( PDF ) Estudo do potencial eólico e previsão de ventos para geração de eletricidade em Santa Catarina

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA

ESTUDO DO POTENCIAL EÓLICO E PREVISÃO DE VENTOS PARA GERAÇÃO

DE ELETRICIDADE EM SANTA CATARINA

Dissertação submetida à

UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA

Para obtenção do grau de

MESTRE EM ENGENHARIA MECÂNICA

ALESSANDRO DALMAZ

Florianópolis, Março de 2007

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA

ESTUDO DO POTENCIAL EÓLICO E PREVISÃO DE VENTOS PARA GERAÇÃO

DE ELETRICIDADE EM SANTA CATARINA

ALESSANDRO DALMAZ

Esta dissertação foi julgada adequada para a obtenção do título de

MESTRE EM ENGENHARIA MECÂNICA

ENGENHARIA E CIÊNCIAS TÉRMICAS

Sendo aprovada em sua forma final

_____________________________________________________

Júlio César Passos, Dr. - Orientador

___________________________________________________

Hans Georg Beyer, Dr. – Co-orientador

_____________________________________________________

Fernando Cabral, Ph. D. – Coordenador do Curso

BANCA EXAMINADORA

_____________________________________________________

Sérgio Colle, D. Sc. – Presidente

_____________________________________________________

Edson Bazzo, Dr. Eng.

_____________________________________________________

Miguel Hiroo Hirata, Ph. D.

_____________________________________________________

Samuel Luna de Abreu, Dr. Eng.

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iii

“O peso deste tempo triste nós devemos obedecer.

Falar o que sentimos, não o que devíamos dizer.

O mais velho teve mais. Nós que somos jovens,

nunca veremos tanta coisa nem viveremos tanto tempo.”

Willian Shakespeare

Este trabalho é dedicado aos meus pais,

JAIR e KARIN,

e aos meus irmãos,

FERNANDO e ANDERSON.

AGRADECIMENTOS

Agradeço às Centrais Elétricas de Santa Catarina – CELESC, e aos funcionários: Eng.

Antenor Zimermann, Eng. Wilson Reguse e Eng. Jorge L. G. Oliveira, pelo fornecimento dos

dados anemométricos e de geração utilizados neste trabalho, e pelo apoio financeiro, através

de dois projetos pelo Edital ANEEL / CELESC, que viabilizaram o início deste estudo.

Agradeço à Dra. Chou Sin Chan e Dr. Enio B. Pereira e ao Centro de Previsão de

Tempo e Estudos Climáticos – CPTEC / INPE pelos dados de previsão de ventos fornecidos

pelo modelo Eta. Também ao Dr. Reinaldo Haas, pelos dados de previsão de ventos do

modelo GFS e pelos esclarecimentos a respeito das ciências da atmosfera.

Agradeço, em especial, ao orientador desta dissertação, Prof. Dr. Júlio César Passos,

pela orientação, conhecimentos, dedicação e atenção, sem a qual não seria possível a

conclusão deste trabalho. Agradeço ao Dr. Hans Georg Beyer, pela ajuda, discussões e

conhecimento transmitidos, na área de energia eólica.

Agradeço a constante ajuda e colaboração neste e em outros trabalhos dos colegas e

amigos do LabSolar / UFSC, Gustavo Kuhnem da Silva, Lucas dos Reis Lisboa, Felipe

Francisco Vieira de Araújo, Cristiano Maciel, Michel Lobato e Daniel Besen de Aguiar, e em

especial, a Gil Leal Caruso, pelo constante trabalho, esforço e dedicação no tratamento dos

dados com as redes neurais, trabalho fundamental para o estudo das previsões apresentadas

nesta dissertação. Ainda, a todos os demais amigos do LabSolar / UFSC, que, participando ou

não deste trabalho, fazem parte dele.

Pelo apoio financeiro, agradeço ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e

Tecnológico – CNPQ.

Aos amigos e colegas de mestrado em engenharia e ciências térmicas, Rafael Eduardo

da Cruz, Moisés Alves Marcelino Neto, Janílson Rossa e Hormando Leocádio Jr. pela

amizade e companheirismo durante esta etapa das nossas vidas.

Agradeço especialmente aos meus irmãos, Fernando e Anderson pelo constante apoio,

eterna amizade e alegria. Assim como ao amigo Gustavo Antônio Baur Arfux, pela amizade

no convívio em tantos anos.

Agradeço especialmente, por todo apoio, amor, carinho e dedicação, a minha namorada

Raquele Zilio, “Eu preciso dizer-lhe que......te adoro, simplesmente porque você existe”

(Charles Chaplin).

Um agradecimento especial aos que são os reais responsáveis por este trabalho e por

tudo que sou e que consegui até hoje, e para sempre, meus país Jair e Karin.

Agradeço, também, a todos os meus familiares e amigos, cujos nomes não estão sendo

citados neste agradecimento, mas que fazem parte da minha vida.

Meu muito obrigado a todos.

vii

SUMÁRIO

LISTA DE TABELAS ..............................................................................................................xi

LISTA DE FIGURAS .............................................................................................................xiv

RESUMO ................................................................................................................................xvi

ABSTRACT ...........................................................................................................................xvii

1. INTRODUÇÃO......................................................................................................................1

2. ENERGIA EÓLICA NO BRASIL E NO MUNDO...............................................................3

2.1. Introdução............................................................................................................................3

2.2. Histórico...............................................................................................................................4

2.3. Cenário Mundial..................................................................................................................7

2.3.1. Europa.............................................................................................................................10

2.3.2. Brasil...............................................................................................................................12

2.3.3. Santa Catarina.................................................................................................................14

2.4. Parques Eólicos no Brasil..................................................................................................15

3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA.............................................................................................19

3.1. Fundamentos do Aproveitamento Eólico...........................................................................19

3.1.1. Potência do Vento...........................................................................................................19

3.1.2. Rendimento de Betz........................................................................................................20

3.2. Distribuição Estatística de Weibull....................................................................................24

3.3. Metodologia de Cálculo dos Parâmetros de Weibull.........................................................27

3.4. Perfil de Velocidades.........................................................................................................29

3.5. Turbulência........................................................................................................................31

3.6. Cálculo da Energia Produzida por um Aerogerador..........................................................32

3.7. Atlas do Potencial Eólico Brasileiro..................................................................................36

3.8. Aerogeradores....................................................................................................................38

3.8.1. Tipos de Aerogeradores..................................................................................................39

3.8.1.1. Rotor de Eixo Vertical.................................................................................................39

3.8.1.1.1. Rotor Tipo Darrieus..................................................................................................40

3.8.1.1.2. Rotor Tipo Savonius..................................................................................................41

3.8.1.2. Rotor de Eixo Horizontal.............................................................................................42

3.8.1.2.1. Rotor Multipás..........................................................................................................42

viii

3.8.1.2.2. Rotor Tipo Hélice......................................................................................................43

3.8.2. Sistema de Transmissão..................................................................................................46

3.8.3. Torre................................................................................................................................47

3.8.4. Controle de Potência.......................................................................................................47

3.8.5. Sistema de Orientação.....................................................................................................49

3.8.6. Gerador Elétrico..............................................................................................................50

3.8.7. Rendimento de um Aerogerador.....................................................................................50

3.8.8. Esforços sobre um Aerogerador......................................................................................51

3.8.8.1. Cargas Estacionárias....................................................................................................52

3.8.8.2. Cargas Transitórias......................................................................................................52

3.8.8.3. Cargas Cíclicas.............................................................................................................52

3.8.8.4. Cargas Estocásticas......................................................................................................53

3.8.8.5. Cargas de Ressonância.................................................................................................53

3.9. Custos da Energia Eólica...................................................................................................53

3.10. Redes Neurais Artificiais.................................................................................................56

3.11. Previsão Eólica.................................................................................................................59

3.11.1. Modelos de Previsão.....................................................................................................60

3.11.2. Modelo Eta....................................................................................................................62

4. POTENCIAL EÓLICO DE SANTA CATARINA..............................................................64

4.1. Avaliação do Regime de Ventos em Santa Catarina..........................................................64

4.1.1. Dados Eólicos de Santa Catarina....................................................................................64

4.1.2. Análise dos Dados de Vento de Santa Catarina..............................................................67

4.1.2.1. Velocidade do Vento....................................................................................................68

4.1.2.1.1. Água Doce.................................................................................................................68

4.1.2.1.2. Bom Jardim da Serra.................................................................................................69

4.1.2.1.3. Campo Erê.................................................................................................................70

4.1.2.1.4. Imbituba....................................................................................................................72

4.1.2.1.5. Laguna.......................................................................................................................73

4.1.2.1.6. Urubici......................................................................................................................74

4.1.2.2. Direção dos Ventos......................................................................................................75

4.1.2.2.1. Água Doce.................................................................................................................75

4.1.2.2.2. Bom Jardim da Serra.................................................................................................77

4.1.2.2.3. Campo Erê.................................................................................................................78

4.1.2.2.4. Imbituba....................................................................................................................79

4.1.2.2.5. Laguna.......................................................................................................................80

4.1.2.2.6. Urubici......................................................................................................................81

4.1.2.3. Intensidade de Turbulência..........................................................................................82

4.2. Avaliação do Potencial Eólico de Santa Catarina..............................................................83

4.2.1. Densidade de Potência....................................................................................................84

4.2.2. k – Parâmetro de Forma de Weibull...............................................................................86

4.2.3. Cálculo da Energia Produzida.........................................................................................87

4.2.4. Fator de Capacidade........................................................................................................87

4.3. Discussão Sobre o Potencial Eólico das Localidades Estudadas.......................................89

5. DADOS DE GERAÇÃO DAS USINAS EÓLICAS DE SANTA CATARINA..................93

5.1. Comparação Entre o Potencial Calculado e os Dados de Geração....................................94

5.2. Considerações Sobre os Valores de Geração Eólica nas Usinas Eólicas de Santa

Catarina.....................................................................................................................................98

6. ANÁLISE DO POTENCIAL EÓLICO UTILIZANDO O WAsP.......................................99

6.1. Potencial Eólico e de Geração de Santa Catarina Estimado Através do WAsP................99

6.2. Comparação Entre os Resultados do Potencial Eólico Determinado com o WAsP, Valores

Calculados e Valores de Potência Gerada...............................................................................115

6.3. Resumo do Capítulo.........................................................................................................120

7. PREVISÃO DE VENTOS PARA GERAÇÃO EÓLICA..................................................122

7.1. Comparação dos Perfis de Velocidade com os Dados de Medição.................................122

7.2. Comparação Entre a Previsão com o Modelo Eta e as Medições....................................127

7.2.1. Comparação Entre os Dados Previstos e os Medidos...................................................128

7.2.2. Eta (corrigido) x Celesc................................................................................................129

7.3. Previsão Eólica Com Uso de Redes Neurais Artificiais..................................................131

7.3.1. Análise dos Resultados de Velocidade Prevista Através do Uso de Redes Neurais

Artificiais................................................................................................................................132

7.3.2. Previsão de Potência com Redes Neurais.....................................................................137

7.4. Considerações Sobre Previsão de Geração Eólica...........................................................139

8. CONCLUSÕES E PERSPECTIVAS.................................................................................141

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS....................................................................................144

ANEXOS................................................................................................................................151

ANEXO A – Velocidades Médias Mensais............................................................................152

ANEXO B – Intensidade de Turbulência Médias Mensais....................................................162

ANEXO C - Resultados..........................................................................................................168

ANEXO D – Curvas de Duração de Velocidade....................................................................169

ANEXO E – Comparações Eta x Celesc................................................................................170

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1. Contribuições de diversas formas de geração..........................................................7

Tabela 2.2. Capacidade Instalada em 2004.................................................................................9

Tabela 2.3. Maiores potenciais eólicos instalados no mundo.....................................................9

Tabela 2.4. Metas para geração eólica na Europa.....................................................................10

Tabela 2.5. Maiores mercados de energia eólica na Europa em 2004......................................11

Tabela 2.6. Geração de energia elétrica no Brasil.....................................................................13

Tabela 2.7. Empreendimentos eólicos em funcionamento no Brasil........................................15

Tabela 3.1. Rugosidade Superficial..........................................................................................29

Tabela 3.2. Desenvolvimento dos aerogeradores, redução dos custos de construção..............54

Tabela 4.1. Estações anemométricas no Estado de Santa Catarina...........................................65

Tabela 4.2. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Água Doce......................69

Tabela 4.3. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Bom Jardim da Serra......70

Tabela 4.4. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Campo Erê......................71

Tabela 4.5. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Imbituba..........................72

Tabela 4.6. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Laguna............................73

Tabela 4.7. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Urubici............................74

Tabela 4.8. Valores de intensidade de turbulência e seus desvios padrão – Médias Anuais....83

Tabela 4.9. Densidade de Potência do vento calculada com massa específica do ar de 1,2

kg / m

......................................................................................................................................85

Tabela 4.10. Densidade de potência do vento utilizando massa específica calculada para o

local...........................................................................................................................................85

Tabela 4.11. Fator de Capacidade médio para cada sítio eólico...............................................88

Tabela 4.12. Valores médios de algumas variáveis dos ventos de Santa Catarina...................89

Tabela 4.13. Valores médios para cada sítio.............................................................................89

Tabela 5.1. Comparação entre valores calculados e medidos de potência para Água Doce.....94

Tabela 5.2. Comparação entre valores calculados e medidos de potência para Bom Jardim da

Serra..........................................................................................................................................95

Tabela 6.1. Potencial e Energia Anual estimados pelo WAsP para Água Doce com AG E-40

(600 kW), H = 48 m................................................................................................................101

Tabela. 6.2. Potencial e Energia Anual estimados pelo WAsP para Água Doce com AG E-48

(800 kW), H = 70m.................................................................................................................101

Tabela. 6.3. Potencial e Energia Anual estimados pelo WAsP para Água Doce com AG E-70

(2000 kW), H = 113 m............................................................................................................102

xii

Tabela 6.4. Recursos eólicos de Água Doce, ano 2002..........................................................103

Tabela 6.5. Potencial estimado pelo WasP para Bom Jardim da Serra, AG E-40, H= 48 m..103

Tabela 6.6. Potencial estimado pelo WasP para Bom Jardim da Serra, AG E-48, H= 70 m..103

Tabela 6.7. Potencial estimado pelo WasP para Bom Jardim da Serra, AG E-70, H= 113 m

.................................................................................................................................................103

Tabela 6.8. Recursos eólicos para Bom Jardim da Serra, ano 2001.......................................104

Tabela 6.9. Potencial estimado pelo WasP para Imbituba, AG E-40, H= 48 m.....................105

Tabela 6.10. Potencial estimado pelo WasP para Imbituba, AG E-48, H= 70 m..................105

Tabela 6.11. Potencial estimado pelo WasP para Imbituba, AG E-70, H= 113 m.................105

Tabela 6.12. Recursos eólicos de Imbituba, ano 2000............................................................106

Tabela 6.13. Potencial estimado pelo WasP para Campo Erê, AG E-40, H= 48 m...............107

Tabela 6.14. Potencial estimado pelo WasP para Campo Erê, AG E-48, H= 70 m...............107

Tabela 6.15. Potencial estimado pelo WasP para Campo Erê, AG E-70, 113 m....................107

Tabela 6.16. Recursos eólicos de Campo Erê, ano 2000........................................................108

Tabela 6.17. Potencial estimado pelo WasP para Laguna, AG E-40, H= 48 m......................109

Tabela 6.18. Potencial estimado pelo WasP para Laguna, AG E-48, H= 70 m......................109

Tabela 6.19. Potencial estimado pelo WasP para Laguna, AG E-70, H= 113 m....................109

Tabela 6.20. Recursos eólicos de Laguna, ano 2000..............................................................110

Tabela 6.21. Potencial estimado pelo WasP para Urubici, AG E-40, H=48 m......................111

Tabela 6.22. Potencial estimado pelo WasP para Urubici, AG E-48, H= 70 m.....................111

Tabela 6.23. Potencial estimado pelo WasP para Urubici, AG E-70, H= 113 m...................111

Tabela 6.24. Recursos eólicos de Urubici, ano 2002..............................................................112

Tabela 6.25. Influência da localização dos aerogeradores......................................................113

Tabela 6.26. Diferenças nas estimativas para aerogeradores em posições diferentes............114

Tabela 6.27. Influência da altura do eixo do aerogerador.......................................................115

Tabela 6.28. Comparação entre: valores calculados conforme seção 3.3, e os valores

determinados através do WAsP..............................................................................................116

Tabela 6.29. Validação da simulação WAsP para Água Doce...............................................117

Tabela 6.30. Validação da simulação WAsP para Bom Jardim da Serra..............................117

Tabela 6.31. Validação da simulação WAsP para Imbituba.................................................118

Tabela 6.32. Validação da simulação WAsP para Campo Erê..............................................119

Tabela 6.33. Validação da simulação WAsP para Laguna....................................................119

Tabela 6.34. Validação da simulação WAsP para Urubici.....................................................119

Tabela 7.1. Comparação entre perfis de velocidade. Água Doce janeiro de 2002.................124

Tabela 7.2. Comparação entre perfis de velocidade. Água Doce Julho de 2002....................125

xiii

Tabela 7.3. Variação do perfil de velocidade do vento com a rugosidade..............................127

Tabela 7.4. RMSE para comparação Eta x CELESC .............................................................128

Tabela 7.5. Valores de rugosidade do modelo Eta..................................................................130

Tabela 7.6. Resultados das Comparações entre os resultados de velocidade Eta corrigida e

CELESC medida.....................................................................................................................130

Tabela 7.7. Resultados através de redes neurais para Água Doce e B. Jardim da Serra.........133

Tabela 7.8. Resultados da comparação Eta x CELESC com treinamento a cada mês ou ano

todo .........................................................................................................................................134

Tabela 7.9. Resultados de previsão para rede neural alimentada ...........................................135

Tabela 7.10. Comparação entre parâmetros de Weibull calculados com dados Eta e CELESC

.................................................................................................................................................136

Tabela 7.11. Resultados com dados de previsão Eta com três camadas ................................136

Tabela 7.12. Previsão de potência utilizando RNA ...............................................................139

xiv

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1. Potência instalada acumulada no mundo .................................................................8

Figura 2.2. Potência Eólica Anual instalada no Mundo .............................................................9

Figura 2.3. Potência anual instalada na Europa .......................................................................11

Figura 2.4. Potência Acumulada na Europa .............................................................................11

Figura 3.1. Tubo de corrente ....................................................................................................20

Figura 3.2. Curva do coeficiente de potência ...........................................................................24

Figura 3.3. Comparação entre a curva de distribuição de Weibull e os dados medidos ..........25

Figura 3.4. Curva de Distribuição de Velocidade de Vento de Weibull ..................................26

Figura 3.6. Curva de Potência de um Aerogerador E-40/6.4 (600 kW) ...................................32

Figura 3.7. Curva de Duração de Velocidade para Água Doce 2002 ......................................33

Figura 3.8. Curva de Duração de Potência, Água Doce 2002 ..................................................34

Figura 3.9. Mapa do potencial eólico da região Sul do Brasil (Atlas do Potencial Eólico

Brasileiro, 2001 ........................................................................................................................38

Figura 3.10. Aerogerador tipo Darrieus ...................................................................................40

Figura 3.11. Aerogerador Eole C. Tipo Darrieus, 4,2 MW......................................................41

Figura 3.12. Aerogerador Eole C. 4,2 MW ..............................................................................41

Figura 3.13. Rotor Savonius ....................................................................................................42

Figura 3.14. Rotor multipás .....................................................................................................43

Figura 3.15. Primeiro aerogerador utilizado para geração de eletricidade, Charles Brush 1888

...................................................................................................................................................43

Figura 3.16. Aerogerador da usina eólica de Bom Jardim da Serra .........................................44

Figura 3.17. Aerogerador com rotor a sotavento (downwind) .................................................45

Figura 3.18. Controle ativo de potência (pitch) .......................................................................49

Figura 3.19. Custos da energia de fonte eólica ........................................................................54

Figura 3.20. Neurônio biológico ..............................................................................................56

Figura 3.21. Neurônio de McCulloch ......................................................................................57

Figura 3.22. Exemplos de função de ativação ..........................................................................57

Figura 3.23. Exemplo de rede com backpropagation ...............................................................59

Figura 3.24. Etapas de um Modelo de Previsão Eólica ...........................................................61

Figura 4.1. Localização das estações anemométricas da CELESC .........................................65

Figura 4.2. Espectro das variações do vento em diversas freqüências .....................................66

Figura 4.3. Médias Anuais, Água Doce ...................................................................................69

Figura 4.4. Médias Anuais, Bom Jardim da Serra ...................................................................70

Figura 4.5. Médias Anuais, Campo Erê ...................................................................................71

Figura 4.6. Médias Anuais, Imbituba .......................................................................................72

Figura 4.7. Médias Anuais, Laguna .........................................................................................73

Figura 4.8. Médias Anuais, Urubici .........................................................................................74

Figura 4.9. Rosa dos Ventos para Água Doce .........................................................................76

Figura 4.10. Rosa dos Ventos para Bom Jardim da Serra ........................................................78

Figura 4.11. Rosa dos Ventos para Campo Erê .......................................................................79

Figura 4.12. Rosa dos Ventos para Imbituba ...........................................................................80

Figura 3.13. Rosa dos Ventos para Laguna .............................................................................81

Figura 4.14. Rosa dos Ventos para Urubici .............................................................................82

Figura 4.15. Comparação entre localidades com velocidade média próximas e diferentes

valores de k ..............................................................................................................................91

Figura 5.1. Curvas de Potência para Água Doce .....................................................................96

Figura 5.2. Curvas de Potência para Bom Jardim da Serra 2002 .............................................97

Figura 5.3. Curvas de Potência para Bom Jardim da Serra 2003 .............................................97

Figura 5.4. Curvas de Potência para Bom Jardim da Serra 2004 .............................................97

Figura 6.1. Recursos eólicos de Água Doce, ano 2002 ..........................................................102

Figura 6.2. Recursos eólicos de Bom Jardim da Serra, ano 2001 ..........................................104

Figura 6.3. Recursos eólicos de Imbituba, ano 2000 .............................................................106

Figura 6.4. Recursos eólicos de Campo Erê, ano 2000 ..........................................................108

Figura 6.5. Recursos eólicos de Laguna, ano 2000 ................................................................110

Figura 6.6. Recursos eólicos de Urubici, ano 2002 ...............................................................112

Figura 6.7. Simulação com o WAsP, para Água Doce ano 2002, com AG E-40, em dois

pontos .....................................................................................................................................113

Figura 6.8. Simulação com o WAsP, para Bom Jardim da Serra ano 2001, com AG E-40, em

dois pontos .............................................................................................................................114

Figura 7.1. Comparação entre os dados medidos e os calculados com a Eq. (3.34) ..............125

Figura 7.2. Comparação entre os dados medidos e os calculados com as Eqs. (3.35) e (3.36)

.................................................................................................................................................126

Figura 7.3. Dados medidos (CELESC) a 30 e 48 m de altura ...............................................126

Figura 7.4. Perfil de velocidadecom as três equações, com a referência para z = 10 m, com

dados do modelo Eta ..............................................................................................................126

Figura 7.5. Campo Erê julho de 2002 ....................................................................................129

Figura 7.6. Esquema do procedimento de cálculo com estação anemométrica em um quadrado

cujos vórtices contém os dados previstos pelo Eta ................................................................132

xvi

RESUMO

O trabalho é dividido em duas partes, na primeira delas o objetivo é a análise das

principais características dos ventos em seis localidades do Estado de Santa Catarina visando

a determinar o potencial eólico para geração de eletricidade, enquanto na segunda parte se faz

um estudo sobre previsão de velocidade de ventos e geração eólica com base em dados de

velocidade de vento gerados pelo modelo meteorológico de meso-escala Eta, do CPTEC /

INPE. A primeira parte do trabalho refere-se ao tratamento estatístico dos dados de

velocidade de vento, através da distribuição de Weibull, medidos nas estações anemométricas

da CELESC (Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A.). São determinadas as velocidades

médias, a regularidade, a direção preferencial dos ventos, assim como o fator de capacidade

do local e a quantidade esperada de energia a ser gerada. Os dados de potência gerada pelos

aerogeradores em operação, no Estado, foram comparados aos valores estimados através dos

cálculos com as velocidades medidas em campo. Na segunda parte do estudo, os dados

previstos pelo modelo Eta do CPTEC / INPE, serviram de base para o treinamento de redes

neurais, a partir da comparação com os dados de campo da CELESC, possibilitando uma

avaliação da capacidade de previsão de velocidade de vento e de potência para um horizonte

de 6h. A questão da previsão de geração elétrica por fonte eólica tornar-se-á de grande

importância à medida que aumente a sua participação no balanço energético do país. Os

resultados mostram que a técnica de previsão por meio de redes neurais é adequada, apesar de

ainda apresentar as limitações decorrentes do escasso banco de dados de velocidade e direção

do vento. O estudo sobre o potencial eólico de Santa Catarina indica a existência de

localidades com características de ventos adequadas à geração. Dentre as regiões analisadas,

destacam-se Laguna e Urubici, que apresentaram valores de fator de capacidade, FC, de 0,40

e 0,34, respectivamente, com velocidades médias anuais em torno de 8 m/s, apesar do baixo

valor do fator de forma, k, em torno de 1,8, e Água Doce, com valores de FC em torno de

0,24, velocidade média em torno de 6 m/s e k de 2,4, apresentando resultados satisfatórios

para geração de eletricidade. Ainda, nas demais localidades, estimativas feitas com auxílio do

programa WAsP mostram que todas apresentam regiões com valores de FC maiores ou iguais

a 0,30. A metodologia desenvolvida neste trabalho, embora se restrinja a uma análise de caso

para Santa Catarina, poderá ser estendida a todo o país.

Palavras chave: Energia eólica, Distribuição de Weibull, Previsão de geração, Fontes

alternativas.

xvii

ABSTRACT

This study is divided in two parts, in the first one the objective is the analysis of the

main wind characteristics for in six places in the State of Santa Catarina aiming to determine

the wind power for energy generation, in the second one, a study about wind speed and wind

power forecast is made based on CPTEC / INPE Eta mesoscale meteorological model wind

speed data. The first part of this study refers to a statistical treatment of wind speed data

collected by CELESC, using the Weibull Distribution. The average speeds, regularity, and the

main wind direction are determined, as well as capacity factor, FC, of the locations and the

estimated power generation potential. In this study, the power generation data collected from

the operating wind turbines are also analyzed. These data are compared with the results

calculated from the measured wind speeds. In the second part of the study, the predicted data

from Eta model, served as a basis for the training of artificial neural networks, through

comparison with the measured CELESC data. Their capacity to forecast power generation and

wind speed within 6h is evaluated. The wind power forecast will be more important with the

growth of the electricity generation by wind power in Brazil. The results show that

techniques of forecast by means of neural networks are feasible, although more in-depth

studies are limited by the scarse availability of wind speed and direction data. The study about

wind potential in the State of Santa Catarina shows that there are areas with wind

characteristics for energy generation. Based on the results of this work, the best places in

Santa Catarina is Laguna and Urubici with 0.40 and 0.34 for FC values, respectively, and

wind velocity near to 8 m/s, despite the low value of Weibull shape factor, k, near to 1.8, and

Água Doce with FC values near to 0.24, 6 m/s wind velocity and k factor near to 2.4 show

adequate results for electricity generation. In the other places, estimates with WAsP aid show

that, there are areas with FC greater than 0.30 in all analyzed places. The method developed in

this study will be able to apply in other regions of the country, in spite of being a study

perform in the State of Santa Catarina.

Key words: Wind Energy, Weibull Distribution, Energy Generation Forecast, Renewable

Sources.

1. INTRODUÇÃO

Para suprir a demanda mundial de energia, é do conhecimento de todos a grande

dependência das sociedades industriais modernas dos combustíveis fósseis, principalmente o

petróleo. O petróleo e seus derivados, assim como o carvão, são grandes responsáveis pela

produção de gases causadores do efeito estufa além de não possuírem reservas permanentes.

Essa dependência em relação a estes combustíveis ameaça a estabilidade ecológica do planeta

e deixa a humanidade em situação desconfortável em relação à oferta de energia para o futuro.

Outra forma de geração de energia que se destaca no mundo é a nuclear. A geração nuclear de

energia elimina o problema das emissões de gases na atmosfera. No entanto, este benefício é

substituído pelos resíduos nucleares, que sem uma solução até hoje encontrada, representam

uma terrível herança deixada através dos séculos às futuras gerações.

Para que a demanda de energia seja atendida, sem que com isso o planeta seja levado à

destruição, é necessária a utilização de outras formas menos agressivas de geração de energia,

menos poluentes, conservando os recursos naturais.

Existem algumas alternativas para essa redução da dependência das fontes

convencionais, na forma das fontes renováveis de geração de energia tais como: hídrica,

eólica, solar, biomassa entre outras. Dentre elas a que se destaca é a fonte hídrica, já muito

utilizada em várias regiões do mundo, sendo a principal fonte na matriz energética brasileira

para geração de eletricidade.

A energia eólica vem, nos últimos anos, despontando como uma das principais fontes

alternativas de energia no mundo. Ela tem se destacado pelo reduzido impacto ambiental e

pela sua base tecnológica e industrial já desenvolvida, além da experiência e confiabilidade

adquiridas com a operação de grandes parques eólicos, principalmente na Europa e EUA,

Millais (2005a), Camargo (2005). A tecnologia para geração eólica ajuda no desenvolvimento

econômico gerando empregos. Na Dinamarca, por exemplo, são 16 mil empregos,

considerando a fabricação, manutenção, instalação e consultorias, além de mais 8 mil

empregos, relacionados à instalação e à fabricação de componentes dos aerogeradores, no

mundo, Krohn (2002), Millais e Teske (2005).

Até há pouco tempo, o custo mais elevado dos investimentos, quando comparados aos

das usinas de petróleo e gás, e os maiores riscos inibiam os investidores na geração de

eletricidade por fontes alternativas, mas isso vem mudando com vários programas de

incentivo a fontes alternativas, Salles (2004).

Neste trabalho, é feita uma análise do potencial eólico do Estado de Santa Catarina,

através do estudo das características dos ventos em algumas localidades e a previsão de

geração de eletricidade baseada em dados do modelo meteorológico de meso-escala Eta.

A presente dissertação está estruturada conforme apresentado a seguir.

No capítulo 2, encontra-se uma descrição geral sobre a energia eólica no Brasil e no

mundo, suas origens históricas, e um breve comentário sobre os parques eólicos atualmente

em funcionamento no Brasil.

No capítulo 3 tem-se a revisão bibliográfica, onde são expostos os assuntos

relacionados com o trabalho. Os fundamentos da energia eólica, características dos ventos,

tratamento estatístico, metodologia de cálculo usada no trabalho, assim como uma breve

descrição sobre redes neurais, sistemas de previsão eólica, aerogeradores e custos da energia

eólica.

No capítulo 4, são feitas as análises sobre as características eólicas do Estado de Santa

Catarina, a partir dos dados de vento coletados em estações anemométricas em diversas

regiões do Estado de Santa Catarina. São apresentados os resultados do estudo sobre a

avaliação do potencial eólico para seis localidades de Santa Catarina: Água Doce, Bom

Jardim da Serra, Campo Erê, Imbituba, Laguna e Urubici.

O capítulo 5 traz os dados de geração dos parques eólicos em funcionamento em Santa

Catarina, localizados em Água Doce e Bom Jardim da Serra, assim como uma comparação

entre os valores gerados e os estimados através dos dados medidos em campo.

No capítulo 6, é feita uma avaliação das características do vento no Estado, através da

ferramenta WAsP, programa usado para estudo de potencial eólico, onde se pode incluir as

características de topografia da região, através de mapas de relevo local.

E por fim, o capítulo 7 apresenta o estudo sobre a previsão de ventos para geração

eólica, onde, através de dados de previsões meteorológicas e um programa de redes neurais

artificiais, visa-se à adequar as previsões em maior escala do modelo meteorológico de meso-

escala à realidade local do sítio eólico.

2. ENERGIA EÓLICA NO BRASIL E NO MUNDO

2.1. INTRODUÇÃO

Os ventos têm origem na dinâmica da atmosfera terrestre, e são causados,

principalmente, pelos gradientes de pressão da atmosfera aliados ao movimento próprio de

rotação da Terra. Os gradientes de pressão são causados pelos gradientes de temperatura

resultantes do aquecimento diferenciado da superfície da Terra pelo Sol. A região próxima da

linha do Equador, latitudes próximas de zero, recebem uma maior incidência de energia

proveniente do Sol em relação aos trópicos e aos pólos da Terra, originando os gradientes de

temperatura que causam o movimento da atmosfera terrestre. Então, os ventos e a energia

eólica são efeitos permanentes da dinâmica do nosso planeta, por isso são considerados uma

fonte renovável de energia.

Um grande desafio enfrentado pela humanidade é atender à demanda sempre crescente

de energia e, ao mesmo tempo, controlar as agressões ao meio ambiente, responsáveis por

mudanças climáticas que alteram as características do planeta. A Agência Internacional de

Energia (IEA) estima que, seguindo os padrões atuais, a demanda mundial por eletricidade

poderá dobrar entre 2002 e 2030, Millais (2005a). Até 2030, o setor energético, fortemente

dependente de combustíveis fósseis, poderá ser responsável por 45% das emissões globais de

carbono. A energia eólica dispõe de tecnologias já comprovadas para responder a esses

problemas em escala global, Millais (2005a). A geração eólica se utiliza de uma fonte que

evita por completo a emissão dos gases de efeito estufa, Millais e Teske (2005). Quando há

energia de fonte eólica disponível na rede elétrica, as formas convencionais de geração podem

reduzir suas contribuições, poupando assim recursos naturais, diminuindo a emissão de

poluentes e gases nocivos na atmosfera e poupando recursos hídricos dos reservatórios,

principalmente em épocas de escassez de chuvas. As usinas eólicas, hoje instaladas na

Europa, eliminam a emissão de mais de 50 milhões de toneladas de dióxido de carbono por

ano, Millais (2005a).

A energia eólica é um recurso abundante e, além de segura e limpa, não há custos com

aquisição de combustíveis e riscos com preços de combustíveis a longo prazo, Millais

(2005a). No mundo, estima-se que o potencial eólico tecnicamente aproveitável seja maior do

que o dobro do consumo mundial de eletricidade previsto para 2020, e a energia eólica é a

fonte energética de maior crescimento atualmente, EWEA (2005). Este tipo de geração de

energia apresenta uma certa vantagem sobre as demais fontes alternativas por já existir uma

tecnologia desenvolvida. A tecnologia envolvida já está disponível para implementação e

fazendas eólicas já estão sendo construídas para fornecimento de energia em escala

equivalente às usinas de fontes convencionais. Todo o sucesso da indústria eólica até os dias

de hoje foi impulsionado pelos esforços de poucos países, principalmente Dinamarca,

Alemanha e Espanha. Fica evidente que com os esforços de mais países o impacto seria

maior, Millais (2005a). Isso mostra que a energia eólica ainda tem muito a oferecer como

recurso disponível, limpo e renovável.

Apesar destas importantes características, este tipo de geração de energia sofre objeções

contra sua utilização em larga escala. A principal razão é inerente à sua própria origem já que

depende das condições atmosféricas.

Ao contrário das formas convencionais de geração de energia elétrica, a geração eólica

não apresenta uma fácil previsão da quantidade de energia que será gerada. Pois a energia

oriunda de uma planta eólica depende da velocidade e direção do vento naquela localidade e

essas condições não podem ser controladas, devido à característica do vento de possuir

variações espaciais tanto na superfície quanto na altura e contar com uma característica

aleatória muito importante, Lacera e Xiberta (2004).

Até há pouco tempo, eram tímidos os investimentos espontâneos dos empreendedores

na geração elétrica através de fontes eólicas. No entanto, ao longo dos últimos anos, diversos

fatores contribuíram para a redução dos custos da energia eólica. Dentre estes fatores mais

importantes, podem ser citados o avanço tecnológico e o aumento de investimentos, crescente

preocupação com o meio ambiente, pressão contrária da sociedade contra os meios

convencionais e, principalmente, políticas governamentais de incentivos à geração eólica e

desenvolvimento tecnológico. Essas ações por parte dos governos se dão, principalmente,

através do estabelecimento de valores de energia, via preço, obrigatoriedade de percentual

mínimo de compra de energia de fontes alternativas e incentivos fiscais para compra de

equipamentos, Salles (2004).

Empresas de geração de energia elétrica estão investindo em geração eólica, assim

como outras fontes renováveis, e os principais motivos são: recebimento de subsídios;

marketing por estar investindo em fontes renováveis e contribuindo para a preservação do

meio ambiente; ou por serem obrigadas, por seus governos, a contribuírem na diversificação

da matriz energética, Salles (2004).

2.2. HISTÓRICO

A energia dos ventos vem sendo utilizada há milhares de anos para produzir trabalho,

usando a força dos ventos, principalmente no transporte por embarcações marítimas. Os

registros mais antigos sobre navegações encontram-se nos hieróglifos egípcios, E.Barsa

(2002), que utilizavam velas em suas embarcações para auxiliar a propulsão a remo. Por volta

do ano 1000 a.C., os fenícios, que foram os pioneiros na navegação comercial, já utilizavam

barcos movidos exclusivamente a velas, Rostand (2006). As velas perduraram como

propulsoras das embarcações por vários séculos. Até a idade média, as embarcações

dispunham de apenas uma vela, sendo que a partir do século XVI até o século XVIII, foram

aumentando o número de velas e mastros nas embarcações, o que possibilitou as grandes

navegações naquela época, E.Barsa (2002). Os barcos à vela foram perdendo seu espaço no

século XIX, com o início da propulsão a vapor.

Outra forma de se aproveitar a força dos ventos, ao longo dos séculos, foi através dos

moinhos de vento. Os moinhos já existiam anteriormente e eram utilizados com a força das

águas, moinhos de água. Num tratado do século I a.C., um arquiteto romano, chamado

Vitrúvio, faz uma descrição de um moinho de água. Este é o registro mais antigo da utilização

de moinhos de água, E.Barsa (2002). Os primeiros registros de moinhos de vento datam do

século VII, ano 644, na Pérsia, onde, atualmente, se localiza o Irâ, estes apresentavam

vantagens em relação aos movidos pela água devido a maior disponibilidade dos ventos em

relação aos cursos de água, que nem sempre ficavam próximos de onde eram necessários. Os

moinhos de vento foram utilizados na Europa por mais de 600 anos, do século XII até inicio

do século XIX, E.Britânica (1965). Durante este período, a força do vento foi usada para

diversos processos tais como: moagem de grãos, bombeamento de água e para movimentar

serrarias, entre outros.

Com a revolução industrial, a partir do século XIX, houve o declínio do uso da energia

eólica, causado pelo emprego crescente das máquinas a vapor, alimentadas por combustíveis

fósseis, na produção de força motriz. Este declínio durou em torno de 100 anos, se

intensificando após a I Guerra Mundial, com o desenvolvimento dos motores de combustão

interna, E.Barsa (2002).

A força do vento foi bastante explorada, no século XIX, nos Estados Unidos,

principalmente para bombeamento de água, onde eram empregados rotores eólicos do tipo

multipás. Nesta época, este tipo de rotor, chegou a ser produzido de forma industrial,

chegando a milhares fabricados por ano. Inclusive no Brasil, pelos anos de 1880, existiram

algumas fábricas desse tipo de máquina, Amarante et al (2001a).

A utilização do vento para geração de energia elétrica teve inicio no final do século

XIX, com a primeira turbina eólica para geração de eletricidade desenvolvida pelo americano

Charles Brush (1849-1929), em 1888, cuja energia gerada era armazenada em baterias. A

empresa de Charles Brush, chamada Brush Electric, situada em Cleveland, Ohio, foi vendida

em 1889 e em 1892 fundiu-se com a Edison General Electric Company, dando origem a

General Electric Company. A turbina eólica de Brush era composta de um gerador de 12 kW

e 144 pás de madeira com 17 metros de diâmetro, esteve em operação durante 20 anos, Krohn

(2003).

Durante os anos de operação da turbina eólica de Brush, outro pioneiro se destaca. Poul

la Cour, nascido na Dinamarca (1846-1908), descobre que uma turbina eólica com menor

número de pás e maior velocidade de rotação é mais adequada à geração de energia elétrica.

Poul la Cour era físico, meteorologista, inventor e editor do “Journal of Wind Electricity”,

publicado pela primeira vez em 1904. Recebeu verba no ano de 1897 para construção de uma

nova turbina eólica, cujo protótipo ficou pronto alguns anos depois. É considerado o pioneiro

no desenvolvimento dos modernos aerogeradores e conhecido por seus experimentos com

modelos de aerogeradores em pequenos túneis de vento, Poul La Cour (2003) e Krohn (2003).

Por volta de 1930, nos EUA, passou-se a usar a energia eólica para produzir energia

elétrica com pequenos aerogeradores ligados a baterias, que possibilitaram o acesso à

eletricidade de habitantes afastados dos centros urbanos. A geração eólica isolada foi

perdendo sua utilidade com o passar dos anos em virtude da chegada da eletricidade por meio

de cabos até as áreas mais afastadas, Amarante et al (2001a).

A tecnologia para se explorar em larga escala a força dos ventos para produção de

eletricidade já estava disponível décadas atrás. Experimentos de produção eólio-eletricas já se

destacavam nos Estados Unidos e Europa nas décadas de 1940 e 1950. Podendo-se dizer que

o precursor dos modernos aerogeradores nasceu na Alemanha por volta de 1955, com pás

fabricadas com materiais compósitos, controle de passo da pá e torre tubular, Amarante et al

(2001a).

Um grande impulso para formas alternativas de produção de energia foi dado nas

décadas de 1970 e 1980, após a primeira grande crise do petróleo. Vários países,

principalmente europeus e os Estados Unidos, passaram a despender recursos em estudos de

novas formas de geração de energia, onde a energia eólica foi incluída. Na década de 1980,

nos Estados Unidos, parques eólicos de grande escala, ligados diretamente à rede elétrica, já

complementavam a produção de energia. A primeira turbina eólica ligada à rede elétrica

pública foi instalada em 1976 na Dinamarca, Aneel (2002). O Brasil também entrou nessa

busca, com um projeto conjunto entre os institutos de pesquisas aeroespaciais do Brasil e da

Alemanha que permitiu o desenvolvimento de uma turbina de 100 kW, batizada com o nome

de DEBRA (DEBRA = deutsch brasileira), Amarante et al (2001a).

Atualmente, existem mais de 30.000 turbinas eólicas em funcionamento no mundo,

Aneel (2002), onde os principais exploradores deste recurso são a Alemanha, Estados Unidos,

Espanha e Dinamarca, somente na Alemanha existem mais de 18 mil aerogeradores

instalados, Ender (2006a). Com os incentivos ao emprego racional da energia dos ventos,

principalmente na Dinamarca e Alemanha, ocorreram grandes desenvolvimentos tecnológicos

na fabricação dos aerogeradores, o que permitiu uma redução nos custos e melhoramento do

rendimento das máquinas. Estima-se que o custo de instalação de uma turbina eólica moderna

esteja em torno de US$ 1.000 / kW, Aneel (2002). No Brasil este valor é maior, em torno de

60%, segundo Molly (2005). No final de 2001, a potência mundial instalada de origem eólica

superava 23 GW, com taxa de crescimento anual próxima de 30%, Aranda (2003), sendo que

após este ano a taxa de crescimento diminuiu um pouco, ficando pouco acima dos 21% em

média, chegando ao final de 2005 com praticamente 60 GW eólicos instalados no mundo,

segundo dados de Ender (2005) e Ender (2006b). Desta forma, vários países traçam metas de

aumento de produção de energia elétrica por meios da energia eólica aproveitando, assim,

esse recurso. Existem muitos problemas a serem resolvidos, mas de qualquer forma, a energia

dos ventos já vem se mostrando como uma fonte bastante promissora e ainda muito pouco

explorada na maior parte do mundo.

2.3. CENÁRIO MUNDIAL

Apesar de a primeira turbina eólica para a produção de energia elétrica – multipás de 17

m de diâmetro e 12 kW de Charles Brush – ter sido desenvolvida em 1888, ainda na década

de 1980 a contribuição da energia eólica para a geração de energia elétrica, no mundo, era

insignificante.

A crise do petróleo, na década de 1970, incentivou a busca por energias alternativas, a

fim de diminuir a dependência dos combustíveis fósseis na geração de eletricidade. Porém,

apesar desse incentivo hoje em dia verifica-se, ainda, uma enorme dependência dos

combustíveis fósseis para geração de eletricidade e uma contribuição quase nula das fontes

alternativas, conforme é mostrado na Tab. 2.1, EIA (2005).

Tabela 2.1. Contribuições de diversas formas de geração.

Fonte 1980 2004

Fóssil 69,30% 67,96%

Hídrica 23,50% 19,71%

Nuclear 6,90% 9,83%

Outros 0,30% 2,50%

Geração de Energia Elétrica no Mundo

Fonte: EIA (2005)

Na década de 1990, intensificaram-se, principalmente na Alemanha e Espanha, os

investimentos e incentivos a fontes alternativas devido ao aumento da preocupação com a

preservação ambiental, preocupação esta que ainda é um grande impulso à expansão da

energia eólica. Governos estabeleceram metas e projetos de incentivo, além de apoio

financeiro, para o desenvolvimento das fontes alternativas de energia, dentre as quais a

energia eólica se destaca em vários países.

Em 1990, a potência eólica instalada no mundo era inferior a 2 GW. Em 1994, tinha

subido para mais de 3,5 GW, já em 1998 atingiu os 10 GW e, em setembro de 2000, a

capacidade instalada era superior a 15 GW. Nos dias de hoje, somente a Alemanha já

contribui com potência superior a essa, Aneel (2002). No final de 2001, já havia 23 GW de

potência instalada no mundo, EWEA (2003).

Principalmente nos países europeus, constata-se um crescimento da utilização da

energia eólica como forma de diversificar a matriz energética, ajudar no suprimento da

demanda de energia e diminuir o impacto da geração de energia no meio ambiente. No final

do ano de 2001, 80% do total da potência eólica instalada no mundo estava na Europa (mais

de 16 GW), Aranda (2003).

