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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ALAGOAS
PRÓ-REITORIA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA
INSTITUTO DE CIÊNCIAS ATMOSFÉRICAS
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM METEOROLOGIA
Nº de ordem: MET-UFAL-MS-088
CARACTERIZAÇÃO DO VENTO E POTENCIAL EÓLICO NO ESTADO
DE ALAGOAS.
ALLAN RODRIGUES SILVA
Maceió
Março
ALLAN RODRIGUES SILVA
CARACTERIZAÇÃO DO VENTO E POTENCIAL EÓLICO NO ESTADO DE
ALAGOAS.
Dissertação submetida ao colegiado do Curso de PósGraduação em Meteorologia da Universidade Federal
de Alagoas – UFAL, como parte dos requisitos
necessário à obtenção do grau de Mestre em
Meteorologia.
Orientador: Prof. Dr. Roberto Fernando da
Fonseca Lyra.
Maceió
Março
DEDICATÓRIA
Aos meus pais, Gaspar Silva e
Maria do Carmo Rodrigues
Silva, por fazerem parte
fundamental da minha vida.
Aos meus irmãos Sheylla
Rodrigues Silva, Alda Regina
Rodrigues Silva e Gabriel
Correia Rodrigues, por serem
mais que irmãos sinceros e
amigos fiéis,... por toda vida.
A toda minha família agradeço
a força e a compreensão, nessa
fase que precisei e tive todos do
meu lado, isso é família!
A minha noiva Thalyta Soares,
que sempre esteve ao meu lado,
e sua família que me adotou e
cuidaram como filho.
AGRADECIMENTO
Primeiramente a Deus pela bênção da saúde, sabedoria e da força que sempre me deu e as
pessoas que estão ao meu lado sempre sinceras e amigas, mostrando os caminhos nas horas
incertas e difíceis.
À meu orientador e amigo, Prof. Dr. Roberto Fernando da Fonseca Lyra pela orientação,
incentivo e sugestões no desenvolvimento desta pesquisa, e sua excelência profissional.
A minha família que esteve sempre comigo, especialmente aos meus pais, Gaspar Silva e
Maria do Carmo Rodrigues Silva, que repetindo palavras essenciais – como, amor, esperança,
fé, compreensão, alegria – infundiram-me a confiança necessária para realizar os meus
sonhos.
À minha Tia Alda com suas sábias lições “saber da sabedoria”, ensinando-me a coragem de
prosseguir, fazendo o melhor possível, porque como dizia, “...O mundo ensina, da melhor ou
pior maneira...”. Agradeço também meu tio Raimundo e tia Socorro, que sempre exibiram um
carinho muito grande por mim.
Aos meus irmãos, Sheylla, Alda e Gabriel que trazem tanta paz e gosto para minha vida, um
amor especial. Vocês são uma lição de vida para mim, de amor, compreensão desde a minha
infância aos dias de hoje...
À Thalyta Soares meu muito obrigado pela compreensão quanto ao afastamento e ausência
em momentos especiais, fizeram chegar diversas formas de incentivos, carinho e cuidado. E
que mesmo assim não apagou a chama do amor que iniciou desde a graduação e estenderá a
todo sempre.
Aos professores do ICAT/UFAL, especialmente aos Professores Dr. Marcos Antônio Lima
Moura, Dr.a Natalia Fedorova, Dr.Vlademir Levit, Dr. Luiz Carlos Baldicero Molion e Dr.a
Maria Luciene Dias de Melo, pela dedicação ao ensino fornecido durante todo o Mestrado.
Aos membros da banca examinadora: Prof. Dr. Cláudio Moises Santos e Silva e Prof. Dr.
Rosiberto Salustiano da Silva Junior, pelas explanações, críticas e sugestões construtivas.
Aos colegas agradeço nas pessoas de Adriano, Diogo, Flavia, Gerson, Marney, o convívio,
solidariedade e amizade compartilhadas todo esse tempo. Em especial ao grupo de pesquisa
“CS” que toda sexta-feira compartilhávamos de nossas habilidades. Eu, Adriano, Marney
(Wineleven) e Diogo (Diogoooo Nuunes).
A todos aqueles que, embora não nomeados, me brindaram com seus inestimáveis apoios em
distintos momentos e por suas presenças afetivas em inesquecíveis momentos, o meu reconhecido
e carinhoso muito obrigado!
Todos vocês são co-autores deste trabalho.
RESUMO
O uso da energia cinética dos ventos para a geração de energia elétrica é hoje uma das
alternativas mais importantes dado o seu baixo impacto ambiental e sua característica
renovável. Desta forma, este trabalho teve como objetivo principal investigar as
características do vento, visando principalmente o aproveitamento do recurso eólico, em
quatros locais do Estado de Alagoas. Para isso, foi determinada a velocidade e a direção
preferencial dos ventos, assim a quantidade esperada de energia e o fator de capacidade. Foi
realizado através de distribuição de Weibull, o tratamento estatístico da velocidade do vento,
com o auxílio do programa WAsP (Wind Atlas Analysis and Application Program) para uma
altura de 50 metros e área de 10x10km. O estudo foi realizado com dados obtidos de janeiro a
dezembro de 2008, para quatro torres anemométricas, duas instaladas no litoral (Maragogi e
Roteiro) e duas no interior do estado, sendo uma no Agreste (Girau do Ponciano) e Sertão
(Água Branca). Os resultados indicaram que as maiores velocidades médias foram observadas
no interior em comparação ao litoral do estado. A direção do vento mostrou pouca
variabilidade para as regiões estudadas e foram predominantemente de Sudeste e LesteNordeste. Dentre os sítios analisadas, destacam-se Girau do Ponciano e Água Branca
(interior) que apresentam a estimativa de Energia Anual Gerada de 7,97GWh e 8,55 GWh,
respectivamente, e fator de capacidade acima de 55%. A potência local estimada pelo
aerogerador foi superior a 500W/m² nestes dois locais, sendo então considerados como bons
locais para a instalação de geradores eólicos, enquanto o litoral com valores superiores a
100W/m² caracterizam-se como aceitáveis para tais fins.
Palavras Chave: Meteorologia, Energia Eólica, WAsP, Energia Renováveis.
ABSTRACT
The use of wind kinetic energy for the generation of electric energy is nowdays one of the
most important alternatives, given its low environmental impact and renewable
characteristics. Given these information, this work had as its main goal to investigate the wind
characteristics aiming the use or eolic resources in four different places of the state of
Alagoas. For that, the preferential spped and direction of the winds were determined, and that
way also the quantity of energy expected and the capacity factor. The statistical treatment of
the wind speed was determined by Weibull distribution, with the aid of WAsP (Wind Atlas
Analysis and Application Program), for the height of 50 meters and an area of 10 x 10 km.
The study was made with data obtained from january untill december 2008, for four different
anemomic towers. Two installed in the coastal area (Maragogi and Roteiro) and two deeper
into the state lands, one in the Agreste (Girau do Ponciano) and one in the Sertão (Água
Branca). The results indicated that the higher averaged wind speeds were found inland,
opposed to the coast. The wind direction showed little variability in the places studied, and
were mainly southeastern and east-northeastern. Between the places analysed, Girau do
Ponciano and Água Branca presented higher estimates for Annual Generated Energy, with
values of 7,97 and 8,55 Gwh, respectively, and capacity factor above 55%. The local potency
estimated by the aerogenerator was superior to 500 W/m2 in these two places, which are
considered good places for the instalation of eolic generators, while in the coast values above
100 W/m2 are considered reasonable for this use..
Key words: Meteorology, Wind Energy, WAsP, Renewable Sources.
LISTA DE FIGURAS
Pag.
Figura 1 - Influência da mudança de rugosidade no perfil vertical do vento ........................ 21
Figura 2 - Escoamento em torno de um obstáculo. ............................................................. 22
Figura 3 - Exemplo gráfico de escoamento em torno de uma colina “ideal”. ....................... 23
Figura 4 - Matriz de Geração de Energia Elétrica do Brasil. ............................................... 26
Figura 5 - Localização das torres anemométricas no Estado de Alagoas. ............................ 29
Figura 6 - Torres anemométricas em funcionamento no Estado de Alagoas. AB – Água
Branca, GP – Girau do Ponciano, MG – Maragogi, RT – Roteiro....................... 30
Figura 7 - Normais Climatológicas mais próximas das regiões em estudo, os locais em
destaque (vermelho) passará a utilizar a do gráfico............................................. 31
Figura 8 - Variação interanual em relação ao regime de ventos, utilizando dados de reanálise
NCEP/NCAR. .................................................................................................... 32
Figura 9 - Instrumentos instalados. Anemômetro (A), sensor direção (B), e placa fotovoltaica
(D) aparelho de aquisição de dados “datalogger” (C). ........................................ 34
Figura 10 - Histograma obtido a partir da Tabela 5. Utilizando dados anuais de Água Branca
como exemplo. .................................................................................................. 36
Figura 11 - Exemplo de distribuição da direção do vento nos 16 setores em (%) obtida a partir
da Tabela 6. ....................................................................................................... 38
Figura 12 - Representação gráfica das distribuições da velocidade do vento e da função
Weibull. ............................................................................................................. 41
Figura 13 - Curva de potência de uma turbina de 1650kW de potência nominal e 82m de
rotor. .................................................................................................................. 42
Figura 14 -Análise descritiva do vento em Maragogi. No eixo da esquerda a velocidade do
vento (m/s) e no eixo da direita o coeficiente de variação (%). As colunas em azul
representam os valores médios para o dia inteiro, as colunas amarelas as médias
calculadas do nascer ao por do sol e as colunas cinza durante o período noturno. O
marcador (quadrado vermelho) representa o coeficiente de variação para cada
período. ............................................................................................................. 46
Figura 15 - Ciclos diários médios mensais da velocidade vento em Maragogi. ..................... 49
Figura 16 - Frequência anual da direção do vento (a), frequência quadrimestral em
porcentagem da direção do vento (b, c, d), em Maragogi, no ano de 2008. As
frequências foram calculadas para 16 setores de 22,5 graus. A tabela na parte
inferior indica a frequência de ocorrência em cada setor, bem como tempo relativo
de persistência em horas (H) e dias (D). ............................................................. 50
Figura 17 - Análise descritiva do vento em Roteiro. No eixo da esquerda a velocidade do
vento (m/s) e no eixo da direita o coeficiente de variação (%). As colunas em azul
representam os valores médios para o dia inteiro, as colunas amarelas as médias
calculadas do nascer ao por do sol e as colunas cinza durante o período noturno. O
marcador (quadrado vermelho) representa o coeficiente de variação para cada
período. ............................................................................................................. 52
Figura 18 - Ciclos diários médios mensais da velocidade vento em Roteiro. ......................... 55
Figura 19 - Frequência anual da direção do vento (a), frequência quadrimestral em
porcentagem da direção do vento (b, c, d), em Roteiro, no ano de 2008. As
frequências foram calculadas para 16 setores de 22,5 graus. A tabela na parte
inferior indica a frequência de ocorrência em cada setor, bem como tempo relativo
de persistência em horas (H) e dias (D). ............................................................. 56
Figura 20 - Relevo e Perfil altimétrico. O mapa da esquerda mostra o relevo. O ponto
vermelho indica o local onde foi instalada a torre anemométrica. Na direita os
perfis altimétricos com corte transversal Norte-Sul (AA‟) e Oeste-Leste (BB‟). . 58
Figura 21 - Análise descritiva do vento em Girau do Ponciano. No eixo da esquerda a
velocidade do vento (m/s) e no eixo da direita o coeficiente de variação (%). As
colunas em azul representam os valores médios para o dia inteiro, as colunas
amarelas as médias calculadas do nascer ao por do sol e as colunas cinza durante o
período noturno. O marcador (quadrado vermelho) representa o coeficiente de
variação para cada período. ................................................................................ 58
Figura 22 - Ciclos diários médios mensais da velocidade vento em Girau do Ponciano.
.......................................................................................................................... 61
Figura 23 - Frequência anual da direção do vento (a), frequência quadrimestral em
porcentagem da direção do vento (b, c, d), em Girau do Ponciano, no ano de 2008.
As frequências foram calculadas para 16 setores de 22,5 graus. A tabela na parte
inferior indica a frequência de ocorrência em cada setor, bem como tempo relativo
de persistência em horas (H) e dias (D). ............................................................. 62
Figura 24 - Análise descritiva do vento em Água Branca. No eixo da esquerda a velocidade
do vento (m/s) e no eixo da direita o coeficiente de variação (%). As colunas em
azul representam os valores médios para o dia inteiro, as colunas amarelas as
médias calculadas do nascer ao por do sol e as colunas cinza durante o período
noturno. O marcador (quadrado vermelho) representa o coeficiente de variação
para cada período. .............................................................................................. 63
Figura 25 - Ciclos diários médios mensais da velocidade vento em Água Branca.
.......................................................................................................................... 66
Figura 26 - Frequência anual da direção do vento (a), frequência quadrimestral em
porcentagem da direção do vento (b, c, d), em Água Branca, no ano de 2008. As
frequências foram calculadas para 16 setores de 22,5 graus. A tabela na parte
inferior indica a frequência de ocorrência em cada setor, bem como tempo relativo
de persistência em horas (H) e dias (D). ............................................................. 67
Figura 27 - Médias mensais da velocidade do vento em Maragogi (MG), Roteiro (RT), Girau
do Ponciano (GP) e Água Branca (AB). ............................................................. 69
Figura 28 - Médias mensais da direção do vento nas áreas em estudo. Maragogi (MG),
Roteiro (RT), Girau do Ponciano (GP) e Água Branca (AB). ............................. 70
Figura 29 - Ciclos diários médios anuais da velocidade do vento nos locais de estudo,
Maragogi (MG), Roteiro (RT), Girau do Ponciano (GP) e Água Branca (AB).
Elaborado a partir dos dados medidos no ano de 2008. ....................................... 71
Figura 30 - Ciclo diário médio anual da direção do vento em Maragogi (MG), Roteiro (RT),
Girau do Ponciano (GP) e Água Branca (AB). ................................................... 72
Figura 31 - Histograma da distribuição de velocidade do vento anual, A) Maragogi, B)
Roteiro, C) Girau do Ponciano, D) Água Branca. ............................................... 74
Figura 32 - Histograma da distribuição de velocidade do vento anual, A) Maragogi, B)
Roteiro, C) Girau do Ponciano, D) Água Branca. ............................................... 76
Figura 33 - Intensidade de turbulência em função da velocidade do vento em Roteiro,
Maragogi, Girau do Ponciano e Água Branca. .................................................... 79
Figura 34 - Energia Anual Gerada em Maragogi utilizando o WAsP. .................................. 82
Figura 35 - Energia Anual Gerada em Roteiro utilizando o WAsP. ..................................... 82
Figura 36 - Energia Anual Gerada em Girau do Ponciano utilizando o WAsP. .................... 83
Figura 37 - Energia Anual Gerada em Água Branca utilizando o WAsP. ............................. 83
Figura 38 - Distribuição estatística do vento anual em Maragogi utilizando o WAsP. .......... 85
Figura 39 - Distribuição estatística do vento anual em Roteiro utilizando o WAsP. ............. 85
Figura 40 - Distribuição estatística do vento anual em Girau do Ponciano utilizando o WAsP.
.......................................................................................................................... 86
Figura 41 - Distribuição estatística do vento anual em Água Branca utilizando o WAsP. .... 86
LISTA DE TABELA
Pag.
Tabela 1 - Características
e
posicionamento
geográfico
das
torres
de
medição
anemométricas. .................................................................................................. 28
Tabela 2 - Critérios de qualidade de dados eólicos. ............................................................. 33
Tabela 3 - Números de registos mensais dos dados coletados e porcentagens validas. ......... 33
Tabela 4 - Distribuição dos sensores instalados nas torres anemométricas. ......................... 34
Tabela 5 - Tabulação dos dados de vento na forma de frequência de distribuição. Usando
dados anuais de Água Branca, como exemplo. ................................................... 36
Tabela 6 - Intervalos utilizados com seu respectivo ponto médios para determinação da
direção do vento................................................................................................. 37
Tabela 7 - Curva de potência do aerogerador VESTAS V82 – 1670 kW e para densidade do
ar de 1,225kg/m³. Fonte: (Mortensen, Landberg, Troen, & Petersen, 1993). ....... 42
Tabela 8 - Valores médios da velocidade do vento em Maragogi em 2008. Nas colunas com
fundo colorido as médias para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Nas
linhas inferiores, as médias e amplitudes mensais. Na última coluna à direita a
média anual para cada hora do dia. Os tons em verde representam as maiores
velocidades e vermelho as menores. ................................................................... 47
Tabela 9 - Valores máximos da velocidade do vento em Maragogi em 2008. Nas colunas
com fundo colorido as máximas para cada hora do dia em cada um dos 12 meses.
Na linha inferior, as máximas mensais. .............................................................. 48
Tabela 10 - Valores médios da velocidade do vento em Roteiro em 2008. Nas colunas com
fundo colorido as médias para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Nas
linhas inferiores, as médias e amplitudes mensais. Na última coluna à direita a
média anual para cada hora do dia. Os tons em verde representam as maiores
velocidades e em vermelho as menores...... ........................................................ 53
Tabela 11 - Valores máximos da velocidade do vento em Roteiro em 2008. Nas colunas com
fundo colorido as máximas para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Na
linha inferior, as máximas mensais. .................................................................... 54
Tabela 12 - Valores médios da velocidade do vento em Girau do Ponciano em 2008. Nas
colunas com fundo colorido as médias para cada hora do dia em cada um dos 12
meses. Nas linhas inferiores, as médias e amplitudes mensais. Na última coluna à
direita a média anual para cada hora do dia. Os tons em verde representam as
maiores velocidades e em vermelho as menores.. .......................................... .....59
Tabela 13 - Valores extremos da velocidade do vento em Girau do Ponciano em 2008. Nas
colunas com fundo colorido as máximas para cada hora do dia em cada um dos 12
meses. Na linha inferior, as máximas mensais. ................................................... 60
Tabela 14 - Valores médios da velocidade do vento em Água Branca em 2008. Nas colunas
com fundo colorido as médias para cada hora do dia em cada um dos 12 meses.
Nas linhas inferiores, as médias e amplitudes mensais. Na última coluna à direita
a média anual para cada hora do dia. Os tons em verde representam as maiores
velocidades e em vermelho as menores...... ........................................................ 64
Tabela 15 - Valores extremos da velocidade do vento em Água Branca em 2008. Nas colunas
com fundo colorido as máximas para cada hora do dia em cada um dos 12 meses.
