O documento discute a avaliação dos recursos eólicos, especificamente sobre a realização de campanhas de medição das características do vento. Explica que é crucial realizar as medições de forma rigorosa, considerando fatores como as especificações do equipamento, a montagem, a duração das medições e a qualidade dos dados. Também discute o uso de modelos de simulação do vento para complementar as medições locais e melhor avaliar o potencial eólico em larga escala.

1. renováveismagazine50
dossier energia eólica
estado da arte na
avaliação de recursos eólicos
Outro aspecto paralelo à avaliação do re-
curso eólico que tem vindo a assumir uma
importância crescente é a avaliação das
condições de complexidade no vento (es-
sencialmente turbulência, perfis verticais de
velocidade acentuados, declinação do vento
acentuada e ocorrências extremas de inten-
sidade do vento). Estas condições podem
pôr em causa o desempenho e integridade
dos aerogeradores, exigindo abordagens es-
pecíficas para a sua quantificação.
Os últimos anos têm assistido a um forte
desenvolvimento na tecnologia adoptada,
quer no que se refere às técnicas de me-
dição, quer no respeitante aos modelos de
simulação do vento. Estes desenvolvimentos
têm, por um lado, trazido um aumento do ri-
gor e do número de soluções disponíveis ao
promotor mas, por outro lado, aumentado
significativamente a complexidade e especi-
ficidade da avaliação do recurso eólico.
Campanhas de medição das
características do vento
São três os factores principais a ter em con-
ta no planeamento de uma campanha de
medição das características do vento, com
o objectivo de maximizar o rigor dos resul-
tados e minimizar a incerteza: as especifica-
ções do equipamento; e as especificações da
sua montagem e a duração da campanha.
A qualidade dos dados de vento obtidos é
um parâmetro essencial em qualquer cam-
panha de medição. São diversas as variáveis
relevantes. A medição dos valores de pres-
são, temperatura e humidade relativa pode
ser importante devido à dependência da
massa volúmica do ar relativamente a estas
grandezas. As componentes não horizontais
da velocidade e a quantificação da turbulên-
cia serão imprescindíveis no cálculo da resis-
tência dos aerogeradores e na consideração
dos problemas de fadiga. Contudo, a carac-
terização do regime de ventos, tendo em
vista a avaliação do recurso, é habitualmente
descrita pela velocidade e direcção do vento
horizontal e da sua variabilidade em distintas
escalas temporais.
Sendo a velocidade do vento a grandeza
mais relevante para a avaliação do potencial
eólico é, naturalmente, aos sensores de ve-
locidade que deve ser dada a maior atenção.
Desde os mais vulgares anemómetros de co-
pos até aos sensores que utilizam a pertur-
bação do som (SODAR) ou da luz (LIDAR)
por si emitidos para a determinação da ve-
locidade do vento, existem hoje no merca-
do diversos modelos destes sensores com
características diferentes e abrangendo uma
gama variada de preços.
Para a avaliação do potencial eólico, as ca-
racterísticas mínimas a considerar deverão
ser as apresentadas na Tabela 1. No que
É sem qualquer surpresa que podemos afirmar que a avaliação correcta dos recursos eólicos é uma
tarefa crucial, se não a mais crucial, no desenvolvimento de um parque eólico. O percurso “clássico”
de avaliação do recurso eólico num local de um possível parque eólico passa pela condução de
medições locais das características do vento, posterior “extrapolação” dos resultados observados para
toda a área do parque e altura de instalação do rotor dos aerogeradores, através de simulação numérica
computacional do comportamento do vento, e estimativa de incerteza nos resultados. Contudo,
tendências recentes ao nível da modelação numérica do vento começam a questionar este padrão.
Paulo Pinto, Miguel Ferreira e Ricardo Guedes
MegaJoule
megajoule@megajoule.pt

2. renováveismagazine 51
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se refere à velocidade do vento, para ca-
sos mais específicos, como, por exemplo,
medição de curva de potência ou avaliação
de componentes não horizontais da veloci-
dade do vento, será aconselhável recorrer a
modelos mais sofisticados. Embora não tão
crítica, a medição da direcção do vento e
da temperatura ambiente deve também ser
efectuada de forma rigorosa.