Em 2003, mais de 37 GW de potência eólica estavam instalados em 50 países no

mundo, ver Fig. 1.1, sendo 28,5 GW, na Europa, Millais (2005b).

Capacidade Instalada Acumulada no Mundo

1743

1983

2321

2801

3531

4821

6104

7636

10153

13594

17357

23857

31128

37000

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Potência ( MW)

Figura 2.1. Potência instalada acumulada no mundo.

Fonte: EWEA (2003)

Em 2004, foram instalados cerca de 8 GW de potência em aerogeradores no mundo, ver

Tab. 2.2 e Fig. 2.2, Millais (2005b).

Tabela 2.2. Capacidade Instalada em 2004.

(%) Potência (MW)

Europa 72,4 5774

Ásia 15,9 1269

America do Norte 6,4 512

Regiões do Pacífico 4,1 325

America Latina 0,6 49

Africa 0,6 47

Novas Instalações Eólicas pelo Mundo em 2004

Fonte: Millais (2005)

Capacidade Instalada Anual no Mundo

240

338

480

730

1290 1283

1532

2517

3441

3763

6500

7271

5872

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Potência ( MW)

Figura 2.2. Potência Eólica Anual instalada no Mundo.

Fonte: EWEA (2003)

No ano de 2005, foram instalados mais de 11,4 GW eólicos, chegando ao final deste

ano com 59,3 GW de potência instalada em todo o mundo, Ender (2006b).

Os países que possuem as maiores potências instaladas no mundo são a Alemanha,

Espanha, EUA, Índia e Dinamarca, conforme mostrado na Tab. 2.3. Sendo que a Índia passou

a Dinamarca em potência eólica instalada, no ano de 2004 a 2005.

Tabela 2.3. Maiores potências eólicas instaladas no mundo

País Potência (MW)

Alemanha 18429

Espanha 10000

EUA 9100

India 4430

Dinamarca > 3000

Maiores Potências Eólicas Instaladas até 2005

Fonte: GWEC (2006)

Vários países, que estão investindo em energia eólica, estão traçando metas para o

futuro a fim de aumentar a contribuição da fonte eólica em sua matriz energética. Segundo a

Associação Européia de Energia Eólica (EWEA), até o ano de 2020, espera-se que a geração

eólica de energia supra 10 % do total de energia elétrica gerada no mundo.

Os Estados Unidos definiram como meta que em 2020 estarão produzindo 6% de sua

eletricidade a partir da energia eólica, e já desenvolvem projetos para aproveitamento offshore

na sua costa leste, USDOE (2003).

2.3.1. Europa

A comunidade européia definiu, no final de 2003, as seguintes metas para geração de

energia por meios eólicos: 75 GW em 2010, dos quais 10 GW de produção offshore, e

chegando a 180 GW em 2020, dos quais 70 GW offshore, conforme se pode observar na Tab.

2.4.

Tabela 2.4. Metas para geração eólica na Europa.

2010 2020

Total 75 GW Total 180 GW

10 GW offshore 70 GW offshore

Geração de eletricidade na europa 5,50% 12,10%

Comunidade Européia - Metas para Geração Eólica

Potência Instalada

Fonte: EWEA (2003)

O mercado europeu de energia eólica conseguiu um aumento na potência instalada de

praticamente 20% desde o final de 2003 até o final de 2004, passando de 28.568 MW para

34.205 MW, Millais (2005b). Mercado este que vem crescendo, em média, 22% ao ano nos

últimos seis anos, Fig. 2.3 e Fig. 2.4. Os cinco maiores mercados de energia eólica na Europa

em 2004 foram: Espanha, Alemanha, Reino Unido, Portugal e Itália, conforme Tab. 2.5,

Millais (2005b).

Potencia Anual Instalada na Europa

190

215

844

1211

814

979

1277

1700

3225 3209

4428

5913

5477

5703

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Potência ( MW)

Figura 2.3. Potência anual instalada na Europa.

Fonte: EWEA (2004)

Potencial Acumulado na Europa

439

629

844

1211

1683

2497

3476

4753

6453

9678

12887

17315

23159

28568

34205

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Potência ( MW)

Figura 2.4. Potência Acumulada na Europa.

Fonte: EWEA (2004)

Tabela 2.5. Maiores mercados de energia eólica na Europa, em 2004.

País Potência (MW)

Espanha 2065

Alemanha 2037

Reino Unido 240

Portugal 224

Itália 221

Fonte: Millais (2005)

Potência instalada no ano de 2004.

Maiores Mercados para Energia Eólica na Europa em 2004

A Europa é a líder mundial em energia eólica, porém é totalmente dependente da

criação de novos mercados, devido à saturação no mercado interno, sendo necessária uma

abertura do mercado tanto dentro do continente quando fora dele, além da tecnologia offshore.

A abertura de mercados dentro do continente europeu ainda é possível, pois na Europa ainda

existem mercados emergentes, como é o caso da Itália e Holanda, que em 2004 ultrapassaram

a marca de 1 GW de potência instalada. E para que se atinja a meta de 75 GW instalados até

2010, é necessário um aumento de mais de 40,7 GW em seis anos, o que requer um

crescimento anual médio de 14%. Esse crescimento deve ocorrer, principalmente, em

mercados com grande potencial, mas com pouca potência instalada. Na Europa, esse é o caso

de países como França (386 MW), Itália (1125 MW) e Reino Unido (888 MW), por exemplo,

Millais (2005b).

Pode-se observar, como exposto acima, em relação ao futuro da energia eólica na

Europa, o grande interesse dos países europeus na tecnologia offshore de geração eólica.

Países como a Dinamarca, Holanda e Alemanha, já vêm investindo em geração offshore

devido a problemas de falta de espaço em seus territórios.

2.3.2. Brasil

O Brasil possui ao todo 1602 empreendimentos geradores de energia elétrica em

operação, levando-se em consideração todas as formas de geração de energia, com potência

total de 97.042.897 kW. Para os próximos anos, está prevista a adição de, aproximadamente,

26 GW de potência em 84 empreendimentos em construção, além de 502 projetos já

outorgados, Aneel (2006).

Devido à abundância de fontes hídricas, o Brasil tem sua matriz energética baseada na

hidroeletricidade, cerca de 76%, conforme podemos observar na Tab. 2.6, Aneel (2006).

No Brasil, até pouco tempo atrás, não havia dados de medições de ventos com

qualidade para se avaliar o potencial eólico nacional. Os primeiros anemômetros, com

sensores adequados, instalados no Brasil, com o intuito de coletar dados para um possível

aproveitamento do potencial eólico para geração de energia elétrica, foram montados no início

da década de 1990 no estado do Ceará e em Fernando de Noronha. Já nos dias de hoje, tem-se

vários Estados realizando estudos sobre o potencial eólico, Silva et al (2005).

Tabela 2.6. Geração de energia elétrica no Brasil

Hidráulica 76,22

Térmica (Fóssil) 21,54

Termonuclear 2,09

Eólica 0,24

Fonte: Aneel 12/03/2007

Geração de Energia no Brasil

Esses estudos mostram que o Brasil é detentor de um grande potencial de geração

eólica de energia. Segundo Amarante et al (2001a), o Brasil tem um potencial estimado em

143,47 GW, levando-se em consideração, apenas, os locais com velocidade média anual dos

ventos acima de 7 m/s, ocupando uma área de 71.735

(0,8% do território nacional). Essa

estimativa leva em conta uma ocupação média de 2 MW /

, com aerogeradores de eixo

horizontal colocados a 50 metros do solo.

De acordo com o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, Amarante et al (2001a) os locais

mais promissores estão no litoral dos Estados do Ceará e Rio Grande do Norte, no Nordeste

brasileiro. Mas o interior do país também apresenta bons ventos, nas regiões do Centro-Oeste,

em locais de divisa com o Paraguai; algumas regiões do Estado de Minas Gerais, no sudeste

brasileiro, Silva et al (2005), e no Sul, alguns locais no litoral do Rio Grande do Sul e de

Santa Catarina, na Serra Gaúcha e Catarinense e na região dos campos na fronteira entre

Paraná e Santa Catarina.

Uma característica do regime de ventos do Nordeste brasileiro é que a maior incidência

de ventos ocorre nas épocas de menor vazão do Rio São Francisco segundo estudos feitos pela

CHESF (Companhia Hidroelétrica do São Francisco). O mesmo foi encontrado no Paraná

pelos resultados da COPEL (Companhia Paranaense de Energia), mostrando uma

complementaridade entre a geração hidráulica e eólica para certas regiões, Filgueiras e Silva

(2003); Silva et al (2005).

As análises dos dados de vento mostram, para o nordeste brasileiro, áreas com

velocidades de vento (médias anuais) superiores a 8,5 m/s e fatores de forma da distribuição

de Weibull maiores que 3. Isso mostra valores altos quando comparados aos registrados na

Europa e Estados Unidos, Filgueiras e Silva (2003).

Apesar dos bons resultados nas estimativas da geração eólica brasileira, como

comentado anteriormente, o potencial eólico que está sendo aproveitado no Brasil,

atualmente, representa apenas 0,24% da capacidade instalada. Esse potencial provém de 15

empreendimentos em operação, com capacidade total de 240 MW, e serão citados na seção

2.4, onde também se encontra uma breve descrição de cada um.

O início da exploração da energia eólica no Brasil deu-se com a instalação de um

aerogerador de 75 kW em Fernando de Noronha, em 1992, Silva et al (2005). Mas uma

mudança no cenário da energia eólica no Brasil começou com os programas de incentivo do

governo para as fontes alternativas.

Em 26 de abril de 2002, foi criado o PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes

Alternativas de Energia Elétrica), que, revisado em novembro de 2003, para assegurar a

participação de maior número de Estados, e regulamentado em março de 2004, MME (2004),

visa ao desenvolvimento de fontes alternativas de geração de energia como, pequenas centrais

hidroelétricas (PCH, potencia menor ou igual a 30 MW), biomassa e eólica, num total de

3300 MW divididos igualmente entre as três fontes, Molly (2004); MME (2004).

O PROINFA estabeleceu um limite de 1100 MW para fonte eólica na primeira etapa do

programa. Foram apresentados 92 projetos de parques eólicos totalizando 3.681 MW, Molly

(2004); MME (2004). A ELETROBRAS realizou o processo de seleção e, sob a restrição de

220 MW por Estado, foram selecionados os projetos levando-se em consideração a idade das

licenças ambientais (priorizando as mais antigas). Os Estados do Ceará, Rio Grande do Norte,

Santa Catarina e Rio Grande do Sul atingiram a cota máxima de 220 MW, Molly (2004). A

compra da energia é assegurada através de um contrato a longo prazo, onde é garantida ao

empreendedor uma receita mínima de 70% da energia contratada durante o período de

financiamento, MME (2004).

Os estudos sobre o potencial dos locais onde os projetos aprovados serão instalados

mostram que a maioria tem fator de capacidade,

, acima de 0,3. No Nordeste do Brasil,

Ceará e Rio Grande do Norte, apresentam

que pode superar o valor de 0,4. Comparados

com os valores médios da Alemanha, 0,23, nota-se o grande potencial a ser explorado no

Brasil, Molly (2004).

Incluídos nestes projetos aprovados pelo PROINFA, estão alguns dos que já se

encontram em funcionamento, ver seção 2.4. Além disso, existem 109 projetos outorgados

(entre os anos de 1998 e 2005) que não iniciaram sua construção. Projetos que somam mais de

4,6 GW, representando 20,13% da capacidade total dos projetos outorgados, ainda não em

construção, entre todas as formas de geração de energia, Aneel (2006).

2.3.3. Santa Catarina

O Estado de Santa Catarina conta com três parques eólicos, já em operação, dois no

município de Água Doce, e um em Bom Jardim da Serra. Além destes já em operação, dos

109 projetos eólicos outorgados, 14 serão no Estado de Santa Catarina, sendo:

- Dois em Laguna; 3 MW e 46,5 MW.

- Quatro em Bom Jardim da Serra; 1,93 MW e 3 com 30 MW.

- Oito em Água Doce; 4,8 MW; 9,6 MW; 21,44 MW e 5 com 30 MW.

2.4. PARQUES EÓLICOS NO BRASIL

Atualmente, são 15 os parques eólicos em operação no Brasil, distribuídos em 7

estados, onde três estão no Estado do Ceará, um em Minas Gerais, um no Paraná, dois em

Pernanmbuco, três em Santa Catarina, dois no Rio Grande do Norte, e um no Rio Grande do

Sul. O município onde estão localizados cada um dos parques eólicos, assim como a potência

instalada e fiscalizada, podem ser vistos na Tab. 2.7, e ainda, uma breve descrição de cada um

deles pode ser encontrada em seguida. Esta seção baseia-se em informações extraídas de

Aneel (2006); Silva et al (2005); Wachsmann e Tolmasquim (2003); Wobben (2006); CBEE

(2003).

Tabela 2.7. Empreendimentos eólicos em funcionamento no Brasil.

Potência Potência

Outorgada (MW) Fiscalizada (MW)

São Gonçalo

do Amarante - CE

Eólio-elétrica experimental

do Morro do Camelinho

Eólica de Fernando de

Noronha

Eólica de Bom Jardim

da Serra

Macau

50 Osório - RS

Fonte: Aneel 12/03/2007

Parque Eólico de Osório 50

Água Doce - SC4,84,8

Macau - RN1,83

Osório - RS

Parque Eólico do Horizonte

Olinda - PE0,2250,225Eólica de Olinda

Macuripe

Bom Jardim da Serra - SC0,60,6

Fernando de Noronha - PE0,2250,225

Fortaleza - CE2,42,4

Eólio-elétrica de Palmas Palmas - PR2,52,5

1010Eólica da Prainha

Golvea - MG

Usina Localização

1 1

56,2Eólica de Taíba

Aquiraz - CE

Parque Eólico dos Índios 50

RN 15 - Rio do Fogo Rio do Fogo - RN49,3 42,1

Osório - RS

Água Doce - SC

Parque Eólico do Sangradouro

Eólica de Água Doce

Usina Eólio-Elétrica de Palmas – PR

É o primeiro parque eólico do sul do País, localizado no município de Palmas – PR.

Construído e operado pelas Centrais Eólicas do Paraná, uma parceria entre a COPEL

(Companhia Paranaense de Energia) e a Wobben Windpower. Iniciou a sua operação em

1999. Estão instalados 5 aerogeradores E-40 / 500 kW com diâmetro do rotor de 40 m e

montados sobre torre de 45 m. Com capacidade total instalada de 2,5 MW e produção anual

da ordem de 5000 MWh.

Usina Eólio-Elétrica Taíba – CE

Situada na praia de Taíba, município de São Gonçalo do Amarante. É a primeira usina

eólica do mundo construída sobre dunas e o primeiro parque eólico comercial do Brasil. Teve

início de operação em janeiro de 1999. Composta por 10 aerogeradores E-40 / 500 kW,

totalizando 5 MW de capacidade instalada, com produção anual da ordem de 17500 MWh.

Usina Eólio-Elétrica Prainha – CE

Situada na localidade de Prainha, município de Aquiraz. Inaugurada em abril de 1999,

possui 20 aerogeradores E-40 / 500 kW, capacidade total instalada de 10 MW e produção

anual da ordem de 35000 MWh.

Parque Eólico do Mucuripe – CE

Iniciou sua operação em 1996, com 4 aerogeradores de 300 kW, com 33 metros de

diâmetro do rotor, montados sobre torre com 40 metros de altura. Num total de 1,2 MW de

potência instalada.

Em 2002 o parque foi reformulado e as turbinas foram substituídas por 4 aerogeradores

E-40 / 600 kW com 44 metros de diâmetro do rotor e montados a 48 metros do solo,

totalizando 2,4 MW de potência instalada.

Usina Eólica de Bom Jardim da Serra – SC

Instalado um aerogerador E-40 / 600 kW no município de Bom Jardim da Serra. Teve

sua operação iniciada em abril de 2002.

Usina Eólica de Horizonte – SC

É a primeira usina eólica brasileira de investidores privados, localizada no município de

Água Doce – SC. Conta com 8 aerogeradores E-40 / 600 kW, e com potência total de 4,8

MW. Iniciou sua operação no final de 2003.

Usina Eólica de Macau – RN

Localizada no município de Macau – RN, inaugurada em janeiro de 2004. Conta com 3

aerogeradores E-40 / 600 kW num total de 1,8 MW de potência instalada. Esta usina pertence

à Petrobrás e atenderá à parte de sua demanda elétrica no campo de Macau e região.

Usina Eólica de Fernando de Noronha – PE

Localizada na ilha de Fernando de Noronha, conta com 1 aerogerador de 225 kW com

26 metros de diâmetro e 30 metros de altura. Inicio de operação em 2001.

Aerogerador Fernando de Noronha – PE

Montado em 1992, aerogerador com 75 kW de potência, diâmetro do rotor de 17 metros

e 23 metros de altura.

Usina Eólio-Elétrica Experimental do Morro do Camelinho – MG

Localizada no município de Gouvêa, conta com 4 aerogeradores de 29 metros de

diâmetro e 30 metros de altura com 250 kW, num total instalado de 1 MW. Inicio de operação

em 1994.

Usina Eólica de Olinda – PE

Localizada no Centro Brasileiro de Energia Eólica (CBEE), Olinda – PE. Conta com

um aerogerador OWW-300, com potência nominal de 300 kW, diâmetro do rotor de 29

metros e altura de 31 metros.

Existe um segundo aerogerador, também no CBEE, com potência nominal de 30 kW,

13 metros de diâmetro do rotor e 20 metros de altura.

Parque Eólico de Osório – RS

Localizado no município de Osório, tendo entrado em operação em junho de 2006.

Conta com 25 aerogeradores E-70, de 71 metros de diâmetro, altura de 98 metros do solo com

2 MW de potência nominal cada um, totalizando 50 MW de potência instalada. São os

maiores aerogeradores em operação no Brasil. Faz parte dos projetos do PROINFA.

Parque Eólico RN-15 Rio do Fogo – RN

Localizado no município de Rio do Fogo – RN, 81 km de Natal. Entrou em operação

em julho de 2006. São, ao todo, 62 aerogeradores E-48 de 800 kW de potência nominal,

totalizando 49,3 MW de potência instalada, montados a 75 metros de altura. Faz parte dos

projetos do PROINFA.

Usina Eólica de Água Doce – SC

Localizada no município de Água Doce – SC, conta com 15 aerogeradores E-40 de 600

kW, totalizando 9 MW de potência instalada. Início de operação no terceiro trimestre de 2006.

Faz parte dos projetos do PROINFA.

Parque Eólico Sangradouro – RS

Localizado no município de Osório, conta com 25 aerogeradores E-70, de 71 metros de

diâmetro, altura de 98 metros do solo com 2 MW de potência nominal cada um, totalizando

50 MW de potência instalada. Faz parte dos projetos do PROINFA.

Parque Eólico dos Índios – RS

Localizado no município de Osório, conta com 25 aerogeradores E-70, de 71 metros de

diâmetro, altura de 98 metros do solo com 2 MW de potência nominal cada um, totalizando

50 MW de potência instalada. Faz parte dos projetos do PROINFA.

3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

Neste capítulo serão apresentados alguns dos conceitos necessários ao estudo da energia

eólica para geração de eletricidade. Conceitos referentes aos fundamentos da energia eólica, à

avaliação de dados de vento, estudo do potencial eólico de uma região e previsão de ventos

para geração de eletricidade.

Serão apresentados: o formalismo matemático necessário para a avaliação do

aproveitamento eólico, na forma de equações e conceitos fundamentais para a compreensão

desta forma de energia, o método estatístico de tratamento dos dados eólicos, através da

distribuição de Weibull, as características dos ventos que influenciam no seu aproveitamento.

Ainda, uma breve descrição sobre os tipos de aerogeradores e suas características, além de

uma apresentação do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, custos da energia eólica e, por fim,

redes neurais artificiais e modelos de previsão eólica.

3.1. FUNDAMENTOS DO APROVEITAMENTO EÓLICO

3.1.1. Potência do Vento

A energia eólica é a energia cinética,

, do ar em movimento, ou vento. Para uma

massa de ar,

, com velocidade

, tem-se:

mVE

(3.1)

A potência instantânea do ar,

, é definida por:













(3.2)

onde

representa o tempo. Considerando-se uma seção transversal de área

ao escoamento

de ar, tem-se a expressão para a vazão mássica de ar:

(3.3)

onde

representa a massa específica do ar.

Substituindo a Eq. 3.3 na Eq. 3.2:

AVP

(3.4)

Considerando uma área circular de diâmetro

, tem-se a seguinte expressão para a

potência disponível no vento:

VDP

(3.5)

3.1.2. Rendimento de Betz

Nesta seção, será apresentada a demonstração do rendimento de Betz, ou coeficiente de

potência máximo, definido como a razão entre a potência absorvida por um disco e a potência

disponível em um escoamento de ar, ver Streeter (1974) e Martinez (2003).

Imaginemos um tubo de corrente de ar que envolve um disco, conforme Fig. 3.1. Tem-

se, então, que o fluxo de massa é o mesmo em I e II, por conservação de massa, ou seja:

mm =

(3.6)

Figura 3.1. Tubo de corrente.

Após a massa de ar passar pelas pás do aerogerador, ocorre uma queda brusca da

pressão. Esta pressão eleva-se novamente até o valor original após a turbina eólica. Então,

tem-se que:

pp =

(3.7)

A potência que a turbina poderá extrair do vento é dada pela Eq. 3.8

TEx

FVP

(3.8)

onde

é a força que o vento exerce sobre a turbina e

a velocidade do vento na turbina.

A força exercida pelo vento sobre a turbina também pode ser igualada ao produto da

diferença de pressões antes,

, e depois,

, da turbina pela área varrida pelo rotor.

TJM

AppF )( −=

(3.9)

Para se determinar o valor desta diferença de pressões, considera-se o fluido invíscido,

incompressível e sem rotação induzida pelo rotor. Com estas simplificações, pode-se aplicar a

equação de Bernoulli entre as seções 1 e a montante do rotor, região I, e entre as seções a

jusante do rotor e a 2, na região II, conforme esquematizado na Fig. 3.1. Para a região I,

considerando-se uma linha de corrente horizontal, tem-se:

ρρ

+=+

(3.10)

enquanto na região II, tem-se:

ρρ

+=+

(3.11)

e, considerando-se

TJM

VVV

)(

VVpp

−=−

(3.12)

Substituindo a Eq. 3.12 na Eq. 3.9, chega-se a

)(

VVAF

−=

(3.13)

que substituindo na Eq. 3.8:

)(

VVVAP

TTEX

−=

(3.14)

A velocidade do vento na turbina,

, não é a mesma velocidade do vento incidente,

. Isso ocorre porque a turbina interfere no fluxo de ar. A turbina atua como um bloqueio ao

fluxo, fazendo com que

seja menor que a velocidade do vento.

Uma forma de se demonstrar este efeito, é através do Coeficiente de Velocidade

Induzida,

, conforme Martinez (2003) e Manwell et al (2002). Definindo

como sento a

fração da velocidade do vento incidente que não chega as pás do rotor, ou seja:

−

(3.15)

obtêm-se a velocidade do vento na turbina eólica:

)1(

aVV

−

(3.16)

A força sobre o aerogerador também pode ser calculada através da variação da

quantidade de movimento entre as seções de entrada (1) e de saída (2) do tubo de corrente,

conforme esquematizado na Fig. 3.1.

( )

VVmF −=

(3.17)

E como a velocidade do ar que atravessa o aerogerador é

, tem-se

(

)

VVVAF

−

(3.18)

Igualando-se as Eqs. 3.13 e 3.18, obtêm-se:

(3.19)

Substituindo, então a Eq. 3.16 na Eq. 3.19, chega-se a:

)21(

aVV

−

(3.20)

A Eq. 3.19 indica que a velocidade do vento na turbina é a média entre as velocidades

na entrada e na saída do tubo de corrente.

O coeficiente de velocidade induzida,

, nos dá, então, a idéia do quanto a turbina

interfere na passagem do vento. Quanto maior o valor de

, maior é o bloqueio que a turbina

causa no fluxo, ou seja, quanto maior

, menor

e menor

Teoricamente, quanto mais energia a turbina retirar do vento, menor será a velocidade

após a turbina,

. No entanto, se

vai diminuindo muito, também diminui o valor de

como pode-se perceber pela Eq. 3.19, o que diminui a potência que a turbina consegue extrair

do vento devido à redução do fluxo de massa de ar que atravessa as pás.

Percebe-se, assim, que existe um limite máximo da energia cinética disponível no vento

que pode ser extraída por um aerogerador. Existe, então, um valor ótimo de

que nos dá o

máximo de potência extraída para um valor de velocidade do vento.

O coeficiente de potência é calculado através de:

c =

(3.21)

Substituindo

, na Eq. 3.14, pelas Eqs. 3.16 e 3.20, obtêm-se:

)1(2 aVaAP

TEX

−=

(3.22)

e , substituindo as Eqs. 3.4 e 3.22 na Eq. 3.21, chega-se a:

)1(4 aac

−=

(3.23)

O valor máximo de

ocorre quando

, que é uma das raízes da derivada primeira de

em relação a

. Substituindo, agora, este valor de

na Eq. 3.23, chega-se ao valor

máximo teórico do coeficiente de potência,

593,0

. Este valor é chamado de

Rendimento Limite de Betz, que indica o valor máximo do rendimento que uma máquina

eólica pode atingir. Na Fig. 3.2 pode-se visualizar a curva do

, em função de

Figura 3.2. Curva do coeficiente de potência

3.2. DISTRIBUIÇÃO ESTATÍSTICA DE WEIBULL

A distribuição estatística de Weibull foi desenvolvida na década de 1930 pelo físico

sueco Wallodi Weibull. Esta distribuição foi proposta para se descrever o tempo de vida de

materiais sob cargas que causavam fadiga e fratura nestes materiais, Lun e Lam (2000); Liu et

al (2005). A distribuição de Weibull é usada em situações onde se estuda grandezas com

grandes variações, Monteiro (2001). No estudo da energia eólica, a distribuição de Weibull é

bastante aceita para representar a distribuição de velocidades do vento e suas características,

assim como é uma ferramenta para a análise da potência e geração de energia , Manwell et al

(2002); Lun e Lam (2000); Hennessey (1977).

A Função de Distribuição de Weibull, ou Função Densidade de Probabilidade de

Weibull, é dada pela Eq. 3.24, que depende de três parâmetros,

, c e

. O parâmetro

chamado de parâmetro de localização, representa o menor valor da grandeza em estudo, Liu et

al (2005).

























−













−













−

exp)( (3.24)

Pode-se então, admitindo

= 0, reescrever a equação acima como:

























−

























− kk

Vf exp)(

(3.25)

Onde, na Eq. 3.25 tem-se:

- Velocidade do vento

– Fator de forma

– Fator de escala

O valor de

)(

representa o número de ocorrências de velocidade compreendida no

intervalo

dVV

. Através da Eq. 3.25, pode-se plotar a curva de distribuição de

velocidades. Na Fig. 3.3 são apresentados dois exemplos desta distribuição, onde a curva

representa a distribuição de Weibull e as colunas os dados medidos.

Distribuição de Weibull, Água Doce 2002.

Distribuição de Weibull, Laguna 2000.

Figura 3.3. Comparação entre a curva de distribuição de Weibull e os dados medidos.

c = 7,3 m/s

k = 2,55

V = 6,47 m/s

c = 8,7 m/s

k = 1,86

V = 7,77 m/s

O fator de forma,

, determina a forma da curva de distribuição de Weibull. Esse

parâmetro assume valores, geralmente, entre 1,5 e 3, Martinez (2003), e nos dá a idéia da

regularidade dos ventos, ou seja, quanto maior o valor de

, maior será a regularidade dos

ventos em termos de velocidade, mais estreita será a curva de distribuição. Na Fig. 3.4 vemos

duas curvas com valores de velocidade média e parâmetro de escala próximos, sendo o valor

o que diferencia as duas curvas.

O parâmetro de escala,

, é o fator característico da distribuição, apresenta a mesma

unidade de medida que a grandeza analisada, m/s neste trabalho. Fazendo-se

na Eq.

3.25 tem-se como resultado

632,0)(

cVF

. Isto nos diz que o valor de

é a velocidade

do vento, no caso referente a esse estudo, abaixo da qual encontramos 63,2 % dos dados.

Distribuição de Weibull

Agua Doce k =2.38 c =6.7 m/s V =5.94 m/s

Imbituba k =1.65 c =6.31 m/s V =5.63 m/s

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

0,16

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Velocidade do Vento ( m/s)

Função Densidade de Probabilidade

Agua Doce jan2003 Imbituba nov2003

Figura 3.4. Curva de Distribuição de Velocidade de Vento de Weibull.

Caso seja atribuído para o fator

um valor constante e igual a 2, tem-se, então, uma

variação da Distribuição de Weibull chamada Distribuição de Rayleigh. Com apenas um

parâmetro, a distribuição de Rayleigh é mais simples de ser usada, apesar de mais limitada.

Neste trabalho foi utilizada somente a distribuição de Weibull com dois parâmetros.

Ao se fazer a integração da distribuição de Weibull, encontra-se a Função de

Acumulação de Weibull, conforme mostrado abaixo:

∫

























−−==

dVVfVF

exp1)()(

(3.26)

O valor de

)(

nos informa a fração acumulada de ocorrência de valores menores que

. Ao multiplicar-se )(

pelo tempo, número de horas de dados de vento de uma

localidade, por exemplo, tem-se o intervalo de tempo com ventos com velocidade menor que

. Se for substituído em

, na Eq. 3.26, o valor máximo da velocidade no ano analisado, ter-

se-á como resultado o valor

1)(

, indicando 100% de dados (ou tempo) com velocidade

menor que a máxima.

É de maior interesse, no aproveitamento da energia eólica, o conhecimento do intervalo

de tempo no qual a velocidade do vento é superior a um determinado valor

. Para isso

utiliza-se a função da Confiabilidade,

)(

, definida pela equação Eq. 3.27.

)(1)(

VFVR

−

(3.27)

)(

é o resultado da exponencial da Eq. 3.26, que nos indica a fração dos dados (ou o

intervalo de tempo) com valores maiores que

, Qualytek (2006).

3.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO DOS PARÂMETROS DE WEIBULL

Para se determinar os parâmetros de forma e de escala,

, respectivamente, da

distribuição de Weibull, parte-se da Eq. 3.28, que representa a média estatística esperada,

definindo, assim, a velocidade média do vento através da função densidade de probabilidade

de Weibull:

∫

∞

)( dVVVfV

(3.28)

onde

)(

é a função densidade de probabilidade de Weibull já descrita no item 3.2, Eq.

3.25.

Para que se possa escrever a velocidade média em termos dos parâmetros de Weibull,

substitui-se a Eq. 3.25 na Eq. 3.28, então, após alguns arranjos e substituições, através da

comparação com a função gamma de Euler, apresentada na Eq. 3.29, chega-se a equação da

velocidade média em termos dos parâmetros de Weibull, Eq. 3.30, conforme Abed et al

(1997) e Seguro et al (2000).

∫

∞

−

−=Γ

)exp()( dYYYx

(3.29)













+Γ=

(3.30)

A partir do exposto acima, pode-se demonstrar que:













+Γ=

(3.31)

E genericamente:













+Γ













+Γ

(3.32)

Então, a partir da Eq. 3.32, pode-se escrever a Eq. 3.33, conforme Silva et al (2004).

( )

























+Γ













+Γ

(3.33)

A razão

é conhecida a partir dos valores calculados com as velocidades de vento

medidas. Tem-se esta razão relacionando-se apenas com o parâmetro

. Desta forma, através

de iterações, pode-se determinar o valor de

com a Eq. 3.33. De posse do valor de

retorna-se à Eq. 3.30 para encontrar o valor do parâmetro de escala,

3.4 PERFIL DE VELOCIDADES

Quando se faz o estudo de velocidade do vento em uma região, a medição dos dados é

feita através de um anemômetro que é colocado em uma altura determinada. Porém, para o

aproveitamento eólico, é necessária uma avaliação das velocidades em diferentes alturas em

relação ao solo para que se determine o tamanho da torre do aerogerador. Ou ainda, no caso

de já se dispor de dados a uma certa altura do solo que não correspondem à altura em que um

aerogerador será instalado, como ocorre quando se tem dados de medições em aeroportos, por

exemplo. Nestes casos, uma correção é necessária para que se tenha uma melhor noção das

velocidades encontradas nas diferentes alturas. Há dois métodos mais utilizados para se

determinar os perfis de velocidade do vento, são eles: Perfil Logarítmico, ou Lei Logarítmica,

e Lei de Potência, Manwell et al (2002).

Sabe-se que as características do terreno alteram o perfil de velocidade, ou seja,

diferenças na constituição da superfície do terreno mudam seu comportamento, superfície de

um lago ou uma plantação, por exemplo. Essas características, chamadas de rugosidade

superficial, z

, devem ser levadas em consideração ao se utilizar os métodos de correção.

Para isso, no estudo do perfil de velocidades do local, são usados valores de referência para

, conforme valores encontrados na Tab. 3.1. Os valores de rugosidade são interpretados

como sendo a altura, em relação ao solo, onde se encontra a velocidade de vento igual a zero,

Martinez (2003).

Tabela 3.1. Rugosidade Superficial

Tipo de Terreno Rugosidade (mm)

Gelo

0,01

Mar calmo

0,2

Mar agitado

0,5

Neve

Grama baixa

Pasto

Campo

Plantações

Poucas árvores

100

Muitas árvores; Algumas contruções

250

Florestas

500

Suburbios

1500

Cidades

3000

Manwell et al (2002)

Abaixo, são mostradas as correlações para os dois métodos citados, conforme Manwell

et al (2002) e Martinez (2003).

Perfil Logarítmico

























)(

(3.34)

onde

)(zV

– Velocidade do Vento na altura z

)(

- Velocidade do Vento na altura de referência

- Altura de referência

Lei de Potência













)(

(3.35)

onde o valor de

é determinado por uma das correlações abaixo.

Função da velocidade e altura













−

ln088,01

)(ln088,037,0

(3.36)

Função da rugosidade superficial

[

]

24,0)log(016,0)log(096,0

++= zz

(3.37)

para valores de z

entre 1 mm e 10 m.

3.5. TURBULÊNCIA

Uma característica muito importante dos ventos é a sua variabilidade, que ocorre tanto

no espaço quanto no tempo. As variações no tempo são aleatórias e se dão numa ampla faixa

de freqüência, em períodos que vão do segundo até vários anos. Variações de longo período

como estações do ano onde venta mais que em outras, de alguns dias nos casos de

movimentação de massas de ar ou as brisas que variam diariamente. As variações com

freqüências muito altas e aleatórias são causadas por turbulência e rajadas, com períodos da

ordem de poucos segundos a alguns minutos.

A turbulência é causada por diversos fatores tais como: instabilidade atmosférica,

obstáculos, esteiras dos aerogeradores, rugosidade superficial e topografia, Martinez (2003).

Para se captar a turbulência do vento, é necessário que os dados sejam coletados com

uma freqüência maior que a do fenômeno, ou seja, coletar os dados com intervalos da ordem

de segundos e médias de, no máximo, 10 minutos.

Para se estimar um valor relativo à turbulência, define-se a Intensidade de Turbulência,

, conforme Eq. 3.38:

(3.38)

onde

é o desvio padrão dos dados e

a média da velocidade, sempre para período menor

ou igual a 10 minutos.

Os valores típicos de I

encontram-se no intervalo entre 0,1 e 0,4, Manwell (2002).

Segundo Molly (2005), esses valores estão em torno de 0,2 para áreas complexas e de 0,05

para áreas planas.

É importante que se conheça a intensidade de turbulência dos ventos e a incidência de

rajadas, pois estas causam flutuações na geração de energia e afetam a vida útil das turbinas

devido a efeitos de fadiga. Turbulência e rajadas causam cargas randômicas e tensões

mecânicas por toda estrutura e componentes do aerogerador, Rohatgi e Barbezier (1999).

Os efeitos da turbulência são mais sentidos onde há outros aerogeradores por perto,

como é o caso dos parques eólicos. Como já foi mencionado, aparecem cargas cíclicas nos

aerogeradores em virtude da turbulência causada pela esteira de outras máquinas, o que influi

na vida útil dos componentes do aerogerador. Em locais onde a intensidade de turbulência já é

naturalmente alta, o valor relativo de carga causado pela esteira de outra máquina é pequeno.

Assim como em áreas com elevado valor de rugosidade do terreno os efeitos de esteira são

menos significativos, Thomsen e Sorensen (1999). É importante destacar que, segundo

Thomsen e Sorensen (1999), para ventos em terra com I

= 0,13, onde a distância entre dois

aerogeradores, posicionados um atrás do outro, é maior que seis vezes o diâmetro, o aumento

dos efeitos de fadiga, causados pelas esteiras, nos componentes é insignificante. Segundo o

estudo, o aumento de carga sofrido por um aerogerador montado na esteira de outro fica em

torno de 5%, enquanto para um aerogerador montado no meio de um parque eólico pode

chegar a 15%, com espaçamento de 8,5 vezes o diâmetro do rotor. Estes valores são relativos

aos encontrados em um aerogerador livre de esteiras.

3.6. CÁLCULO DA ENERGIA PRODUZIDA POR UM AEROGERADOR

Para que se consiga determinar a quantidade de energia a ser produzida por um

aerogerador instalado num certo terreno, é necessário que se conheça, principalmente, as

características do aerogerador que será instalada e o regime de ventos do lugar em questão.

As características de um aerogerador referem-se à Curva de Potência da mesma. A

curva de potência é um dado técnico da turbina eólica que informa o quanto de potência

aquela máquina consegue extrair em função de cada valor de velocidade de vento. Ela leva

em consideração os rendimentos aerodinâmicos e dos componentes formadores da turbina

como a transmissão (caixa de engrenagens) e o gerador elétrico, por exemplo. Abaixo, na Fig.

3.6, está mostrado um exemplo da curva de potência de um aerogerador E-40 do fabricante

Wobben do Brasil.

Figura 3.6. Curva de Potência de um Aerogerador E-40/6.4 (600 kW).

Fonte dos dados: Wobben (2006).

De acordo com a curva de potência da Fig. 3.5, a velocidade de partida do aerogerador,

ou seja, a velocidade de vento onde o gerador começa a produzir energia elétrica é de cerca de

3,1 m/s. Há um aumento da potência de geração, à medida que a velocidade do vento também

aumenta. Esse aumento de potência estabiliza quando atingimos a velocidade de projeto, ou

nominal, da máquina, que no exemplo mencionado é de 13 m/s. Então, dos 13 m/s até a

chamada velocidade de corte, 25 m/s para a Enercon E-40, temos o aerogerador em sua

potência nominal, ou à plena carga.

É muito importante que se faça um estudo do regime de ventos de um determinado

local, que resultará no levantamento da velocidade média do vento, da direção de incidência

predominante e da sua regularidade. Este estudo servirá de base para que decisões sejam

tomadas em relação à potência do aerogerador, local de construção e viabilidade comercial do

projeto.

Para o cálculo energético, é importante se ter em mãos a curva de Duração de

Velocidades de vento do local. Como já mencionado, esta curva é construída com a função de

acumulação de Weibull, Eq. 3.26, e nos indica por quantas horas no período de tempo

analisado a velocidade do vento encontra-se acima de um certo valor. A Fig. 3.7 mostra um

exemplo desta curva para Água Doce, para dados de velocidade do ano de 2002.

Figura 3.7. Curva de Duração de Velocidade para Água Doce 2002.

Pode-se observar que a velocidade média anual, em torno de 6,4 m/s, encontra-se bem

abaixo da velocidade de projeto, de 13 m/s. Os ventos com velocidade maiores ou iguais à de

projeto ocorrem apenas em uma quantidade insignificante de horas, pouco mais de 100 h.

Para determinarmos a quantidade de energia que esperamos extrair do vento no local,

cruzamos a curva de potência do aerogerador com a curva de duração de velocidade de vento

local. Assim, obtem-se a Curva de Duração de Potência do local analisado. Vemos abaixo,

Fig. 3.8, um exemplo desta curva para o sítio de Água Doce, ano de 2002, com dados do

aerogerador E-40 de 600 kW.

A curva de duração de potência, de forma semelhante à curva de duração de velocidade,

nos mostra o intervalo de tempo no período em que o aerogerador estaria operando acima de

determinada potência.

Figura 3.8. Curva de Duração de Potência, Água Doce 2002.

Por exemplo, de acordo com a Fig. 3.8, em 2002, no sítio de Água Doce, o aerogerador E-40,

teria operado com potência gerada maior do que 100 kW, durante 4000 horas, cerca de

45,66% das horas do ano.

Calculando-se a área abaixo da curva de duração de potência, encontra-se a quantidade

de energia que se espera ser gerada por determinado aerogerador, no período analisado,

baseado nos dados de vento coletados no local, conforme Martinez (2003), pela Eq. 3.39.

∫

dtVPE

)(

(3.39)

onde:

E - quantidade de energia produzida no período analisado

- período em que há dados disponíveis

)(VP

- potência em função da velocidade do vento (curva de potência da máquina)

- intervalo de tempo em que a velocidade do vento fica entre um valor de

dVV

Como a função de acumulação de Weibull nos da a idéia da fração do tempo em que a

velocidade está abaixo de um certo valor, podemos escrever que:

)(VTdFdt

(3.40)

Pois, ao multiplicarmos )(VdF , que seria a fração de tempo em que a velocidade do vento se

encontra entre dois valores de velocidade

dVV

, pelo período de tempo analisado

obtemos o intervalo de tempo, dt , em que a velocidade de vento esteve entre esses dois

valores. Então podemos escrever a Eq. 3.41 após substituir a Eq. 3.40 na Eq. 3.39.

∫

VdFVPTE )()(

(3.41)

onde,

V - Velocidade de partida do aerogerador

V - Velocidade de corte do aerogerador

Pode-se, então, calcular a potência média por meio da Eq. 3.42.

∫

VdFVPP )()(

(3.42)

Segundo Manwell et al (2002), sabendo que:

VdF

)(

)( =

(3.43)

substituindo a Eq. 3.43 nas Eqs. 3.41 e 3.42, pode-se escrever a potência média e energia

anual como nas Eqs. 3.44 e 3.45, calculando-se, agora, em termos da função densidade de

probabilidade de Weibull.

∫

dVVfVPP )()(

(3.44)

∫

dVVfVPTE )()(

(3.45)

A energia calculada desta forma não leva em consideração os efeitos como tempo de

orientação na direção do aerogerador ou correção do ângulo de passo de pás, por exemplo.

Admite-se que o aerogerador orienta-se de forma bastante rápida, sendo então a potência

extraída pela máquina exatamente o valor fornecido pela curva de potência, Martinez (2003).

No entanto, devido à importância destes efeitos, estes serão comentados mais tarde.

Uma forma de se avaliar o quanto se está aproveitando da potência instalada num

parque eólico é através do Fator de Capacidade e das Horas Equivalentes, Martinez (2003). O

fator de capacidade é definido como:

(3.46)

Ou seja, é a energia total produzida num período T (8760 horas, em um ano, por exemplo)

dividida pela energia que seria produzida caso a turbina eólica trabalhasse em 100% do tempo

com sua potência nominal. Dando-nos, então, a idéia do quanto está sendo aproveitado do

potencial instalado no parque eólico.

O número de horas equivalentes,

h , pode ser calculado pela equação abaixo,

TFCh

(3.47)

e representa a quantidade de horas necessárias para se produzir uma determinada quantidade

de energia, com o aerogerador operando à potência nominal.

3.7. ATLAS DO POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO

O Atlas do Potencial Eólico Brasileiro foi desenvolvido na tentativa de suprir uma

carência do Brasil sobre o conhecimento do seu regime de ventos. A falta de dados confiáveis

de velocidade e direção de ventos faz com que o potencial eólico nacional seja muito pouco

conhecido. Os dados meteorológicos da aviação civil disponíveis não são adequados para se

determinar o potencial eólico por apresentarem procedimentos de instalação e aquisição

inadequados, tais como: utilização de sensores inadequados, aquisição incorreta de dados

(poucas vezes ao dia, a 10 m de altura, valores instantâneos, leitura visual, por exemplo), falta

de manutenção entre outros, Feitosa et al (2001).

O Atlas do Potencial Eólico Brasileiro tem como objetivo a identificação de áreas para

aproveitamento eólio-elétrico em todo território nacional. Foi executado através de um

sistema integrado de modelos de simulação atmosférica chamado MesoMap, que simula a

dinâmica atmosférica dos regimes de vento e variáveis meteorológicas a partir de amostragens

representativas de bancos de dados validados, Amarante et al (2001a).

Estes sistemas levam em consideração o relevo, a rugosidade por classes de vegetação,

uso do solo, entre outros. As simulações empregaram uma base de dados coletados entre 1983

e 1999. São apresentadas como vantagens do sistema MesoMap o fato de o mesmo ser

representativo para grandes áreas, todo território nacional por exemplo, sem a necessidade de

dados medidos. Apresenta como vantagem a consideração dos efeitos meteorológicos

importantes não considerados em outros modelos, como WAsP, por exemplo. Efeitos como

ondas orográficas, ventos convectivos, brisas marinhas e lacustres e ventos térmicos

descendentes de montanhas, Amarante et al (2001a).

São usados como entrada diversos dados geográficos e meteorológicos, tais como: a

topografia, os índices de uso do solo e de vegetação, são estes os principais dados geográficos

de entrada. Os dados meteorológicos de entrada, foram, principalmente, dados de reanálise, a

partir de um banco de dados produzido pelo “US National Center for Atmospheric Research”

(NCAR), radiossondagens e temperaturas na terra e oceanos, Amarante et al (2001a).

Os resultados das simulações são apresentados em mapas com escalas de cores onde

são representados os regimes de vento e fluxos de potência na altura de 50 metros com

resolução de 1 km x 1 km. Um exemplo dos mapas que compõem o Atlas do Potencial Eólico

Brasileiro 2001 é o da região sul, mostrado na Fig. 3.9.

Figura 3.9. Mapa do potencial eólico da região Sul do Brasil (Atlas do Potencial Eólico

Brasileiro, 2001.

