70] deve
também ser referido neste contexto. Este projeto procura também encontrar novas formas e conceitos para
explorar a utilização de polímeros eletroativos para a
conversão de energia das ondas.
Atualmente existem 157 sistemas para aproveitamento da energia das ondas reconhecidos pela EMEC
(European Marine Equipment Council) [67]. Alguns destes conceitos são mais avançados em termos tecnológicos e desenvolvidos que outros. No entanto, todos
eles estão numa fase de evolução que ainda não lhes
permite competir com outras energias renováveis
(como a solar onshore e eólica) nem com as energias fósseis. Alguns dos protótipos apresentados na
Tabela 17 foram desenvolvidos à verdadeira escala e
testados em condições marítimas reais. No entanto,
ainda se encontra em construção o primeiro parque
marítimo para aproveitamento da energia das ondas,
na Escócia, onde serão instalados 14 Pelamis para
produzir 10 MW [72].
[3.3.
duas primeiras fases de conversão, pode-se transformar
diretamente o movimento das ondas em energia elétrica
com um gerador linear.
Posto isto, nesta secção do relatório aborda-se cada uma
das fases de conversão de energia e também as alternativas que existem para fazer a sua transmissão até à rede.
[3.3.1. FASE DE CONVERSÃO PRIMÁRIA]
N
a primeira fase de conversão de energia de um
sistema de aproveitamento energético das ondas,
o objetivo é transformar a baixa frequência do movimento oscilatório das ondas (≈ 0.1 Hz) num movimento
mecânico (caso da conversão direta) ou de um fluido mais
rápido [67]. Para isso podem-se utilizar estruturas fixas ou
Figura 59: Posicionamento do S3, da SBM, à superfície e
debaixo dela [71].
]
TRANSMISSÃO DE ENERGIA
A
energia das ondas desde que é captada (pneumática,
hidráulica ou mecanicamente) até se encontrar
sob a forma elétrica com o sinal adequado para ser
injetada na rede tem de passar por 3 fases de conversão,
tal como ilustra a Figura 61. Numa fase primária tem de
se converter o movimento das ondas no movimento de
um corpo ou num fluxo de ar/água que atravesse um
sistema pneumático, hidráulico ou mecânico. Depois,
na fase secundária, a energia gerada na etapa anterior
tem de ser convertida em eletricidade. Por último, a
conversão terciária corresponde às transformações
feitas ao sinal da energia elétrica produzida para que
este cumpra os requisitos da rede. Alternativamente às
Figura 60: Dispositivo da Bosch para aproveitamento da energia das ondas com polímeros eletroativos [69].
51
Figura 61: Fases de conversão de energia no aproveitamento energético das ondas [67].
flutuantes para tirar proveito do movimento horizontal
das ondas, estruturas semissubmersíveis para explorar a
oscilação das ondas ou então, sistemas submersos para
tirar proveito das variações de pressão provocada pelas
ondas abaixo da superfície da água.
[3.3.2. FASE DE CONVERSÃO SECUNDÁRIA]
O
movimento do fluido gerado na fase descrita anteriormente é transformado em energia elétrica
na fase de conversão secundária. Para atingir
este fim, uma das soluções é utilizar turbinas de ar
(e.g., sistemas de coluna de água oscilante) ou hidráulicas (e.g., sistemas de galgamento ou oscilatórios) diretamente acopladas a geradores elétricos. No caso das
turbinas de ar, existe um sistema que retifica o fluxo de
ar que atua sobre as pás. Deste modo, quer o ar esteja
a ser expulso ou admitido para o interior da câmara do
sistema de coluna de água oscilante, as pás giram sempre no mesmo sentido e produz-se mais energia. Relativamente às turbinas hidráulicas utilizadas, é de referir
que normalmente são de baixa queda (< 10 m) [67]. De
seguida, apresentam-se na Tabela 18 as turbinas de ar
e hidráulicas mais utilizadas em sistemas de aproveitamento energético das ondas.
O uso de cilindros pneumáticos de elevada pressão ou
óleo-hidráulicos é outro método de fazer a conversão
de energia na fase secundária (Figura 62). Estes são
geralmente utilizados em sistemas com corpos oscilatórios lentos (em translação ou rotação), como são os
casos do Aquaboy, Pelamis ou o PowerBuoy. O movimento dos corpos é convertido em energia hidráulica
52
por um ou vários cilindros hidráulicos. Por sua vez, a
energia hidráulica é convertida em elétrica por um gerador elétrico acionado por um motor hidráulico. Entre
a produção e o consumo da energia hidráulica pode
existir um acumulador que armazena energia durante
alguns períodos de ondas. Deste modo, consegue-se
fornecer ao motor hidráulico um caudal constante para
gerar energia elétrica regular.
Para fazer a conversão da energia mecânica em elétrica
os geradores utilizados podem ser síncronos, de indução ou lineares. Uma vez que estes últimos só se usam
na conversão direta de energia, apenas serão abordados
mais à frente. Assim sendo, na fase de conversão secundária dos sistemas para aproveitamento da energia das
ondas, os geradores utilizados podem ser de indução
Figura 62: Conversão da energia das ondas em elétrica por intermédio de
um cilindro hidráulico [67].
Turbinas de ar
Turbinas
hidráulicas
Turbina de Wells
-- Turbina mais comum em sistemas de coluna de água oscilante;
-- Inclui retificação do fluxo axial de ar;
-- Funciona com elevada velocidade de rotação apenas para baixas velocidades do fluxo de ar. Tem boa eficiência máxima (0.7 – 0.8);
-- Binário reduzido (ou até mesmo negativo) para baixas velocidades do
fluxo de ar, ruidosa, dimensões demasiado grandes para a sua potência
e perda de potência quando sujeita a grandes velocidades do fluxo de ar,
por efeitos aerodinâmicos;
-- Existem diversas versões: rotor simples com palhetas guias, com variação passiva do ângulo das pás, de rotor duplo com palhetas guias,
entre outras.
Turbina de Denniss-Auld
-- Modelo desenvolvido para o sistema de coluna de água oscilante Oceanlinx, bastante similar a uma turbina de Wells com variação do ângulo
das pás;
-- As pás estão paralelas à direção axial do fluxo em vez de tangencialmente, como na turbina de Wells ou de impulso;
-- Maior variação do ângulo de rotação das pás do que a turbina de Wells,
portanto mais rígida e eficiente.
Turbina de impulso
-- Tal como para a turbina de Wells, existem diversas versões: com controlo passivo/ativo das palhetas guias, de palhetas fixas, entre outras.
-- Funciona numa gama mais ampla de velocidades do fluxo de ar e é menos ruidosa que a turbina de Wells. Em contrapartida, a sua eficiência
apenas chega a 0.5-0.6 [74].
Turbina KymanAIR [74]
-- Extremamente compacta axialmente, mecanicamente simples e fiável;
-- É auto-retificadora, funciona a velocidades de rotação moderadas (inferior a 1000 rpm na maioria dos casos) e faz pouco
ruido;
-- Turbina com maior eficiência que se conhece – 0.8;
-- Opera numa grande gama de velocidades do fluxo de ar;
Turbina de reação
-- As turbinas Kaplan são as mais adequadas para aproveitamento da energia dos oceanos. Estas têm elevada eficiência
em aplicações de baixa queda (até 0.9);
-- As tubagens de descarga do fluido de trabalho são acopladas
ao rotor;
-- O rotor funciona em direção oposta à do fluxo do fluido de trabalho;
-- A sua estrutura é fechada para manter a pressão da água, ou
então são completamente submersas no fluxo de água;
Turbina de impulso
-- O modelo mais comum é o Pelton, utilizado em sistemas oscilatórios como alternativa aos motores hidráulicos (e.g. Oyster);
-- Acionada por jatos de água de grande velocidade direcionados
para várias pás montadas em torno de uma roda;
-- Elevada eficiência (até 0.9) em aplicações de alta queda e baixo fluxo;
Tabela 18: Turbinas de ar e hidráulicas de sistemas de aproveitamento energético das ondas (adaptado de [67] e [73]).
53
(com rotor bobinado) duplamente alimentados (GIDA), de
indução com rotor em gaiola (GIRG), síncronos de ímanes permanentes (GSIP) ou síncronos de rotor bobinado
(GSRB). Para comparação destas alternativas, têm-se
em consideração os seguintes fatores [67]:
•Adequação ao ambiente offshore: o uso de geradores
com escovas (GIDA e GSRB) em ambiente offshore é
questionável devido à necessidade de substituição (cerca de duas vezes por ano [67]) e manutenção destas. A
manutenção de equipamentos neste tipo de ambiente
não é trivial porque além das condições instáveis caraterísticas da sua localização, o acesso aos equipamentos só pode ser feito por barco. Estes são fatores que na
escolha do tipo de gerador prevalecem sobre vantagens
como o tamanho, custo e eficiência, apresentadas pelos
geradores com escovas.
Deve-se também ter em consideração que, devido à localização das turbinas, os geradores estão expostos a
grandes quantidades de sal. A salinidade tem um efeito
destrutivo nos ímanes permanentes, por serem de um
material (NdFeB) bastante sensível à corrosão [67]. Deste
modo, o GSIP também não é a solução mais viável tendo
em conta a adequação do gerador elétrico ao ambiente
offshore.
•Ligação à rede: dos quatro tipos de gerador em questão,
o GIDA é o menos adequado do ponto de vista da conexão. O seu estator conecta-se diretamente à rede, o que
significa que o gerador está sujeito às falhas que nesta
possam acontecer. No entanto, do ponto de vista da rede
também há desvantagens pois fica exposta aos picos de
corrente que se dão no arranque do gerador. Os outros
tipos de gerador têm um conversor de frequência que
os separa totalmente da rede, o que impede que os problemas desta afetem o gerador e vice-versa [67].
•Eficiência energética: a diferença de eficiência energética entre o GSIP e o GSRB é negligenciável pois, perante
as mesmas condições do mar, conseguem gerar quan-
tidades de potência bastante semelhantes. No entanto,
a diferença entre estes e o GIRG, em termos de potência
produzida, é na ordem dos 6 – 7 % superior [67]. O GIDA
não é aqui considerado pois, do ponto de vista dos fatores anteriores, constituía a pior solução para equipamentos de aproveitamento da energia das ondas.
•Custo: os tipos de geradores mais acessíveis do ponto
de vista económico (excluindo o GIDA pelas razões já
mencionadas) são o GIRG e o GSRB. Os seus preços são
semelhantes sendo que, de um modo geral, abaixo de
800 kW o GSRB é mais caro e acima é mais barato. Os
GSIP não são frequentemente fabricados para gamas
de potência entre 100 kW e 1000 kW, o que aumenta o
seu preço para elevadas potências [67].
[3.3.3. CONVERSÃO DIRETA]
Na conversão direta de energia um gerador linear é acoplado a um cilindro vertical, acionado pelas ondas do mar,
como representado na Figura 63. Deste modo evita-se o
uso de sistemas mecânicos e portanto, tem-se uma solução menos complexa. Porém, o facto da velocidade das
ondas ser relativamente lenta, significa que grandes forças são necessárias para que os geradores reajam [67].
Isto resulta em equipamentos de elevadas dimensões, e
consequentemente elevado custo e peso. Pode-se também observar na mesma figura a constituição deste tipo
de geradores.
[3.3.4. FASE DE CONVERSÃO TERCIÁRIA – TRANSMISSÃO DE ENERGIA]
A
última fase de conversão faz a ponte entre os sistemas para aproveitamento da energia das ondas
e a rede elétrica, corrigindo de acordo com os requisitos desta o sinal da potência gerada. Nos sistemas
Figura 63: Configuração de um gerador linear para aproveitamento da energia das ondas [67].
54
de aproveitamento da energia das ondas, tal como nas
turbinas eólicas, é frequente se registar duas transformações do nível de tensão (ver Figura 64): a tensão à saída dos equipamentos é elevada até à tensão das subestações offshore e nestas é elevada para alta tensão, de
modo a poder ser transmitida até à subestação onshore
sem perdas significativas.
Na primeira transformação do nível de tensão, utilizam-se conversores de potência incorporados no sistema
para aproveitamento da energia das ondas. Os conversores permitem controlar as variações de velocidade de
rotação do gerador, provocadas pela irregularidade das
ondas. Montam-se em back-to-back e são do tipo fonte
de tensão, pois permitem fácil controlabilidade e interface com o sistema, têm design compacto e modular e
reduzido impacto ambiental [67]. Importa referir que esta
configuração dos sistemas, não estando implementada
para as ondas, tem como base as concepções utilizadas
para o setor eólico offshore. Posto isto, na Tabela 19 apresentam-se as principais topologias usadas na primeira
transformação do nível de tensão da fase de conversão
de energia terciária dos sistemas aqui abordados.
A outra transformação de tensão que ocorre na fase de
conversão terciária faz-se para se conseguir transmitir a
energia até à rede sem perdas de potência significativas.
Tal como nas turbinas eólicas, a energia produzida pelos
sistemas de aproveitamento da energia das ondas poderá vir a ser transmitida por corrente alternada (HVAC) ou
direta (HVDC-VSC) em alta tensão. Uma descrição destes
métodos de transmissão encontra-se em 2.3.2.
[3.4.
]
CONTROLO
T
al como nas turbinas eólicas offshore, os sistemas
de monitorização e controlo dos equipamentos para
aproveitamento da energia das ondas têm como
objetivo proteger o equipamento e otimizar o seu funcionamento no meio instável que é o mar.
A quantidade de energia capturada por um dispositivo
oscilante depende da sua amplitude e velocidade de oscilação, que tem idealmente de estar em fase com a força
de excitação. Os sistemas de controlo procuram garantir
que isso aconteça, conduzindo assim à maior produção
de energia. A título de exemplo, no caso de sistemas de
coluna de água oscilante, a fase para maior captação de
energia obtém-se quando a pressão de ar dinâmica está
em fase com a força de excitação.
O controlo dos equipamentos para aproveitamento da
energia das ondas pode ser do tipo contínuo ou discreto.
Para definir as suas ações podem-se utilizar medições
das ondas (realizadas por boias ou outro tipo de instrumentação de modo a que se conheçam as suas propriedades antes do impacto e se consigam fazer previsões)
ou da oscilação do dispositivo (que também deve ser prevista com antecedência para antecipar a ação de controlo). Como exemplo da importância de prever as características do recurso deve ser referido o caso da central do
Figura 64: Diagrama de um parque para aproveitamento da energia das ondas com transmissão de corrente alternada em alta tensão [67].
55
Topologia
Legenda
1 - GSIP: rotativo ou linear
2 - Disjuntores
3 - Filtros input e output
4 - Retificador de input e inversor de output em
back-to-back
5 - Transformador
1 - GIDA
2 - Crowbar
3 - Retificador de input e inversor de output em
back-to-back
4 - Filtro de output
5 - Transformador
6 - Caixa de velocidades
1 - GIRG
2 - Sistema soft-start
3 - Compensadores de potência reativa
4 - Disjuntores
5 - Transformador
1 - GSIP: rotativo ou linear
2 - Disjuntores
3 - Filtros output
4 - Retificador de input; ponte de díodos retificadora
5 - Shunt
6 - Controlador inversor
7 - Transformador
Tabela 19: Principais topologias usadas na primeira transformação do nível de tensão da fase de conversão de energia terciária de sistemas para aproveitamento da energia das ondas (adaptado de [67]).
Pico onde recentemente foi montado um sensor de pressão exteriore à central que permite controlar a válvula
de descompressão e otimizar a conversão de energia da
central.
Posto isto, apresentam-se de seguida as estratégias de
controlo mais utilizadas neste tipo de dispositivos [1]:
•Controlo por carga reativa ou controlo de fase: consiste
em ajustar continuamente os parâmetros dinâmicos do
conversor primário para maximizar a captura de energia. Enquanto por exemplo no caso do Pelamis varia-se
a resistência oferecida pelos cilindros hidráulicos, este
tipo de estratégias também pode consistir em estratégias de controle da energia total do sistema, para que
ocorram tanto a amplitude como a fase optimaPara isto
é necessário fornecer energia ao equipamento mas, a
energia produzida é maior do que seria sem a aplicação
do controlo.
•Controlo por latching: consiste em travar o movimento
relativo entre o corpo oscilante e o corpo de referência durantes partes específicas do ciclo (discretamente)
das ondas, aumentando a força da onda até um nível
56
adequado ao aproveitamento da sua energia. Assim,
quando se liberta o corpo oscilante este adquire uma
velocidade sincronizada com a força de excitação da
onda. Aplica-se em sistemas oscilantes cuja sua frequência natural seja superior à das ondas. Também se
aplica em sistemas de coluna de água oscilante para
proteger a turbina do impacto com a água.
[3.5.
A
]
s amarrações dos sistemas para aproveitamento
da energia das ondas têm como principal objetivo
manter o equipamento numa posição controlada
tanto em condições de funcionamento normais e extremas. No entanto, devem também ser projetadas de modo
a manter sempre a melhor posição dos equipamentos relativamente às ondas e não afetar negativamente a sua
eficiência, participando assim na otimização da captação
de energia. O seu custo é também um aspeto a ter em
consideração pois pode ascender a valores que tornam a
instalação dos equipamentos inviáveis.
Face à diversidade de alternativas que existe para os
sistemas de aproveitamento da energia das ondas, também existe grande número de soluções para as suas
amarrações. Posto isto, apresentam-se na Tabela 20 os
principais componentes das amarrações dos sistemas
flutuantes e suas caraterísticas. Por sua vez, na Tabela
21 descrevem-se as principais configurações de amarrações desses sistemas.
Os sistemas de amarração são, face ao que foi apresentado, vitais para o funcionamento dos sistemas de conversão da energia das ondas. Este dimensionamento deve
Componente da amarração
seguir normas industriais tais como a DNV-OS-E301 [85]
ou outras normas equivalentes da Germanischer Lloyd
(Gl) e do American Petroleum Institute (API) [86]. Documentos tais como GL Noble Denton Guidelines for Moorings [87] estão igualmente disponíveis para auxiliar o
dimensionamento dos sistemas de amarração com base
em conhecimentos teóricos e empíricos. Assim, o projeto
de sistemas flutuantes amarrados deve atingir um nível
de segurança em função das condições ambientais às
quais está sujeito. O coeficiente de segurança deve também ser considerado.
Caraterísticas
Cabo
Corrente
(Figura 65)
Dão à catenária boa rigidez e têm boa resistência à abrasão e flexão. Adequadas para amarrações de longa duração mas requerem inspeções regulares.
Cabo de aço
(Figura 66)
Devido à elasticidade do cabo de aço, pode ser utilizado em amarrações de
tensão. Não deve ser exposto a esforços de flexão extremos.
Cabo sintético
(Figura 67)
As fibras usadas para formar o cabo sintético são normalmente de poliéster,
aramida, HMPE ou nylon. O peso dos cabos na água é próximo de zero, pelo que
têm flutuabilidade neutra ou positiva. O seu peso e elasticidade fazem deles
adequados para aplicações em águas muito profundas.
Âncora
Âncora de gravidade
(Figura 68)
Tem capacidade de suportar esforços horizontais pois o seu próprio peso cria
atrito entre a âncora e o solo.
Âncora de arrasto
(Figura 69)
Cria-se capacidade de resistir horizontalmente a esforços na principal direção
de instalação, por inserção da âncora no solo.