Na linha inferior, as máximas mensais. .............................................................. 65
Tabela 16 - Resultado da comparação dos valores estatísticos dos sítios em estudo. ............. 69
Tabela 17 - Distribuição de frequência da velocidade dos ventos – Anual. ............................ 73
Tabela 18 - Distribuição de frequência anual da direção do vento. ........................................ 75
Tabela 19 - Densidade de Potência anual do vento calculada com massa especifica do ar de
1,225kg/m³, com auxilio dos Softwares WAsP. .................................................. 77
Tabela 20 - Densidade de Potência do vento por quadrimestre em W/m², calculada com massa
especifica do ar de 1,225kg/m³, com auxilio dos Softwares WAsP. .................... 77
Tabela 21 - Intensidade de turbulência por quadrimestre e anual........................................... 78
Tabela 22 - Intensidade de turbulência em função da velocidade do vento (5, 10 e 15m/s), a 50
metros de altura em relação ao solo. ................................................................... 78
Tabela 23 - Categorias intensidade de turbulência definidas pela IEC 61400-1 3ª Edição...... 79
Tabela 24 - Valores de fator de forma (k) e escala (A) - Quadrimestre e Anual. .................... 80
Tabela 25 - Potencial e Energia Anual estimada para gerador VESTAS V82 (1,65MW), 50
metros......... ......................................................................................................................... 84
Tabela 26 - Valores estimados de energia anual gerado para cada local para os dois setores de
maior predominância (1° e 2°). .......................................................................... 84
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS
AB
BUFFER
CCA
COP-15
CV
DP
E
EAG
ENE
ESSE
FC
GP
IEA
IEC
IT
JFMA
MDE
MG
MJJA
Água Branca
Memória temporária utilizada para escrita e leitura de dados
Coeficiente de Correlação de Anomalias
15º Conferência das Nações Unidas sobre Mudanças do Clima
Coeficiente de variação
Densidade de Potência
Leste
Energia anual gerada
Leste-Nordeste
Leste-Sudeste
Fator de capacidade
Girau do Ponciano
Internacional Energy Agency
International Electrotechnical Comission
Intensidade de Turbulência
Janeiro-Fevereiro-Março-Abril
Modelo Digital de Elevação
Maragogi
Março-Junho-Julho-Agosto
N
NE
NNE
NNO
NO
NO
O
ONO
OSO
RT
S
SE
SERHI
SO
SOND
Norte
Norte-Nordeste
Nordeste
Norte-Noroeste
Noroeste
Noroeste
Oeste
Oeste-Noroeste
Oeste-Sudoeste
Roteiro
Sul
Sudeste
Secretaria de Estado de Recursos Hídricos e Irrigação
Sudoeste
Setembro-Outubro-Novembro-Dezembro
SONDA
SSE
SSO
Sistema de Organização Nacional de Dados Ambientais
Sul-Sudeste
Sul-Sudoeste
UNFCCC
WAsP
ELETROBRAS
LACTEC
UFAL
United Nations Framework Convention on Climate Changes
Wind Atlas Analysis and Application Program
Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento
Universidade Federal de Alagoas
SUMÁRIO
1
INTRODUÇÃO ........................................................................................................... 17
2
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ..................................................................................... 19
2.1
Vento ..................................................................................................................... 19
2.2
Fatores que afetam o regime do vento .................................................................... 19
2.2.1
Variação da Velocidade com a altura .............................................................. 20
2.2.2
Rugosidade do terreno .................................................................................... 20
2.2.3
Presença de obstáculos nas redondezas ........................................................... 21
2.2.4
Relevo (Variação na Altura do Terreno).......................................................... 22
2.3
Turbulência .......................................................................................................... 23
2.4
Potência do Vento ................................................................................................ 24
2.5
Densidade de Potência do Vento ......................................................................... 25
2.6
Energia Eólica: Evolução, Desenvolvimento e Impactos .................................... 25
2.7
Distribuição de frequência – Weibull .................................................................. 26
3
MATERIAL E MÉTODOS ....................................................................................... 28
3.1
Área de Estudo ..................................................................................................... 28
3.2
Dados utilizados ................................................................................................... 32
3.3
Instrumentos para medição das variáveis ........................................................... 33
3.4
Avaliação do regime de vento em Alagoas .......................................................... 35
3.4.1
Velocidade do Vento ...................................................................................... 35
3.4.2
Direção dos Ventos ......................................................................................... 37
3.5
Potência do Vento ................................................................................................ 38
3.6
Distribuição estatística do vento .......................................................................... 40
3.7
Cálculo da energia produzida .............................................................................. 41
3.7.1
3.8
Estimativa do potencial de energia produzida utilizando o WAsP. .................. 43
Intensidade de Turbulência ................................................................................. 44
4
RESULTADOS E DISCUSSÕES .............................................................................. 45
4.1
Litoral ................................................................................................................... 45
4.1.1
Maragogi ........................................................................................................ 45
4.1.2
Roteiro ............................................................................................................ 52
4.2
Agreste .................................................................................................................. 57
4.2.1
4.3
Girau do Ponciano .......................................................................................... 57
Sertão.................................................................................................................... 63
4.3.1
4.4
Água Branca ................................................................................................... 63
Comportamento da velocidade e da direção do vento nos quatro locais em
estudo ao longo de 2008 ..................................................................................................... 68
4.4.1
Ciclo anual...................................................................................................... 68
4.4.2
Ciclos diários médios anuais ........................................................................... 70
4.4.3
Distribuição de frequência .............................................................................. 72
4.5
Avaliação do Potencial Eólico das Localidades Estudadas ................................ 76
4.5.1
Densidade de Potência – DP ........................................................................... 76
4.5.2
Intensidade de Turbulência ............................................................................. 77
4.5.3
Fator de Forma de Weibull.............................................................................. 80
4.5.4
Calculo de energia produzida .......................................................................... 80
5
5.1
CONCLUSÕES .......................................................................................................... 87
Sugestões para trabalhos futuros ........................................................................ 90
REFERÊNCIAS ................................................................................................................. 91
ANEXOS ........................................................................................................................... 97
17
1
INTRODUÇÃO
Nos dias atuais, com o interesse mundial voltado para a preservação do meio ambiente
e a necessidade suprir a demanda mundial de energia, surgiu um maior interesse pelo
desenvolvimento de novas fontes alternativas de energia, limpa e renovável. Em função dos
acordos de redução de emissão de gases do efeito estufa (Protocolo de Kyoto, UNFCCC,
COP-15 e outros), e diminuir a dependência do uso de combustíveis o fósseis, o cenário
energético mundial vem buscando formas de garantir o suprimento de energia através do uso
energias renováveis e limpas, tais como a energia solar, energia eólica, biomassa e outras que
se apresentam como a melhor opção para esse fim. Há uma crescente expansão de interesses
relacionados à utilização da energia eólica frente à necessidade de suprir as crises energéticas
e aos impactos ao meio ambiente, bem como, por encontrar nos ventos uma abundante fonte
de energia limpa, inesgotável e disponível em diversos lugares, com isso, é necessário o
conhecimento adequado das características do local a ser desenvolvida.
De acordo com GRUBB & MEYER (1993) a avaliação do potencial eólico de uma
região requer trabalhos sistemáticos de coleta e análise de dados sobre a velocidade e regime
de ventos. O conhecimento sobre as características da velocidade do vento em uma região e
suas diferentes classificações é fundamental para o desenvolvimento de diversas atividades
como: engenharia civil e arquitetura, agricultura e geração de energia (FAGUNDES et al.,
2006). Além disso, segundo os mesmos autores o conhecimento sobre a velocidade
predominante do vento determina o dimensionamento das características de posicionamento
de aerogeradores e a viabilidade de implantação de usinas de geração de energia eólicas.
O vento, que é resultante de variações de gradiente horizontais de pressão atmosférica
produzido em várias escalas espaciais, é uma das variáveis meteorológicas mais relevantes,
pois é responsável pelo transportes horizontal (advecção) de calor latente e sensível
(MOLION & BERNARDO, 2002). Para equilibrar essas diferenças de pressão o ar desloca-se
de uma alta pressão em direção a uma baixa pressão, dando origem ao vento (BORBA, 2005).
O Brasil é reconhecidamente um país com um elevado potencial de aproveitamento
das fontes renováveis de energia, pois sua localização geográfica proporciona grandes
riquezas naturais, capazes de fornecerem a energia limpa necessária para seu
desenvolvimento. Como exemplo, pode-se citar o grande potencial hidráulico e eólico, as
vastas áreas agricultáveis (capazes de gerar grandes quantidades de biomassa, graças ao clima
18
tropical), as maiores florestas tropicais e a cobertura solar durante quase todo o ano (PORTO,
2004).
Portanto, estudar o comportamento do vento é de suma importância para o
fornecimento de informações sobre aproveitamento eólico, e outras áreas tais como
arquitetura, agronomia, biologia e ciências ambientais. Inserindo o Estado no rumo do
desenvolvimento tecnológico na área da tecnologia eólica, politicamente estratégico, servindo
de instrumento de atração e agilização de investimentos futuros.
Este trabalho tem como objetivo investigar as características do vento, visando
principalmente o aproveitamento do recurso eólico, em quatros locais do Estado de Alagoas
(dois no litoral), um no Agreste e um no Sertão. Além disso, determinar os principais
parâmetros relacionados à energia eólica como fator de forma, fator de escala, densidade de
potencia, fator de capacidade e intensidade de turbulência. Fazendo com que o Estado de
Alagoas esteja inserido num objetivo estratégico, constituindo o fundamento para se planejar
uma adequada política de uso e desenvolvimento da energia dos ventos, ao mesmo tempo
sendo instrumento de atração e agilização de investimentos.
19
2
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
2.1
Vento
O vento é gerado pela variação no campo de pressão atmosférica (AYOADE, 1998).
De acordo com o mesmo autor, a radiação solar provoca um aquecimento diferencial de
porções de ar, criando os gradientes de pressão, geradores dos ventos que ocorrem tanto em
escala global quanto local. Quando as massas de ar deslocam-se próximas de uma superfície,
elas têm a sua velocidade diminuída devido ao atrito com a superfície rugosa e uma camada
limite na superfície é criada, essa tem a característica de estratificar verticalmente a
velocidade dos ventos de zero até o vento geostrófico (PES, 2009).
Segundo Vianello e Alves (2000) as componentes horizontais do vento são
importantes também para o mecanismo termodinâmico da atmosfera, pois são eficientes
transportadores de propriedades do fluido, tais como calor, massa e “momentum”. Nos baixos
níveis, produz movimentos ascendentes e chuvas sobre uma região (BERNARDO &
MOLION, 2000).
Medidas da estrutura do perfil vertical do vento próximo às costas litorâneas têm sido
realizadas recentemente. Entretanto, as condições e características da superfície influenciam o
perfil de vento, sendo que não existem estudos que possam ser generalizados (FISCH, 1999).
Para a identificação dos ventos é necessários definir três parâmetros distintos: a direção, a
velocidade e a frequência. A direção é medida em graus (de 0 a 360), no sentido horário, a
partir do Norte. Por exemplo, se a direção predominante do vento é 45º, este indica a direção
NE. O módulo de sua velocidade é expresso em metros por segundo (m.s-1), em quilometro
por hora (km·h-¹) ou em knots (kt). Portanto a partir desses dados são plotados gráficos com a
frequência do comportamento do vento para um determinado local, através de aparelhos
chamados de anemômetro (FEITOSA et. al., 1993).
2.2
Fatores que afetam o regime do vento
O comportamento estatístico do vento ao longo do dia é um fator que é influenciado
pela variação de velocidade do vento ao longo do tempo. As características topográficas de
uma região também influenciam o comportamento dos ventos uma vez que, em uma
determinada área, podem ocorrer diferenças de velocidade, ocasionando a redução ou
20
aceleração na velocidade do vento. Além das variações topográficas e de rugosidade do solo,
a velocidade também varia seu comportamento com a altura e os obstáculos existentes na
região (CRESESB, 2011).
Tendo em vista que a velocidade do vento pode variar significativamente em curtas
distâncias (algumas centenas de metros), os procedimentos para avaliar o local, no qual se
deseja instalar turbinas eólicas, devem levar em consideração todos os parâmetros regionais
que influenciam nas condições do vento. Entre os principais fatores de influência no regime
dos ventos destacam-se:
2.2.1 Variação da Velocidade com a altura
O ar, ao se deslocar sobre a superfície terrestre, forma uma camada limite que se
estende a grandes alturas e, em geral, o escoamento no seu interior é turbulento. Se o perfil de
velocidade é levantado no sentido perpendicular à superfície, verifica-se que a velocidade do
fluido passa do valor nulo, junto à superfície e atinge a velocidade do escoamento em um
curto intervalo de tempo. Essa região, junto à superfície, onde se verifica uma rápida mudança
no valor da velocidade é conhecida como camada limite (SILVA, 1999). As camadas mais
baixas de ar retardam as que lhe estão por cima, resultando numa variação da velocidade
média do vento com a altura ao solo. O efeito da força de atrito vai-se desvanecendo até
praticamente se anular. Dessa maneira, pode-se afirmar que a velocidade do vento é
proporcional a altura, ou seja, a velocidade do vento é maior em regiões mais altas.
2.2.2 Rugosidade do terreno
A rugosidade da superfície é a propriedade física que descreve a ação da superfície
terrestre na redução do momento e na absorção do impacto dos ventos. A rugosidade de um
terreno é o conjunto de elementos, árvores, arbustos, vegetação rasteira e pequenas
construções sobre a superfície do solo que causam resistência na superfície terrestre à
passagem do escoamento e podem originar mudança da direção e pequenas turbulências na
superfície.
21
Um exemplo da variação do perfil da velocidade do vento em relação à diferença da
rugosidade em um terreno pode ser visto na Figura 1. Pode-se observar a influência no perfil
vertical do vento devido à mudança da rugosidade do valor z01 para z02. A altura h onde o
perfil de vento se mantém o mesmo para os dois níveis de rugosidade é uma função da
distância x. O perfil da velocidade do vento no terreno z02 é significativamente reduzido em
relação ao perfil do mesmo vento vindo do terreno z01 onde o atrito do terreno responsável,
representado pelo novo perfil de rugosidade, mostra uma perda de energia do vento. A
determinação da altura h torna-se de grande importância no posicionamento de turbinas
eólicas em um determinado local (DUTRA, 2007).
Figura 1 - Influência da mudança de rugosidade no perfil vertical do vento
Fonte: (TROEN, 1989)
O parâmetro z0 é definido por uma escala de comprimento utilizada para caracterizar a
rugosidade do terreno. É importante ressaltar que o comprimento de rugosidade z0 deve ser
considerado como um parâmetro temporal, uma vez que está diretamente associado às
mudanças naturais da paisagem. Essas mudanças podem ser observadas (e devem ser levadas
em consideração) no perfil de vento em um campo de colheita. Nesse caso, a rugosidade
muda significativamente (dependendo do tipo de cultivo) entre o período de plantação,
crescimento e colheita.
2.2.3 Presença de obstáculos nas redondezas
A presença de obstáculos causa uma redução na velocidade dos ventos e produz o
chamado efeito de sombreamento. Os obstáculos não apenas obstruem o movimento das
partículas de ar, como também modificam a distribuição de velocidades. A presença de
árvores, por exemplo, impede a formação de ventos abaixo de suas copas. Vários fatores
22
influem no escoamento, tais como: as formas das árvores, as distâncias entre elas, sua
porosidade, etc. Não é fácil avaliar quantitativamente a influência desses aspectos, mas
obviamente há uma significativa perda em termos energéticos devido, por exemplo, à
mudança de direção dos ventos ou à turbulência (SILVA, 1999).
Os obstáculos impedem a passagem das partículas de ar e alteram o seu perfil da
velocidade. Na análise do escoamento verifica-se que este é influenciado por vários fatores
como a forma dos obstáculos, a distância entre eles, a sua rugosidade, entre outros.
Normalmente quando se quer fazer um estudo quantitativo do desenvolvimento do
escoamento influenciado por obstáculos, como por exemplo, rochas de grande volume,
conjunto de árvores altas ou construções civis. Verifica-se a separação da camada limite na
aresta dianteira e consequentemente um perfil do escoamento turbulento a jusante, criando
zonas de recirculação. A Figura 2 mostra o escoamento, em detalhe, em torno de um
obstáculo, sendo visível o descolamento do escoamento (setas azuis) junto ao obstáculo.
Figura 2 - Escoamento em torno de um obstáculo.
Fonte: (JERVELL, 2008)
2.2.4 Relevo (Variação na Altura do Terreno)
Assim como a rugosidade e os obstáculos, o relevo tem influência marcante no regime
de ventos. De fato, na presença de uma colina pode-se verificar, dependendo da sua
geometria, um aumento na velocidade do vento e uma considerável mudança de direção.
Além disso, o perfil de velocidade é fortemente afetado pela colina. Outros acidentes
geográficos, tais como vales, depressões e “gargantas” também influenciam no regime dos
ventos.
Muitas vezes, para descrever o relevo de uma região, utilizam-se curvas de nível,
extraídas dos mapas topográficos. A Figura 3 ilustra o escoamento em torno de uma colina
23
“ideal”, mostrando o desenvolvimento do perfil de velocidades a montante e no topo da
colina. O escoamento em terrenos complexos não é de fácil modelagem. Muitas vezes, os
valores da velocidade média são superestimados, o que prejudica na predição do regime dos
ventos e consequentemente interfere no desempenho das turbinas eólicas. As informações
necessárias para o levantamento das condições regionais podem ser obtidas a partir de
mapas topográficos e de uma visita ao local de interesse para avaliar e modelar a rugosidade
e os obstáculos.
Figura 3 - Exemplo gráfico de escoamento em torno de uma colina “ideal”.
Fonte. (SILVA, 1999).
2.3
Turbulência
A turbulência é uma medida de flutuação da velocidade do vento numa determinada
escala-tempo, tipicamente alguns segundos. Uma tentativa de visualização da turbulência
consiste em imaginar uma série de turbilhões tridimensionais, de diferentes tamanhos, a serem
transportados ao longo do escoamento médio. Estas flutuações de turbulência não têm
significado quando se fazem médias acima de 10 minutos.
Segundo Jervell (2008) a turbulência é gerada por duas razões: por atrito com a
superfície terrestre (se pensarmos num escoamento perturbado pelas características da
topografia como os vales ou montanhas ou pelas características locais, ou seja, obstáculos tais
como árvores ou casas), que se vai desvanecendo até praticamente se anular a uma altura de
aproximadamente 2.000 metros, e por efeitos térmicos que podem causar movimentos
verticais de massas de ar resultantes das diferenças de temperatura, originando um movimento
de células convectivas que por sua vez provocam, em larga escala, vórtices de turbulência.
24
Geralmente estas duas razões estão interligadas como, por exemplo, quando um escoamento
de ar move-se sobre uma montanha e é forçado a subir para regiões mais frias onde deixa de
haver equilíbrio térmico à sua volta.
Costa (2009) afirma que a intensidade da turbulência relaciona o desvio padrão da
velocidade do vento (σu) com o valor médio da velocidade do vento (ū). Esse mesmo autor
afirma ainda que para fins eólicos, o conhecimento da turbulência atmosférica é de grande
valia, pois quanto menor a turbulência na região, melhor para o aproveitamento eólico, visto
que ocorrência de forte turbulência podem ocasionar danos nas estruturas das turbinas e
rotores do aerogerador.
2.4
Potência do Vento
A maioria dos estudos relacionados à potência dos ventos se concentra no problema do
ajuste de distribuições estatísticas aos dados de velocidade do vento (JUSTUS et al., 1976;
VAN DER AUWERA et al., 1980; REHMAN et al., 1994; GARCIA et al., 1998; NFAQUI et
al, 1998; SILVA et al., 2002, ARCHER & JACOBSON, 2003). Os resultados destes estudos
também indicam a distribuição de Weibull como a que melhor se ajusta a estes dados. Pouca
atenção tem sido dada ao problema do ajuste de distribuições paramétricas aos dados de
potência do vento, diretamente relacionado à determinação do potencial eólico.