3.8 AEROGERADORES

Aerogeradores são as máquinas utilizadas para capturar e converter a energia cinética

dos ventos e são constituídos, basicamente, de uma turbina ou rotor eólico, de um gerador

elétrico e de sistemas integrados ou auxiliares, como a caixa de multiplicação e sistemas de

orientação. Tais máquinas tiveram sua origem nos antigos moinhos de vento, que convertiam

a energia cinética dos ventos em energia mecânica. Em épocas mais recentes, essas máquinas

passaram a ser utilizadas para produção de energia elétrica.

Desde sua origem, os aerogeradores sofreram diversas alterações em sua configuração e

construção, novos desenhos, novos materiais. Atualmente, os aerogeradores mais utilizados

são os de eixo horizontal, com diâmetros entre 40 e 60 metros, com potência nominal entre

500 e 1500 kW, três pás montadas antes da torre, ou seja, barlavento ou upwind, com torre

tubular, controle de potência e sistema de orientação ativo, Amenedo e Feito (2003). No

Brasil, a maioria dos aerogeradores em operação, são fabricados pela Wobben Windpower,

subsidiária brasileira da Enercon da Alemanha. Os modelos já instalados são: E-40, em duas

versões, de 500 kW (40 m de diâmetro do rotor) com 35 máquinas instaladas; e de 600 kW

(diâmetro do rotor de 44 m), com 31 máquinas instaladas. Ainda, E-48, com potência de 800

kW (diâmetro do rotor de 48 m), com 62 máquinas instaladas. E por fim, os E-70, com

potência de 2000 kW (diâmetro do rotor de 71 m), com 75 máquinas instaladas.

3.8.1. Tipos de Aerogeradores

A principal forma de se caracterizar um aerogerador é quanto à configuração do eixo do

rotor. Existem, basicamente, dois tipos de aerogeradores: aerogeradores com rotor de eixo

vertical ou com rotor de eixo horizontal.

Abaixo pode-se encontrar algumas características dos dois tipos de máquinas e seus

modelos.

3.8.1.1. Rotor de Eixo Vertical

Os aerogeradores de rotor com eixo vertical apresentam algumas vantagens, em relação

aos de eixo horizontal, quanto à montagem e acomodação dos componentes de grande massa,

como gerador elétrico, caixa de transmissão, e os sistemas de controle podem ser montados no

solo. Ainda, devido à configuração dos mesmos, não há necessidade de controlar a orientação

do rotor em relação ao vento incidente e as pás são de mais fácil construção por apresentarem

comprimento de corda constante e não ser necessário torção nas mesmas, Amenedo e Feito

(2003), Manwel et al (2002).

Existem dois modelos principais de aerogeradores com eixo vertical, rotor Darrieus e

rotor Savonius.

3.8.1.1.1. Rotor Tipo Darrieus

Esta concepção de rotor eólico foi desenvolvida pelo engenheiro francês Georges J. M.

Darrieus, em 1931. Constituídos, normalmente, de duas ou três pás em formato de arco

troposkiano. Uma desvantagem deste tipo de rotor é não apresentar torque de partida, o que

faz necessário que se dê a partida para inicio da operação, Passos (1984), e apresentam efeitos

de sombra bastante elevados. São montados próximos ao solo, o que, apesar de trazer as

vantagens descritas acima, tem o inconveniente de expor o rotor a baixas velocidades de vento

devido à proximidade com o solo. Para que seja garantida a estabilidade da estrutura, são

necessários suportes fixados no solo, Amenedo e Feito (2003), Krohn (2003). Pode-se ver na

Fig. 3.10 um exemplo de aerogerador tipo Darrieus, com três pás.

Figura 3.10. Aerogerador tipo Darrieus

Fonte: www.aondevamos.eng.br/textos/galeria01.htm

No final dos anos 1980, chegaram a ser desenvolvidos aerogeradores Darrieus de até

625 kW e 34 metros de diâmetro, nos Laboratórios Sandia, ligados ao Departamento de

Energia Americano (DOE), e, comercialmente, turbinas de 17 metros e 170 kW pela empresa

FloWind, na Califórnia, EUA, Amenedo e Feito (2003).

O maior aerogerador Darrieus construído, chamado Eole C. com 4,2 MW de potência,

localizado próximo à comunidade de Cap Chat, Quebéc, Canadá, a 700 km de Montreal, Fig.

3.11 e Fig. 3.12, Krohn (2003).

Figura 3.11. Aerogerador Eole C. Tipo Darrieus, 4,2 MW, diâmetro 64m, altura 96m, corda

2,4m, diâmetro da torre 5m. Velocidade de partida 4,5m/s, corte 22,5 m/s.

fonte: www.ifb.uni-stuttgart.de/~doerner/eDarrieus.html

Figura 3.12. Aerogerador Eole C. 4,2 MW.

fonte: www.bellera.org/molins/aerogeneradors_darrieus.htm

3.8.1.1.2. Rotor Tipo Savonius

Este aerogerador foi desenvolvido na Finlândia em 1922 pelo engenheiro S. J.

Savonius. Apresenta torque de partida e é, relativamente, de fácil construção, porém apresenta

baixo rendimento e velocidade de rotação reduzida. Suas aplicações limitam-se ao

bombeamento de água, embora tenham sido desenvolvidos protótipos para geração de

eletricidade em sistemas isolados de 5 kW pela Universidade do Kansas, EUA, Amenedo e

Feito (2003). Um exemplo de um rotor Savonius pode ser visto na Fig. 3.13.

Figura 3.13. Rotor Savonius

Fonte: www.aondevamos.eng.br/textos/galeria01.htm

3.8.1.2. Rotor de Eixo Horizontal

Todos os aerogeradores comercialmente conectados à rede elétrica, atualmente, são de

eixo horizontal, Krohn (2003).

Pode-se dividir os aerogeradores de eixo horizontal em dois modelos principais:

Multipás e tipo Hélice.

3.8.1.2.1. Rotor Multipás

Os rotores multipás foram, e ainda são, largamente utilizados para o bombeamento de

água. Pouco utilizados para geração de eletricidade. Apresentam como característica uma

solidez elevada, ou seja, a área ocupada pelas pás em relação à área varrida pelo rotor, e

apresentam torque de partida elevado. Essa elevada solidez se deve ao número de pás,

geralmente entre 6 e 24. Apresentam velocidade de rotação relativamente baixa, com a

velocidade linear da ponta da pá da mesma ordem de grandeza da velocidade do vento

incidente, Amenedo e Feito (2003). Na Fig. 3.14 pode-se observar um rotor multipás com 18

pás.

Figura 3.14. Rotor multipás

Fonte: www.aondevamos.eng.br/textos/galeria01.htm

Apesar de pouco utilizado para geração de eletricidade, foi este o modelo construído

por Brush, em 1887-88, para geração de eletricidade, com um rotor de 17 metros de diâmetro

e composto de 144 pás de madeira, Fig. 3.15, Krohn (2003).

Figura 3.15. Primeiro aerogerador utilizado para geração de eletricidade, Charles Brush 1888.

Fonte: Wind Energy Reference Manual, www.windpower.org (2003).

3.8.1.2.2. Rotor Tipo Hélice

Os aerogeradores com rotor tipo hélice são o consenso entre quase todos os fabricantes

de aerogeradores modernos para geração de eletricidade. São considerados rotores rápidos,

sua velocidade linear da ponta da pá pode chegar a 14 vezes a velocidade do vento incidente,

Amenedo e Feito (2003) e apresentam torque de partida reduzido, que ainda pode ser

otimizado através do controle do ângulo das pás.

Existem dois modelos diferentes de aerogeradores tipo hélice quanto à posição do rotor

eólico. O modelo mais amplamente utilizado, principalmente nas turbinas de grande porte, é

chamado de rotor a Barlavento (ou Upwind, em inglês). Neste modelo, o rotor eólico se

encontra montado antes da torre, ou seja, o vento incide primeiramente sobre o rotor, Fig.

3.16. É necessário controle ativo para orientação do rotor em relação ao vento incidente,

Amenedo e Feito (2003) e Manwel et al (2002).

Figura 3.16. Aerogerador da usina eólica de Bom Jardim da Serra.

O segundo modelo em relação à posição do rotor, chamado a Sotavento (ou

Downwind), pode ser visto na Fig. 3.17. Neste modelo, o rotor é montado após a torre, o vento

incide primeiramente na nacele. As pás são montadas com uma inclinação, de forma que

descrevem um cone durante a rotação. Pode apresentar sistema de orientação passivo, pois ,

quando se encontra desalinhado com o vento incidente as pás que estão voltadas nesta direção

recebem maior força, forçando o rotor a buscar a posição de equilíbrio. Porém, durante a

orientação, surgem esforços transitórios elevados devido à rotação da nacele não estar

controlada. Apresentam efeito de sombra da torre elevado, que resultam em flutuações de

potência e fadiga nos componentes, Amenedo e Feito (2003).

Figura 3.17. Aerogerador com rotor a sotavento (downwind).

Fonte: Soren Krohn, 1998 DWIA, www.windpower.org

Os aerogeradores tipo hélice podem apresentar variação em relação ao número de pás do

rotor. A grande maioria dos fabricantes produz aerogeradores com três pás por apresentarem

maior estabilidade estrutural, maior rendimento e menor produção de ruído quando

comparado a turbinas com uma ou duas pás.

Os aerogeradores com uma ou duas pás tem maior velocidade de rotação, o que implica

em uma necessidade de multiplicação de velocidade menor, ou seja, caixa multiplicadora

reduzida resultando em menor peso e mais fácil instalação. Há um custo menor, devido ao

menor número de pás, e menor peso do rotor, quando comparado ao rotor de três pás. No caso

dos rotores de uma pá, não há redução de peso se comparado ao de duas pás, pois é necessário

que se instale um contrapeso para balancear o rotor. São sentidos efeitos de sombra de torre

elevados que resultam em maiores flutuações na potência e fadiga.

Com um maior número de pás, é esperado o aumento do coeficiente de potência

máximo,

, a regra não vale para rotores multipás, mas acompanhado do aumento do

vem um maior custo de construção e montagem. Quando se aumenta de uma pá para duas pás

há um incremento de 10% no

C . No caso de duas pás para três pás o incremento é de 3 a

4%, e de somente 1% quando se acrescenta a quarta pá, o que explica porque não é rentável

aerogeradores de quatro pás, Amenedo e Feito (2003).

Vários materiais são usados na construção das pás de um aerogerador. Historicamente,

já se utilizou madeira, aço, alumínio e, recentemente, materiais compósitos. As primeiras pás

eram de madeira. A madeira possui baixa densidade, facilidade de ser trabalhada, boa

resistência à fadiga e baixo custo. No entanto, as irregularidades que apresenta na estrutura

podem causar fissuras além de absorverem água. A madeira é utilizada para pequenos

aerogeradores (diâmetro menor que 10 m), somente madeira ou em conjunto com resina

epóxy. O aço foi utilizado como material para as pás devido as suas propriedades mecânicas,

resistência e tenacidade. No entanto, sua densidade elevada, o que aumenta as cargas inerciais

e gravitacionais sobre as pás e a estrutura, e a sua suscetibilidade a corrosão são desvantagens

deste material. O alumínio apresenta baixa densidade e boa resistência à corrosão, mas sua

resistência à fadiga é relativamente baixa. Estas características fazem com que o aço e o

alumínio somente sejam usados em aerogeradores de pequeno porte. Atualmente os materiais

mais utilizados são a fibra de vidro reforçada com resinas de poliéster ou epóxy, que

possibilitam versatilidade na fabricação e possuem boas propriedades estruturais, resistência à

fadiga, coeficiente de dilatação baixo e reduzida condutividade elétrica. Ainda existem os

compostos de fibra de carbono, porém os custos inviabilizam estes materiais para as

aplicações eólicas, Amenedo e Feito (2003) e Krohn (2003).

3.8.2. Sistema de Transmissão

O sistema de transmissão é o mecanismo que transmite o torque do rotor até o gerador

elétrico. Faz parte do sistema de transmissão a caixa multiplicadora, caixa de engrenagens que

multiplica a velocidade de rotação do rotor eólico para a velocidade de giro do gerador

elétrico. Na maioria dos aerogeradores a velocidade de giro do rotor não corresponde à

velocidade de giro do gerador.

No projeto de um rotor eólico espera-se que a velocidade de ponta de pá não seja muito

alta, portanto, quanto maior o diâmetro do rotor menor deve ser a velocidade de rotação.

Então um gerador conectado diretamente à rede elétrica, que tem freqüência constante, sem

caixa multiplicadora, teria que ter um gerador com número muito grande de pólos, o que o

tornaria muito grande e pesado. O emprego de geradores multipólos diretamente acoplados,

sem a caixa multiplicadora, é uma solução para turbinas modernas e já é disponível

comercialmente pelo fabricante Wobben, da Alemanha . Para isso, é usado um regulador de

freqüência, o que permite diminuir o número de pólos do gerador, tornando-o mais leve,

menor e com custo mais atraente, Amenedo e Feito (2003).

3.8.3. Torre

São as torres que dão sustentação a todos os componentes do aerogerador. Suportam

todo o peso do rotor eólico e da nacele, com a caixa multiplicadora, gerador elétrico e

componentes do sistema de orientação, entre outros. Para exemplificar, um aerogerador com

diâmetro do rotor de mais de 120 metros e potência nominal de 5 MW, tem uma massa do

rotor de mais de 100 toneladas, e de sua nacele, sem o rotor, de quase 300 toneladas. A partir

disso pode-se perceber o quão robusta deve ser a estrutura da torre para suportar mais de 400 t

de carga, sem contar os esforços dinâmicos aos quais todo o aerogerador esta sujeito quando

em operação, Repower (2004).

A princípio, a torre deve ser o mais alta possível, para aproveitar as maiores

velocidades de vento encontradas em maiores alturas. A altura mínima da torre depende do

diâmetro do rotor, visto que as pás devem manter uma altura considerável do solo. Porém,

maior altura implica em custo mais elevado, assim como maior dificuldade na montagem da

nacele e do rotor. No momento de se definir a altura da torre deve-se levar em consideração a

relação entre o aumento da quantidade de energia a ser gerada devido a maiores velocidades

de vento e o aumento do custo da construção da torre e montagem dos componentes.

As torres devem ter uma freqüência natural de forma que nenhuma condição de

operação excite a estrutura. Os materiais mais comumente utilizados na construção das torres

são o metal, aço na maior parte das vezes, em torres com estrutura treliçada ou tubular, e

concreto em torres tubulares. As primeiras torres utilizadas eram de aço treliçadas, apesar de

baratas, dificultavam o acesso além de ter maior impacto visual. Nos aerogeradores modernos

está prevalecendo uso de torres tubulares de aço ou concreto. Em relação ao impacto visual e

estético, dá-se preferência a torres tubulares com pintura em tons graduais de verde na parte

mais próxima ao solo, Manwell et al (2002) e Amenedo e Feito (2003).

3.8.4. Controle de Potência

O objetivo de um sistema de controle de potência é impedir que, devido a velocidades

de vento elevadas, seja excedida a potência do gerador elétrico, assim como, aliviar os

esforços sobre a estrutura e componentes do aerogerador.

Há duas formas principais de se agir sobre as forças aerodinâmicas com o objetivo de

controlar as cargas e a potência, são elas: o controle passivo (stall) e o controle ativo (pitch).

O sistema de controle passivo utiliza um rotor com pás de passo fixo, ou seja, as pás são

unidas de forma rígida ao rotor, não permitindo rotação sobre seu eixo longitudinal. Os

desenhos das pás são feitos de forma que, para ventos com velocidades superiores a

velocidade de projeto da turbina, ocorram perdas aerodinâmicas. Há o descolamento da

camada limite na borda de saída da pá, aumentando assim o arrasto e diminuindo a força de

sustentação, força esta que é, basicamente, a responsável pela movimentação das pás nas

turbinas de alta velocidade e baixo torque.

As pás são projetadas de maneira que a potência nominal seja atingida em velocidades

de vento relativamente altas e os aerogeradores que possuem controle passivo sempre devem

contar com um sistema de freios para os casos de eventuais paradas, Manwell et al (2002).

Este sistema apresenta partida mais difícil quando comparada a turbinas com controle

ativo. Além disso, com o controle passivo, os esforços são elevados para ventos mais fortes, o

que exige uma estrutura mais robusta e o gerador elétrico deve ser capaz de suportar

sobrecargas consideráveis, Gómez e Dias (2003).

Outra maneira de se controlar a potência e as cargas em um aerogerador é através do

controle ativo. No controle ativo as pás podem ser rotacionadas sobre seu eixo longitudinal, o

que faz com que seja alterado o ângulo de ataque das pás em relação à velocidade relativa do

vento. Tal processo se dá, na maioria das vezes, através de sistemas hidráulicos, que

respondem a um controle eletrônico que verifica a potência de saída e, no caso de estar muito

alta, aciona o mecanismo.

O controle ativo, ou por “pitch”, permite outros tipos de controle sobre o aerogerador,

controles que acabam otimizando a geração de energia e trazem vantagens em relação ao

controle por stall. As principais vantagens que surgem do controle ativo são, além de limitar a

potência para velocidades de vento altas, facilitar a operação de partida, diminuir os esforços

e otimizar a potência quando em funcionamento em carga parcial, Gómez e Dias (2003).

Quando a velocidade do vento supera a velocidade de corte, velocidade máxima para a

qual o aerogerador foi projetado, ou para uma operação de manutenção, pode-se configurar as

pás de forma que atuem como freio aerodinâmico, parando o movimento do rotor, as mesmas

podem então ser colocadas em posição de bandeira, a fim de minimizar os esforços

aerodinâmicos sobre as pás e componentes mecânicos. Na Fig. 3.18, é mostrado um esquema

das diferentes posições da pá, incluindo a posição de bandeira, quando da parada do

aerogerador.

A desvantagem deste sistema é o maior custo e complexidade, no entanto, permite

maior eficiência na captação da energia do vento, sobretudo na faixa de velocidades

compreendida entre a de partida e a nominal, em que o aerogerador opera à carga parcial

Figura 3.18. Controle ativo de potência (pitch)

fonte: catálogo da AN windenergie , Bonus-Alemanha

3.8.5. Sistema de Orientação

A potência gerada por um aerogerador depende também do ângulo de incidência do

vento em relação ao eixo de rotação das pás, ou seja, para o melhor aproveitamento da

potência disponível no vento e evitar esforços que aparecem em virtude da desorientação, a

direção do vento deve ser perpendicular ao plano de rotação do rotor. Como a direção de

incidência do vento é variável, torna-se necessário um sistema de orientação, que tem como

objetivo girar toda a nacele para a melhor posição em cada instante.

A velocidade de orientação deve ser baixa para evitar o aparecimento de esforços

elevados devidos à rotação, pode-se considerar valores para rotação da nacele da ordem de

0,5°/s, Gómez e Dias (2003).

partida

parada

Velocidade do vento alta

Velocidade do vento de projeto

partida parada

Uma característica importante durante o processo de orientação do aerogerador se dá

com a necessidade de se desenrolar os cabos que sobem da torre para a nacele, pois durante a

orientação os mesmos são torcidos, o que poderia ocasionar sua ruptura. Para se evitar tal

ruptura, após o rotor realizar um determinado número de voltar em torno do eixo da torre,

inicia-se um movimento no sentido contrario para que os cabos retornem ao estado inicial.

3.8.6. Gerador Elétrico

Segundo Amenedo e Feito (2003), a princípio, não há restrições quanto ao tipo de

gerador que pode ser usado em um aerogerador, se de corrente alternada (c.a.) ou corrente

contínua (c.c.). Porém, quase exclusivamente, são utilizados geradores de corrente alternada.

As vantagens de um gerador de c.a. são: melhor relação peso/potência e capacidade de gerar

tensões mais elevadas. Os geradores de c.c. são usados em turbinas de pequena potência, com

armazenamento da energia em baterias.

São dois os tipos de geradores que podem ser utilizados para geração eólica: síncronos

e assíncronos.

Os geradores síncronos apresentam problemas ao serem conectados diretamente à rede

elétrica, que tem freqüência constante. Então a velocidade de giro do rotor também deve ser

constante. Turbinas eólicas com velocidade constante apresentam maiores cargas mecânicas e

oscilações na potência gerada. Os geradores síncronos não são usados conectados diretamente

à rede elétrica, mas sim através de um conversor de freqüência, permitindo que se trabalhe

com velocidade variável. O conversor de freqüência permite também o controle da potência

reativa injetada na rede.

Os geradores assíncronos aceitam rotores com velocidade variável, o que reduz os

esforços sobre os componentes, sem a necessidade dos conversores de freqüência. Com este

tipo de gerador, parte das variações da velocidade de vento podem ser convertidas em energia.

3.8.7. Rendimento de um Aerogerador

Durante o processo de aproveitamento da energia dos ventos, ocorrem perdas

inevitáveis em virtude dos diversos fatores envolvidos, fatores que se referem à aerodinâmica,

atrito, perdas elétricas entre outros.

Conforme já descrito em capítulos anteriores, a primeira limitação ocorre com o

chamado limite de Betz, que estabelece um aproveitamento teórico máximo da potência do

vento de 59,3%, ou seja, este seria o rendimento de um aerogerador ideal. Além disso, deve-

se considerar o rendimento mecânico oriundo das interações entre os componentes de

transmissão, atrito, e o rendimento elétrico, onde são computados os rendimentos do gerador,

conversores, cabos, transformador, etc.

A desorientação da nacele, ou seja, o plano de giro do rotor não estar perpendicular à

direção de incidência do vento, pode causar uma perda de 2% da potência segundo Martinez

(2003). Os efeitos da sombra da torre também influenciam na potência gerada, tanto na

quantidade quanto na qualidade da mesma. As perdas devido à sombra da torre, para um

aerogerador a sotavento, podem ser da ordem de 2 a 3% da potência. As perdas para rotores a

barlavento são menores, pois há apenas uma diminuição da velocidade do vento incidente em

frente à torre, mas também ocorrem, Amenedo e Feito (2003).

Os aerogeradores exigem paradas para manutenção, além daquelas relacionadas a

reparos que, por ventura, sejam necessárias; resultando em redução na disponibilidade do

aerogerador, tempo em que o aerogerador está operacional. Os valores encontrados para a

disponibilidade de aerogeradores modernos são superiores a 95% segundo Martinez (2003), e

de cerca de 98% de acordo com Manwell et al (2002).

A própria degradação das pás e sujeira que se acumula sobre as mesmas as faz perder as

características aerodinâmicas, ocasionando perdas de até 2%. E as perdas devido à chamada

histerese por ventos com velocidade alta, que ocorre quando a velocidade do vento atinge

valores superiores à velocidade de corte, podem alcançar 1 a 2%, Martinez (2003). Isto ocorre

porque o aerogerador é desconectado da rede elétrica, porém, o tempo que se leva para

conectá-lo é superior ao tempo em que o vento esteve com velocidade maior que a de corte.

3.8.8. Esforços sobre os Aerogeradores

Este tópico está baseado nas informações contidas em Manwell et al (2002) e Amenedo

e Feito (2003).

Os esforços que são experimentados por um aerogerador podem ser classificados em

cinco diferentes formas, de acordo com o tempo de atuação, como: cargas estacionárias,

transitórias, cíclicas, estocásticas e de ressonância.

As origens dessas cargas podem ser:

- aerodinâmicas: que surgem da atuação do vento sobre o rotor eólico.

- inerciais: produzidas pelo movimento das partes e pela gravidade, força centrífuga no rotor

e pás devido a rotação, peso dos componentes. A gravidade é especialmente importante para

os aerogeradores de grande porte.

- estrutural: surgem das reações da estrutura, por exemplo em uma parada do rotor, onde os

freios mecânicos são acionados.

3.8.8.1. Cargas Estacionárias

Considera-se carga estacionária os esforços constantes no tempo, estando ou não o rotor

em movimento. São esforços que aparecem nas pás e no rotor devido à ação do vento, tais

como torque e empuxo sobre as pás, forças centrífugas sobre as pás durante a rotação e peso

dos equipamentos sobre a estrutura. Não afetam somente as pás, mas todos os componentes

mecânicos envolvidos.

3.8.8.2. Cargas Transitórias

Cargas transitórias surgem em situações especiais de operação do aerogerador tais

como: parada de emergência, partida, mudanças bruscas de velocidade do vento e/ou direção,

como rajadas, por exemplo, e durante a correção dos ângulos das pás (controle ativo, (pitch))

e orientação. Os esforços que aparecem nestas situações são maiores que durante a operação

normal do aerogerador. Enquanto o rotor está parado, são as pás que recebem os maiores

efeitos das rajadas, principalmente as pás com passo fixo.

3.8.8.3. Cargas Cíclicas

As cargas cíclicas se repetem, periodicamente, com freqüências proporcionais à rotação

do rotor eólico. As causas dos esforços cíclicos são: perfil do vento, sombra da torre, rotor

desalinhado e gravidade. As cargas cíclicas influenciam na fadiga dos componentes do

aerogerador.

Devido ao grande diâmetro dos rotores dos aerogeradores modernos, as pás estão

sujeitas a valores de velocidade de vento diferentes, dependendo da posição da pá durante a

rotação, causadas pelo perfil de velocidade do vento. Disto resulta um esforço cíclico sobre as

pás e componentes mecânicos, assim como variação no torque, que causa oscilações de

potência.

A sombra da torre é mais uma causa de esforços cíclicos. A torre influencia o campo de

velocidade do vento, causando uma oscilação nas forças sobre a pá que está passando por ela.

Torres treliçadas causam uma perturbação maior nas linhas de corrente. Estes efeitos são bem

mais significativos em rotores montados a sotavento.

Quando o rotor eólico não se encontra perpendicular à direção de incidência do vento,

aparece uma componente da velocidade que se soma, ou subtrai, da componente da

velocidade resultante da rotação das pás. Assim a velocidade relativa do vento sobre as pás

sofre variações a cada rotação, causando flutuações das forças sobre as pás.

3.8.8.4. Cargas Estocásticas

A origem destas cargas está na turbulência do vento. As variações de curto prazo, tanto

em espaço quanto em tempo, causam rápidas variações nas forças aerodinâmicas sobre as pás.

Estas variações nas forças sobre as pás causam flutuações na geração de energia e afetam a

vida útil dos componentes do aerogerador.

3.8.8.5. Cargas de Ressonância

Aparecem quando alguma parte da estrutura é excitada em sua freqüência natural. Os

projetos da estrutura do aerogerador sempre visam a evitar que ocorra ressonância, porém a

turbulência pode acabar sendo a responsável por excitar a estrutura do aerogerador ou o rotor.

3.9. CUSTOS DA ENERGIA EÓLICA

Os custos de geração de energia elétrica por fonte eólica e os de instalação dos

aerogeradores vêm diminuindo ao longo dos últimos anos, à medida que a indústria eólica se

desenvolve continuamente. Esta diminuição nos custos é influenciada por diversos fatores

tanto tecnológicos quanto de projeto dos parques eólicos.

Os avanços nos projetos dos aerogeradores permitiram a melhora no desempenho dos

mesmos, aumentando a produtividade e a eficiência. Através do aumento do tamanho das

turbinas se consegue maiores potências por unidade de área, pois, como se sabe, esta é

diretamente proporcional à área varrida pelas pás da turbina eólica, que é função do quadrado

do diâmetro, conforme Eq. 3.4. Torres mais altas permitem que o aerogerador trabalhe com

ventos de maior velocidade e com menos influências dos efeitos da superfície do terreno. O

melhoramento no controle das turbinas eólicas, da sua movimentação, além de novos

desenhos das pás, entre outros desenvolvimentos, causam o aumento na eficiência das

máquinas e reduzem os custos relativos do investimento e custos de geração. Pode-se

observar as diferenças entre um aerogerador da década de 80, quando comparado a um mais

atual, na Tab. 3.2, onde é possível perceber a significativa diminuição no custo total do

aerogerador por potência instalada, o custo por kW instalado, em dólar, em 2000, era cerca de

30% daquele em 1981.

Tabela 3.2. Desenvolvimento dos aerogeradores, redução dos custos de construção.

Ano 1981 2000

Potência

25 kW 1650 kW

Diâmetro do Rotor

10 m 71 m

Custo Total (x 1000)

US$ 65 US$ 1300

Custo / kW instalado

US$ 2600 US$ 790

Energia Gerada kWh / ano

45000 5,6 milhões

Fonte: AWEA (2005)

Os custos da energia gerada de origem eólica variam devido a vários fatores,

principalmente, os que dizem respeito à construção do parque eólico tais como: tamanho do

empreendimento, características do vento no local (velocidade média, regularidade e FC) e

custo de instalação das turbinas eólicas.

Em se tratando do valor da velocidade média do local escolhido para a construção do

parque eólico, podemos dizer que a geração é muito sensível às variações dos valores da

velocidade do vento. Como a potência disponível no vento é proporcional ao cubo da

velocidade, um pequeno aumento desta velocidade resulta num grande acréscimo na geração

de eletricidade. Considerando dois sítios eólicos, um com velocidade média de 6,25 m/s (14

mph) e outro com 7,15 m/s (16 mph), com todos os demais fatores relevantes iguais, uma

turbina instalada no segundo sítio geraria, aproximadamente, 50% mais energia que o

primeiro, AWEA (2005). Podemos notar, na Fig. 3.19, a queda do custo da energia com a

velocidade por kilowatt-hora, em um parque eólico de 51 MW, para três diferentes

velocidades médias do vento. É importante lembrar que estes valores consideram que as

demais características eólicas do parque são iguais.

Custo da Energia x Velocidade do Vento

0,048

0,036

0,026

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

7,15 8,08 9,32

Velocidade do Vento (m/s)

Custo / kWh (US$)

Figura 3.19. Custos da energia de fonte eólica.

Fonte: AWEA, 2005.

O custo da eletricidade gerada por fonte eólica também cai de preço em

empreendimentos maiores. Assumindo um sítio com a mesma média de velocidade de vento,

em torno de 8,04 m/s (18 mph), e turbinas eólicas idênticas, um projeto de 3 MW teria um

custo de US$ 59 / MWh. Enquanto para um parque com 51 MW este custo cairia para US$ 36

/ MWh, ou seja, uma queda de quase 40%. Da mesma forma, projetos maiores têm custo de

operação-manutenção mais baixos por kW, AWEA (2005).

O custo de geração de energia eólica nos Estados Unido era de US$ 400 / MWh, em

1979. Já em 2000 este valor caiu para US$ 60 / MWh, e em 2004 encontrava-se em torno de

US$ 45 / MWh. Alguns projetos de parques eólicos nos EUA, no Texas, têm custo de geração

em torno de US$ 39 / MWh. Na Europa, em 2002, o custo da produção era de US$ 50,7 /

MWh. Espera-se para 2010 um custo de US$ 37,7 / MWh e US$ 29,9 / MWh para 2020,

Camargo (2005). Segundo Wachsmann e Tolmasquin (2003), o custo de geração de

eletricidade a partir da energia eólica está na faixa dos 39 a US$ 84 / MWh. Estes valores não

são muito diferentes dos valores encontrados para outros meios de geração de eletricidade.

Pode-se compará-los, por exemplo, aos custos de geração por biomassa (US$ 38-78 / MWh) e

carvão (US$ 50-65 / MWh), Wachsmann e Tolmasquin (2003). Ainda, segundo AWEA

(2001), em 1996, o custo da geração a partir da energia eólica era menor do que o de fontes

como a nuclear e hídrica para os EUA.

Um valor típico encontrado para a instalação de um parque eólico está em torno de US$

1000 / kW, Aneel (2002), enquanto na Europa, em 2002, o valor era de US$ 1070 / kW, com

expectativa para 2010, em torno de US$ 810 / kW e para 2020, em torno de US$ 646 / kW,

Camargo (2005).

Para o Brasil, onde esta tecnologia ainda está sendo introduzida, esperam-se valores

mais altos para os custos de geração e instalação de parques eólicos. Os valores a serem pagos

para a energia gerada no Parque Eólico de Osório, que entrou em funcionamento em junho de

2006, em Osório-RS, são de R$ 231 / MWh, valor bem maior que o acertado para fonte

hídrica, em torno de R$ 110-114 / MWh, no leilão de energia correspondente, Hasse (2006).

Este empreendimento, juntamente com os parques eólicos de Sangradouro e dos Índios,

totalizarão 150 MW de potência instalada, com custo total de R$ 662,4 milhões, pouco mais

de R$ 4.400 / kW (quase US$ 2.000 / kW, considerando US$ = R$ 2,21). Este valor médio é

próximo ao do Parque Eólico RN 15, em Rio do Fogo – RN, que com 49,3 MW instalados ao

custo próximo de R$ 209 milhões, o que resulta em R$ 4.200 / kW (pouco mais de US$ 1.900

/ kW, na mesma cotação), Power (2006). O Parque Eólico de Água Doce, no município de

mesmo nome, apresenta valores pouco menores que os acima, superiores a R$ 3.200 / kW

(US$ 1.460 / kW, mesma cotação acima), sendo o investimento de R$ 29,2 milhões para

potência instalada de 9 MW, BNDES (2006). Estes valores de investimento são bem maiores

que os US$ 1000 / kW instalada. Segundo Molly (2004), o custo médio para instalação de um

parque eólico no Brasil fica em torno de R$ 3500 / kW instalado, sendo R$ 2600 / kW o custo

do aerogerador, Molly (2005).

Os valores de remuneração que haviam sido anunciados pelo PROINFA, na faixa de R$

180-204 / MWh, MME (2004), cuja variação depende do fator de capacidade (

) do local,

são 45% e 37% menores que na Alemanha, Molly (2004).

3.10. REDES NEURAIS ARTIFICIAIS

Neste trabalho, como será visto no capítulo 7, foi utilizado, para tratamento dos dados

de previsão de ventos, a técnica de redes neurais artificiais (RNA). Foi utilizado o software

TLearn, programa livre para simulação de redes neurais artificiais no qual o treinamento das

redes se dá por retropropagação (backpropagation), TLearn (1997).

A seguir, é feita uma breve descrição de redes neurais artificiais.

As RNA são modelos matemáticos que foram desenvolvidos baseados no

funcionamento do cérebro humano, se assemelham às estruturas neurais biológicas e têm a

capacidade de aprender através de exemplos.

Nas décadas de 1950 e 1960, passou-se a entender o neurônio biológico como sendo

basicamente o dispositivo computacional elementar do sistema nervoso, com múltiplas

entradas e apenas uma saída, Karrer et al (2005). O neurônio biológico é composto de 3

partes: corpo da célula, dentritos e axônio, Fig. 3.20. As informações são recebidas através

dos dentritos, impulsos nervosos, que os conduzem até o corpo celular. No corpo celular estas

informações são processadas e novos impulsos são gerados e transmitidos através do axônio a

outros neurônios, RNA (2006).

Figura 3.20. Neurônio biológico

Fonte: http://users.fermanet.com.br/~fabri/RNAs.htm

Em 1943, através de uma publicação de McCulloch e Pitts, foi apresentado o precursor

das RNAs, conhecido como neurônio de McCulloch, Karrer et al (2005), Fig. 3.21.

O modelo de neurônio proposto por McCulloch e Pitts é uma simplificação do que se

conhecia sobre o neurônio biológico na época. Um modelo com

terminais de entrada (que

representam os dentritos) e um terminal de saída (que representa o axônio), RNA (2006).

Figura 3.21. Neurônio de McCulloch.

O neurônio de McCulloch é um neurônio binário cuja saída pode ser um pulso ou não

pulso, com várias entradas. Porém, as RNAs não apresentam, necessariamente, apenas

respostas binárias.

As entradas correspondem a um vetor de dimensão

. Para cada entrada

x , há um

peso correspondente

w . A soma das entradas é chamada saída linear U, dada por

∑

xwU

. A saída y do neurônio é chamada saída de ativação e é obtida a partir da

aplicação de uma função f , função de ativação, à saída linear U, Karrer et al (2005). Os

pesos,

w , determinam em que grau o neurônio deve considerar o sinal que ele recebe, são os

parâmetros que a RNA ajusta para conseguir uma melhor resposta.

A ativação do neurônio é obtida através da aplicação de uma função de ativação, Fig.

3.22, tais como: linear (a), rampa (b), degrau (c) e sigmoidal (d).

f(x)

(a)

(b)

(d)

(c)

Figura 3.22. Exemplos de função de ativação.

Fonte: http://users.fermanet.com.br/~fabri/RNAs.htm

Os principais atrativos das soluções de problemas através das RNAs é a capacidade de

aprender através de exemplos e de generalizar a informação aprendida. A generalização está

associada à capacidade da rede em aprender através de um conjunto reduzido de dados e dar

respostas coerentes a dados não apresentados, RNA (2006). Para um conjunto de dados, o

aprendizado visa à adaptação dos parâmetros da rede, pesos, de maneira que haja

convergência para uma solução.

O processo de aprendizagem (teste) consiste numa espécie de estímulo, que pode ser

externo ou não, por meio de um banco de dados. Em conseqüência deste estímulo, há

mudanças nos parâmetros da rede, alterando assim o comportamento da rede visando

melhores resultados, Karrer et al (2005).

Pode-se classificar uma RNA quanto à forma de aprendizado, que pode ser

supervisionada e não-supervisionada.

Na forma supervisionada, são apresentados à rede conjuntos de padrões de entrada e

saída. A rede então, ajusta os pesos até que o erro entre os padrões alcance um valor mínimo.

Em problemas de aproximação, classificação e predição, o conjunto de treinamento é

composto por pares de entrada e saída, sendo caracterizada previamente a saída desejada

Os ajustes de pesos devem modificar a saída

de forma que a diferença

−

, erro,

diminua, Karrer et al (2005). A forma supervisionada é a mais comum no treinamento das

RNAs, RNA (2006).

Na forma não-supervisionada, a rede analisa o conjunto de dados apresentados,

determina algumas propriedades e passa a refletir estas propriedades na sua saída, ou seja, há

somente padrões de entrada onde a rede identifica características e as passa à saída.

As conexões entre as camadas de neurônios de uma rede podem ter várias estruturas

diferentes. Pode-se ter cada neurônio de uma camada ligado a apenas um neurônio na outra

camada, assim como ter todos os neurônios conectados a todos de outra camada. Também se

pode ter a saída de um neurônio conectado com a entrada dele mesmo ou entrada de um

neurônio de uma camada anterior, rede com realimentação. Pode-se classificar as camadas de

uma RNA como:

- Camada de Entrada: recebe os padrões de entrada da rede, pode ter tantos neurônios quantos

forem às entradas;

- Camada de Saída: apresenta os resultados do processamento da rede. O número de

neurônios depende da quantidade de saídas esperada;

- Camada Intermediária: pode conter de uma a

camadas, dependendo da forma da rede

escolhida. O número de neurônios em cada camada também pode ser variável, da Silva

(2002).

fase forward

fase Backward

Figura 3.23. Exemplo de rede com backpropagation.

Fonte: http://users.fermanet.com.br/~fabri/RNAs.htm

Conforme mencionado, no início desta seção, o tipo de aprendizado utilizado pelo

programa TLearn é o backpropagation. O backpropagation é um algoritmo supervisionado

que utiliza pares entrada / saída para ajustar os pesos da rede através de correção de erros. O

treinamento ocorre em duas fases em sentidos opostos dentro da rede, Fig. 3.23. A lógica

principal deste algoritmo é representada pelo processo iterativo como os erros são utilizados

para adaptar os pesos, os erros são propagados para trás em direção às camadas anteriores,

Karrer et al (2005).

3.11. PREVISÃO EÓLICA

A capacidade de se prever com precisão a quantidade de energia que será gerada em um

parque eólico é vital para o futuro da geração eólica de energia.

Um dos maiores problemas da geração eólica de energia elétrica, quando comparada

com formas convencionais de geração de energia, é a sua inconstância na produção,

inconstância esta devido às variações sofridas em virtude da oscilação da velocidade do vento,

Giebel et al (2003). O “combustível” (vento) não pode ser controlado ou armazenado, Lange

(2003), como ocorre em outros meios de geração, mesmo os que são dependentes das

variações impostas pela natureza, como é o caso a geração hidráulica. Em conseqüência,

como sempre existe uma incerteza quanto ao valor final da produção de energia eólica, há

uma queda na eficiência na operação da rede elétrica, Sánchez (2005).

Com o aumento da contribuição da energia eólica para a rede elétrica, em diversos

países no mundo, torna-se necessário um melhor conhecimento da previsão de oferta de

energia dos ventos a fim de se diminuir os problemas técnicos e econômicos oriundos dessa

maior participação. Conforme já mencionado, os planos dos países europeus de atingir, em

breve, 10% de geração elétrica por fonte eólica, ou o exemplo de King Island na Tasmânia,

onde para uma demanda máxima de 3 MW, o potencial eólico instalado é de 2,5 MW, Potter e

Negnevitsky (2006), mostram a necessidade de uma forma confiável de previsão de geração

eólica.

Para um suprimento de energia confiável, o operador do sistema precisa de informações

corretas, na forma de previsões precisas, sobre a produção de energia eólica. Esta forma de

geração seria mais valorizada com a possibilidade de se prever sua produção, assim como,

num mercado de energia aberto, melhoraria sua posição frente a outras formas de geração,

aumentando seu valor econômico, tornando-a mais competitiva, Sánchez (2005) e Lange

(2003).

Um suprimento seguro e viável de energia visa a gerar uma quantidade suficiente para

suprir a demanda com menor erro possível, porém, nunca podendo ser inferior a essa

demanda. A demanda é razoavelmente bem conhecida, através de séries históricas de dados.

Na Europa a demanda pode ser prevista com precisão de 1,5% para 24 h e 5% para uma

semana, Giebel et al (2003).

Quando não há energia eólica na rede, o perfil de demanda de energia é suficiente para

que se estabeleça como suprir a carga futura. De conhecimento da necessidade de potência o

operador do sistema define quantas e quais usinas entrarão em operação para atender a

demanda, levando-se em consideração as características de cada tipo de usina tais como custo

de geração, combustível e tempo de entrada em operação, Lange (2003).

Quando existe energia eólica disponível na rede elétrica, a tarefa de se definir o

suprimento de energia se torna mais complicado. No caso de não se estar gerando o que era

esperado, uma falha na previsão, será necessário que energia proveniente de outra fonte venha

a restabelecer o equilíbrio entre oferta e demanda. Leva-se tempo para colocar em operação

uma usina, cerca de 20 minutos para uma turbina a gás e por volta de 8 horas para uma

termoelétrica a carvão ou óleo, Giebel et al (2003). Por outro lado, se há energia de fonte

eólica não prevista, que não pode ser armazenada no caso dos aerogeradores de porte maior,

adicionada a rede elétrica, ela acaba atuando como uma carga negativa por reduzir a demanda

das fontes convencionais (energia já contratada), Lange (2003).

3.11.1. Modelos de Previsão

Baseado no exposto acima se percebe a grande importância dos sistemas de previsão

para a completa integração da energia eólica na geração e distribuição de energia elétrica.

Conforme encontrado na literatura, a maioria dos sistemas de previsão em operação

baseiam-se nos resultados de um sistema numérico de previsão de tempo (NWP – Numerical

Weather Prediction), como exemplo pode-se citar o HIRLAN, do Instituto de Meteorologia

da Dinamarca, ou o modelo de mesoescala Eta, operado pelo CPTEC / INPE. Este último é a

origem dos dados de previsão deste trabalho e maiores detalhes podem ser encontrados no

próximo tópico e na seção referente aos resultados deste trabalho.

Os modelos NWP baseiam-se nas equações da mecânica dos fluidos e possuem

limitações quanto às suas resoluções, horizontal e vertical, e quanto ao tempo de computação,

Potter e Negnevitsky (2006). Os desenvolvimentos dos modelos NWP são importantes, pois a

principal parcela do erro de uma previsão eólica de curto prazo vem do modelo NWP, Giebel

et al (2003).

Um modelo de previsão eólica se caracteriza por algumas etapas, conforme pode ser

visualizado na Fig. 3.24, segundo Beyer et al (1999). Inicia-se com os dados de previsão de

um modelo NWP, na seqüência as etapas que visam a dar aos dados de previsão as

características locais, desde físicas até dos aerogeradores instalados, chegando assim à

previsão de potência esperada baseada em dados de previsão meteorológicos.

Existem dois grupos de modelos de previsão eólica, a saber, os modelos físicos e os

modelos estatísticos. Há ainda, os modelos mistos, que usam uma combinação desses dois

grupos.

Modelo Numérico de Previsão de Tempo

Correção de Erros (estatística)

Curva de Potência

Previsão de Potência Local

topografia, rugosidade, atmosfera locais

Refinamento Horizontal

Figura 3.24. Etapas de um Modelo de Previsão Eólica

Nos sistemas físicos, os dados do NWP sofrem correções baseadas na física da camada

limite atmosférica. Há um refinamento dos dados do NWP adaptando-os às condições locais,

levando-se em consideração fatores físicos, tais como a rugosidade superficial, topografia,

obstáculos e estratificação térmica da atmosfera, a fim de se alcançarem melhores estimativas

das velocidades dos ventos locais, Lange (2003) e Giebel et al (2003). São alguns exemplos

de sistemas físicos de previsão o PREDIKTOR, desenvolvido pela RISO National Laboratory,

Dinamarca, e o PREVIENTO, da Universidade de Oldenburg, Alemanha, Giebel et al (2003).

Nos sistemas estatísticos não há um refinamento direto através de características físicas

locais, tal como ocorre nos modelos físicos. Os modelos estatísticos “aprendem” a relação

existente entre a velocidade do vento prevista por um modelo NWP e valores de potência

gerada, Lange (2003). Ou seja, os dados de entrada deste modelo são as previsões de um

modelo meteorológico e valores do passado, medidos, de potência gerada. São exemplos de

sistemas estatísticos de previsão: o WPPT, da Universidade de Copenhagen, Dinamarca e o

SIPREÒLICO, Universidade Carlos III, Espanha, Giebel et al (2003).

Nos modelos físicos, alguns passos são necessários, por exemplo: definir a velocidade

do vento para a altura do aerogerador, converter a velocidade do vento para potência através

da curva de potência, entre outros. Já no modelo estatístico, este passo não precisa,

necessariamente, ser executado, Giebel et al (2003). O modelo, ao tentar adaptar as previsões

de velocidade de vento aos valores de potência fornecidos como entrada, está fazendo

indiretamente as correções locais das previsões do modelo NWP.

Uma característica importante em um sistema de previsão eólica é a sua flexibilidade.