Pilar/Âncora de sucção
Um pilar é forçado mecanicamente ou por sucção a entrar no solo. Capacidade
de suportar cargas horizontais e verticais.
Âncora para carga vertical (Figu- Uma âncora específica é embutida no solo, permitindo resistir vertical e horira 70)
zontalmente a cargas não só na direção principal de instalação.
Âncora em furo com argamassa
Consiste num pilar dentro de um buraco pré-furado, fixo com argamassa. Capacidade de suportar cargas horizontais e verticais.
Tabela 20: Componentes das amarrações e suas caraterísticas [75].
Figura 66: Secções de 3 tipos de cabos de aço para aplicações offshore [76].
Figura 65: Corrente para amarração do Mighty Whale [1].
Figura 67: Bobinagem de cabo sintético utilizado em amarrações
offshore [77].
57
Figura 68: Âncora de fixação por gravidade [78].
Figura 69: Âncora de arrasto [79].
O cálculo numérico para o estudo de viabilidade dos sistemas de amarração é uma prática comum pois uma eficiente modelação numérica dos sistemas de amarração
pode significar uma diminuição significativa dos custos
envolvidos no desenvolvimento da tecnologia. Na Figura
75 pode ser observado um exemplo de um sistema de
amarração dimensionado no software OrcaFlex desenvolvido pela Orcina [88].
É apresentado o OrcaFlex como exemplo pelo facto de ter
sido este o software utilizado para iniciar algumas das
análises de viabilidade desenvolvidas no projeto OTEO –
Observatório Tecnológico para as Energias Offshore. No
entanto, como referido em 3.1, outras plataformas alternativas podem ser utilizadas no projeto de amarrações.
Figura 70: Âncora para carga vertical [80].
Figura 71: Embarcação com amarração do tipo torreta [81].
58
Figura 72: Embarcação com amarração do tipo CALM [82].
Configuração da amarração
Caraterísticas
Adequação a
WECs*
Distribuída
Catenária simples
As amarrações em catenária simples assentam horizontalmente
no solo, de modo a que no ponto de ancoragem apenas existam
forças nesta direção. As forças de restituição, que dão o equilíbrio ao sistema, são maioritariamente geradas pelo peso das
amarrações.
Alta
Catenária múltipla
Neste tipo de catenária as amarrações incorporam pesos e boias
para assumirem uma forma em “S” ou ondulada. Assim consegue-se que a amarração esteja íngreme ou assente no solo no
seu ponto de ancoração.
Alta
Tensão
(Taut Spread Mooring)
As amarrações em tensão são ancoradas com um ângulo de inclinação que faz com que o ponto de ancoragem seja capaz de
resistir a esforços horizontais e verticais. As forças de restituição
são maioritariamente geradas pela elasticidade da amarração.
No caso de esta se estar a fixar uma TLP, as amarrações são
ortogonais ao solo e as forças de restituição geradas por mudanças de flutuação da estrutura.
Baixa
Ponto único
Torreta
(Figura 72)
A estrutura fixa-se a uma torreta (interna ou externa), amarrada
ao solo em catenária, que lhe permite flutuar em torno dela.
Baixa
Catenary Anchor Leg Mooring A estrutura liga-se a uma boia, amarrada ao solo em catenária,
(CALM) (Figura 73)
que lhe permite flutuar em torno dela.
Alta
Single Anchor Leg Mooring A estrutura liga-se a uma boia, amarrada em tensão, que lhe permite flutuar em torno dela.
(SALM)
(Figura 74)
Alta
Articulated Loading Column Consiste numa coluna articulada fixa ao solo com um suporte
giratório acima do nível da água, em torno da qual uma estrutura
(ALC)
pode girar.
(Figura 75)
Média
Spar
Consiste num pilar vertical flutuante, ancorado em catenária, em
torno do qual a estrutura do sistema pode flutuar.
Média
Amarração a torre fixa
A estrutura liga-se a uma torre assente no solo do mar, em torno
da qual pode flutuar.
Média
Amarração ativa
Conjunto de várias amarrações conectadas em torno da estrutura flutuante com guinchos servo-controlados. Estes tracionam
ou folgam mais as amarrações, por comando de um computador
central, de modo a manter uma posição fixa da estrutura.
Baixa
Propulsão
Consiste em posicionar uma estrutura flutuante num ponto acima do solo do mar por intermédio de hélices controladas a partir
de um computador central.
Baixa
Posicionamento dinâmico
* WEC – Wave Energy Converter
Tabela 21: Configurações das amarrações e suas caraterísticas [75].
59
[3.6.1. SISTEMAS OFFSHORE]
A
fase de desenvolvimento dos sistemas offshore
envolve o seu transporte até ao local de instalação,
colocação na posição correta dentro de água e instalação dos sistemas de amarração [89].
Para o transporte existem duas possibilidades: rebocando ou em cima de um navio ou barcaça apropriada. Nesta última situação a embarcação tem de ser
equipada com uma grua ou então ter capacidade para
se submergir parcialmente, de modo a descarregar o
equipamento. Na Tabela 22 apresentam-se embarcações utilizadas na fase de desenvolvimento dos sistemas aqui em questão, e respetivas funções.
Figura 73: Embarcação com amarração do tipo
SALM [83].
Por sua vez, a desinstalação dos sistemas aqui abordados consiste na sua remoção do oceano (bem como das
âncoras, amarrações e conexões à rede elétrica), retorno
à terra e desmontagem. O transporte de regresso à terra
pode ser feito de ambas as maneiras apresentadas para
fazer o seu transporte até ao local de instalação, sendo
os equipamentos de menor dimensão preferencialmente
levados a reboque, e os de grandes dimensões em cima
de embarcações semi-submersíveis.
Figura 74: Embarcação com amarração do tipo ALC [84].
[3.6.2. SISTEMAS PERTO DA COSTA]
A
Figura 76 – Exemplo de modelação de um sistema de amarração efetuada no software Orcaflex pelo Wavec Offshore Renewables.
[3.6.
A
]
s embarcações de apoio aos sistemas de aproveitamento da energia das ondas dependem da localização destes e do tipo de operação que se pretende
realizar. A sua utilização de barcos de grande dimensão
é mais frequente na fase de desenvolvimento e desativação dos equipamentos. De seguida apresentam-se as
embarcações utilizadas nestas duas fases dos sistemas
localizados offshore, perto da costa e costeiros.
60
fase de desenvolvimento de sistemas que se encontram perto da costa consiste no transporte,
posicionamento e fixação do equipamento, ou sua
estrutura, ao solo do oceano [89]. Até à data, têm-se utilizado jack-up barges nesta fase do ciclo de vida destes
dispositivos, pois permitem elevada estabilidade e têm
capacidade para transportar e elevar cargas de grandes
dimensões. No entanto, a utilização destas embarcações
é bastante dispendiosa, pelo que se considera a possibilidade de evitar a sua utilização promovendo alterações
aos equipamentos.
A desinstalação dos sistemas que se encontram perto da
costa consiste no mesmo conjunto de operações referidas para os sistemas offshore. Para fazer a remoção do
dispositivo do oceano pode-se utilizar uma grua instalada numa jack-up barge. Esta iça o equipamento até uma
embarcação, que por sua vez faz o transporte até à terra.
Uma outra solução passa por configurar o sistema flutuante para poder ser rebocado.
Coastal tugboat
Rebocar o equipamento ou a barcaça que o transporta.
Anchor handling tug
Transportar e instalar as âncoras e amarrações.
Cable deployment vessel
Instalar o cabo de transmissão de energia até à terra, e enterrá-lo onde for necessário.
Barge
Transportam e descarregam na água os sistemas.
Diver support vessel
Transporta e dá assistência aos mergulhadores que fazem a instalação do equipamento e a ligação do sistema de amarração.
Survey vessel
Faz o mapeamento e determina a composição e topografia do solo.
Tabela 22: Embarcações utilizadas na fase de desenvolvimento dos sistemas offshore para aproveitamento da energia das ondas, e respetivas funções
(adaptado de [89]).
[3.6.3. SISTEMAS COSTEIROS]
N
o caso dos sistemas costeiros, a fase de desenvolvimento consiste no transporte das diferentes
unidades (desde o local onde são montados até ao
sítio de instalação) e avaliação e preparação do solo. Pode
também ser necessário instalar um sistema de ancoragem e os cabos para transmissão da energia produzida.
Das embarcações apresentadas na Tabela 22, neste tipo
de sistemas são necessários os coastal tugboat, barge,
diver support vessel e survey vessel.
A desinstalação de sistemas costeiros não é uma prática
comum uma vez que estes além de produzirem energia
servem também de quebra-mar. No caso de se pretender
desativar a produção de energia removem-se os componentes elétricos e para isso nenhuma embarcação é
necessária.
61
62
4.
ENERGIA DAS MARÉS E
A
s marés são alterações periódicas do nível das
águas do oceano provocadas pelos efeitos gravitacionais da Lua e do Sol (este menos influente
devido à maior distância) no campo gravítico da Terra. A
periodicidade deste fenómeno é em média 12 horas e 24
minutos (embora em alguns locais/alturas do ano possa
ocorrer apenas uma vez por dia devido a efeitos locais)
e tem maior amplitude junto à terra. Estes dois parâmetros além de dependerem da posição da Lua e do Sol são
também influenciados por muitos outros aspetos relacionados com o meio. A variação do nível da água do mar
traduz-se em energia potencial e é uma das maneiras de
tirar proveito da energia das marés para gerar energia
elétrica.
O aproveitamento da energia das marés para gerar eletricidade também pode ser feito tirando proveito da energia
cinética destas. A variação de altura do nível do mar é
acompanhada pelo movimento de água, entre o alto mar
e as zonas de marés, que tem como resultado a criação
de correntes de maré. A velocidade destas, e consequentemente a energia cinética, está dependente da dimensão
das marés, do local onde ocorrem e da batimetria. Como
se pode ver, em ambas as formas de aproveitamento deste recurso energético o meio influencia a sua dimensão.
Assim sendo, um estudo deste tipo de recurso deve ser
efetuado local a local.
Por sua vez, as correntes oceânicas são outra forma de
aproveitar a energia cinética das águas do mar. Estas têm
tendência a ocorrer em alto mar e são provocadas por
ação do vento e diferenças de temperatura, salinidade e
densidade. Comparadas com as correntes das marés são
mais lentas e apenas unidirecionais, mas no entanto, têm
um fluxo mais contínuo.
As marés são um fenómeno constante e possível de prever, o que faz de si uma fonte de energia bastante interessante. Estima-se que a potência disponível das marés
em todo o mundo seja de 7800 TWh/ano [90], [1]. Por sua
vez, para as correntes de marés e oceânicas calcula-se
que seja superior a 1100 TWh/ano [1]. Um estudo europeu
levado a cabo pela IT Power em 1996 identificou um total
de 106 locais na Europa onde este recurso pudesse ser
aproveitado, num total de 48 TWh/ano. Um estudo mais
recente realizado pela Black & Veatch em 2004 estima
que o recurso de correntes de marés extraível no Reino
Unido, onde existe uma grande parte destes locais seja
de 22 TWh [91].
63
[4.1.
INVESTIGAÇÃO E
este estaria sujeito caso o fluido estivesse em deslocamento.
]
P
ara a energia das marés, os programas de demonstração em I&D possuem um papel fundamental
para testar a fiabilidade e a performance de tecnologias emergentes.
A I&D relativa à extração da energia das correntes das
marés baseia-se em muitos dos princípios conhecidos
para a energia eólica. Este tipo de aproveitamento tem
os mesmos princípios físicos de operação da energia
eólica, no entanto, o fluido de trabalho é a água. Um dos
aspectos que exige estudos adicionais é a ocorrência de
cavitação (libertação de bolhas de vapor de pontos de
muito baixa pressão nas pás).Tal como aconteceu com
a energia eólica numa fase inicial, também para este
tipo de aproveitamento existe ainda um vasto conjunto
de soluções tecnológicas.
Por sua vez, o aproveitamento da energia potencial
resultante da diferença de cotas originada pelo movimento das marés baseia-se em princípios físicos semelhantes ao das barragens elétricas. Uma descrição
mais pormenorizada deste tipo de aproveitamento será
efetuada em 4.2.
A simulação computacional, tal como os projetos de
demonstração, representam uma forma efetiva de testar tecnologias emergentes a baixo custo. Muitos dos
softwares comerciais para o cálculo computacional de
fluidos, e de comum utilização em energia eólica, podem ser aplicados para o cálculo numérico de dispositivos de aproveitamento de correntes das marés. Exemplo disso são estudos realizados no OpenFOAM [92], no
FLUENT [93] ou no PROPAM, cujo desenvolvimento pode é
descrito em [94], relacionados com a extração de energia
das correntes marinhas.
Como alternativa a estes sistemas existe a geração de
corrente em tanques. Está-se a tornar comum a construção de tanques que permitem aplicar condições de
operação muito similares à realidade aos modelos testados. Permitem a geração de ondas, correntes e vento
em simultâneo criando um ambiente laboratorial muito
aproximado da realidade. Alguns exemplos deste tipo
de tanque foram mencionados anteriormente em 3.1.
Uma alternativa aos tanques com simulação das correntes marinhas, são os túneis de cavitação. A utilização de
túneis de cavitação tem como finalidade a realização de
estudos que inferem acerca dos efeitos de fenómenos
de cavitação (fenómeno indesejado em escoamentos de
fluidos), do desempenho do sistema em termos estruturais, de eficiência e do ruído resultante da sua operação.
O princípio de funcionamento destas instalações é o mesmo dos túneis de vento. É utilizado um propulsor que estimula à escala a criação de um escoamento que incidirá
no dispositivo de teste. No entanto, o topo dos canais pode
ser fechado e a pressão do ar no canal pode ser prescrita.
Isto permite que a pressão atmosférica esteja correctamente representada à escala e os fenómenos de cavitação possam ocorrer e ser analisados no laboratório. A
observação e monitorização da interação do escoamento
gerado com o modelo de teste permite obter ilações acerca da sua operação.
Qualquer um dos métodos expostos anteriormente para
a análise numérica e laboratorial de turbinas para aproveitamento das correntes das marés é valido e aplicável
ao teste laboratorial das turbinas utilizadas no aproveitamento da energia potencial das marés.
O Tidal Bladed [95] é um exemplo de um código numérico exclusivamente desenvolvimento para a modelação
de dispositivos de conversão da energia das correntes
marinhas. Este código baseia-se no modelo GH Bladed
também desenvolvido pela GL Garrard-Hassan, no qual
foi inserido conhecimento significativo da operação no
fundo do mar [96].
Os testes laboratoriais dos dispositivos de conversão de
energia das correntes da maré podem ser realizados
em canais de corrente, tanques de teste de resistência
e propulsão (towing tank). Nesta última estrutura laboratorial existe um sistema que movimenta o corpo de
teste no meio aquático simulando o escoamento a que
64
Figura 77: Canal para simulação da interação de ondas em simultâneo
com corrente, IMAR [97].
[4.2.
]
ENERGIA
E
xistem vários sistemas, já testados ou ainda em
fase de estudo, para fazer o aproveitamento da
energia das marés e correntes oceânicas. Estes dividem-se em dois conceitos bem distintos, consoante se
tire proveito da energia potencial ou cinética: barragens e
turbinas, respetivamente.
[4.2.1. APROVEITAMENTO DA ENERGIA POTENCIAL]
A
s barragens de marés são normalmente construídas em baías ou estuários onde a amplitude
das marés excede os 5 m [98]. Para tirar proveito
da energia potencial, estas fazem contenção de um volume de água de modo a criar uma diferença de nível entre cada um dos seus lados. O desnível criado é utilizado
para fazer a água passar por turbinas de baixa queda ao
sair, por gravidade, do lado com maior altura.
Designação
O funcionamento deste tipo de barragens é portanto semelhante ao das barragens convencionais mas, ao contrário do que acontece nestas, o fluxo dá-se nas duas direções. Deste modo a produção de energia pode ser feita
durante a maré enchente, vazante ou ambas. No entanto,
o método mais comum para produção de energia é durante a maré vazante.
A classificação das barragens de marés pode ser feita
relativamente à sua localização ou ao número de bacias.
Do primeiro ponto de vista estas podem ser denominadas
barragens de marés, lagoas de marés junto à margem ou
lagoas de marés ao largo [91]. Do outro, podem ser de bacia
única ou dupla [98]. Na Tabela 23 apresentam-se as diferentes designações que se podem atribuir às barragens
de marés quando classificadas quanto à sua localização.
As barragens de bacia única têm três modos de operação
para gerar energia elétrica [98]:
Descrição
Barragem de maré
Construída em torno de um estuário com grande amplitude de
maré, acumula água na maré enchente.
Lagoa junto à margem
Delimitadas pela margem e pelas suas barreiras, construídas em
zonas de águas pouco profundas. Semelhantes às barragens de
marés mas sem obstruírem totalmente a entrada no estuário.
Lagoa ao largo
São reservatórios colocados offshore que não utilizam barreiras
naturais. Estes constroem-se em zonas de baixa profundidade e
grande amplitude de maré.
Tabela 23: Classificação de barragens quanto à localização [91].
65
•Produção em maré vazante: durante a subida do nível
da água as comportas da barragem mantêm-se abertas
até a maré atingir o seu valor máximo, instante em que
se voltam a fechar. Depois, na maré vazante, assim que
a diferença de nível entre a água de contenção e o outro
lado da barragem é apropriada, abrem-se as comportas
das turbinas para devolver através delas a água ao mar.
Quando se atinge um nível de água em que o funcionamento das turbinas deixe de ser eficiente, estas são
fechadas.
•Produção em maré enchente: na subida do nível da água
as comportas da barragem e das turbinas mantêm-se
fechadas até se criar uma diferença de nível suficiente
para produção de energia. Nesse instante abrem-se as
comportas das turbinas e a água enche a bacia da barragem através destas, produzindo energia. Este modo
de operação é no entanto visto como menos viável que
o de produção em maré vazante devido ao impacto negativo (provocado por uma redução do nível médio da
água) que tem no ambiente e nas embarcações do interior da bacia.
•Produção nos dois sentidos: este método utiliza tanto a
maré enchente como a vazante para produção de energia. Na maré enchente, até perto do final do seu ciclo,
as comportas da barragem e das turbinas mantêm-se
fechadas. Nesse instante abrem-se as comportas das
turbinas, provocando o fluxo de água para o interior da
bacia através destas enquanto se gera energia. Assim
que se atinja um nível de água em que o funcionamento
das turbinas deixe de ser eficiente, abrem-se também
as comportas da barragem até a maré atingir o valor
máximo. A água de contenção é mantida na bacia durante a maré vazante, e quando se atinge uma diferença
de alturas suficiente para o funcionamento eficiente das
turbinas, as comportas destas são então abertas, gerando novamente energia. Este modo de funcionamento
tem as vantagens de haver menores períodos sem produção de energia e de o custo dos geradores ser menor
(não precisam de uma potência tão elevada).
As barragens de bacia dupla são bastante semelhantes
às de bacia única. A sua bacia principal opera num modo
semelhante ao de uma barragem de bacia única em produção em maré vazante. No entanto, parte da energia
gerada durante a descida da maré é utilizada para bombear água para a segunda bacia, de modo a criar um reservatório. Assim, o sistema consegue ajustar-se às necessidades de consumo de energia elétrica quando este
é maior. No entanto este tipo de sistemas não tem boas
perspetivas de evolução por causa da ineficiência das turbinas de baixa queda. Além disso, o maior investimento
que é necessário realizar e as dimensões da barragem
são também aspetos desfavoráveis.