Segundo Sansigolo (2005) a potência do vento é diretamente relacionada à sua
velocidade por
, na qual P é a densidade de potência, ρ a densidade do ar e V a
velocidade do vento. Na prática, somente uma parte do potencial eólico total é utilizada pelos
geradores.
Para a estimativa da geração anual de energia de uma turbina eólica é comumente
realizado um cálculo que leva em consideração sua curva de potência e a distribuição de
frequência da velocidade do vento do local onde ela está instalada.
Uma turbina eólica é classificada, normalmente, pela potência e não pela energia, pois
a turbina eólica não pode extrair completamente a potência disponível no vento. Arsego e
Bertagnolli (2007) afirmam que para que isso ocorresse, a velocidade do vento, atrás da área
de varredura (v2), deveria ser zero, ou seja, v2 seria igual à zero. No entanto, isto não é
possível, pois esta condição viola a lei da continuidade de massa. Por outro lado, se a
velocidade do vento, atrás da área de varredura, for a mesma velocidade da frente (v1) não
25
houve redução da velocidade do vento e, consequentemente, a potência extraída pela turbina
do vento é nula.
2.5
Densidade de Potência do Vento
A energia contida no vento, ou seja, o fluxo de energia cinética média por unidade de
área perpendicular ao escoamento é a densidade de potência. A densidade de potência é
medida em W.m-2.
Uma forma de se avaliar, preliminarmente, o potencial eólico de uma determinada
região é a partir da Densidade de Potência, que 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.
De acordo com Manwell et al (2002), valores menores que 100 W.m-2 são
considerados ruins, enquanto valores de aproximadamente 400 W.m-2, são bons, e
considerados ótimos quando acima de 700 W.m-2. Esses valores são calculados utilizando
médias anuais da velocidade de vento.
2.6
Energia Eólica: Evolução, Desenvolvimento e Impactos
Nos últimos anos, o vento tem sido a fonte primária mais estudada para o ramo de
energia elétrica com ritmo de expansão no mundo, e crescimento anual mundial de 27%, onde
a Europa, América do Norte e Ásia detêm a maior parte. A mudança global do clima bem
como, a procura de novas fontes renováveis em razão do esgotamento dos recursos
energéticos mais tradicionais, incentivou a política mundial para tal exploração. No Brasil um
Plano Nacional sobre Mudança do Clima pretende incentivar o desenvolvimento interno. Tem
como exemplo do PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica com objetivo de diversificar a matriz e de estimular o desenvolvimento de fontes
renováveis (MME, 2009).
O Brasil é uma economia emergente e tem sua matriz energética baseada
principalmente na energia hidráulica, a qual representa 72% da oferta interna de energia
elétrica (Figura 4).
26
Figura 4 - Matriz de Geração de Energia Elétrica do Brasil.
Fonte: (ANEEL , Boletim de Julho/2010)
A experiência positiva de operação com turbinas menores, em conjunto com os
resultados dos programas de investigação, levaram ao aumento das dimensões das turbinas
comerciais. No início dos anos 90, a capacidade padrão (standard) das turbinas era da ordem
de 300 kW e atualmente (2009) já se situa na faixa de 1,5 a 2 MW (CASTRO, 2007).
O aumento do tamanho das turbinas é vantajoso do ponto de vista econômico e ambiental. Em
geral, para um determinado local, quanto maior for à potência unitária mais energia é
produzida e melhor aproveitada são as infraestruturas elétrica e de construção civil. Por outro
lado, a redução do número de rotores em movimento diminui o impacto visual e o efeito
sombra, causada pela luz solar que projeta uma sombra do mesmo sobre uma área,
provocando um incômodo a moradores próximos. Uma turbina padrão atual de 2 MW tem um
diâmetro das pás do rotor da ordem de 80 m.
2.7
Distribuição de frequência – Weibull
A distribuição de Weibull, em geral apresenta bom ajuste aos dados de velocidade do
vento tornaram o modelo mais frequentemente usado em aplicações voltadas ao potencial
eólico. De acordo com Sansigolo (2005) a suposição que a distribuição de Weibull é a que
melhor se ajusta a potencia do vento (e também às velocidades), como resultado de relações
teóricas, deve ser verificada ajustando-se distribuições às velocidades cúbicas do vento. Devese notar que, se a distribuição de Weibull não se ajusta perfeitamente às velocidades do vento,
esta distribuição não representará o melhor modelo de ajuste para potência.
27
O modelo estatístico de Weibull de dois parâmetros foi usado neste trabalho, em
virtude do mesmo apresentar um bom ajuste à distribuição de frequência dos dados de
velocidade do vento. Esses parâmetros podem ser determinados de diferentes maneiras. No
entanto, classicamente tem sido usado com maior frequência o Método Gráfico, mais
conhecido no passado como “Gráfico de Weibull”, e que mais recentemente tem sido
classificado como dos Mínimos Quadrados. Nos dias atuais estão sendo mais utilizados os
métodos da Máxima Verossimilhança e o dos Momentos. Ambos são os que oferecem as
estimativas mais precisas dos parâmetros de Weibull.
Dentre os estudos pioneiros com a distribuição de Weibull, merecem destaque especial
os de Hennessey (1977), Justus & Mikail (1976) e Justus et al. (1978). Estes últimos
aplicaram o modelo de Weibull à velocidade do vento medida em mais de cem localidades
dos Estados Unidos, ocasião em que concluíram que esse modelo foi o que proporcionou o
melhor ajuste aos dados de distribuição de frequências da velocidade do vento. Hennessey
(1977) realizou outro estudo em que comparava o desempenho dos modelos de Weibull e
Rayleight, quando concluiu que o erro máximo esperado, obtido com o uso do modelo
uniparamétrico de Rayleight em comparação com o da Weibull, é tolerável.
28
3
MATERIAL E MÉTODOS
3.1
Área de Estudo
O estudo foi realizado no Estado de Alagoas, nos municípios de Maragogi (MG),
Roteiro (RT), Girau do Ponciano (GP) e Água Branca (AB). A escolha das regiões se deu
pelo fato que foi realizado em conjunto com Centrais Elétricas Brasileiras - ELETROBRAS,
Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - LACTEC e Universidade Federal de
Alagoas - UFAL, o projeto do Atlas Eólico e Disseminação da Tecnologia Eólica no Estado
de Alagoas, em 2007 (Nº ECV-156/2005). A partir dos mapas eólicos calculados foi possível
identificar as melhores áreas para posicionamento das torres de monitoramento no Estado,
levando em consideração a intensidade do vento e a cobertura geográfica do território
alagoano. Selecionadas as áreas, foram marcados vários pontos para a inspeção em campo,
utilizando como ferramentas de suporte os mapas de vento, modelos digitais de terreno e
imagens de satélite em alta resolução provenientes do programa Google Earth. Após
mapeamento prévio e consultas das áreas promissoras, foi decidido instalar seis torres de
medições, das quais só utilizaremos quatro delas no referido estudo como pormenorizada na
Tabela 1. A localização destas estações no território alagoano é mostrada na Figura 5.
Tabela 1 - Características e posicionamento geográfico das torres de medição
anemométricas.
Nome
Maragogi
Roteiro
Girau do
Ponciano
Água Branca
Altitude das
Torres (m)
Coordenada Geográfica da Torre
Altura
(m)
Latitude (S)
Longitude (W)
40
40
8°59'8,16"S
9°56'29,62"S
35°12'2,16"O
35°58'32,66"O
50
50
410
9°45'58,50"S
36°47'6,43"O
50
738
9°14'59,10"S
37°56'33,29"O
50
29
Altura [m]
Figura 5 - Localização das torres anemométricas no Estado de Alagoas.
Fonte: (Mapa do relevo de Alagoas (Miranda, 2005).
Duas torres ficaram localizadas no litoral do Estado (Roteiro e Maragogi), uma na
região central „Agreste‟ (Girau do Ponciano) e uma no Sertão alagoano, Água Branca. Foram
instaladas conforme padrões de qualidade e segurança definidas pelas agências reguladora
Agência Internacional de Energia (IEA – International Energy Agency) e Comissão
Eletrotécnica Internacional (IEC – International Electrotechnical Comission). A Figura 6
exibe fotos reais das torres funcionamento em cada localidade.
30
Figura 6 -
Torres anemométricas em funcionamento no Estado de Alagoas. AB – Água Branca, GP
– Girau do Ponciano, MG – Maragogi, RT – Roteiro
Fonte: (Autor, 2011)
O Estado de Alagoas está compreendido no Nordeste do Brasil (NEB). Na opinião de
FIGUEIREDO (2002), o NEB sofre a influência de vários sistemas meteorológicos que atuam
de forma diferenciada em relação a sua frequência e intensidade, tornando a climatologia da
região bastante complexa, uma vez que esta parece ser o fim de várias trajetórias destes
sistemas. Em função da inexistência das normais climatológicas dos locais em estudo, foram
utilizadas informações de postos mais próximos aos sítios estudados, como, Delmiro Gouveia
31
suprindo ausência das normais de Água Branca; Lagoa da Canoa suprindo as de Girau do
Ponciano; Maceió suprindo as de Roteiro e Passo de Camaragibe suprindo as de Maragogi,
conforme dados da Secretaria de Estado do Meio Ambiente e Recursos Hídricos –
SEMARH/AL (Figura 7).
Segundo BORBA (2005) o clima do estado sofre influências locais do relevo, altitude,
direção das estruturas mais elevadas e das calhas dos rios que canalizam ventos portadores de
umidade. Além disso, o Estado está sobre a influência alternada dos ventos alísios de Sudeste
durante todo ano, que transporta umidade para toda a costa leste do Nordeste Brasileiro e os
ventos de retorno de Nordeste nos meses mais quentes (janeiro, fevereiro e março).Segundo
ASSIS (2007) cerca de 86% do território alagoano se encontra abaixo de 300m de altitude, e
61% abaixo de 200m. Apenas 1% fica acima de 600m.
A normal climatológica para a região, segundo a Secretaria de Estado de Recursos
Hídricos e Irrigação (SERHI), é composta de dois períodos: período chuvoso compreendido
nos meses de abril, maio, junho e julho, enquanto o período seco se caracteriza em outubro,
novembro, dezembro e janeiro (SERHI, 2003), e a precipitação média anual é de cerca de
1500 mm, ocorrem principalmente no litoral e são mais escassas no interior.
Figura 7 -
Normais Climatológicas mais próximas das regiões em estudo, os locais em destaque
(vermelho) passará a utilizar a do gráfico.
(A)
(B)
(C)
(D)
Fonte: (SEMARH/AL, 2010).
32
A Utilizando o modelamento aplicado por AMARANTE et al.(2008), avaliou os dados
meteorológicos de reanálise de vinte anos, constituída de séries de medições de intensidade e
direção do vento amostradas a cada 6 horas no período de Agosto de 1988 a Julho de 2008. A
Figura 8 apresenta as variações percentuais interanuais em torno da média, mostrando os anos
cujo regime do vento entre 1996 a 2008 situaram-se acima da média, ao passo que o período
entre 1993 a 1997 situaram-se abaixo da média.
Figura 8 -
Variação interanual em relação ao regime de ventos, utilizando dados de reanálise
NCEP/NCAR.
Fonte: (Amarante, 2008).
3.2
Dados utilizados
Foram utilizados os dados no período de Janeiro de 2008 a Dezembro de 2008 os
quais foram coletados durante a execução do projeto Atlas Eólico e disseminação da
tecnologia eólica no Estado de Alagoas. As medições foram realizadas em tempo real, onde
um programa foi instalado no Datalogger, armazenando em buffer temporário as velocidade e
direção do vento a cada segundo, a partir dos dados armazenados foram calculados valores
médios da velocidade e direção do vento a cada 10 minutos e gravado na memória interna.
Para utilização dos dados gravados foi utilizado um processo de qualificação dos dados
similar ao adotado pelo Sistema de Organização Nacional de Dados Ambientais – SONDA,
onde os critérios adotados para classificação dos dados são mostrados na Tabela 2. Não
havendo erros no conjunto de dados utilizados.
33
Tabela 2 -
Critérios de qualidade de dados eólicos.
Limites
Inferior Superior
Velocidade do vento 0m/s
25m/s
Direção do vento
0°
360°
Dados eólicos
A partir do período de análise dos dados o intervalo, entre 01/01/2008 a 31/12/2008,
compreendendo 12 meses de observação. A Tabela 3 mostra a quantidade de dados utilizados
completos em porcentagens, bem como, a quantidade de dados mensais coletados e
calculados, totalizando anualmente 52704 registros em cada local de estudo.
Tabela 3 - Números de registos mensais dos dados coletados e porcentagens validas.
Maragogi
Roteiro
Girau do Ponciano
Água Branca
Registros Dados
Registros Dados
Registros Dados
Registros Dados
Meses Dias coletados Válidos Dias coletados Válidos Dias coletados Válidos Dias coletados Válidos
c/10min
%
c/10min
%
c/10min
%
c/10min
%
JAN 31
FEV 29
MAR 31
ABR 30
MAI 31
JUN 30
JUL 31
AGO 31
SET 30
OUT 31
NOV 30
DEZ 31
3.3
4464
4176
4464
4320
4464
4320
4464
4464
4320
4464
4320
4464
100% 31
100% 29
100% 31
100% 30
100% 31
100% 30
100% 31
100% 31
100% 30
100% 31
100% 30
100% 31
4464
4176
4464
4320
4464
4320
4464
4464
4320
4464
4320
4464
100% 31
100% 29
100% 31
100% 30
100% 31
100% 30
100% 31
100% 31
100% 30
100% 31
100% 30
100% 31
4464
4176
4464
4320
4464
4320
4464
4464
4320
4464
4320
4464
100% 31
100% 29
100% 31
100% 30
100% 31
100% 30
100% 31
100% 31
100% 30
100% 31
100% 30
100% 31
4464
4176
4464
4320
4464
4320
4464
4464
4320
4464
4320
4464
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
Instrumentos para medição das variáveis
As torres possuem um sistema de aquisição de dados, modelo CR800-series (Campbell
Scientific inc. – USA), abastecida por energia solar captada em um painel fotovoltaico, do
modelo KS-20 (KYOCERA) e armazenada em uma bateria de gel (TROJAN BATTERY
COMPANY). Para medição da direção e velocidade do vento foram utilizados anemômetro
tipo concha de copo classe I modelo A100L2 (VETOR INSTRUMENTS) e o sensor de
direção W200P (VETOR INSTRUMENTS) conforme mostrado na Figura 9. Tais
equipamentos foram instalados em torres treliçadas de 50 metros de altura cada uma.
34
Figura 9 - Instrumentos instalados. Anemômetro (A), sensor direção (B), e placa fotovoltaica (D)
aparelho de aquisição de dados “datalogger” (C).
(A)
(B)
(C)
(D)
Fonte: (Autor, 2009).
Tabela 4 - Distribuição dos sensores instalados nas torres anemométricas.
Altura dos Instrumentos em metros (m)
Velocidade Direção do Datalogger
Torre
do vento
vento
Maragogi
30 e 50
50
20
Roteiro
30 e 50
50
20
Girau do Ponciano
30 e 50
50
20
Água Branca
30 e 50
50
20
Foram utilizados apenas os dados medidos a 50m (velocidade e direção), onde a
exclusão ou não análise dos dados a 30m foi feita pela falta do sensor de direção no mesmo
nível, bem como, 50m representa um padrão típico por se tratar da altura dos aeorogeradores
(Tabela 4).
35
3.4
Avaliação do regime de vento em Alagoas
O estudo do regime de ventos do Estado de Alagoas será apresentado através da
avaliação dos dados de velocidade e da direção do vento, onde são apresentadas como médias
por quadrimestre e anuais, bem como por período diurno e noturno para cada localidade
estudada. Levando em consideração que a quantidade de energia diária disponível varia,
muitas vezes, de uma estação do ano para outra, em um mesmo local.
A partir destes dados, são avaliadas as características dos ventos e o potencial para
aproveitamento eólico.
3.4.1 Velocidade do Vento
Os valores de velocidade média, por quadrimestre e principalmente os da velocidade
média anual, são um dos indicadores mais importantes na análise de aproveitamento eólico.
Um aumento da velocidade média por quadrimestre ou anual de uma localidade implica em
aumento do rendimento de aerogerador, onde o equipamento passará a trabalhar com sua
potência nominal por um maior número de horas no período, o que aumenta o seu fator de
capacidade, FC, (LOPEZ et al., 2003).
Serão calculados os valores de velocidade média por quadrimestre e anual, bem como
os valores do desvio padrão (σ) médio mensal e anual da velocidade e ainda os gráficos com
os valores médios anuais e por quadrimestre da velocidade do vento.
O vento tem uma característica estocástica e sua velocidade é uma variável aleatória
contínua. Portanto, é necessário fazer uma discretização para facilitar sua análise. Os dados
de velocidade são divididos em faixas (classes) de 1m/s, apresentando frequência da
distribuição da velocidade do vento, padrão usual nos estudos eólicos, exemplo na Tabela 5.
Em posse dessa tabela é feito um histograma, que está apresentado na Figura 10.
36
Tabela 5 - Tabulação dos dados de vento na forma de frequência de distribuição. Usando
dados anuais de Água Branca, como exemplo.
Velocidade do vento
Número de
Frequência de
(m/s) - classe
ocorrências
ocorrência (%)
1
33
0,06%
2
522
0,99%
3
1574
2,99%
4
2935
5,57%
5
4602
8,73%
6
6295
11,94%
7
7798
14,80%
8
8469
16,07%
9
7639
14,49%
10
5951
11,29%
11
3806
7,22%
12
1986
3,77%
13
787
1,49%
14
247
0,47%
15
51
0,10%
16
7
0,01%
17
2
0,00%
TOTAL
52704
100%
Figura 10 - Histograma obtido a partir da Tabela 5. Utilizando dados anuais de Água Branca como
exemplo.
Fonte: (Autor, 2011)
37
3.4.2 Direção dos Ventos
Para que seja explorado ao máximo o potencial dos ventos em um local é necessário
o conhecimento das direções predominantes do vento, a fim de obter o máximo da energia
gerado pelo vento e a melhor viabilidade comercial. Um aerogerador capta a energia cinética
do vento que passa por suas pás, situados à frente, posicionados na direção de incidência do
vento. Para que se possa avaliar a melhor disposição, a fim reduzir, ao mínimo possível, o
número de alterações de sua orientação, evitando assim perca de potencia, é de grande
importância que se conheçam bem as direções preferenciais de incidência do vento na
localidade Martinez (2003). Os gráficos das direções são apresentados, para cada localidade,
em todos os períodos em que se dispunha dos dados de direção de vento. As direções foram
divididas em dezesseis regiões, com 22,5° cada uma, representado todas as direções conforme
Tabela 6 e de posse da tabela é feito rosas-dos-ventos, iguais a do exemplo mostrado na
Figura 11.
Tabela 6 - Intervalos utilizados com seu respectivo ponto médios para determinação da
direção do vento.