São duas as principais razões: relação altamente não-linear entre as variáveis envolvidas, e, o

sistema de previsão deve gerar previsões confiáveis para parques eólicos com diferentes

características, Sánchez (2005).

3.11.2. Modelo Eta

O modelo regional Eta é um modelo de mesoescala que utiliza equações matemáticas

para simular e prever as condições do tempo, fazendo previsões para determinados intervalos

de tempo. Segundo Chan (2006), o modelo Eta está sendo usado pelo CPTEC / INPE desde

1996. Tem a finalidade de complementar a previsão numérica de tempo que é realizada com o

modelo de circulação geral atmosférica.

Um modelo regional se propõe a prever fenômenos com maiores detalhes, em

mesoescala, associados a frentes, orografia, brisa marítima, tempestades severas entre outros.

Nesta escala há uma menor previsibilidade, devido a maior não-linearidade dos sistemas em

ação, portanto, as previsões são feitas para curto-prazo, Chan (2006).

A versão em operação possui resolução horizontal de 40 x 40 km e resolução vertical de

38 camadas. O modelo cobre a maior parte da América do Sul e parte dos oceanos dentro da

região compreendida pelas longitudes 20° W a 100° W e as latitudes de 13° N a 57° S,

centrado em 22° S e 60° W, Chan et al (2002).

A equação do modelo Eta tem como característica a coordenada vertical

, definida

por Mesinger conforme Eq. 3.48, segundo Chan et al (2002) e Passos et al (2004).













−

pzp

)0(

)(

(3.48)

Onde

é a pressão e os sub-índices

indicam topo da atmosfera, superfície e estado

de referência, respectivamente. A variável

refere-se à altura. As variáveis do modelo são:

temperatura do ar, componentes zonal e meridional do vento, umidade específica, pressão na

superfície, energia cinética turbulenta e água em nuvens, Passos et al (2004).

É usada como condição inicial para o modelo, a previsão de 12 horas do modelo global

do CPTEC, cuja resolução é de 100 x 100 km. A condição inicial é obtida de uma análise

estática com estimativa inicial de acordo com as condições no horário da análise. Esta análise

é realizada para a resolução do modelo global e, posteriormente, interpolada para a do modelo

Eta, Chan (2006).

O modelo Eta é rodado duas vezes ao dia 00h e 12h, horário de Greenwich, e gera

previsões para 6 até 72h com intervalos de 6h entre cada previsão.

4. POTENCIAL EÓLICO DE SANTA CATARINA

Neste capítulo, são apresentados os dados eólicos para o Estado de Santa Catarina

utilizados neste estudo. A partir destes dados, são avaliadas as características dos ventos e o

potencial para aproveitamento eólico para geração de eletricidade em algumas localidades do

Estado.

4.1. AVALIAÇÃO DO REGIME DE VENTOS EM SANTA CATARINA.

O estudo do regime de ventos do Estado de Santa Catarina é apresentado, nesta seção,

através da avaliação dos dados de velocidade de vento, onde são apresentadas as médias

mensais e anuais para cada localidade estudada, direção do vento e intensidade de turbulência.

Na seção 4.1.1, é feita uma breve descrição da origem dos dados utilizados neste

trabalho, assim como quais as localidades onde existem dados eólicos disponíveis e quais

destas localidades foram consideradas no presente estudo de caso.

4.1.1. Dados Eólicos de Santa Catarina

Com o objetivo de utilizar a energia eólica para a geração de energia elétrica, o

LABSOLAR / UFSC, (atual LEPTEN), em parceria com a CELESC – Centrais Elétricas de

Santa Catarina S.A., iniciou o levantamento do potencial eólico do Estado de Santa Catarina

com a instalação de dezesseis estações anemométricas e a realização de medições no período

de 1998 a 2002, Silva et al (2004).

As estações foram montadas em diversas regiões cujas características são

representativas das diferentes condições geográficas do Estado: serra, planalto e litoral. Essas

estações estão numeradas de 001 à 009 e de 011 à 017, cujas latitudes e longitudes são

apresentadas na Tab. 4.1 e localizadas no mapa da Fig. 4.1, conforme Passos et al (2003) e

Silva et al (2004).

Tabela 4.1. Estações anemométricas no Estado de Santa Catarina.

Latitude Longitude número Estação / Localização

27° 29' 8,23" 48° 20' 4,13" 001 Moçambique I - Florianópolis

27° 41' 3,1" 49° 8' 31,4" 002 Rancho Queimado - Boa Vista

28° 51' 50,8" 49° 16' 36,8" 003 Içara - Praia do Rincão

26° 37' 37,6" 50° 57' 45,6" 004 Calmon - Fazenda Cruzeiro

26° 22' 28,8" 53° 10' 23" 005 Campo Erê - Fazenda Perseverança

27° 27' 55" 51° 16' 18" 006 Campos Novos - Fazenda Ouro Verde

26° 44' 47" 51° 44' 51" 007 Água Doce - Fazenda São Rufino

28° 0' 35,4" 50° 05' 14" 008 Lages / Painel - Fazenda Rancho Alegre

28° 21' 40" 50° 03' 16" 009 São Joaquim - Chapada Bonita

28° 07' 30" 49° 29' 41" 011 Urubici - Fazenda Carambola / SBT

28° 21' 05" 49° 35' 0" 012 Bom Jardim da Serra - Fazenda Barrinha

26° 18' 0" 48° 32' 30" 013 São Francisco do Sul - Praia Grande

28° 09' 53,9" 48° 39' 34,4" 014 Imbituba - Praia de Ibiraquera

28° 30' 2,7" 48° 44' 55,5" 015 Laguna - Morro do Tamborete

27° 29' 58,23" 48° 20' 4,13" 016 Moçambique II - Rio Vermelho - Florianópolis

27° 44' 39,3" 49° 09' 27,2" 017 Rancho Queimado II - Chapada da Boa Vista

Estações Anemométricas no Estado de Santa Catarina

Figura 4.1. Localização das estações anemométricas da CELESC

As estações, acima indicadas, foram instrumentadas com um conjunto de medição,

constituído de dois anemômetros e uma veleta, da marca NRG 40, instalados, na maioria dos

casos, a 30 e 48 m de altura, sendo a veleta instalada a 48m, em torres treliçadas. Os

anemômetros são de três conchas, fabricados em PVC preto. As veletas, do tipo “rabo de

andorinha”, são instaladas ao lado do anemômetro.

Um sistema de aquisição Data Logger NRG 9200-plus, com faixa de medição entre 0 e

97,3 m/s, e incerteza de +/- 0,4 m/s e resolução 0,1 m/s e de ângulo de 1,4 °, que permite o

armazenamento de dados de velocidade média, de ângulo da direção média e seus respectivos

desvios padrão, para intervalos de 10 e 60 min, sendo usado, neste caso, as médias de 10 min.

Essas médias são calculadas a partir de dados processados a cada 2 s.

A verificação da curva de calibração dos anemômetros, indicada pelo fabricante, foi

feita no LAC – Laboratório de Aerodinâmica das Construções, da Universidade Federal do

Rio Grande do Sul, conforme Silva et al (2004).

Foram verificadas algumas falhas na aquisição dos dados. Desta forma, as séries onde

foram detectadas falhas tiveram os dados retirados, conforme Silva et al (2004). Estas falhas

se deram, principalmente, na forma de seqüências de valores de velocidade de 0 ou 97,3 m/s,

ou alternância entre estes dois valores. Estas falhas explicam, em parte, não haver a série

completa de dados para cada ano nas localidades estudadas.

Os anemômetros foram instalados a 30 m e 48 m acima do solo, com exceção de

Campo Erê (005) com altura de 20 m e 30 m, Rancho Queimado (002) com altura de 36 m e

Florianópolis (001) com altura de 25,3 m.

Os dados obtidos com médias de 10 min, são ideais para o estudo do potencial eólico de

um local. Com médias de velocidade em intervalos entre 10 min e 2 h consegue-se uma boa

distinção entre variações de grande escala e de micro-escala, devido a turbulência ou rajadas,

Molly (2005). Isto pode ser melhor entendido observando-se a Fig. 4.2, onde a curva mostra

como se distribui a energia cinética do vento pelo período: a área abaixo da curva nos dá a

energia cinética média no período, Martinez (2003). Então, observam-se maiores variações da

energia cinética do vento onde se visualizam os picos na figura. Os picos que se encontram

com períodos de minutos revelam variações de micro-escala do movimento atmosférico,

ocasionadas por turbulência ou rajadas, enquanto os outros picos que podem ser vistos na Fig.

4.2, períodos de quase um dia ou mais, podem ser ocasionados por brisas, passagens de

frentes, entre outros, Martinez (2003).

Período (h)

Escala

macrometeorológica

Escala micrometeorológica

4 dias

emi

diúrno

1 hora

1 min

uto

5 s

Freqüência

Espectro de

Energia

(m/s)

Figura 4.2. Espectro das variações do vento em diversas freqüências.

Fonte: Martinez (2003)

4.1.2. Análise dos Dados de Vento de Santa Catarina

Os dados que foram analisados no presente trabalho se referem às seguintes

localidades: Água Doce (estação 007, meio-oeste catarinense), Bom Jardim da Serra (estação

012) e Urubici (estação 011) (Serra catarinense), Campo Erê (estação 005, oeste catarinense),

Imbituba (estação 014) e Laguna (estação 015) (litoral sul catarinense), que são as localidades

marcadas por um quadrado no mapa da Fig. 4.1.

Foram utilizados os dados dos anemômetros instalados a 48 m de altura, com exceção

de Campo Erê, cujo anemômetro se encontra a 30 m. Desta forma, espera-se valores de

velocidade para Campo Erê pouco superiores aos apresentados nas próximas seções. Fazendo

uma comparação entre os dados medidos a 30 m e a 48 m em Água Doce, Urubici e Imbituba,

encontrou-se valores, na altura de 30 m, em média 4,4%, 5,6% e 8,8% menores que a 48 m,

respectivamente. Pode-se assim ter uma estimativa de quanto maiores podem ser esperadas as

velocidades de vento a 48 m em Campo Erê. Os dados a 48 m foram escolhidos para análise

por se tratar da altura em que os aerogeradores Wobben-Enercon E-40 (600 kW), já instalados

no estado de Santa Catarina, estão montados.

No caso das velocidades médias, estas são apresentadas como médias mensais e médias

anuais para cada localidade. Para Água Doce e Bom Jardim da Serra, no período de 1999 a

2004; para Imbituba e Urubici, no período de 1999 a 2003 (ainda há os dois primeiros meses

do ano de 2004 para Imbituba); e para Campo Erê e Laguna, no período de 1999 a 2002,

conforme tabelas 4.2 a 4.7. Segundo os meteorologistas, é necessário um período mínimo de

cinco anos de dados de vento para se ter médias anuais confiáveis, Manwell et al (2002),

portanto, para os sítios analisados neste trabalho, esta exigência é parcialmente atendida já

que o período de dados adquiridos está próximo do limite mínimo.

As direções são mostradas na forma de rosa-dos-ventos para cada ano estudado. Água

Doce, 1999 a 2004; Bom Jardim da Serra e Imbituba, 1999 a 2003; Campo Erê, 1999 a 2002;

Laguna, 1999 e 2000; e Urubici, 1999, 2000 e 2003.

Por fim, a intensidade de turbulência é apresentada por valores médios mensais e anuais

para Água Doce, anos 1999 a 2004; Bom Jardim da Serra e Imbituba, anos 1999 a 2003; e

Campo Erê, Laguna e Urubici, anos 1999 e 2002.

4.1.2.1. Velocidade do Vento

Os valores de velocidade média, principalmente os da velocidade média anual, são um

dos indicadores mais importantes na análise de um possível sítio para aproveitamento eólico

visando a assegurar sua viabilidade econômica. Um aumento da velocidade média anual de

uma localidade implica em maior número de horas de velocidade de vento acima, ou, em

geral, mais próxima da velocidade nominal de um aerogerador instalado, fazendo, então, o

equipamento trabalhar com sua potência nominal por um maior número de horas no período,

o que aumenta o seu fator de capacidade,

, Lopez et al (2003).

Segue, abaixo, a apresentação dos valores de velocidade de vento que foram

encontrados nas diferentes localidades. São fornecidas as tabelas com os valores de

velocidade média mensal e anual, bem como os valores do desvio padrão (

) médio mensal e

anual da velocidade e ainda os gráficos com os valores médios anuais da velocidade do vento.

São, também, apresentadas as médias da velocidade de todos os anos calculadas usando

apenas os dados dos anos que apresentaram medições em mais de 80% do tempo no ano. A

fração de tempo de dados disponível em relação a cada ano e para cada localidade pode ser

vista na Tab. C1, no anexo C. As figuras com as velocidades médias mensais podem ser vistas

nos anexos, ver anexo A, Fig A1 à A30.

4.1.2.1.1. Água Doce

Iniciando em Água Doce, observam-se velocidades médias mensais com valores no

intervalo de 3,41 e 7,87 m/s, médias anuais entre 5,98 e 6,42 m/s e média no período todo de

dados de 6,16 m/s, Tab. 4.2. Porém, se a média for feita apenas com os anos mais

significativos, ou seja, anos com maior número de dados (mais de 80%), esta média é de 6,24

m/s. Pode-se perceber que Água Doce apresenta bons valores de velocidade de vento, as

médias anuais encontradas estão, nos piores anos, muito próximas a 6 m/s, Fig. 4.3. Os

valores mensais das velocidades do vento podem ser vistas no Anexo A, figuras A1 à A6.

Tabela 4.2. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Água Doce

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Médias Mensais

Janeiro

6,14 5,84 6,29 6,26 5,94 5,66

(σ)

(2,62) (2,43) (2,75) (2,64) (2,68) (2,33)

Fevereiro

5,73 4,21 5,72 5,42 5,79

(σ)

(2,46) (2,17) (2,33) (2,42) (2,28)

Março

6,57 5,35 6,30 5,66 5,53

(σ)

(2,51) (2,58) (2,6) (2,23) (2,18)

Abril

5,51 5,61 5,85 5,87 6,04 5,67

(σ)

(2,97) (2,38) (2,72) (2,63) (2,29) (2,85)

Maio

6,58 6,16 5,87 6,28 6,49 5,99

(σ)

(2,8) (2,58) (2,67) (2,89) (2,7) (2,81)

Junho

5,67 6,48 6,20 6,36 5,49 6,10

(σ)

(3,07) (2,63) (2,42) (2,64) (2,47) (2,57)

Julho

7,09 7,30 7,28 6,31 6,43 6,76

(σ)

(3,03) (3,17) (2,62) (2,85) (3,17) (2,86)

Agosto

7,12 5,66 6,98 7,10 6,11 6,22

(σ)

(2,79) (2,7) (2,57) (2,99) (2,31) (3,24)

Setembro

7,67 5,54 7,87 6,46 5,98

(σ)

(3,2) (1,75) (3,35) (2,99) (2,62)

Outubro

4,22 6,15 6,85 5,60

(σ)

(2,87) (2,59) (2,91) (2,32)

Novembro

3,41 5,90 7,09

(σ)

(1,68) (2,5) (2,7)

Dezembro

6,44 5,63 5,83 6,35 6,74 6,44

(σ)

(2,94) (2,4) (2,79) (2,8) (3,07) (2,78)

Média Anual

6,20 6,04 6,33 6,42 5,98 5,99

(σ)

(2,8) (2,5) (2,64) (2,75) (2,57) (2,65)

Velocidade do Vento Agua Doce

Água Doce, Médias Anuais

6,2

6,04

6,33

6,42

5,98 5,99

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Ano

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura 4.3. Médias Anuais, Água Doce.

4.1.2.1.2. Bom Jardim da Serra

Em Bom Jardim da Serra, são encontrados valores de velocidades médias mensais entre

3,38 e 6,96 m/s, e médias anuais com valores no intervalo entre 4,75 e 5,44, cuja média é de

5,17 m/s, esses valores podem ser verificados na Tab. 4.3 abaixo. Para anos com mais de 80%

dos dados, a média é de 4,96 m/s. Como pode ser observado na tabela, os valores de

velocidade de vento não são muito bons, com vários desses valores abaixo de 5 m/s. Destaca-

se negativamente, o ano de 2001, que com 98% de dados disponíveis, apresenta velocidade

média de 4,75 m/s. Mesmo para os outros anos, as médias anuais não excedem os 5,5 m/s,

Fig. 4.4. Os valores de médias mensais estão no Anexo A, figuras A7 à A12.

Bom Jardim da Serra, Médias Anuais

5,36

5,17

4,75

5,44

5,12

5,20

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Ano

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura 4.4. Médias Anuais, Bom Jardim da Serra.

Tabela 4.3. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Bom Jardim da Serra

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Médias Mensais

Janeiro

5,73 4,51 5,11 4,40

(σ)

(3,7) (2,21) (3,01) (2,16)

Fevereiro

4,31 3,97 6,36 4,61

(σ)

(1,67) (2,13) (3,17) (2,33)

Março

4,34 3,88 4,23

(σ)

(2,36) (2,52) (2,06)

Abril

4,19 4,66 5,69 5,23 5,93

(σ)

(2,98) (2,81) (2,99) (3,34) (1,95)

Maio

5,77 4,92 4,71 6,01 5,70

(σ)

(3,82) (3,21) (2,77) (4,09) (4,79)

Junho

5,89 5,05 5,58 5,93 4,97

(σ)

(3,44)

(3,3)

(3,12)

(3,31)

(3,27)

Julho

5,20 6,66 5,30 5,55 5,69 5,74

(σ)

(3,37) (4,14) (3,29) (3,44) (3,09) (3,21)

Agosto

5,61 4,85 4,90 6,37 5,28 4,95

(σ)

(3,27) (3,14) (2,77) (3,57) (3,1) (2,61)

Setembro

5,53 5,42 5,81 5,37 4,19 5,21

(σ)

(2,35) (3,15) (3,13) (3,26) (2,47) (3,3)

Outubro

5,23 5,25 4,93 3,41 5,17

(σ)

(2,8) (2,95) (3,23) (1,3) (2,76)

Novembro

5,59 4,83 4,23 6,96 5,11

(σ)

(2,74) (2,37) (2,23) (5,45) (2,86)

Dezembro

3,38 4,46 4,76 5,10 4,88

(σ)

(1,87) (2,42) (2,27) (2,92) (2,8)

Média Anual

5,36 5,17 4,75 5,44 5,12 5,20

(σ)

(2,88) (3,01) (2,76) (3,18) (2,88) (3,06)

Velocidade do Vento Bom Jardim da Serra

4.1.2.1.3. Campo Erê

Os dados apresentados na Tab. 4.4, para Campo Erê, indicam valores de velocidade

média mensal entre 3,66 e 6,86 m/s, média anual no intervalo de 5,21 e 5,56 m/s, Fig. 4.5,

com média no período de 5,40 m/s. Considerando uma correção de 6% para cima, dos valores

médios anuais estimados para 48 m, chega-se a valores entre 5,5 e 5,9 m/s, que já são valores

quase aceitáveis. As figuras A13 à A16 mostram os valores das médias mensais.

Campo Erê, MédiasAnuais

5,46

5,38

5,21

5,56

1999 2000 2001 2002

Ano

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura 4.5. Médias Anuais, Campo Erê.

Tabela 4.4. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Campo Erê.

1999 2000 2001 2002

Médias Mensais

Janeiro 4,53 4,96 4,86 5,11

(σ)

(1,89) (1,89) (2,07) (2,16)

Fevereiro

4,44 4,79 3,86 3,66

(σ)

(2,01) (1,99) (1,99) (1,88)

Março

4,65 5,15 4,39 5,12

(σ)

(2,13) (2,14) (1,87) (2,23)

Abril

4,65 5,00 4,53 5,00

(σ)

(2,13) (2,09) (2,47) (2,3)

Maio

5,27 5,54 5,12 5,62

(σ)

(2,29) (2,3) (2,39) (2,93)

Junho

5,12 6,38 5,45 5,57

(σ)

(2,35) (2,96) (2,21) (2,72)

Julho

6,51 5,79 6,80 5,62

(σ)

(2,56) (2,58) (2,39) (2,96)

Agosto

6,40 5,59 6,29 6,24

(σ)

(2,48) (2,51) (2,52) (2,65)

Setembro

6,86 6,36 6,25 6,01

(σ)

(2,62) (2,92) (2,64) (2,78)

Outubro

6,46 5,30 5,17 6,57

(σ)

(2,28) (2,44) (2,2) (2,42)

Novembro

5,49 4,81 5,00 5,90

(σ)

(2,45) (2,06) (2,03) (2,54)

Dezembro

5,20 4,86 4,60 5,11

(σ)

(2,11) (2,1) (2,27) (2,34)

Média Anual

5,46 5,38 5,21 5,56

(σ)

(2,28) (2,33) (2,26) (2,49)

Velocidade do Vento Campo Erê

4.1.2.1.4. Imbituba

Em Imbituba, não diferenciando muito dos valores médios de velocidade de vento

encontrados em Bom Jardim da Serra, podemos perceber médias mensais entre 3 e 6,47 m/s,

médias anuais entre 4,97 e 5,59 m/s, Tab. 4.5 e Fig. 4.6, com média no período de 5,13 m/s, e

5,05, quando considerados apenas os anos com mais dados. Não são valores altos de

velocidade de vento, como já mencionado para os dois locais anteriores. Encontram-se no

Anexo A, figuras de A17 à A21, os valores de velocidades médias mensais.

Tabela 4.5. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Imbituba.

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Médias Mensais

Janeiro

4,70 5,06 4,95 4,83 5,13

(σ)

(3,15) (3,16) (3) (2,57) (2,85)

Fevereiro

4,89 4,03 6,01 4,47 3,00

(σ)

(2,7) (2,63) (3,14) (2,67) (2,05)

Março

5,11 4,28 4,26 4,21

(σ)

(2,92) (2,76) (2,88) (2,25)

Abril

4,67 4,38 4,34 4,84

(σ)

(2,7) (2,57) (2,73) (2,61)

Maio

4,43 4,49 4,44 4,65

(σ)

(2,52) (2,71) (2,78) (2,56)

Junho

5,24 3,87 4,46 3,81

(σ)

(3,15) (2,46) (2,6) (2,38)

Julho

4,63 5,06 5,18 4,21

(σ)

(2,72) (2,96) (3,06) (2,68)

Agosto

5,80 5,26 5,48 5,34 5,78

(σ)

(3,7) (3,2) (3,1) (3,48) (3,17)

Setembro

5,26 6,42 6,47 5,90 6,08

(σ)

(3,03) (3,31) (3,02) (3,26) (3,53)

Outubro

6,06 4,86 6,35 5,55 6,09

(σ)

(3,04) (2,97) (3,59) (3,24) (3,22)

Novembro

5,51 5,81 5,49 5,33 5,64

(σ)

(3,29) (3,17) (3,35) (3,33) (3,6)

Dezembro

5,45 5,47 4,61 5,57 5,99

(σ)

(3,05) (3,21) (2,8) (3,12) (3,34)

Média Anual

5,59 5,12 4,97 5,05 5,07 4,98

(σ)

(3,22) (2,98) (2,93) (3,05) (2,88) (2,45)

Velocidade do Vento Imbituba

Imbituba, Médias Anuais

5,59

5,12

4,97

5,05

5,07

4,98

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Ano

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura 4.6. Médias Anuais, Imbituba.

4.1.2.1.5. Laguna

Laguna aparece com as maiores velocidades médias do Estado. Como podemos notar

nas Tab. 4.6 e Fig. 4.7, as médias mensais encontradas estão entre 4,77 e 11,58 m/s, as anuais,

6,85 e 8,53 m/s, com média de 7,80 m/s, e 7,91 m/s para os anos mais significativos. Com

suas médias anuais sempre bem acima dos 6 m/s, Laguna possui um excelente potencial. Os

valores médios mensais no Anexo A, figuras A22 à A25.

Tabela 4.6. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Laguna

1999 2000 2001 2002

Médias Mensais

Janeiro 6,90 7,75 7,06

(σ)

(4,11) (4,18) (4,18)

Fevereiro

7,15 5,86 9,62

(σ)

(3,93) (3,17) (4,94)

Março

7,69 6,36 6,76

(σ)

(4,82) (3,82) (3,94)

Abril

7,27 6,52 6,63

(σ)

(4,06) (3,42) (4,24)

Maio

6,85 6,93 4,77

(σ)

(3,8) (3,52) (3,1)

Junho

8,32 11,58

(σ)

(5,18) (6,79)

Julho

7,11 11,06

(σ)

(4,29) (5,02)

Agosto

8,22 9,09

(σ)

(4,47) (4,97)

Setembro

7,84 9,73 9,96

(σ)

(4,1) (4,97) (4,13)

Outubro

9,30 7,18 10,05

(σ)

(4,44) (4,1) (5,84)

Novembro

8,45 8,33 8,61

(σ)

(4,68) (4,72) (4,92)

Dezembro

8,50 7,75 6,47

(σ)

(4,3) (4,31) (3,59)

Média Anual

8,53 7,70 8,12 6,85

(σ)

(4,38) (4,4) (4,45) (4,08)

Velocidade do Vento Laguna

Laguna, Médias Anuais

8,53

7,70

8,12

6,85

1999 2000 2001 2002

Ano

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura 4.7. Médias Anuais, Laguna.

4.1.2.1.6. Urubici

Observa-se na Tab. 4.7 que Urubici segue de perto Laguna com boas médias de

velocidades de vento. As médias mensais estão entre 5,11 e 9,15 m/s, e as médias anuais entre

6,47 e 7,43 m/s, Fig. 4.8. A velocidade média no período é de 7,06 m/s, que sobe para 7,22

m/s ao se considerar somente os anos com mais dados. As médias mensais são apresentadas

no Anexo A, figuras A26 à A30.

Tabela 4.7. Médias mensais e anuais de velocidades de vento para Urubici.

1999 2000 2001 2002 2003

Médias Mensais

Janeiro

6,24 6,07 7,05 6,07

(σ)

3,25 3,08 3,97 2,94

Fevereiro

5,90 5,16 5,89 6,45

(σ)

3,41 2,46 2,64 3,16

Março

5,96 5,11 6,52 5,45

(σ)

3,71 3,05 3,4 2,51

Abril

5,93 6,99 7,00 7,04

(σ)

3,42 3,94 4,02 4

Maio

8,04 7,13 7,02 8,52

(σ)

4,68 4,25 4,1 4,46

Junho

9,08 7,52 8,82 7,93

(σ)

4,83 4,31 4,16 4,36

Julho

8,29 9,15 8,21 8,12 8,11

(σ)

3,73 4,92 3,98 4,2 3,67

Agosto

7,52 7,42 6,56 8,87 7,25

(σ)

4,14 3,9 2,71 4 3,76

Setembro

7,62 6,97 7,25 6,78

(σ)

3,98 4,28 4,24 3,28

Outubro

6,39 7,44 5,21 7,81 5,96

(σ)

3,5 3,54 2,62 3,57 3,29

Novembro

5,69 7,63 7,41

(σ)

2,77 4,47 4,41

Dezembro

6,52 6,33 6,58 6,96 8,60

(σ)

3,56 2,89 2,85 3,95 4,27

Média Anual

7,17 7,14 6,47 7,43 7,10

(σ)

3,78 3,89 3,28 3,89 3,68

- -

Velocidade do Vento Urubici

Urubici, Médias Anuais

7,17

7,14

6,47

7,43

7,10

1999 2000 2001 2002 2003

Ano

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura 4.8. Médias Anuais, Urubici.

4.1.2.2. Direção dos Ventos

Para que seja explorado, ao máximo, o potencial dos ventos em um local onde se

constatou viabilidade comercial, são instalados vários aerogeradores, agrupados de forma

organizada, visando a diminuir as interferências entre os mesmos. Um aerogerador, ao captar

a energia cinética do vento que passa por suas pás, produz um efeito no fluxo de ar que

interfere no trabalho das máquinas que estão nas laterais e atrás, estas últimas na esteira dos

aerogeradores situados à frente. Além disso, a quantidade de energia cinética disponível para

o aerogerador situado a jusante é menor. Estes efeitos podem ser de cerca de 10% para

distâncias entre 6 a 10 vezes o diâmetro do rotor para aerogeradores posicionados na direção

de incidência do vento, enquanto que para as laterais, distâncias de 2 a 3 vezes o diâmetro são

consideradas adequadas, Martinez (2003). Para que se possa avaliar a melhor disposição das

turbinas eólicas dentro de um parque, a fim de posicioná-las de modo a se reduzir, ao mínimo

possível, o número de alterações de sua orientação, evitando assim os efeitos de esteiras e

cargas dinâmicas, é de grande importância que se conheçam bem as direções preferenciais de

incidência do vento na localidade.

O programa WAsP, WAsP (2004), foi utilizado para a construção da rosa-dos-ventos

para os sítios analisados, com base nos dados medidos nas estações anemométricas da

CELESC. Os gráficos das direções são apresentados, para cada localidade, em todos os anos

em que se dispunha dos dados de direção de vento. As rosas-dos-ventos foram divididas em

dezesseis regiões, com 22,5° cada uma, representado todas as direções. Estes gráficos podem

ser vistos nas seções seguintes, ver Figs. 4.9 à 4.14.

4.1.2.2.1. Água Doce

De acordo com as rosas-dos-ventos para Água Doce, os ventos de nordeste são os mais

freqüentes, como pode ser visto nos gráficos da Fig. 4.9, com 25% a 30 % dos dados

apontando a incidência de ventos nessa direção para todos os anos considerados. Chama a

atenção, o ano de 1999, com mais de 15% de dados na direção norte, o que não se observa nos

outros anos. Para 1999, tem-se 72% de dados disponíveis.

Figura 4.9.1. Agua Doce 1999

Figura 4.9.2. Agua Doce 2000

Figura 4.9.3. Agua Doce 2001

Figura 4.9.4. Agua Doce 2002

Figura 4.9.5. Agua Doce 2003

Figura 4.9.6. Agua Doce 2004

Figura 4.9. Rosa dos Ventos para Água Doce.

4.1.2.2.2. Bom Jardim da Serra

Nos gráficos da Fig. 4.10, pode-se observar que as direções preferenciais dos ventos

para Bom Jardim da Serra caracterizam-se por uma grande variação, indicando maior

necessidade de correção da posição dos aerogeradores, implicando em maior perda de tempo

e maiores esforços na estrutura. Pode-se visualizar, nos gráficos, uma predominância dos

ventos nas direções entre oeste e noroeste, porém, apresenta porções bem significativas no

sentido oposto, leste, Fig. 4.10. Os anos mais representativos são 2000 e 2001, onde se tem

mais de 80% de dados disponíveis nestes anos.

Figura 4.10.1. Bom Jardim da Serra 1999

Figura 4.10.2. Bom Jardim da Serra 2000

Figura 4.10.3. Bom Jardim da Serra 2001

Figura 4.10.4. Bom Jardim da Serra 2002

Figura 4.10.5. Bom Jardim da Serra 2003

Figura 4.10. Rosa dos Ventos para Bom Jardim da Serra.

4.1.2.2.3. Campo Erê

Campo Erê, assim como Água Doce, possui ventos predominantes soprando de

nordeste, entre 20% e 25% dos dados nos anos observados, Fig. 4.11.

Figura 4.11.1. Campo Erê 1999

Figura 4.11.2. Campo Erê 2000

Figura 4.11.3. Campo Erê 2001

Figura 4.11.4. Campo Erê 2002

Figura 4.11. Rosa dos Ventos para Campo Erê.

4.1.2.2.4. Imbituba

Para Imbituba se nota a predominância de ventos nas direções nordeste e leste-nordeste,

com mais de 30% dos dados de vento nestas direções, Fig. 4.12.

Figura 4.12.1. Imbituba 1999

Figura 4.12.2. Imbituba 2000

Figura 4.12.3. Imbituba 2001

Figura 4.12.4. Imbituba 2002

Figura 4.12.5. Imbituba 2003

Figura 4.12. Rosa dos Ventos para Imbituba

4.1.2.2.5. Laguna

Laguna apresenta ventos predominantes de nordeste, de forma semelhante aos de

Imbituba, próximo a 25% dos dados nesta direção para os dois anos com dados completos,

Fig. 4.13. Porém, apenas para os anos de 1999 e 2000, haviam dados de direção disponíveis,

sendo que em 1999, apenas 33% do ano está representado, enquanto para o ano 2000, tem-se

100% de dados.

Figura 4.13.1. Laguna 1999

Figura 4.13.2. Laguna 2000

Figura 3.13. Rosa dos Ventos para Laguna.

4.1.2.2.6. Urubici

Urubici mostra dados duvidosos para o ano de 1999, com 60% deles na direção norte,

porém, provavelmente, isto se deve a se ter disponível dados de somente 37% do ano. Para os

dois outros anos, onde se tem dados de mais de 90% do ano, vemos 25% dos dados na direção

norte em 2002 e 30% na direção norte-nordeste em 2003, Fig. 4.14.

Figura 4.14.1. Urubici 1999

Figura 4.14.2. Urubici 2002

Figura 4.14.3. Urubici 2003

Figura 4.14. Rosa dos Ventos para Urubici.

4.1.2.3. Intensidade de Turbulência

Como já mostrado, anteriormente, na seção 3.5, a intensidade de Turbulência,

, foi

definida como a razão entre o desvio padrão da velocidade e a velocidade média para um

mesmo período de tempo, menor ou igual a 10 min. Desta forma, podemos concluir que

maiores valores de desvio padrão, para mesmos valores de velocidade média, implicam em

maiores valores de

. Como para o calculo de

, são usadas médias de curtos intervalos de

tempo, velocidade e desvio padrão calculados a cada 10 min, a partir de medições a cada 2 s,

por exemplo, essas variações da velocidade, indicadas pelos valores de desvio padrão, são

indicativos de turbulência e/ ou rajadas.

Devido à importância dos efeitos da turbulência sobre as turbinas eólicas, que resultam

em flutuações na geração e fadiga na estrutura da turbina, por exemplo, efeitos estes já

descritos na revisão bibliográfica, são apresentados os valores calculados da Intensidade de

Turbulência,

, para as localidades estudadas. São apresentados os valores médios anuais,

Tab. 4.8, e mensais, nas tabelas B1, B2, B3, B4, B5 e B6, no Anexo B, para cada sítio eólico.

Os valores mensais foram calculados a partir da média de cada dado, ou seja, média de 10 min

dos valores do desvio padrão e velocidade média. Já as médias anuais foram calculadas a

partir das médias mensais. Os dados apresentados, que foram utilizados no cálculo da

, são

dados provenientes de torres anemométricas, ou seja, não há efeito de esteira causado por

turbinas ou movimento das pás.

Analisando os resultados, podemos notar que os locais onde são encontrados os maiores

valores de

são: Bom Jardim da Serra e Imbituba, com suas médias anuais em torno de 0,22

e 0,20, respectivamente. Seguidos por Campo Erê e Urubici, médias próximas a 0,16. Água

Doce tem suas médias anuais também próximas a 0,15, desde que excluído o ano de 1999,

que devido aos valores encontrados para a velocidade média, nos meses de outubro e

novembro, elevou bastante o

médio. Laguna aparece com os menores valores de

variando de 0,10 a 0,15, com média de 0,12.

Tabela 4.8. Valores de intensidade de turbulência e seus desvios padrão – Médias Anuais.

Agua Doce B.J.da Serra Imbituba Laguna Campo Erê Urubici

1999

0,48 0,23 0,19 0,10 0,15 0,15

( σ[I

]

)

(1,60)

(0,43)

(0,36)

(0,25)

(0,22)

(0,25)

2000

0,18 0,21 0,20 0,12 0,16 0,16

( σ[I

]

)

(0,92)

(0,38)

(0,31)

(0,27)

(0,29)

2001

0,15 0,23 0,21 0,12 0,17 0,17

( σ[I

]

)

(0,32)

(0,44)

(0,37)

(0,27)

(0,28)

2002

0,14 0,23 0,21 0,15 0,17 0,15

( σ[I

]

)

(0,27)

(0,41)

(0,36)

(0,35)

(0,29)

(0,26)

2003

0,14 0,19 0,19

( σ[I

]

)

(0,23)

(0,34)

(0,30)

2004

0,14

( σ[I

]

)

(0,22)

-- --

Intensidade de Turbulência - Médias Anuais

4.2. AVALIAÇÃO DO POTENCIAL EÓLICO EM SANTA CATARINA

Tem-se como objetivo nesta seção apresentar os resultados do estudo do potencial

eólico do Estado de Santa Catarina, realizado a partir dos dados de vento nas localidades

escolhidas para estudo. Os cálculos, feitos conforme descrito na revisão bibliográfica,

baseiam-se nos dados das estações anemométricas da CELESC. Os resultados são

apresentados (exceção aos valores de densidade de potência) em forma de tabela no anexo C,

Tab. C1.

Na Tab. C1, são apresentados os valores médios anuais para as principais características

significativas no estudo do potencial eólico de uma região. Tais características são:

Velocidade média; Parâmetro de forma de Weibull,

; Parâmetro de escala de Weibull,

(m/s); Potência média (kW); Energia produzida (MWh); Fator de Capacidade,

; número

de horas em que

MEDIO

(este valor representa o número de horas no ano em que a

velocidade do vento esteve mais alta que a média do local); número de horas em que

(este valor representa o número de horas no ano em que a velocidade do vento esteve mais

alta que a velocidade nominal do aerogerador E-40, 600 kW, 13 m/s); Quantidade de dados

obtidos, mostrado de duas formas, a primeira como uma razão entre o número de horas de

medições e o número de horas do ano, e a segunda o número de dias que os dados

representam; Horas equivalentes e Dias equivalentes; Energia diária (MWh / dia), razão entre

a energia calculada e o número de dias com dados disponíveis.

A nona coluna da Tab. C1, referente à quantidade de dados obtidos, que representa a

fração de dados disponíveis para cada ano, é importante pelo fato de mostrar a quantidade de

dados que foram analisados no ano em questão para se efetuar os cálculos, sendo os anos com

maiores valores os que apresentam resultados mais significativos para as características em

questão.

Inicia-se a apresentação dos resultados do estudo do potencial através dos valores

referentes à densidade de potência disponível no vento.

4.2.1. Densidade de Potência

Uma forma de se avaliar, preliminarmente, o potencial eólico de uma determinada

região é a partir da Densidade de Potência. É uma maneira de se avaliar o local antes de ter

sido definido o tamanho do aerogerador a ser instalado. Essa análise é feita sem que se leve

em consideração quaisquer características do aerogerador a ser instalado, e sim

exclusivamente a potência disponível no vento.

A potência por unidade de área (W / m

), é calculada, segundo Manwell et al (2002),

através da Eq. 4.1.

= (4.1)

Onde

é o fator padrão de energia, calculado conforme:

∑

(4.2)

Onde N é o número de dados no período analisado.

De acordo com Manwell et al (2002), valores menores que 100 W / m

são

considerados ruins, enquanto valores de aproximadamente 400 W / m

, são bons, e

considerados ótimos quando acima de 700 W / m

. Esses valores são calculados utilizando

médias anuais da velocidade de vento. Na Tab. 4.9, encontramos os valores de potência por

unidade de área para as velocidades de vento das localidades estudadas. A massa específica

do ar utilizada para os cálculos foi de 1,2 kg / m

, que é o mesmo valor utilizado como

referência na curva de potência dos aerogeradores E-40, curva esta utilizada neste trabalho.

Tabela 4.9. Densidade de Potência do vento calculada com massa específica do ar de 1,2

kg / m

1999

2000

2001

2002

2003

2004

Água Doce

254,20 208,30 245,50 251,40 206,50 215,20

Bom Jardim da Serra

204,50 200,20 147,10 222,20 186,30 203,70

Campo Erê

158,60 153,50 142,10 174,60 - -

Imbituba

214,60 174,40 167,00 174,00 173,30

Laguna

694,60 579,80 716,90 437,20 - -

Urubici

438,20 479,40 341,10 497,90 438,20 -

Densidade de Potência (W / m²)

Na Tab. 4.10 são apresentados os resultados de Densidade de Potência utilizando o

valor da massa específica do ar calculado para o local. Os cálculos da massa específica do ar

foram feitos com auxilio do WAsP, onde, através da altitude e temperatura do ar, tem-se a

massa específica. Para se determinar a temperatura, considerou-se 20°C ao nível do mar e foi

assumido uma diminuição da temperatura de 9,8°C / km, conforme Martinez (2003). Os

valores da massa específica do ar para cada localidade podem ser vistos entre parênteses ao

lado do nome da localidade na Tab. 4.10.

Comparando os valores das duas tabelas, percebe-se a menor densidade de potência nas

localidades de Água Doce, Bom Jardim da Serra, Campo Erê e Urubici, redução de 10%,

12%, 7% e 14%, respectivamente. Esta diferença é função do ar mais rarefeito, pois a

potência do vento é diretamente proporcional à massa específica do ar, conforme Eq. 3.4.

Tabela 4.10. Densidade de potência do vento utilizando massa específica calculada para o

local.

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Água Doce (1,08)*

228,60 187,30 220,70 226,00 185,70 193,50

Bom Jardim da Serra (1,06)*

180,80 177,00 130,00 196,50 164,70 180,10

Campo Erê (1,11)*

147,00 142,20 131,70 161,80 - -

Imbituba (1,2)*

214,60 174,40 167,00 174,00 173,30

Laguna (1,2)*

694,60 579,80 716,90 437,20 - -

Urubici (1,03)*

375,40 410,70 292,20 426,50 375,40 -

Densidade de Potência (W / m²)

* massa específica do ar, (kg / m3)

Através dos valores sugeridos por Manwell et al (2002), chega-se à conclusão que dos

seis locais analisados, nenhum deles apresenta densidade de potência inferior a 100 W / m

valor considerado muito ruim por esses autores. Quatro localidades, Água Doce, Bom Jardim

da Serra, Campo Erê e Imbituba, podem ser consideradas aceitáveis, com destaque para Água

Doce, com seu valor médio superior a 200 W / m

. Já Urubici, pode ser considerado um bom

lugar, quando analisada a densidade de potência, pois apresenta média de pouco mais de 400

W / m

, enquanto Laguna, com sua média de densidade de potência de 648 W / m

, apresenta

o melhor resultado dentre os locais analisados, podendo ser considerado um ótimo valor por

esta análise.

Apesar desses resultados, não se pode dizer que não serão viáveis projetos de parques

eólicos elaborados nestas ou em outras localidades que apresentem valores de densidade de

potência não tão altos, o que inviabilizaria projetos na maior parte do Estado de Santa

Catarina. Para o estudo de viabilidade de um parque eólico devem ser levados em

consideração, além da densidade de potência, outros fatores que dependem da política de

incentivos econômicos que podem viabilizar um determinado empreendimento tais como:

garantia de tarifa e compra de energia, taxa de juros, preço da energia, etc.

4.2.2. k - Parâmetro de Forma de Weibull

O parâmetro de forma de Weibull,

, conforme já mencionado no capítulo 3, fornece a

forma da curva de distribuição de velocidades de Weibull. Este fator é importante por mostrar

a regularidade dos ventos da localidade onde os dados foram colhidos. Os valores encontrados

podem ser vistos na Tab C1, anexo C.

Nos casos analisados, em Santa Catarina, foram encontrados valores anuais de

entre

1,63 e 2,49. Destaca-se Água Doce, com valor médio, para os anos com maior quantidade de

dados, de

44,2

. Seguida por Campo Erê, média de

34,2

. Ainda, conforme Dalmaz et

al (2006), na localidade de Rancho Queimado, (chapada da Boa Vista) foram encontrados

valores de k em torno de 2,26, com médias de velocidade de vento de 6,77 m/s, para os anos

com maior número de dados. Essas três localidades são as que apresentam, entre os locais

analisados, valores do parâmetro de forma k que podem ser considerados bons. Já para as

demais localidades os números encontrados não chamam a atenção, com as médias entre 1,7 e

1,8. Laguna e Urubici, por exemplo, apresenta ótimas velocidades médias de vento, acima de

7 m/s, mas quanto à regularidade dos ventos, não apresentam bons resultados. Para estes dois

últimos casos, esta tendência na falta de regularidade das velocidades em torno da média já

era indicada pelos valores elevados do desvio padrão das velocidades, apresentados nas Tab.

4.6 e Tab. 4.7.

4.2.3. Cálculo da Energia Produzida

Em relação ao cálculo da quantidade de energia produzida em cada localidade, é

importante ressaltar que não foram levados em consideração alguns efeitos sobre os

aerogeradores, tais como intervalo de tempo gasto para reorientação, ou seja, para os cálculos

foi considerado como se o aerogerador estivesse sempre alinhado na direção de maior

incidência de vento naquele instante; tempo de parada dos aerogeradores para manutenção;

histerese por velocidades de vento altas, quando se tem um vento acima da velocidade de

corte, por inércia, a turbina leva mais tempo para voltar a gerar energia do que o tempo que o

vento esteve acima da velocidade de corte. Os valores típicos de disponibilidade dos

aerogeradores devido a esses efeitos estão em torno de 0,98 para orientação do aerogerador e

entre 0,98 e 0,99 para histerese por ventos com velocidades altas, Martinez (2003). Conforme

observado nos dados de velocidade de vento de Santa Catarina, existem muito poucas horas

de vento acima da velocidade de corte típica para os aerogeradores, que ficam em torno de 25

m/s.

Ainda, conforme já informado, os dados coletados não são contínuos, existem falhas na

seqüência de dados, o que torna a quantidade de energia calculada para cada localidade

relativa ao número de dias de dados disponível. Para resolver tal problema, fez-se a razão

entre a energia acumulada e o número de dias de dados. Este valor é apresentado na última

coluna da Tab C1 em MWh / dia.

Pode-se observar, na Tab. C1, que Laguna apresenta a maior quantidade de energia

calculada, média de 5,6 MWh / dia, seguida por Urubici com 4,71 MWh / dia e Água Doce,

3,23 MWh / dia. Bom Jardim da Serra, Imbituba e Campo Erê apresentaram valores bem

próximos, pouco acima de 2,3 MWh / dia. Embora não apresentado neste trabalho, os dados

para a localidade de Rancho Queimado mostram que apresentaria o terceiro melhor valor,

com média de 4,12 MWh / dia, Dalmaz et al (2006).

4.2.4. Fator de Capacidade

Um valor de muita importância na avaliação de uma localidade para o aproveitamento

do potencial eólico é o seu valor do Fator de Capacidade, FC . O FC já foi descrito

anteriormente, mas vale lembrar que o mesmo nos mostra o aproveitamento do potencial

instalado, ou a ser instalado no parque eólico.