[4.2.2. APROVEITAMENTO DA ENERGIA CINÉTICA]
O
s sistemas de captação da energia das correntes das marés e oceânicas, isto é, da energia
cinética que estas transportam, têm os mesmo
princípios de funcionamento que a tecnologia de aproveitamento da energia eólica: interação de um perfil
alar com um escoamento incidente, do qual se extrai a
energia. Porém, os sistemas abordados nesta secção
operam com um fluido cerca de 800 vezes mais denso e que se desloca a velocidades aproximadamente
5 vezes mais baixas do que as que se verificam na
energia eólica, mas em que o recurso é altamente previsível. Assim sendo, para a mesma potência e eficiência, o diâmetro das turbinas utilizadas nas correntes
das marés e oceânicas é cerca de 2.5 vezes menor do
que o das turbinas de vento (Figura 77), tal como se
demonstra de seguida.
Também relacionado com o fluido de operação está
um conjunto de problemas técnicos pois este potencia a corrosão, é bom condutor elétrico, não contribui
para a lubrificação e obriga a especial atenção nos
aspetos de estanquicidade. Além disso, o facto de o
equipamento estar submerso dificulta bastante as
operações de instalação e manutenção e pode ocorrer
cavitação, que provoca danos prematuros.
Semelhantes às barragens, os diversos equipamentos
de aproveitamento da energia cinética das correntes
das marés e oceânicas podem-se classificar quanto
ao seu local de implantação: estruturas flutuantes,
estruturas assentes no fundo do mar ou estruturas
montadas junto da superfície do mar (ver Figura 78).
Figura 77: Comparação das áreas do rotor de uma turbina eólica (REpower
6MW – Thornton Bank 3) e uma de marés, com a mesma potência.
66
Figura 78: Classificação das estruturas de aproveitamento da energia cinética das correntes das marés e oceânicas quanto ao seu
local de implantação [1].
Quanto ao seu princípio de funcionamento, de acordo
com [99], existem 6 diferentes sistemas para aproveitamento da energia cinética das correntes das marés
e oceânicas. Estas são apresentadas e descritas na
Tabela 24.
[4.3.
]
O
s sistemas de aproveitamento da energia das marés baseiam-se numa fase inicial de conversão de
energia cinética em energia mecânica, e posteriormente em energia elétrica.
As tipologias para os diferentes tipos de geradores foram expostas no capítulo referente à energia eólica.
Dada a similaridade entre os dois tipos de aproveitamento, exceto em casos muito singulares para os quais
o tipo de gerador responsável pela conversão da energia
mecânica em eletricidade não está completamente definido, remete-se esta análise ao capítulo 2.3. O mesmo
acontece com alguns aspetos da transmissão de energia que é abordada no capítulo referido com detalhe.
Contudo, embora exista a referida similaridade com
a energia eólica, importa ainda assim realçar alguns
aspetos referentes à transmissão de energia. Nestes
dispositivos, o facto de a velocidade de rotação das
turbinas ou a velocidade das asas dinãmicas, não ser
constante faz com que a eletricidade gerada não possa
ser diretamente utilizada. Deste modo, existe a necessidade de utilizar um sistema que acondicione a energia
extraída e só depois a injete na rede elétrica.
A eletricidade produzida em AC pelos geradores é corrigida num conversor de eletrónica de potência. Este
converte a eletricidade em DC através de um retificador
trifásico em ponte e depois, por ação de um inversor,
converte-a de novo em eletricidade AC. Com este processo altera-se a frequência e a fase da eletricidade.
Para terminar, os harmónicos da eletricidade gerada
são corrigidos por filtros passivos, de modo a que esta
fique de acordo com as especificações pretendidas.
Figura 79: Diagrama de blocos do controlo de ligação à rede de um sistema de energia das marés [107].
67
Designação
Turbina de eixo horizontal
Descrição
As turbinas de eixo horizontal assemelham-se bastante às turbinas eólicas do
mesmo tipo. Porém estas encontram-se
submersas. A ação da corrente sobre as
pás provoca a sua rotação em torno de
um eixo paralelo à direção do fluxo.
Caraterísticas técnicas
•Dispositivo: SeaGen
•Potência [MW]: 2 x 0.6
•Corrente mínima [m/s]: 0.8
•Corrente nominal [m/s]: 2.5
•Diâmetro do rotor [m]: 16
•Cp: 0.48 – 0.52
Referências: [100], [101]
Turbina de eixo vertical
Têm um princípio de funcionamento
igual às anteriores, mas o seu eixo de
rotação é perpendicular à direção da
corrente. Consequentemente, a geometria das pás é também diferente.
•Dispositivo: Kobold
•Potência [kW]: 25 – 30
•Corrente [m/s]: 2
•Diâmetro do rotor [m]: 6
•Comprimento pás [m]: 5
Referências: [102]
Asa oscilante
Dispositivo de efeito de Venturi
Parafuso de Arquimedes
Neste sistema uma asa oscilante encontra-se acoplada a um braço oscilante. O
fluxo da corrente em ambos os lados da
asa cria forças de sustentação que afazem subir e descer. O movimento gerado
faz com que o braço oscilante acione um
sistema hidráulico, a partir do qual se
produz energia elétrica.
•Dispositivo: Pulse Tidal
•Potência [kW]: 100
Os dispositivos de efeito de Venturi consistem numa turbina de eixo horizontal
instalada no interior de uma conduta.
A geometria desta faz com que a velocidade da corrente aumente na zona da
turbina. Em detrimento do aumento de
velocidade dá-se uma queda de pressão,
que pode ser utilizada para acionar uma
turbina.
•Dispositivo: Rotech Tidal Turbine
•Potência [MW]: 1
•Diâmetro turbina [m]: 11.5
O parafuso de Arquimedes consiste num
dispositivo com a geometria de um parafuso que gira em torno de um eixo fixo.
A passagem da corrente por este faz
com que este gire, movimento a partir
do qual se produz energia.
•Dispositivo: Flumill
•Peso [ton]: 160 – 200
•Diâmetro da turbina [m]: 8
•Corrente mínima [m/s]: 1
Referências: [103]
Referências: [104]
Referências: [105]
Papagaio de marés
Consiste numa adaptação dos papagaios de vento para utilização em meios
aquáticos. Este amarra-se a um cabo
fixo no solo do mar e transporta debaixo das asas uma turbina. Descreve uma
trajetória em forma de 8 para aumentar
a velocidade da água que atravessa a
turbina. É uma configuração para utilizar em águas de baixa velocidade e de
pequenas dimensões.
•Dispositivo: Minesto Deep Green 14
•Potência [kW]: 850
•Corrente mínima, nominal e máxima [m/s]: 0.5, 1.7 e 2.5
•Profundidade [m]: 90 – 120
•Dimensões asa [m]: 14 x 3
•Diâmetro do rotor [m]: 1.15
•Peso [ton]: 11
Referências: [106]
Tabela 24: Classificação de sistemas para aproveitamento da energia cinética das correntes das marés e oceânicas quanto ao funcionamento (adaptado de [91], [99]).
68
No caso do aproveitamento das correntes das marés,
devido à sua periodicidade, o gerador não consegue ter
um fornecimento em contínuo. Uma fonte para compensação da alimentação do gerador deve então ser ligada
em paralelo com o sistema principal de geração. Esta
fonte funcionará como uma bateria que será carregada
quando a energia disponível for abundante, caso contrário, alimentará o inversor de forma que seja produzida
eletricidade em contínuo. Esta é uma especificação que
poderá ser comum a praticamente todos os dispositivos
que procurem fazer o aproveitamento da energia das
marés. Na Figura 79 é possível observar um diagrama
que ilustra a ligação à rede de um sistema de conversão
da energia das marés.
Com o objetivo de monitorizar todo o sistema, sensores
devem ser equipados nas saídas dos geradores e transformadores. Os sensores podem transmitir sinais como
a amplitude e a frequência da tensão que caracterizam
a corrente que passa nas turbinas e as condições da
eletricidade gerada em termos de qualidade. Assim, um
computador central pode analisar os dados recolhidos e
monitorizar toda a operação do sistema.
O aproveitamento da energia das marés tem dois tipos
de funcionamento em termos de distribuição da energia
produzida: modo off-network e grid-connected. O primeiro significa que a eletricidade produzida pela estação
está a fornecer pequenas cargas e a rede é um sistema
isolado; o segundo, mais convencional, significa que a
eletricidade é adicionada à rede elétrica de larga escala
e fornece cargas elétricas em conjunto com outras estações de geração. Vários constrangimentos do último tipo
de ligação descrito devem ser considerados:
•Problemas de sincronização entre a rede e a instalação
de aproveitamento da energia das marés;
•Problemas quando um corte de eletricidade acontece do
lado da rede elétrica (leva ao isolamento);
•Necessidade de aplicar algoritmos para o controlo da
conexão à rede corretos e eficientes.
[4.4.
]
CONTROLO
P
ara monitorização dos sistemas que aproveitam a
energia cinética das correntes das marés e oceânicas, um grande projeto, financiado pela União Europeia, foi levado a cabo por várias entidades: o TidalSense
[108]
. Este teve como principais objetivos desenvolver um
conjunto de técnicas e transdutores para monitorização
estrutural dos dispositivos referidos, combinando técnicas ultrassónicas de longa distância e de emissão acústica (já abordadas em “2.4.1 Sistemas de monitorização”).
O isolamento (islanding) de um sistema gerador é uma
condição em que este não recebe energia da rede, por
esta estar em manutenção ou avariada, mas se mantém
energizado e a produzir energia devido à fonte de energia
alternativa que o aciona. Uma vez que nesta condição o
circuito continua com energia, a ocorrência do isolamento
danifica o equipamento de todo o sistema de distribuição
e representa um perigo para os operadores da rede. De
modo a que estes estejam consciencializados de quais as
instalações isoladas, um sistema para deteção de isolamento, como o representado na Figura 80, deve ser utilizado. Uma abordagem mais detalhada a esta temática
pode ser encontrada em [107].
Figura 80: Exemplo de um sistema para deteção de isolamento [107].
Figura 81: Esquema clássico de um PLL [107].
69
Os sistemas de controlo utilizados nos dispositivos
para aproveitamento da energia das correntes das marés e oceânicas são semelhantes aos que se encontram em turbinas eólicas [1]: alteração do ângulo das
pás, perda aerodinâmica passiva, perda aerodinâmica
ativa e orientação com o fluxo. Uma descrição destes
para as turbinas eólicas é apresentada em “2.4.2 Sistemas de controlo”.
Em termos de controlo da produção de eletricidade devem-se ter em atenção algumas considerações. Já foi
visto no capítulo anterior que a injeção de eletricidade
produzida a partir das marés na rede elétrica lida com
alguns problemas que podem limitar a sua operação.
No sistema de controlo de um dispositivo para aproveitamento da energia das marés, com o intuito de assegurar que a corrente elétrica e a tensão geradas têm a
mesma frequência e a mesma fase que a eletricidade
da rede, um sistema de PLL (phase-locked loop) deve
ser aplicado. O PLL é um sistema que monitoriza os
sinais provenientes de vários canais em ciclo fechado
e procura minimizar as diferenças entre a fase do sinal
de saída e a fase de referência. Um esquema de um
PLL clássico pode ser observado na Figura 81.
O sistema é constituído por um discriminador de fase
(PD), um filtro de ciclo (LF) e um oscilador controlado pela
tensão (VCO). O PD é um multiplicador de sinal, utilizado
para inferir acerca das diferenças entre o Xi e o Vo; o LF
é utilizado para delimitar o ruído e os sinais de alta frequência produzidos pelo PD; por fim o VCO ajusta a frequência do sinal. Uma análise detalhada deste sistema
de controlo, bem como de um outro para a conexão à rede
elétrica, pode ser encontrada em [107].
[4.5.
O
70
]
apresentados para cada configuração na Tabela 24, apresentam-se agora na Tabela 25 os respetivos sistemas de
amarração.
[4.6.
]
A
vasta diversidade de dispositivos para aproveitamento da energia cinética das correntes das marés e oceânicas, requer a utilização de diferentes
tipos de embarcações. Assim sendo, de seguida são
apresentados exemplos de embarcações utilizadas na
instalação de alguns dos equipamentos apresentados em
“4.2.2 Aproveitamento da energia cinética”.
No caso das turbinas de eixo horizontal (incluindo os
dispositivos de efeito de Venturi), é necessário que as
embarcações de apoio possuam sistemas de posicionamento que lhes permitam permanecer estáveis no seu
local de modo a garantir as condições necessárias para a
montagem, comissionamento e operações de inspeção e
manutenção. Exemplos das embarcações utilizadas neste tipo de dispositivos são então as jack-up barges, crane
barges e reboques [114]. A título de exemplo, na instalação
do dispositivo Seagen uma crane barge foi utilizada [115]
(Figura 88). Descrições das duas primeiras embarcações
aqui referidas encontram-se em 2.6. Os reboques são
tipicamente utilizados para transportar plataformas ou
componentes flutuantes de grandes dimensões. Estes
podem ser equipados com equipamento para desempenhar funções adicionais como por exemplo, as tarefas necessárias para instalação de âncoras e amarrações.
Quanto ao Pulse Tidal, um dispositivo de hidrofólios oscilantes, também se utilizou uma crane barge para fazer a
instalação dos pilares que o fixam e montagem dos diversos componentes [103] (Figura 89).
s sistemas de amarração abordados nesta secção
referem-se apenas aos dispositivos para aproveitamento da energia cinética das correntes das marés e oceânicas. Tendo em consideração os dispositivos
Por último, uma das grandes vantagens do papagaio
de marés, de acordo com a empresa responsável pelo
seu desenvolvimento [106], é o facto de apenas necessitar
Figura 89: Crane Barge Rambiz a instalar o SeaGen [116].
Figura 90: Crane barge utilizada na instalação do Pulse Tidal [103].
de pequenas embarcações para fazer o seu transporte e instalação (Figura 90) uma vez que é pré-montado
onshore e tem pequenas dimensões.
--A estrutura do Seagen consiste numa coluna vertical, com 3 m de diâmetro [109], assente no solo em
4 pés tubulares. No interior de cada pé fundeou-se
um pilar (por furação do solo), com 1 m de diâmetro, até 9 m abaixo do solo do mar. O espaço
entre os pilares fundeados e os tubos da estrutura
foi posteriormente preenchido com argamassa. A
estrutura foi lastrada com mais de 1000 toneladas
para se afundar na água [110].
--O plano inicial passava por utilizar uma estrutura do tipo monopile, semelhante à das turbinas
eólicas. No entanto, na altura não havia nenhuma
embarcação disponível para fazer a instalação de
uma estrutura desse tipo, pelo que o projeto teve
de ser alterado [110].
--A estrutura da turbina Kobold é flutuante e fixa-se ao solo do mar por 4 amarrações, dispostas
a 90 º umas das outras. Estas são formadas por
uma corrente na extremidade que não se conecta ao dispositivo (70 mm de diâmetro e 27 m de
comprimento), e por um cabo têxtil no restante
comprimento (80 mm de diâmetro e comprimento variável). Na extremidade em corrente de cada
amarração há um bloco de cimento com 35 toneladas que assenta no solo.
--Diâmetro da plataforma [m]: 10
--Calado da plataforma [m]: 2.5
--Deslocamento da plataforma [ton]: 35
--A estrutura do Pulse Tidal consiste apenas em
2 pilares, fundeados no solo do oceano por ação
de um martelo. Estes sustentam no seu topo um
convés, onde se encontram todos os componentes
elétricos. As asas dinâmicas fixam-se a cada um
dos pilares e podem ser colocados fora da água
para sua proteção ou manutenção [103]. .
--Existe outra alternativa para a estrutura do dispositivo de asas oscilantes. Esta é assente no solo do
oceano por gravidade e por ação da força descendente dos hidrofólios quando em funcionamento
[99]
.
Figura 82: Estrutura do Seagen [111].
Figura 83: Amarração rígida da estrutura da turbina de eixo vertical Kobold
[102]
.
Figura 84: Estrutura do Pulse Tidal [103].
71
--Na Figura 85 está representado o exemplo de umas das turbinas mais promovidas até a data que utiliza fundações do
tipo Gravity Based.
--Um outro exemplo de fixação ao fundo do oceano com uma
estrutura do tipo gravity based é a Rotech Tidal Turbine.
Figura 85: OpenHydro Turbine[112].
--A estrutura do parafuso de Arquimedes, da Flumill consiste
numa base fabricada em aço, que assenta no fundo do oceano por gravidade ou fixando-se com pilares (colocados por
furação prévia do solo) [105].
Figura 86: Vista explodida do parafuso
de Arquimedes, da Flumill [105].
--O Deep Green, da Minesto, fixa-se ao solo por um único cabo,
como se pode observar na Figura 87. No caso do Deep Green
14 o comprimento do cabo varia entre 110 e 140 m. O cabo
prende-se à fundação (bloco de cimento) com um ganho
para ter total liberdade de movimento [113].
Figura 87: Amarração flexível do Deep
Green, da Minesto [113].
Tabela 25: Sistemas de amarração dos dispositivos apresentados na Tabela 24.
Figura 90: Embarcação utilizada na instalação de um papagaio de marés [106].
72
73
2. ENERGIA EÓLICA
74
5. ENERGIA GRADIENTE
DE SALINIDADE
5.
ENERGIA GRADIENTE DE
SALINIDADE
A energia gradiente de salinidade, ou energia osmótica, extrai-se da
diferença de energia interna que existe entre a água salgada e doce.
Esta pode ser aproveitada quimicamente (através de uma membrana semipermeável), por exemplo, na foz dos rios. O contacto de dois
tipos de água liberta quantidades significativas de energia na salinização da água doce, sob a forma de calor [90].
Segundo [117], a mistura de 1 m3/s de água doce com um grande volume de água salgada é capaz de libertar 2.25 MW de potência. A disponibilidade energética deste recurso estima-se que seja 1650 TWh/
ano em todo o mundo e 180 TWh/ano na Europa, o que demonstra o
potencial do seu aproveitamento.
As centrais para produção de energia a partir do gradiente de salinidade testadas até hoje foram montadas em terra. Existe no entanto
a possibilidade de se fazer a sua instalação em ambiente offshore,
mas nenhum estudo direcionado para esse fim foi encontrado.
75
DE SALINIDADE
[5.1.
INVESTIGAÇÃO E
]
A
exploração da energia proveniente do gradiente de
salinidade está precisamente na fase de investigação e desenvolvimento. Não existe nenhum conceito a ser testado à escala real, do mesmo modo que
não existe nenhuma exploração comercial deste tipo de
tecnologia. A I&D é, portanto, considerada vital para que a
exploração comercial viável deste tipo de tecnologia seja
atingida.
Alguns desenvolvimentos em termos de simulação numérica são necessários para fomentar o desenvolvimento deste tipo de aproveitamento. Um exemplo de simulação numérica em CFD (Computational Fluid Dynamics)
de um sistema de conversão do potencial osmótico pode
ser encontrado em [118]. Neste caso foi aplicado o código
CFX13, da Ansys, para simular diferentes configurações
de células de osmose inversa. Esta foi a primeira simulação computacional em CFD para a análise da influência do fenómeno de polarização nas células da referida
tecnologia, e os seus resultados encontram-se na Figura
91 [118].