Direção
Abreviatura
Intervalo
Ponto Médio
Norte
N
348.75° - 11.25°
0°
Norte-Nordeste
NE
11.25° - 33.75°
22,5 o
Nordeste
NNE
33.75° - 56.25°
45 o
Leste-Nordeste
ENE
56.25° - 78.75°
67,5 o
Leste
E
78.75° - 101.25°
90 o
Leste-Sudeste
ESE
101.25° - 123.75°
112,5 o
Sudeste
SE
123.75° - 146.25°
135 o
Sul-Sudeste
SSE
146.25° - 168.75°
157,5 o
Sul
S
168.75° - 191.25°
180 o
Sul-Sudoeste
SSO
191.25° - 213.75°
202,5 o
Sudoeste
SO
213.75° - 236.25°
225 o
Oeste-Sudoeste
OSO
236.25° - 258.75°
247,5 o
Oeste
O
258.75° - 281.25°
270 o
Oeste-Noroeste
ONO
281.25° - 303.75°
292,5 o
Noroeste
NO
303.75° - 326.25°
315 o
Norte-Noroeste
NNO
326.25° - 348.75°
337,5 o
38
Figura 11 - Exemplo de distribuição da direção do vento nos 16 setores em (%) obtida a partir da
Tabela 6.
Fonte: (Autor, 2011)
O programa WAsP - Wind Atlas Analysis and Application Program, foi utilizado para a
construção da rosa-dos-ventos para os sítios analisados, com base nos dados medidos nas
estações anemométricas.
3.5
Potência do Vento
A energia eólica é a energia cinética,
, do vento. Para uma massa de ar,
, com
velocidade , tem-se:
Equação 1
- é a massa em kg
- é a velocidade do vento em m/s
A potência
disponível no vento é definida como a derivada da energia no tempo,
por:
Equação 2
- potência disponível no vento (W);
- energia cinética do vento (J);
39
- fluxo de energia (J/s);
- tempo (s);
- fluxo de massa de ar (kg/s);
- velocidade do vento (m/s).
Equação 3
onde:
- fluxo de massa de ar (kg/s);
- massa especifica do ar (kg/m³);
- velocidade do vento (m/s);
- área da seção transversal (m²).
Substituindo a Equação 3 em Equação 2:
Equação 4
onde:
- potência (W);
- massa especifica do ar (kg/m³);
- área da seção transversal (m²);
- velocidade do vento (m/s).
Para Custódio (2009) a equação seguinte é a mais importante para análise da energia
eólica e pode ser escrita por unidade de área, desta forma, a densidade de potencia (DP) é
calcula da seguinte forma:
Equação 5
A Equação 5 indica a potencia disponível no vento por unidade de área, em função da
velocidade e da massa especifica do ar do local. Para esse trabalho foi utilizada uma massa
especifica padrão de 1,225kg/m³, que é o mesmo valor utilizado como referência no software
WAsP.
40
Alguns autores como Cruz (2009), Manwell, Mcgowan e Rogers(2009), avaliam,
preliminarmente, o potencial eólico de uma determinada região a partir da Densidade de
Potência, antes mesmo 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 no local.
3.6
Distribuição estatística do vento
A distribuição estatística da velocidade do vento é representada por uma função de densidade
de probabilidade f(v), onde a velocidade média é dada por:
Equação 6
- é a velocidade do vento (m/s).
A função de densidade de Weibull é a mais empregada nos estudos eólicos, dada pela
expressão:
Equação 7
A - Fator de forma (adimensional);
k - fator de escala (m/s);
– velocidade do vento (m/s).
A função é mostrada graficamente na Figura 12, gerada a partir do software WAsP.
41
Frequência do vento (%)
Figura 12 - Representação gráfica das distribuições da velocidade do vento e da função Weibull.
Velocidade do vento (m/s)
Fonte: (Autor, 2011)
3.7
Cálculo da energia produzida
A produção anual de eletricidade é denominada de energia anual gerada (EAG) é o
fator técnico e econômico mais importante na avaliação dos projetos de sistemas eólicos
(Nascimento, 2005). Para estimar a energia gerada por um sistema eólico é necessário
conhecer os elementos que definem o regime dos ventos do local:
Histograma de velocidades do vento obtido a partir de medições locais ou estimado a
partir de curvas de distribuição de frequência, item 3.4.1;
Curva de potência medida da turbina eólica.
A Curva de potência é um dado técnico da turbina que informa o quanto de potência
pode ser extraída em função de cada valor da velocidade do vento, essas características são
fornecida pelo fabricante do aerogerador referência. Para tal foram utilizados como modelo às
características de uma turbina de VESTAS V82 (1650/900 kW) de 1650kW de potência
nominal, velocidade de mínima de partida e máxima de funcionamento de 3m/s e 20m/s
respectivamente, altura do Hub (cubo) 70 metros e diâmetro do rotor de 82 metros, dispondo
de uma curva do potencia conforme Tabela 7 e ilustrada graficamente pela Figura 13.
42
Tabela 7 - Curva de potência do aerogerador VESTAS V82 – 1670 kW e para densidade do
ar de 1,225kg/m³. Fonte: (Mortensen, Landberg, Troen, & Petersen, 1993).
Velocidade do vento
(m/s)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Potência do aerogerador
(MW)
0
0
0,02
0,069
0,172
0,31
0,511
0,758
1,017
1,285
1,504
1,637
1,65
1,65
1,65
1,65
1,65
Figura 13 - Curva de potência de uma turbina de 1650kW de potência nominal e 82m de rotor.
Fonte: (Mortensen, Landberg, Troen, & Petersen, 1993).
43
O cálculo da estimativa anual de produção de energia num local é feita através da
integração do produto da função de distribuição do vento, pela curva de potência de uma
turbina. Esta análise foi feita para todas as velocidades do vento para obter a produção total
anual de energia do aerogerador, onde a EAG é dada por:
Equação 8
(kWh)
- velocidade do vento (m/s)
- frequência de ocorrência (%)
- potência produzida
O fator de capacidade de um aerogerador é a relação entre a energia gerada e a
capacidade de produção, podendo ser calculado por qualquer período de tempo, expressa
como:
Equação 9
- fator de capacidade (adimensional ou %, se multiplicado por 100);
- energia anual gerada (kWh);
- potência nominal (kW).
3.7.1 Estimativa do potencial de energia produzida utilizando o WAsP.
O WAsP - Wind Atlas Analysis and Application Program é um modelo numérico
computacional, desenvolvido pelo RISØ National Laboratory, da Universidade Técnica da
Dinamarca. Permite estimar os valores de vento para uma dada região possibilitando, assim,
obter o mapeamento eólico de pequenas áreas, desde que sejam inseridos dados de topografia,
os comprimentos de rugosidade e dados de vento (velocidade e direção) medidos nas estações
anemométricos na área mapeada. A partir disso, o pacote reúne diversas sub-rotinas que
permitem não somente conhecer o vento na altura desejada para geração eólica como também
44
a potência gerada; a distribuição estatística de Weibull do vento e seus parâmetros de escala e
de forma, a rosa dos ventos, através, da extrapolação horizontal e vertical de dados de ventos
para um determinado ponto de referência (BOWEN e MORTESEN, 2004).
Neste trabalho o WAsP foi utilizado para a obtenção da distribuição de frequência dos
dados de velocidade e direção do vento, bem como, para obtenção de um ajuste de curva, com
seus respectivos parâmetros, através da aplicação da distribuição estatística de Weibull.
3.8
Intensidade de Turbulência
Uma característica muito importante dos ventos é a sua variabilidade, que ocorre tanto
no espaço quanto no tempo, utilizada para caracterizar a turbulência atmosférica (Custódio,
2009). A turbulência é provocada pelos obstáculos, pela orografia e pela rugosidade do terreno e
em seu entorno (Martínez, 2003). O estudo da turbulência na turbina eólica é importante evitando
dano causado pelo estresse na estrutura da turbina. Para calcular a intensidade de turbulência é
necessário que os dados sejam coletados com uma frequência da ordem de segundos e médios
de, no máximo, 10 minutos. Para se estimar um valor relativo à turbulência, define-se a
Intensidade de Turbulência, IT como:
Equação 10
Em que:
= intensidade de turbulência;
= velocidade média do vento;
= desvio padrão da velocidade do vento.
45
4
RESULTADOS E DISCUSSÕES
Neste capitulo será feita a análise do comportamento do vento nos quatros sítios
estudado, bem como possíveis mecanismos que influenciam o regime do vento. Além disso,
apresenta as principais característica em termos de variabilidade para de cada região usando
dados de velocidade e direção do vento. As analises estatísticas terão como parâmetros: a
média, máximos, mínimos, desvio padrão, coeficiente de variação, bem como, a distribuição
de frequência da velocidade do vento (direção e intensidade).
4.1
Litoral
4.1.1 Maragogi
Na Figura 14 são mostrados os resultados da análise estatística feita para todo o ano e
por quadrimestre. Em todos os casos é feita a divisão em três períodos (avaliação das
variações diárias e diurno/noturno). A velocidade média anual foi de 5,84m/s e o coeficiente
de variação de (CV) de 37%. A velocidade média anual nos períodos diurno e noturno foi de
5,79m/s e 5,89m/s respectivamente, o que mostra que nesta região não há grande variação na
intensidade do vento em comparação aos períodos diurno e noturno. Os coeficientes de
variação revelaram que a variabilidade durante o dia (da ordem de 37%) é quase igual àquela
que se verifica durante a noite (36%). Quando comparados os três quadrimestres do ano,
verifica-se que, o menor valor médio (4,7m/s) ocorreu no JFMA (período seco da região), o
maior em MJJA (6,4m/s) o qual é apenas um pouco maior do que o do SOND (6,3m/s). O
coeficiente de variação foi menor em SOND (25%) e maior em MJJA (39%). Em JFMA o
CV foi de 36%.
Quando comparados os períodos diurno e noturno, verifica-se que a diferença é muito
pequena tanto em termos de valores médios como em variabilidade. A diferença entre os
valores médios foi da ordem de 0,1m/s. No caso do CV a variação foi de 1% em JFMA, zero
em MJJA e 3% em SOND que destaca-se como quadrimestre que possui o menor CV com
relação aos dois anteriores.
46
Figura 14 - Análise descritiva do vento em Maragogi. No eixo da esquerda a velocidade do vento
(m/s) e no eixo da direita o coeficiente de variação (%). As colunas em azul representam
os valores médios para o dia inteiro, as colunas amarelas as médias calculadas do nascer
ao por do sol e as colunas cinza durante o período noturno. O marcador (quadrado
vermelho) representa o coeficiente de variação para cada período.
Fonte: (Autor, 2011)
A Tabela 8 mostra detalhadamente as velocidades médias horárias mensais para todos
os meses do ano. Está análise serviu para determinar que as amplitudes diárias são pequenas
variando de um mínimo 0,82m/s no mês de Novembro a um máximo de 2,85m/s em
Fevereiro. Vale ressaltar que as amplitudes tendem a serem inversamente proporcionais às
médias mensais. Resultados este encontrado de forma diferente ao estudo de Beruski et al.
(2009) onde os meses de máximas velocidades do vento resultam uma grande amplitude, e o
contrario para os mínimos, sendo essa variabilidade provavelmente decorrente das entradas
constantes de frentes frias.
Os ventos mais fortes ocorreram durante o mês de Julho com média de 7,41m/s e os
mais fracos em Abril (3,93m/s). Com exceção dos meses de setembro e outubro as menores
velocidades ocorreram entre zero e nove horas da manhã. Já as máximas, com exceção de
setembro e outubro, ocorreram entre 12 e 22h.
Analisando por quadrimestre verificamos que, de uma maneira geral, em JFMA e
MJJA os padrões são semelhantes e mais bem definidos com velocidades menores durante a
madrugada ou no início da manhã e maiores no final da tarde ou à noite. Em SOND os meses
de setembro e outubro são particulares conforme já mencionado anteriormente. O padrão de
novembro e dezembro é semelhante aos dos dois primeiros quadrimestres. Em JFMA o vento
47
variou, em amplitude média, entre 1,32 e 2,85, em MJJA entre 0,84 e 1,32 e em SOND entre,
0,82 e 2,15.
Tabela 8 -
Hora\Meses
00:00
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
Média Mensal
Amplitude
Valores médios da velocidade do vento em Maragogi em 2008. Nas colunas com fundo
colorido as médias para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Nas linhas inferiores,
as médias e amplitudes mensais. Na última coluna à direita a média anual para cada hora
do dia. Os tons em verde representam as maiores velocidades e vermelho as menores.
JAN
5,440
5,389
5,188
5,101
5,221
5,162
5,178
5,008
5,191
5,139
5,242
5,405
5,734
5,891
6,063
5,970
5,931
5,961
6,144
6,276
6,326
6,232
6,114
5,848
5,631
1,32
FEV
5,621
5,208
5,091
4,614
4,363
4,231
3,905
3,575
3,974
4,763
5,237
5,456
5,767
6,064
6,170
6,130
6,265
6,420
6,204
6,093
6,207
6,013
6,035
5,798
5,383
2,85
MAR
4,105
3,567
3,314
3,146
3,524
3,782
3,379
3,308
2,944
3,069
3,673
3,982
4,031
4,275
4,501
4,756
4,777
4,908
4,820
4,702
4,696
4,454
4,572
4,332
4,026
1,96
ABR
3,885
3,598
3,493
3,390
3,278
3,265
3,135
3,113
2,553
2,680
3,398
4,058
4,311
4,392
4,394
4,647
4,715
4,735
4,561
4,563
4,558
4,584
4,597
4,501
3,934
2,18
MAI
4,906
4,762
5,111
5,291
5,224
5,415
5,547
5,551
5,291
5,136
5,266
5,622
6,064
6,017
6,065
5,963
6,038
6,084
5,888
5,966
5,680
5,294
5,052
5,025
5,511
1,32
JUN
6,424
6,334
6,001
6,595
6,304
6,565
6,572
6,400
6,208
5,941
6,168
6,298
6,515
6,382
6,390
6,204
6,324
6,510
6,350
6,413
6,919
6,781
6,718
6,704
6,418
0,98
JUL
7,419
7,581
7,500
7,485
7,577
7,392
6,806
7,021
7,246
6,965
7,502
7,593
7,704
7,246
7,324
7,673
7,635
7,664
7,605
7,457
7,489
7,316
7,565
7,148
7,413
0,90
AGO
6,415
6,088
6,281
6,124
6,074
6,042
5,911
5,873
5,853
5,969
6,147
6,172
6,437
6,462
6,509
6,420
6,441
6,695
6,320
6,326
6,421
6,536
6,496
6,369
6,266
0,84
SET
6,455
6,446
6,445
6,386
6,360
6,621
6,797
6,765
6,817
6,562
6,349
6,130
5,940
6,038
6,028
6,028
6,171
6,155
6,393
6,494
6,567
6,689
6,542
6,582
6,407
0,88
OUT
7,009
6,798
6,735
6,876
6,888
6,838
6,980
7,371
7,073
6,783
6,649
6,429
6,282
6,418
6,145
6,053
6,036
6,306
6,396
6,618
6,776
6,737
6,777
6,961
6,664
1,33
NOV
6,684
6,535
6,278
6,139
6,053
6,042
6,017
6,238
6,076
6,306
6,457
6,447
6,555
6,597
6,615
6,595
6,601
6,512
6,279
6,468
6,620
6,723
6,833
6,830
6,437
0,82
DEZ
6,344
5,988
5,565
5,285
5,183
5,115
4,857
4,819
4,759
5,406
5,791
6,208
6,197
6,367
6,610
6,648
6,622
6,419
6,440
6,601
6,881
6,914
6,617
6,458
6,004
2,15
Média Hora
5,892
5,691
5,583
5,536
5,504
5,539
5,424
5,420
5,332
5,393
5,657
5,817
5,961
6,012
6,068
6,091
6,130
6,197
6,117
6,165
6,262
6,189
6,160
6,046
Os valores máximos para cada hora do dia em cada mês são mostrados na Tabela 9,
variando entre 8,44m/s (01h em Março) e 20,17m/s (03h em Julho). A maioria dos máximos
ocorreu entre zero e 10h sendo 5 durante a madrugada, cinco pela manhã e apenas dois à tarde
(fevereiro e dezembro). A diferença entre o maior e o menor valor de cada mês variou entre
3,73m/s em janeiro e 7,65m/s em outubro.
Dos três quadrimestres, MJJA foi onde ocorreram os eventos mais fortes variando
entre 17,15 e 20,17m/s, seguido de SOND (15,09 a 16,90m/s) e JFMA (15,09 a 16,90m/s). A
diferença entre MJJA e os outros quadrimestres é tão marcante que é possível distinguir
apenas pelas cores na Tabela 9. Neste quadrimestre o verde prevalece enquanto em JFMA a
cor predominante é o vermelho e SOND fica entre os dois.
48
Tabela 9 -
Valores máximos da velocidade do vento em Maragogi em 2008. Nas colunas com fundo
colorido as máximas para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Na linha inferior,
as máximas mensais.
HORA / MÊS
00:00
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
Máximos
JAN
14,08
10,76
10,96
11,81
13,63
13,17
11,81
11,11
12,62
10,86
10,61
12,22
11,41
10,55
10,40
10,35
10,71
11,31
12,22
12,27
11,91
12,27
11,06
12,97
14,08
FEV
12,22
10,71
11,46
11,61
10,25
10,81
13,42
11,26
10,76
11,31
12,87
13,02
13,37
13,37
13,83
14,18
14,13
15,29
13,93
12,92
12,97
12,32
11,76
11,06
15,29
MAR
12,97
8,44
8,44
12,57
12,57
12,37
10,45
8,69
10,96
9,60
11,26
9,45
9,20
10,66
9,95
9,70
9,75
9,55
10,55
8,74
10,86
11,41
12,87
12,01
12,97
ABR
15,89
10,00
13,93
10,40
11,26
11,16
10,10
9,35
11,01
9,30
12,72
13,63
12,67
11,56
10,86
11,21
11,31
13,32
14,28
10,35
10,25
9,09
9,95
12,77
15,89
MAI
16,44
16,80
17,20
17,20
13,32
15,84
17,60
15,94
16,04
16,65
18,51
15,64
15,64
15,24
16,70
17,30
15,09
14,28
17,05
14,48
12,77
14,58
13,27
14,83
18,51
JUN
13,63
15,09
14,48
16,39
14,03
15,14
16,95
15,94
14,88
17,15
16,29
14,13
15,39
15,44
13,12
14,38
14,88
15,14
14,63
13,02
15,79
15,24
12,67
14,58
17,15
JUL
16,80
16,04
16,09
20,17
18,56
17,00
19,16
15,24
18,01
15,14
15,24
16,85
17,85
13,93
15,44
16,39
19,52
14,83
18,31
17,05
15,14
16,44
16,44
15,44
20,17
AGO
13,52
16,04
15,44
15,14
18,06
14,73
14,28
15,29
17,30
14,53
14,33
13,47
13,98
13,78
13,37
12,82
13,88
13,68
12,37
11,91
15,24
15,03
16,55
16,34
18,06
SET
12,27
12,92
13,93
11,66
14,83
13,78
15,09
14,78
14,03
13,83
12,47
12,01
11,26
12,67
10,76
11,51
11,86
11,06
11,46
12,42
11,46
12,27
11,36
10,91
15,09
OUT
12,37
14,68
15,09
12,87
13,88
14,88
15,99
15,14
16,90
18,51
17,35
14,88
13,52
13,37
12,82
11,66
10,86
11,21
11,56
11,66
11,76
15,09
12,22
12,57
18,51
NOV
11,91
11,11
10,96
10,40
10,86
12,06
11,46
12,17
13,07
13,52
14,38
12,37
13,12
12,82
12,82
12,27
11,71
11,51
12,12
13,68
13,83
12,42
12,01
12,12
14,38
DEZ
12,67
11,46
10,76
10,96
10,81
11,01
10,00
9,55
11,36
14,03
13,83
15,19
16,34
15,94
16,90
15,59
16,04
16,55
15,44
14,53
15,74
15,94
14,08
13,63
16,90
Para melhor ilustrar os ciclos diários médios mensais da velocidade do vento, eles são
apresentados em forma de gráfico na Figura 15. O ciclo diário médio anual (linha preta
tracejada) possui características do vento onde, além da pequena amplitude, a velocidade
começa a aumentar às 8h (5,33m/s) e atinge o máximo por volta 20h (6,26m/s), sendo a
amplitude em torno de 1m/s. Em seguida a velocidade diminui até a manhã seguinte. Como
encontrada na literatura, que a velocidade do vento tende á aumentar durante o período diurno
e diminuir durante o período noturno, sob o efeito do balanço de radiação positivo e negativo
respectivamente. Vários pesquisadores verificaram este padrão. Por exemplo, DAS (1998), na
região Noroeste da Argentina; (Parker, 2004) na região central dos EUA; (Munhoz & Garcia,
2008) no Sudeste Brasileiro (Ituverava-SP); (SILVA et al., 2003) na Amazônia Oriental;
(Santos, 2008) em Alagoas na região metropolitana (área litorânea).