Um outro factor essencial é a atempada de-
tecção de avarias ou problemas de funciona-
mento. Para isso, é fundamental monitorizar
os dados obtidos com bastante regularidade
sendo que a melhor maneira de o fazer é
adoptar um sistema remoto de transmissão
de dados, permitindo o acompanhamento
regular sem implicar a deslocação ao local.
Refira-se, no entanto, que, mesmo nestes
casos, são aconselháveis visitas regulares às
estações de medição, já que alguns proble-
mas só podem ser detectados localmente.
Para além da qualidade dos instrumentos, a
forma como são instalados é também de-
cisiva uma vez que uma montagem pouco
cuidada pode introduzir erros significativos
devido a, por exemplo, inadequação da altu-
ra de medição, interferências entre sensores
ou entre a torre e os sensores.
A escolha da altura máxima de medição e
por consequência da torre de suporte dos
instrumentos deve ter em consideração as
alturas dos aerogeradores mais utilizados,
assim como a orografia e a rugosidade do
terreno. Idealmente, a altura de medição
deveria ser a do aerogerador, o que nem
sempre é conhecido na altura do arranque
das medições. De qualquer forma, nos casos
mais críticos, por exemplo, em sítios de ru-
gosidade elevada, deve-se ter um particular
cuidado com este factor. Em sítios menos
complexos poder-se-á ser um pouco menos
exigente não devendo, no entanto, aceitar-
se medições a menos de 2/3 de altura do
eixo do rotor do aerogerador.
A adopção de, pelo menos, dois níveis de me-
dição da velocidade do vento e sua direcção
permite, não só identificar e estudar o perfil
vertical de velocidades, como servir de regis-
to auxiliar de medição, em caso de avaria de
sensores. A análise do perfil vertical de velo-
cidades do vento é cada vez mais importante,
com o aumento da altura de instalação do
rotor dos aerogeradores, e permite validar os
dados de vento para implementação nos mo-
delos de cálculo, bem como avaliar a aplicabi-
lidade dos resultados dos próprios modelos.
A montagem e instalação dos equipamentos
na torre de suporte podem originar incerte-
zas nos resultados semelhantes às causadas
por desvios na calibração. A distorção do
escoamento provocado pela torre, hastes
e outros acessórios pode ser significativa
caso não se adoptem determinadas práticas,
existindo algumas recomendações interna-
cionais a este respeito (National Renewable
Energy Laboratory - NREL), “Wind Resour-
ce Assessment Handbook”, 1997; Network
of European Measuring Institutes (MEAS-
NET), “Power Performance Measurement
Procedure, Version 3”, 2000; International
Electrotechnical Committee (IEC), “Wind
Turbine Performance Testing”)
Aspecto particularmente importante é o
dos diversos distanciamentos mínimos reco-
mendados entre os sensores e as suas hastes
de suporte e o próprio mastro de medição.
Uma vez respeitados, podem permitir situar
a incerteza global da velocidade do vento
obtida na campanha de medição em valores
inferiores a 2%.
Na instalação do anemómetro de topo deve
procurar-se que permaneça isolado, não
sendo instalados quaisquer outros equipa-
mentos a menos de cerca de 1,5 m, com ex-
cepção pára-raios e do eventual sistema de
balizagem nocturna.
Os sensores montados nas hastes de fixação
lateral devem estar posicionados vertical-
mente a uma distância mínima de 15 vezes o
diâmetro da haste relativamente à horizon-
tal, o que normalmente resulta num afasta-
mento de 20 a 30 centímetros.
Os sensores deverão estar posicionados aci-
ma das guias ou espias de fixação da torre,
de forma a minimizar os efeitos destas no
vento incidente a montante dos sensores.
A cablagem de ligação dos sensores deve ser
solidamente amarrada às hastes de fixação
e à torre, não deixando elementos soltos e
utilizando apenas as extensões minimamen-
te necessárias. A condução dos cabos pela
torre de suporte deve ser feita pelo interior
desta.
Em relação à duração do período de recolha
de observações podemos começar recor-
dando que se consideram habitualmente ne-
cessários 30 anos para caracterizar o clima
de determinado local. Obviamente, não é
possível esperar períodos que se aproximem
minimamente do referido, uma vez que a
duração normal do desenvolvimento de um
projecto eólico está entre os 3 e os 5 anos.