Esta simulação está enquadrada num dos projetos do sétimo programa quadro denominado REAPower, que tem
como objetivo provar o conceito de aproveitamento da
energia do gradiente de salinidade por osmose retardada. O CAPMIX é um exemplo de outro projeto FP7 a ser
desenvolvido nesta área.
Em [119] é apresentado o desenvolvimento de um código
CFD, com base no código livre OpenFOAM, para a simulação dinâmica da osmose (neste caso forward osmosis).
Em suma, nos últimos anos a análise da osmose com recurso a códigos de CFD tem crescido em temos de popularidade, porque permite modelar os complexos padrões
de escoamento em sistemas de membrana de uma forma mais robusta e incluindo um leque alargado de parâmetros. Adicionalmente aos estudos de modelação já
apresentados, uma série de modelos que analisam os
sistemas de membrana estão disponíveis na literatura.
Alguns modelos estão focados nos efeitos da variação
das propriedades das membranas responsáveis por controlar a osmose, outros na otimização da transferência
de massa por modificação dos parâmetros geométricos.
No entanto, novos desenvolvimentos em termos da simulação computacional dos processos osmóticos com a
finalidade de produzir energia elétrica são necessários.
Na Figura 92 observam-se as diferentes fases do desenvolvimento da tecnologia da empresa Statkraft. Em 2003,
recorreu-se a uma banca para o teste de módulos de
membrana. Uma parte substancial do desenvolvimento
foi realizada em laboratórios convencionais.
O desenvolvimento destes protótipos não necessita assim, de instalações tão dispendiosas como tuneis de
vento ou os tanques de ondas. Uma parte substancial do
projeto é realizada laboratorialmente com o acesso aos
materiais e equipamentos standard. Exceção são as bancas de teste para otimização das membranas, que são o
componente fundamental do desempenho destes sistemas.
Figura 91: Resultados da simulação CFD do estudo [118].
Figura 92: Desenvolvimento histórico da energia do gradiente de salinidade na Statkraft [120].
76
DE SALINIDADE
[5.2.
]
ENERGIA
N
os últimos anos desenvolveram-se dois conceitos para aproveitamento da energia osmótica que
merecem destaque em relação aos restantes: a
osmose a pressão retardada e a eletrodiálise invertida
[91]
. Outras técnicas, que consistem em tirar proveito da
diferença da pressão de vapor ou fazer a conversão de
energia em motores químico-mecânicos, não serão aqui
abordadas. Por um lado, a osmose a pressão retardada
utiliza o fluxo de água através de uma membrana semi-permeável, induzido pela mistura de duas soluções com
diferentes concentrações de sal, para produzir energia
elétrica. Por outro lado, a eletrodiálise invertida utiliza o
fluxo de iões, também induzido pela mistura de água salgada com doce, através de membranas seletivas de iões.
A configuração do sistema para aproveitamento energético por osmose a pressão retardada está representada
na Figura 93. O seu componente principal é o módulo
onde circulam a água doce e a água salgada separadas
por uma membrana semi-permeável. A energia elétrica
nesta configuração é produzida por uma turbina acoplada a um gerador, acionada por parte do caudal de
água salobra que sai do referido módulo, antes de ser
devolvida ao mar. O restante caudal de água salobra
é devolvido ao mar passando por um permutador de
pressões, colocado no sistema de modo a pressurizar a
água salgada antes de esta entrar no módulo. Por sua
vez, a água doce à saída do módulo é diretamente devolvida à sua fonte.
Na Figura 94 está representado um sistema para produção de energia elétrica por eletrodiálise invertida. Neste,
várias membranas permeáveis a aniões são intercaladas com membranas permeáveis a catiões (assinaladas
com um ‘A’ e um ‘C’, respetivamente) entre um ânodo
e um cátodo, criando assim uma pilha. As membranas
são separadas por espaçadores de modo a originar
compartimentos entre elas, que são preenchidos alternadamente por água salgada e água doce. A cada duas
membranas do tipo ‘C’ intercaladas com uma do tipo ‘A’,
e respetivos compartimentos, dá-se a designação de célula (o sistema da Figura 95 é formado por 3 células).
Atualmente ainda não existe nenhuma instalação à escala
real dos dispositivos apresentados. No entanto, a Statkraft
em novembro de 2009 construiu um protótipo, em Tofte
na Noruega, para converter a energia do gradiente de salinidade por osmose a pressão retardada, com uma capacidade de produção de 10 kW. Os seus planos atualmente
passam por construir uma central energética deste tipo
em 2015, à escala real, capaz de produzir 25 MW [123]. A
evolução desta tecnologia depende dos avanços que se
conseguirem fazer na membrana. Atualmente a sua eficiência é à volta de 1 W/m2, e para a tecnologia ser viável
tem que ser 5 vezes maior. Deste modo, a central que se
pretende construir em 2015 terá aproximadamente as dimensões de um estádio de futebol e 5 milhões de m de
membrana [124]. Por sua vez, em 2008 na cidade de Harlingen na Holanda, a empresa Redstack testou uma central
de produção de energia a partir de eletrodiálise invertida
[125]
.
Figura 93: Esquema de sistema para produção de energia elétrica por osmose a pressão retardada [121].
77
DE SALINIDADE
Figura 94: Esquema do sistema para produção de energia elétrica por eletrodiálise invertida [122].
[5.3.
]
O
s dois processos referidos anteriormente para
aproveitamento da energia do gradiente de salinidade diferem no modo como convertem a energia
química em energia elétrica. Na eletrodiálise invertida a
transformação de energia química em elétrica faz-se diretamente. Por sua vez, na osmose a pressão retardada
realiza-se a sequência de processos representada na Figura 95.
A osmose é o processo natural que ocorre quando águas
com concentrações diferentes de soluto (sal neste caso)
estão separadas por uma membrana semi-permeável
(permite o fluxo de água mas não do soluto). Nesse cenário, a água menos concentrada passa através da membrana de modo a equilibrar as concentrações, aumentando assim o volume, e consequentemente a pressão
hidrostática, da água mais concentrada. Este processo
é interrompido quando a pressão hidrostática iguala a
pressão osmótica1 (24 a 26 bar para a osmose entre água
doce e salgada).
Na osmose a pressão retardada a água doce e a água
salgada fluem separadas por uma membrana semi-permeável no interior de um módulo. Neste, 80 a 90% da
água doce é transferida por osmose, através da membrana, para a água salgada, aumentando assim o seu caudal.
O trabalho que se consegue produzir no processo de osmose a pressão retardada depende do caudal de água
1
Pressão Osmótica – Pressão, exercida no sentido inverso ao
da osmose, capaz de impedir a ocorrência do fenômeno.
Figura 95: Conversão de energia na osmose a pressão retardada (adaptado de [126]).
78
DE SALINIDADE
doce que atravessa a membrana. Este é máximo quando a pressão hidrostática da água salgada é metade da
pressão osmótica. Assim sendo, cerca de 2/3 do caudal
de água salobra são utilizados para elevar a pressão da
água salgada até metade da pressão osmótica, por meio
do permutador de pressão, antes de esta entrar no módulo. O restante caudal é conduzido para a turbina do
sistema para produzir energia. A conversão de energia
cinética em elétrica por meio de uma turbina acoplada a
um gerador realiza-se segundo os módulos convencionais [127].
Atualmente, a membrana ideal para se utilizar no processo de osmose a pressão retardada ainda não está definida, pelo que o avanço desta tecnologia de aproveitamento
energético se encontra dependente dos desenvolvimentos que nesta área venham a ocorrer. Uma possibilidade,
colocada em [127], passa pela otimização de duas membranas clássicas utilizadas na osmose inversa (processo
para dessalinização de água): a membrana de película
fina de compósitos e a membrana de acetato de celulose.
Em [127] encontra-se também uma descrição das alterações propostas para as duas membranas e os resultados
obtidos com estas.
Nos sistemas de produção de energia por eletrodiálise
invertida, a diferença de salinidade entre os dois tipos
de água provoca uma diferença de potencial (80 mV para
água de mar e água doce [122]) em cada membrana, denominada por potencial da membrana. A diferença de
potencial elétrica entre os compartimentos extremos da
pilha é igual à soma das diferenças de potencial em cada
membrana que a constitui.
A diferença de potencial químico provoca o fluxo de iões
através das membranas, a partir da solução mais concentrada para a mais diluída. No caso de uma solução
como a água salgada, os iões de Na+ passam através das
membranas permeáveis a catiões, em direção ao cátodo, e os iões de Cl- através das membranas permeáveis
a aniões, em direção ao ânodo. Os compartimentos extremos da pilha são mantidos eletricamente neutros por
oxidação da superfície do ânodo e redução da superfície
do cátodo. Como resultado, consegue-se transferir um
eletrão do ânodo para o cátodo por um circuito elétrico
externo. A corrente e a diferença de potencial nos elétrodos podem então ser utilizadas para produzir energia
elétrica [122].
Tal como na produção de energia por osmose a pressão
retardada, a evolução da eletrodiálise invertida está
dependente dos avanços tecnológicos que se venham
a realizar nas membranas permeáveis a catiões e a
aniões. Assim sendo, ainda não existe nenhum tipo
de membranas identificado como sendo o ideal para
este processo. De acordo com [128], a melhor densidade
energética obtida até hoje foi de 0.093 mW/cm2, por [129],
utilizando membranas poliméricas Fumasep FAD e FKD
com 0.082 mm de espessura. Face à baixa densidade
energética das membranas, têm surgido nos últimos
anos propostas para utilizar solid-state nanofluidic
channels ou nanopores como alternativa às membranas
poliméricas [128].
Quanto à transmissão de energia elétrica destes sistemas para a rede não se encontrou nenhuma informação.
No entanto, uma vez que as centrais são construídas em
terra a metodologia não deve ser muito diferente da que
é utilizada noutras formas de aproveitamento de energias
renováveis onshore, como as centrais geotérmicas ou os
parques eólicos onshore. Esta forma de aproveitamento,
devido à simplicidade existente no controlo da conversão
de energia, poderá ser uma solução interessante para
operar como baseload.
[5.4.
]
CONTROLO
U
ma vez que a tecnologia de aproveitamento do
gradiente de salinidade ainda se encontra numa
fase embrionária (há apenas o conhecimento da
construção de dois protótipos), a informação disponível
acerca desta é algo escassa. No que toca aos sistemas
de monitorização e controlo da osmose a pressão retardada e da eletrodiálise invertida, não se encontrou qualquer informação que pudesse constar neste relatório.
No entanto, como existem propostas para a utilização de
uma versão otimizada das membranas que se usam na
osmose inversa, apresentam-se de seguida um conjunto
de técnicas para a monitorização destas que poderiam
ser utilizadas para monitorizar o estado das membranas
em sistemas de osmose a pressão retardada. Estas dividem-se em métodos diretos e indiretos. Os primeiros são
testes de monitorização aplicados diretamente à membrana. Os segundos medem alguns dos seus parâmetros
de desempenho. Uma descrição mais aprofundada de
cada técnica pode ser consultada em [130].
•Métodos diretos
--Teste por vácuo: Utilizado para garantir a qualidade
construtiva do módulo da membrana, determinando a
existência de fugas nesta.
--Teste por pressão: Bastante utilizado em membranas
de baixa pressão. Consiste em pressurizar a membrana
pelo seu lado permeável e avaliar a perda de pressão
com o tempo. Pode danificar a membrana, pelo que não
é muito aconselhado.
79
DE SALINIDADE
•Métodos indiretos
--Monitorização online: Monitorização constante dos
constituintes de fácil medição da água de entrada e de
saída do sistema. Existe uma variedade de testes de
monitorização online, e a sua utilização tem como principal objetivo garantir a integridade da membrana entre
a aplicação de diferentes métodos diretos.
[5.5.
]
A
pesar da pouca informação disponível acerca desta tecnologia, uma das vantagens que apresenta,
e é várias vezes destacada, prende-se com o facto
de a central onde se faz a conversão de energia poder ser
construída em terra ou debaixo do solo para minimizar o
impacto nas comunidades e no ambiente [125]. Assim sendo, grande parte do sistema é construída onshore e portanto dispensa qualquer tipo de amarrações. No entanto,
há que ter em conta a existência de outros componentes
deste equipamento, como as tubagens para captação da
água doce e da água salgada, acerca dos quais nenhuma
informação foi encontrada e como tal não se tece nenhum
comentário.
[5.6.
]
O comentário feito para os sistemas de amarração também se aplica às embarcações de apoio.
80
81
6.ENERGIA GRADIENTE TÉRMICO
82
6.
ENERGIA GRADIENTE
TÉRMICO
O
gradiente térmico dos oceanos pode ser aproveitado
para produção de energia elétrica. Os sistemas para
esse fim designam-se por OTEC (Ocean Thermal Energy
Conversion) e utilizam a temperatura da água na superfície
do mar e da água das suas profundezas como fonte quente
e fria, respetivamente, de uma máquina térmica. As maiores
diferenças de temperatura da água dos oceanos verificam-se
nas zonas tropicais do planeta, onde a temperatura à superfície varia entre 27 e 29 °C e nas profundezas ronda 4 °C.
Este é um recurso energético previsível (apenas ocorrem ligeiras variações da temperatura da água entre o verão e o
inverno) e continuamente disponível. O seu potencial energético considera-se superior ao de todas as outras formas de
aproveitamento da energia dos oceanos, com uma estimativa
global de 44000 TWh/ano [1]. Devido à sua previsibilidade, e tal
como o gradiente salino, o OTEC poderá ser uma solução para
operar como base load da rede, conferido maior estabilidade
da mesma.
Nas zonas tropicais do planeta, só por volta dos 1000 m de
profundidade do oceano é que a água se encontra a uma
temperatura que ronda 4 °C. Os sistemas OTEC necessitam
então de longas tubagens para fazer a captação da água
proveniente dessas zonas. Estas são conhecidas como CWP
(Cold Water Pipe) e constituem o maior desafio tecnológico
destes sistemas. Por um lado, caso a tubagem seja uma
peça única pré-fabricada, o seu transporte e instalação/
desinstalação são tarefas de difícil execução. Por outro,
caso seja constituída por módulos tubulares contornam-se
estas dificuldades mas surgem problemas a nível funcional,
tais como o maior risco de falha nas várias articulações.O
desenvolvimento da tecnologia dos risers no oil&gas
tem contribuído para novos desenvolvimento nesta área.
Alternativamente pode-se fabricar a tubagem na plataforma
OTEC após esta ser construída, formando assim uma peça
única sem o problema de transporte [131].
O CWP representa uma grande parte do investimento dos sistemas OTEC por causa dos seus materiais, fabrico e instalação,
que devem garantir a sua sobrevivência à fadiga provocada
pelos movimentos da plataforma, à pressão de sucção interna,
corrosão da água do mar, elevadas pressões hidrostáticas e
correntes marítimas que podem causar elevadas tensões. Diferentes conceitos para a sua constituição, propostos em [132],
são expostos na Figura 96. De acordo com esta, a tubagem
pode então ser rígida (em cimento, aço ou FRP - Fiber Reinforced Polymer) com juntas flexíveis, flexível (num elastómero/
fibras ou termoplástico) com juntas rígidas A par do CWP, os
permutadores de calor são outros componentes fulcrais destes sistemas, dos quais está dependente a eficiência de conversão térmica e para onde se direcionam vários estudos.
83
Atualmente existem já alguns casos de teste e utilização
dos sistemas OTEC. A primeira instalação destes sistemas remonta a 1930, em Cuba, e tinha capacidade de produzir 22 kW de energia elétrica. Só em 1982-1983 é que
uma nova central destas voltou a ser instalada, na República de Nauru, produzindo 120 kW (dos quais 90 kW eram
utilizados para alimentar a central). Várias investigações
e testes foram desde então realizados, até que nos dias
de hoje apenas um sistema OTEC com capacidade de produção de 50 kW, desenvolvido pela Saga University em
parceria com várias empresas japonesas, encontra-se
em funcionamento [133].
[6.1.
INVESTIGAÇÃO E
]
T
al como no aproveitamento da energia proveniente
do gradiente de salinidade, os sistemas de aproveitamento do gradiente térmico encontram-se neste
momento numa fase em que a Investigação e o Desenvolvimento são fundamentais para fomentar a sua evolução.
De referir que no caso dos sistemas de OTEC não existe
um componente tão crítico como a membrana no aproveitamento do gradiente de salinidade, como consequência os desafios subjacente à viabilidade do OTEC estão relacionado essencialmente com os custos da exploração.
A simulação numérica de sistemas OTEC é conseguida
pela utilização de códigos como o CFD, uma vez que o
seu aproveitamento energético se baseia em princípios
de engenharia térmica e de mecânica dos fluídos.
Alguns destes estudos de simulação numérica podem
ser encontrados na literatura e representam um passo
fundamental para o desenvolvimento de sistemas
eficientes em termos de custos. Os testes de sistemas
para aproveitamento do gradiente térmico dos oceanos
são geralmente realizados em laboratório, uma vez
que a parte essencial dos estudos passa por analisar
o ciclo térmico, de modo a otimizar o processo para as
temperaturas das fontes em questão. Exemplo é o teste
experimental realizado em [134]. A resposta dinâmica da
estrutura flutuante, caso esta seja necessária, é facilmente
obtida através da teoria apresentada anteriormente neste
relatório em 3.1. Por sua vez, o escoamento em condutas
e as perdas de temperatura nestas é conhecido de outras
aplicações de engenharia e pode ser estudado, tal como
o ciclo térmico e a resposta dinâmica do sistema, com
recurso a códigos de CFD.
Em [135] foi desenvolvido um código numérico específico
para o cálculo de instalações de aproveitamento do gradiente térmico com o ciclo de Uehara. Este modelo foi
criado com base na termodinâmica, dividindo a instalação
de 18 componentes em seis partes: condensação, aquecimento, regeneração, evaporação, turbinas e difusor. Em
cada divisão foram aplicadas as leis de conservação da
massa e da energia com base nas respetivas condições
de operação.
Para o desenvolvimento desta tecnologia muito tem contribuído a DCNS (Direction des Constructions Navales),
com vários testes realizados na Martinica, Taiti e mais recentemente na ilha da Reunião. Atualmente o grupo está
envolvido num programa de I&D para melhorar o CWP. A
conclusão deste possibilitará à DCNS oferecer soluções
completas de centrais OTEC offshore [136].
No capítulo seguinte abordam-se alguns conceitos para
as centrais de aproveitamento do gradiente térmico.
Figura 96: Diferentes conceitos para a construção do Cold Water Pipe (adaptado de [132]).
84
[6.2.
]
ENERGIA
P
ara fazer o aproveitamento da energia do gradiente térmico dos oceanos e a sua conversão em
energia elétrica podem-se distinguir três tipos de
sistemas OTEC quanto ao seu modo de funcionamento.
Estes podem operar em ciclo fechado, aberto ou híbrido
(uma mistura dos dois anteriores). A descrição de cada
um destes modos é apresentada nos subcapítulos desta
secção.