Agora, analisando os valores encontrados nos cálculos para as localidades consideradas

neste trabalho pode-se notar que, mesmo para os locais com maior potencial, os valores de

ficam bem longe de 1 (que seria 100% de aproveitamento da instalação). Isso sempre é

esperado para geração eólica devido a característica inconstante do vento e dos valores da

velocidade de projetos dos aerogeradores serem altas, entre outros fatores, desta forma valores

de FC em torno de 0,25 são considerados aceitáveis e bons quando acima de 0,3, Martinez

(2003).

Os valores encontrados neste estudo estão apresentados na Tab. C1. As médias para

cada localidade, levando-se em consideração os anos com maior quantidade de dados, são

mostradas na Tab. 4.11.

Tabela 4.11. Fator de Capacidade médio para cada sítio eólico.

Sítio FC

Água Doce 0,23

Bom Jardim da Serra 0,16

Imbituba 0,16

Laguna 0,40

Campo Erê 0,16

Urubici 0,34

Conforme se pode observar na Tab. 4.11, Laguna e Urubici apresentam valores altos de

, seguido por Água Doce, que com

em torno de 0,23 pode ser considerado um bom

valor. Ainda, temos

= 0,29 para Rancho Queimado II, Dalmaz et al (2006). Já para os

demais sítios, temos FC de 0,16, valores considerados baixos. Segundo Molly (2004), o

valor médio de

na Alemanha é de 0,23, o que é equivalente ao Estado de Santa Catarina,

= 0,23, caso se faça uma média entre os valores apresentados na Tab. C1, apenas com os

anos com mais de 80% de dados.

É importante mencionar que, para os cálculos de potência média, energia e, em

conseqüência, o

, número de horas equivalentes e energia média diária, foram levados em

consideração, somente, os dados de medições de velocidade de vento, curva de potência do

aerogerador e calculados através da distribuição estatística de Weibull.

Um fator importante a se destacar sobre as localidades de Laguna e Urubici, que

apresentaram ótimos valores de

, é que, por apresentarem médias anuais de velocidade de

vento bem maiores que as outras localidades, também apresentam muito mais horas de

operação do aerogerador à sua potência nominal. Para as demais localidades, o número médio

de horas de velocidade de vento superior à velocidade nominal de um aerogerador E-40 (13

m/s), por exemplo, chega, no máximo, a 160 horas no ano. Enquanto isso, esse valor em

Urubici é maior que 700 horas e passa de 1200 horas para Laguna. Essa diferença pode ser

visualizada na Tab. C1 e nos gráficos encontrados no Anexo D, Fig. D1, onde se apresenta

uma curva de Duração de Velocidade típica para cada sítio analisado.

4.3. DISCUSSÃO SOBRE O POTÊNCIAL EÓLICO DAS LOCALIDADES ESTUDADAS

A partir dos resultados apresentados neste capítulo, pode-se tirar algumas conclusões

sobre o potencial eólico do Estado de Santa Catarina. Fazendo uma média entre os dados dos

seis sítios estudados neste trabalho, levando-se em consideração apenas os anos com mais de

80% de dados disponíveis, chega-se aos valores encontrados na Tab. 4.12.

Tabela 4.12. Valores médios de algumas variáveis dos ventos de Santa Catarina.

Velocidade 6 m/s

Densidade de potência 262 W / m²

Fator de forma, k 2

Fator de Capacidade, FC 0,23

Potência 137,7 kW

Comparando-se os valores médios de cada sítio com os da Tab. 4.12, verifica-se que

Água Doce apresenta valores superiores a estas médias para quase todas as variáveis, exceto

para a densidade de potência, cujo valor é 20% menor. Laguna e Urubici apresentam

resultados bem acima da média do Estado, com exceção ao fator de forma

, cujas médias

são 89% e 92%, respectivamente, da média para os seis sítios. Tem-se, ainda, Campo Erê com

o valor de k acima da média, apesar de ser este o seu único destaque. Os valores médios para

cada sítio são apresentados na Tab. 4.13, onde estão destacados em negrito aqueles acima das

médias apresentadas na Tab. 4.12.

Tabela 4.13. Valores médios para cada sítio.

V Dens. Pot. Potência

(m/s) (W/m²) (kW)

Agua Doce 6,24 210,80

2,44 0,24 141,20

Bom Jardim da Serra 4,96 153,50 1,67 0,16 94,75

Imbituba 5,05 172,18 1,74 0,16 96,77

Campo Erê 5,40 145,68 2,34 0,16 96,27

Laguna 7,91 648,35 1,78 0,40 237,53

Urubici 7,22 404,20 1,84 0,34 205,96

Valores para anos com mais de 80% dos dados disponíveis

Localidade

k FC

Comparando-se as médias, acima, com os valores médios dessas variáveis para outros

Estados brasileiros, nota-se que Santa Catarina apresenta valores mais modestos em relação

ao Ceará e Rio Grande do Norte, por exemplo.

Os valores do

para a maioria dos projetos de parques eólicos do PROINFA são

superiores a 0,30, sendo que no nordeste brasileiro, em especial nos Estados do Ceará e Rio

Grande do Norte, estes valores chegam a ser maiores que 0,40, Molly (2004). Para Santa

Catarina, apenas dois sítios dos seis estudados, Laguna e Urubici, apresentaram valores acima

de 0,30. Considerando o valor médio de 0,23 para Santa Catarina, que é o mesmo que na

Alemanha, segundo Molly (2004), país que detém a maior potência eólica instalada no

mundo, conclui-se que Santa Catarina, apesar de apresentar fator de capacidade inferior

àqueles da melhor região eólica do nordeste brasileiro, também deve ser considerada.

Os valores de velocidade de vento, média anual, para o Estado de Santa Catarina não

são muito altos, somente Laguna e Urubici apresentam valores superiores a 7 m/s, conforme

demonstrado neste trabalho. Outros dois locais, Água Doce e Rancho Queimado II,

apresentam velocidades médias anuais maiores do que 6 m/s, Silva et al (2004) e Dalmaz et al

(2006). As médias anuais de velocidade do vento para os Estados do Ceará e Rio Grande do

Norte, especificamente no litoral destes Estados, estão em torno de 8-9 m/s, Amarante et al

(2001a). No Rio Grande do Sul, segundo Amarante et al (2002), há cinco regiões distribuídas

pelo Estado, que se destacam com velocidades médias acima de 7 m/s. Em relação a Urubici,

apesar de apresentar ótimos resultados para o aproveitamento eólico, é necessário um estudo

mais cuidadoso para verificar as dificuldades de instalação dos aerogeradores na região,

dificuldades que podem aparecer em função do acesso, por se tratar de região de serra.

Comparativamente, os ventos do Estado de Santa Catarina não apresentam boa

regularidade, como visto acima, os melhores valores de

são inferiores a 2,5. No nordeste

brasileiro, os valores obtidos a partir das estações mais representativas, e que foram utilizados

no Atlas do potencial eólico do Estado do Ceará, mostram valores de

de 3,44 para o interior

daquele Estado, e 4,67 para o litoral, SEINFRA (2001). Segundo Amarante et al (2001b), os

dados medidos em diversas estações anemométricas da Bahia, os valores encontrados para

variam entre 1,8 e 4,2, sendo que apenas dois registros, em 26 estações, apresentaram valores

menores do que 2. Deve-se ressaltar, porém, que, apenas ter um

alto não significa boas

condições para o aproveitamento eólico, pois também é necessário uma boa média anual de

velocidade de vento, em torno ou acima de 6 m/s. Basta que se veja os exemplos de Laguna e

Urubici, que apresentam as melhores estimativas, em relação ao resto do Estado, apesar de

apresentarem k em torno de 1,8. Um valor menor de k , significa uma distribuição de

velocidades em uma faixa mais ampla de valores, o que pode significar um maior número de

horas de velocidade de vento altas. Na Fig. 4.15, são apresentadas as curvas de densidade de

probabilidade para Bom Jardim da Serra e Imbituba, ano 2000, e Campo Erê, ano 2001, com

mais de 80% de dados disponíveis, e que apresentam como características comuns quase os

mesmos valores de velocidade média anual e de fator de escala,

Figura 4.15. Comparação entre localidades com velocidade média próximas e diferentes

valores de k.

Pode-se notar os diferentes valores para o fator de forma

, conforme indicados na

figura. Apesar de Campo Erê apresentar um valor de k bem maior que o das outras duas

localidades, tem um menor número de horas com velocidades altas, na figura percebe-se isto a

partir dos 9 m/s. Isto resultará, também, em menor número de horas de operação do

aerogerador à sua potência nominal, o que pode ser visto olhando os valores na Tab. C1. Os

valores de

para este exemplo são de 0,177, 0,163 e 0,145, para Bom Jardim da Serra,

Imbituba e Campo Erê, respectivamente.

Quanto aos dados de direção de ventos, percebe-se que, com exceção a Bom Jardim da

Serra, as localidades observadas apresentam certa regularidade quanto à direção de incidência

dos ventos, mostrando, claramente, direções preferenciais. Para Bom Jardim da Serra, espera-

se encontrar maiores perdas na geração de energia, em relação às outras localidades, devido

aos efeitos de desalinhamento entre o aerogerador e a direção de incidência dos ventos, além

dos maiores esforços sobre a estrutura.

Os valores encontrados para a intensidade de turbulência,

I , podem ser considerados

valores típicos, conforme a literatura. Porém, não são valores que possam ser

desconsiderados. Molly (2005), indica que valores de

= 0,20, já caracterizam terrenos

complexos. Portanto, a

encontrada em Bom Jardim da Serra e Imbituba, caracterizam estes

locais como regiões turbulentas, o que pode trazer conseqüências na qualidade da energia

gerada, além de exigir maiores distâncias entre os aerogeradores. No caso de Imbituba, este

valor alto de

I pode ser explicado, pelo menos em parte, pela localização da torre

anemométrica, situada em área com construções não muito afastadas.

5. DADOS DE GERAÇÃO DAS USINAS EÓLICAS DE SANTA CATARINA

Os dados de geração de eletricidade utilizados neste trabalho, fornecidos pela CELESC,

são oriundos de dois dos empreendimentos de geração eólica de Santa Catarina, Usina Eólica

de Bom Jardim da Serra e Usina Eólica do Horizonte, ver capítulo 2. Estes são dados de

potência efetiva, em intervalos de 5 min, entregues à rede elétrica da CELESC. Como

ocorrido com os dados de velocidade de vento, os dados de potência gerada não estão

disponíveis de forma contínua para todo o ano analisado.

O objetivo deste capítulo é o de analisar os dados de geração das usinas eólicas e

comparar os cálculos efetuados, conforme mostrado na seção 3.6, a partir das velocidades de

vento medidas, com os valores reais medidos de geração de energia.

Com os valores de potência gerada, fornecidos pela CELESC, foram calculados, a

quantidade de energia gerada no período, a potência média e o

. Estes foram então

comparados aos valores apresentados na Tab. C1, calculados com os dados das medições das

estações anemométricas nas localidades correspondentes. Os resultados podem ser observados

abaixo na Tab. 5.1, para Água Doce, e Tab. 5.2 para Bom Jardim da Serra, sendo que nestas

tabelas são mostrados os valores de potência média e

, para os dados medidos e

calculados, assim como a fração de dados disponível no período. Também foram traçados os

gráficos de potência em relação ao tempo, cuja área sob as curvas representa a quantidade de

energia gerada ou esperada, a partir dos valores de potência instantânea dos dados de geração

CELESC, Fig. 5.1, para Água Doce, e figuras 5.2, 5.3 e 5.4, para Bom Jardim da Serra.

Nestes mesmos gráficos, também foram plotadas as curvas de Duração de Potência, conforme

seção 3.6, calculadas a partir dos dados provenientes das medições dos anemômetros. Para

que fossem traçadas as curvas mencionadas acima, e para que a comparação fosse válida,

foram separadas as séries de dados para os mesmos períodos para cada curva.

Os dados de potência gerada em Água Doce e entregue à rede CELESC são

representativos dos oito aerogeradores lá instalados, sem maiores informações sobre o

funcionamento ou não de cada aerogerador. Por esse motivo são apresentados, na Tab. 5.1,

dois valores, o primeiro deles se refere à potência média para todos os aerogeradores,

enquanto o segundo trata-se de uma média por máquina, considerando que todos os

aerogeradores estavam em operação. Pode ter ocorrido de um ou mais aerogeradores não estar

em operação durante uma parcela de tempo dos dados avaliados neste trabalho, o que

resultaria em valores não reais na média de cada aerogerador. Porém, a informação de

produção individual de cada aerogerador deste parque não está disponível.

5.1. COMPARAÇÃO ENTRE O POTENCIAL CALCULADO E OS DADOS DE

GERAÇÃO

Analisando os dados de Água Doce, notamos que não há grandes divergências entre os

cálculos baseados nas velocidades de vento medidas e os dados de geração. No caso da

potência temos uma média próxima de 140 kW para o valor calculado, enquanto os resultados

de geração trazem valores próximos de 1200 kW, para os oito aerogeradores, que nos da uma

média entre 140 kW e 150 kW por máquina. No caso do ano de 2004, especificamente, tem-se

dados de medições e de geração com período coincidente, os valores são 119,7 kW e 151,7

kW, para o cálculo com dados dos anemômetros e geração CELESC, respectivamente, o que

representa uma diferença de 21,1%, porém, deve-se levar em consideração a diferença na

quantidade de dados analisada em cada caso. Em relação ao

, como já mencionado

anteriormente, temos média em torno de 0,23, com os valores individuais entre 0,20 e 0,25,

mostrando que estão coerentes com os encontrados através dos dados de geração, entre 0,23 e

0,25.

Tabela 5.1. Comparação entre valores calculados e medidos de potência para Água Doce.

Potência Média (kW) FC Qtde de Dados *

2000 128,93 0,21 0,64

2001 146,64 0,24 0,86

2002 151,07 0,25 0,97

2003 125,9 0,21 0,85

2004 119,7 0,2 0,47

Potência Média (kW) FC Qtde de Dados *

1213,4 **

151,7 ***

1119,7 **

139,9 ***

2004

Valores calculados a partir dos dados anemométricos CELESC

Valores calculados a partir dos dados de geração da Usina Eólica de Horizonte

* fração do ano com dados disponíveis

0,25

0,23 0,49

0,72

2005

** potência para 8 aerogeradores *** valor médio por aerogerador

A análise com base nos dados de Bom Jardim da Serra mostra que também não há

grandes diferenças entre os cálculos baseados nas velocidades medidas e os dados de geração.

Sem esquecer, também, das diferenças entre as quantidades de dados analisadas em cada caso.

Para a potência, temos uma média de 94 kW, caso consideremos apenas os anos com mais de

80% de dados, ou 102 kW para média de todos os anos, para o valor calculado conforme

mostrado na seção 3.6. Para os resultados de geração, os valores médios encontram-se entre

74,8 kW e 135,1 kW. Nos casos de 2002 e 2003, onde se tem tanto medições anemométricas

quanto dados de geração para um mesmo período, os valores são 118,13 kW e 135,1 kW, para

cálculo e geração no ano de 2002, respectivamente, que representa uma diferença de 12,5%, e

para 2003, 101,56 kW para o calculado e 108,6 kW para o gerado, representando 6,5% de

diferença. Em relação ao

, onde esta localidade apresenta média entre 0,16 e 0,17, caso se

leve ou não em consideração os anos com menor quantidade de dados, os valores oriundos da

geração mostram média de 0,17, ou 0,18, caso seja excluído o ano de 2005, que apresenta

apenas 33% de dados no ano.

Tabela 5.2. Comparação entre valores calculados e medidos de potência para Bom Jardim da

Serra.

Potência Média (kW) FC Qtde de Dados *

2000 106,01 0,18 0,84

2001 83,49 0,14 0,98

2002 118,13 0,2 0,63

2003 101,56 0,17 0,69

Potência Média (kW) FC Qtde de Dados *

2002

135,1

0,22 0,47

2003

108,6

0,18 0,84

2004

85,2

0,14 0,67

2005

74,8

0,12 0,33

Valores calculados a partir dos dados anemométricos CELESC

* fração do ano com dados disponíveis

Valores calculados a partir dos dados de geração da Usina Eólica de B, J, da Serra

Para traçar a curva de duração de potência de Água Doce foi multiplicado o resultado

da interpolação entre as velocidades de vento e a curva de potência do aerogerador E-40 por

oito, número de aerogeradores no parque, para que a comparação pudesse ser feita. Tem-se

assim, na Fig. 5.1, um gráfico com as duas curvas plotadas, a curva da potência medida e a da

potência calculada. Ambas são curvas de potência acumulada, sendo a área abaixo das

mesmas a quantidade de energia gerada. Percebe-se na Fig. 5.1, que a área abaixo da curva

referente aos dados de geração, linha contínua, é um pouco maior que a da calculada, linha

tracejada. Mas essa diferença não é muito grande e mostra que, pelo menos para este ano, os

cálculos representam bem a realidade. Infelizmente, a quantidade de dados onde os períodos

de dados de geração e de velocidade de vento eram coincidentes só permitiu que fosse feita

esta analise para o ano de 2004, e mesmo assim, com pouco mais de 3700 horas de dados no

ano. Esperava-se que a área da curva dos dados calculados fosse maior, fato que não foi

observado em Água Doce 2004, pois fatores já mencionados não são levados em consideração

no método estatístico de cálculo de energia, tais como diferenças topográficas, já que os dados

não foram coletados no mesmo local, e efeitos de orientação dos aerogeradores são exemplos

já comentados.

Água Doce, 2004

1000

2000

3000

4000

5000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Tempo (h)

Potência (kW)

Potência Medida Potência Calculada (x8)

Figura 5.1. Curvas de Potência para Água Doce

Para Bom Jardim da Serra, foi possível fazer as comparações para os anos de 2002,

2003 e 2004. Nestes casos, a quantidade de dados para comparação, onde havia coincidência

de dados de geração e de velocidade de vento, também não é muito grande. Tem-se, no ano de

2002, pouco mais de 2300 horas de dados comparados, para 2003, um pouco acima de 3300

horas e 2004, 3000 horas.

Pode-se observar, nos gráficos para os anos de 2002 e 2003, Figs. 5.2 e 5.3, que a área

abaixo das curvas referentes aos cálculos a partir das velocidades de vento medidas nas

estações anemométricas, são menores que as das curvas plotadas a partir dos dados de

geração, assim como ocorreu para Água Doce, na Fig. 5.1. Para o gráfico do ano de 2004, Fig.

5.4, o exposto acima não ocorre, sendo que as duas curvas se cruzam, resultando em área

menor para os cálculos, quando a potência é menor que cerca de 150 kW.

É importante salientar que, os locais onde os aerogeradores estão instalados não são os

mesmos onde estão localizadas as estações anemométricas, o que pode ser a explicação de

parte das divergências entre os resultados, além dos demais fatores que também influenciam

nas diferenças e foram mencionados em capítulos anteriores.

Conforme foi citado no capítulo anterior, segundo Molly (2004), a maioria dos projetos

de parques eólicos do PROINFA apresentavam

maior que 0,30, pode-se perceber, através

dos dados de geração disponibilizados pela CELESC, que as duas usinas eólicas com dados

de geração disponíveis estão bem abaixo deste valor, especialmente a usina de Bom Jardim da

Serra. Porém, não se pode dizer que estes resultados sejam conclusivos, visto a pequena

quantidade de dados de geração disponível.

Bom Jardim da Serra, 2002

100

200

300

400

500

600

700

0 500 1000 1500 2000 2500

Tempo (h)

Potência (kW)

Potência Calculada Potência Medida

Figura 5.2. Curvas de Potência para Bom Jardim da Serra, 2002

Bom Jardim da Serra, 2003

100

200

300

400

500

600

700

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Tempo (h)

Potência (kW)

Potência Medida Potência Calculada

Figura 5.3. Curvas de Potência para Bom Jardim da Serra, 2003.

Bom Jardim da Serra, 2004

100

200

300

400

500

600

700

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Tempo (h)

Potência (kW)

Potência Medida Potência Calculada

Figura 5.4. Curvas de Potência para Bom Jardim da Serra, 2004.

5.2. CONSIDERAÇÕES SOBRE OS VALORES DE GERAÇÃO EÓLICA NAS USINAS

EÓLICAS DE SANTA CATARINA

Analisando os resultados apresentados, percebe-se que os valores referentes ao

para a localidade de Bom Jardim da Serra, estão bem inferiores aos considerados adequados à

geração eólica. Dos dados de potência analisados, o ano de 2003 é o mais representativo, pois

há 84% dos dados disponíveis para este ano. Então, para o ano de 2003, o valor de FC é de

0,18, para o ano de 2004, com 67% dos dados do ano, o valor de

é de 0,14. A potência

média para o mesmo ano de 2003 é pouco maior que 100 kW, comparados aos 600 kW de

potência nominal do aerogerador instalado. Apesar da pequena quantidade de dados dificultar

uma análise mais detalhada, o que impede de se tirar conclusões mais acertadas, pode-se dizer

que os valores estão bem abaixo do esperado.

Para Água Doce, a situação é mais favorável, apesar de se ter menos dados para análise

do que de Bom Jardim da Serra, pois apresenta valor de

igual a 0,25, para o ano de 2004,

onde se tem 72% de dados, valor este já considerado adequado para geração eólica, conforme

Martinez (2003). Segundo Camargo (2005), o valor de

para a Usina Eólio-Elétrica de

Palmas – PR, que está situada na região próxima a Água Doce, divisa entre os estados do

Paraná e Santa Catarina, sendo que as duas usinas são bem próximas, é, em média, 0,28,

baseado em dados no período compreendido entre 1999 e 2004. Isto mostra coerência com os

valores encontrados para a usina eólica localizada em Água Doce.

6. ANÁLISE DO POTENCIAL EÓLICO UTILIZANDO O WASP

O WAsP, Wind Atlas Analysis and Aplication Program, é um programa utilizado para

se estimar os recursos eólicos a partir da extrapolação horizontal e vertical de dados de vento

de um ponto de referência, Bowen e Mortensen (2004).

Os dados utilizados como referência são obtidos por medições anemométricas,

velocidade e direção dos ventos, em um ponto específico. Este ponto é, então, utilizado como

entrada para o WAsP. Através destes dados, o programa pode fazer a análise estatística dos

mesmos e extrapolá-los para que sejam determinadas as características dos ventos e feita a

estimativa do potencial eólico dos arredores deste ponto. Ainda, juntamente com os dados

técnicos de um aerogerador, curva de potência, estima-se a produção de energia deste

aerogerador bem como a produção de um parque eólico, quando entradas as posições dos

aerogeradores.

O WAsP permite que sejam feitas correções nos dados de referência, indicando os

efeitos locais que afetam a aquisição dos dados, tais como obstáculos, rugosidade superficial e

orografia.

A qualidade dos resultados fornecidos pelo WAsP depende da qualidade dos dados

usados como referência, pois é a partir deles que o programa faz a sua extrapolação para os

locais vizinhos. Também depende das condições da atmosfera, das diferenças na topografia e

rugosidade entre o local das medições e a vizinhança, e a complexidade do terreno.

Neste capítulo, objetiva-se apresentar os resultados da avaliação das características dos

ventos do Estado de Santa Catarina através da ferramenta WAsP, o que, ainda, permitiu

validar esta ferramenta para futuras análises no Estado. Serão apresentados os resultados da

avaliação estatística dos dados de vento medidos nas estações meteorológicas para as

localidades analisadas neste trabalho, assim como a determinação do potencial eólico e

algumas estimativas de geração de energia para as localidades, onde se levará em

consideração a topografia das regiões mediante os mapas de relevo locais. De posse destes

resultados, foi feita uma comparação com os resultados apresentados nos capítulos 4 e 5.

6.1 POTENCIAL EÓLICO E DE GERAÇÃO DE SANTA CATARINA ESTIMADO

ATRAVÉS DO WAsP

Nesta seção, apresenta-se a avaliação do potencial eólico dos seis sítios estudados neste

trabalho, através do programa WAsP, adquirido pelo Lepten / Labsolar no final do ano de

2004 (número da licença: 1351), onde foi levado em consideração o relevo de cada local.

100

São apresentados os valores de velocidade média anual, parâmetros de Weibull,

densidade de potência, energia estimada anual e fator de capacidade. É importante considerar

que, apesar dos dados utilizados como entrada para o WAsP não representarem, na maioria

dos casos, o ano completo de dados, este programa generaliza os resultados, apresentando-os

como resultados anuais.

Para cada um dos sítios, foram feitas estimativas utilizando três tamanhos de

aerogeradores, sendo todos fabricados pela Wobben. Os modelos escolhidos foram o E-40

(600 kW), E-48 (800 kW) e o E-70 (2000 kW). Nestas estimativas foram consideradas as

seguintes alturas de montagem (altura do hub, altura do eixo do rotor, H): E-40, 48 m; E-48,

70 m; E-70, 113 m.

São, ainda, apresentados os mapas do potencial eólico, referentes a cada localidade. Os

mapas topográficos utilizados neste trabalho, obtidos do U. S. Geological Survey, USGS

(SRTM, Shuttle Radar Topography Mission) apresentam resolução de 90 x 90 m, sendo

apresentados com dimensões de 20 x 20 km, tendo a estação anemométrica localizada, na

maioria dos casos, no centro. Os recursos eólicos foram calculados para uma área de 100 km

(10 x 10 km) em torno da estação anemométrica, visto que esta é a distância máxima

recomendada a partir da estação anemométrica de referência, WASP (2004). Exceção feita a

Urubici, onde os mapas são de 10 x 10 km, sendo os recursos eólicos determinados para uma

área menor. Os mapas estão representados, nos seus eixos, em metros, em coordenadas UTM

(zona 22 J). Para as estimativas apresentadas nestes mapas, foram utilizados aerogeradores E-

40 (600 kW), com altura do rotor de 48 m, sendo a posição do aerogerador a mesma que a da

estação anemométrica, posições estas indicadas através de uma seta nas Figs 6.1 a 6.6.

Para as localidades de Água Doce e Bom Jardim da Serra, através da análise do mapa

de recursos eólicos gerado pelo WAsP, foi escolhido outro local que apresentasse o melhor

resultado para aquela área, e simulada a instalação do mesmo aerogerador E-40.

Foi feita, também, uma estimativa de geração de energia para um mesmo aerogerador,

que instalado num mesmo ponto, apresentasse duas alturas diferentes de montagem, H, a fim

de avaliar a diferença na quantidade de energia gerada.

Os resultados que seguem são apresentados da seguinte forma, os valores médios que

são informados no texto, referem-se as médias calculadas para os anos onde se tem mais de

80% de dados disponíveis, enquanto que as médias apresentadas nas tabelas, são médias para

todos os dados disponíveis.

Iniciando a apresentação dos resultados, pode-se ver abaixo, Tab. 6.1, os valores

estimados para a localidade de Água Doce com o aerogerador E-40, anos de 2000-2004, onde

os anos de 2001, 2002 e 2003 são os mais representativos, com mais de 80% de dados

101

disponíveis. Para estes três anos, os valores médios do

e da velocidade do vento são 0,24,

e 6,27 m/s , respectivamente.

Tabela 6.1. Potencial e Energia Anual estimados pelo WAsP para Água Doce com AG E-40

(600 kW), H = 48 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

6,08 2,51 6,9 217 1145 0,22

2001

6,39 2,47 7,2 255 1318 0,25

2002

6,45 2,49 7,3 261 1359 0,26

2003

5,98 2,38 6,7 215 1118 0,21

2004

5,9 2,42 6,7 204 1069 0,20

Médias

6,16 2,45 6,96 230,40 1201,80 0,23

Nas Tab. 6.2 e 6.3 são apresentados os resultados de geração com aerogeradores de 800

kW (H= 70 m) e 2000 kW (H= 113 m). Para uma altura de 70 m, a velocidade média é de

6,75 m/s, FC médio de 0,30, e a energia anual estimada 2084,3 MWh, o que representa uma

produção 1,65 vezes maior que a estimada para o aerogerador de 600 kW instalado a 48 m.

Ao se instalar um aerogerador de 2000 kW, com o eixo do rotor a 113 m, tem-se, 7,45 m/s de

velocidade média e FC médio igual a 0,34. A Energia anual estimada é em 5874,7 MWh, em

média, que corresponde a 2,82 e 4,64 vezes mais energia que as máquinas de 800 kW, a 70 m,

e 600 kW, a 48 m, respectivamente. Percebe-se que Água Doce apresenta resultados

satisfatórios para todas as três alturas testadas, porém, os valores médios de

acima de 0,3

somente apareceram quando foi utilizado o E-70, com altura de 113 m, ou igual a 0,3, no caso

do E-48 a 70 m.

Tabela. 6.2. Potencial e Energia Anual estimados pelo WAsP para Água Doce com AG E-48

(800 kW), H = 70m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

6,53 2,6 7,4 262 1912 0,27

2001

6,87 2,56 7,7 307 2159 0,31

2002

6,94 2,57 7,8 316 2228 0,32

2003

6,43 2,47 7,3 259 1866 0,27

2004

6,34 2,51 7,1 245 1791 0,26

Médias

6,62 2,54 7,46 277,80 1991,20 0,28

102

Tabela. 6.3. Potencial e Energia Anual estimados pelo WAsP para Água Doce com AG E-70

(2000 kW), H = 113 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

7,22 2,66 8,1 348 5403 0,31

2001

7,58 2,62 8,5 408 6071 0,35

2002

7,67 2,62 8,6 421 6284 0,36

2003

7,11 2,52 8 346 5269 0,30

2004

7,01 2,57 7,9 326 5051 0,29

Médias

7,32 2,60 8,22 369,80 5615,60 0,32

Na Fig. 6.1, pode-se visualizar o mapa, em escala de cores, da densidade de potência

para Água Doce. Os valores médios, mínimos e máximos estimados pelo WAsP, são

apresentados na Tab. 6.4. Estes valores são estimados pelo WasP a partir da extrapolação dos

valores fornecidos como referência, ou seja, valores medidos na estação anemométrica

correspondente, levando-se em consideração as características topográficas da região.

Figura 6.1. Recursos eólicos de Água Doce, ano 2002.

103

Tabela 6.4. Recursos eólicos de Água Doce, ano 2002.

Altitude (m) V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

Média 1202,3 5,81 2,48 6,5 193 1018 0,194

Mínimo 1064,5 4,78 2,25 5,4 107 559 0,106

Máximo 1300 7,01 2,51 7,9 334 1650 0,314

Observando o mapa de recursos para Água Doce, percebe-se que há algumas regiões

com ventos mais favoráveis a geração eólica. Encontram-se valores máximos de velocidade

de vento superiores a 7 m/s, o que resultam em

acima de 0,3, ver Tab. 6.4.

As estimativas para a região de Bom Jardim da Serra, cujos resultados podem ser

visualizados nas Tab. 6.5, 6.6 e 6.7, mostram valores médios de FC iguais a 0,15, para E-40

com H= 48 m, 0,19, para E-48, com H= 70 m e 0,21 para E-70, com H= 113 m e a energia

anual, disponível de 810,76 MWh, 1334 MWh e 3635,5 MWh, respectivamente.

Tabela 6.5. Potencial estimado pelo WasP para Bom Jardim da Serra, AG E-40, H= 48 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

5,23 1,65 5,9 208 900,4 0,17

2001

4,85 1,76 5,5 153 721,12 0,14

2002

5,48 1,71 6,1 230 1010 0,19

2003

5,06 1,62 5,7 194 836,9 0,16

Médias

5,16 1,69 5,80 196,25 867,11 0,16

Tabela 6.6. Potencial estimado pelo WasP para Bom Jardim da Serra, AG E-48, H= 70 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

5,6 1,71 6,3 244 1461 0,21

2001

5,19 1,83 5,8 180 1207 0,17

2002

5,87 1,77 6,6 270 1624 0,23

2003

5,42 1,68 6,1 227 1366 0,19

Médias

5,52 1,75 6,20 230,25 1414,50 0,20

Tabela 6.7. Potencial estimado pelo WasP para Bom Jardim da Serra, AG E-70, H= 113 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

6,14 1,74 6,9 316 3974 0,23

2001

5,69 1,86 6,4 233 3297 0,19

2002

6,43 1,8 7,2 348 4424 0,25

2003

5,95 1,71 6,7 294 3719 0,21

Médias

6,05 1,78 6,80 297,75 3853,50 0,22

Para Bom Jardim da Serra, mesmo quando foi utilizado o aerogerador de 2000 kW e

H= 113 m, não foram encontrados bons resultados, o maior valor de

é pouco superior a

0,25. Na Fig. 6.2, é mostrado o mapa de recursos eólicos para Bom Jardim da Serra, tendo no

centro a estação anemométrica da CELESC, cujos dados eólicos medidos em 2001 foram

utilizados como dados de entrada para o WAsP. Ao se observar a Fig. 6.2, nota-se que

104

existem locais mais favoráveis, com velocidade de vento superiores a 8 m/s, de onde se

consegue estimativas de FC superiores a 0,4, ver Tab. 6.8.

Os resultados das simulações para Bom Jardim da Serra confirmam as informações de

Camargo (2005), da empresa Camargo e Schubert, dadas pessoalmente, de que outras

estações anemométricas, na região de Bom Jardim da Serra, indicam um potencial eólico bem

mais promissor para a região.

Figura 6.2. Recursos eólicos de Bom Jardim da Serra, ano 2001.

Tabela 6.8. Recursos eólicos para Bom Jardim da Serra, ano 2001.

Altitude (m) V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

Média 1349,3 4,54 1,7 5,1 142 664 0,126

Mínimo 582 1,76 1,25 1,9 10 28 0,005

Máximo 1563,5 8,57 1,8 9,5 978 2235 0,425

Nas tabelas 6.9 a 6.11, são resumidos os resultados do potencial eólico estimado para

Imbituba. Os valores médios de

são 0,17, 0,23 e 0,27, com os valores da energia anual

disponível de 914,51, 1866,75 e 4824,25 MWh para H= 48, 70 e 113 m, respectivamente.

105

Tabela 6.9. Potencial estimado pelo WasP para Imbituba, AG E-40, H= 48 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

5,25 1,88 5,9 181 933,5 0,18

2001

5,08 1,78 5,7 173 885,24 0,17

2002

5,2 1,83 5,9 180 936,7 0,18

2003

5,17 1,81 5,8 180 902,61 0,17

Médias

5,18 1,83 5,83 178,50 914,51 0,17

Tabela 6.10. Potencial estimado pelo WasP para Imbituba, AG E-48, H= 70 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

5,79 1,92 6,5 237 1653 0,24

2001

5,6 1,82 6,3 226 1567 0,22

2002

5,73 1,87 6,5 236 1657 0,24

2003

5,7 1,85 6,4 235 1590 0,227

Médias

5,71 1,87 6,43 233,50 1616,75 0,23

Tabela 6.11. Potencial estimado pelo WasP para Imbituba, AG E-70, H= 113 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

6,59 1,94 7,4 345 4938 0,28

2001

6,37 1,85 7,2 330 4680 0,27

2002

6,53 1,89 7,4 344 4954 0,28

2003

6,48 1,87 7,3 342 4725 0,27

Médias

6,49 1,89 7,33 340,25 4824,25 0,28

Os valores máximos de velocidade de vento estimada chegam a 7,28 m/s, resultando em

um FC em torno de 0,35. O mapa de densidade de potência para Imbituba pode ser visto na

Fig. 6.3, assim como os valores máximo e mínimo destas estimativas de recursos eólicos

podem ser vistos na Tab. 6.12.

106

Figura 6.3. Recursos eólicos de Imbituba, ano 2000.

Tabela 6.12. Recursos eólicos de Imbituba, ano 2000.

Altitude (m) V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

Média 20,5 5,34 1,86 6 193 945 0,180

Mínimo 0 4,73 1,73 5,3 125 644 0,123

Máximo 139,6 7,28 2,06 8,2 482 1835 0,349

Os resultados para Campo Erê podem ser vistos nas tabelas 6.13 a 6.15. O mapa de

recursos eólicos para esta localidade é apresentado na Fig. 6.4, e na Tab. 6.16 os valores

médio, máximo e mínimo referentes a esta simulação. Campo Erê, cujas medições foram

feitas com anemômetro colocado a 30 m do solo, pode ser melhor avaliada através do WAsP,

que transforma os valores para a altura escolhida. Tem-se então, valores de

estimados de

0,20, 0,27 e 0,32 e quantidades de energia de 1074,96, 1878,75 e 5536,75 MWh, para E-40 a

48 m, E-48 a 70 m e E-70 a 113 m de altura, respectivamente. Campo Erê atinge valores

satisfatórios de FC , médias superiores a 0,25, quando utilizado o aerogerador de 800 kW a

70 m.

107

Tabela 6.13. Potencial estimado pelo WasP para Campo Erê, AG E-40, H= 48 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

1999

5,95 2,52 6,7 203 1088 0,21

2000

5,89 2,53 6,6 196 1045 0,20

2001

5,74 2,52 6,5 182 974,83 0,19

2002

6,16 2,53 6,9 223 1192 0,23

Médias

5,94 2,53 6,68 201,00 1074,96 0,20

Tabela 6.14. Potencial estimado pelo WasP para Campo Erê, AG E-48, H= 70 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

1999

6,49 2,6 7,3 257 1902 0,27

2000

6,42 2,62 7,2 247 1832 0,26

2001

6,26 2,6 7 230 1724 0,25

2002

6,71 2,61 7,5 283 2057 0,29

Médias

6,47 2,61 7,25 254,25 1878,75 0,27

Tabela 6.15. Potencial estimado pelo WasP para Campo Erê, AG E-70, 113 m.

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

1999

7,29 2,65 8,2 360 5616 0,32

2000

7,21 2,66 8,1 346 5400 0,31

2001

7,03 2,65 7,9 323 5092 0,29

2002

7,53 2,65 8,5 396 6039 0,34

Médias

7,27 2,65 8,18 356,25 5536,75 0,32

Observando a Fig. 6.4, nota-se que Campo Erê apresenta locais onde o valor de FC

passa de 0,3, com velocidades médias máximas em torno de 7 m/s, conforme mostrado na

Tab. 6.16.

108

Figura 6.4. Recursos eólicos de Campo Erê, ano 2000.

Tabela 6.16. Recursos eólicos de Campo Erê, ano 2000

Altitude (m) V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

Média 888,1 5,69 2,51 6,4 178 950 0,181

Mínimo 780,3 4,19 2,22 4,7 69 336 0,064

Máximo 945 7,02 2,63 7,9 339 1660 0,316

Nas tabelas 6.17 a 6.19 são resumidos os resultados da simulação com o WAsP, para

Laguna, onde são encontradas as maiores velocidades médias de vento, acima dos 8 m/s,

mesmo para H= 48 m. Nas três simulações os valores do FC médio estimado é superior a

0,4, sendo 0,41 para a simulação com E-40 e H= 48 m, 0,46 para E-48 e H= 70 m e 0,49 para

E-70 e H= 113 m. Os valores para a energia média estimada, para os anos com maior

quantidade de dados, são 2154,5 MWh, 3204,5 e 8534 MWh, para H= 48 m (E-40), 70 m (E-

48) e 113 m (E-70), respectivamente.

109

Tabela 6.17. Potencial estimado pelo WasP para Laguna, AG E-40, H= 48 m

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

1999

8,65 2,13 9,8 714 2463 0,47

2000

7,9 1,94 8,9 597 2135 0,41

2001

8,19 1,77 9,2 736 2174 0,41

2002

6,85 1,7 7,7 452 1658 0,32

Médias

7,90 1,89 8,90 624,75 2107,50 0,40

Tabela 6.18. Potencial estimado pelo WasP para Laguna, AG E-48, H= 70 m

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

1999

9,22 2,21 10,4 838 3648 0,52

2000

8,45 2 9,5 704 3204 0,46

2001

8,67 1,85 9,8 832 3205 0,46

2002

7,35 1,77 8,3 532 2549 0,36

Médias

8,42 1,96 9,50 726,50 3151,50 0,45

Tabela 6.19. Potencial estimado pelo WasP para Laguna, AG E-70, H= 113 m

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

1999

10,04 2,28 11,3 1052 9749 0,56

2000

9,23 2,07 10,4 892 8630 0,49

2001

9,35 1,91 10,5 1002 8438 0,48

2002

8,09 1,81 9,1 689 6917 0,39

Médias

9,18 2,02 10,33 908,75 8433,50 0,48

As estimativas para os recursos eólicos de Laguna, que podem ser vistos no mapa de

densidade de potência da Fig. 6.5, mostram que os valores mínimos encontrados para a região

em torno da estação anemométrica já apresentam FC em torno de 0,26, enquanto os valores

máximos de

são superiores a 0,5, com velocidades médias do vento em torno de 9,5 m/s,

ver Tab. 6.20.

110

Figura 6.5. Recursos eólicos de Laguna, ano 2000.

Tabela 6.20. Recursos eólicos de Laguna, ano 2000.

Altitude (m) V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

Média 6 7,3 1,92 8,2 476 1842 0,350

Mínimo -0,9 6,34 1,81 7,2 290 1373 0,261

Máximo 120 9,53 2,08 10,8 1035 2725 0,518

Nas tabelas 6.21 a 6.23, são apresentados os resultados da simulação com o WAsP para

Urubici. Para todas as alturas testadas, os valores médios de

estão acima de 0,30 e de

velocidade acima de 7 m/s, para os anos com maior número de dados. As médias para o

são 0,34, 0,37 e 0,39 e para a quantidade de energia estimada tem-se, 1766, 2627 e 6902

MWh para H= 48 m (E-40), 70 m (E-48) e 113 m (E-70), respectivamente.

111

Tabela 6.21. Potencial estimado pelo WasP para Urubici, AG E-40, H=48 m

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

7,11 1,72 8 497 1754 0,33

2001

6,53 1,85 7,3 354 1444 0,27

2002

7,38 1,84 8,3 515 1861 0,35

2003

6,95 1,75 7,8 453 1683 0,32

Médias

6,99 1,79 7,85 454,75 1685,50 0,32

Tabela 6.22. Potencial estimado pelo WasP para Urubici, AG E-48, H= 70 m

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

7,49 1,79 8,4 553 2610 0,37

2001

6,87 1,92 7,7 396 2197 0,31

2002

7,77 1,9 8,8 576 2759 0,39

2003

7,31 1,82 8,2 507 2512 0,36

Médias

7,36 1,86 8,28 508,00 2519,50 0,36

Tabela 6.23. Potencial estimado pelo WasP para Urubici, AG E-70, H= 113 m

Ano V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

2000

8,06 1,84 9,1 671 6867 0,39

2001

7,39 1,96 8,3 482 5785 0,33

2002

8,35 1,94 9,4 701 7237 0,41

2003

7,87 1,85 8,9 618 6602 0,38

Médias

7,92 1,90 8,93 618,00 6622,75 0,38

Na Fig. 6.6 e Tab. 6.24, vemos as estimativas para os recursos eólicos, na região ao

redor da estação anemométrica. Urubici chega a apresentar, nestas estimativas, valores de

velocidade média máxima de quase 12 m/s, o que se revela como as melhores estimativas

localizadas, para o Estado de Santa Catarina.

112

Figura 6.6. Recursos eólicos de Urubici, ano 2002.

Tabela 6.24. Recursos eólicos de Urubici, ano 2002.

Altitude (m) V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

Média 1545,4 5,84 1,76 6,6 316 1204 0,229

Mínimo 684,5 0,38 1,06 0,4 0 0 0,000

Máximo 1800,4 11,74 1,89 13,1 2440 2868 0,546

Conforme mencionado anteriormente, foram feitas duas simulações, uma para

localidade de Água Doce (dados do ano de 2002, com 97% de dados disponíveis para este

ano) e outra para Bom Jardim da Serra (dados do ano de 2001, com 98% de dados disponíveis

para este ano) com nova localização dos aerogeradores. As simulações foram feitas com os

aerogeradores E-40 de 600 kW, instalados em locais escolhidos entre os que apresentaram

melhores resultados nas estimativas apresentadas nas Fig. 6.1 e 6.2. Em cada um dos sítios foi

colocado um aerogerador E-40 e estimados os recursos eólicos, estes então, foram

comparados aos valores encontrados quando o aerogerador estava instalado na mesma posição

da torre anemométrica.

113

Na Tab. 6.25 e Fig. 6.7, são apresentados os resultados da simulação com o WAsP, para

Água Doce, assim como a localização onde foi instalado o aerogerador. Na Fig. 6.7 pode-se

ver, também, a distribuição da densidade de potência em função da direção de incidência dos

ventos de forma qualitativa.

Conforme se pode observar na Tab. 6.25, os recursos eólicos na nova posição do

aerogerador, localizada a 5 km da torre anemométrica, são melhores que os encontrados na

primeira posição, onde foram feitas as medições, com valores de

em torno de 0,3, e

estimativa de geração de 15% superior à energia gerada na primeira posição.

Tabela 6.25. Influência da localização dos aerogeradores.

V médio (m/s)

c (m/s)

P/A (W/m²)

Ea (MWh)

6,45 2,49 7,3 261 1359 0,259

6,82 2,47 7,7 310 1568 0,298

1 - Aerogerador posicionado junto ao anemômetro altitude = 1245 m

2 - Aerogerador posicionado 5078 m de distância do anemômetro altitude = 1300 m

Água Doce 2002

Figura 6.7. Simulação com o WAsP, para Água Doce ano 2002, com AG E-40, em dois

pontos.

114

Para Bom Jardim da Serra, a nova posição escolhida para o aerogerador causou uma

mudança bem mais significativa nos resultados, ver Tab. 6.26 e Fig. 6.8. A velocidade média

anual para a nova localidade passa dos 7 m/s, o valor do

passa de 0,137 para 0,317, a

quantidade de energia estimada é cerca de 2,3 vezes àquela quando o aerogerador estava

localizado na mesma posição da torre anemométrica.

Tabela 6.26. Diferenças nas estimativas para aerogeradores em posições diferentes.

V médio (m/s)

c (m/s)

P/A (W/m²)

Ea (MWh)

4,85 1,76 5,5 153 721,12 0,137

7,04 1,7 7,9 492 1667 0,317

1 - Aerogerador posicionado junto ao anemômetro altitude = 1400 m

2 - Aerogerador posicionado 5311 m de distância do anemômetro altitude = 1565 m

Bom Jardim da Serra 2001

Figura 6.8. Simulação com o WAsP, para Bom Jardim da Serra ano 2001, com AG E-40, em

dois pontos.