Assim, as campanhas de medição local estão
limitadas, usualmente, a períodos curtos (em
torno de 1 a 3 anos) e muitas vezes atípicos
(onde as intensidades do vento podem ser
superiores ou inferiores à média de Longo
Termo).
Genericamente, é habitual assumir-se que o
desvio padrão da intensidade média do ven-
to de um ano, face à média de Longo Termo
(30 anos), é 6 %. Contudo, num qualquer
Tabela 1 Características ideais de sensores de medida.

3. renováveismagazine52
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ano as intensidades podem apresentar des-
vios à média de Longo Termo bem superio-
res (até 10 %).
Quanto mais longo for o período de medi-
ções locais, menor a probabilidade de des-
vios acentuados. Com um período de 3 anos
de observações não se espera que as inten-
sidades médias do vento se desviem mais do
que 4% da média de Longo Termo.
Para corrigir as observações destes desvios,
é necessário recorrer a metodologias de cor-
relação e extrapolação de dados de vento,
utilizando estações de referência, estações
meteorológicas, ou mesmo, séries de dados
de longo termo virtuais, produzidas através
de modelos meteorológicos de Mesoescala.
Modelação Numérica do Vento
À excepção de terrenos planos e com co-
bertura do solo muito uniforme (algo co-
mum para projectos no Norte da Europa ou
projectos off-shore, mas difícil de encontrar,
p. ex. em Portugal), a variabilidade do recur-
so eólico é sempre muito acentuada.
Em locais montanhosos, onde se encontram
a maior parte dos parques em Portugal, é
comum encontrar parques onde a diferença
de produção entre turbinas pode ascender
até 20%. Esta ordem de valores determina
São famosos os modelos MM5 e a sua evolu-
ção WRF, desenvolvidos pela UCAR – Uni-
versity Cooperation for Atmospheric Re-
asearch, dos EUA, embora existem muitas
outras soluções.
Os modelos de Mesoescala são inicializados
a partir de dados meteorológicos globais a
uma escala sinóptica (escala horizontal supe-
rior a centenas de km e escalas temporais
superiores a horas). Estes dados podem ser
oriundos de diversas entidades, sendo mais
comuns as fontes de dados públicas (como o
NCEP/NCAR ou o FNL ou GFS). Os dados
sinópticos possuem habitualmente séries de
grande extensão (entre 10 e 50 anos de da-
dos) para a totalidade do globo.
Podem também ser assimiladas novas ob-
servações locais (referentes ao projecto em
causa, p. ex.) quer por correcções estatísticas
aos resultados finais (MOS) quer por assimi-
lação efectiva no processo de modelação.
A vantagem do uso de modelos de Meso-
escala reside no facto de se poder aceder a
séries extensas de dados para, virtualmente,
qualquer local no globo. Podem assim fazer-
se apreciações de locais ainda sem recurso a
dados observados ou estender a represen-
tatividade de observações locais de curta
extensão (através de correlações entre sé-
Estado da Arte na Avaliação de Recursos Eólicos
Figura 1 Finalização dos trabalhos de instalação de
um mastro de medição das características do vento.
Figura 2 Inspecção de rotina de um mastro de medição.
que o recurso a observações pontuais ob-
tidas por campanhas de medição, ainda que
definidas e conduzidas com base nos stan-
dards internacionais, não seja suficiente para
descrever as condições de vento a que um
parque estará sujeito.
Tendo em conta o estado da arte na modela-
ção numérica de recursos eólicos, podemos
referir que hoje em dia existem 3 grandes
grupos de modelos – modelos de Mesoesca-
la, modelos CFD e modelos Lineares.
Todos estes tipos de modelos encontram
hoje em dia aplicações válidas mas utilidades
distintas.
Modelos Meteorológicos de
Mesoescala
Os modelos de Mesoescala são modelos
meteorológicos a escalas horizontais que
podem variar entre 1 a algumas centenas de
km. Trata-se de modelos muito completos
que procuram resolver, ou modelar, diversos
aspectos da física da atmosfera, entre eles
o vento. Necessitam de grande capacidade
computacional e um avançado grau de co-
nhecimento e especialização do utilizador.