A localização dos sistemas OTEC é também um parâmetro para distinguir diferentes conceitos destes. Deste
ponto de vista, as centrais de conversão de energia dos
sistemas OTEC podem ser onshore (Figura 97) ou offshore (Figura 98). Por um lado, a construção onshore da
central de conversão de energia tem a seu favor o facto
de não serem precisas amarrações, longos cabos para
fazer o transporte de energia elétrica nem operações de
manutenção complexas, como acontece com as centrais
offshore por se encontrarem num meio adverso (ainda
que menos que o eólico e as ondas). Além disso, esta pode
também servir de apoio a outras atividades locais, como
a agricultura ou algum tipo de indústria que necessite de
refrigeração ou água dessalinizada. Em contrapartida, a
menos que o sistema OTEC seja construído em locais que
a profundidade perto da costa varie muito (inclinações de
15 a 20º), as tubagens para captação e descarga da água
têm de ser extensas. No entanto, o principal aspeto negativo da construção onshore prende-se com o facto de as
tubagens se encontrarem na zona de rebentação, onde
há elevada turbulência. Isso obriga a que estas sejam instaladas em valas de proteção, para não ficarem sujeitas
a elevados esforços durante tempestades. Por outro lado,
as instalações offshore consistem em estruturas flutuantes no alto mar que possibilitam a construção de centrais
de maior capacidade. Nestas, a captação e descarga da
água fria não necessita de tubagens tão compridas como
Figura 97: Ilustração de uma central onshore de um sistema OTEC [137].
na situação onshore. No entanto, o meio adverso onde
são instaladas aliado ao facto de serem flutuantes, proporciona vários problemas em caso de tempestade e em
termos de estabilidade, comprimento do cabo elétrico e
manutenção. Nas duas alternativas para localização dos
sistemas OTEC o princípio de aproveitamento e conversão de energia é igual, pelo que, esta informação é aqui
apresentada apenas a título de curiosidade.
[6.2.1. SISTEMA OTEC DE CICLO FECHADO]
N
o sistema OTEC de ciclo fechado (representado
na Figura 99), além da água captada da superfície
e das profundezas do oceano, existe um terceiro
fluido de trabalho (e.g. amónia) com baixo ponto de ebulição. Este é conduzido, de modo a descrever um ciclo de
Rankine, num circuito fechado composto por uma bomba,
dois permutadores de calor e uma turbina. Esta última
aciona um gerador para produzir energia elétrica. Além
destes componentes existem no sistema mais duas bombas (para fazer circular a água fria e quente que se capta
do mar) ligadas aos permutadores por tubagens, em que
a da água fria é o já referido CWP.
Os permutadores aqui em questão funcionam no ciclo
como evaporador e condensador. No interior de um deles
corre a água quente captada da superfície do oceano, que
cede calor ao fluido de trabalho fazendo-o transitar para a
fase gasosa. Por sua vez, no outro corre a água fria captada
das profundezas, que faz com que o fluido de trabalho ceda
calor e transite de volta para a fase líquida. A turbina, que
na configuração do sistema é colocada no meio dos dois
permutadores, funciona com gás.
O ciclo de Rankine descrito pelo fluido de trabalho é um
ciclo termodinâmico utilizado em máquinas térmicas
para converter calor (proveniente da água quente do
mar neste caso) em trabalho. O ciclo é formado por uma
sequência de 4 processos que se dão entre duas linhas
de pressão. Na Figura 100 estão representados os 4
Figura 98: Ilustração de uma central offshore de um sistema OTEC [137].
85
processos de um ciclo Rankine num diagrama T-s (Temperatura – Entropia). De seguida faz-se um paralelismo
entre os processos do ciclo de Rankine e os fenómenos
que ocorrem nos sistemas OTEC de ciclo fechado.
•1 → 2: O fluido de trabalho é bombeado e consequentemente a sua pressão aumenta.
•2 → 3: O fluido de trabalho passa pelo permutador de
calor que corre no seu interior a água quente, absorve
calor e passa a vapor saturado.
•3 → 4: O fluido de trabalho passa pela turbina e produz-se trabalho. A pressão e a temperatura decrescem em
detrimento da expansão que ocorre.
•4 → 1: O fluido de trabalho à saída da turbina passa pelo
permutador de calor que corre no seu interior a água
fria, liberta calor e volta assim ao seu estado inicial.
[6.2.2. SISTEMA OTEC DE CICLO ABERTO]
N
o sistema OTEC de ciclo aberto (representado na Figura 101) a água quente que se capta
da superfície do oceano desempenha o papel
de fluido de trabalho, realizando o ciclo de Claude
descrito mais à frente nesta secção. O sistema aqui
em questão é constituído por um desgaseifeicador,
um evaporador flash, uma turbina acoplada a um
gerador para produção de energia elétrica, um condensador e 4 bombas (para captar a água quente e
fria do mar e retirar a água do evaporador flash e do
condensador).
Na Figura 102 apresenta-se o diagrama T-s do ciclo
de Claude. O estado 1 representado corresponde às
condições da água quente do mar quando é captada.
Esta ao passar pelo desgaseificador sofre uma queda
Figura 99: Sistema OTEC de ciclo fechado [138].
Figura 100: Diagrama T-s do ciclo de Rankine [139].
86
de pressão, até um valor ligeiramente superior à de
líquido saturado para a temperatura correspondente,
e com isso a maioria dos gases dissolvidos na
água são libertados. A água desgaseificada que se
obtém (estado 2 do ciclo) entra posteriormente no
evaporador flash, onde sofre nova queda de pressão
até atingir o estado 3 do ciclo (vapor húmido).
Nesse instante, água e vapor estão em coexistência
no evaporador flash nos estados 3f e 3g do ciclo,
respetivamente. Por um lado, a percentagem de
vapor obtida evolui até ao estado 4 por expansão na
turbina, de modo a converter a energia térmica em
mecânica. Por outro, a percentagem de água que se
tinha no evaporador é bombeada (estado 7) de volta
para o mar. O vapor expandido na turbina atravessa
o condensador, onde cede calor à água fria que se
capta do mar, passando a líquido saturado (estado 5
do ciclo). Para terminar o ciclo esta é bombeada até
ao estado 6 do ciclo, convertendo-se em água doce,
que pode ser aproveitada ou devolvida ao mar.
Figura 101: Sistema OTEC de ciclo aberto (adaptado de [132]).
Figura 103: Sistema OTEC de ciclo híbrido [132].
[6.2.3. SISTEMA OTEC DE CICLO HÍBRIDO]
O
sistema OTEC de ciclo híbrido usa partes dos dois
sistemas anteriormente apresentados para produzir energia elétrica e água dessalinizada. Esta é
uma tentativa de aproveitar os aspetos positivos e evitar
os negativos dos ciclos abertos e fechados. Nesta configuração, a parte do circuito correspondente à configuração de ciclo fechado é responsável por produção de energia elétrica. As descargas de água são enviadas para um
segundo circuito, com uma configuração igual à do ciclo
aberto sem a turbina e gerador, onde é feita a dessalinização da água quente.
Figura 102: Diagrama T-s do ciclo de Claude [132].
Figura 104: Diagrama T-s do ciclo híbrido de sistemas
OTEC [132].
87
[6.2.4. OUTROS CICLOS PARA SISTEMAS OTEC]
O
rendimento de Carnot de uma máquina térmica a
operar entre duas fontes de calor com temperaturas iguais à da água quente e fria do mar é de
aproximadamente 6 a 7%. No entanto, devido a perdas de
calor, gastos de energia na alimentação das bombas e à
eficiência da turbina, gerador e permutadores de calor,
um sistema OTEC tem um rendimento real de apenas 1
a 2% [140].
Com vista a aumentar o rendimento dos sistemas OTEC
surgiu a hipótese de utilizar uma mistura de amónia com
água como fluido de trabalho num ciclo de Kalina (ver na
Figura 105). Segundo [141], para o intervalo de temperaturas entre 4 e 28 °C obtém-se com o ciclo de Rankine
aproximadamente 3% de rendimento. Por sua vez, com
o ciclo de Kalina atingem-se valores que rondam 5%. No
entanto, a mistura que neste é utilizada sobrecarrega
os permutadores de calor. Como tal, foi proposto o ciclo
de Uehara (também com uma mistura de amónia com
água), cujo respetivo sistema se encontra representado
na Figura 106. Este garante em teoria maior rendimento,
pois algum do vapor da turbina é extraído para assim se
reduzir o trabalho do condensador. Em [142] apresenta-se
um estudo das condições que conduzem à máxima eficiência do ciclo de Uehara. O maior valor registado foi
de 6.2877 %.
Figura 105: Sistema do ciclo de Kalina [143].
Figura 107: Conversão de energia num sistema OTEC.
88
Além destes dois ciclos para melhorar o rendimento de
Carnot dos sistemas OTEC, existem propostas de sistemas que utilizam coletores solares ou água quente proveniente de centrais nucleares, por exemplo, para aquecer o fluido de trabalho [138].
[6.3.
]
E
m todos os sistemas OTEC apresentados, a produção de energia elétrica consegue-se através de uma
turbina (movida pelo caudal de fluido de trabalho na
sua fase gasosa) acoplada a um gerador. Este é portanto
um processo de conversão que se desenrola de acordo
com os módulos convencionais, como elucida a Figura
107.
Relativamente à transmissão de energia elétrica, é referido em [132] que esta se pode fazer em HVAC ou HVDC,
dependendo da distância da central à costa. O cabo aconselhado é do tipo XPLE (Cross-Linked Polyethylene), tal
como na energia eólica offshore. No entanto, o método
indicado como preferencial para transmitir energia passa
pela produção de combustível, como metanol ou amónia,
na planta OTEC a partir da energia produzida [132].
Figura 106: Sistema do ciclo Uehara [143].
[6.4.
]
CONTROLO
A
tualmente a operação de uma central térmica
devido à sua complexidade implica uma instrumentação substancial. Essa instrumentação por
sua vez está ligada ao sistema de controlo da instalação. As instalações OTEC não fogem à regra, e tal como
as centrais térmicas são uma complexa configuração
de tubos e maquinaria com uma infinidade de sistemas
de apoio e interfaces de controlo. Existem uma série
de parâmetros que necessitam de ser monitorizados
conforme os limites impostos. A medição das pressões,
das temperaturas e dos caudais em circulação é necessária para a operação das centrais. A monitorização da
turbina e do gerador é também importante no controlo
de geração de eletricidade. Importa monitorizar, no seguimento da experi~encia obtida nas centrais térmicas,
neste acoplamento:
•O nível de óleo nos rolamentos e a sua temperatura
•Analisar a vibração e alinhamento no acoplamento turbina-gerador.
•Nível de óleo e temperatura nos rolamentos
•Nível de óleo e temperatura na caixa de velocidades
•Temperatura no estator, nos enrolamentos e no rotor
•Potencia reativa e ativa da unidade de geração
•Tensão, corrente e frequência da eletricidade gerada
[6.5.
]
A
descrição dos sistemas de amarração para a tecnologia OTEC não será realizada de forma exaustiva neste capítulo pois esta descrição foi efetuada
anteriormente. Importa fazer a referência de que os sistemas de amarração para instalações OTEC não adicionam
novas especificações, pois a tecnologia para as amarrações de instalações offshore está num grau de maturidade mais avançado que os próprios sistemas OTEC.
Remete-se esta análise para os capítulos anteriores onde
esta temática foi abordada.
[6.6.
]
T
al como os sistemas de amarração, também uma
análise exaustiva das embarcações de apoio não
será efetuada neste capítulo. É de prever que no limite a exigência em termos de embarcações de apoio dos
sistemas OTEC seja semelhante à das plataformas petrolíferas, para as quais, mais uma vez, em termos tecnológicos as embarcações de apoio estão mais desenvolvidas
que os próprios sistemas OTEC.
Do mesmo modo, a pouca maturidade desta tecnologia não permite também ter uma noção da sua
escala comercial. Remete-se a análise deste tópico
para capítulos anteriores onde foram abordadas as
embarcações de apoio e como alternativa, para bibliografia que aborde esta temática para as plataformas petrolíferas offshore.
Dependendo das especificações a instrumentação e monitorização pode ser standard ou não. Os valores monitorizados alimentam posteriormente o sistema de controlo.
Com o objetivo de potenciar a operação de uma central
em termos de produtividade e fiabilidade são utilizados
sistemas SCADA (Supervisory, Control and Data Acquistion). Para além destes, fazem parte do sistema de controlo de uma central que opere com um ciclo térmico,
transmissores, recetores, modems, computadores e controladores programáveis. Este conjunto de componentes
são responsáveis por manter a operação da central dentro dos valores considerados normais e pela sua sobrevivência em caso de ocorrência de uma avaria extrema.
89
7.ENERGIA SOLAR OFFSHORE
90
7.
ENERGIA SOLAR
OFFSHORE
A
energia solar é uma fonte renovável que afeta toda a dinâmica do planeta Terra, sendo representativa de uma forte fonte
de sustentabilidade para o planeta. O aproveitamento deste
tipo de energia para a produção de energia elétrica é de uma forma
standard realizado onshore. Recentemente, devido a implicações
causadas pela ocupação terrestre deste tipo de tecnologias aliadas
ao facto de as zonas de maior potencial solar estarem localizadas
fora da costa, começou-se a investigar a possibilidade de desenvolver sistemas de aproveitamento da energia solar para a produção de
energia elétrica offshore.
Deste modo, surgiram recentemente soluções, ainda que hipotéticas,
para o desenvolvimento de sistemas tecnológicos para este tipo de
aproveitamento. No entanto, importa realçar o caráter muito pouco amadurecido da exploração de energia solar para a produção de
energia elétrica offshore. As soluções existentes não passam ainda
de protótipos ou apenas conceitos, não existindo nenhuma exploração comercial da tecnologia.
91
[7.1.
INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMEN-
]
TOS TECNOLÓGICOS
A
exploração da energia solar tem pouca representação no sector renovável offshore. A ideia de
aproveitar a energia solar incidente fora da costa é,
portanto, um conceito novo e que se encontra essencialmente na primeira fase de I&D. As instalações flutuantes
de painéis solares instaladas até a data foram realizadas
em zonas com águas paradas, não havendo registo de
instalações em mar.
Diversas ideias foram já submetidas com maior ou menor
sucesso para serem patenteadas. Algumas destas ideias
inovadoras dedicavam-se à exploração solar offshore de
forma exclusiva, outras conciliavam esta exploração com
outras finalidades.
Uma das patentes que tem maior ênfase nesta área, e
que será abordada com maior detalhe na secção 7.2., é
o conceito da Patente EP2242961 B1, inventada por Thomas Hinderling, as ilhas solares. Uma outra alternativa,
menos convencional, que não recorre à utilização de painéis solares e em vez disso se baseia essencialmente
no conceitos dos solar ponds, lagoas que se baseiam no
principio de geração de gradientes de temperatura em
soluções salinas, pode ser identificada em [144].
A Alemanha, o Japão e os Estados Unidos são os países
com maior contribuição para o desenvolvimento do solar
fotovoltaico [145]. O investimento em I&D na União Europeia
tem continuado através de programas de financiamento,
a título de exemplo o sétimo programa quadro (FP7). Seja
a nível nacional ou multinacional, apoio governamental
contínuo é necessário para que a energia solar mantenha
o seu valor atrativo e para que novos desenvolvimentos
continuem neste setor das renováveis. Futuramente espera-se que o solar offshore venha a ganhar maior expressão no campo da I&D.
[7.2.
]
O aproveitamento da energia solar resume-se à transformação da energia dos fotões associados à radiação solar em energia útil. O método mais comum de fazer este
processo consiste na conversão direta da radiação em
eletricidade, a partir de painéis fotovoltaicos. Existem no
entanto outros métodos a ter em consideração, que consistem na separação de água em oxigénio e hidrogénio ou
no aproveitamento térmico da energia.
As soluções para o aproveitamento de energia solar
offshore embora já conhecidas, são ainda muito escassas. Distinguem-se poucos tipos de tecnologia e, dentro
destas, nenhuma pode ser considerada como expressiva.
[7.2.1. ILHAS SOLARES]
O
conceito com maior visibilidade no que toca à
energia solar offshore são as ilhas solares [147]. Estas consistem numa membrana circular em cima
da qual são colocados concentradores solares. Por sua
vez, a membrana assenta numa estrutura toroidal como
a representada na Figura 108,com D = 5 km e d = 20 m.
No centro da ilha existe uma torre onde se armazena
o vapor a alta pressão, produzido ao longo dos vários
tubos que recebem a radiação dos concentradores. Uma
representação computacional do conceito pode ser observada na Figura 109.
Para manter toda a membrana 20 m acima do nível do
mar, um conjunto de bombas elétricas, colocadas por baixo desta, provocam uma sobrepressão de 0.1 bar capaz
de a suster. Além disso, toda a plataforma tem capacidade de se ajustar em relação à posição do sol de forma
a otimizar a captação de energia. Para isso, são colocados propulsores elétricos ao longo do perímetro da ilha
a cada 10 m.
O aproveitamento energético da ilha faz-se por CSP
(Concentrated Solar Power), como representado na Figura 110. Este tipo de conversão baseia-se na geração de
vapor de água num circuito a partir de concentradores
solares. O vapor produzido é posteriormente utilizado no
ENERGIA
O
s princípios base que se aplicam no aproveitamento de energia solar offshore são os mesmos que
se utilizam onshore. A exploração deste recurso
em ambiente offshore consiste no agrupamento das soluções já existentes para utilizar em terra, em sistemas
flutuantes que possam tirar partido da elevada área disponível nos oceanos [146].
92
Figura 108: Ilustração de um toro [148].
Figura 109:
Solar Islands Concept [147].
Figura 110: Princípio de funcionamento do sistema CSP das ilhas solares [149].
acionamento de uma turbina de vapor que assim converte a energia solar captada em energia elétrica.
Nas ilhas solares a água é aquecida até 250ºC e transformada em vapor saturado, sendo posteriormente conduzida com a finalidade de atuar um ciclo térmico que
poderá estar situado na ilha ou no exterior desta. O ciclo
térmico utilizado é o Ciclo de Rankine Orgânico [150]. Um
esquema do tubo utilizado na absorção da energia refletida pode ser observado na Figura 111.
Para assegurar a estabilidade horizontal, toda a ilha
está coberta por uma malha de cabos de aço, com uma
configuração do tipo raquete de ténis. Simulações extensivas mostraram que os 44 cabos que perfazem o
sistema, quando pré tencionados com 20kN, conferem
à plataforma um comportamento muito estável mesmo
em situações de elevadas velocidades de vento. Este é
um dos pré-requisitos para a utilização de painéis solares térmicos com concentradores [150].
Prevê-se que um sistema de controlo avançado seja aplicado neste tipo de estruturas. Este sistema deve incluir
uma rede de sensores que execute funções tais como a
aplicação de forças no sistema de cabos. O sistema deve
monitorizar constantemente variáveis tais como, a temperatura, a pressão da almofada de ar por debaixo da
membrana, a altura a que se encontra a plataforma e o
nível de água na zona abaixo da membrana. Adicionalmente, o sistema de controlo é responsável pela rotação
precisa da plataforma bem como por todo o seu ciclo térmico [150].
93
Figura 111: Esquema do tubo de absorção [150].
[7.2.2. TECNOLOGIA LIQUID SOLAR ARRAY]
O
utro dos conceitos existentes para o aproveitamento da energia solar offshore é o LSA (Liquid Solar Array), representado na Figura 112.