Percebe-se que entre às 00hs e 11hs a velocidade média apresenta bastante variada e
irregular de um mês para outro sem um padrão definido. Porém entre 12hs e 20hs é percebida
certa regularidade e é possível identificar um padrão com exceção de julho e outubro.
Abril registrou o valor mais baixo 2,55m/s (08h) seguido de Fevereiro com 3,57m/s
(7hs). A amplitude média nestes dois meses foi mais elevada 2,18m/s e 2,85m/s
49
respectivamente. O mês de Julho apresentou-se mais diferenciado com velocidades médias
acima dos demais e amplitude de apenas 0,90m/s.
Figura 15 - Ciclos diários médios mensais da velocidade vento em Maragogi.
Fonte: (Autor, 2011)
A Figura 16a mostra a distribuição da direção do vento anual para MG, onde se
verifica a predominância do vento na direção SE, com percentual de 19,8% (72,5 dias). Já a
segunda maior predominância compreende a direção SSE com 16,8% (61,5 dias), seguido
direção E com 15,3% (56 dias). Os três setores de maior predominância representam 51,9%,
dos casos (190 dias).
50
Figura 16 - Frequência anual da direção do vento (a), frequência quadrimestral em porcentagem da
direção do vento (b, c, d), em Maragogi, no ano de 2008. As frequências foram calculadas
para 16 setores de 22,5 graus. A tabela na parte inferior indica a frequência de ocorrência
em cada setor, bem como tempo relativo de persistência em horas (H) e dias (D).
Fonte: (Autor, 2011)
51
A Figura 16(b, c, d) apresenta uma distribuição quadrimestral da direção do vento em
porcentagens. Percebesse que em JFMA, o vento é predominante na direção ESE com
percentual de 23,9% (29 dias). Verifica-se que a segunda maior frequência esta bem próxima
da direção predominante E, com 22,5% (27,3 dias), seguido da direção ENE com 13,5% (16,3
dias). Os demais setores somados representam 40% da predominância (48,5 dias) distribuídos
em 13 direções (setores) restantes.
Em MJJA a predominância foi SE com 27,3% (33,6 dias), seguido ESE com 26,3%
(32,4 dias) e S com 11,6% (14,3 dias). Os demais setores detêm aproximadamente 34,7% dos
casos (42,7 dias).
No último quadrimestre (SOND) não houve uma única direção predominante. As
direções ENE e SE tiveram exatamente o mesmo percentual 21,5% (26,2 dias). A terceira
direção predominante foi E com 20,0% (24,4 dias). Percebe-se que neste quadrimestre a
existência de uma quarta direção relevante 17,6% (21,5 dias). Juntos as quatros direções de
maior predominância representam 80,6% (98,4 dias) e as demais 19,4% (23,6 dias).
52
4.1.2 Roteiro
Na Figura 17 são mostrados os valores estatísticos da velocidade do vento em RT. Os
cálculos foram feitos para todo o conjunto de dados e para cada um dos três quadrimestres.
Para todos os casos foram também separados em período diurno (dia) e noturno (noite). A
velocidade média (Vm) anual foi de 5,70m/s e o CV 33%. A velocidade média anual para o
período diurno alcançou 5,67m/s com CV de 33%. No período noturno foi um pouco maior
(5,73m/s e CV de 34%). SOND teve maior média de velocidade com 6,48m/s e o menor CV
(26%), seguido MJJA com 5,48m/s onde verificou-se o maior CV (37%). Analisando por
quadrimestre nos períodos diurno e noturno percebe-se uma diferença pequena em termos de
valores médios. Porém o CV de SOND foi mais baixo do que nos dois quadrimestres
anteriores (na ordem de 27% e 25%) para o período diurno e noturno respectivamente. A
separação da velocidade do vento em diurno e noturno, para os três quadrimestres, mostra
pequenas diferenças entre os períodos.
Figura 17 - Análise descritiva do vento em Roteiro. No eixo da esquerda a velocidade do vento (m/s)
e no eixo da direita o coeficiente de variação (%). As colunas em azul representam os
valores médios para o dia inteiro, as colunas amarelas as médias calculadas do nascer ao
por do sol e as colunas cinza durante o período noturno. O marcador (quadrado vermelho)
representa o coeficiente de variação para cada período.
Fonte: (Autor, 2011)
Mostra-se na Tabela 10 as velocidades médias horárias para todos os meses. Constatase que as amplitudes diárias são pequenas variando entre 0,55m/s em Setembro a 2,62m/s em
Abril. Os ventos mais fortes ocorreram no mês de Novembro com média de 7,39m/s e os mais
53
fracos em Abril (4,28m/s). Com exceção dos meses de Setembro, Outubro e Julho, as
menores velocidades ocorreram entre zero e nove horas da manhã. Já as máximas, com
exceção de Junho, Julho, Agosto e Setembro, ocorreram entre 12 e 22h.
Comparando os quadrimestres, verificamos que, de uma maneira geral, em JFMA e
MJJA os padrões são semelhantes e bem definidos. As velocidades são menores durante a
madrugada ou no início da manhã e maiores à tarde ou à noite, excluindo o mês de Junho,
Julho e Agosto que diverge entre esses horários, igualmente notados em SOND nos meses de
Setembro e Outubro. Os meses de novembro e dezembro os horários de maior velocidade e
menor velocidade apresenta bastante semelhante a do inicio do ano. Nota-se que a divergência
dos horários entre as estações de RT e MG apresentam-se no mesmo período, e observado a
F(c, d), das normais climatológicas, coincidem com período chuvoso e transição
chuvoso-seco, das regiões. Em JFMA o vento variou em sua amplitude média entre 1,90 e
2,62m/s, em MJJA entre 0,59 e 1,40m/s e em SOND entre, 0,55 e 2,58m/s.
Roteiro apresenta-se bastante similar a MG, com relação ao ciclo diário da intensidade
do vento. No entanto SOND apresenta-se maior intensidade dos ventos, comparado com
outros dois quadrimestres. Além de que as diferenças entre os ventos diurno e noturno são
pouco expressivas.
Tabela 10 - Valores médios da velocidade do vento em Roteiro em 2008. Nas colunas com fundo
colorido as médias para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Nas linhas inferiores,
as médias e amplitudes mensais. Na última coluna à direita a média anual para cada hora
do dia. Os tons em verde representam as maiores velocidades e em vermelho as menores.
Hora\Meses
00:00
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
Média Mensal
Amplitude
JAN
6,131
5,723
5,629
5,352
5,379
5,176
5,100
4,807
4,761
5,354
5,568
5,724
5,950
6,150
6,181
6,383
6,389
6,370
6,365
6,604
6,610
6,639
6,664
6,435
5,893
1,90
FEV
6,233
6,086
5,567
5,283
4,717
4,451
4,402
4,392
4,974
5,467
5,564
5,967
6,261
6,536
6,546
6,513
6,689
6,678
6,540
6,528
6,791
6,547
6,487
6,434
5,902
2,40
MAR
4,417
4,053
3,591
3,602
3,807
3,582
3,612
3,301
3,658
4,079
4,302
4,645
4,823
5,187
5,456
5,580
5,448
5,390
5,338
5,282
5,413
5,295
5,082
4,835
4,574
2,28
ABR
3,862
3,868
3,922
4,024
3,723
3,572
3,266
2,572
3,154
3,748
4,095
4,404
4,591
4,676
4,972
5,005
4,962
5,134
5,196
5,100
5,018
4,921
4,846
4,249
4,287
2,62
MAI
4,559
4,575
4,725
4,890
4,956
4,938
4,833
4,087
4,265
4,789
4,942
5,080
5,174
4,998
5,003
4,788
4,882
5,269
5,482
5,394
5,075
4,942
4,821
4,805
4,886
1,40
JUN
5,541
5,468
5,200
5,617
5,829
5,910
6,115
5,858
5,606
5,955
5,722
5,669
5,942
5,678
5,717
5,643
5,366
5,473
5,549
5,402
5,363
5,662
5,654
5,561
5,646
0,91
JUL
6,331
6,383
5,995
6,200
6,036
6,282
6,117
6,230
6,291
6,401
6,129
6,159
6,082
6,020
5,811
6,191
5,916
5,879
6,023
6,171
6,153
6,100
6,266
6,195
6,140
0,59
AGO
5,260
5,061
5,206
4,830
5,107
5,167
4,794
4,707
5,054
5,417
5,356
5,623
5,716
5,669
5,531
5,199
4,982
5,190
5,267
5,504
5,578
5,530
5,430
5,147
5,264
1,01
SET
5,692
5,756
5,435
5,482
5,738
5,721
5,665
5,670
5,980
5,960
5,807
5,603
5,437
5,434
5,500
5,545
5,430
5,443
5,552
5,862
5,820
5,874
5,643
5,751
5,658
0,55
OUT
6,384
6,148
6,198
6,136
6,050
5,979
6,025
6,110
6,136
6,232
6,267
6,421
6,183
6,225
6,313
6,001
5,879
6,175
6,273
6,330
6,581
6,644
6,522
6,678
6,245
0,80
NOV
7,484
7,285
7,030
6,619
6,094
6,064
5,845
5,957
6,859
7,302
7,568
7,561
7,778
7,929
8,141
8,083
7,979
7,935
8,038
8,205
8,158
8,062
7,858
7,658
7,396
2,36
DEZ
6,793
6,285
5,813
5,901
5,877
5,502
5,130
4,952
5,613
6,253
6,527
6,788
7,080
7,243
7,368
7,421
7,513
7,519
7,535
7,472
7,419
7,034
7,036
6,856
6,622
2,58
Média Hora
5,724
5,558
5,359
5,328
5,276
5,195
5,075
4,887
5,196
5,580
5,654
5,804
5,918
5,979
6,045
6,029
5,953
6,038
6,096
6,155
6,165
6,104
6,026
5,884
54
Os valores máximos de velocidade do vento variaram entre 8,29m/s (07h em Abril) e
19,11m/s (12h em Maio) conforme mostra a Tabela 11. A maioria dos máximos mensais
ocorreu de forma, bastante aleatória. A diferença entre o maior e o menor valor de cada mês
variou entre 8,29m/s em Abril (07hs) e 19,11m/s em Maio (12hs). Dos três quadrimestres,
MJJA foi onde houve os eventos mais fortes variando entre 16,64 e 19,11m/s, seguido de
JFMA (14,68 a 19,06m/s) e SOND (13,68 a 17,35m/s).
Tabela 11 - Valores máximos da velocidade do vento em Roteiro em 2008. Nas colunas com fundo
colorido as máximas para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Na linha inferior,
as máximas mensais.
HORA / MÊS
00:00
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
Máximos
JAN
13,83
12,22
12,22
11,56
11,36
12,32
11,51
12,37
11,86
12,52
11,91
11,86
12,17
12,72
13,27
13,93
14,13
14,68
14,23
14,33
14,03
13,42
14,63
13,78
14,68
FEV
12,57
11,91
11,71
11,91
9,65
10,20
11,06
10,10
12,12
11,71
13,88
11,97
13,32
12,77
12,97
14,73
14,58
15,29
14,33
15,89
19,06
14,13
14,43
13,47
19,06
MAR
10,86
15,13
10,81
15,08
12,87
11,16
12,57
13,27
11,66
12,57
10,25
11,91
10,10
12,37
12,12
11,91
12,12
12,77
11,51
11,41
11,26
13,02
11,86
11,76
15,13
ABR
13,47
11,86
12,17
14,78
10,41
9,10
9,65
8,29
8,44
11,91
10,71
11,21
9,95
11,01
11,81
10,81
13,07
10,56
10,31
10,96
11,46
14,43
13,12
8,49
14,78
MAI
13,42
13,27
15,19
14,48
13,78
13,42
16,04
13,63
13,78
17,35
15,24
15,59
19,11
13,22
12,12
13,07
14,38
13,02
14,38
14,38
12,07
14,18
12,92
15,03
19,11
JUN
15,24
14,33
13,12
14,38
15,44
13,52
14,63
14,93
16,85
15,99
14,03
14,08
14,93
11,76
12,82
11,26
11,41
12,92
11,11
14,43
11,51
13,12
12,57
12,72
16,85
JUL
15,39
16,64
15,08
15,08
13,42
15,29
14,78
16,19
15,74
15,64
14,38
16,04
14,23
14,48
12,97
14,03
14,53
14,88
14,93
14,53
14,03
15,24
14,53
15,24
16,64
AGO
16,64
13,73
14,48
12,57
15,69
12,87
12,62
14,63
11,81
11,86
12,27
12,52
13,83
12,72
14,33
12,02
14,63
14,48
12,92
13,32
13,52
12,07
12,37
13,88
16,64
SET
11,76
11,86
11,41
11,11
11,56
12,52
12,07
12,52
11,16
11,16
11,21
11,66
11,91
10,76
11,31
11,51
13,12
13,12
12,22
13,68
13,17
13,12
11,51
11,81
13,68
OUT
15,34
13,22
13,37
12,47
12,62
12,07
12,12
15,49
13,07
12,02
12,07
13,02
11,51
12,97
13,27
10,76
11,46
11,41
10,81
11,21
11,91
12,02
12,82
12,47
15,49
NOV
14,93
14,63
14,28
13,52
12,77
12,37
12,37
13,37
13,47
13,83
14,88
14,58
14,43
14,28
13,98
14,43
15,19
15,03
14,78
14,83
15,08
15,08
15,03
15,59
15,59
DEZ
14,03
13,83
11,97
11,31
12,02
12,47
12,47
12,37
15,19
15,34
13,73
13,27
14,68
15,74
15,54
15,99
17,35
16,54
16,74
17,30
17,25
15,34
14,98
14,33
17,35
Os ciclos diários médios mensais da velocidade do vento são apresentados na Figura
18. O ciclo diário médio anual (linha preta tracejada) é marcado por uma pequena amplitude
(1,27m/s). A velocidade começa a crescer por volta dás 7h (4,88m/s) e atinge o máximo por
volta 20h (6,16m/s), em seguida diminui até a manhã seguinte. Na maioria dos casos é
possível identificar um padrão e uma variação da intensidade de um mês para outro.
Os meses de Março e Abril tiveram os valores mais abaixo em relação a média anual,
com 3,30m/s (às 07h) e 2,57m/s (às 07h) respectivamente. Contudo, a amplitude média nestes
dois meses foi mais elevada (2,28m/s e 2,62m/s respectivamente). Dentre os meses Novembro
foi o que apresentou a maior velocidade média, com mínimo de 5,84 e máximo de 8,20m/s e
55
amplitude 2,36m/s. Observa-se que os meses Março a Setembro, com exceção de Julho, estão
abaixo da média anual de 5,70m/s.
Figura 18 - Ciclos diários médios mensais da velocidade vento em Roteiro.
Fonte: (Autor, 2011)
Na Figura 19a é mostrada a distribuição de frequência anual da direção do vento em
RT, onde a direção predominante é de ENE com 21,1% dos casos (77,1 dias). A segunda
direção predominante E detém 20,1% (73,7 dias), seguido ESE com 19% (69,6 dias). As três
direções de maior predominância representam 60,2%, dos casos (220,4 dias).
A distribuição quadrimestral de frequência da direção é apresentada na Figura 19(b, c,
d). Nela verificamos que a mudança sazonal da direção que é de E em JFMA, muda para SE
em MJJA e ENE em SOND. Em JFMA o setor de maior predominância foi E com 32% (38,7
dias). A segunda direção predominante foi ENE com 26,5% (32,1 dias) e a terceira ESE com
11,7% (14,1 dias). As demais direções somam 29,8% dos casos (36,1 dias). Em MJJA
predominaram os vento de SE com percentual 30,9% (38 dias). A segunda direção em termos
de predominância foi ESE com 25,3% (31,1 dias) e a terceira SSE com 14,6% (18 dias). A
soma dos casos de vento nas demais direções totalizam 29,2% (35,9 dias). Em SOND a
direção predominante foi ENE com 33,4% (40,7 dias), a segunda E com 20,4% (24,9 dias) e a
terceira ESE com 20% (24,9 dias). Para o restante da direção, prevalecem 26,2% (32 dias).
56
Figura 19 - Frequência anual da direção do vento (a), frequência quadrimestral em porcentagem da
direção do vento (b, c, d), em Roteiro, no ano de 2008. As frequências foram calculadas
para 16 setores de 22,5 graus. A tabela na parte inferior indica a frequência de ocorrência
em cada setor, bem como tempo relativo de persistência em horas (H) e dias (D).
Fonte: (Autor, 2011)
57
4.2
Agreste
4.2.1 Girau do Ponciano
A média anual da velocidade do vento em Girau de Ponciano foi de 7,65m/s e o CV de
31% (Figura 21). Os ventos noturnos (8,08m/s) foram maiores do que os diurnos (7,23m/s). O
fato do vento ser mais intenso no período noturno é característico de regiões mais afastadas do
litoral. Em estudo realizado por (Araújo Jonior, 2010) no município de Aratuba-CE com
aproximadamente 100km de distancia do litoral, os ventos noturnos foram superiores aos
ventos diurnos. De acordo com Vendramini (1986) o regime do vento é influenciado pela
situação geográfica local, da rugosidade da superfície, do relevo, da vegetação e da época do
ano, assim podemos relacionar tal afirmação à característica local apresentada em Girau do
Ponciano (vista na Figura 20). A influência do relevo local em Girau do Ponciano foi
apontado por Costa (2009). O local onde foi instalada a torre anemométrica tem altitude de
410m, sobre uma espécie de linha curva de altitude mais elevada. A Figura 20 apresenta um
perfil altimétrico do ponto onde localiza-se a torre anemométrica. Tendo em vista a
predominância do vento discutida no item anterior (entre SE e NE), fica evidente que, na
maior parte do tempo, o escoamento forçado pelo relevo no local. Bem como, percebe-se que
maior média da velocidade do vento se dá pela característica do relevo da região, uma vez que
Silva (2003) observou áreas com características montanhosas, como serras e elevadas
planícies, boas áreas de potencial eólico, onde, basicamente, os efeitos orográficos
(canalização) e fortes variações térmicas são favorável para intensificar os ventos, sendo essas
características semelhantes à região de Girau do Ponciano.