Estes modelos surgiram no âmbito de gru-
pos de investigação aplicada e continuam a
ser por eles desenvolvidos.

4. renováveismagazine 53
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Figura 3 Campo de velocidades do vento modelada por Mesoescala sobre New South Wales (Austrália).
ries de dados).
As desvantagens dos modelos de Mesoesca-
la residem na sua resolução (até 1 km), ainda
longe das escalas necessárias para o micro-
siting de parques eólicos, e precisão, clara-
mente inferior à de modelos de microescala.
Os modelos de Mesoescala são ideais para
mapeamentos do recurso eólico em áre-
as extensas (como regiões ou países), para
uma apreciação preliminar de locais antes
da condução de medições, ou ainda para a
extensão da representatividade de dados
observados localmente.
Modelos de Microescala
– WAsP vs CFD
Os modelos de Microescala, por sua vez, es-
timam o comportamento do vento a uma
escala local (metro a algumas centenas de
metros). Limitam-se, tipicamente, aos fenó-
menos relacionados com a dinâmica do ven-
to, podendo ainda assim incorporar a reso-
lução de alguns efeitos térmicos de interesse
para a movimentação dos fluxos.
Os modelos de Microescala podem dividir-
se em modelos Lineares e Não Lineares.
Estas categorias distinguem a abordagem
quanto à resolução das equações fundamen-
tais da dinâmica de fluidos.
Modelos Lineares – WAsP
Na categoria dos modelos Lineares de si-
mulação de vento, é inevitável a associação
àquele que tem sido o estado da arte na
avaliação do recurso eólico nos últimos 20
anos: o WAsP (Wind Atlas Analysis and Ap-
plication Program).
Desenvolvido no final dos anos 80 pelo RisØ
no âmbito do 1º mapeamento do recurso
eólico no espaço da Comunidade Europeia –
o Atlas Europeu do Vento – o WAsP ainda é
a ferramenta de referência do sector, sendo
o único modelo de simulação de vento inter-
nacionalmente aceite e reconhecido.
O WAsP não procura resolver as equações
fundamentais, procurando apenas modelar,
de forma muito simplificada, o efeito no
vento do relevo, cobertura do solo e obs-
táculos. Figura 4 Atlas Europeu do Vento [RISOE, 1989]

5. renováveismagazine54
dossier energia eólica
Não consegue estimar zonas de descola-
mento ou recirculação, admitindo que o
vento segue um comportamento linear em
todas as circunstâncias. Não simulam tam-
bém efeitos térmicos ou de estratificação.
Estima o comportamento médio, não de-
pendente do tempo (estacionário), da com-
ponente horizontal do vento.
O WAsP foi concebido para locais de com-
plexidade do relevo reduzida ou modera-
da (ou seja, planícies ou elevações suaves),
onde os efeitos “não lineares” do compor-
tamento do vento serão menos frequentes.
Estes efeitos “não lineares” correspondem
a fenómenos complexos no vento (sejam,
descolamento, recirculações, vórtices). Este
fenómenos são indutores de turbulência
excessiva, perfis verticais de velocidade ou
declinação do vento acentuadas, todas estas
condições perigosas para a operação dos ae-
rogeradores actuais.
Outro modelo Linear de Microescala reco-
nhecido no sector é o MS-Micro.
Tipicamente, os modelos Lineares são ini-
cializados a partir de dados observados
localmente. Mais recentemente, têm sido
aplicadas metodologias para “acoplar” os
resultados de modelos de Mesoescala ao
WAsP, permitindo estimativas sem recurso
Estado da Arte na Avaliação de Recursos Eólicos
a observações locais.
As vantagens dos modelos Lineares de Mi-
croescala são a facilidade de utilização, no
que concerne à reduzida capacidade com-
putacional exigida, quer no que respeita ao
grau de experiência e habilitações do ana-
lista. Se falarmos do WAsP, é também, e de
forma muito evidente, o modelo mais aceite
e conhecido na indústria.