Esta solução tecnológica consiste numa estrutura
modular composta por um módulo de células fotovoltaicas que recebem a luz solar através de um sistema
auxiliar de concentração da luz incidente. O princípio
de conceção deste sistema é o de minimizar o número de células fotovoltaicas, reduzindo, deste modo, o
custo de produção do dispositivo.
O sistema LSA utiliza tecnologia solar e componentes estruturais standard, estabelecidos no mercado e com fiabilidade comprovada. É a aplicação na água que torna único
e patenteado o conceito de LSA. O sistema prima, também,
pela sua versatilidade como sistema modular. Permite a
qualquer utilizador ajustar a sua instalação consoante a
sua necessidade.
94
plástico leve, montados numa estrutura flutuante do tipo
jangada ancorada. A lente concentradora em plástico fino
segue o sol tanto diária como sazonalmente. Um número
mínimo de células de silício (ou outro tipo) é alojado
num recetáculo metálico fotovoltaico imerso na água.
Deste modo mantêm-se as células frias e eficientes,
devido à convecção de calor originada pela diferença de
temperaturas entre a superfície do recetáculo metálico
e a água. Em condições ambientais menos favoráveis,
como ventos fortes, a lente protege-se rodando em torno
da jangada, ficando submersa como se pode observar na
Figura 113.
A chave da conceção do sistema LSA, tal como foi
referido anteriormente, é o seu baixo custo por Watt,
que resulta da baixa utilização de materiais e da
simplicidade dos materiais utilizados.
O LSA é um sistema que utiliza concentradores em
O controlo do posicionamento da lente é conseguido
por um sensor de luz e um software de aquisição
e computação dos dados recebidos. Um sensor
de vento está igualmente ligado ao sistema de
controlo e permitirá proteger a lente caso o vento
Figura 112: Tecnologia LSA [151].
Figura 113: LSA em posição protegida [151].
seja superior a um limite estabelecido. A lente é
impermeável e limpa-se automaticamente.
Um inversor estabelece a conversão da eletricidade produzida no LSA de corrente contínua para corrente alternada, permitindo assim a ligação à rede
elétrica.
[7.3.
]
O
s sistemas de conversão da energia solar podem
ser fotovoltaicos, térmicos fotossintéticos e foto(electro)químicos, Figura 114. Estes dois últimos não
serão abordados neste capítulo. No capítulo 8 abordar-se-á um dos exemplos deste tipo de aproveitamento.
Importa agora referir algumas considerações técnicas relevantes acerca destes sistemas. Um dos
tipos de aproveitamento já referidos, a conversão
térmica da energia solar, é conseguido recorrendo
a coletores solares dimensionados para o aquecimento da água que por eles circula. Podem ser de
absorção simples, placa plana com cobertura de
vidro, placa plana com vidro seletivo, tubos de vácuo ou com concentradores solares. Um conjunto de
representações destes encontra-se na Figura 115.
A definição do tipo de tipo de conversão que prevalecerá futuramente como a mais indicada para o
aproveitamento solar offshore não é imediato. Através de análise dos primeiros passos neste tipo de
aproveitamento é identificado um enfoque especial
nos custos das tecnologias, sendo que, este fator irá
desempenhar um papel decisivo na evolução dos
conceitos de aproveitamento solar offshore,
A transformação da energia térmica absorvida nestes
equipamentos é utilizada geralmente para a produção
Figura 114: Pirâmide da energia solar, tipos de conversão [152].
de energia mecânica e consequente produção de energia
elétrica. Os painéis fotovoltaicos, são constituídos por um
agrupamento de células solares, que servem-se do efeito fotovoltaico para produção direta de energia elétrica a
partir da energia solar. Os fotões provenientes da luz solar quando inferem numa célula solar, um semicondutor
P-N (junta P-N, ou seja, é uma junta formada por um material semicondutor tipo P-elevado número cargas positivas e tipo N-elevado número de cargas negativas), podem
ser absorvidos, refletidos ou transmitidos. Quando estes
são absorvidos dão origem à movimentação de eletrões
(através da criação de um par electron-hole) entre os dois
semicondutores da junta P-N que originam um potencial
elétrico que pode ser extraído por uma fonte externa [154].
Existem diversos tipos de classificação para as células
fotovoltaicas em função do tipo de células. Cerca de 90%
das células existentes no mercado são das células de silício do tipo wafer-based. As células cristalinas de silício
deste tipo têm relativa alta eficiência, 12 a 18%. Esta configuração de células tem fiabilidade comprovada em diferentes condições ambientais. Contudo, o preço por módulo deste tipo de células continua relativamente elevado.
Outro tipo de configuração são as células de filme fino.
Por um lado, as células de filme fino de silício amorfo são
caracterizadas por uma eficiência dos 8 a 9%. Por outro,
as células de filme fino em silício cristalino representam
um grande atrativo comercial no sentido de se conseguir
tornar os preços dos fotovoltaicos mais competitivos. Eficiências de 16% já foram atingidas com este tipo de configuração. Outra hipótese para as células fotovoltaicas é
a utilização de células do tipo CdTe (Thin Cadmium Telluride) e CIGS (Cooper Indium Gallium Selenide). Estes são
dois tipos de soluções que apenas necessitam de filmes
muito finos para a criação de células solares. Existem diversas alternativas que continuam a ser desenvolvidas
com o intuito de baixar o preço deste tipo tecnologia [154].
De seguida irá ser descrito o processo de acondicionamento da eletricidade produzida nas células fotovoltaicas.
Figura 115: Tipos de coletores solares térmicos [153].
95
Adicionalmente aos sistemas descritos anteriormente
responsáveis pela conversão da energia dos fotões em
energia elétrica, ou seja, células fotovoltaicas, existem
mais três tipos de componentes comuns às instalações
solares fotovoltaicas e envolvidos na cadeia de conversão de energia: o inversor, o controlador de carga e as
baterias [152].
O controlador de carga monitoriza e controla o nível de
carga na bateria de forma a assegurar que quando esta
necessita de corrente é abastecida, e ao mesmo tempo
garante que não fique sobrecarregada. Os controladores
de carga são também designados por reguladores de carga. A bateria fornece corrente DC ao inversor. As baterias
utilizadas em sistemas solares caraterizam-se pela sua
capacidade de poderem ser descarregadas e carregadas
milhares de vezes. As baterias são classificadas em amperes/hora (A/h). Uma bateria deve ter uma capacidade
satisfatória de A/h para que possa fornecer a potência
necessária enquanto o sistema coletor não efetua a conversão energia solar.
produção de energia, contudo tem menor eficiência que
a configuração com “string inverters”.
Figura 116: Configuração com inversor central [152].
Por último, o inversor converte a voltagem DC em voltagem AC standard. A corrente fornecida é deste modo
transformada, filtrada, etc. para que possa ser encontrada uma forma de onda aceitável. Quanto maior o processamento, mais limpo e menos ruidoso é o sinal de saída,
mas menor é a eficiência da conversão. O objetivo final é
a produção de um sinal que seja aceitável para todas as
formas de carga sem dissipação adicional de potência
durante a conversão.
Existem 4 configurações principais para o sistema de
condicionamento de eletrónica de potência:
•Com inversor central: Nesta tipologia a central fotovoltaica (>10kW) é organizada em vários ramos paralelos
conectados a um único inversor central no lado DC do
sistema. Estes inversores são caracterizados pela elevada eficiência e menor custo específico. Contudo, a
fiabilidade da central é limitada devido à dependência
de um único módulo. Do mesmo modo, a central tem
menos produção devido a perdas de incompatibilidades
no módulo originadas pelo sinal e operação das células.
Figura 117: Configuração do tipo “string inverters” [152].
•Com inversores do tipo “string inverters”: Este tipo de
sistema é semelhante ao de inversor central, mas a
central fotovoltaica é dividida em várias ramificações.
A cada ramificação do módulo fotovoltaico é atribuído
um inversor denominada de “string inverter”. Este leva
a menores perdas no sistema e a uma maior fiabilidade
de fornecimento da energia elétrica. Este tipo de sistema evoluiu tornando-se uma configuração standard nos
sistemas fotovoltaicos.
•Com inversor integrado no módulo: Este tipo de sistema
utiliza um inversor em cada módulo. Permite otimizar a
96
Figura 118: Configuração com inversores integrados nos módulos [152]
subjacente a este método é a comparação do diferencial
da potência convertida, respetivamente à tensão, com
0, e ver se esté é superior ou inferior tirando partido do
facto do declive da curva no máximo ser 0. O diferencial
da potência igualado a 0 pode ser reescrito em função
da condutância.
Figura 120: Conversores multinivel (a) – Neutral Point Clamped (b) Active
Neutral Point Clamped [152].
•Conversores de multinível: Os conversores de multinível
têm três ou mais níveis de tensão que resultam numa
distorção total harmónica mais baixa. Em adição têm
ainda maior tensão e menos 25% de perdas de comutação. São, no entanto, mais caros.
[7.4.
]
CONTROLO
C
om o intuito de otimizar a conversão de energia nos
sistemas de aproveitamento da energia solar é necessária a utilização desistemas para monitorizar e
controlar a operação das tecnologias de aproveitamento
que podem ser mecânicos ou eletrónicos.
O MPPT (Maximum Power Point Tracker) é um dos sistemas mais frequentemente utilizados para maximizer
a taxa de conversão de potência no sistema. Este é um
sistema eletrónico que move o ponto operacional do sistema com o intuito de conseguir máxima eficiência. Como
se constata na Figura 120, existe um ponto de operação
do sistema, para a corrente (I) e a Tensão (V), onde a geração de potência é máxima.
•Método da tensão constante: O método da voltagem
constante é o mais simples e de aplicação mais ampla
dos algoritmos MPPT. Neste método, o sistema coloca
a tensão do painél fotovoltaico temporariamente em 0
com o intuito de determinar a tensão de circuito aberto.
Uma vez que o sistema tenha este valor ele pode calcular, baseado num rácio constante, qual deveria ser
a tensão de operação, e o sistema pode mover-se no
sentido dessa tensão. Existe um intervalo de tempo especificado, o qual pode ser programado, no qual o sistema repete este cálculo isolando a fonte. Este sistema
é o menos eficiente dos descritos pois existem perdas
substanciais no processo de cálculo.
[7.5.
]
N
ão havendo nenhum sistema solar offshore em
mar aberto, não existe, portanto, uma caracterização específica do tipo de amarrações utilizadas
neste tipo de instalações. Contudo, a tipologia destas
estruturas muito provavelmente não representará em
termos de sistemas de amarração dificuldades acrescidas para as quais a tecnologia não esteja atualmente
desenvolvida e não tenha sido referida neste documento.
[7.6.
]
O comentário feito para os sistemas de amarração também se aplica às embarcações de apoio.
Estes sistemas são função da irradiação solar e da temperatura. Diferentes algoritmos podem ser aplicados
para a implementação do sistema MPPT [152]:
•Perturbação e observação: Perturbar e observar é o algoritmo de MPPT mais comum. Este método de MPPT
segue o procedimento de verificar constantemente a
tensão e incrementá-la constantemente enquanto a potência convertida continuar a crescer. Após a passagem
do ponto máximo, a potência convertida começa a decrescer e o algoritmo procede à correção da voltagem
para compensar o decréscimo de potência. Este processo iterativo continua até que o ponto máximo é atingido.
•Método da condutância incremental: Este é um método MPPT mais complexo, mas mais preciso. O conceito
Figura 120: Exemplo de curva de funcionamento de um coletor
fotovoltaico [155].
97
8. MICROALGAS/MACROALGAS PARA
PRODUÇÃO DE BIOCOMBUSTÍVEL
98
8.
MICROALGAS/MACROALGAS
PARA PRODUÇÃO DE
BIOCOMBUSTÍVEL
U
ma forma indireta de retirar energia dos oceanos
é a produção de biocombustível a partir de algas.
Comparativamente às outras formas de energia
renovável anteriormente descritas, os biocombustíveis
têm a particularidade de permitir o armazenamento da
energia solar de uma forma simples e ao mesmo tempo
poderem ser aplicados de forma direta como combustível
nos transportes.
As algas marinhas são parte integrante de uma nova geração de biocombustíveis, que ganhou particular interesse nos últimos anos. Prevê-se que a produção deste tipo
de biocombustíveis permita contornar uma das maiores
problemáticas que surgiram com o aparecimento dos primeiros biocombustíveis: a competição por espaço terrestre com a produção alimentar. Como alternativa, a produção das algas marinhas pode ser realizada offshore, onde
existe área disponível para a exploração.
Estas fazem com elevada eficiência a conversão dos fotões da radiação solar e como tal, sintetizam rapidamente
a biomassa assimilando recursos existentes na natureza,
tais como, a energia do sol, dióxido de carbono e os nutrientes inorgânicos [156].
Porém, alguns obstáculos técnicos bloqueiam o desenvolvimento da produção de biocombustível a partir de
algas a uma escala que torne esta exploração minimamente expressiva na contribuição para as necessidades
energéticas. A obtenção de biocombustível a partir de
algas marítimas encontra-se portanto numa fase pouco
amadurecida [157].
O facto de as micro e macroalgas poderem ser cultivadas
no mar é a principal, mas não a única vantagem que advém da sua utilização como fonte de energia renovável.
99
[8.1.
INVESTIGAÇÃO E DESENVOLVIMEN-
]
TOS TECNOLÓGICOS
A
utilização de fontes renováveis para a produção de
biocombustíveis mostra um progresso definido no
sentido de limitar a emissão de gases de estufa,
melhorar a qualidade do ar, atingir independência e segurança energética, e encontrar novas fontes renováveis
mais equitativamente distribuídas em termos geográficos em relação aos combustíveis fósseis.
Mesmo considerando os numerosos esforços que decorrem no sentido de desenvolver as tecnologias fundamentais (produção, colheita, armazenamento, despolimerização e conversão bioquímica) para a produção de
biocombustível a partir de biomassa terrestre, a produção de biocombustíveis a partir de biomassa proveniente
de plantas marinhas tem recebido menos atenção [158].
Para a modelação dos sistemas de crescimento das algas
marinhas utilizam-se essencialmente os códigos referidos anteriormente neste relatório. Estudos realizados em
CFD, Ansys FLUENT, que antecipam a interação entre as
algas e o fluido podem ser encontrados na literatura [159]
ou [160]. Este tipo de estudos será muito requisitado no futuro, no dimensionamento das instalações para o cultivo
em mar de algas, pois o crescimento destas e o seu movimento podem significar cargas estruturais significativas.
O dimensionamento de outros componentes dos sistemas, tais como a estrutura em si e as amarrações, pode
ser efetuado com os códigos CFD descritos para a simulação de corpos em interação com as ondas, correntes e
o vento.
Na Tabela 26 é possível identificar os diferentes níveis de
maturidade da obtenção de biocombustíveis. É constatável o baixo estado de maturidade da obtenção de biocombustível a partir das algas quando comparado com
outros tipos de exploração desta fonte. Este é um fator
Tecnologia
Laboratório
Projeto-piloto
indicativo do longo percurso que este tipo de exploração
tem de percorrer até a viabilidade económica.
[8.2.
SISTEMAS PARA O CULTIVO DE
A
exploração de algas marinhas para a produção de
biocombustíveis é caracterizada pelo seu baixo
desenvolvimento tecnológico, algumas soluções
para a produção de biocombustível a partir de biomassa
marinha encontram-se em estudo. No entanto, esta exploração é essencialmente realizada para a obtenção de
outros químicos.
Existem pelo menos três opções para os campos de cultivo de algas: campos offshore, campos nearshore ou
campos com instalações terrestres. Um exemplo de uma
solução testada no passado é a instalação offshore de L.
Hyperborea (testada no Mar do Norte), [162]. Esta solução
revelou ter um custo muito elevado, prevendo-se que
apenas se tornará viável com a subida do preço de venda
das algas. Campos nearshore são atualmente utilizados
para o cultivo de macroalgas em países como a China e
o Japão. Porém, preocupações ambientais e relacionadas
com as políticas governamentais não permitiram desenvolvimentos desta ordem na Europa [163]. A exploração das
algas em zona terrestre tem algumas vantagens técnicas
relativamente às duas anteriormente referidas, contudo
os custos das instalações e as implicações territoriais
ainda não permitiram que esta fosse economicamente
viável.
O referido equipamento para o cultivo de macroalgas testado no Mar do Norte encontra-se representado na Figura
121. Uma das finalidades principais deste protótipo era a
sua comercialização para ser integrado em parques eólicos offshore [162].
Demonstração à escala real Mercado
Etanol do Açúcar /
Amido
Biodiesel-ésteres
Etanol Celulósico
Biobutanol
Biodiesel das algaslípidos para ésteres
Tabela 26: Estado atual da produção das tecnologias de produção de biocombustível, (adaptado de [161]).
100
]
ALGAS OFFSHORE
comparada. Estas são os palangres, a configuração em
escada e a configuração em rede. Uma representação
esquemática destes três tipos de estruturas pode ser
observada na Figura 123.
Os palangres são uma estrutura relativamente simples. Estes consistem numa linha principal que é equipada com pesos e dispositivos flutuantes de modo a ficar submersa. As suas extremidades são fixas ao solo
para que se posicione horizontalmente. A união dos
pesos e dos dispositivos flutuantes à linha principal
faz-se com cordas, e é nas dos pesos (Figura 122) que
crescem as espécies cultivadas. Particularidades em
termos de configuração e dimensões para todo o sistema dependem principalmente das espécies cultivadas
e das condições específicas da área de instalação.
Figura 121: Sistema de anel para a cultura de macroalgas em localizações
offshore [162].
A cultura de biomassa offshore no Mar do Norte requer
uma estrutura de suporte rígida e robusta que sobreviva às condições ambientais existentes, seja facilmente
manuseada e ao mesmo tempo retenha a espécie cultivada. Para isso, a geometria anelar do dispositivo tem
5 m de diâmetro e é fabricada num tubo de polietileno.
Este por sua vez tem um diâmetro de 110 mm e uma
espessura de 10 mm. A estrutura anelar acomoda 80
m de corda, dispostos radialmente numa configuração
tipo teia de aranha, onde a espécie de macroalga se
desenvolve. O dispositivo permanece a uma profundidade de 1.2 a 1.5 m e fixa-se graças a um cabo de aço
(diâmetro de 30 mm) que o liga ao solo. A sua remoção
é simples e pode ser rebocado até terra para se fazer a
colheita das algas desenvolvidas e o cultivo de novas.
No mesmo estudo [162], a fiabilidade de outras
configurações já existentes para a cultura de algas foi
A configuração em escada posteriormente conduziu à
criação da configuração em rede. Estas duas configurações são também de conceção simples e consistem num
sistema de cordas organizado em escada e em rede, com
um conjunto de dispositivos flutuantes, amarrações e os
coletores da espécie. A segunda solução tem a particularidade de ser mais compacta que a primeira.
A utilização de cestas para o cultivo de algas fora da
costa é também uma alternativa aos métodos descritos
anteriormente, com aplicação corrente.
No que toca às microalgas, é menos comum encontrar
configurações para fazer o seu cultivo. O cultivo destas,
devido à sua reduzida dimensão, revela-se particularmente difícil em ambiente offshore. Uma das soluções
que foi pensada para este fim, e embora não esteja diretamente relacionada com as algas marinhas mas que
tira partido do espaço fora da costa, é a do projeto OMEGA
(Offshore Membrane Enclosures for Growing Microalgae),
representada na Figura 124. Esta resulta de uma investigação que ocorreu no Centro de Investigação NASA Ames,
e está relacionada com a cultura de microalgas para a
Figura 122: Exemplos de sistemas de cordas para fixação das espécies a cultivar - coletores [164].