58
Figura 20 - Relevo e Perfil altimétrico. O mapa da esquerda mostra o relevo. O ponto vermelho
indica o local onde foi instalada a torre anemométrica. Na direita os perfis altimétricos
com corte transversal Norte-Sul (AA‟) e Oeste-Leste (BB‟).
Fonte: (Autor, 2011)
Na comparação entre os quadrimestres é visto que SOND apresenta o maior valor
médio para a velocidade do vento (6,78m/s), seguido por JFMA (7,25m/s) e por último MJJA
com 6,93m/s. Com relação aos ventos diurnos e noturnos verifica-se que em MJJA a
diferença não é perceptível. Porém, em JFMA e SOND a diferença é bem maior. Em JFMA, a
diferença entre noite e dia foi de 1,68m/s. O CV à noite foi de 30% e durante o dia de 38%.
Em SOND a diferença foi 0,90m/s com CV noturno de 24% e diurno 25%. Ou seja,
velocidades mais altas e constantes no período noturno.
Figura 21 - Análise descritiva do vento em Girau do Ponciano. No eixo da esquerda a velocidade do
vento (m/s) e no eixo da direita o coeficiente de variação (%). As colunas em azul
representam os valores médios para o dia inteiro, as colunas amarelas as médias
calculadas do nascer ao por do sol e as colunas cinza durante o período noturno. O
marcador (quadrado vermelho) representa o coeficiente de variação para cada período.
Fonte: (Autor, 2011)
59
Observa-se na Tabela 12 que as velocidades médias horárias para todos os meses do
ano variam entre 6,42m/s em Março a 9,87m/s em Dezembro. Destaca-se que as amplitudes
são bem maiores do que no Litoral. Em JFMA variou entre 4,58m/s em Abril e 4,88m/s em
Fevereiro. Já em MJJA a amplitude fica entre 2,03m/s em Julho e 3,14m/s em Maio. Em
SOND cresce de Setembro (2,31m/s) a Dezembro (5,45m/s). Os ventos mais fortes ocorreram
no mês de Novembro com média de 9,87m/s e os mais fracos em Maio (6,29m/s). As menores
velocidades ocorreram entre 04hs e 12hs, e as máximas, ocorreram entre 13 e 20h.
O período noturno teve ventos relativamente mais elevados em JFMA e SOND. Em
MJJA houve pouca diferença entre os períodos diurno e noturno. Nota-se que foram
registrados durante tudo o período estudado os maiores valores médios horários mensais,
variando de 6,2m/s a 9,8m/s, indicando que este local o mais favorável para geração de
energia eólica em relação às estações do litoral.
Tabela 12 - Valores médios da velocidade do vento em Girau do Ponciano em 2008. Nas colunas com
fundo colorido as médias para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Nas linhas
inferiores, as médias e amplitudes mensais. Na última coluna à direita a média anual para
cada hora do dia. Os tons em verde representam as maiores velocidades e em vermelho as
menores.
Hora\Meses
00:00
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
Média Mensal
Amplitude
JAN
9,101
8,599
8,070
7,421
7,241
7,031
6,775
6,486
6,972
7,034
6,747
6,707
6,812
7,107
7,934
8,661
9,910
10,684
11,258
11,093
10,633
10,254
9,918
9,434
8,412
4,77
FEV
8,584
8,156
7,718
7,029
6,696
6,533
6,523
5,939
6,348
6,947
6,645
6,061
5,889
5,814
6,356
7,254
8,719
10,109
10,690
10,309
9,942
9,679
9,547
9,247
7,781
4,88
MAR
6,941
6,235
5,843
5,519
5,328
4,978
4,746
4,616
4,387
4,646
4,860
5,032
5,239
5,479
6,044
6,812
7,666
8,789
9,169
8,986
8,849
8,323
8,153
7,461
6,421
4,78
ABR
7,331
6,871
6,597
6,316
5,779
5,381
5,274
4,606
4,345
4,735
4,970
4,791
4,850
5,096
5,310
6,286
7,088
7,953
8,634
8,925
8,860
8,362
8,199
7,771
6,430
4,58
MAI
5,938
5,573
5,435
5,299
5,343
5,470
5,068
4,444
4,678
4,985
5,881
6,557
6,923
7,003
6,950
7,242
7,394
7,510
7,568
7,535
7,586
7,291
6,911
6,433
6,292
3,14
JUN
6,748
6,440
6,348
6,118
6,316
6,235
6,338
6,030
5,964
6,502
7,066
7,373
7,613
8,034
8,004
7,952
7,726
7,368
7,477
7,758
7,440
7,195
7,167
7,063
7,011
2,07
JUL
6,838
6,869
6,619
6,360
6,302
6,509
6,453
6,206
6,280
6,911
7,064
7,795
7,860
7,939
8,231
8,147
8,129
7,778
8,137
7,991
7,936
7,784
7,574
7,230
7,289
2,03
AGO
7,128
6,733
6,658
6,626
6,546
6,469
6,214
5,663
6,195
6,325
6,488
6,717
7,005
7,291
7,576
7,977
8,332
8,101
8,149
8,243
8,126
7,973
7,559
7,417
7,146
2,67
SET
7,395
7,243
7,225
7,184
7,097
6,957
6,908
6,752
7,544
7,434
7,453
7,346
7,380
7,641
7,963
8,517
8,964
8,809
9,066
8,954
8,746
8,356
7,864
7,652
7,769
2,31
OUT
8,517
8,188
8,072
7,965
7,967
7,682
7,405
7,650
8,293
8,595
8,307
8,586
8,788
8,762
9,205
9,545
10,230
10,372
10,057
9,768
9,537
9,478
9,391
9,006
8,807
2,97
NOV
10,346
9,623
9,274
9,037
8,742
8,598
8,493
8,103
9,555
9,743
9,228
8,760
8,431
8,271
8,502
9,161
10,627
12,003
12,514
12,088
11,898
11,771
11,336
10,828
9,872
4,41
DEZ
9,639
9,173
8,772
8,405
8,343
7,957
7,591
6,754
7,426
7,757
7,362
6,838
6,339
6,350
6,711
7,473
8,885
11,320
11,794
11,340
10,933
10,711
10,543
9,963
8,682
5,45
Média Hora
7,876
7,475
7,219
6,940
6,808
6,650
6,482
6,104
6,499
6,801
6,839
6,880
6,927
7,066
7,399
7,919
8,639
9,233
9,543
9,416
9,207
8,931
8,680
8,292
Na Tabela 13 são mostrados os valores máximos para cada hora do dia em cada mês.
Os extremos de velocidade do vento variaram entre 8,56m/s (06h em Abril) e 21,33m/s (16h
em Dezembro). A maioria dos valores extremos ocorreram entre 12h e 21h sendo 9 durante a
tarde (12-17h), e 3 à noite (entre 18 e 21h). A diferença entre o maior e o menor valor
60
extremo de cada mês, destaca-se a amplitude de 4,07m/s em Outubro e 10,15m/s em
Fevereiro. Dos três quadrimestres, SOND foi onde ocorreram os ventos médios horários mais
fortes variando entre 11,23 e 21,33m/s, seguido de JFMA (8,56 a 20,37m/s) e MJJA (10,82 a
18,01m/s).
Tabela 13 - Valores extremos da velocidade do vento em Girau do Ponciano em 2008. Nas colunas
com fundo colorido as máximas para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Na
linha inferior, as máximas mensais.
HORA / MÊS
00:00
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
Máximos
JAN
17,460
14,990
14,790
12,880
14,940
12,630
12,580
15,650
16,500
18,160
17,960
16,000
18,160
18,810
18,060
17,910
17,210
17,910
16,800
16,800
19,010
18,960
17,960
17,100
19,010
FEV
13,990
13,790
12,230
12,630
11,580
11,480
13,030
10,220
13,030
12,730
13,790
14,040
13,690
14,840
15,300
19,770
19,920
20,370
16,450
16,500
17,660
16,250
15,950
15,850
20,370
MAR
12,680
11,280
11,430
10,420
16,450
13,490
14,190
13,240
13,190
12,480
13,030
12,580
12,730
12,980
17,710
16,700
14,690
14,990
15,600
14,790
14,490
14,440
14,190
14,190
17,710
ABR
12,680
11,680
10,170
10,720
9,520
8,710
8,560
9,220
10,370
10,620
11,130
10,870
11,430
12,530
11,580
17,760
13,190
12,630
12,480
12,830
14,340
13,140
12,730
11,530
17,760
MAI
12,680
13,840
14,890
14,390
16,200
12,630
11,580
12,130
13,490
13,190
13,590
16,500
16,900
15,090
15,700
14,790
15,650
15,040
14,090
14,040
12,330
14,090
14,490
12,130
16,900
JUN
11,280
11,480
13,240
13,690
12,780
11,430
13,640
12,680
14,040
13,790
15,900
15,800
16,650
16,600
15,090
14,590
14,790
12,530
13,940
14,040
14,840
10,820
11,830
11,280
16,650
JUL
14,040
13,890
12,080
12,880
12,880
15,250
12,680
13,990
15,700
14,140
15,250
17,260
16,300
18,010
15,500
13,690
13,690
13,590
13,140
13,690
14,140
15,300
15,550
14,140
18,010
AGO
12,130
11,230
11,730
12,130
13,740
12,880
11,280
14,040
13,690
13,080
14,390
15,500
17,050
15,150
14,890
15,150
16,900
14,390
13,290
11,480
12,180
12,780
12,680
12,580
17,050
SET
12,030
13,540
12,730
11,680
11,230
11,530
11,580
13,080
13,690
14,490
13,990
12,730
15,400
13,990
13,790
14,440
15,040
14,140
14,640
14,590
15,400
16,000
14,340
13,440
16,000
OUT
15,040
14,890
14,490
14,040
14,240
14,490
14,490
15,600
16,950
17,410
16,000
16,150
16,350
17,210
16,400
18,110
16,650
15,750
15,800
16,300
16,100
16,100
17,050
14,190
18,110
NOV
16,450
14,290
15,040
13,390
13,290
13,540
13,340
15,900
17,100
16,700
17,910
16,300
17,510
18,560
18,010
18,410
18,010
18,210
17,760
19,820
18,410
17,810
16,550
16,100
19,820
DEZ
17,760
14,540
14,640
13,290
12,730
12,330
12,030
12,180
13,540
16,900
14,090
15,090
16,150
16,800
15,300
18,310
21,330
17,310
16,050
16,000
15,750
16,250
18,060
18,460
21,330
A Figura 22 ilustra os ciclos diários médios mensais da velocidade do vento. O ciclo
diário médio anual (linha preta tracejada) possui amplitude pouco mais elevada que MG e RT,
mas também é diferente do padrão comum, pois os máximos diários são encontrados no
período noturno. A velocidade média anual começa a crescer por volta das 07hs (6,10m/s) e
atinge o máximo por volta 18hs (9,54m/s). Em seguida diminui até a manhã seguinte. Em
alguns meses como outubro, novembro e dezembro o ciclo é marcado por dois máximos e
dois mínimos.
No mês de Abril foi registrado o valor mais baixo (4,34m/s às 08hs). A amplitude
média neste mês foi de 4,58m/s. O mês de Novembro registou maior valor (12,51m/s às
18hs), e ainda foi o mês de maior média mensal com 9,87m/s e amplitude de 4,41m/s. Nota-se
ainda que os meses entre Março e Agosto, estão abaixo da média anual de 7,65m/s.
61
Figura 22 - Ciclos diários médios mensais da velocidade vento em Girau do Ponciano.
Fonte: (Autor, 2011)
A Figura 23a mostra a direção predominante anual E com 28% (102,4 dias). A
segunda direção predominante foi ENE com 23,5% (86 dias) e a terceira ESE com 20,2%
(73,9 dias). Juntas elas totalizam 71,7% da predominância do vento durante o ano, em torno
de 261 dias de atuação. O CV anual foi da ordem de 44%, ou seja, a variabilidade de direção é
menor do que comparadas com as estações do Litoral.
A Figura 23(b, c, d) apresenta a frequência da direção do vento por quadrimestre no ano de
2008 em Girau do Ponciano. Em JFMA as três direções de maior predominância
representaram 77,2% dos casos. A principal foi ENE com 32,1% (38,6 dias), seguido E com
31,9% (38,6 dias) e NE com 13,2% (16 dias). Em MJJA predominou a direção ESE com
34,2% (42,1 dias), e com SE como segunda direção predominante (25,8% /31,8 dias) e E
como terceira (18,2% /22,4 dias). As demais direções somam 21,7% (26,7 dias). Em SOND
predominaram os ventos na direção E com 33,9% (41,3 dias) tendo como segunda direção
predominante ENE com 33,1% (40,3 dias) e ESE como terceira (14,7% 18 dias). As outras
direções somam 18,3% (22,4 dias).
62
Figura 23 - Frequência anual da direção do vento (a), frequência quadrimestral em porcentagem da
direção do vento (b, c, d), em Girau do Ponciano, no ano de 2008. As frequências foram
calculadas para 16 setores de 22,5 graus. A tabela na parte inferior indica a frequência de
ocorrência em cada setor, bem como tempo relativo de persistência em horas (H) e dias
(D).
Fonte: (Autor, 2011)
63
4.3
Sertão
4.3.1 Água Branca
Com uma velocidade média anual de 7,26m/s e com CV de 33%, características AB
foi a segunda maior média em relação a todos os locais estudados Fonte:
(Autor,
2011).
A
velocidade média anual foi maior no período noturno (8,04m/s) do que no período diurno
(6,47m/s), onde a diferença de 1,57m/s foi superior à registrada em Girau do Ponciano
(0,85m/s). Se comparado com as demais regiões apresentou uma velocidade média bem
superior às estações do Litoral (5,70m/s em Roteiro e 5,84m/s em Maragogi). No entanto, a
média é inferior à de Girau do Ponciano (Agreste) com 7,65m/s. A menor velocidade média
por quadrimestre foi em JFMA com 6,23m/s. Já MJJA apresentou a maior média com
8,02m/s, ficando SOND com valor médio intermediário (7,52m/s). Confrontando os períodos
diurnos e noturno verifica-se que as maiores médias foram registradas durante o período
noturno para todos os quadrimestres, sendo que JFMA teve a maior diferença média entre dia
e noite (2,13m/s). A variabilidade foi sempre maior entre os períodos diurno e noturno, com
diferença entre os CVs da ordem de 5%.
Figura 24 - Análise descritiva do vento em Água Branca. No eixo da esquerda a velocidade do vento
(m/s) e no eixo da direita o coeficiente de variação (%). As colunas em azul representam
os valores médios para o dia inteiro, as colunas amarelas as médias calculadas do nascer
ao por do sol e as colunas cinza durante o período noturno. O marcador (quadrado
vermelho) representa o coeficiente de variação para cada período.
Fonte: (Autor, 2011)
64
A Tabela 14 exibe as velocidades médias horárias para todos os meses do ano. Em
JFMA o vento variou entre 5,64m/s e 7,19m/s, em MJJA entre 7,50m/s e 8,65m/s e em SOND
entre 6,53m/s e 8,47m/s. As amplitudes diárias variaram em JFMA entre 3,80 e 5,02m/s, em
MJJA entre 1,90 e 2,66m/s e em SOND entre 2,87 e 5,38m/s. Nota-se também que os valores
mais elevados estão mais concentrados no período noturno entre 19 e 21h e que os menores
estão concentrados a tarde (por volta do meio dia), havendo um deslocamento das linhas de
máximos e mínimos de aproximadamente 7 horas. Os ventos mais fortes ocorreram em MJJA
variando entre 7,50 e 8,65m/s e os mais fracos em JFMA variando 5,64 e 7,19m/s. É
importante atentar que o período noturno apresentou valores de intensidade de vento mais
elevados, bem como os menores valores se concentraram no período da tarde.
Tabela 14 - Valores médios da velocidade do vento em Água Branca em 2008. Nas colunas com
fundo colorido as médias para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Nas linhas
inferiores, as médias e amplitudes mensais. Na última coluna à direita a média anual para
cada hora do dia. Os tons em verde representam as maiores velocidades e em vermelho as
menores.
Hora\Meses
00:00
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
JAN
8,177
7,190
7,057
7,018
6,617
6,339
6,064
5,637
5,713
5,779
5,654
5,622
5,599
5,618
5,820
6,071
6,656
7,689
9,304
10,550
10,621
9,947
9,255
8,761
FEV
7,149
6,609
6,289
6,383
5,884
5,786
5,789
5,513
5,568
5,473
5,392
5,304
5,220
5,355
5,366
4,996
5,290
5,553
6,672
8,205
8,551
8,794
8,403
7,810
MAR
6,814
6,184
5,904
5,364
5,230
5,074
4,887
4,362
4,063
4,175
4,201
3,995
4,077
4,447
4,697
5,405
5,887
6,329
7,075
7,880
8,532
8,431
8,029
7,437
ABR
6,910
6,394
5,730
5,443
5,161
5,035
5,115
4,461
4,389
4,401
4,268
4,202
4,215
4,372
4,403
4,538
4,758
5,607
6,892
7,711
8,171
8,031
7,575
7,649
MAI
8,051
7,611
7,314
7,254
7,089
7,289
7,336
7,188
7,139
6,939
6,901
6,892
6,659
6,447
6,517
6,674
6,939
7,694
8,798
8,932
8,967
8,795
8,366
8,250
JUN
8,142
8,128
8,253
8,137
8,132
8,059
8,000
8,281
8,106
7,909
7,653
7,616
7,483
7,167
7,331
7,381
7,545
8,027
8,510
9,113
8,874
8,708
8,761
8,335
JUL
8,995
8,925
8,539
8,154
8,347
8,726
8,608
8,559
8,731
8,596
8,444
7,993
7,900
7,923
7,772
8,140
8,394
8,570
9,251
9,442
9,510
9,669
9,333
9,188
AGO
8,095
8,173
8,254
7,769
7,800
7,950
7,684
7,306
7,266
7,056
7,056
6,836
6,914
6,960
7,063
7,260
7,561
8,095
8,807
9,352
9,495
9,152
8,632
8,166
SET
8,470
8,242
7,946
7,626
7,831
7,759
7,837
7,798
7,182
7,135
7,175
7,052
7,039
6,989
7,110
7,469
7,795
8,501
9,206
9,857
9,801
9,251
8,721
8,785
OUT
8,414
8,328
8,124
8,008
7,891
7,693
7,879
7,331
7,467
7,618
7,591
7,677
7,562
7,620
7,987
8,270
8,774
9,395
10,122
10,903
10,438
9,987
9,329
8,920
NOV
6,821
6,468
6,611
6,547
6,766
6,904
6,473
6,188
5,941
5,793
5,771
5,761
5,722
5,760
5,585
5,649
6,235
7,219
9,018
10,960
10,670
9,830
8,753
7,705
DEZ
6,895
6,193
6,066
6,182
6,268
6,255
5,801
5,421
5,288
5,319
5,071
4,991
5,036
5,150
5,262
5,459
5,794
6,239
7,488
9,724
10,240
9,816
8,967
7,884
Média Mensal
7,198
6,306
5,770
5,643
7,502
8,069
8,655
7,863
8,024
8,472
7,048
6,534
Amplitude
5,02
3,80
4,54
3,97
2,52
1,95
1,90
2,66
2,87
3,57
5,38
5,25
Média Hora
7,744
7,370
7,174
6,990
6,918
6,906
6,789
6,504
6,404
6,349
6,265
6,162
6,119
6,151
6,243
6,443
6,802
7,410
8,429
9,386
9,489
9,201
8,677
8,241
Os valores máximos para cada hora do dia em cada mês são mostrados na Tabela 15.