Na Tab. 6.27, são apresentados os resultados para duas simulações feitas com dados das

medições em Água Doce, no ano de 2001, com um aerogerador E-70 (2000 kW), instalado na

mesma localização da torre anemométrica, mas com diferença na altura considerada para o

eixo do rotor do aerogerador. Pelos dados do fabricante desta máquina, que possui diâmetro

115

do rotor de 71 m, as alturas recomendadas para montagem do rotor estão na faixa de 64 – 113

m. Então, as simulações foram feitas considerando, na primeira delas, o rotor montado na

altura mínima recomendada, e na segunda, na altura máxima. Como pode-se perceber na Tab.

6.27, a média de velocidade passa de 6,75 m/s, à 64 m de altura, para 7,58 m/s a 113 m, o que

resulta num aumento de 38,8% na densidade de potência e um aumento de 30,7% na

quantidade de energia estimada. O valor do

passa de 0,265 para 0,347.

Tabela 6.27. Influência da altura do eixo do aerogerador.

Altura hub V médio (m/s) k c (m/s) P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

* 64 m

6,75 2,54 7,6 294 4645 0,265

** 113 m

7,58 2,62 8,5 408 6071 0,347

Energia Estimada para AG E-70 (2000 kW) para diferentes alturas

* altura mínima recomendada pelo fabricante ** altura máxima recomendada pelo fabricante

6.2. COMPARAÇÃO ENTRE OS RESULTADOS DO POTENCIAL EÓLICO

DETERMINADO COM O WAsP, VALORES CALCULADOS E VALORES DE

POTÊNCIA GERADA

As características do WAsP já foram mencionadas, anteriormente, porém vale lembrar

que os resultados deste programa levam em consideração a topografia e rugosidade locais,

assim como os obstáculos. Porém, neste estudo, não foram feitas as correções para a

rugosidade superficial e para os obstáculos próximos às torres anemométricas, o que exigiria

um trabalho de campo necessário à identificação e dimensionamento dos mesmos.

Na Tab. 6.28 são apresentados os valores obtidos através do WAsP: valores de

velocidade média, parâmetros de forma e de escala,

, respectivamente, assim como as

diferenças percentuais entre os valores da simulação e os calculados conforme o capítulo 3.

As linhas identificadas com um asterisco são os valores determinados através de cálculos que

já foram apresentados na Tab. C1. É importante mencionar que, nesta etapa, o WAsP está

analisando, apenas, as características estatísticas do vento a partir dos dados fornecidos, sem

levar em consideração a topografia local.

Os resultados indicam que as diferenças não são muito grandes, e que não são

sistemáticas, no sentido de se observar valores WAsP tanto maiores quanto menores que os

calculados.

As maiores diferenças encontradas foram para Urubici e Bom Jardim da Serra, que são

as localidades com o relevo mais complexo entre as analisadas, enquanto Laguna apresentou

as menores diferenças entre os valores para as localidades estudadas, 0,38% para velocidade

média, 1,24% para fator de forma, e 0,28% para fator de escala. Urubici apresenta diferenças

116

tais como: 1,43% para velocidade média, 3,98% para fator de forma, e 1,30% para fator de

escala, enquanto Bom Jardim da Serra, apresenta, 1,43%, 3,44% e 1,44%, como diferenças

para a velocidade média, o fator de forma e fator de escala, respectivamente.

As maiores diferenças entre os dois valores ocorrem na determinação do parâmetro

que chega a uma diferença média máxima de quase 4%, enquanto para Urubici, ano de 2003,

esta diferença pode chegar a 8%. Para a velocidade média e o parâmetro de escala,

, que

apresentou diferenças médias máximas pouco maiores que 1%, os valores para cada ano que

atingiram uma diferença máxima de menos de 3%, na comparação entre os dois valores.

Tabela 6.28. Comparação entre: valores calculados conforme seção 3.3, e os valores

determinados através do WAsP.

Velocidade

média ( m/s)

Wasp

6,06

2,52

6,8

6,04

2,49

6,81

Wasp

6,37

2,48

7,2

6,33

2,42

7,14

Wasp

6,47

2,55

7,3

6,42

2,48

7,24

Wasp

5,92

2,33

6,7

5,98

2,43

6,74

Wasp

5,85

2,39

6,6

5,87

2,43

6,62

Wasp

5,1

1,58

5,7

5,17

1,63

5,77

Bom Jardim

Wasp

4,83

1,77

5,4

4,75

1,7

5,32

da Serra

Wasp

5,39

1,65

5,44

1,69

6,09

Wasp

1,59

5,6

5,09

1,66

5,69

Wasp

5,16

1,81

5,8

5,12

1,78

5,76

Wasp

5,01

1,74

5,6

4,97

1,72

5,58

Wasp

5,1

1,77

5,7

5,05

1,73

5,67

Wasp

5,02

1,7

5,6

5,07

1,74

5,69

Wasp

5,44

2,36

6,1

5,46

2,4

6,16

Wasp

5,37

2,34

6,1

5,38

2,36

6,07

Wasp

5,27

2,4

5,9

5,21

2,31

5,88

Wasp

5,64

2,4

6,4

5,56

2,28

6,27

Wasp

8,52

2,04

9,6

8,53

2,05

9,63

Wasp

7,77

1,86

8,7

7,7

1,82

8,67

Wasp

8,09

1,72

9,1

8,12

1,74

9,12

Wasp

6,84

1,7

7,7

6,85

1,72

7,68

Wasp

7,04

1,7

7,9

7,14

1,76

8,02

Wasp

6,49

1,85

7,3

6,47

1,83

7,28

Wasp

7,34

1,83

8,3

7,43

1,89

8,37

Wasp

6,91

1,74

7,8

7,1

1,88

-0,15

-0,37

0,9

-0,12

-1,18

-1,16

2,15

-0,49

0,26

-0,22

0,34

-0,31

-2,56

-0,84

0,27

-1,52

-8,05

-3,28

1,08

-3,53

0,98

0,8

0,78

-2,75

-1,23

0,31

-1,42

0,53

0,36

0,69

-2,35

2,26

1,15

1,66

1,14

-0,19

-0,37

-1,61-1

2,03

0,34

0,49

-0,98

-1,58

-1,48

1,5

-1,21

-0,151,190,33

0,822,750,77

0,832,420,63

* Dados apresentados na Tab. C1 e calculados conforme capítulo 3.

-0,3

-0,6

-1,67

-4,29

-0,34

-1,01

Localidade Ano Método

% %

k c ( m/s)

-3,07

Urubici

2000

2001

2002

3,75

-0,85

-1,69

1,42

2003

Imbituba

Campo Erê

Laguna

2003

2002

2001

2000

2003

Água Doce

2001

2000

2001

2002

1999

2004

1,68

-1,77

-0,92

-4,22

-2,37

4,12

-1,35

2002

2001

2000

1999

2002

2001

2000

2003

117

Na seqüência desta seção, são apresentados, nas tabelas 6.29 a 6.34 os resultados da

densidade de potência, da quantidade de energia, e do fator de capacidade, calculados, e

apresentados no Capítulo 4, e os valores estimados pelo WAsP. São apresentados os valores

para cada uma das localidades estudadas, porém, somente são apresentados os resultados para

os anos onde se dispunha de mais de 80% dos dados, a fim de melhor representar a realidade.

Os valores determinados com o WAsP, que são apresentados nas tabelas que seguem, diferem

dos apresentados na seção anterior por terem sido corrigidos, pois, conforme já mencionado, o

WAsP generaliza os resultados, apresentando-os sempre para o ano todo. Em todos os casos,

as comparações foram feitas entre os valores referentes à instalação de um aerogerador E-40

(600 kW).

Na Tab. 6.29 tem-se os valores para a localidade de Água Doce, onde a diferença entre

os valores de densidade de potência é de 3,78% em média, entre os dois tipos de resultados.

Para a quantidade de energia estimada, a diferença é de 2,08%, sempre em relação ao valor

WAsP.

Tabela 6.29. Validação da simulação WAsP para Água Doce

Ano P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

*WAsP

255 1133,48 0,251

245,5 1104 0,244

*WAsP

261 1318,23 0,259

251,4 1290,7 0,252

*WAsP

215 950,3 0,213

206,5 935,54 0,210

Comparação do Potencial Eólico de Água Doce - E-40 (600 kW)

** Valores calculados conforme capítulo 4

*Valores WAsP corrigidos para mesma fração de tempo da massa de dados

2003

2002

2001

Na Tab. 6.30, são apresentados os resultados para Bom Jardim da Serra. As diferenças

médias são de 3,8% e 2,21%, para a densidade de potência e energia estimada,

respectivamente.

Tabela 6.30. Validação da simulação WAsP para Bom Jardim da Serra.

Ano P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

*WAsP

208 756,34 0,171

200,2 779,66 0,177

*WAsP

153 706,7 0,137

147,1 716,25 0,139

Comparação do Potencial Eólico de Bom Jardim da Serra - E-40 (600 kW)

** Valores calculados conforme capítulo 4

2001

*Valores WAsP corrigidos para mesma fração de tempo da massa de dados

2000

118

Na Tab. 6.31, são apresentados os resultados obtidos para Imbituba. As diferenças na

densidade e na energia são de 3,54% e 7,01%, respectivamente.

Tabela 6.31. Validação da simulação WAsP para Imbituba

Ano P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

*WAsP

181 933,5 0,178

174,4 857,39 0,163

*WAsP

173 885,24 0,168

167 821,74 0,156

*WAsP

180 880,5 0,178

174 807,8 0,162

*WAsP

180 875,53 0,172

173,3 836,6 0,163

2002

2003

*Valores WAsP corrigidos para mesma fração de tempo da massa de dados

** Valores calculados conforme capítulo 4

Comparação do Potencial Eólico de Imbituba - E-40 (600 kW)

2001

2000

Os resultados para Campo Erê são apresentados na Tab. 6.32. Neste caso, são

encontradas as maiores divergências entre os valores, no entanto, os resultados apresentados

no capítulo 4, foram calculados a partir de dados coletados a 30 m. Na avaliação do potencial

eólico através do WAsP, estes valores foram recalculados pelo programa para a altura de 48

m. Esta diferença da altura entre os dois cálculos é a responsável pelo grande erro entre os

dois tipos de valores, pelo menos pela maior parcela deste erro. As diferenças são pouco

maiores que 21%, conforme pode-se ver na Tab. 6.32. Na mesma tabela, são também

apresentados os resultados calculados com o WAsP para 30 m de altura. Neste caso, as

diferenças ficam em torno de 4%, para a densidade de potência e 3,4% para a energia

estimada.

119

Tabela 6.32. Validação da simulação WAsP para Campo Erê.

Ano P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

*WAsP

203 968,32 0,207

158,6 762,05 0,163

***

166 785,36 0,168

*WAsP

196 1045 0,199

153,5 825,95 0,157

***

160 849,47 0,162

*WAsP

182 965,1 0,185

142,1 754,24 0,145

***

149 781,46 0,150

*WAsP

223 1096,64 0,227

174,6 857,76 0,177

***

182 893,89 0,185

** Valores calculados conforme capítulo 4 (30 m)

*** Valores WAsP corrigidos para mesma fração de tempo da massa de dados (30 m)

1999

*Valores WAsP corrigidos para mesma fração de tempo da massa de dados (48 m)

2002

2000

2001

Comparação do Potencial Eólico de Campo Erê - E-40 (600 kW)

Os resultados para Laguna e Urubici são apresentados nas tabelas 6.33 e 6.34,

respectivamente. Para Laguna, tem-se diferenças de 2,73% para densidade de potência e 3,5%

para energia estimada, enquanto Urubici apresenta diferenças de 3,38% e 2,67% para

densidade de potência e energia estimada, respectivamente.

Tabela 6.33. Validação da simulação WAsP para Laguna.

Ano P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

*WAsP

597 2135 0,406

579,8 2006,4 0,382

*WAsP

736 2000,1 0,414

716,9 1980,5 0,410

2000

2001

Comparação do Potencial Eólico de Laguna - E-40 (600 kW)

*Valores WAsP corrigidos para mesma fração de tempo da massa de dados

** Valores calculados conforme capítulo 4

Tabela 6.34. Validação da simulação WAsP para Urubici.

Ano P/A (W/m²) Ea (MWh) FC

*WAsP

497 1596,14 0,334

479,4 1614,15 0,336

*WAsP

515 1805,17 0,354

497,9 1852,79 0,360

*WAsP

453 1598,85 0,320

438,2 1667,38 0,333

Comparação do Potencial Eólico de Urubici - E-40 (600 kW)

2000

2002

2003

*Valores WAsP corrigidos para mesma fração de tempo da massa de dados

** Valores calculados conforme capítulo 4

120

Percebe-se que, para densidade de potência, as diferenças variam entre 2,73% e 4%, e

para quantidade de energia esperada, entre 2,08% e 7,01%, sendo este último valor para

Imbituba, que possui média das diferenças bem maior que das outras localidades, sendo

seguida como a segunda maior média por Laguna, com apenas 3,5%. Conclui-se que, de

posse de dados anemométricos coletados de forma adequada, a avaliação do potencial de uma

localidade conforme cálculos apresentados no capítulo 3, pode ser utilizada para uma

avaliação mais simplificada, visto os resultados com diferenças em torno de 3% na quantidade

de energia estimada no período quando comparada as estimativas através do programa WAsP.

6.3. RESUMO DO CAPÍTULO

Através dos resultados apresentados neste capítulo, pode-se resumir a avaliação do

potencial eólico das seis localidades estudadas neste trabalho analisando os valores do fator de

capacidade de cada uma delas. Conforme mencionado nos capítulos 3 e 4, segundo Martinez

(2003), considera-se aceitável valores de

acima de 0,25, e bom, quando acima de 0,3,

ainda, segundo Molly (2005), que informa que a maioria dos projetos apresentados para o

PROINFA divulgavam estimativas de

superiores a 0,3, chegando a 0,4 para os estados do

Ceará e Rio Grande do Norte, no nordeste brasileiro, toma-se estes valores como referências

para esta análise.

Com base nos valores expostos acima, quando consideramos o aerogerador localizado

na mesma posição onde foram feitas as medições, ou seja junto a torre anemométrica, pode-

se, então, considerar bons locais para aproveitamento eólico:

- Urubici, que apresentou valores de

>0,3 para os três tamanhos de aerogeradores.

- Laguna, que apresentou valores de

>0,4 para os três tamanhos de aerogeradores.

- Água Doce e Campo Erê, com valores de

>0,3 para quando utilizado aerogerador E-70,

à 113 m de altura.

Podendo-se considerar aceitáveis as localidades de:

- Água Doce e Campo Erê, que apresentaram valores de FC >0,25, quando utilizado

aerogerador E-48, à 70 m de altura.

- Imbituba, com

>0,25, quando utilizado aerogerador E-70, à 113 m de altura.

Ainda, com o aerogerador E-40, à 48 m de altura, a localidade de Água Doce apresentou

=0,24, bastante próximo do valor que está sendo considerado adequado.

Considerando, agora, os valores apresentados nos mapas de recursos criados com o

WAsP, Fig. 6.1 à 6.6, e as Tab. 6.4, 6.8, 6.12, 6.16, 6.20 e 6.24, onde o aerogerador utilizado

foi o E-40, a 48 m de altura, percebe-se que, em todos os casos, a posição da torre

121

anemométrica não é a que apresenta os melhores recursos de vento, segundo estas simulações.

Desta forma, para todas as localidades estudadas, na área em torno da torre onde foram

avaliados os recursos eólicos, foram estimados valores que resultam em

superiores a 0,3,

com destaque para Bom Jardim da Serra, com FC >0,4, e, Laguna e Urubici, com FC >0,5.

Pode-se concluir, ao se comparar os resultados apresentados neste capítulo com os

mostrados no capítulo 4, que, as diferenças na quantidade de energia estimada nos dois

capítulos não são muito grandes, estando entre 2% e 7%, sendo que apenas Imbituba

apresentou diferenças em torno de 7% (para as outras localidades, estas diferenças estão entre

2% e 3,5%). Isto nos indica que o método de cálculo, exposto no capítulo 3 e aplicado no

capítulo 4, é adequado às estimativas de geração eólica quando o aerogerador é instalado no

mesmo local onde foram realizadas as medições da velocidade do vento.

Outra conclusão de grande importância no presente capítulo refere-se ao fato de que

este estudo permitiu validar o emprego do WAsP para análise do potencial eólico para Santa

Catarina.

122

7. PREVISÃO DE VENTOS PARA GERAÇÃO EÓLICA

Neste capítulo, serão apresentados os resultados referentes ao estudo da previsão de

ventos para geração eólica para algumas localidades de Santa Catarina. O objetivo deste

capítulo é demonstrar algumas das possibilidades de se trabalhar com dados de previsão de

ventos, gerados por modelos meteorológicos, para prever a geração de energia eólica,

adequando os dados de meso-escala para a realidade do local onde se tinha instalado um

aerogerador.

Para a previsão de geração de energia eólica parte-se de uma previsão de velocidade e

direção de ventos de um modelo meteorológico. O modelo utilizado para a previsão dos dados

para esta análise foi o modelo de mesoescala Eta. Os dados fornecidos pelo Eta, rodado no

Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climáticos, CPTEC, do Instituto Nacional de

Pesquisas Espaciais, INPE, que foram utilizados neste trabalho são: componentes da

velocidade, rugosidade superficial, temperatura e pressão.

Para que os dados fornecidos pelo modelo meteorológico sejam adequados para a

utilização no local de interesse, algumas correções são necessárias com o objetivo de se

diminuir as divergências. Essas correções se devem, primeiramente, à resolução em que são

apresentados os dados do modelo Eta, 40 x 40 km, que é bem maior que a área ocupada por

um parque eólico, e, em segundo lugar ao fato de o modelo Eta não apresentar os resultados

na mesma altura em que seriam instalados os aerogeradores. Desta forma, através das

equações que representam o perfil de velocidades, pode-se transformar o valor de velocidade

de uma altura para outra. Para comparar as diferentes formas de se representar o perfil de

velocidades apresentadas no capítulo 3, seção 3.3, fez-se alguns cálculos utilizando os dados

de velocidade de vento, medidos pela CELESC, para averiguar as diferenças entre cada

representação de perfil de velocidade do vento em função da altura. Feito isto, o perfil de

velocidades é aplicado nos dados previstos pelo Eta para melhorar sua representação da

realidade, visando ao uso destes dados no estudo do potencial e previsão de geração.

Posteriormente, os dados Eta e CELESC são usados, juntamente com um programa de redes

neurais artificiais, para adequar as previsões do modelo Eta às localidades que,

geograficamente, são apenas um ponto dentro da área que a resolução do Eta representa.

7.1. COMPARAÇÃO DOS PERFIS DE VELOCIDADE COM OS DADOS DE MEDIÇÃO

É importante ressaltar que uma vez validada uma determinada equação para o perfil de

velocidade, isto permitirá obter as velocidades para outras alturas, o que é interessante para se

123

avaliar a viabilidade de um empreendimento com um aerogerador maior, avaliando também a

possibilidade de repotenciação (repowering) de um parque eólico, substituindo os

aerogeradores antigos por máquinas de maiores potências.

A fim de validar as correlações que foram apresentadas na seção 3.3, Eq. 3.34, Eq. 3.35,

tendo esta ultima o seu expoente calculado com as Eq. 3.36 ou Eq. 3.37, foram calculadas as

velocidades para a altura z = 48 m a partir dos valores medidos em z = 30 m, nas estações

anemométricas da CELESC. Em seguida, os valores calculados foram comparados com as

velocidades medidas a 48 m. Foram consideradas, nesta análise, velocidades médias diárias

para os meses de janeiro e julho de 2002, para o sítio de Água Doce.

Estes resultados são mostrados nas tabelas 7.1 e 7.2. A Eq. 3.34 e a Eq. 3.35, quando o

expoente

é calculado com a Eq. 3.37, necessitam da rugosidade superficial do terreno,

considerada igual a 0,03 m, baseado no valor fornecido pela Tab. 3.1, para campo.

A análise dos RMSEs, calculados conforme Eq. 7.1, entre os valores calculados através

das correlações que levam em consideração a rugosidade superficial, Eq. 3.34 e Eq. 3.35 com

Eq. 3.37, e os medidos, indicam diferenças bem pequenas, RMSEs médios menores ou iguais

a 0,067. Já os resultados calculados com a Eq. 3.35 com a Eq. 3.36, comparados com os

medidos, indicam RMSE até 2,8 vezes maiores, com a tendência de superestimar os valores

para alturas superiores a altura de referência. Nas figuras 7.1 e 7.2 são plotadas as velocidades

medidas e calculadas para o mês de janeiro de 2002, para Água Doce. Na Fig. 7.3, são

apresentados os dados, para janeiro de 2002, medidos a 30 e 48 m.

Na Fig. 7.4 vemos os perfis de velocidade do vento plotados, calculados a partir de cada

uma das equações apresentadas na seção 3.3. Foi utilizado um valor de referência de

velocidade, obtido pelo modelo Eta para z = 10 m. Desta forma, o mesmo valor de velocidade

foi dado como entrada de altura de referência para as três equações, e então, calculados os

valores para as demais alturas. Neste gráfico pode-se notar uma maior divergência entre o

perfil de velocidade determinado com as Eqs. 3.35 e 3.36 e os outros dois.

Nos casos das equações onde a rugosidade superficial é levada em consideração, não se

pode esquecer da dependência dos resultados com o valor admitido para

z . Na Tab. 7.3 tem-

se representado os valores calculados através das equações 3.34 e 3.35 (com

calculado com

Eq. 3.37) para os valores de z

de 0,01 m, 0,03 m e 0,05 m. Nos resultados pode-se notar uma

proximidade nos valores determinados com rugosidade 0,01 e 0,03 m, e um aumento

significativo no valor do RMSE quando se usa 0,05 m como rugosidade. Apesar do melhor

resultado apresentado nesta tabela se referir à rugosidade 0,01 m, o número de casos

analisados, um único mês, não é suficiente para que se considere valores de

z distintos

daqueles da Tab. 3.1.

124

Tabela 7.1. Comparação entre perfis de velocidade. Água Doce janeiro de 2002.

48 m

30 m

Eq. (3.34)

Eq.(3.35 e 3.36)

Eq.(3.35 e 3.37)

6,06 5,65 6,03 6,33 6,03

6,35 5,70 6,08 6,38 6,08

4,76 4,30 4,60 4,88 4,59

4,63 4,09 4,36 4,64 4,36

6,96 6,58 7,02 7,31 7,02

6,01 5,68 6,07 6,36 6,07

4,19 3,75 4,01 4,28 4,01

4,84 4,38 4,68 4,97 4,68

8,83 8,17 8,72 8,99 8,72

8,28 8,03 8,58 8,85 8,57

8,71 8,45 9,03 9,29 9,02

9,86 9,67 10,33 10,57 10,32

5,45 5,38 5,74 6,03 5,74

6,07 5,98 6,39 6,68 6,39

7,32 7,17 7,66 7,94 7,66

6,18 5,72 6,11 6,40 6,10

5,30 4,84 5,17 5,46 5,17

5,67 5,35 5,72 6,01 5,72

6,98 6,58 7,03 7,32 7,03

5,65 5,45 5,82 6,12 5,82

6,06 4,93 5,27 5,56 5,27

5,44 5,00 5,34 5,63 5,33

4,79 4,54 4,85 5,13 4,84

5,84 5,34 5,70 6,00 5,70

7,58 7,31 7,81 8,09 7,80

5,59 5,11 5,46 5,75 5,46

7,26 6,77 7,23 7,52 7,23

5,21 5,00 5,34 5,63 5,34

3,42 3,62 3,87 4,14 3,86

5,74 5,56 5,94 6,23 5,93

8,99 8,71 9,31 9,57 9,30

média

6,26 5,90 6,30 6,58 6,30

RMSE

0,067 0,168 0,067

0,181

Comparação entre Correlações para Perfil de Velocidade. Água Doce, Janeiro de 2002

dia

CELESC Valores com alturas corrigidas, z = 48 m

∑

−=

imedidoiprevisto

RMSE

)(

(7.1)

125

Tabela 7.2. Comparação entre perfis de velocidade. Água Doce Julho de 2002.

48 m

30 m

Eq.(3.34)

Eq.(3.35 e 3.36)

Eq.(3.35 e 3.37)

4,75 4,18 4,47 4,75 4,46

7,98 7,73 8,26 8,54 8,26

8,11 7,59 8,11 8,39 8,11

5,96 5,55 5,93 6,22 5,93

5,04 4,48 4,79 5,07 4,78

6,66 6,13 6,55 6,84 6,55

7,72 7,44 7,95 8,23 7,95

2,55 2,86 3,05 3,30 3,05

5,21 4,81 5,14 5,42 5,13

5,22 5,18 5,53 5,82 5,53

3,14 3,21 3,42 3,68 3,42

3,64 3,76 4,01 4,29 4,01

3,94 3,68 3,93 4,20 3,93

4,09 3,81 4,07 4,34 4,07

4,46 4,00 4,27 4,55 4,27

5,06 4,46 4,77 5,05 4,76

5,83 5,21 5,57 5,86 5,56

10,40 10,12 10,81 11,03 10,80

7,93 7,66 8,18 8,46 8,18

6,44 6,38 6,81 7,10 6,81

10,83 10,38 11,08 11,30 11,08

8,95 8,60 9,19 9,45 9,19

4,88 4,68 5,00 5,29 5,00

7,77 7,19 7,68 7,96 7,68

6,34 5,61 5,99 6,28 5,98

7,92 7,50 8,02 8,30 8,01

7,30 6,76 7,22 7,51 7,21

3,80 3,83 4,10 4,37 4,09

8,10 7,56 8,08 8,36 8,07

9,67 8,93 9,54 9,79 9,53

5,79 5,51 5,88 6,17 5,88

média

6,31 5,96 6,37 6,64 6,36

RMSE

0,059 0,165 0,058

0,182

CELESC Valores com alturas corrigidas, z = 48 m

Comparação entre Correlações para Perfil de Velocidade. Água Doce, Julho de 2002

dia

Comparação Velococidade do Vento, Lei Logarítmica

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

dias (Janeiro 2002)

V (m/s)

perfil logarítmico medidos (z=48 m)

Figura 7.1. Comparação entre os dados medidos e os calculados com a Eq. (3.34).

126

Comparação Velococidade do Vento, Lei de Potência

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

dias (Janeiro 2002)

V (m/s)

medidos (z=48 m) perfil Lei de Potência (sem rugosidade)

Figura 7.2. Comparação entre os dados medidos e os calculados com as Eqs. (3.35) e (3.36).

Comparação Velocidade do Vento a 30 e 48 metros, Água

Doce

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Dias ( janeiro 2002)

V (m/s)

z = 48 m z = 30 m

Figura 7.3. Dados medidos (CELESC) a 30 e 48 m de altura.

Perfil de Velocidade, Agua Doce 01 Jan 2002.

1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0

Velocidade do Vento ( m/s)

Altura ( m)

Eq. 3.34 Eq. 3.35 e 3.36 Eq. 3.35 e 3.37

Figura 7.4. Perfil de velocidadecom as três equações, com a referência para z = 10 m, com

dados do modelo Eta.

127

Tabela 7.3. Variação do perfil de velocidade do vento com a rugosidade.

Zo=0,01 Zo=0,03 Zo=0,05 Zo=0,01 Zo=0,03 Zo=0,05

1 6,06 5,98 6,03 6,42 5,95 6,03 6,39

2 6,35 6,03 6,08 6,47 6,00 6,08 6,45

3 4,76 4,56 4,60 4,89 4,54 4,59 4,87

4 4,63 4,33 4,36 4,64 4,31 4,36 4,62

5 6,96 6,96 7,02 7,47 6,93 7,02 7,44

6 6,01 6,02 6,07 6,46 5,99 6,07 6,43

7 4,19 3,97 4,01 4,27 3,96 4,01 4,25

8 4,84 4,64 4,68 4,98 4,62 4,68 4,96

9 8,83 8,65 8,72 9,28 8,61 8,72 9,24

10 8,28 8,50 8,58 9,13 8,47 8,57 9,09

11 8,71 8,95 9,03 9,61 8,91 9,02 9,57

12 9,86 10,24 10,33 10,99 10,19 10,32 10,95

13 5,45 5,69 5,74 6,11 5,67 5,74 6,08

14 6,07 6,33 6,39 6,80 6,31 6,39 6,77

15 7,32 7,59 7,66 8,15 7,56 7,66 8,12

16 6,18 6,05 6,11 6,50 6,03 6,10 6,47

17 5,30 5,13 5,17 5,50 5,10 5,17 5,48

18 5,67 5,67 5,72 6,09 5,64 5,72 6,06

19 6,98 6,97 7,03 7,48 6,94 7,03 7,45

20 5,65 5,77 5,82 6,20 5,75 5,82 6,17

21 6,06 5,22 5,27 5,61 5,20 5,27 5,58

22 5,44 5,29 5,34 5,68 5,27 5,33 5,65

23 4,79 4,80 4,85 5,16 4,78 4,84 5,14

24 5,84 5,65 5,70 6,07 5,63 5,70 6,04

25 7,58 7,74 7,81 8,31 7,70 7,80 8,27

26 5,59 5,41 5,46 5,81 5,39 5,46 5,79

27 7,26 7,17 7,23 7,69 7,14 7,23 7,66

28 5,21 5,29 5,34 5,68 5,27 5,34 5,66

29 3,42 3,83 3,87 4,11 3,82 3,86 4,10

30 5,74 5,88 5,94 6,32 5,86 5,93 6,29

31 8,99 9,23 9,31 9,90 9,18 9,30 9,86

Média

6,26

6,24

6,30

6,70

6,22

6,30

6,68

RMSE

0,063

0,067

0,298

0,063

0,067

0,272

Eq. 3.34 Eq. 3.35 e 3.37

Dia CELESC 48m

Dependência do perfil de velocidade com a rugosidade superficial

7.2. COMPARAÇÃO ENTRE A PREVISÃO PELO MODELO ETA E AS MEDIÇÕES

Nesta seção, serão comparados os resultados previstos pelo modelo Eta e os medidos

nas estações anemométricas CELESC, a fim de verificar a possibilidade de utilização dos

valores de velocidade de vento previstas pelo modelo Eta para estudo do potencial eólico e

previsão de ventos para geração eólica de energia, assim como testar procedimentos para a

correção desses dados a fim de melhorar a representação da realidade local.

Os dados do modelo Eta que foram utilizados para esta comparação são valores de

velocidade de vento da primeira camada horizontal, na altura de referência a 10 m e previsão

de 6h da primeira rodada, que corresponde a 3h da manha no horário de Brasília. Os dados

CELESC se referem aos valores medidos no anemômetro localizado a 48 m de altura do solo,

com exceção de Campo Erê, cujo anemômetro esta à 30 m do solo. Foram analisadas as

localidades de Água Doce, Imbituba e Campo Erê.

128

7.2.1. Comparação entre os dados previstos e os medidos

Nas primeiras comparações foram utilizados os dados do modelo Eta sem quaisquer

alterações, ou seja, foram utilizados os próprios valores previstos pelo modelo para a primeira

camada horizontal, a 10 m de altura. Já os dados CELESC foram utilizados de duas formas.

Na primeira delas foi separado o valor de velocidade medido no mesmo horário para a qual

foi feita a previsão de 6h pelo Eta, o que corresponde ao horário de 3h da manhã. No segundo

caso, foi feita uma média de 1h dos dados, incluindo o dado no mesmo horário da previsão,

por exemplo, média feita com os dados entre 2h e 30 min e 3h e 30 min.

Foram comparados os valores de velocidade de vento prevista e medida para: Água

Doce, anos 2002, 2003 e 2004; Campo Erê, anos 2002 e 2003; Imbituba, anos 2002, 2003 e

janeiro de 2004. Esta análise, foi feita com os dados diários para os anos considerados e

calculados os RMSE mensal e anual, apresentados na Tab. 7.4. As colunas indicadas por P1

se referem à comparação do valor Eta e CELESC na mesma hora, e as colunas indicadas por

P2 trazem os valores da comparação Eta e CELESC média de 1h. Os valores diários são

apresentados no anexo E para a localidade de Água Doce ano 2002, tabelas E1 e E2.

Tabela 7.4. RMSE para comparação Eta x CELESC.

P1 P2 P1 P2 P1 P2 P1 P2 P1 P2 P1 P2 P1 P2 P1 P2

Janeiro 4,12 4,08 4,65 4,58 4,46 4,31 2,6 2,5 2,55 2,59 2,49 1,88 1,9 1,84 2,66 2,67

Fevereiro 4,31 4,35 3,52 3,31 3,48 3,31 1,59 1,38 2,8 2,68 1,96 2,02 1,9 1,8

x x

Março 4,45 4,7 3,77 3,95 3,69 3,62 3,34 3,26 2,54 2,38 2,9 2,7 1,94 1,8 x x

Abril 3,68 3,64 3,46 3,42 3,46 3,51 2,76 2,73 2,59 2,5 2,14 2,13 1,68 1,6 x x

Maio 3,53 3,3 3,84 3,84 3,36 3,29 3,48 3,42 3,61 3,49 2,62 2,33 2,07 2,08 x x

Junho 3,7 3,59 3,63 3,46 2,96 3,03 3,28 3,15 2,66 2,5 1,96 1,84 3,28 2,81 x x

Julho 4,08 4,03 4,32 4,22 2,41 2,36 3,24 3,22 3,65 3,62 2,19 2,15 4 3,78 x x

Agosto 4,09 4,02 3,38 3,2 x x 3,26 3,19 2,87 2,95 3,04 3,04 3,58 3,52 x x

Setembro 4,17 4,11 2,86 2,88 x x 3,06 3 2,71 2,83 2,15 2,11 3,36 3,29 x x

Outubro 4,86 4,79 3,36 3,18 x x 4,01 3,91 2,69 2,68 3,2 2,91 3,3 3,17 x x

Novembro 4,83 4,65 3,48 3,42 x x 3,2 3,17 x x 2,53 2,38 2,51 2,7 x x

Dezembro 4,59 4,72 3,65 3,47 x x 2,59 2,71 x x 2,31 2,27 3,52 3,31 x x

Média 4,20 4,17 3,66 3,58 3,40 3,35 3,03 2,97 2,87 2,82 2,46 2,31 2,75 2,64

200220042003 200420032002

P1= comparação para mesma hora ETA e CELESC P2= comparação ETA com média de 1 hora CELESC

Valores de RMSE ( m/s) para os dois procedimentos de comparação

Mês

2002

ImbitubaCampo ErêAgua Doce

2003

A análise dos resultados, com base nos valores de RMSE, mostra que os valores

encontrados quando se considera os dados CELESC, com base na média de 1h é ligeiramente

menor, nas médias anuais, no máximo 6% para as médias anuais do RMSE. A diferença entre

o valor CELESC medido no horário e a média de uma hora é muito pequena, o que faz com

que a diminuição do erro entre o dado Eta e cada um dos valores utilizados CELESC seja

129

muito pequena, o que pode ser observado no gráfico da Fig. 7.5. Desta forma, não se utilizou

no restante deste trabalho tal procedimento.

Comparação ETA x CELESC Campo Erê Julho 2002

0 10 20 30

Tempo ( dias)

V ( m/s)

ETA CELESC CELESC média

Figura 7.5. Campo Erê julho de 2002.

As diferenças entre os valores das velocidades médias anuais são bastante grandes,

entre os dados medidos e os previstos para z = 10 m, estando a diferença em relação ao dado

medido em torno de 46%, para Água Doce, 36% para Campo Erê e 17% para Imbituba.

7.2.2. Eta (Corrigido) x Celesc

Como tentativa de aproximar os valores de velocidade de vento previstos pelo Eta aos

valores medidos em campo, fez-se uma correção dos valores a partir do perfil de velocidade

calculando o valor esperado a 48 m de altura, conforme descrito na seção 3.3. Em função dos

resultados apresentados na seção 7.1, foi escolhido o perfil logarítmico, Eq. 3.35, para tal

correção.

Esta correção do perfil de velocidades foi feita de três formas diferentes para Água

Doce e Campo Erê, sendo que para Imbituba apenas uma foi aplicada. A primeira forma desta

correção, que foi aplicada às três localidades, consiste em corrigir a altura do dado Eta a 10 m

para 48 m, 30 m no caso de Campo Erê, utilizando o valor de z

dado pelo próprio modelo

Eta. Os valores de z

do modelo Eta para os três locais podem ser vistos na Tab. 7.5. A

segunda forma de correção, aplicada a Água Doce e Campo Erê, usou o valor de z

= 0,03 m,

com base na Tab. 3.1 de rugosidade. E por fim, na terceira forma de correção, também apenas

em Água Doce e Campo Erê, foi feita uma tentativa onde se usou tanto a rugosidade dada

pelo Eta, quanto o valor de 0,03 m, inseridos na Eq. 3.35. Os resultados podem ser vistos na

Tab. 7.6, onde na coluna A repete-se o RMSE da comparação direta entre os dados Eta e

130

CELESC, conforme já mostrado na Tab. 7.4, e, nas colunas B, C e D os resultados de acordo

com os procedimentos citados acima, respectivamente. Os valores diários, para localidade de

Água Doce ano de 2002, podem ser vistos no anexo E, com z

Eta na Tab. E3, z

local na Tab.

E4, e com z

Eta e local na Tab. E5.

Tabela 7.5. Valores de rugosidade do modelo Eta.

Localidade Zo (m)

Água Doce 0,2179

Campo Erê 0,1700

Imbituba 0,0175

Com a correção de altura sobre os dados previstos pelo Eta a 10 m, utilizando o valor

de rugosidade do próprio modelo, obtêm-se uma significativa aproximação dos valores das

velocidades médias anuais. Para Água Doce, a diferença entre as médias anuais do Eta em

comparação às das medições, está em torno de 23%, para Campo Erê, 18%, e para Imbituba,

5% no ano de 2002, porém o ano de 2003 os valores divergiram muito, chegando a quase

50%. Quando a correção da altura do dado Eta foi feita considerando o valor de rugosidade de

0,03 m, os resultados não foram tão bons quanto no caso anterior, pois as diferenças entre as

médias anuais de velocidade para cada localidade ficaram maiores, porém ainda menores que

no caso onde as alturas não foram corrigidas. As diferenças são agora de 31% para Água

Doce, e pouco mais de 23% para Campo Erê. Mas, em termos de velocidades médias anuais,

quando foram utilizados os dois valores de rugosidade em conjunto, se conseguiu as menores

diferenças que, são, em média, em torno de 10% para Água Doce e 9% para Campo Erê.

Tabela 7.6. Resultados das Comparações entre os resultados de velocidade Eta corrigida e

CELESC medida.

A B C D A B C D A B C D A B C D A B C D A B A B

Janeiro

4,12 3,08 3,41 2,34 4,65 3,56 3,92 2,38 4,46 3,13 3,55 2,29 2,60 1,95 2,13

1,6

2,55 2,06 2,19

1,7

2,49 2,46 1,90 2,02

Fevereiro

4,31 3,16 3,54 1,84 3,52 2,66 2,91 2,36 3,48 2,38 2,70 2,31 1,59 1,57 1,53

2,2

2,80 2,27 2,41

1,8

1,96 1,63 1,90 2,05

Março

4,45 3,90 4,04 3,99 3,77 2,91 3,16 2,61 3,69 2,40 2,80 1,92 3,34 3,29 3,27

3,9

2,54 2,15 2,24

2,2

2,90 3,00 1,94 2,28

Abril

3,68 2,53 2,90 1,90 3,46 2,33 2,67 2,05 3,46 2,12 2,52 2,30 2,76 2,12 2,29

1,7

2,59 1,95 2,11

1,7

2,14 2,39 1,68 1,91

Maio

3,53 2,58 2,83 2,92 3,84 2,79 3,10 2,65 3,36 2,12 2,49 2,10 3,48 2,86 3,02

2,6

3,61 2,94 3,12

2,4

2,62 2,70 2,07 2,17

Junho

3,70 2,63 2,94 2,66 3,63 2,54 2,87 2,13 2,96 2,23 2,34 3,64 3,28 2,47 2,69

1,8

2,66 2,19 2,30

2,2

1,96 2,32 3,28 3,26

Julho

4,08 2,79 3,19 2,22 4,32 3,24 3,56 2,92 2,41 1,77 1,68 4,46 3,24 2,38 2,62

1,7

3,65 2,97 3,15

2,5

2,19 2,31 4,00 5,12

Agosto

4,09 2,78 3,16 2,94 3,38 2,23 2,54 2,74

x x x x 3,26 2,33 2,58

2,87 2,23 2,38

2,4

3,04 2,89 3,58 5,28

Setembro

4,17 2,88 3,26 2,78 2,86 1,59 1,93 2,53

x x x x 3,06 2,20 2,42

2,71 2,30 2,38

2,7

2,15 2,16 3,36 4,96

Outubro

4,86 3,66 4,04 2,86 3,36 2,63 2,77 3,54

x x x x 4,01 3,29 3,48

2,8

2,69 2,22 2,30

2,7

3,20 3,02 3,30 4,99

Novembro

4,83 3,56 3,95 2,73 3,48 2,05 2,49 1,98

x x x x 3,20 2,65 2,78

2,7

x x x x 2,53 2,54 2,51 3,87

Dezembro

4,59 3,46 3,82 2,60 3,65 2,47 2,75 3,39

x x x x 2,59 2,01 2,15

x x x x 2,31 2,13 3,52 4,99

Média

4,20 3,08 3,42 2,65 3,66 2,58 2,89 2,61 3,40 2,31 2,58 2,72 3,03 2,43 2,58 2,24 2,87 2,33 2,46 2,23 2,46 2,46 2,75 3,58

A - ETA 10m x CELESC 48m B - ETA 48m x CELESC 48m ( Zo ETA) C - ETA 48m x CELESC 48m (Zo local) D - ETA 48m x CELESC 48m (Zo local + ETA)

2004 2002 2002 2003

Valores de RMSE com correção na Altura ETA

Mês

ImbitubaCampo ErêAgua Doce

20032002 2003

131

Observando os resultados, em RMSE na Tab. 7.6, percebe-se que em qualquer dos

procedimentos houve diminuição do valor do RMSE para as localidades de Água Doce e

Campo Erê quando comparados com a coluna A. Ao se comparar às colunas B e C, nota-se

que, a correção usando o valor de z

Eta, coluna B, apresentou melhores resultados na média.

Mostra-se assim que os valores de z

dados pelo Eta resultam em um perfil de velocidades

mais adequado ao perfil de velocidades real nestas duas localidades, contrariando os valores

indicados para o tipo de utilização do solo conforme Tab. 3.1. Já o procedimento onde se usou

em conjunto os valores de rugosidade Eta e local, coluna D, apresentou bons resultados

quando comparado aos outros dois, sendo que para Campo Erê foi o que resultou nos menores

valores de RMSE médio para os dois anos analisados. Já para Água Doce apresentou valores

de RMSE tanto maiores quando menores que nos outros procedimentos. Em Imbituba não

houve melhora nos resultados, dos dois anos analisados, em um obteve-se o mesmo valor de

RMSE, e no outro um valor bem superior. Com isto pode-se dizer que a correção da altura dos

valores de velocidade de vento Eta para Imbituba, através da Eq. 3.35 não foi valida, pois não

trás nenhuma melhora, em termos de RMSE, em relação aos resultados. Para as outras duas

localidades obteve-se uma melhora relativa, pois os RMSEs ainda são maiores do que 2 m/s,

aproximando-se de 2,5 m/s.

7.3. PREVISÃO EÓLICA COM USO DE REDES NEURAIS ARTIFICIAIS

Na tentativa de fazer convergir os valores de velocidade de vento previstos pelo modelo

Eta para os valores medidos pelas estações CELESC utilizou-se a técnica de redes neurais,

com a aplicação do programa T-Learn. Os dados das estações CELESC e os previstos pelo

Eta foram utilizados como entrada para o programa, que durante o treinamento das redes,

determinava quais correções, pesos, deveriam ser usados para aproximar os valores da

previsão com os dados de campo.

Conforme informado na seção 3.11.2, o modelo Eta possui resolução de 40 x 40 km, o

que resulta em uma área maior que a região onde estão localizados os anemômetros das

estações de medição CELESC, ou os aerogeradores. Por esta razão, os valores que são

fornecidos pelo Eta podem divergir muito dos dados locais. Os dados Eta são fornecidos para

os vértices de um quadrado imaginário com lado de 40 km. Os valores de previsão usados

foram extraídos dos vértices do quadrado que envolvia a localidade em estudo, conforme

esquematizado na Fig. 7.6.

132

Figura 7.6. Esquema do procedimento de cálculo com estação anemométrica em um quadrado

cujos vértices contém os dados previstos pelo Eta

Quatro possibilidades foram testadas para relacionar os dados dos vértices deste

quadrado com estação anemométrica em questão. Uma delas seria tomar os dados Eta do

vértice mais próximo da localização do sítio eólico. Outra forma seria utilizar uma média

simples dos quatro pontos, ou, então, uma média ponderada levando em consideração as

distâncias que separam os vértices do sítio eólico. E por último, usar os quatro vértices como

entradas do programa. Testes foram feitos com as quatro possibilidades, acima, sendo que as

duas formas onde eram utilizadas médias, média simples e média ponderada pelas distâncias,

não apresentaram resultados que justificassem a sua utilização, sendo abandonadas tais idéias.

Foram também usadas variações na arquitetura das redes neurais, como diferentes

números de neurônios e estrutura da rede neural, assim como foram feitos testes variando

tanto os dados de entrada quanto a forma como os mesmos eram fornecidos ao programa. Os

resultados e maiores explicações são apresentados nas seções seguintes.

7.3.1. Análise dos resultados de velocidade prevista através do uso de redes neurais

artificiais

Na Tab. 7.7 pode-se observar alguns resultados referentes à aplicação das redes neurais

no tratamento dos dados de previsão do modelo Eta. Nesta tabela, são apresentados os

resultados com três arquiteturas de redes neurais: com um, três e cinco neurônios com, os

dados Eta retirados do vértice mais próximo ao sítio eólico e com os quatro vértices que o

envolvem. Os dados de entrada são os componentes da velocidade Eta e os valores de

velocidade CELESC medidos no mesmo período.