101
Figura 123: Tipos de Estruturas. Lado esquerdo superior - Palangres;
Lado direito superior - Configuração em escada; Lado esquerda inferior
- Configuração em rede [162].
produção de biocombustíveis. Este sistema consiste num
tubo flutuante de plástico, largo e flexível, designado
como fotobiorreator. Este sistema flutua no mar contendo
no seu interior água residual e algas [165].
As algas utilizam energia do sol, dióxido de carbono e
nutrientes provenientes da água residual para produzir
biomassa que poderá ser convertida em biocombustível.
Em paralelo com a criação de biomassa, as algas tratam
a água residual que viria provavelmente a contribuir para
a poluição do oceano. Um esquema do conceito pode ser
observado na Figura 125. Os objetivos atuais da NASA
são averiguar a viabilidade técnica deste projeto e iniciar
a sua preparação para o desenvolvimento comercial.
Um outro projeto para produção de algas marinhas é o
SeaWeed Carrier,da Seaweed Energy Solutions. Este trata-se de uma estrutura tipo folha semelhante a uma alga
de grandes dimensões onde podem ser cultivadas algas.
Na Figura 126 apresenta-se uma imagem computacional
do conceito.
O conceito do SeaWeed Carrier é inovador em termos
de cultivo de algas pois afasta-se das soluções convencionais baseadas em cordas. O objetivo da companhia
responsável é possibilitar o cultivo em zonas de maior
profundidade, abrindo assim o caminho para produção de
algas em larga escala. Só deste modo é que estas se poderão tornar numa fonte de energia alternativa válida [167].
[8.3.
]
FORMA DE CONVERSÃO DE
ENERGIA
A
conversão de energia das macroalgas é um processo decisivo para a exploração dos biocombustíveis comercialmente fiável. Adicionalmente ao tipo
de equipamento utilizado é necessário ter em consideração as características da espécie a cultivar. Em geral
102
as algas marinhas podem ser cultivadas vegetativamente
ou através de um ciclo de reprodução separado. Para o
cultivo vegetativo, as algas crescem em ambientes adequados com temperatura, luz, concentração de sal, nutrientes e movimentação de água. Quando chegam à maturidade são colhidas deixando-se o suficiente para que a
população volte a crescer ou plantando novas sementes.
Embora este seja um método eficiente, nem sempre pode
ser aplicado e em algumas circunstâncias (com tipos de
algas específicos como a Laminaria) é necessário proceder a um cultivo com alternação das gerações. Neste caso
o ciclo reprodutivo tem custo muito mais elevado, pois a
produção de sementes e o seu crescimento tem de ser
realizado em instalações sediadas em terra com condições ambientais controladas [168].
A colheita manual é ainda um processo comum na produção de macroalgas mas, as exigências em termos de
procura obrigaram ao desenvolvimento de equipamentos
para este fim. No entanto, interessam aqui essencialmente as fases após o cultivo e a colheita das algas. A primeira fase de processamento consiste, para a maioria das
aplicações em biocombustível, na aplicação de um pré
tratamento da biomassa colhida. Este pré tratamento trata-se da remoção de contaminantes, caracóis, resíduos,
areia, entre outros. O processo de moer a biomassa para
aumentar o seu rácio área/volume é frequentemente utilizado após a remoção dos principais contaminantes.
O procedimento seguinte é a secagem da biomassa, até
que esta tenha 20 a 30 % do seu conteúdo em água inicial, e de seguida é aplicada a hidrólise com o objetivo
de libertar os açúcares bloqueados nos polissacarídeos
estruturais, tornando, deste modo, a biomassa apta ao
processo de fermentação. Existem duas opções standard
para a hidrólise das algas marinhas: a hidrólise enzimática e hidrólise com diluição ácida.
A obtenção de biocombustíveis líquidos, tais como o etanol e o butanol, é conseguida através da bioconversão de
açúcares utilizando células microbiais, como leveduras
ou bactérias. Embora o processo tenha sido minimamente identificado, atualmente a indústria das macroalgas
continua primeiramente focada na indústria alimentar,
que representa cerca de 80 a 90% do valor total das algas marinhas [158].Uma representação esquemática do
processo de produção de bioetanol e biogás a partir de
biomassa marinha é apresentado na Figura 127.
Figura 124: Protótipo do fotobiorreator flutuante do projeto OMEGA [166].
Figura 125: Sistema OMEGA [165].
Figura 126: Projecto Seaweed Carrier da SES [167].
103
algas offshore, onde as condições ambientais são mais
exigentes, não potencia o desenvolvimento de sistemas
de amarração mais complexos para este tipo de aplicação. A utilização de amarrações especiais apenas se
justifica quando a sua aplicação é economicamente mais
viável. Isto acontece geralmente quando a profundidade é
de tal forma elevada que os métodos convencionais não
podem ser utilizados.
Os sistemas de amarração utilizados nas configurações
expostas em 8.2 passam pela aplicação de amarrações
tensionadas ou em catenária, ligadas a um bloco de betão. Contudo, isto não invalida a aplicação de outros tipos
de sistemas de fixação.
Figura 127: Principais etapas para a produção de biocombustível através
de biomassa marinha [158].
[8.4.
]
CONTROLO
J
á foi referido anteriormente que o cultivo de algas
é um processo que não goza da visibilidade necessária e cujo desenvolvimento tecnológico não é, até
a data, significativo.
Os sistemas de monitorização passam, como tal, pelo
controlo dos parâmetros de crescimento destes organismos, o crescimento de qualquer espécie de algas depende nas características físico-químicas do ambiente
marinho. Como tal, torna-se fundamental o controle de
características tais como, a salinidade, a temperatura, o
pH, a transparência da água e o teor de oxigénio na água.
Operações de manutenção e inspeção subaquáticas com
recurso a ROV’s (Remotely Operated Underwater Vehicle) e a mergulhadores irão, na mesma medida que a
monitorização e o controlo do meio aquático, ter um papel importante na exploração comercial das algas marinhas.
[8.5.
[8.6.
]
A
tualmente não existe nenhuma embarcação especialmente desenvolvida para realizar as operações
relacionadas com o cultivo de algas em ambiente
offshore. Para colher as algas cultivadas no sistema de
anel da Figura 121, refere-se em [162] que os anéis são rebocados até à costa onde são posteriormente erguidos
por gruas. Para a colheita ser feita em ambiente offshore
é dito que se deve recorrer a mergulhadores ou barcos
equipados com gruas. Por sua vez, para as plantações
feitas em palangres, configurações em escadas e rede
apenas se diz que pequenos barcos são utilizados.
A título demonstrativo, na China, a colheita de Saccharina Japonica (a alga mais importante da economia chinesa, maioritariamente utilizada na indústria alimentar),
faz-se ainda manualmente. Esta é cultivada em palangres, e as cordas são recolhidas para uma pequena embarcação e posteriormente transportadas até à costa
onde são tratadas. Alternativamente, as cordas recolhidas podem ser amarradas a uma linha que é arrastada
pelo barco, sendo assim transportadas a reboque. Na
]
D
evido ao baixo desenvolvimento tecnológico existente no cultivo de algas, os sistemas de amarração utilizados no cultivo de algas longe da costa
não introduzem nenhuma inovação relativamente aos
sistemas previamente expostos neste documento. Estes
são portanto sistemas muito simples.
A não existência de exploração comercial no cultivo de
104
Figura 128: Flutuadores da linha onde se fixam as cordas com as espécies
cultivadas e embarcações utilizadas na sua colheita [169].
Figura 128 podem-se observar os flutuadores dos palangres e os barcos que são utilizados na sua recolha.
O recurso a pequenos barcos só permite fazer a recolha
de algas cultivadas em águas protegidas e transportar
pequenas quantidades de cada vez. Assim sendo, a recolha das algas é o ponto crítico desta atividade em zonas
do mar desprotegidas, tal como afirma van Steen em [170].
Porém, já existem ideias para contornar esta dificuldade,
como por exemplo, adaptar a embarcações alguma tecnologia já existente, como braços mecânicos com cortadores. Para melhor compreender este conceito, pode-se
observar na Figura 129 uma embarcação utilizada na
Noruega para efetuar a recolha de Laminaria hyperborea
selvagem. Esta além de capacidade de elevação tem elevada capacidade de carga.
Figura 129: Ferramenta para corte das algas (à esquerda) e embarcação utilizada na recolha de Laminaria hyperborea (selvagem) na Noruega [171].
105
9. VIABILIDADE ECONÓMICA DE PROJETOS
DE ENERGIA OFFSHORE EM PORTUGAL
106
9.
VIABILIDADE ECONÓMICA
DE PROJETOS DE ENERGIA
OFFSHORE EM PORTUGAL
G
arantir a viabilidade económica de projetos de energia renovável offshore em Portugal é de vital importância para o avanço
do setor no país. Alguns indicadores globais que devem ser
definidos relativamente às tecnologias, para inferir acerca da sua
viabilidade, são de seguida discutidos.
107
[9.1.
CUSTOS ATUAIS E FUTUROS DAS
]
TECNOLOGIAS OFFSHORE
U
m dos indicadores mais comuns para a comparação de diferentes tecnologias de produção de energia é o custo nivelado de energia (LCOE, do inglês
Levelized Cost of Energy). Este indicador relaciona os
custos totais da energia ao longo da vida do projeto com
a energia que é produzida. Estes valores são nivelados de
acordo com uma taxa de desconto que reflete o risco do
projeto e o valor temporal do dinheiro. O LCOE é apresentado em unidade monetária por unidade de eletricidade
produzida (e.g. €/MWh).
A seguinte fórmula é uma das mais simples para o cálculo do LCOE, mas também das mais úteis para a comparação de tecnologias. Outras fórmulas mais complexas
consideram também fatores financeiros que dificultam
uma comparação transparente:
No caso das energias renováveis offshore, os custos de
combustível e de carbono não são contabilizados, simplificando ainda mais o cálculo. Assim, os parâmetros
usados são os custos de investimento (CAPEX), os custos
de operação e manutenção (OPEX), a eletricidade anual
produzida, a duração do projeto e a taxa de desconto. A
eletricidade anual é tipicamente relacionada com dois
parâmetros: o fator de capacidade da tecnologia e a disponibilidade da central. A disponibilidade da planta é a
quantidade tempo (expressa em percentagem ou em horas anuais) que a central é capaz de produzir eletricidade.
O fator de capacidade é a razão entre a produção real e a
produção máxima, tendo em conta a capacidade nominal
e 100% de disponibilidade.
[9.1.1. CUSTOS DE INVESTIMENTO (CAPEX)]
O
s custos de investimento (CAPEX, do inglês Capital Expenditure) em bens de capital (Máquinas e
equipamentos) apresentam-se normalmente em
relação à capacidade instalada. Embora o CAPEX perfaça uma grande parte do LCOE, não deve ser usado como
indicador sem ter em atenção os custos operacionais e
a eletricidade produzida. Por exemplo, a energia eólica
onshore tem um CAPEX menor que a offshore (1.5 – 2
M€/MW contra 3 – 4 M€/MW), mas no entanto tem um fator de capacidade menor (tipicamente cerca de 25 – 35%
contra 35 – 40%).
Segundo o estudo da ARUP para o Departament of Energy
and Climate Change (DECC) [172], no Reino Unido, o CAPEX
para a eólica offshore é da ordem de 3.2 – 3.3 M€/MW
para projetos com mais de 100 MW de capacidade e para
os projetos da 3ª Ronda de eólica offshore no Reino Unido.
Estes valores estão de acordo com o estudo da Douglas
Westwood para o Research Council of Norway [173], para o
cenário de um projeto de 600 MW, com um CAPEX de 3.18
M€/MW; com o guia da Crown Estate [174] para um hipotético parque de 500 MW, com valores de CAPEX de cerca
de 3 M€/MW; e com o guia da Scottish Enterprise [175], que
indica que os valores atuais de CAPEX se encontram entre 3.3 e 3.9 M€/MW. O valor projetado pela RenewableUK
para o período de 2011 – 2014 é 3.5 M€/MW [176]. Estes
valores encontram-se sintetizados na Tabela 27.
Em [173] também se analisaram os projetos passados e em
construção, avaliando o custo ao longo dos anos. A Figura 130 ilustra esta evolução. O valor crescente do CAPEX
unitário no caso da eólica offshore deve-se aos projetos
se situarem cada vez mais longe da costa e em maiores
profundidades, e ao preço crescente do aço. A influência
destes factores será abordada mais à frente.
CAPEX da eólica offshore (M€/MW)
ARUP
CAPEX
<100 MW
1.7 – 2.9 (2.1)
>100 MW
2.7 – 3.7 (3.2)
3ª Ronda (up to 25GW)
2.8 – 4.0 (3.3)
Douglas Westwood
Projecto de 600 MW
3.18
Crown Estate
Projecto de 500 MW
~3
Scottish Enterprise
Projecto de 500 MW
3.3 – 3.9
RenewableUK
Valores 2011-2014
Tabela 27: CAPEX para a energia eólica offshore publicado em diversos relatórios (
108
3.5
[168]
a
).
[172]
Figura 130: Evolução do CAPEX de projetos de energia eólia offshore ao longo dos anos [173].
Em termos de evolução dos custos de instalação, o relatório da ARUP aponta uma descida do custo de 24% para
o período de 2010-2020, fruto de uma taxa de aprendizagem da indústria de entre 9 a 12%. Entre 2010 e 2030, os
custos de instalação deverão diminuir cerca de 30% [172].
Na decomposição dos custos nas suas componentes é
aceite que uma grande percentagem (mais do 50% do
CAPEX) destes diz respeito às fundações, componentes
elétricos e sistemas auxiliares do parque e instalação. As
turbinas eólicas, correspondendo a cerca de 40% do CAPEX total, têm também um peso importante mas muito
inferior ao caso onshore. Os custos de desenvolvimento
de projeto (incluindo planeamento e licenciamento) podem variar entre 4 e 10% do CAPEX.
Para a energia das ondas, os estudos da Black & Veatch,
Ernst & Young [173] e da Renewable UK [174] fazem projeções
do CAPEX actual e futuro. Os resultados são apresentados na Tabela 28.
Análoga ao gráfico da Figura 130 para a energia eólica
offshore, a Figura 132 apresenta a evolução do CAPEX de
projetos de energia das ondas ao longo dos anos, baseada em projetos reais e informação publicada. No entanto,
em muitos casos não é especificado quais as componentes que são assumidas, em especial as ligações elétricas,
e nalguns casos os custos reais podem ser superiores
aos publicados.
Em termos de desagregação de custos em componentes,
a energia das ondas é bastante dependente da tecnologia
Figura 131: Decomposição do CAPEX nos seus componentes principais, para 2011 e 2022 [176].
CAPEX das Ondas (em M€/MW)
Black & Veatch, Ernst & Young
RenewableUK
Pré-demonstração
7.2 – 10.1 (8.6)
-
Primeiros 5 MW
-
9.2 *
Primeiros 10 MW
4.8 – 6.7 (5.8)
4.9 – 9.6 (6.3)
10 MW (após 50 MW de instalação global) 3.3 – 4.6 (4)
-
* Valor para ondas e marés
Tabela 28: Valores de CAPEX para a energia das ondas em M€/MW ( [177] e [178]).
109
Figura 132: Evolução do CAPEX de projetos de energia das ondas ao longo dos tempos.
escolhida. Para o caso do Pelamis, quase 50% do CAPEX
será para a estrutura principal, e cerca de 20% para o
sistema de PTO. Como ilustrado na Figura 133, estes dois
componentes mantêm-se como os principais na definição do custo de instalação. No caso dos sistemas flutuantes da energia das ondas (e também na eólica offshore),
a instalação dos dispositivos e o custo do sistema representam uma percentagem inferior aos sistemas fixos,
pois a maioria destes podem ser rebocados por barcos
com um custo muito inferior aos grandes barcos especializados nas operações offshore (com um custo que pode
estar entre 100 – 150 mil €/dia).
O valor das projeções do CAPEX para os projetos comerciais de energia das ondas é equiparável ao valor atual
para projetos de energia eólica offshore de grandes dimensões (> 100 MW). No entanto, como anteriormente
referido, o CAPEX não deve ser o único indicador a ter em
consideração na comparação entre tecnologias.
[9.1.2. CUSTOS DE O&M (OPEX)]
O
s custos de O&M (OPEX, do inglês Operational Expenditure) representam ainda uma área de muita
incerteza, em especial para as energias oceânicas
mas também para a eólica offshore, pois só os primeiros parques instalados na Dinamarca nos anos 90 contam com uma experiencia de 20 anos de vida. No caso
das energias oceânicas só existe alguma experiencia de
custos operacionais com protótipos (muito mais caros) e
num período de tempo curto. Portanto, os custos de O&M
são normalmente estimativas baseadas noutras tecnologias. Estes custos serão muito dependentes da distância
à costa, profundidade, tipo de tecnologia usada e estratégia de O&M.
Para a eólica offshore, os valores de O&M apresentam uma grande variabilidade (entre 0.058 e 0.260 M€/
MW.ano), podendo representar entre 2 – 8% do valor de
CAPEX. No entanto, o valor típico será de 3.5 – 4% do valor
do CAPEX, o que equivale a cerca de 0.1 M€/MW.ano [172],
[173] [174] [175] [176]
,
,
,
. A Tabela 29 apresenta os valores publicados.
Cerca de metade do valor de OPEX será para substituição
de equipamentos, 20 – 25% para custos recorrentes, incluindo acesso à rede e a renda do local de instalação. Os
custos de mão-de-obra, a mobilização de pessoal e o aluguer de embarcações de reparação/instalação perfazem
o resto dos custos [173], [175].
No caso da energia das ondas, a informação para os custos de O&M é ainda mais escassa. Os valores apresentados pelos estudos da Black & Veatch, Ernst & Young, e da
RenewableUK encontram-se sintetizados na Tabela 30.
No caso dos valores da Black & Veatch, estes representam entre 6 a 9% do valor do CAPEX [177]; por sua vez, os
valores da RenewableUK correspondem apenas a 2 – 5%
[178]
.
Figura 133: Decomposição do CAPEX para a tecnologia Pelamis nas suas
principais componentes, e estimativa de evolução de custos [179].
110
[9.1.3. CUSTO NIVELADO DE ENERGIA (LCOE)]
E
m termos de custo nivelado de energia (LCOE, do inglês Levelized Cost of Energy) para a eólica offshore, os valores apresentados em diversos estudos
encontram-se sintetizados na Tabela 31.
Os valores para os projetos da 3ª Ronda e a variação ao
longo do tempo prevista em [172], [173] e [176] apresentam-se
na Figura 134. De referir que apesar dos valores em [169]
serem bastante menores que os apresentados nos outros relatórios, as reduções estimadas são percentualmente equivalentes (cerca de 45 – 50%).