Os extremos de velocidade do vento variaram entre 9,71m/s (11h em Abril) e 21,34m/s (11h
em Maio). A maioria dos valores extremos ocorreram durante o período diurno com quatro na
primeira metade da noite e seis durante a madrugada. Os dois casos diurnos ocorreram pela
manhã (7h e 11h). A diferença entre o maior e o menor valor extremo de cada mês variou
entre 3,98m/s em Outubro e 9,57m/s em Março. Dos três quadrimestres, MJJA foi onde
65
ocorreram os eventos mais fortes (18,72 e 21,34m/s), seguido de SOND (18,32 a 19,43m/s) e
JFMA (15,75 a 20,94m/s).
Tabela 15 - Valores extremos da velocidade do vento em Água Branca em 2008. Nas colunas com
fundo colorido as máximas para cada hora do dia em cada um dos 12 meses. Na linha
inferior, as máximas mensais.
HORA / MÊS JAN
00:00
17,910
01:00
18,320
02:00
16,810
03:00
13,940
04:00
13,530
05:00
13,130
06:00
13,730
07:00
12,930
08:00
12,630
09:00
13,530
10:00
13,380
11:00
12,880
12:00
13,180
13:00
13,780
14:00
14,240
15:00
14,390
16:00
14,390
17:00
16,550
18:00
17,410
19:00
19,170
20:00
17,760
21:00
17,310
22:00
17,160
23:00
17,510
Máximos
19,170
FEV
14,940
13,430
13,380
19,070
15,650
11,720
12,220
12,120
12,320
12,070
13,030
12,630
16,760
14,140
13,990
13,530
13,430
14,490
15,300
16,960
17,210
16,550
15,040
15,650
19,070
MAR
20,940
12,830
12,830
12,580
11,970
13,430
13,680
12,880
13,130
15,190
14,240
11,720
11,370
12,020
14,940
19,580
14,790
18,620
15,950
15,250
15,800
16,250
14,690
15,300
20,940
ABR
12,580
13,940
12,430
11,920
14,140
12,270
12,070
11,470
11,320
10,760
10,760
9,710
10,410
11,470
11,670
11,620
12,020
15,650
13,330
15,750
15,140
14,590
15,040
15,700
15,750
MAI
17,710
17,260
16,810
16,300
15,600
17,760
17,360
16,710
16,860
17,110
16,150
21,340
21,040
17,110
15,750
14,090
16,250
18,770
17,860
17,410
16,910
15,500
15,800
15,400
21,340
JUN
16,400
17,160
18,570
16,150
17,710
19,680
18,820
17,060
16,150
16,350
17,210
18,670
17,310
16,150
15,750
15,040
14,190
17,660
15,500
15,500
14,840
15,650
14,840
15,190
19,680
JUL
19,270
20,480
18,470
16,610
17,510
19,320
17,860
17,810
19,680
18,220
16,910
19,070
15,350
16,710
17,010
16,300
19,930
18,770
19,070
16,350
18,420
17,760
19,070
19,370
20,480
AGO
14,990
15,900
15,090
16,610
15,650
14,990
17,560
18,720
18,020
15,550
14,640
14,640
16,960
15,190
14,940
17,460
16,550
17,210
16,150
16,810
17,060
15,950
17,660
15,040
18,720
SET
15,500
18,520
14,840
15,900
16,710
15,750
17,160
16,810
15,650
15,040
14,640
14,290
14,140
14,640
13,730
15,140
14,590
16,400
17,910
17,860
17,110
16,400
17,010
17,110
18,520
OUT
16,350
16,100
16,550
16,100
18,270
15,450
16,810
16,660
16,200
16,710
16,450
15,700
17,260
16,500
17,560
16,660
17,210
18,170
19,430
18,870
18,970
18,820
18,270
16,660
19,430
NOV
18,320
16,050
14,940
15,650
16,050
15,140
14,840
15,350
15,140
14,940
14,790
15,950
14,890
15,350
15,900
15,090
13,840
14,990
17,010
17,610
17,260
17,060
17,310
16,860
18,320
DEZ
14,990
14,740
13,430
14,240
14,990
14,840
14,190
14,440
15,850
13,890
13,280
13,890
13,180
14,490
14,940
16,960
15,040
15,190
16,550
17,410
18,520
17,760
17,110
16,450
18,520
A Figura 25 ilustra os ciclos diários médios mensais da velocidade do vento. Dos
quatro locais estudados este foi aquele onde os ciclos mensais estão mais bem definidos. No
ciclo diário médio anual (linha preta tracejada) a velocidade começa a crescer por volta de
12h (6,11m/s) e atinge o máximo por volta 20h (9,48m/s), em seguida, diminui até atingir o
mínimo ao meio dia seguinte.
O mês de março registrou o valor mais baixo 3,99m/s (às 11h). A amplitude média
neste mês foi 4,54m/s. Apesar do maior valor horário (10,96m/s às 19hs) ter ocorrido no mês
de Novembro, foi o mês de Julho que obteve maior média mensal (8,65m/s) bem como a
menor amplitude mensal (1,90m/s). Percebe-se ainda que os meses entre Janeiro a Abril,
inclusive os meses Novembro e Dezembro, estão abaixo da média anual de 7,25m/s.
66
Figura 25 - Ciclos diários médios mensais da velocidade vento em Água Branca.
Fonte: (Autor, 2011)
A Figura 26a apresenta a distribuição de frequência anual da direção do vento.
Observa-se que a direção predominante é SE com porcentagem de 41,6%. A segunda maior
predominância foi ESE com 29,6% e a terceira SSE (11,5%). Somando as três direções de
maior predominância chegamos a 82,7% ou cerca de 302,7 dias.
A Figura 26(b, c, d) exibe a distribuição da direção por quadrimestre para AB. Em
JFMA as direções com maior predominância foram ESE com 33,3% (40,3 dias), SE com
31,7% (38,3 dias) e SSE com 8,6% (10,4 dias). A predominância nas demais direções foi de
26,4% (31,9 dias). Em MJJA a direção predominante SE com 53,6% (66 dias), segunda SSE
com 19,5% (24 dias) e a terceira ESE com 18,5% (22,8 dias). Nas demais direções à
predominância foram de 8,3% (10 dias). Em SOND a direção predominante foi SE com
39,4% (48,1 dias). A segunda direção predominante foi ESE (37,1% ou 45,2 dias) e a terceira
E com 6,8% (8,4 dias). As demais direções totalizaram 16,7 % (20,3 dias).
67
Figura 26 - Frequência anual da direção do vento (a), frequência quadrimestral em porcentagem da
direção do vento (b, c, d), em Água Branca, no ano de 2008. As frequências foram
calculadas para 16 setores de 22,5 graus. A tabela na parte inferior indica a frequência de
ocorrência em cada setor, bem como tempo relativo de persistência em horas (H) e dias
(D).
Fonte: (Autor, 2011)
68
4.4
Comportamento da velocidade e da direção do vento nos quatro locais em estudo
ao longo de 2008
4.4.1 Ciclo anual
4.4.1.1 Velocidade do vento
Os ciclos anuais da velocidade do vento, a partir das médias mensais, são apresentados
na Figura 27. Em todos os locais os referidos ciclos apresentaram um máximo e um mínimo
secundário. Girau do Ponciano e Roteiro exibiram uma boa correlação com 0,91. O máximo,
em ambos os locais, ocorreu em novembro 9,87m/s em GP e 7,39m/s em RT. O mínimo
ocorreu em Abril em RT (4,28m/s) e em maio em GP (6,29m/s). O máximo secundário foi
registrado em julho em ambos os locais e o mínimo em agosto. AB e MG tiveram um padrão
similar com correlação entre si de 0,89, com valores máximos em Julho (8,65m/s e 7,41m/s),
mínimos em Abril (5,64 e 3,93) respectivamente. Nas duas localidades ocorreu um máximo
secundário em Agosto e mínimo secundário em Outubro.
Segundo Costa (2009) em estudo realizado na mesma região, constatou uma
semelhança entre AB e MG em termos de padrão anual entre Dezembro de 2007 a Agosto de
2008, enquanto que, entre Setembro de 2008 e Novembro de 2008 não se fez perceber tal
semelhança, numa análise feita com dados coletados na altura de 30 metros. Entretanto,
comportamento do vento medido a 50 metros, apresentou uma homogeneidade, para todo
ciclo, tendo como explicação o aumento da altura do instrumento que reduz assim o efeito de
rugosidade em relação ao solo, deixando o vento mais intenso e constante. Uma outra
explicação seria devido à penetração dos Alísios, através do vale do rio São Francisco, bem
como, pelo relevo local, como descrito pelo autor mencionado.
Para Ferreira e Mello (2005), os meses de Fevereiro e Março, devido a maior
proximidade da Zona de Convergência Intertropical – ZCIT do hemisfério Sul, mais
precisamente de 2 a 5°S, a intensidade dos vetos tende a diminuir. Nos demais meses, o
retorno da ZCIT para o hemisfério Norte, provoca maiores gradientes de pressão,
contribuindo para intensificação dos ventos, tendo os meses de Agosto e Setembro com maior
intensidade e constância. Utilizando da argumentação proposta pelos autores acima observa
na Figura 27 tem-se as menores velocidade médias mensais está entre os meses de Fevereiro a
Abril, justamente quando a ZCIT está mais próxima do Nordeste Brasileiro, podendo ser
69
observado pelo deslocamento da ZCIT, conforme Anexo I, variação sazonal da ZCIT em
2008.
As médias e os coeficientes de variação nos quatro locais são mostrados na Tabela 16.
Nela verificamos que os ventos são mais fracos em RT (5,70m/s) e mais fortes em GP
(7,65m/s). Girau do Ponciano apresentou ventos mais constantes, causado pela menor
variabilidade (31%). Água Branca e Roteiro tiveram o mesmo valor médio (33%) e MG
apresentando o maior valor (37%).
Tabela 16 - Resultado da comparação dos valores estatísticos dos sítios em estudo.
Média
D.P.
C.V.
Máx.
Mín.
Água
Branca
7,262932
2,39741
33%
16,16
0,291
Girau do
Ponciano
5,708109 7,657719
1,91197 2,367797
33%
31%
14,58
16,69
0,073
0,616
Roteiro
Maragogi
5,844191
2,135327
37%
15,66
0,185
Figura 27 - Médias mensais da velocidade do vento em Maragogi (MG), Roteiro (RT), Girau do
Ponciano (GP) e Água Branca (AB).
Fonte: (Autor, 2011)
4.4.1.2 Direção do vento
O ciclo anual da direção do vento, construído a partir das médias mensais é mostrado
na Figura 28. Nota-se a diferença nos padrões entre os demais locais em estudo e AB, neste
70
sítio a direção varia menos ao longo do ano, ficando sempre muito próxima da ESE. Nos
demais o padrão é idêntico, sendo que, AB se destaca um pouco dos outros tendendo mais ao
Sul. Nestes três locais, GP, RT e MG, percebe-se uma nítida mudança entre os meses de Abril
e Maio, certamente, provocada pelo complexo relevo apresentado na região variando em até
780 metros. Para OKE (1987) os contornos topográficos produzem perturbações que
influenciam a circulação local, bloqueando, desviando e/ou canalizando. Para NIMER (1989)
a posição e a intensidade do centro de alta pressão atmosférica modificam-se sazonalmente,
alterando consequentemente também o padrão de ventos. Onde a direção do vento deflete
Nordeste e Leste durante a primavera e o verão e Sudeste durante o outono e o inverno. Costa
(2009) teceu considerações a respeito da influência da canalização do vale do Rio São
Francisco.
A média anual da direção foi de 118° (ESE) em MG, 95°(E) em RT, 90°(E) em GP e
126° (ESE) em AB.
Figura 28 - Médias mensais da direção do vento nas áreas em estudo. Maragogi (MG), Roteiro (RT),
Girau do Ponciano (GP) e Água Branca (AB).
Fonte: (Autor, 2011)
4.4.2 Ciclos diários médios anuais
4.4.2.1 Velocidade do vento
A Figura 29 ilustra o ciclo diário da velocidade do vento em todos os sítios em estudo.
Um fato importante é que Girau do Ponciano e AB estão localizadas em áreas mais elevadas,
71
com relevo mais acidentado, notando-se um padrão similar entre os locais, com seus máximos
no início da noite (18h e 20h respectivamente). O mínimo em AB 12h e ocorrendo bem mais
cedo em Girau do Ponciano (07h). Pode-se justificar essa ocorrência pela influencia da brisa
vale-montanha (catabática), conforme estudos realizados por MOLION & BERNARDO
(2002) e SANTOS (2008), embora divergentes nos horários, são concordes com a atuação das
brisas terrestres no litoral. O estudo das brisas não foi o foco deste trabalho. Em MG e RT, os
ciclos são praticamente idênticos marcados por uma menor amplitude diária. Em MG, o
mínimo foi de 5,33m/s as 08h e em RT ele foi de 4,88m/s as 07h. O máximo foi de 6,26m/s às
20h em MG e de 6,16m/s às 20h em RT.
Figura 29 - Ciclos diários médios anuais da velocidade do vento nos locais de estudo, Maragogi
(MG), Roteiro (RT), Girau do Ponciano (GP) e Água Branca (AB). Elaborado a partir dos
dados medidos no ano de 2008.
Fonte: (Autor, 2011)
4.4.2.2 Direção do vento
Apresenta-se na Figura 30 ciclo diário da direção do vento nos quatros sítios em
estudo. Percebe-se uma nítida diferença entre os locais litorâneos e os do interior (Agreste e
Sertão). Em RT e MG, os ciclos são semelhantes, no entanto, a mudança mais acentuada no
início da manhã ocorre primeiro em RT (7h) depois em MG (8h). Segundo (Costa G. B.,
2009), nestes locais há maior atuação das brisas. Girau do Ponciano apresentou uma direção
72
mais constante, onde, em média, predominou E, evidenciando que a região é influenciada
pelos Alísios com forte componente de Leste sobrepondo os sistemas locais (Ferreira, 2007).
Água Branca mostrou particularidades na variação do ciclo diário, com predominância de SE.
A variabilidade percebida entre 7h e 11h na Figura 30 pode ser explicada por Costa (2009),
que atribui como causa o relevo da região para regiões do interior e o encontro entre os alísios
e a brisa terrestre pode ser o principal motivo para que o Litoral do Estado apresente os
menores valores de velocidade e maior variabilidade de direção comparada com as estações
anemométrica do Agreste e o Sertão.
Figura 30 - Ciclo diário médio anual da direção do vento em Maragogi (MG), Roteiro (RT), Girau do
Ponciano (GP) e Água Branca (AB).
Fonte: (Autor, 2011)
4.4.3 Distribuição de frequência
4.4.3.1 Velocidade do vento
A Tabela 17 mostra a distribuição de frequência da velocidade do vento anual, em
classes de 1m/s. Em GP e AB maior ocorrência foi entre 5-6m/s, enquanto que, em MG e RT
foi de 7-8m/s. Os ventos abaixo de 1m/s assim como acima de 10m/s foram pouco frequentes
em todos os locais.
73
Tabela 17 - Distribuição de frequência da velocidade dos ventos – Anual.
Intervalo
Frequência Relativa (%)
Girau do
Água
Classe Maragogi Roteiro
Ponciano Branca
0-1
0,48%
0,42%
0,04%
0,06%
1-2
3,41%
2,76%
0,56%
0,99%
2-3
5,92%
5,39%
1,88%
2,99%
3-4
9,00%
9,45%
4,11%
5,57%
4-5
15,46% 16,00%
6,82%
8,73%
5-6
19,45% 22,65% 10,36%
11,94%
6-7
17,93% 19,62% 14,61%
14,80%
7-8
13,02% 12,30% 17,74%
16,07%
8-9
8,12%
6,94%
16,54%
14,49%
9-10
4,14%
3,00%
11,64%
11,29%
10-11
1,94%
1,04%
7,08%
7,22%
11-12
0,77%
0,32%
4,72%
3,77%
12-13
0,26%
0,09%
2,58%
1,49%
13-14
0,06%
0,01%
1,02%
0,47%
14-15
0,03%
0,00%
0,23%
0,10%
15-16
0,01%
0,00%
0,05%
0,01%
16-17
0,00%
0,00%
0,01%
0,00%
A Figura 31 apresenta gráficos com os histogramas das frequências de distribuição da
velocidade do vento, adquiridos através da Tabela 1. Em MG há uma ocorrência de 64% dos
ventos entre 5m/s e 11m/s, onde a menor percentagem é 1,94% na classe compreendida entre
10-11m/s. Registra-se, ainda 1,13% de ocorrência entre 11m/s e 16m/s, e nenhuma ocorrência
de ventos acima de 16m/s. Para RT verifica-se a frequência de 65% entre 5 e 11m/s e 0,43%
entre 11 e 14m/s, e nenhuma ocorrência acima de 14m/s. Girau do Ponciano com frequência
de 61% entre 7m/s e 14m/s, 0,29% entre 14 e 15m/s, e nenhuma acima de 17m/s. Por ultimo,
em AB 54% dos ventos estão entre 7 e 13m/s, 0,58% entre 13 e 16m/s, não registrando
ocorrência acima de 16m/s.
74
Figura 31 - Histograma da distribuição de velocidade do vento anual, A) Maragogi, B) Roteiro, C)
Girau do Ponciano, D) Água Branca.
A)
B)
C)
D)
Fonte: (Autor, 2011)
4.4.3.2 Direção do vento
A Tabela 18 exibe distribuição de frequência da direção do vento, anual. Percebe-se
que AB tem a maior predominância de ocorrência na direção SE com 42%. Em GP é de E
com 28% e RT e MG predominou ENE com 21% e SE com 20%, respectivamente.
75
Tabela 18 - Distribuição de frequência anual da direção do vento.
Direção
Regiões de Estudo
Pontos
Girau do
Graus
Maragogi Roteiro
Água Branca
Cardeais
Ponciano
2%
3%
1%
1%
0°
N
22,5°
NNE
1%
3%
2%
2%
45°
NE
4%
6%
9%
1%
12%
21%
23%
3%
67,5°
ENE
90°
E
15%
20%
28%
6%
17%
19%
20%
30%
112,5°
ESE
135°
SE
20%
14%
11%
42%
13%
6%
4%
11%
157,5°
SSE
180°
S
5%
2%
1%
2%
202,5°
SSO
2%
1%
0%
1%
2%
1%
0%
0%
225°
SO
247,5°
OSO
2%
1%
0%
0%
2%
1%
0%
0%
270°
O
292,5°
ONO
1%
1%
0%
0%
1%
1%
0%
0%
315°
NO
337,5°
NNO
2%
1%
0%
1%
A Figura 32 apresenta em forma de gráfico a distribuição de frequência da direção do
vento, com base na tabela 2. Os locais de maior variabilidade são MG, RT e GP. De uma
maneira geral, verifica-se um padrão distinto para cada região geográfica (Litoral, Agreste e
Sertão). AB foi o local que apresentou a menor variabilidade, visto no gráfico com a maior
concentração das ocorrências entre os dois setores, ESE (30%) e SE (42%). Assim, quanto
mais alinhadas forem as ocorrências em torno de uma direção, menor será sua variabilidade.