Local da Estação

Anemométrica

Dados de previsão do

modelo Eta

133

Tabela 7.7. Resultados através de redes neurais para Água Doce e Bom Jardim da Serra.

1 pto 4 ptos 1 pto 4 ptos 1 pto 4 ptos 1 pto 4 ptos 1 pto 4 ptos 1 pto 4 ptos

2,31 2,12 1,92 1,87 1,87 1,83 2,48 2,51 2,19 2,31 2,18 2,25

1 pto 4 ptos 1 pto 4 ptos 1 pto 4 ptos 1 pto 4 ptos 1 pto 4 ptos 1 pto 4 ptos

2,38 2,91 1,96 4,27 1,95 4,38 4,05 3,01 3,68 2,52 3,57 2,41

Valores de RMSE para previsões anos 2003 e 2004 Água Doce e Bom Jardim da Serra

Água Doce Bom Jardim da Serra

1 Neurônio 3 Neurônios 5 Neurônios 1 Neurônio 5 Neurônios

Treino 2002 - Previsão 2003

Treino 2002 e 2003 - Previsão 2004

3 Neurônios 5 Neurônios

Água Doce Bom Jardim da Serra

1 Neurônio 3 Neurônios 5 Neurônios 1 Neurônio

3 Neurônios

Os resultados de RMSE, na Tab. 7.7, indicam uma melhora nos resultados, quando

comparamos com a previsão Eta antes de passar pela rede neural. No entanto ainda são

valores altos, pois se compará-los às velocidades médias encontradas nestas localidades

temos, na melhor das hipóteses, o RMSE representando 30% deste valor. Os resultados

conseguidos com três e cinco neurônios se mostraram equivalentes para a massa de dados

testada, em termos de RMSE. Quanto ao número de vértices de onde foram tirados os dados

Eta, o mais próximo ao sítio ou os quatro que o cercam, alguma melhora foi observada

quando se fez a previsão para 2003, para Água Doce, com os dados Eta nos quatro vértices

em relação ao ponto mais próximo, no entanto os resultados para a previsão de 2004 ficaram

muito ruins. Quando se comparam os valores das velocidades médias anuais, a melhora é

bastante significativa, chegando a resultados muito bons em alguns casos. Para o ano de 2003,

as diferenças entre os valores previstos e medidos, quando se utilizou 3 e 5 neurônios, ficou

menor que 2% para os dados Eta do ponto mais próximo da estação, e menor que 1% para os

quatro pontos em torno da mesma. Já para o ano de 2004, as diferenças aumentam, estando

em torno de 8% para dados do ponto próximo, e acima de 50% para dados dos quatro vértices.

Para Bom Jardim da Serra, na previsão para 2004, com a rede neural treinada com

dados 2002 e 2003, também foram obtidos melhores resultados com os quatro vértices como

entrada, conforme se observa na Tab. 7.7. As diferenças na comparação entre os valores de

velocidade média anual foram de: 1,6% para 1 neurônio, 1,2% para 3 neurônios e 2,2% para 5

neurônios. Já na previsão de 2003 os melhores resultados apareceram quando foram utilizadas

as velocidades Eta do ponto mais próximo ao sítio, ver Tab. 7.7, sendo as diferenças das

velocidades de 5%, 8,2% e 6,1%, para 1, 3 e 5 neurônios, respectivamente. Para 2003, com os

quatro vértices, as diferenças ficaram, na melhor das hipóteses, acima dos 12%, e para 2004

com o ponto mais próximo, todas acima de 36%. Para os dados testados, de uma maneira

geral, as previsões para 2004 foram piores que as para 2003.

134

Os resultados apresentados na Tab. 7.8 foram determinados alterando a forma com que

os dados foram fornecidos ao programa de redes neurais. Foi uma tentativa de buscar

melhores resultados nas previsões mensais tentando aproveitar as características de cada mês

para a previsão. O procedimento adotado consistia em treinar a rede com um determinado mês

do ano e, então, fazer a previsão para este mesmo mês do ano seguinte. Os resultados podem

ser vistos na coluna P2 da Tab. 7.8. A coluna P3 da mesma tabela mostra os resultados com a

rede treinada com o ano todo de 2002 fazendo, então, as previsões para cada mês de 2003.

Pode-se notar que ambos os casos apresentam melhores resultados quando comparados aos

valores de RMSE encontrados na comparação onde os dados Eta não foram corrigidos, coluna

P1 na mesma tabela. Os valores calculados a partir do treinamento com dados de todo o ano,

P3, são os que apresentam os menores valores de RMSE, no entanto, para Água Doce, as

diferenças entre os valores de velocidade média anual são menores quando foram treinados

mês a mês do que com treino para o ano todo, de 4,8% no procedimento mês a mês contra

9,1% quando treinado com o ano todo. Já para Imbituba a situação se inverte, com diferença

de 14,1% quando treinado com cada mês, e 11,4% quando treinado com ano todo. Não se

pode tirar conclusões definitivas quanto à eficiência de ambos os procedimentos, pois a

quantidade de dados disponível para se treinar as redes era pequena.

Tabela 7.8. Resultados da comparação Eta x CELESC com treinamento a cada mês ou ano

todo.

P1 P2 P3 P1 P2 P3

Janeiro

4,65 2,11 2,24 1,9 2,8 1,83

Fevereiro

3,52 2,09 2,1 1,9 2,04 1,76

Março

3,77 2,18 1,9 1,94 2,55 1,63

Abril

3,46 2,69 1,67 1,68 1,55 1,3

Maio

3,84 2,31 1,95 2,07 4,78 1,53

Junho

3,63 2,33 2,08 3,28 3,29 3,09

Julho

4,32 2,06 2,32 4 2,41 2,38

Agosto

3,38 1,9 1,84 3,58 3 2,45

Setembro

2,86 2,85 1,78 3,36 2,37 2,23

Outubro

3,36 3,31 2,26 3,3 2,09 2,08

Novembro

3,48 1,46 1,62 2,51 2,05 1,62

Dezembro

3,65 3,2 1,95 3,52 2,99 2,09

Média

3,66 2,37 1,98 2,75 2,66 2,00

P3=ETA x CELESC Redes Neurais ano

2003

Mês

P1= ETA x CELESC P2= ETA x CELESC Redes Neurais mês a mes

Valores de RMSE ( m/s)

Agua Doce Imbituba

2003

135

Foi feita uma tentativa alimentando a rede neural com novos dados à medida que as

previsões iam sendo feitas. Na Tab. 7.9 são apresentados os valores de RMSE calculados para

cada mês dos anos de 2003 e 2004 para Água Doce, onde a rede foi treinada, inicialmente,

com os dados do ano de 2002 e, a cada mês, os dados eram adicionados e a rede re-treinada

para se fazer a previsão do mês seguinte. Assim, na Tab. 7.9, tem-se os resultados até julho de

2004, onde se observa uma diminuição no valor do RMSE para o ano de 2003, com uma boa

aproximação entre os valores médios de velocidade anual, sendo a diferença de 3,5%, ao se

comparar aos testes mostrados anteriormente, o que não se verifica para o ano de 2004, sendo

o valor médio anual maior que o RMSE mostrado na Tab. 7.7, por exemplo, e ficando em

torno de 14% a diferença nas velocidades anuais.

Tabela 7.9. Resultados de previsão para rede neural alimentada.

Mês

2003

2004

Jan

1,46 1,94

Fev

1,66 1,40

Mar

2,21 1,97

Abr

2,11 2,50

Mai

1,96 3,52

Jun

1,85 1,68

Jul

2,49 2,31

Ago

1,76 x

Set

1,27 x

Out

1,81 x

Nov

0,96 x

Dez

2,10 x

Média

1,80 2,19

Rede treinada com dados 2002, alimentada mês a mês.

Água Doce. Previsão mensal. RNA alimentada

Os dados previstos pelo modelo Eta têm a tendência de apresentar menor variação que

os medidos com os anemômetros. Mesmo após terem sido tratados com a rede neural treinada

com dados medidos em campo. Na Tab. 7.10 são apresentados os valores dos parâmetros de

Weibull, calculados com os dados Eta tratados e o valor da velocidade média, e pode-se

constatar que, quando comparados, os valores do fator de forma,

, provenientes dos dados

previstos pelo Eta, são maiores que os valores calculados a partir dos dados das medições

CELESC. Todos os resultados são para o ano de 2003.

136

Tabela 7.10. Comparação entre parâmetros de Weibull calculados com dados Eta e CELESC.

ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC

6,67 6,58 4,24 2,77 7,33 7,39

5 4,63 1,93 1,5 5,64 5,13

4,56 4,13 2,01 1,64 5,15 4,62

Água Doce

Parâmetros de Weibull calculados com dados ETA e CELESC

Valores anuais médios

Bom Jardim da Serra

Imbituba

Localidade

De acordo com os resultados apresentados na Tab. 7.10, embora as velocidades médias

estejam relativamente próximas, os valores de

são sempre maiores para os dados Eta, muito

maiores no caso de Água Doce. Desta forma, os dados de previsão do modelo Eta acabam

dando uma falsa impressão de regularidade dos ventos para a localidade, isto é importante

caso se utilize destes dados como referências para estudo das características eólicas ou

estimativas de recursos eólicos de uma localidade qualquer, onde não se tenha dados de

campo para validação. É importante registrar que os resultados apresentados na Tab. 7.10 para

os dados medidos pela CELESC divergem dos apresentados na seção 4.2.2, pois foram

calculados a partir de uma quantidade bem menor de dados, já que a previsão Eta fornece um

único dado por dia para cada rodada do programa. Então, foram separados os mesmos dados

CELESC para comparação.

Outra tentativa, mais adequada à previsão eólica, foi testada com os perfis de

velocidade e temperatura previstos pelo Eta. Foram utilizados como entrada para a rede neural

os dados das medições CELESC e de três camadas do Eta, onde em cada camada foram

utilizados os valores das componentes de velocidade, temperatura e pressão. Os testes foram

feitos com 16 (16n) e 4 neurônios (4n). Os resultados podem ser vistos na Tab. 7.11.

Tabela 7.11. Resultados com dados de previsão Eta com três camadas.

1 2 Alimentada

Janeiro

2,23 1,72 1,85

Fevereiro

1,88 1,75 1,73

Março

1,51 1,56 1,63

Abril

1,80 1,94 1,82

Maio

1,70 1,69 2,12

Junho

1,90 1,80 1,90

Julho

2,10 2,05 1,91

Agosto

1,64 1,67 1,59

Setembro

1,40 1,45 1,55

Outubro

1,92 1,92 1,91

Novembro

0,80 1,17 0,73

Dezembro

1,75 1,71 1,66

Anual

1,79 1,74 1,77

Previsão para Água Doce 2003. Dados perfil de velocidades ETA

RMSE (m/s)

Rede treinada com dados ano 2002.

16 n

Mês

4 n

137

A análise dos resultados mostrados na Tab. 7.11, indica que os resultados em termos de

RMSE encontrados com este procedimento são melhores que os apresentados anteriormente,

e que há pouca diferença entre os valores de RMSE para a rede com 16 ou 4 neurônios,

alimentada ou não. Portanto, com este procedimento obteve-se uma melhor aproximação dos

valores de velocidade média anual prevista pelo Eta em relação aos valores medidos. A rede

neural alimentada com os dados de cada mês do ano de 2003 (alimentada) não reduziu o

RMSE das diferenças entre as velocidades da previsão e da medição, comparada à rede

treinada somente com os dados de 2002. Os RMSEs das diferenças de velocidade verificadas

nos dois outros casos da Tab. 7.11 são de 1,74 m/s e 1,79 m/s. Na comparação entre os

valores de velocidade média anual, obteve-se uma boa aproximação dos resultados, com

diferenças percentuais entre 1,4 % (4n alimentada) e 1,8% (16n e 4n). A utilização de um

perfil de velocidades como entrada para a rede neural, além de aumentar o número de dados

para o treinamento, também permitiu diferenciar as características na distribuição de

velocidades de um local e que estariam escondidas caso fosse fornecido apenas um valor de

uma determinada camada da atmosfera. Por exemplo, diferentes perfis de velocidade podem

apresentar valores muito próximos, ou mesmo coincidentes, para uma mesma altura. Então,

no caso de se usar apenas este valor a rede neural interpreta como se fosse um mesmo perfil, o

que não ocorreria se usássemos mais valores para diferentes alturas, ou seja valores de

velocidade para diversas camadas atmosféricas.

7.3.2. Previsão de Potência com Redes Neurais

Com os dados de potência fornecidos pela CELESC, apresentados no capítulo 5, foram

feitos testes com as redes neurais visando à previsão da potência. Neste caso foram usadas

como entradas para rede neural as componentes da velocidade e a temperatura, para cada

camada, assim como os dados de potência CELESC.

Infelizmente, poucos testes puderam ser realizados devido à pequena quantidade de

dados disponível. Três testes foram possíveis, dois para Bom Jardim da Serra e um para Água

Doce. Nestes testes não foram utilizados apenas os dados do modelo Eta, mas também dados

do modelo GFS (que apresenta resolução de 100 x 100 km), para que os dados de potência

gerada pudessem ser um pouco melhor aproveitados. Nos testes, foram utilizados os dados de

todas as camadas disponíveis para cada modelo, três camadas no caso do modelo Eta, e sete

para o modelo GFS, com as seguintes características:

- Para Água Doce, dados de vento do modelo GFS, rede treinada com ano de 2004 para

previsão do ano de 2005;

138

- Bom Jardim da Serra, dados de vento do modelo GFS, rede treinada com ano de 2004

para previsão do ano de 2005;

- Bom Jardim da Serra, dados de vento do modelo Eta, rede treinada com ano de 2002 para

previsão do ano de 2003;

Para Bom Jardim da Serra, também foi feito um teste utilizando apenas a segunda

camada do Eta. Não foi possível a utilização dos dados Eta para Água Doce em virtude da

pequena quantidade de dados para um mesmo período.

Os resultados desta análise podem ser vistos na Tab. 7.12. Na coluna descrita como Pot

média CELESC encontram-se os valores médios da potência gerada pelos aerogeradores no

período estudado, cujos resultados diferem um pouco daqueles encontrados no capitulo 5 por

não terem sido calculados com a mesma quantidade de dados. Os resultados apresentados

nesta tabela são valores de potência média na saída da rede neural, assim como os valores de

RMSE. Os valores de porcentagem que aparecem entre parênteses representam a comparação

do RMSE da previsão com aquele referente à potência média calculada a partir dos dados

medidos pela CELESC.

Como se pode observar, os valores médios obtidos não divergem muito dos dados

medidos, no entanto, o RMSE é bastante alto em todos os casos. Para Água Doce, quando

compara-se o valor médio medido com o previsto, temos uma diferença de 3,6%, para Bom

Jardim da Serra, tem-se 22,5% e 19%, este último quando se fez uma tentativa somente com a

segunda camada do Eta, e 9,9% quando utilizados os dados do modelo GFS. No caso de Bom

Jardim da Serra, um valor um pouco melhor foi conseguido quando se utilizou a segunda

camada do Eta para treinamento da rede, e, em ambos os casos o modelo Eta apresentou

resultados piores.

Foi feita uma tentativa através de uma regressão linear, conforme Lange (2003), a fim

de reduzir os erros. Porém o máximo que se conseguiu foi uma melhora em torno de 2% nos

valores de RMSE. Por esta razão os valores alcançados com a regressão linear não foram

apresentados.

139

Tabela 7.12. Previsão de potência utilizando RNA.

Pot ETA (kW) Pot ETA 2°cam (kW) Pot GFS (kW)

2005

x x 1454,68

RMSE (kW) 933,83 (*64,2% **19,4%)

2003

113,16 109,95

RMSE (kW)

107,48 (*95% **18,9%)

113,5 (*103,2% **18,3%)

2005

x x 96,54

RMSE (kW) 87,2 (*90,3% **14,5%)

RNA treinadas com anos de 2002 - prev 2003 e 2004 - prev 2005.

* % em relação a Pot. Média ** % em relação a Pot. Nominal

Pot média CELESC (kW)

87,86

92,4

1509,19

Água Doce

Bom Jardim da Serra

7.4. CONSIDERAÇÕES SOBRE PREVISÃO DE GERAÇÃO EÓLICA

Conforme pode ser observado nos resultados das comparações entre os dados de

medição CELESC e de previsão Eta, nota-se que são encontrados resultados um pouco

melhores caso se use valores médios em torno do dado do mesmo horário da previsão Eta,

apesar da diferença ser pequena.

A correção da altura usando o perfil logarítmico de velocidades, melhora os resultados,

na maioria dos casos. Porém, sua dependência com o valor da rugosidade superficial interfere

bastante nos resultados, como pode ser observado nas variações dos resultados quando se

usava valores de rugosidade vindos do Eta ou os determinados de acordo com a tabela de

rugosidades apresentada no capítulo 3. As diferenças entre os dados previstos e medidos é

bastante grande, apesar de as previsões Eta serem relativamente coerentes com a tendência do

comportamento dos dados medidos. Mas esta grande diferença entre os dois tipos de dados

torna a definição de um padrão para a correção necessária aos dados Eta bastante difícil. Não

se observa um mesmo desempenho de um certo procedimento quando aplicado a outra

localidade, ou mesmo em anos diferentes para a mesma localidade. Uma possível, e mais

provável, explicação para não se conseguir definir nenhum padrão de correção para os dados

Eta é a pequena quantidade de dados disponível para as análises.

Para a quantidade de dados testada, com uso das redes neurais treinadas, houve

dificuldades para se definir um procedimento padrão para a melhor matriz de entrada. Como

foi visto, tanto quando foram utilizados apenas os dados Eta referentes ao ponto localizado

mais próximo da estação, ou quando se utilizava os quatro pontos que cercavam a estação, os

RMSEs obtidos, ou eram equivalentes, ou variavam, sendo as vezes maiores num caso ou no

outro. Aparentemente, a utilização de dados de entrada previstos pelo Eta nos quatro vértices

do quadrado, conforme esquema da Fig. 7.6, não introduz melhoras em relação à utilização de

dados para a previsão Eta no ponto mais próximo, por serem mais “estáveis”. Quanto aos

140

valores das velocidades médias anuais, conseguiu-se em alguns casos diferenças bastante

pequenas.

As tentativas de se treinar as redes neurais com os dados de um certo mês, para

posteriormente se fazer a previsão para este mesmo mês, ou com a rede neural alimentada

mês a mês, com os dados incluídos do último mês que havia sido feita a previsão, não

resultaram em grandes melhorias em termos de resultados comparativos. Em se tratando do

treinamento mês a mês, já era esperado não se conseguir bons resultados, pois a quantidade de

dados para apenas um mês é muito pequena. Mas esta idéia ainda deveria ser testada, no caso

de um maior conjunto de dados, com dados acumulados de um determinado mês, para vários

anos, para se treinar a rede neural, assim, espera-se que algumas características presentes

naquela época do ano sejam assimiladas pelas redes neurais e passadas para a previsão

daquele mesmo mês.

A utilização do perfil de velocidade, através dos dados das três camadas fornecidas pelo

Eta, forneceu os melhores resultados, com diferenças percentuais entre 1,4% e 1,8% em

relação às velocidades médias anuais, e valores de RMSE menores do que 1,8 m/s, o que faz

deste procedimento o mais eficaz no tratamento dos dados de previsão de um modelo

meteorológico, de acordo com os resultados obtidos nesta dissertação.

Os resultados encontrados nas tentativas de se fazer a previsão da potência gerada

também são bastante insatisfatórios, não em relação aos valores de potência média, mas

quanto aos RMSEs. Neste caso, a quantidade de dados para o treinamento das redes neurais e

comparações dos resultados prejudicou bastante a análise devido à reduzida quantidade de

dados de geração disponíveis e, ainda, em períodos não coincidentes com os dados de

velocidade de vento. No entanto, apesar disso, os valores médios de potência previstos, não

divergem tanto dos valores médios medidos e fornecidos pela CELESC, principalmente

quando a comparação foi feita com os dados do modelo GFS, apesar deste apresentar pior

resolução, onde as diferenças para os valores de potência são menores que 10%, e em torno de

20% quando usado o modelo Eta. Porém, os valores de RMSE são muito altos, chegando a

representar entre 64% e 103% do valor da potência média prevista. Isto se deve à maior

sensibilidade dos dados de potência em relação às incertezas na velocidade do vento, já que a

potência é função do cubo da velocidade.

141

8. CONCLUSÕES E PERSPECTIVAS

No presente trabalho, foi apresentada uma análise do potencial eólico e um estudo de

previsão de ventos para seis localidades do Estado de Santa Catarina visando à geração de

eletricidade de origem eólica.

Os principais resultados obtidos neste trabalho são resumidos a seguir.

Com base nos dados de medições anemométricas, foram calculados os parâmetros de

Weibull e os fatores de capacidade,

, para as localidades de Laguna, Campo Erê,

Imbituba, Urubici, Água Doce e Bom Jardim da Serra, destacando-se Laguna e Urubici, com

os melhores resultados. O potencial de Laguna, com velocidades médias anuais próximas a 8

m/s, e fator de capacidade estimado em 0,4, é quase comparável àqueles encontrados no

Ceará e no Rio Grande do Norte, Estados cujos potenciais eólicos são considerados os

melhores do Brasil, porém, apresenta baixo valor do fator de forma, em torno de 1,8.

Em relação à direção dos ventos, com exceção a Bom Jardim da Serra, as demais

localidades apresentam boa regularidade direcional, com uma visível predominância dos

ventos em determinadas direções.

O Estado de Santa Catarina apresenta valores de intensidade de turbulência,

, que

devem ser levados em consideração, pois podem ser considerados altos, embora estejam

dentro dos padrões descritos na literatura. São altos, principalmente, os valores encontrados

para as localidades de Bom Jardim da Serra e Imbituba, que apresentaram valores de

torno de 0,22 e 0,2, respectivamente.

Para o Estado de Santa Catarina, a localidade de Água Doce pode ser considerada como

uma boa referência às instalações de aerogeradores, não por apresentar as melhores

características, mas sim por possuir as características básicas. Com uma velocidade média

anual pouco acima de 6 m/s, ventos com certa regularidade,

médio superior a 2,4, pelo

menos para os padrões deste Estado, e fator de capacidade em torno de 0,24, em média,

quando analisada considerando um aerogerador de 600 kW, pode-se dizer que as

características encontradas em Água Doce podem garantir a viabilidade de um projeto eólico

de geração de energia elétrica. Para validar esta informação, deve-se lembrar que já estão em

operação duas usinas eólicas em Água Doce (Usina Eólica do Horizonte e Usina Eólica de

Água Doce), sendo uma delas fruto do PROINFA, além de uma outra usina eólica que, apesar

de estar localizada no Estado do Paraná, fica bastante próxima das duas outras citadas (Usina

Eólio-Elétrica de Palmas), sem contar os oito projetos já aprovados, com obras não iniciadas,

para a mesma região.

142

Os fatores de capacidade calculados a partir dos valores médios de energia gerada pelos

aerogeradores de Bom Jardim da Serra, no período 2002-2005, e Água Doce, para 2004 e

2005, foram iguais a 0,17 e 0,25, respectivamente, considerando-se a limitação dos bancos de

dados disponíveis. Estes valores demonstram os resultados satisfatórios para geração de

eletricidade em Água Doce e, também, um fraco desempenho do aerogerador instalado em

Bom Jardim da Serra. Esses

FCs

são comparáveis aos valores calculados por meio dos dados

de velocidade para aqueles sítios, considerando a curva de um aerogerador de 600 kW, do

fabricante Wobben do Brasil.

Com o emprego do programa WAsP, constatou-se que todas as localidades analisadas

apresentam regiões com estimativas de velocidade de vento que resultam em valores de

superiores a 0,30. Foi, ainda, possível validar o programa WAsP para o Estado de Santa

Catarina, mostrando resultados com diferenças não muito grandes quando comparados aos

valores determinados através da metodologia de cálculo apresentada no capítulo 3.

A previsão de geração eólica com o emprego de redes neurais, previamente treinadas

com os dados de velocidade medidos, em combinação com as velocidades previstas pelo

modelo de meso-escala Eta, do INPE, embora tenha se mostrado qualitativamente adequada,

resultou em grandes discrepâncias na previsão das velocidades, com RMSE alcançando até

valores superiores a 2 m/s. Foram testadas diferentes arquiteturas da rede neural que

produziram pouca mudança nos resultados. A técnica de redes neurais artificiais é aplicável e

vantajosa, porém considera-se que este procedimento de previsão só poderá ser considerado

satisfatório com a significativa ampliação da base de dados.

Para trabalhos futuros, pode-se deixar as seguintes sugestões:

i) avaliação do potencial das demais localidades do Estado de Santa Catarina onde se tem

dados anemométricos disponíveis.

ii) caracterização das classes de rugosidade superficial para as localidades analisadas neste

trabalho e avaliação da influência da rugosidade superficial na quantidade de energia estimada

para cada localidade.

iii) identificação e caracterização dos obstáculos próximos às torres anemométricas e

avaliação do impacto destes obstáculos, na geração de energia das estações estudadas.

iv) estudo de viabilidade econômica de projetos eólicos para as estações eólicas de Santa

Catarina.

143

v) análise econômica para determinar os tamanhos de aerogeradores mais adequados a cada

localidade.

vi) estudo do rendimento dos aerogeradores em diferentes alturas, em comparação com

aerogeradores de maior potência, análise técnica e econômica.

vii) estudo de previsão de ventos através de redes neurais utilizando um perfil de velocidades

local como dados de referência para o treinamento.

viii) aplicações da técnica de redes neurais para sítios eólicos de outras regiões brasileiras,

incluindo o Nordeste brasileiro.

144

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SILVA, N. F. da; ROSA, L. P.; ARAÚJO, M. R. The utilization of Wind energy in the

Brazilian electric sector’s expansion. Renewable and Sustainable energy reviews. v. 9, p.

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150

STREETER, V. L. Conceitos Ligados ao Escoamento de Fluidos e Equações Fundamentais.

In: Streeter, Victor L. Mecânica dos Fluidos. Tradução de: Celso da Silva Muniz et al. São

Paulo, 1977. Ed. MacGraw-Hill do Brasil. Cap. 3.

THOMSEN, K; SORENSEN, P. Fatigue loads for wind turbines operating in wakes. Journal

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LOPEZ, C. L.; DE LA PAZ, F. B.; VALOR, E. M. Estúdio de viabilidad de parques eólicos.

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www.wobben.com.br/wobben. Acessado

em 12 setembro 2006.

151

ANEXOS

152

ANEXO A - Velocidades Médias Mensais

Água Doce

Agua Doce Ano 1999 Médias Mensais

6,14

0 0

5,51

6,58

5,67

7,09

7,12

7,67

4,22

3,41

6,44

Janeiro

vereir

Março

Abr

Mai

Jun

Julho

gosto

Sete

utubro

ovembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A1. Água Doce 1999.

Agua Doce Ano 2000 Médias Mensais

5,84

5,73

6,57

5,61

6,16

6,48

7,30

5,66

5,54

0,00 0,00

5,63

eiro

Fevere

iro

Mar

Abril

Maio

nho

ulho

Agosto

Setembro

utub

Nov

zembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A2. Água Doce 2000.

Agua Doce Ano 2001 Médias Mensais

6,29

4,21

5,35

5,85

5,87

6,20

7,28

6,98

7,87

6,15

5,90

5,83

aneiro

iro

Março

Abril

Mai

Junho

Julho

Agosto

Setem

utubro

Novembro

Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A3. Água Doce 2001.

153

Agua Doce Ano 2002 Médias Mensais

6,26

5,72

6,30

5,87

6,28

6,36

6,31

7,10

6,46

6,85

7,09

6,35

Jane

iro

Março

Abr

Maio

Julho

Ago

tem

vem

Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A4. Água Doce 2002.

Agua Doce Ano 2003 Médias Mensais

5,94

5,42

5,66

6,04

6,49

5,49

6,43

6,11

5,98

5,60

0,00

6,74

ane

iro

ço

Abril

aio

unh

ulho

Agos

etembro

Out

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A5. Água Doce 2003.

Agua Doce Ano 2004 Médias Mensais

5,66

5,79

5,53

5,67

5,99

6,10

6,76

6,22

0,00 0,00 0,00

6,44

ane

iro

ço

Abril

aio

unh

ulho

Agos

etembro

Out

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A6. Água Doce 2004.

154

Bom Jardim da Serra

Bom Jardim da Serra Ano 1999 Médias Mensais

5,20

5,61

5,53

5,23

5,59

3,38

Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A7. Bom Jardim da Serra 1999.

Bom Jardim da Serra Ano 2000 Médias Mensais

5,73

4,31

4,34

4,19

5,77

5,89

6,66

4,85

5,42

5,25

4,83

4,46

Jan

eir

Feve

eiro

ço

Abril

Maio

Jun

Julho

Agosto

Setembro

tub

vem

Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A8. Bom Jardim da Serra 2000.

Bom Jardim da Serra Ano 2001 Médias Mensais

4,51

3,97

3,88

4,66

4,92

5,05

5,30

4,90

5,81

4,93

4,23

4,76

Janeiro

ever

Março

ril

aio

Jun

Julho

Agosto

Setem

Outu

vembro

ezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A9. Bom Jardim da Serra 2001.

155

Bom Jardim da Serra Ano 2002 Médias Mensais

5,11

6,36

0,00

5,69

4,71

5,58 5,55

6,37

5,37

3,41

6,96

5,10

Janeiro

Março

Abril

Maio

nho

Julho

sto

etembro

utubr

Novembro

ezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A10. Bom Jardim da Serra 2002.

Bom Jardim da Serra Ano 2003 Médias Mensais

4,40

4,61

4,23

5,23

6,01

5,93

5,69

5,28

4,19

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A11. Bom Jardim da Serra 2003.

Bom Jardim da Serra Ano 2004 Médias Mensais

5,93

5,70

4,97

5,74

4,95

5,21

5,17

5,11

4,88

Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A12. Bom Jardim da Serra 2004.

156

Campo Erê

Campo Erê Ano 1999 Médias Mensais

4,53

4,44

4,65 4,65

5,27

5,12

6,51

6,40

6,86

6,46

5,49

5,20

Janeiro

Fever

Março

Abri

unho

Agos

Set

Outubro

Novembr

embr

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A13. Campo Erê 1999.

Campo Erê Ano 2000 Médias Mensais

4,96

4,79

5,15

5,00

5,54

6,38

5,79

5,59

6,36

5,30

4,81

4,86

aneir

Março

aio

nho

Julh

Ago

sto

Set

bro

Outubro

mbro

zem

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A14. Campo Erê 2000.

Campo Erê Ano 2001 Médias Mensais

4,86

3,86

4,39

4,53

5,12

5,45

6,80

6,29 6,25

5,17

5,00

4,60

Janeiro

Março

Abril

Mai

nho

Julho

gost

etembro

Novembro

ezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A15. Campo Erê 2001.

157

Campo Erê Ano 2002 Médias Mensais

5,11

3,66

5,12

5,00

5,62

5,57

5,62

6,24

6,01

6,57

5,90

5,11

Janeir

Fevereiro

arço

Abril

Maio

Jun

ulho

Agosto

Setembro

Out

vemb

Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A16. Campo Erê 2002.

Imbituba

Imbituba Ano 1999 Médias Mensais

5,80

5,26

6,06

5,51

5,45

Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A17. Imbituba 1999.

Imbituba Ano 2000 Médias Mensais

4,70

4,89

5,11

4,67

4,43

5,24

4,63

5,26

6,42

4,86

5,81

5,47

aneir

rei

rç

Abril

Maio

unho

lho

Outubro

zem

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A18. Imbituba 2000.

158

Imbituba Ano 2001 Médias Mensais

5,06

4,03

4,28

4,38

4,49

3,87

5,06

5,48

6,47

6,35

5,49

4,61

Janeir

evere

Março

Abril

Maio

unho

Julho

gosto

Setembro

Outub

Novembr

Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A19. Imbituba 2001.

Imbituba Ano 2002 Médias Mensais

4,95

6,01

4,26

4,34

4,44

4,46

5,18

5,34

5,90

5,55

5,33

5,57

Jan

eir

Feve

eiro

ço

Abril

Maio

Jun

Julho

Agosto

Setembro

tub

vem

Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A20. Imbituba 2002.

Imbituba Ano 2003 Médias Mensais

4,83

4,47

4,21

4,84

4,65

3,81

4,21

5,78

6,08

6,09

5,64

5,99

Janeiro

evere

ço

Abril

Maio

Junho

Julho

gosto

embro

Outubro

vembr

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A21. Imbituba 2003.

159

Laguna

Laguna Ano 1999 Médias Mensais

7,84

9,30

8,45

8,50

Setembro Outubro Novembro Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A22. Laguna 1999.

Laguna Ano 2000 Médias Mensais

6,90

7,15

7,69

7,27

6,85

8,32

7,11

8,22

9,73

7,18

8,33

7,75

Janeiro

ever

iro

Mar

bril

Junho

Julh

embr

Outubro

bro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A23. Laguna 2000.

Laguna Ano 2001 Médias Mensais

7,75

5,86

6,36

6,52

6,93

11,58

11,06

9,09

9,96

10,05

8,61

6,47

Fevere

rç

Agosto

mbro

Deze

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A24. Laguna 2001.

160

Laguna Ano 2002 Médias Mensais

7,06

9,62

6,76

6,63

4,77

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A25. Laguna 2002.

Urubici

Urubici Ano 1999 Médias Mensais

8,29

7,52

7,62

6,39

0,00

6,52

Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A26. Urubici 1999.

Urubici Ano 2000 Médias Mensais

6,24

5,90

5,96 5,93

8,04

9,08

9,15

7,42

6,97

7,44

0,00

6,33

Janeiro

verei

Julho

Agosto

Novembro

embro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A27. Urubici 2000.

161

Urubici Ano 2001 Médias Mensais

6,07

5,16

5,11

6,99

7,13

7,52

8,21

6,56

0,00

5,21

5,69

6,58

Jan

eiro

evereiro

Março

aio

Junho

Julho

osto

tembr

Outubro

vem

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A28. Urubici 2001.

Urubici Ano 2002 Médias Mensais

7,05

5,89

6,52

7,00 7,02

8,82

8,12

8,87

7,25

7,81

7,63

6,96

neir

ever

iro

ço

Abril

Maio

nho

Julh

Agosto

temb

Outu

Novem

Dezembro

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A29. Urubici 2002.

Urubici Ano 2003 Médias Mensais

6,07

6,45

5,45

7,04

8,52

7,93

8,11

7,25

6,78

5,96

7,41

8,60

Jane

iro

ere

Março

Abril

Maio

Junh

Jul

ost

Setembro

utubro

embr

eze

mbr

Meses

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura A30. Urubici 2003.

162

ANEXO B - Intensidade de Turbulência Médias Mensais

σ(V)

σ(I

)

σ(V)

σ(I

)

Jan

6,14 0,68 0,16 0,32 5,84 0,68 0,16 0,24

Fev

- - - - 5,73 0,63 0,16 0,29

Mar

- - - - 6,57 0,65 0,13 0,19

Abr

5,51 0,61 0,18 0,36 5,61 0,58 0,13 0,23

Mai

6,58 0,67 0,13 0,17 6,16 0,63 0,14 0,25

Jun

5,67 0,58 0,18 0,43 6,48 0,58 0,13 0,26

Jul 7,09 0,69 0,14 0,30 7,30 0,75 0,12 0,11

Ago

7,12 0,66 0,11 0,18 5,66 0,94 0,60 7,29

Set 7,67 0,75 0,13 0,19 5,54 0,58 0,12 0,14

Out

4,22 1,75 1,84 9,60 - - - -

Nov

3,41 2,85 1,78 4,19 - - - -

Dez

6,44 0,74 0,16 0,23 5,63 0,66 0,15 0,19

σ(V)

σ(I

)

σ(V)

σ(I

)

Jan 6,29 0,66 0,15 0,68 6,26 0,70 0,15 0,26

Fev

4,21 0,57 0,24 0,66 5,72 0,63 0,14 0,19

Mar

5,35 0,64 0,18 0,40 6,30 0,65 0,14 0,29

Abr

5,85 0,59 0,15 0,29 5,87 0,61 0,14 0,25

Mai

5,87 0,62 0,16 0,38 6,28 0,62 0,15 0,38

Jun

6,20 0,60 0,12 0,15 6,36 0,61 0,15 0,36

Jul

7,28 0,65 0,10 0,16 6,31 0,62 0,13 0,19

Ago 6,98 0,60 0,11 0,21 7,10 0,66 0,13 0,32

Set

7,87 0,75 0,11 0,15 6,46 0,69 0,17 0,35

Out 6,15 0,69 0,14 0,21 6,85 0,70 0,15 0,30

Nov

5,90 0,66 0,14 0,17 7,09 0,77 0,13 0,15

Dez

5,83 0,67 0,18 0,38 6,35 0,72 0,15 0,23

σ(V)

σ(I

)

σ(V)

σ(I

)

Jan

5,94 0,64 0,15 0,27 5,66 0,63 0,14 0,22

Fev 5,42 0,63 0,15 0,26 5,79 0,67 0,13 0,09

Mar

5,66 0,63 0,14 0,21 5,53 0,60 0,14 0,17

Abr

6,04 0,62 0,12 0,12 5,67 0,61 0,16 0,35

Mai

6,49 0,64 0,12 0,21 5,99 0,68 0,15 0,35

Jun

5,49 0,57 0,15 0,29 6,10 0,58 0,11 0,14

Jul

6,43 0,61 0,14 0,33 6,76 0,73 0,14 0,20

Ago

6,11 0,61 0,12 0,17 - - - -

Set 5,98 0,63 0,15 0,28 - - - -

Out

5,60 0,64 0,16 0,30 - - - -

Nov - - - - - - - -

Dez

6,74 0,80 0,14 0,13 - - - -

2003 2004

ÁGUA DOCE

1999 2000

2001 2002

mês

Tabela B1. Intensidade de Turbulência, médias mensais. Água Doce.

163

V σ(V)

σ(I

)

V σ(V)

σ(I

)

Jan

- - - - - - - -

Fev

- - - - - - - -

Mar

- - - - 4,34 0,65 0,22 0,34

Abr

- - - - 4,19 0,62 0,24 0,43

Mai

- - - - 5,77 0,79 0,22 0,44

Jun

- - - - 5,89 0,79 0,18 0,30

Jul

5,20 0,70 0,22 0,40 6,66 0,84 0,16 0,24

Ago

5,61 0,76 0,20 0,42 4,85 0,69 0,22 0,44

Set

5,53 0,78 0,18 0,23 5,42 0,79 0,23 0,41

Out

5,23 0,76 0,22 0,39 5,25 0,73 0,22 0,48

Nov

5,59 0,91 0,24 0,45 4,83 0,73 0,21 0,34

Dez

3,38 0,62 0,33 0,70 4,46 0,69 0,24 0,43

V σ(V)

σ(I

)

V σ(V)

σ(I

)

Jan

4,51 0,70 0,23 0,33 5,11 0,77 0,22 0,36

Fev

3,97 0,62 0,27 0,57 6,36 1,28 0,59 1,37

Mar

3,88 0,62 0,28 0,54 - - - -

Abr

4,66 0,67 0,23 0,43 5,69 0,78 0,17 0,31

Mai

4,92 0,74 0,25 0,44 4,71 0,66 0,20 0,32

Jun

5,05 0,70 0,21 0,37 5,58 0,74 0,20 0,41

Jul

5,30 0,76 0,22 0,41 5,55 0,74 0,18 0,32

Ago

4,90 0,71 0,21 0,39 6,37 0,81 0,17 0,26

Set

5,81 0,83 0,22 0,44 5,37 0,80 0,22 0,40

Out

4,93 0,73 0,24 0,47 3,41 0,67 0,23 0,17

Nov

4,23 0,66 0,27 0,56 6,96 0,91 0,19 0,26

Dez

4,76 0,73 0,20 0,39 5,10 0,73 0,21 0,38

V σ(V)

σ(I

)

Jan

4,40

0,66 0,22 0,38

Fev

4,61

0,67 0,20 0,29

Mar

4,23

0,65 0,22 0,34

Abr

5,23

0,70 0,20 0,42

Mai

6,01

0,77 0,17 0,31

Jun

5,93

0,71 0,16 0,34

Jul

5,69

0,72 0,16 0,21

Ago

5,28

0,70 0,17 0,27

Set

4,19

0,63 0,26 0,53

Out

- - - -

Nov

- - - -

Dez

- - - -

BOM JARDIM DA SERRA

1999 2000

2001 2002

mês

2003

Tabela B2. Intensidade de Turbulência, médias mensais. Bom Jardim da Serra.

164

σ(V)

σ(I

)

σ(V)

σ(I

)

Jan

4,53 0,62 0,18 0,22 4,96 0,65 0,17 0,31

Fev

4,44 0,58 0,18 0,30 4,79 0,60 0,16 0,22

Mar

4,65 0,58 0,18 0,35 5,15 0,62 0,16 0,30

Abr

4,65 0,60 0,18 0,33 5,00 0,60 0,15 0,23

Mai

5,27 0,61 0,14 0,23 5,54 0,61 0,14 0,20

Jun

5,12 0,58 0,16 0,29 6,38 0,66 0,15 0,32

Jul

6,51 0,67 0,13 0,20 5,79 0,62 0,13 0,20

Ago

6,40 0,61 0,11 0,12 5,59 0,59 0,15 0,35

Set

6,86 0,72 0,12 0,13 6,36 0,73 0,15 0,24

Out

6,46 0,76 0,14 0,19 5,30 0,66 0,17 0,33

Nov

5,49 0,71 0,16 0,17 4,81 0,66 0,17 0,23

Dez

5,20 0,66 0,15 0,18 4,86 0,68 0,18 0,32

σ(V)

σ(I

)

σ(V)

σ(I

)

Jan

4,86 0,70 0,19 0,34 5,11 0,69 0,18 0,24

Fev

3,86 0,64 0,25 0,40 3,66 0,60 0,24 0,45

Mar

4,39 0,63 0,20 0,32 5,12 0,64 0,15 0,17

Abr

4,53 0,61 0,19 0,34 5,00 0,59 0,17 0,27

Mai

5,12 0,65 0,17 0,29 5,62 0,65 0,18 0,39

Jun

5,45 0,60 0,14 0,23 5,57 0,58 0,18 0,41

Jul

6,80 0,67 0,12 0,24 5,62 0,62 0,18 0,39

Ago

6,29 0,62 0,13 0,23 6,24 0,66 0,15 0,32

Set

6,25 0,74 0,14 0,17 6,01 0,72 0,17 0,31

Out

5,17 0,69 0,18 0,30 6,57 0,77 0,14 0,18

Nov

5,00 0,66 0,17 0,24 5,90 0,78 0,16 0,16

Dez

4,60 0,65 0,18 0,22 5,11 0,73 0,19 0,28

CAMPO ERÊ

1999 2000

2001 2002

mês

Tabela B3. Intensidade de Turbulência, médias mensais. Campo Erê.

165

V σ(V)

σ(I

)

V σ(V)

σ(I

)

Jan

- - - - 4,70 0,62 0,25 0,57

Fev

- - - - 4,89 0,62 0,18 0,40

Mar

- - - - 5,11 0,68 0,18 0,31

Abr

- - - - 4,67 0,64 0,19 0,35

Mai

- - - - 4,43 0,62 0,19 0,29

Jun

- - - - 5,24 0,78 0,23 0,46

Jul

- - - - 4,63 0,66 0,20 0,34

Ago

5,80 0,86 0,25 0,52 5,26 0,77 0,24 0,49

Set

5,26 0,71 0,18 0,24 6,42 0,92 0,18 0,29

Out

6,06 0,75 0,16 0,25 4,86 0,65 0,22 0,45

Nov

5,51 0,68 0,20 0,45 5,81 0,74 0,18 0,32

Dez

5,45 0,69 0,19 0,33 5,47 0,72 0,19 0,34

V σ(V)

σ(I

)

V σ(V)

σ(I

)

Jan

5,06 0,72 0,23 0,41 4,95 0,63 0,21 0,43

Fev

4,03 0,53 0,23 0,43 6,01 0,84 0,16 0,12

Mar

4,28 0,60 0,24 0,47 4,26 0,61 0,23 0,43

Abr

4,38 0,58 0,19 0,34 4,34 0,64 0,22 0,44

Mai

4,49 0,66 0,22 0,43 4,44 0,64 0,21 0,36

Jun

3,87 0,59 0,24 0,40 4,46 0,67 0,22 0,36

Jul

5,06 0,77 0,22 0,40 5,18 0,75 0,20 0,31

Ago

5,48 0,83 0,22 0,41 5,34 0,85 0,23 0,38

Set

6,47 0,88 0,17 0,23 5,90 0,85 0,18 0,25

Out

6,35 0,89 0,18 0,28 5,55 0,79 0,22 0,45

Nov

5,49 0,76 0,21 0,39 5,33 0,76 0,23 0,45

Dez

4,61 0,58 0,19 0,32 5,57 0,76 0,21 0,36

σ(V)

σ(I

)

Jan

4,83 0,60 0,17 0,31

Fev

4,47 0,66 0,21 0,32

Mar

4,21 0,57 0,18 0,23

Abr

4,84 0,67 0,17 0,17

Mai

4,65 0,64 0,18 0,26

Jun

3,81 0,57 0,25 0,45

Jul

4,21 0,61 0,23 0,42

Ago

5,78 0,82 0,17 0,21

Set

6,08 0,86 0,18 0,27

Out

6,09 0,86 0,18 0,24

Nov

5,64 0,80 0,21 0,36

Dez

5,99 0,81 0,19 0,32

IMBITUBA

1999 2000

2001 2002

mês

2003

mês

Tabela B4. Intensidade de Turbulência, médias mensais. Imbituba.