Como principais desvantagens, os mode-
los Lineares têm sérias limitações quanto à
sua aplicabilidade, nomeadamente em locais
onde a orografia ou cobertura do solo é
complexa ou onde os fenómenos térmicos
podem dominar.
Os modelos Lineares de Microescala são
ideais para mapeamentos do recurso eólico
ao nível do parque eólico (escalas de alguns
quilómetros), micrositing e estimativas de
produção anual de energia eléctrica em lo-
cais de complexidade nula a moderada.
Modelos Não Lineares – CFDs
Os modelos Não-Lineares de Microescala
são normalmente designados por modelos
CFDs, ou de Computacional Fluid Dynamics.
Ao contrário dos modelos Lineares, os CFD
procuram resolver as equações fundamen-
tais da dinâmica dos fluidos através de mé-
todos iterativos alimentados por condições
fronteira, ao longo de uma discretização do
domínio em volumes tridimensionais.
Os modelos CFD estimam o comporta-
mento do campo 3D do vento. Estimam
fenómenos não lineares, bem como efeitos
térmicos, dando informações sobre caracte-
rísticas do vento como a turbulência, perfil
vertical de velocidades e declinação do ven-
to, para além da velocidade média e direcção
do vento.
Os modelos CFD actuais possuem normal-
mente modelos para condições mais adver-
sas de ocupação do solo, como a florestação.
Em função do tipo de estratégia de simu-
lação, recorrem a mais ou menos simpli-
ficações. Os modelos CFD mais comuns
actualmente baseiam-se na metodologia de
simulação RaNS, Reynolds averaged Navier
Stokes. Neste tipo de modelos toda a turbu-
lência no vento é modelada.
As vantagens dos modelos CFD são a maior
precisão que possibilitam, em comparação
com os modelos Lineares, e a possibilidade
de cálculo de condições complexas do vento.
A principal desvantagem dos modelos CFD
diz respeito à maior necessidade computa-
cional e conhecimentos do utilizador. Con-
tudo, o grande crescimento da capacidade
Figura 6 Campo de velocidades e Intensidade Turbulenta sobre uma zona
florestada modelado por CFD (WINDIE™).
Figura 5 Exemplo de resultado de uma simulação CFD sobre um terreno montanhoso
(WINDIE™).

6. renováveismagazine 55
dossier energia eólica
computacional dos computadores pessoais
têm reduzido a distância de aplicação face
aos modelos Lineares.
Os modelos CFD são ideais para mapea-
mentos do recurso eólico ao nível do par-
que eólico (escalas de alguns km), micrositing
e estimativas de produção anual de energia
eléctrica em locais de grande complexidade
da orografia ou cobertura do solo. São ide-
ais para a avaliação das condições de vento
complexo que podem apresentar riscos para
a operação dos aerogeradores.
Perspectivas futuras na
modelação numérica do vento
Nos últimos anos não se têm assistido a
nenhum desenvolvimento de relevo nos
modelos Lineares, considerando-se pratica-
mente estagnado o seu princípio de cálculo.
Já os modelos de Mesoescala e, em especial,
os modelos CFD, têm assistido inúmeros de-
senvolvimentos.
No caso dos modelos CFD existem já várias
soluções comerciais especificamente desen-
volvidas para energia eólica e o seu desenvol-
vimento e melhoramento tem sido constante.
Portugal não têm ficado de parte destes de-
senvolvimentos, possuindo hoje em dia dois
códigos CFD, o VENTOS™ e o WINDIE™.
Embora exista ainda alguma controvérsia so-
bre a melhoria na precisão dos resultados
dos modelos CFD em relação aos modelos
Lineares, parece clara a tendência desses
modelos virem a serem os predilectos para
a estimação das condições do vento na área
de parques num futuro próximo.
Mais recentemente, os resultados prove-
nientes de modelos de Mesoescala têm sido
“acoplados” com modelos de Microescala
como o WAsP (KAMM/WAsP) ou mesmo
com modelos CFD (WINDIE™).