76
Figura 32 - Histograma da distribuição de velocidade do vento anual, A) Maragogi, B) Roteiro, C)
Girau do Ponciano, D) Água Branca.
A)
B)
D)
C)
Fonte: (Autor, 2011)
4.5
Avaliação do Potencial Eólico das Localidades Estudadas
Neste seção será apresentado o estudo do potencial eólico em MG, RT, GP e AB,
realizado a partir de uma rede qualificada de quatros torres anemométricas. As torres foram
instaladas em uma área de baixa rugosidade e devidamente afastadas de obstáculos.
Os resultados são apresentados em forma de figuras e tabelas aos valores de densidade
de potência. Os valores médios anuais e por quadrimestres das principais características
significativas no estudo do potencial eólico de uma região. Tais como: Velocidade média;
Parâmetro de forma de Weibull, k ; Parâmetro de escala de Weibull, c (m/s); Potência média
(kW); Energia produzida (MWh); Fator de Capacidade, FC.
4.5.1 Densidade de Potência – DP
A Tabela 19 mostra os dois valores de densidade de potencia por unidade de área para
velocidades de vento das localidades, calculadas com auxilio da WAsP. A massa especifica
do ar utilizada foi de 1,225 kg/m³. De acordo com MANWELL, MCGOWAN e ROGERS
77
(2009), utilizando médias anuais da velocidade do vento, fez a seguinte classificação valores
menores que 100 W/m² são considerados fracos, valores em entorno de 400 W/m² são bons, e
considerados ótimos quando a potência é acima de 700 W/m². Os valores anuais de DP
variam entre 153W/m² em MG e 355W/m² em GP.
Tabela 19 - Densidade de Potência anual do vento calculada com massa especifica do ar de
1,225kg/m³, com auxilio dos Softwares WAsP.
DP (W/m²) WAsP
Maragogi
173
Roteiro
153
Girau do Ponciano
355
Água Branca
312
Através dos valores propostos por Manwell, McGowan, & Rogers (2009), obtêm-se a
conclusão que, nenhum local apresenta densidade de potência inferior a 100 W/m². Portanto
apesar da diferença entre os valores obtidos pelo litoral e no interior, destacou-se GP e AB
como bons locais, pois apresentou média DP próximo de 400W/m².
Na Tabela 20 são mostradas os valores de DP por quadrimestre. Nota-se que os
menores valores de DP, ocorreram em JFMA, com exceção de GP que foi em MJJA. Já as
máximas foram em SOND em GP e RT, e em MJJA em AB e MG. A menor DP verificou-se
em MG (92W/m² em JFMA) e a maior em GP (491W/m² em SOND).
Tabela 20 - Densidade de Potência do vento por quadrimestre em W/m², calculada com massa
especifica do ar de 1,225kg/m³, com auxilio dos Softwares WAsP.
JFMA MJJA SOND
Maragogi
92
237
189
Roteiro
115
142
202
Girau do Ponciano 325
250
491
Água Branca
217
375
342
4.5.2 Intensidade de Turbulência
As velocidades mais baixas apresentam grandes valores de turbulência e em aumento
significativo influência no dano total causado à estrutura. A redução da IT na turbina eólica
possibilita uma diminuição dos custos estruturais de seu projeto, como componentes e a
fundação, que são geralmente projetados para suportar os esforços máximos atuantes em suas
estruturas (Lemos, 2005). A intensidade de turbulência (IT), para altura de 50 metros, é
78
apresentada na Tabela 21, calculada para valores médios por quadrimestre e anuais. Podemos
notar que os locais onde são encontrados os maiores valores de I T são: AB, com 0,145,
seguidos por RT 0,134 e MG com 0,127. Girau do Ponciano tem suas médias anuais abaixo
de 0,093, aparecendo com os menores valores de IT. Na comparação por quadrimestre, MG e
GP tiveram IT máximo em JFMA, RT em MJJA e AB em SOND. Já os mínimos ocorreram
em MJJA em MG e AB e em SOND em RT e GP.
Tabela 21 - Intensidade de turbulência por quadrimestre e anual.
Locais
JFMA MJJA SOND Anual
Maragogi
0,141 0,117 0,122 0,127
Roteiro
0,132 0,141 0,130 0,134
Girau do Ponciano 0,096 0,093 0,089 0,093
Água Branca
0,149 0,130 0,154 0,145
A Tabela 22 e Figura 33 mostram IT para regiões em função da velocidade do vento
em três intensidades diferentes (5, 10 e 15m/s), no período de 12 meses. De forma geral,
foram encontrados os menores valores de I T a 5m/s em MG e RT com IT em torno de 0,12,
seguidos de GP (0,140) e AB (0,165). A 10m/s, AB e RT aparecem com maiores valores (em
torno de 0,127). Os outros dois locais tiveram IT bem menores: MG com 0,09 e GP 0,07. A
15m/s aparece com menores valores GP com 0,07, MG com 0,09, seguidos por AB com 0,10
e RT com 0,14. Pode-se notar que IT diminui com o aumento da velocidade, conforme
ilustrado na Figura 33. É importante ressaltar que, nos quatros locais, aparece um valor baixo
de IT para a velocidade de 1m/s. Isto ocorre por conta da pouca ocorrência de ventos desta
magnitude.
Tabela 22 - Intensidade de turbulência em função da velocidade do vento (5, 10 e 15m/s), a 50
metros de altura em relação ao solo.
Altura [m] IT – 5m/s IT – 10m/s IT – 15m/s
Maragogi
50
0,127
0,091
0,098
Roteiro
50
0,126
0,126
0,149
Girau do Ponciano
50
0,140
0,075
0,071
Água Branca
50
0,165
0,128
0,103
79
Figura 33 - Intensidade de turbulência em função da velocidade do vento em Roteiro, Maragogi,
Girau do Ponciano e Água Branca.
Fonte: (Autor, 2011)
Para IEC 61400-1 3a edição, são definidos quatro categorias de turbulência, com base
na sua intensidade a uma velocidade do vento de 15m/s, conforme Figura 33. A norma da
Comissão Internacional Eletrotécnica – IEC trata dos requisitos de segurança de sistemas de
geração por turbinas eólicas (Lemos, 2005). Na Tabela 23 são mostradas as quatros categorias
de IT utilizadas como padrão seguindo a norma IEC.
Com base nesta tabela, GP, MG e AB ficam inseridos na categoria „C‟ e RT na
categoria „A‟. Os valores de intensidade de turbulência variam inversamente em função da
velocidade média do vento conforme IEC 61400.
Tabela 23 - Categorias intensidade de turbulência definidas pela IEC 61400-1 3ª Edição.
Média IT
Categoria
a 15m/s
S
> 0,16
A
0,14 – 0,16
B
0,12 – 0,14
C
0 – 0,12
80
4.5.3 Fator de Forma de Weibull
A tabela 20 apresenta juntamente os valores de fator de forma (k) e de escala (A), para
todas as localidades. Com relação à k destaca-se GP com valor anual de 3,52, seguido de AB
com 3,45. Para MG e RT os valores de k, foram 3,00 e 3,29 respectivamente. Silva (2003)
comparou valores médios para k, onde foram encontrados k=3,36 para região NE do Brasil,
caracterizando um comportamento constante do vento nesta região do Brasil. A analise por
quadrimestre mostra que, com exceção de RT, o fator k foi maior em MJJA. Foi menor em
JFMA em GP e AB, em MJJA em RT e em SOND em MG. Os maiores valores de A
ocorreram em MJJA com exceção de RT (SOND). Os menores valores verificaram-se em
MJJA em MG e AB e em SOND em RT e GP. Quanto maior for o fator de forma, mais
concentrado é o gráfico da distribuição de frequência, menor a oscilação da velocidade, menor
é a intensidade de turbulência. Confirmando por GP que apresentou maior k e menor valor de
IT (Tabela 21), porém MG com menor k anual não apresentou a maior IT, ficando com AB a
maior IT (0,145) e k=3,45, possivelmente influenciando pelo relevo bastante acidentado, uma
vez que sua altitude encontra-se a 740m em relação ao nível do mar.
Tabela 24 - Valores de fator de forma (k) e escala (A) - Quadrimestre e Anual.
JFMA
MJJA
SOND
ANUAL
Local
k
A
k
A
k
A
k
A
Maragogi
3,23 5,4 4,02 7,3 3,59 7,0 3,00 6,6
Roteiro
3,27 5,8 3,19 6,2 3,59 7,1 3,29 6,4
Girau do Ponciano 3,08 8,1 4,47 7,7 3,84 9,5 3,52 8,5
Água Branca
3,15 6,9 4,08 8,7 3,57 8,4 3,45 8,1
4.5.4 Calculo de energia produzida
A produção de energia é fator econômico mais importante, no que diz respeito parques
eólicos, uma vez que esta depende do comportamento do vento e, o mesmo apresenta
variações sazonais ao longo do ano que pode inviabilizar o investimento. A partir do
conhecimento da determinação do vento e da curva de potência do aerogerador pode-se
estimar a produção de energia de um determinado local.·.
Neste capitulo apresenta-se a avaliação do potencial eólico das quatros regiões em
estudo, utilizando o software WAsP levando-se em consideração o relevo e rugosidade de
81
cada local em estudo. São apresentados os valores de velocidade média, fatores de forma e
escala, da distribuição Weibull, densidade de potência, energia anual gerada, fator de
capacidade, bem com, as duas maiores direções predominante do vento em produção de
energia.
São ainda apresentados mapas de potencial eólico em torno da estação anemométrica
para cada região. Sendo apresentado com dimensão de 20 x 20 km, tendo a estação de
medição localizada no centro. As rodadas foram calculados para uma área de 100km² (10
x10km) em torno da estação anemométrica, visto que é a distancia máxima recomendada a
partir da estação referência, WASP 2011.
Os mapas topográficos utilizados neste trabalho, são utilizados modelo digital de
elevação (MDE), com 3 segundos de arco (aproximadamente 90 metros de resolução
espacial), é distribuído gratuitamente pelo governo norte-americano obtidos do download dos
arquivos (http://www2.jpl.nasa.gov/srtm/) após coleta das imagens deve ser carregadas no
ArcGIS para geração de isolinha de relevo e lidas pelo WAsP. Para estimar os cálculos eólicos
foram utilizadas as características do aerogerador como descrito na metodologia.
Na Tabela 25 são mostrados os valores estimados calculados para o ano de 2008 a 50
metros de altura. Água Branca e Girau do Ponciano tiveram os maiores valores de EAG com
7,97 e 8,44GWh e com um fator de capacidade (FC) acima de 50%. Nota-se que apesar de
Girau do Ponciano ter os maiores valores médios de velocidade e DP, AB apresentou-se com
melhor EAG, isto ocorreu porque devido ao posicionamento do aerogerador, visto também
pelo FC, que é uma forma de avaliar o quanto se está se aproveitando da potência instalada no
local. Ele depende fortemente do perfil do vento no local onde o aerogerador é instalado, uma
vez que este afeta a EAG, como percebido. Roteiro obteve os menores valores de EAG
(3,86GWh) e FC (26,71%) e MG teve EAG de 5,10GWh e FC de 35,28%. Nos projetos
realizados pelo PROINFA o FC foi superior 30% para maioria dos parques eólicos. MOLLY
(2004) determinou que no NNE do Brasil, em especial nos Estado do Ceará e Rio Grande do
Norte, valor de FC maiores que 40%. Para MARTINEZ (2003), considera aceitáveis valores
de FC acima de 25%, e bom, quando acima de 30%, o que indica que mesmo em RT é viável
aproveitamento energético do vento. Água Branca e Girau do Ponciano se destaca com
valores superiores a 50%. Os mapas energia anual para quatros regiões em estudo, estimados
a partir da extrapolação dos valores fornecidos como referencia, levando em consideração as
características topográficas da região podem ser vistas para Maragogi na Figura 34; Roteiro
na Figura 35; Girau do Ponciano na Figura 36; Agua Branca na
Fonte: (Autor, 2011).
82
Figura 34 - Energia Anual Gerada em Maragogi utilizando o WAsP.
Fonte: (Autor, 2011)
Figura 35 - Energia Anual Gerada em Roteiro utilizando o WAsP.
Fonte: (Autor, 2011)
83
Figura 36 - Energia Anual Gerada em Girau do Ponciano utilizando o WAsP.
Fonte: (Autor, 2011)
Figura 37 - Energia Anual Gerada em Água Branca utilizando o WAsP.
Fonte: (Autor, 2011)
84
Tabela 25 - Potencial e Energia Anual estimada para gerador VESTAS V82 (1,65MW), 50 metros.
V médio
(m/s)
Maragogi
6,82
Roteiro
6,16
Girau do Ponciano
8,64
Água Branca
8,97
Locais
k
A (m/s) P (W/m²) EAG (GWh)
2,79
3,19
3,36
3,07
7,7
6,9
9,6
10,0
285
194
523
613
5,10
3,86
7,97
8,44
FC
35,28%
26,71%
55,14%
58,39%
Deve-se ressaltar que um gerador não é capaz de produzir energia todo o tempo, esta
limitação decorrer de vários fatores que vão desde indisponibilidade e variações da velocidade
do vento, e os valores apresentados são calculados para todas as direções do vento de cada
local.
A Tabela 26 apresenta os valores estimados da distribuição da função Weibull e dos
valores da velocidade média, densidade de potência e EAG, calculados exclusivamente nas
duas direções predominantes para cada local. É percebido que a diferença entre a principal
direção predominante e a segunda maior, é 22,5°, e que em todos os locais a maior quantidade
de energia produzida verificou-se no setor de maior predominância, bem como, a diferença
entre a energia produzida em entre dois setores foi muito pequena uma vez que a frequência
também apresentou-se próximas.
Tabela 26 - Valores estimados de energia anual gerado para cada local para os dois setores de maior
predominância (1° e 2°).
Locais
Direção
SE
ESE
E
Roteiro
ESE
E
Girau do Ponciano
ENE
SE
Água Branca
ESE
Maragogi
Frequência V médio
k A (m/s) P (W/m²) EAG (GWh) FC
%
(m/s)
9,0%
19,2
7,89 3,37 8,8
399
1,30
17,4
6,93 3,03 7,8
285
0,90
6,2%
5,5%
21,5
6,23 4,16 6,9
181
0,80
20,1
6,29 3,84 7,0
191
0,78
5,4%
17,9%
28,5
9,35 3,65 10,4
640
2,59
22,1
9,39 3,49 10,4
662
2,01
13,9%
39,4
9,77 3,75 10,8
723
3,82
26,4%
22,3%
34,3
9,61 3,52 3,52
705
3,22
Uma visão detalhada dos fatores ligados à produção de energia é dada através de
gráficos confeccionados utilizando o WAsP. Os locais são classificados em função de EAG
Maragogi Figura 38; Roteiro Fonte: (Autor, 2011); Girau do Ponciano Figura 40; Agua Branca
Figura 41.
85
Figura 38 - Distribuição estatística do vento anual em Maragogi utilizando o WAsP.
Fonte: (Autor, 2011)
Figura 39 - Distribuição estatística do vento anual em Roteiro utilizando o WAsP.
Fonte: (Autor, 2011)
86
Figura 40 - Distribuição estatística do vento anual em Girau do Ponciano utilizando o WAsP.
Fonte: (Autor, 2011)
Figura 41 - Distribuição estatística do vento anual em Água Branca utilizando o WAsP.
Fonte: (Autor, 2011)
87
5
CONCLUSÕES
De acordo com os resultados obtidos neste trabalho e as discussões a ele dedicadas,
conclui-se que:
As maiores velocidades médias foram detectadas em Girau do Ponciano e Água
Branca com vento médio anual superior a 7m/s, enquanto as menores foram Maragogi
e Roteiro com valores abaixo de 6m/s.
Em geral, a direção do vento apresentou pouca variabilidade, já que em todas as
regiões analisadas foi predominantemente de Sudeste e Leste-Nordeste.
A intensidade de turbulência classificou todas as regiões na categoria „C‟, com
exceção de Roteiro que foi inserida na categoria „A‟.
A densidade de potência do vento mostrou-se bastante semelhante nas estações do
litoral (Maragogi e Roteiro), de maneira análoga ao interior do estado (Girau do
Ponciano e Água Branca) que apresentaram valores superiores (quase o dobro) em
relação ao litoral.
Os parâmetros de forma k anuais, aprestados em todos os locais foram superiores a
3,00 o que mostra uma boa regularidade dos ventos, destacando-se Girau do Ponciano
e Água Branca com 3,52 e 3,45, respectivamente.
A estimativa da Energia Anual Gerada no interior foi maior que no litoral, já que
Girau do Ponciano e Água Branca apresentaram 7,97GWh e 8,55 GWh,
respectivamente, enquanto em Maragogi foi de 3,86GWh e Roteiro 5,10GWh.
O Fator de capacidade estimado pelo aerogerador de maneira similar a Energia Anual
Gerada foi maior no interior, com valores acima de 55%, enquanto no litoral foi de
26% em Maragogi e 35% em Roteiro.
88
As maiores velocidades médias foram em Girau do Ponciano e Água Branca (interior)
com 8,64 m/s e 8,97 m/s, repectivamente. Roteiro e Maragogi foram superiores a
6m/s. Tecnicamente médias anuais a partir de 6m/s constituem condições favoráveis
para a operação de usinas eólicas.
A potência local estimada pelo aerogerador foi de 613W/m² em Água Branca e
523W/m² em Girau do Ponciano, representando assim bons locais para a instalação de
geradores eólicos, enquanto Roteiro e Maragogi com valores superiores a 100W/m²
caracterizam-se como aceitáveis para tais fins.
89
Direitos Autorais
Todo o conteúdo deste trabalho, composto de textos e imagens está protegido pela Lei de
direitos autorais.
Portanto, a publicação, distribuição, reprodução, cópia, ou qualquer outra forma de utilização
desse conteúdo, que extrapole a consulta individualizada e particularizada dos documentos,
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configuram violação aos direitos deste, na forma da Lei nº 9.610, de 19/02/1998 - Lei de
Direitos Autorais.
O desrespeito aos direitos autorais sujeitará o infrator às sanções previstas na lei.
90
5.1
Sugestões para trabalhos futuros
Analisar extrapolação do WAsP para outros níveis verticais (50, 75 e 100m).
Realizar comparações entre as estações para os diferentes níveis de medição e
extrapolação vertical do WAsP.
Utilizar dados do INMET em 10m no WAsP e correlacionar com as estações
anemométricas.
Averiguar aspectos logísticos para instalação de parques eólicos nas áreas com bom
potencial (infraestrutura, rodovias, topografia, número de aerogeradores, etc).
Fazer um estudo sinótico da região para o período analisado.
91
6
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ANEXOS
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Variação sazonal da ZCIT (2008)
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