166

V σ(V)

σ(I

)

V σ(V)

σ(I

)

Jan

- - - - 6,90 0,47 0,12 0,32

Fev

- - - - 7,15 0,45 0,11 0,31

Mar

- - - - 7,69 0,44 0,12 0,36

Abr

- - - - 7,27 0,54 0,12 0,28

Mai

- - - - 6,85 0,62 0,13 0,25

Jun

- - - - 8,32 0,58 0,15 0,42

Jul

- - - - 7,11 0,61 0,16 0,38

Ago

- - - - 8,22 0,63 0,13 0,32

Set

7,84 0,58 0,12 0,32 9,73 0,69 0,11 0,30

Out

9,30 0,60 0,09 0,17 7,18 0,53 0,12 0,30

Nov

8,45 0,53 0,10 0,27 8,33 0,56 0,12 0,31

Dez

8,50 0,47 0,09 0,23 7,75 0,53 0,11 0,23

σ(V)

σ(I

)

σ(V)

σ(I

)

Jan

7,75 0,49 0,11 0,29 7,06 0,49 0,15 0,41

Fev

5,86 0,45 0,13 0,32 9,62 0,64 0,11 0,24

Mar

6,36 0,44 0,14 0,40 6,76 0,47 0,12 0,28

Abr

6,52 0,49 0,12 0,30 6,63 0,52 0,16 0,42

Mai

6,93 0,67 0,14 0,29 4,77 0,49 0,19 0,38

Jun

11,58 1,14 0,15 0,30 - - - -

Jul

11,06 0,75 0,08 0,04 - - - -

Ago

9,09 0,56 0,12 0,31 - - - -

Set

9,96 0,70 0,10 0,22 - - - -

Out

10,05 0,53 0,09 0,20 - - - -

Nov

8,61 0,50 0,11 0,34 - - - -

Dez

6,47 0,50 0,13 0,26 - - - -

LAGUNA

1999 2000

2001 2002

mês

Tabela B5. Intensidade de Turbulência, médias mensais. Laguna

167

σ(V)

σ(I

)

σ(V)

σ(I

)

Jan

- - - - 6,24 0,84 0,18 0,31

Fev

- - - - 5,90 0,85 0,20 0,33

Mar

- - - - 5,96 0,76 0,20 0,35

Abr

- - - - 5,93 0,69 0,18 0,40

Mai

- - - - 8,04 0,93 0,15 0,23

Jun

- - - - 9,08 0,86 0,12 0,20

Jul

8,29 0,86 0,14 0,31 9,15 0,88 0,12 0,20

Ago

7,52 0,80 0,13 0,19 7,42 0,77 0,13 0,28

Set

7,62 0,82 0,14 0,20 6,97 0,84 0,20 0,41

Out

6,39 0,84 0,17 0,29 7,44 0,87 0,15 0,26

Nov

- - - - - - - -

Dez

6,52 0,84 0,17 0,25 6,33 0,77 0,16 0,27

σ(V)

σ(I

)

σ(V)

σ(I

)

Jan

6,07 0,73 0,17 0,29 7,05 0,97 0,18 0,34

Fev

5,16 0,71 0,20 0,29 5,89 0,75 0,17 0,28

Mar

5,11 0,74 0,22 0,42 6,52 0,74 0,17 0,33

Abr

6,99 0,84 0,19 0,36 7,00 0,73 0,16 0,32

Mai

7,13 0,89 0,18 0,28 7,02 0,80 0,16 0,28

Jun

7,52 0,81 0,15 0,33 8,82 0,85 0,12 0,15

Jul

8,21 0,77 0,12 0,27 8,12 0,84 0,13 0,23

Ago

6,56 0,54 0,10 0,08 8,87 0,94 0,13 0,22

Set

- - - - 7,25 0,86 0,17 0,29

Out

5,21 0,67 0,18 0,30 7,81 0,79 0,13 0,23

Nov

5,69 0,71 0,18 0,26 7,63 0,88 0,16 0,26

Dez

6,58 0,85 0,17 0,22 6,96 0,83 0,16 0,21

URUBICI

1999 2000

2001 2002

mês

Tabela B6. Intensidade de Turbulência, médias mensais. Urubici

168

Velocidade

Potência

Energia prod.

tempo ( h)

Horas

Dias

E / n°dias

média ( m/s)

média ( kW)

ano ( MWh)

V > Vmedio

V > Vnominal

h med / h ano

N.° dias

equivalentes

( MWh/dia)

2000

6,04 2,49 6,81 128,93 724,6 0,214 2708 36,3 0,64 234,17 1207,7 50,32 3,094

2001

6,33 2,42 7,14 146,64 1104 0,244 3618 107,8 0,86 313,71 1840,1 76,7 3,519

2002

6,42 2,48 7,24 151,07 1290,7 0,252 4152 109 0,97 356 2205,6 91,9 3,625

2003

5,98 2,43 6,74 125,9 935,54 0,21 3444,7 84 0,85 309,61 1559,23 64,97 3,022

2004

5,87 2,43 6,62 119,7 489,24 0,199 2423 33 0,47 170,31 815,4 33,97 2,873

2000

5,17 1,63 5,77 106,01 779,66 0,177 3100,6 198,8 0,84 306,45 1299,44 54,14 2,544

Bom Jardim

2001

4,75 1,7 5,32 83,49 716,25 0,139 3911 121,3 0,98 357,44 1193,75 49,74 2,004

da Serra

2002

5,44 1,69 6,09 118,13 656,03 0,197 2386,3 173 0,63 231,39 1093,39 45,56 2,835

2003

5,09 1,66 5,69 101,56 613,12 0,169 2529 147 0,69 251,56 1021,86 42,58 2,437

2000

5,12 1,78 5,76 97,88 857,39 0,163 3948,2 63 1 365 1429 59,54 2,349

2001

4,97 1,72 5,58 93,94 821,74 0,156 3888,3 67 1 365 1369,56 57,07 2,251

2002

5,05 1,73 5,67 97,51 807,8 0,162 2752,8 51,3 0,94 345,17 1346,33 56,1 2,34

2003

5,07 1,74 5,69 97,75 836,8 0,163 3698 90 0,97 356,67 1394,67 58,11 2,346

1999

8,53 2,05 9,63 272,09 791,97 0,453 1325,17 531 0,33 121,28 1319,95 55 6,53

2000

7,7 1,82 8,67 229,04 2006,4 0,382 3994 1236,17 1 365 3344 139,33 5,497

2001

8,12 1,738 9,12 246,01 1980,5 0,41 3508,7 1327,33 0,92 335,44 3300,88 137,54 5,904

2002

6,85 1,716 7,68 185,91 480,07 0,31 1133,8 273,2 0,29 107,6 800,12 33,34 4,462

1999

5,46 2,398 6,16 97,82 762,05 0,163 3641,33 21,33 0,89 324,61 1270,09 52,92 2,347

Campo

2000

5,38 2,36 6,07 94,29 825,95 0,157 4101,33 30,5 1 365 1376,59 57,36 2,263

Erê

2001

5,21 2,31 5,88 86,98 754,24 0,145 4162,33 20 0,99 361,31 1257,07 52,38 2,087

2002

5,56 2,28 6,27 105,98 857,76 0,177 3939,17 31 0,92 337,23 1429,61 59,57 2,543

2000

7,14 1,76 8,02 201,71 1614,15 0,336 3445,83 691 0,91 333,42 2678,46 111,6 4,84

2001

6,47 1,83 7,28 167,52 1098,41 0,279 2959 334,83 0,75 273,19 1833,03 76,38 4,02

2002

7,43 1,89 8,37 216,34 1852,79 0,36 3750,83 792,83 0,97 356,85 3059 127,46 5,19

2003

7,1 1,88 8 199,83 1667,38 0,333 3540,83 640,83 0,95 347,67 2771,23 115,47 4,79

ANEXO C - Resultados

Urubici

Agua Doce

Imbituba

Qtde de Dados Obtidos

Laguna

k c ( m/s) FC

Tabela C1. Tabela com os principais valores calculados

Localidade Ano

169

ANEXO D – Curvas de Duração de Velocidade.

Duração de Velocidade, Agua Doce 2002

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Tempo ( h)

Velocidade do Vento ( m/s)

Duração de Velocidade, Bom Jardin da Serra 2001

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Tempo ( h)

Velocidade do Vento ( m/s)

Duração de Velocidade, Imbituba 2001

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Tempo ( h)

Velocidade do Vento ( m/s)

Duração de Velocidade, Laguna 2000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Tempo ( h)

Velocidade do Vento ( m/s)

Duração de Velocidade, Campo Erê 2000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Tempo ( h)

Velocidade do Vento ( m/s)

Duração de Velocidade, Urubici 2002

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Tempo ( h)

Velocidade do Vento ( m/s)

Figura D1. Curvas de Duração de Velocidade para os sítios eólicos estudados

170

ANEXO E – Comparações ETA x CELESC

171

Tabela E1. ETA x CELESC para Água Doce ano 2002.

ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC

1 2,84 5,08 1,43 6,30 3,27 7,06 1,72 3,48 3,17 3,58 3,15 4,18 2,74 5,68 2,01 4,99 3,29 7,23 1,62 3,03 2,75 6,73 4,75 6,54

2 3,54 3,72 3,34 6,54 1,88 5,23 2,20 0,74 3,89 6,63 5,49 8,52 3,56 4,73 3,01 6,09 2,83 9,45 5,18 11,69 3,80 8,47 2,15 4,49

3 2,51 3,15 3,58 9,00 3,64 9,86 3,13 5,27 0,37 1,31 4,53 8,38 4,21 9,62 1,99 8,28 3,12 1,91 7,40 11,15 4,96 8,76 3,98 10,19

4 3,25 5,94 4,20 9,90 3,52 9,86 3,21 6,06 1,30 2,79 4,92 7,06 3,62 6,90 3,51 6,92 3,53 5,80 2,72 8,52 2,16 9,55 4,29 9,16

5 3,56 9,55 3,45 7,02 3,10 5,08 4,20 8,45 3,83 6,97 5,56 9,28 3,34 7,30 1,52 3,29 5,84 11,53 3,38 6,99 4,38 7,45 3,50 6,09

6 1,40 3,08 2,22 4,65 2,29 2,72 4,03 7,26 3,56 4,42 5,50 8,71 2,42 4,89 2,66 6,37 6,02 12,70 3,88 6,47 3,70 9,24 2,95 8,54

7 3,04 4,2 2,93 7,40 3,04 4,44 3,41 7,35 3,91 6,32 5,47 8,35 2,45 6,75 3,47 6,97 4,37 10,64 5,22 9,04 5,08 13,65 2,16 5,18

8 2,65 5,08 1,91 4,30 3,12 0,00 3,66 9,14 2,92 6,99 1,83 6,59 2,89 3,29 5,70 6,59 3,86 8,16 3,91 6,04 4,89 12,46 3,47 9,88

9 3,70 10,79 1,98 2,48 3,31 0,00 3,20 6,80 2,68 2,70 5,04 9,43 2,92 8,09 8,56 8,31 4,54 8,33 4,09 7,28 5,42 6,90 3,80 10,29

10 3,96 11,6 2,80 4,80 3,39 0,00 3,16 5,58 3,76 8,02 2,13 4,49 3,92 7,83 3,36 4,68 4,51 8,66 3,53 0,00 7,01 6,75 3,97 9,14

11 3,84 8,45 1,06 3,01 2,90 0,00 3,24 5,42 4,12 6,56 4,11 7,28 2,59 3,01 4,23 6,90 5,41 7,76 3,77 4,03 3,11 7,88 3,85 11,67

12 4,14 7,78 3,04 5,39 3,28 0,00 2,36 2,77 3,83 6,42 0,84 7,30 2,90 2,74 3,69 7,14 8,41 9,67 1,29 6,85 3,68 5,35 2,46 5,51

13 3,95 6,35 3,11 5,18 2,64 0,00 2,94 6,87 3,14 5,51 2,11 7,52 2,70 4,42 3,72 8,19 2,01 1,67 3,27 10,79 4,49 8,21 2,64 1,96

14 2,09 0,02 2,80 6,11 3,01 0,00 3,58 8,47 4,11 7,14 1,92 4,37 1,66 6,11 2,00 3,51 2,16 9,26 3,60 8,50 4,25 8,04 2,79 4,89

15 4,61 8,59 1,53 4,61 3,56 6,28 2,77 3,96 6,71 7,61 2,86 8,62 2,87 5,13 4,55 8,26 3,77 6,71 3,36 7,02 1,98 7,64 1,26 0,72

16 3,40 6,04 3,05 6,66 3,22 10,12 3,16 8,62 4,94 10,52 3,77 7,35 3,76 8,02 3,95 6,68 6,22 9,14 3,24 7,64 3,31 6,61 2,66 4,58

17 3,28 5,15 3,88 11,29 3,02 7,97 3,95 7,02 2,82 1,74 3,81 3,44 3,59 8,21 4,24 7,09 4,92 8,81 2,21 0,00 3,43 6,40 2,96 3,44

18 3,44 9,67 4,46 8,38 3,50 6,61 2,88 1,50 6,17 5,04 5,02 7,95 4,12 9,90 6,37 11,26 3,94 9,50 4,38 11,43 3,16 8,85 3,67 6,28

19 3,88 9,02 3,92 9,76 2,67 9,71 3,87 9,98 4,50 7,99 1,98 1,46 4,25 8,76 7,92 12,43 6,91 10,10 4,95 9,47 1,01 3,51 4,92 10,43

20 3,72 8,71 4,01 9,57 3,82 5,97 4,77 9,71 4,60 8,09 4,02 6,99 4,24 7,42 6,86 12,79 3,68 2,05 3,74 9,36 5,74 10,43 2,74 7,11

21 3,44 5,99 2,66 8,21 4,80 7,11 2,69 1,62 4,34 2,34 3,52 4,89 6,99 14,27 3,08 3,34 3,39 5,39 4,08 11,46 2,90 5,70 2,35 8,33

22 3,21 7,37 2,87 2,34 3,71 11,05 5,14 8,64 3,63 7,88 2,84 0,07 8,50 12,43 3,15 5,56 3,31 7,57 3,87 4,56 3,48 11,24 3,38 11,15

23 2,74 4,8 2,77 4,96 3,46 7,90 5,49 9,12 4,30 10,02 3,84 7,09 1,56 4,87 3,79 5,78 3,56 5,73 4,75 12,24 4,09 9,28 6,96 6,52

24 3,32 8,71 2,73 5,35 2,56 5,13 3,49 8,26 4,04 10,81 1,40 0,24 5,33 7,11 4,91 12,62 3,41 4,53 6,59 10,57 3,48 6,13 5,62 10,55

25 4,03 7,37 3,69 8,88 3,51 3,96 3,23 8,52 4,08 9,40 3,17 7,33 3,91 9,02 4,36 6,52 4,43 8,07 4,48 8,81 4,42 7,37 2,77 4,96

26 3,14 2,6 3,39 7,49 3,37 8,59 2,89 5,15 4,62 10,67 3,94 8,33 2,57 5,61 3,84 6,92 3,40 4,89 1,63 6,16 6,95 12,39 3,66 10,05

27 1,27 8,97 2,43 9,69 2,94 7,76 2,00 2,43 2,41 8,38 1,58 5,68 1,46 9,14 3,91 13,25 2,28 5,66 2,68 5,99 0,85 6,66 2,52 10,21

28 3,62 7,37 4,50 10,36 4,42 7,76 3,76 8,16 6,08 7,66 4,74 10,93 3,20 6,85 7,41 15,32 5,02 12,72 2,22 7,35 3,35 9,69 3,58 6,83

29 2,02 0 6,73 9,67 4,23 5,80 5,36 7,73 6,82 9,38 4,02 7,52 9,04 11,88 3,96 6,16 2,52 2,77 3,32 6,35 3,82 7,57

30 3,01 6,32 3,33 10,14 2,97 8,42 2,54 6,63 4,65 8,85 6,45 11,74 3,16 4,27 5,30 9,71 3,93 9,81 3,62 6,20 3,34 6,66

31 3,99 9 0,00 8,38 2,15 1,55 5,85 8,04 2,89 5,92 3,79 11,93 2,75 5,20

RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS

4,12 4,31 4,45 3,68 3,53 3,70 4,08 4,09 4,17 4,86 4,83 4,59

Comparação ETA x CELESC AGUA DOCE ano 2002

dias

setembro outubro novembro dezembromaio junho julho agostojaneiro fevereiro março abril

172

Tabela E2. ETA x CELESC para Água Doce ano 2002. Celesc média de 1h.

ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC

1 2,84 4,91 1,43 6,06 3,27 7,08 1,72 3,97 3,17 3,87 3,15 4,28 2,74 5,43 2,01 4,70 3,29 7,45 1,62 1,60 2,75 6,25 4,75 8,44

2 3,54 3,86 3,34 5,77 1,88 4,33 2,20 0,80 3,89 6,76 5,49 8,40 3,56 4,34 3,01 6,03 2,83 8,12 5,18 11,77 3,80 8,91 2,15 3,40

3 2,51 3,20 3,58 8,94 3,64 9,59 3,13 4,82 0,37 1,58 4,53 8,31 4,21 9,52 1,99 8,39 3,12 1,89 7,40 10,99 4,96 8,48 3,98 10,40

4 3,25 5,41 4,20 10,94 3,52 9,84 3,21 6,09 1,30 2,72 4,92 7,22 3,62 7,38 3,51 6,99 3,53 5,60 2,72 8,03 2,16 8,39 4,29 10,38

5 3,56 9,06 3,45 7,33 3,10 5,26 4,20 7,61 3,83 7,34 5,56 9,57 3,34 7,21 1,52 3,03 5,84 11,50 3,38 7,66 4,38 6,66 3,50 3,32

6 1,40 3,80 2,22 4,51 2,29 3,11 4,03 8,33 3,56 4,64 5,50 8,89 2,42 4,84 2,66 5,98 6,02 12,41 3,88 6,68 3,70 8,86 2,95 7,82

7 3,04 3,99 2,93 7,47 3,04 3,94 3,41 7,30 3,91 7,07 5,47 7,91 2,45 6,64 3,47 7,11 4,37 10,54 5,22 8,85 5,08 12,30 2,16 5,36

8 2,65 5,17 1,91 4,29 3,12 s 3,66 8,76 2,92 5,02 1,83 7,72 2,89 3,19 5,70 6,93 3,86 8,55 3,91 6,00 4,89 11,17 3,47 10,05

9 3,70 10,47 1,98 3,42 3,31 s 3,20 6,87 2,68 2,98 5,04 9,15 2,92 8,13 8,56 8,62 4,54 8,24 4,09 8,96 5,42 7,40 3,80 10,46

10 3,96 11,93 2,80 4,88 3,39 s 3,16 5,84 3,76 7,49 2,13 4,55 3,92 7,10 3,36 4,87 4,51 8,83 3,53 s 7,01 7,27 3,97 10,78

11 3,84 9,28 1,06 3,00 2,90 s 3,24 5,35 4,12 6,78 4,11 6,97 2,59 3,17 4,23 6,91 5,41 8,34 3,77 4,26 3,11 7,93 3,85 10,79

12 4,14 7,65 3,04 5,35 3,28 s 2,36 3,47 3,83 6,39 0,84 5,89 2,90 2,88 3,69 7,16 8,41 9,91 1,29 6,22 3,68 5,12 2,46 5,42

13 3,95 6,01 3,11 5,69 2,64 s 2,94 7,47 3,14 5,72 2,11 7,34 2,70 4,19 3,72 8,50 2,01 1,00 3,27 10,47 4,49 8,93 2,64 1,18

14 2,09 0,00 2,80 7,30 3,01 s 3,58 8,75 4,11 6,84 1,92 4,90 1,66 6,18 2,00 3,86 2,16 7,92 3,60 9,09 4,25 8,30 2,79 5,91

15 4,61 7,83 1,53 4,75 3,56 6,34 2,77 4,47 6,71 8,00 2,86 7,77 2,87 5,24 4,55 8,59 3,77 6,99 3,36 6,30 1,98 8,18 1,26 0,90

16 3,40 6,06 3,05 6,85 3,22 10,53 3,16 7,41 4,94 10,20 3,77 7,31 3,76 7,65 3,95 6,96 6,22 9,03 3,24 7,65 3,31 6,68 2,66 4,83

17 3,28 5,99 3,88 10,46 3,02 7,80 3,95 7,37 2,82 2,87 3,81 3,89 3,59 7,80 4,24 6,97 4,92 9,76 2,21 0,27 3,43 6,54 2,96 3,57

18 3,44 8,73 4,46 8,87 3,50 6,25 2,88 1,06 6,17 5,64 5,02 7,96 4,12 9,89 6,37 11,73 3,94 9,25 4,38 11,05 3,16 8,80 3,67 6,45

19 3,88 9,10 3,92 9,99 2,67 9,39 3,87 9,68 4,50 6,91 1,98 1,73 4,25 9,36 7,92 12,52 6,91 10,08 4,95 9,08 1,01 3,79 4,92 11,24

20 3,72 8,76 4,01 9,26 3,82 6,11 4,77 9,63 4,60 7,78 4,02 7,38 4,24 7,62 6,86 12,31 3,68 1,97 3,74 9,15 5,74 10,31 2,74 6,31

21 3,44 6,43 2,66 8,35 4,80 6,99 2,69 2,02 4,34 3,28 3,52 5,17 6,99 14,56 3,08 3,13 3,39 5,80 4,08 11,08 2,90 6,24 2,35 7,91

22 3,21 7,95 2,87 2,62 3,71 11,54 5,14 9,17 3,63 7,55 2,84 0,53 8,50 12,05 3,15 5,27 3,31 7,24 3,87 4,68 3,48 11,15 3,38 10,49

23 2,74 4,79 2,77 4,49 3,46 7,96 5,49 9,63 4,30 8,86 3,84 7,04 1,56 4,69 3,79 5,86 3,56 6,42 4,75 12,28 4,09 9,49 6,96 6,76

24 3,32 7,84 2,73 5,25 2,56 4,66 3,49 7,75 4,04 10,12 1,40 0,43 5,33 7,18 4,91 12,22 3,41 4,85 6,59 11,01 3,48 5,78 5,62 10,57

25 4,03 7,53 3,69 8,12 3,51 3,88 3,23 8,39 4,08 8,51 3,17 6,99 3,91 9,26 4,36 7,05 4,43 8,56 4,48 8,78 4,42 7,57 2,77 4,06

26 3,14 3,33 3,39 7,63 3,37 7,91 2,89 5,09 4,62 11,02 3,94 7,81 2,57 5,58 3,84 7,07 3,40 4,99 1,63 6,67 6,95 11,35 3,66 10,53

27 1,27 9,04 2,43 9,74 2,94 8,46 2,00 2,41 2,41 8,24 1,58 5,68 1,46 9,14 3,91 12,86 2,28 6,57 2,68 5,99 0,85 6,55 2,52 11,47

28 3,62 7,29 4,50 10,46 4,42 7,70 3,76 7,98 6,08 7,03 4,74 10,61 3,20 6,64 7,41 14,71 5,02 12,55 2,22 7,03 3,35 10,06 3,58 6,87

29 2,02 0,07 6,73 9,46 4,23 4,87 5,36 7,84 6,82 9,11 4,02 7,74 9,04 11,51 3,96 6,04 2,52 2,86 3,32 6,56 3,82 7,41

30 3,01 6,07 3,33 10,30 2,97 8,08 2,54 7,35 4,65 9,33 6,45 11,14 3,16 4,65 5,30 9,12 3,93 8,58 3,62 6,18 3,34 6,12

31 3,99 9,18 0,00 8,86 2,15 2,06 5,85 4,70 2,89 5,46 3,79 11,51 2,75 5,06

RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS

4,08 4,35 4,70 3,64 3,30 3,59 4,03 4,02 4,11 4,79 4,65 4,72

setembro outubro novembro dezembromaio junho julho agosto

Comparação ETA x CELESC AGUA DOCE ano 2002 Celesc Média 1h

dias

janeiro fevereiro março abril

173

Tabela E3. ETA corrigido 48m x CELESC para Água Doce 2002, Zo ETA

ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC

1 4,01 5,08 2,01 6,30 4,61 7,06 2,42 3,48 4,47 3,58 4,45 4,18 3,87 5,68 2,83 4,99 4,64 7,23 2,28 3,03 3,88 6,73 6,70 6,54

2 4,99 3,72 4,70 6,54 2,65 5,23 3,11 0,74 5,48 6,63 7,74 8,52 5,01 4,73 4,24 6,09 3,99 9,45 7,30 11,69 5,36 8,47 3,03 4,49

3 3,53 3,15 5,05 9,00 5,13 9,86 4,41 5,27 0,52 1,31 6,39 8,38 5,93 9,62 2,81 8,28 4,40 1,91 10,42 11,15 6,99 8,76 5,61 10,19

4 4,58 5,94 5,91 9,90 4,96 9,86 4,53 6,06 1,84 2,79 6,94 7,06 5,11 6,90 4,95 6,92 4,98 5,80 3,83 8,52 3,04 9,55 6,04 9,16

5 5,01 9,55 4,86 7,02 4,38 5,08 5,92 8,45 5,39 6,97 7,84 9,28 4,71 7,30 2,14 3,29 8,23 11,53 4,77 6,99 6,18 7,45 4,93 6,09

6 1,98 3,08 3,12 4,65 3,23 2,72 5,67 7,26 5,01 4,42 7,75 8,71 3,41 4,89 3,76 6,37 8,49 12,70 5,46 6,47 5,21 9,24 4,16 8,54

7 4,28 4,2 4,12 7,40 4,29 4,44 4,81 7,35 5,51 6,32 7,71 8,35 3,45 6,75 4,89 6,97 6,16 10,64 7,36 9,04 7,16 13,65 3,05 5,18

8 3,73 5,08 2,69 4,30 4,39 0,00 5,15 9,14 4,11 6,99 2,59 6,59 4,07 3,29 8,03 6,59 5,44 8,16 5,51 6,04 6,90 12,46 4,89 9,88

9 5,21 10,79 2,80 2,48 4,67 0,00 4,52 6,80 3,78 2,70 7,10 9,43 4,12 8,09 12,07 8,31 6,40 8,33 5,77 7,28 7,64 6,90 5,35 10,29

10 5,59 11,6 3,95 4,80 4,77 0,00 4,45 5,58 5,30 8,02 3,00 4,49 5,53 7,83 4,73 4,68 6,35 8,66 4,97 0,00 9,88 6,75 5,60 9,14

11 5,41 8,45 1,50 3,01 4,09 0,00 4,57 5,42 5,81 6,56 5,80 7,28 3,65 3,01 5,97 6,90 7,62 7,76 5,32 4,03 4,39 7,88 5,43 11,67

12 5,84 7,78 4,29 5,39 4,62 0,00 3,33 2,77 5,39 6,42 1,18 7,30 4,08 2,74 5,20 7,14 11,85 9,67 1,81 6,85 5,19 5,35 3,46 5,51

13 5,56 6,35 4,38 5,18 3,72 0,00 4,14 6,87 4,43 5,51 2,97 7,52 3,81 4,42 5,24 8,19 2,83 1,67 4,61 10,79 6,33 8,21 3,72 1,96

14 2,95 0,02 3,95 6,11 4,25 0,00 5,04 8,47 5,80 7,14 2,71 4,37 2,34 6,11 2,82 3,51 3,05 9,26 5,07 8,50 5,99 8,04 3,94 4,89

15 6,50 8,59 2,15 4,61 5,01 6,28 3,91 3,96 9,45 7,61 4,03 8,62 4,05 5,13 6,42 8,26 5,31 6,71 4,74 7,02 2,79 7,64 1,78 0,72

16 4,79 6,04 4,29 6,66 4,53 10,12 4,46 8,62 6,96 10,52 5,32 7,35 5,30 8,02 5,57 6,68 8,77 9,14 4,57 7,64 4,66 6,61 3,75 4,58

17 4,63 5,15 5,46 11,29 4,25 7,97 5,56 7,02 3,97 1,74 5,37 3,44 5,05 8,21 5,98 7,09 6,93 8,81 3,12 0,00 4,83 6,40 4,17 3,44

18 4,85 9,67 6,28 8,38 4,93 6,61 4,06 1,50 8,69 5,04 7,08 7,95 5,80 9,90 8,98 11,26 5,55 9,50 6,17 11,43 4,45 8,85 5,18 6,28

19 5,47 9,02 5,53 9,76 3,77 9,71 5,45 9,98 6,34 7,99 2,79 1,46 5,99 8,76 11,17 12,43 9,74 10,10 6,98 9,47 1,42 3,51 6,94 10,43

20 5,24 8,71 5,65 9,57 5,39 5,97 6,72 9,71 6,48 8,09 5,66 6,99 5,98 7,42 9,66 12,79 5,19 2,05 5,27 9,36 8,10 10,43 3,86 7,11

21 4,84 5,99 3,76 8,21 6,76 7,11 3,80 1,62 6,12 2,34 4,96 4,89 9,85 14,27 4,35 3,34 4,78 5,39 5,75 11,46 4,09 5,70 3,31 8,33

22 4,52 7,37 4,05 2,34 5,23 11,05 7,25 8,64 5,11 7,88 4,01 0,07 11,98 12,43 4,44 5,56 4,67 7,57 5,45 4,56 4,91 11,24 4,76 11,15

23 3,86 4,8 3,90 4,96 4,87 7,90 7,74 9,12 6,07 10,02 5,42 7,09 2,20 4,87 5,35 5,78 5,01 5,73 6,69 12,24 5,76 9,28 9,81 6,52

24 4,68 8,71 3,85 5,35 3,61 5,13 4,92 8,26 5,69 10,81 1,97 0,24 7,51 7,11 6,92 12,62 4,80 4,53 9,29 10,57 4,91 6,13 7,92 10,55

25 5,68 7,37 5,20 8,88 4,95 3,96 4,56 8,52 5,76 9,40 4,46 7,33 5,51 9,02 6,15 6,52 6,24 8,07 6,32 8,81 6,23 7,37 3,91 4,96

26 4,42 2,6 4,77 7,49 4,75 8,59 4,08 5,15 6,50 10,67 5,55 8,33 3,62 5,61 5,41 6,92 4,80 4,89 2,30 6,16 9,79 12,39 5,16 10,05

27 1,79 8,97 3,42 9,69 4,14 7,76 2,82 2,43 3,40 8,38 2,23 5,68 2,05 9,14 5,51 13,25 3,21 5,66 3,78 5,99 1,20 6,66 3,55 10,21

28 5,11 7,37 6,34 10,36 6,24 7,76 5,29 8,16 8,57 7,66 6,67 10,93 4,52 6,85 10,45 15,32 7,07 12,72 3,13 7,35 4,72 9,69 5,04 6,83

29 2,84 0 9,49 9,67 5,96 5,80 7,56 7,73 9,61 9,38 5,67 7,52 12,74 11,88 5,59 6,16 3,56 2,77 4,68 6,35 5,39 7,57

30 4,24 6,32 4,69 10,14 4,19 8,42 3,59 6,63 6,55 8,85 9,10 11,74 4,45 4,27 7,47 9,71 5,54 9,81 5,11 6,20 4,71 6,66

31 5,62 9 0,00 8,38 3,03 1,55 8,25 8,04 4,07 5,92 5,34 11,93 3,87 5,20

RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS

3,08 3,16 3,90 2,53 2,58 2,63 2,79 2,78 2,88 3,66 3,56 3,46

janeiro fevereiro março abril maio junho julho agosto

Comparação Dados ETA 48 metros x CELESC AGUA DOCE ano 2002

dias

setembro outubro novembro dezembro

174

Tabela E4. ETA corrigido 48m x CELESC para Água Doce 2002, Zo local.

ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC

1 3,61 5,08 1,81 6,30 4,16 7,06 2,18 3,48 4,03 3,58 4,01 4,18 3,48 5,68 2,55 4,99 4,18 7,23 2,05 3,03 3,49 6,73 6,04 6,54

2 4,50 3,72 4,24 6,54 2,39 5,23 2,80 0,74 4,94 6,63 6,97 8,52 4,52 4,73 3,82 6,09 3,60 9,45 6,58 11,69 4,83 8,47 2,73 4,49

3 3,18 3,15 4,55 9,00 4,62 9,86 3,98 5,27 0,47 1,31 5,76 8,38 5,34 9,62 2,53 8,28 3,96 1,91 9,39 11,15 6,29 8,76 5,06 10,19

4 4,12 5,94 5,33 9,90 4,47 9,86 4,08 6,06 1,65 2,79 6,25 7,06 4,60 6,90 4,46 6,92 4,49 5,80 3,45 8,52 2,74 9,55 5,45 9,16

5 4,52 9,55 4,38 7,02 3,94 5,08 5,33 8,45 4,86 6,97 7,07 9,28 4,24 7,30 1,93 3,29 7,42 11,53 4,30 6,99 5,57 7,45 4,44 6,09

6 1,78 3,08 2,81 4,65 2,91 2,72 5,11 7,26 4,52 4,42 6,99 8,71 3,07 4,89 3,38 6,37 7,65 12,70 4,92 6,47 4,69 9,24 3,75 8,54

7 3,86 4,2 3,72 7,40 3,87 4,44 4,33 7,35 4,97 6,32 6,94 8,35 3,11 6,75 4,40 6,97 5,55 10,64 6,63 9,04 6,45 13,65 2,75 5,18

8 3,36 5,08 2,42 4,30 3,96 0,00 4,64 9,14 3,70 6,99 2,33 6,59 3,67 3,29 7,24 6,59 4,90 8,16 4,97 6,04 6,22 12,46 4,41 9,88

9 4,70 10,79 2,52 2,48 4,21 0,00 4,07 6,80 3,41 2,70 6,40 9,43 3,71 8,09 10,88 8,31 5,77 8,33 5,20 7,28 6,88 6,90 4,82 10,29

10 5,03 11,6 3,56 4,80 4,30 0,00 4,01 5,58 4,78 8,02 2,71 4,49 4,98 7,83 4,26 4,68 5,72 8,66 4,48 0,00 8,90 6,75 5,04 9,14

11 4,87 8,45 1,35 3,01 3,68 0,00 4,12 5,42 5,23 6,56 5,22 7,28 3,29 3,01 5,38 6,90 6,87 7,76 4,79 4,03 3,96 7,88 4,89 11,67

12 5,26 7,78 3,86 5,39 4,16 0,00 3,00 2,77 4,86 6,42 1,06 7,30 3,68 2,74 4,68 7,14 10,68 9,67 1,63 6,85 4,67 5,35 3,12 5,51

13 5,01 6,35 3,95 5,18 3,35 0,00 3,73 6,87 3,99 5,51 2,68 7,52 3,43 4,42 4,72 8,19 2,55 1,67 4,15 10,79 5,70 8,21 3,35 1,96

14 2,66 0,02 3,56 6,11 3,83 0,00 4,54 8,47 5,22 7,14 2,44 4,37 2,11 6,11 2,54 3,51 2,75 9,26 4,57 8,50 5,40 8,04 3,55 4,89

15 5,86 8,59 1,94 4,61 4,52 6,28 3,52 3,96 8,52 7,61 3,63 8,62 3,65 5,13 5,78 8,26 4,79 6,71 4,27 7,02 2,52 7,64 1,60 0,72

16 4,32 6,04 3,87 6,66 4,09 10,12 4,02 8,62 6,27 10,52 4,79 7,35 4,78 8,02 5,02 6,68 7,90 9,14 4,11 7,64 4,20 6,61 3,38 4,58

17 4,17 5,15 4,92 11,29 3,83 7,97 5,01 7,02 3,58 1,74 4,84 3,44 4,55 8,21 5,39 7,09 6,25 8,81 2,81 0,00 4,35 6,40 3,76 3,44

18 4,37 9,67 5,66 8,38 4,44 6,61 3,66 1,50 7,83 5,04 6,38 7,95 5,23 9,90 8,10 11,26 5,00 9,50 5,56 11,43 4,01 8,85 4,66 6,28

19 4,93 9,02 4,98 9,76 3,39 9,71 4,91 9,98 5,71 7,99 2,52 1,46 5,40 8,76 10,06 12,43 8,77 10,10 6,29 9,47 1,28 3,51 6,25 10,43

20 4,72 8,71 5,09 9,57 4,85 5,97 6,06 9,71 5,84 8,09 5,10 6,99 5,39 7,42 8,71 12,79 4,67 2,05 4,75 9,36 7,29 10,43 3,48 7,11

21 4,36 5,99 3,38 8,21 6,09 7,11 3,42 1,62 5,51 2,34 4,47 4,89 8,88 14,27 3,92 3,34 4,31 5,39 5,18 11,46 3,69 5,70 2,98 8,33

22 4,08 7,37 3,65 2,34 4,71 11,05 6,53 8,64 4,61 7,88 3,61 0,07 10,79 12,43 4,00 5,56 4,21 7,57 4,91 4,56 4,42 11,24 4,29 11,15

23 3,48 4,8 3,52 4,96 4,39 7,90 6,97 9,12 5,47 10,02 4,88 7,09 1,99 4,87 4,82 5,78 4,52 5,73 6,03 12,24 5,19 9,28 8,84 6,52

24 4,22 8,71 3,47 5,35 3,26 5,13 4,43 8,26 5,13 10,81 1,78 0,24 6,77 7,11 6,23 12,62 4,33 4,53 8,37 10,57 4,42 6,13 7,14 10,55

25 5,12 7,37 4,69 8,88 4,46 3,96 4,11 8,52 5,19 9,40 4,02 7,33 4,96 9,02 5,54 6,52 5,62 8,07 5,69 8,81 5,61 7,37 3,52 4,96

26 3,99 2,6 4,30 7,49 4,28 8,59 3,67 5,15 5,86 10,67 5,00 8,33 3,26 5,61 4,87 6,92 4,32 4,89 2,07 6,16 8,82 12,39 4,65 10,05

27 1,61 8,97 3,09 9,69 3,73 7,76 2,54 2,43 3,06 8,38 2,01 5,68 1,85 9,14 4,96 13,25 2,90 5,66 3,40 5,99 1,08 6,66 3,20 10,21

28 4,60 7,37 5,71 10,36 5,62 7,76 4,77 8,16 7,72 7,66 6,01 10,93 4,07 6,85 9,42 15,32 6,37 12,72 2,82 7,35 4,25 9,69 4,54 6,83

29 2,56 0 8,55 9,67 5,37 5,80 6,81 7,73 8,66 9,38 5,11 7,52 11,48 11,88 5,03 6,16 3,21 2,77 4,22 6,35 4,86 7,57

30 3,82 6,32 4,23 10,14 3,77 8,42 3,23 6,63 5,91 8,85 8,20 11,74 4,01 4,27 6,73 9,71 4,99 9,81 4,60 6,20 4,24 6,66

31 5,07 9 8,38 2,73 1,55 7,43 8,04 3,67 5,92 4,81 11,93 3,49 5,20

RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS

3,41 3,54 4,04 2,90 2,83 2,94 3,19 3,16 3,26 4,04 3,95 3,82

Comparação Dados ETA 48 metros x CELESC AGUA DOCE ano 2002

dias

setembro outubro novembro dezembromaio junho julho agostojaneiro fevereiro março abril

175

Tabela E5. ETA corrigido 48m x CELESC para Água Doce 2002, Zo (Eta + Local).

ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC ETA CELESC

1 5,78 5,08 2,90 6,30 6,65 7,06 3,49 3,48 6,45 3,58 6,41 4,18 5,57 5,68 4,07 4,99 6,68 7,23 3,28 3,03 5,59 6,73 9,66 6,54

2 7,20 3,72 6,78 6,54 3,82 5,23 4,48 0,74 7,90 6,63 11,16 8,52 7,23 4,73 6,12 6,09 5,76 9,45 10,52 11,69 7,73 8,47 4,37 4,49

3 5,09 3,15 7,28 9,00 7,39 9,86 6,36 5,27 0,75 1,31 9,21 8,38 8,55 9,62 4,05 8,28 6,34 1,91 15,03 11,15 10,07 8,76 8,09 10,19

4 6,60 5,94 8,53 9,90 7,14 9,86 6,53 6,06 2,65 2,79 10,00 7,06 7,36 6,90 7,13 6,92 7,18 5,80 5,53 8,52 4,38 9,55 8,71 9,16

5 7,22 9,55 7,01 7,02 6,31 5,08 8,53 8,45 7,77 6,97 11,30 9,28 6,78 7,30 3,08 3,29 11,86 11,53 6,87 6,99 8,91 7,45 7,11 6,09

6 2,85 3,08 4,50 4,65 4,66 2,72 8,18 7,26 7,22 4,42 11,18 8,71 4,92 4,89 5,41 6,37 12,24 12,70 7,88 6,47 7,51 9,24 6,00 8,54

7 6,17 4,2 5,94 7,40 6,18 4,44 6,93 7,35 7,95 6,32 11,11 8,35 4,97 6,75 7,04 6,97 8,87 10,64 10,60 9,04 10,32 13,65 4,39 5,18

8 5,38 5,08 3,87 4,30 6,33 0,00 7,43 9,14 5,92 6,99 3,73 6,59 5,86 3,29 11,58 6,59 7,84 8,16 7,94 6,04 9,94 12,46 7,05 9,88

9 7,51 10,79 4,03 2,48 6,73 0,00 6,51 6,80 5,45 2,70 10,23 9,43 5,94 8,09 17,40 8,31 9,22 8,33 8,32 7,28 11,01 6,90 7,71 10,29

10 8,05 11,6 5,70 4,80 6,88 0,00 6,42 5,58 7,64 8,02 4,33 4,49 7,97 7,83 6,82 4,68 9,16 8,66 7,16 0,00 14,24 6,75 8,07 9,14

11 7,80 8,45 2,16 3,01 5,89 0,00 6,59 5,42 8,37 6,56 8,36 7,28 5,26 3,01 8,60 6,90 10,99 7,76 7,66 4,03 6,33 7,88 7,83 11,67

12 8,41 7,78 6,18 5,39 6,66 0,00 4,80 2,77 7,77 6,42 1,70 7,30 5,89 2,74 7,49 7,14 17,08 9,67 2,61 6,85 7,48 5,35 4,99 5,51

13 8,02 6,35 6,32 5,18 5,36 0,00 5,97 6,87 6,39 5,51 4,28 7,52 5,49 4,42 7,55 8,19 4,08 1,67 6,64 10,79 9,12 8,21 5,36 1,96

14 4,25 0,02 5,69 6,11 6,13 0,00 7,27 8,47 8,36 7,14 3,91 4,37 3,37 6,11 4,06 3,51 4,40 9,26 7,31 8,50 8,64 8,04 5,67 4,89

15 9,37 8,59 3,10 4,61 7,23 6,28 5,64 3,96 13,63 7,61 5,81 8,62 5,84 5,13 9,25 8,26 7,66 6,71 6,83 7,02 4,03 7,64 2,56 0,72

16 6,91 6,04 6,19 6,66 6,54 10,12 6,42 8,62 10,03 10,52 7,66 7,35 7,65 8,02 8,03 6,68 12,64 9,14 6,58 7,64 6,72 6,61 5,40 4,58

17 6,67 5,15 7,87 11,29 6,13 7,97 8,02 7,02 5,73 1,74 7,74 3,44 7,28 8,21 8,62 7,09 9,99 8,81 4,49 0,00 6,96 6,40 6,01 3,44

18 6,99 9,67 9,05 8,38 7,10 6,61 5,85 1,50 12,53 5,04 10,20 7,95 8,36 9,90 12,95 11,26 8,00 9,50 8,89 11,43 6,41 8,85 7,46 6,28

19 7,89 9,02 7,97 9,76 5,43 9,71 7,86 9,98 9,13 7,99 4,03 1,46 8,64 8,76 16,10 12,43 14,04 10,10 10,06 9,47 2,04 3,51 10,00 10,43

20 7,56 8,71 8,15 9,57 7,76 5,97 9,69 9,71 9,34 8,09 8,16 6,99 8,62 7,42 13,93 12,79 7,48 2,05 7,60 9,36 11,67 10,43 5,56 7,11

21 6,98 5,99 5,41 8,21 9,74 7,11 5,47 1,62 8,81 2,34 7,16 4,89 14,20 14,27 6,26 3,34 6,89 5,39 8,28 11,46 5,90 5,70 4,77 8,33

22 6,52 7,37 5,83 2,34 7,54 11,05 10,45 8,64 7,37 7,88 5,78 0,07 17,27 12,43 6,41 5,56 6,73 7,57 7,86 4,56 7,07 11,24 6,86 11,15

23 5,56 4,8 5,63 4,96 7,02 7,90 11,15 9,12 8,74 10,02 7,81 7,09 3,18 4,87 7,70 5,78 7,23 5,73 9,64 12,24 8,31 9,28 14,14 6,52

24 6,75 8,71 5,55 5,35 5,21 5,13 7,09 8,26 8,21 10,81 2,85 0,24 10,83 7,11 9,97 12,62 6,92 4,53 13,39 10,57 7,07 6,13 11,42 10,55

25 8,19 7,37 7,50 8,88 7,13 3,96 6,57 8,52 8,30 9,40 6,43 7,33 7,94 9,02 8,86 6,52 8,99 8,07 9,11 8,81 8,98 7,37 5,63 4,96

26 6,38 2,6 6,88 7,49 6,84 8,59 5,88 5,15 9,38 10,67 8,01 8,33 5,22 5,61 7,79 6,92 6,92 4,89 3,31 6,16 14,11 12,39 7,44 10,05

27 2,58 8,97 4,94 9,69 5,97 7,76 4,07 2,43 4,90 8,38 3,22 5,68 2,96 9,14 7,94 13,25 4,63 5,66 5,44 5,99 1,72 6,66 5,12 10,21

28 7,36 7,37 9,14 10,36 8,99 7,76 7,63 8,16 12,35 7,66 9,62 10,93 6,51 6,85 15,06 15,32 10,19 12,72 4,51 7,35 6,80 9,69 7,27 6,83

29 4,10 0 13,68 9,67 8,60 5,80 10,90 7,73 13,85 9,38 8,18 7,52 18,36 11,88 8,05 6,16 5,13 2,77 6,75 6,35 7,77 7,57

30 6,11 6,32 6,76 10,14 6,04 8,42 5,17 6,63 9,45 8,85 13,11 11,74 6,42 4,27 10,77 9,71 7,99 9,81 7,36 6,20 6,79 6,66

31 8,11 9 0,00 8,38 4,37 1,55 11,89 8,04 5,87 5,92 7,70 11,93 5,58 5,20

RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS RMS

2,34 1,84 3,99 1,90 2,92 2,66 2,22 2,94 2,78 2,86 2,73 2,60

Comparação Dados ETA 48 metros x CELESC AGUA DOCE ano 2002

dias

setembro outubro novembro dezembromaio junho julho agostojaneiro fevereiro março abril

174

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