Incerteza em Estimativas de
Produção
A avaliação da viabilidade económica de um
investimento num projecto de um parque
eólico é extremamente condicionada pela
correcta percepção dos níveis de produtivi-
dade energética expectáveis durante o perí-
odo de vida útil do projecto. Numa análise
simplista, poder-se-á admitir que esta con-
clusão pouca mais é do que um pressuposto
óbvio. De facto, a energia eléctrica produzi-
da é o “produto” a vender pelo explorador
do parque, pelo que a quantidade a vender,
associada ao preço de venda, determinam o
volume de receitas do projecto. Contudo,
dadas as características deste tipo de pro-
jectos, a importância deste factor vai muito
para além das razões óbvias.
De acordo com os contratos de compra e
venda de energia eléctrica efectuados ao
abrigo da legislação Portuguesa, e com os
que habitualmente são possíveis de fazer na
maior parte dos grandes mercados, toda a
energia eléctrica produzida é obrigatoria-
mente vendida e, geralmente, a um preço
pré-determinado. Desta forma, a variável
crítica é a quantidade de energia que se con-
seguirá produzir ou, dito de outra forma, o
potencial energético do local de implemen-
tação do projecto.
Tendo em conta os níveis de incerteza ha-
bitualmente associados à caracterização do
regime de vento e à avaliação do potencial
eólico, é comum que os intervalos de pro-
dutividade que resultam da aplicação da in-
certeza à estimativa central levem a indica-
dores de viabilidade do projecto que podem
oscilar entre o bom projecto e o projecto
economicamente inviável!
Por esse motivo, deverá ser preocupação
central do investidor assegurar que o pro-
cesso de avaliação do potencial eólico seja
efectuado de acordo com as melhores práti-
cas e recorrendo às metodologias mais avan-
çadas, com vista a reduzir os níveis de incer-
teza aos valores mínimos possíveis da acordo
com os meios e tecnologias disponíveis.
A decisão de investimento deverá basear-se
em estudos detalhados de caracterização do
regime de ventos no longo termo, de defini-
ção do mais adequado posicionamento dos
aerogeradores, de validação da adequabilida-
de do aerogerador em face das características
do local e do regime de ventos, da estimativa
da produção anual de energia eléctrica e da
incerteza associada a essa estimativa.
Por outro lado, os projectos de investimen-
to em energias renováveis, e os referentes a
parques eólicos em particular, são, em muitos
casos, financiados em regime de Project Fi-
nance. Neste tipo de financiamento, a garantia
prestada é o próprio projecto, não havendo
recurso a outras garantias e, por isso, não pe-
nalizando o balanço da empresa promotora,o
que constitui uma vantagem importante, par-
ticularmente por facilitar o desenvolvimento
de uma maior quantidade de projectos em
simultâneo, dado que cada projecto se consti-
tui, por si mesmo, como única garantia.
Contudo, logicamente, a aprovação de um
financiamento num regime deste tipo obri-
ga a um exaustivo processo de avaliação do
projecto, por parte das instituições financia-
doras, normalmente recorrendo a consulto-
ria especializada, quer do ponto de vista jurí-
dico, como do ponto de vista da engenharia.
Tomada a decisão de investimento, segue-se
normalmente uma outra fase em que a ade-
quada avaliação do potencial eólico assume
um papel muito relevante: o financiamento
do projecto. Tipicamente, adoptar meto-
dologias adequadas de avaliação do recurso
facilita a obtenção de melhores condições
de financiamento, tanto no que se refere ao
nível de alavancagem como à taxa de juro,
para além de outras condições.
É comum procurar-se o financiamento em re-
gime de project finance, regime normalmente
considerado bastante atractivo neste tipo de
negócios. Contudo, este regime de financia-
mento obriga normalmente a um escrutínio
detalhado por parte de auditores designados
pelas instituições financiadoras. No que se re-
fere ao tema recurso eólico, a análise de risco
debruça-se sobre temas como a adequabili-
dade do aerogerador e, fundamentalmente, a
determinação da produção anual de energia
eléctrica. Em particular, torna-se importante
assegurar determinados níveis de cobertura
do serviço da dívida em cenários negativos,
para o que a incerteza associada às estimati-
vas é essencial.
Em resumo, é possível que dois projectos
se apresentem a financiamento com uma
estimativa de produção equivalente, mas
que a um deles sejam atribuídas melhores
condições de financiamento devido a uma
avaliação do recurso mais bem elaborada ter
levado a uma menor incerteza.