Há uma certa variabilidade nos valores de LCOE atuais e
nas projeções para o futuro. Isto deve-se à variabilidade
nos custos discutida anteriormente, mas também ao nível de recurso eólico dos diferentes projetos. Atualmente
o LCOE dos parques eólicos offshore é tipicamente de
15 – 20 c€/kWh, o que representa um custo superior a
alguns projetos anteriores (antes do incremento do CAPEX). No entanto, as projeções apontam para que o valor
médio de LCOE decresça até ser inferior a 15 c€/kWh nos
próximos 5 – 10 anos (não impedindo que projetos concretos nas melhores zonas tenham um LCOE inferior).
A desagregação das componentes do custo de energia
proposta pela RenewableUK é apresentada na Figura
135, para 2011 e para 2022, sendo a turbina eólica, as
fundações, a instalação e os custos de O&M os principais
responsáveis pelo custo de energia.
OPEX da eólica offshore (em M€/MW.ano)
ARUP
OPEX
<100 MW
0.12 – 0.20 (0.17)
>100 MW
0.14 – 0.23 (0.19)
3ª Ronda
0.13 – 0.26 (0.20)
Douglas Westwood
Projecto de 600 MW
0.08
Crown Estate
Projecto de 500 MW
0.06 – 0.11
Scottish Enterprise
Projecto de 500 MW
0.09
RenewableUK
Valores 2011-2014
0.11
Tabela 29: Valores de OPEX para a energia eólica offshore ( [162] a [176]).
OPEX das Ondas (em M€/MW.ano)
Black & Veatch, Ernst & Young
RenewableUK
Pré-demonstração
0.61 – 0.87 (0.74)
-
Primeiros 10 MW
0.28 – 0.41 (0.34)
0.11 – 0.49 (0.26)
10 MW (após 50 MW de instalação glo- 0.20 – 0.28 (0.24)
bal)
-
Tabela 30: Valores de OPEX para a energia das ondas ( [177], [178]).
LCOE (c€/kWh)
ARUP
>100 MW
19.86
Douglas Westwood
Projecto de 600 MW
11.76
Scottish Enterprise
Projecto de 500 MW
17.13
RenewableUK
Valores 2011-2014
17.75
[17.51 – 22.45]
Tabela 31: Valores de LCOE para a eólica offshore, publicados em diversos relatórios ( [172], [173], [175] e [176] )
Figura 134: Projeções de redução do LCOE para a energia eólica offshore [172], [173], [176].
111
No caso da energia das ondas, os valores publicados em
[179]
, relativos aos primeiros parques pré-comercias que
estão a ser desenvolvidos, indicam um LCOE entre 45 e 55
c€/kWh. É esperado que este valor diminua rapidamente
no seguimento para a fase comercial, como se pode verificar na Figura 136, que contém as projeções de [177] e [179].
No entanto, tem-se verificado um atraso no desenvolvimento dos primeiros parques pré-comerciais pelo que
parece realista deslocar o gráfico da Figura 136 cerca
de 5 a 10 anos para a direita. Ainda que possa parecer
que as energias oceânicas têm um valor alto de LCOE, é
importante ter em conta que estas tecnologias estão no
início da curva de aprendizagem, sendo o ponto de partida do LCOE muito promissor em comparação com outras
tecnologias energéticas no passado.
Como se pode verificar na Figura 137, a estrutura principal, o sistema de PTO e os custos de O&M são os fatores
determinantes no custo de energia, no caso da energia
das ondas.
[9.2.
FATORES QUE INFLUENCIAM O
CUSTO DAS ENERGIAS OFFSHORE E O CASO DE
]
PORTUGAL
Os valores anteriormente apresentados são valores médios que dependem de diversos fatores, como o nível de
recurso, distância à costa ou profundidade. Uma discussão acerca deste é de seguida apresentada.
[9.2.1. NÍVEL DE RECURSO]
O
nível de recurso existente está diretamente relacionado com a energia produzida, e portanto influencia o seu custo. Usando o exemplo da eólica
onshore, a Figura 138 demonstra o LCOE em função do
número de horas de potência nominal equivalentes (relacionadas com a velocidade do vento no local). As diferentes curvas indicam diferentes taxas de desconto. Como
esperado, o custo da energia é menor quando há mais
energia disponivel.
No caso da eólica offshore, isto é especialmente relevante
atendendo a que o recurso energético disponível é proporcional ao cubo da velocidade do vento. Tendo em consideração que a velocidade do vento no mar é tipicamente
10 – 20% superior à velocidade em terra, a energia disponivel no mar é 30 – 70% superior à disponível em terra.
Além disso, é também mais estável. A Figura 139 apresenta os resultados dum estudo do impacto da velocidade média do vento no CAPEX, OPEX e custo de energia.
O impacto no CAPEX e no OPEX é mínimo, e crescente.
Isto deve-se às necessidades estruturais para suportar
Figura 135: Desagregação do LCOE nas suas principais componentes para a energia das ondas em 2011 e 2022
[178]
.
Figura 136: Projeções de redução do LCOE para a energia das ondas [177], [179].
112
A mesma lógica aplica-se ao caso das ondas. Olhando
para o impacto da densidade energética no fator de capacidade, verifica-se que este cresce com o aumento da
densidade de recurso, embora de forma não linear. Isto
significa que em locais mais energéticos, uma percentagem maior da energia existente é absorvida.
Figura 137: Desagregação do custo nivelado de energia nas suas principais componentes para a energia das ondas [179].
cargas adicionais associadas a maiores velocidades de
vento. No entanto, para essas condições há maior produção de energia, o que implica uma descida do custo de
energia [176].
Em Portugal existe nível bom de recursos para a
energia eólica offshore e das ondas, embora inferior à verificada no norte da Europa. Os mapas de
recurso destes dois tipos de energias apresentam-se
à esquerda e à direita na Figura 141, respetivamente. Pode-se observar que toda a costa oeste possui
um bom nível de recurso, com especial ênfase para
a zona de Peniche, em torno do cabo Carvoeiro e em
toda a costa a norte deste.
No caso da energia eólica offshore, áreas com um recurso igual ou superior a 7 m/s a 90 metros de altura
consideram-se atrativas para o desenvolvimento de
parques eólicos offshore. No caso da energia das ondas, um recurso igual ou superior a 30 – 40 kW/m
Figura 138: Variação do LCOE da energia eólica onshore com o número de horas de potência nominal [180].
Figura 139: Variação do CAPEX, OPEX e custo de energia com a velocidade média do vento, a uma altura de 100 m [176].
113
é considerado aceitável para o desenvolvimento de
parques no futuro. Os gráficos apresentados consideram apenas as zonas mais próximas da costa. Porém, o nível de recurso é superior quanto mais afastado da costa se instala o dispositivo, no caso eólico,
e quanto maior é a profundidade, no caso das ondas.
É importante mencionar também que a altura das ondas e as correntes têm um impacto muito importante
na disponibilidade de janelas temporais para efetuar
os trabalhos de instalação e O&M. A acessibilidade em
zonas com elevado potencial pode ser muito limitada,
especialmente a curto prazo, pelo que poderá ser mais
adequado desenvolver projetos de demostração e pré-comerciais em zonas com maior acessibilidade.
[9.2.2. PROFUNDIDADE]
A
distância à costa tem grande influência não só
em termos de material/equipamento necessário,
nomeadamente cabos, mas também no tempo
necessário para instalação e operações de O&M, que se
traduzem em custos extra de pessoal e embarcações.
Figura 140: Variação do fator de capacidade com a densidade energética da onda [181].
Figura 141: Mapas de recurso da energia eólica offshore e das ondas em Portugal [182], [183].
114
fixo. A Figura 143 demonstra a variação do custo das
amarrações em função da profundidade.
No entanto, é importante notar que no recurso das
ondas existe uma diminuição da energia disponível
com a diminuição da profundidade, pois as ondas perdem energia devido à fricção com o solo do oceano.
Esta perda de energia considera-se relevante a partir
de 50 m de profundidade. Assim, sistemas fixos na
costa ou a uma profundidade intermédia de 20 m terão menores custos de instalação e O&M (em alguns
casos podem ter o sistema de potência na costa) mas
estão expostos a uma menor quantidade do recurso.
Figura 142: Variação dos custos de fundações com a profundidade [184].
Função também da distância à costa é também a profundidade, o que aumenta a complexidade de um projeto.
O componente de custo mais afetado pela profundidade é o tipo de fundações/amarrações. No caso da eólica
offshore existe um aumento muito rápido do custo das
fundações fixas com a profundidade. Comparando as diferentes opções de fundação, a Figura 142 ilustra a variação dos diferentes tipos de estrutura com a profundidade, mostrando que para cada caso haverá uma fundação
mais adequada.
Em Portugal, a questão da profundidade é de extrema
importância tendo em consideração que relativamente
perto da costa se verificam frequentemente profundidades de 40 – 60 metros. Assim, a maioria das soluções
apresentadas para eólica offshore baseiam-se em sistemas flutuantes, existindo apenas algumas zonas muito
especificas onde é viável, do ponto de vista técnico, utilizar tecnologias fixas.
No caso da energia das ondas, a maioria dos sistemas desenhados para utilização offshore são flutuantes. Nessas
situações, o custo do sistema de amarração é dependente da profundidade, mas em menor medida que no caso
[9.2.3. DISTÂNCIA À COSTA]
L
ogicamente, a distância à costa tem também um
impacto significativo no CAPEX, nomeadamente nos
custos da ligação elétrica, e nos custos de instalação
e O&M, pois as distâncias são superiores. A Figura 144
apresenta a variação do CAPEX em relação à distância
à costa (e profundidade) para a energia eólica offshore.
No entanto, o recurso eólico é superior quanto maior
a distância à costa e, como tal, a evolução do LCOE
pode ser diferente, e até inferior à medida que esta
aumenta (até um certo limite), como se verifica na
Figura 145.
O custo da ligação elétrica também pressupõe a ligação à rede elétrica nacional. Este é um problema
muito importante no norte da Europa (e.g. Escócia,
Irlanda, etc.), onde as zonas com maior disponibilidade do recurso eólico se encontram muito longe da
rede, ou com acesso a redes de potência limitada.
Estes países estão a realizar grandes investimentos
para fortalecer a rede nestas zonas de modo a poder
exportar a energia para zonas de consumo.
Figura 143: Variação do recurso e do custo de amarrações com a profundidade/distância à costa para a energia
das ondas [181].
115
No entanto, Portugal tem disponível uma boa infraestrutura de redes junto da costa (Figura 146) devido à grande
densidade populacional, o que representa uma importante vantagem em relação a outros países, sobretudo a
curto prazo, antes do desenvolvimento de supergrids no
mar do Norte.
[9.2.4. ESCALA]
Figura 144: Variação do CAPEX em função da distância à costa e
profundidade para a energia eólica offshore [185].
Figura 146: Variação do LCOE em função da distância à costa e
profundidade para a energia eólica offshore [185].
A
escala tem um impacto importante na redução
dos custos das energias offshore. Esta refere-se
ao tamanho dos dispositivos, assim como ao tamanho dos parques. No caso da energia eólica, a dimensão do rotor das turbinas tem impacto nos diferentes
custos. Como se verifica na Figura 147, há uma descida
de custos com o aumento do diâmetro do rotor, especialmente nos custos de O&M e da energia.
A mesma lógica é aplicável à energia das ondas, mas
com algumas limitações. Os dispositivos de energia
das ondas de absorção pontual, que atuam em ressonância para maximizar a extração de energia, têm
uma capacidade limitada em aumentar a escala, definida pelo comprimento de onda. No entanto, existem
outros conceitos que não funcionam em ressonância
ou que podem aumentar a largura de captura perpendicularmente a direção de onda, o que lhes permite
aumentar a sua dimensão.
O aspeto de como os dispositivos e parques de ondas
poderão ser escaláveis até unidades de potência nominal semelhantes à eólica (5-10 MW) e parques de
semelhantes dimensões (200-1.000 MW) é um ponto
crucial para que o desenvolvimento da energia das ondas se torne uma opção competitiva.
A Figura 147, apresentada anteriormente, incluía uma
estimativa do impacto da redução do CAPEX entre os
dois Pelamis atualmente em teste (cerca de 9.4 M€/
MW), um parque de 50 MW (cerca de 4.7 M€/MW) e um
parque de 500 MW (cerca 2.9 M€/MW).
[9.2.5. OUTROS FATORES]
E
xistem ainda outros fatores que têm impacto nos
diferentes componentes de custo. Um destes, bastante importante, é o preço dos materiais, especialmente do aço, elemento principal na maioria das turbinas
eólicas (podendo corresponder a cerca de 12% do valor
do CAPEX) e dispositivos de energia das ondas. O incremento da procura do aço e outras matérias-primas nos
últimos anos tem levado a um aumento significativo do
seu preço. Esta tendência também se tem verificado no
aumento do preço dos barcos de instalação utilizados na
Figura 146: Rede nacional de transporte de eletricidade [186].
116
Figura 147: Variação do CAPEX, OPEX e custo de energia com a potência otimizada ao diâmetro do rotor (W/m2) [176].
eólica offshore, e em alguns casos, nas energias oceânicas (normalmente utilizam barcos mais pequenos).
[9.3.
Exemplos de outros fatores a ter em consideração são
a taxa de câmbio, o desenvolvimento da tecnologia ou a
existência de mercados em competição. Muitos componentes, incluindo as turbinas, não são fabricados no local
de instalação, o que leva a flutuações no preço devido a
variações nas taxas de câmbio. A Figura 148 explica a variação no preço das turbinas eólicas utilizando a variação
nos preços do aço, nos valores de emprego, preços de
commodities e no valor de equipamentos.
INCENTIVO AO DESENVOLVIMENTO
No entanto, alguns destes fatores, como é o caso do custo
da mão-de-obra, são aspetos positivos no caso de Portugal, que apresenta uma mão-de-obra especializada com
custos mais baixos que os países do norte da Europa.
INSTRUMENTOS DE
]
DAS ENERGIAS OFFSHORE
A
s energias renováveis offshore encontram-se numa etapa inicial de
desenvolvimento, e têm logicamente
um custo mais elevado do que as tecnologias de aproveitamento energético mais
desenvolvidas. Existem também diferenças
significativas entre os diferentes tipos de
tecnologias offshore. As turbinas eólicas
são já uma tecnologia madura com varias
Figura 148: Fatores com influência na subida do preço das turbinas [185].
117
Figura 149: Valor de incentivo de produção em diferentes países europeus e valor médio de custo de energia eólica offshore [187].
Figura 150: Tarifa equivalente para a energia das ondas.
Figura 151: Custo de energia em função do investimento inicial e fator de capacidade.
décadas de experiência. No entanto, a sua aplicação
offshore é recente e áreas como a construção das estruturas de suporte, a instalação das turbinas, e a O&M nas
condições offshore estão em desenvolvimento. Por sua
vez, a energia das ondas encontra-se numa etapa muito
anterior, de desenvolvimento de projetos de demostração
118
dos primeiros protótipos (com custos muito mais elevados que os dispositivos na fase de produção industrial).
Existem diversos instrumentos para incentivar e apoiar
o desenvolvimento destas novas formas de aproveitamento energético. Num primeiro nível estão os incentivos
I&D geralmente atribuídos para desenvolver uma certa
tecnologia, componente ou área de conhecimento. São
distribuídos em função de projetos específicos, de curta
duração, em que grande percentagem dos custos é financiada (tipicamente 50 – 100%).
Para os primeiros projetos de demonstração torna-se
crucial que haja algum tipo de financiamento para ajudar a partilhar o risco entre diferentes instituições, sendo
comum a utilização de ajudas de capital (normalmente
até 50%). Este instrumento pode ser utlizado em paralelo com os incentivos à produção, quando existe ligação
à rede.
Os incentivos à produção garantem um certo retorno de
investimento para tecnologias cujo custo nivelado é superior ao custo de mercado da eletricidade, dando um
grau de confiança a longo prazo aos investidores. Estes
incentivos são atribuídos em função da produção transmitida à rede elétrica nacional, e podem ter a forma de
uma tarifa fixa, de valor superior ao valor de mercado; de
uma tarifa prémio que é paga juntamente com o valor de
mercado; ou um certificado de produção que é acoplado
com obrigações de produção e podem ser comercializados em regime de mercado. Ainda que a curto prazo os
incentivos de produção não representem um apoio financeiro significativo (a produção de protótipos é limitada),
são um incentivo para o investimento de empresas a médio e longo prazo.
Em termos de ajudas de capital, vários países têm fundos direcionados para novas tecnologias, ou específicos
para certas tecnologias emergentes. O Reino Unido, por
exemplo, tem diversos programas direcionados para a
inovação e rápido desenvolvimento de tecnologias ligadas à energia eólica offshore, ondas e correntes. Na Dinamarca, existe um programa de incentivo a novas energias
renováveis, que tem sido aproveitado por promotores e
tecnólogos. Em Portugal existem alguns fundos genéricos para apoio a projetos de inovação, mas nenhum específico para as renováveis marinhas. Existem também
programas europeus de I&D (como os programas Quadro)
que têm apoiado fortemente as tecnologias renováveis
offshore, ou incentivos de produção para o desenvolvimento de novas tecnologias energéticas, como por exemplo o NER 300.
No que diz respeito aos incentivos de produção, existem
diferentes mecanismos em diferentes países da Europa,
e no caso da eólica offshore, muitas vezes adaptados da
eólica onshore. Para o caso das ondas há menos países
com definição de incentivos. A Figura 149 mostra o grau
de suporte para a energia eólica offshore e o valor mínimo para atingir os valores de produção. O caso das ondas
é apresentado na Figura 150 para alguns países. É importante mencionar que em Portugal as tarifas atualmente
encontram-se suspensas.
A questão da tarifa ser ajustada ao custo de energia, de
modo a existir um retorno de investimento, é importante para as tecnologias emergentes. A Figura 151 mostra
como varia o custo de energia em função do investimento inicial e do fator de capacidade. É assumido um OPEX
constante de 3.5% do valor do CAPEX e 5% do CAPEX para
o desmantelamento, num projeto de 20 anos e com uma
taxa de desconto de 10%.
Por exemplo, um projeto de 1MW com um CAPEX de
10M€, e com um financiamento publico de 25% requer
um investimento privado inicial de 7,5 M€ (7.500€/kW
na figura). Se for uma tecnologia com um fator de capacidade de 35% e assumindo uma taxa de desconto1 do
10% obtém-se um LCOE será de cerca de 380 €/MWh, o
que será um indicador que uma tarifa a volta desse valor
proporciona um 10% de retorno ao investidor (isto é uma
simplificação pois não tem em conta o modelo de financiamento do projeto, impostos, etc.).
É também importante mencionar, que à medida que o
CAPEX diminui e o fator de capacidade aumenta, fruto
da evolução da tecnologia, o valor de LCOE também diminui. Deste modo, é possível baixar o valor das tarifas,
ou mesmo retirá-las no caso de o LCOE atingir o valor de
mercado.
Por último, realçar ainda que é necessário ter em consideração as externalidades e impactos macroeconómicos
destas tecnologias (que não se encontram refletidas no
seu valor de mercado), face às tecnologias convencionais
que dependem da importação de combustíveis fósseis ou
de tecnologia de países fora da UE, e têm impactos ambientais e sociais.
1
A taxa de desconto é utilizada na formula do LCOE para ter
em conta custo do capital (valor do dinheiro no tempo) no calculo dos
fluxos de caixa futuros.
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Projeto Gráfico: Nelson Pereira/Jorge Correia
Edição: INEGi março de 2014
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