PEA 5002- ENERGIA EÓLICA
FUNDAMENTOS E VIABILIDADE TÉCNICO-ECONÔMICA
Aula 3 –
Seleção do local e Medição do ventoImplementação de
um projeto eólico
- Etapas
-Início do estudo Escolha do local Medir o vento no local Estudar os dados de vento
Escolher aerogeradores
Definir a capacidade da planta eólica Definir o lay-out dos aerogeradores
Estimar a energia gerada pela planta Definir a conexão com a rede Determinar os investimentos
Estudo de viabilidade técnico e econômica Implantar a central eólica
Fase 1 - Seleção do local
Primeira etapa : Trabalho de escritório
• Levantamento do potencial eólio-elétrico: potencial de vento e potência a ser instalada
• Conexões elétricas: distância até a subestação mais próxima • Restrições ambientais
• Informações geográficas: acesso ao sítio e proximidades de áreas residenciais • Condições de telecomunicação
• Topografia e rugosidade - Efeitos locais do vento
Os melhores sítios devem ser selecionados após se enquadrarem no itens
acima. Para a próxima etapa que é o trabalho em campo, deve ser ter entre
LEVANTAMENTO DO POTENCIAL EÓLICO
Primeira ferramenta: Atlas ou Mapas do Potencial Eólico Brasileiro e regionais
Velocidade média no Brasil a 50 metros do solo.
Ex. de alguns Estados que possuem mapas eólicos:
•Mapa do potencial eólico do Paraná realizado pela COPEL, 1999. •Mapa do Estado do Paraná realizado pela COPEL, 2007
•Atlas do potencial eólico do Estado da Bahia, realizado pela COELBA, 2002. •Estado do Ceará, Atlas do potencial eólico realizado pela SEINFRA, Secretaria de infra-estrutura, 2001
•Atlas Eólico do Rio Grande do Sul, realizado pela SEMC – Secretaria de Energia, Minas e Comunicação, 2002
•Atlas do potencial eólico do Espírito Santo - ESCELSA,2002.
•Atlas do potencial eólico do Estado do Rio de Janeiro – SEIMPE, 2003 •Atlas do potencial eólico do Rio Grande do Norte – COSERN, 2003 •Atlas do potencial eólico do Estado de São Paulo ( em elaboração)
Outras ferramentas para identificação preliminar do potencial eólico:
- Software de simulação numérica
–
Independente da existência
ou não de estudos anteriores no local nas áreas de interesse,
recomenda-se
o uso de software de simulação numérica de
vento para avaliar o potencial eólico da área
,
identificando –se
assim, em conjunto com as condicionantes ambientais e de
infra-estrutura , os melhores locais para aproveitamento e
inspeção em campo.
- Recursos que podem usados:
-
modelos digitais do terreno ( relevo e rugosidade)
- dados de vento de superfície ( torres de medição)
- dados atmosféricos em base global ( NCAR / NCEP)
Uso de Modelos Atmosféricos e ferramentas
computacionais associadas
Modelos globais (macroescala): Reanalysis Project – NCAR/USA
Modelos regionais (mesoescala): HIRLAM, KAMM, ETA, MM5, MesoMap
Modelos locais (microescala): WAsP, MS-Micro, WindMap, WindPRO,
WindFarm, Ventos
Estimativa do potencial eólico
Uso de dados de torres meteorológicos existentes
:
Ex:
De aeroportos, do Ministério da Aeronáutica,
Embrapa, dentre outros.
No entanto, estes dados devem ser analisados com
muito critério, pois usualmente estas medições são
realizadas a baixa altura, sendo bastante afetadas por
características locais ( topografia, rugosidade, relevo).
Além disso estes anemômetros não são em geral
calibrados.
DEFINIÇÃO DA POTÊNCIA
Cada sítio possui fatores específicos que podem limitar a
potência do projeto.
Fatores que influenciam o tamanho do projeto em certo sítio:
•Relevo complexo
•Restrição de acesso à áreas de interesse
•Uso atual da terra
•Questões ambientais (rotas migratórias de pássaros,
unidades de conservação)
CONEXÕES ELÉTRICAS Aspectos importantes:
-O empreendedor é técnica e financeiramente responsável pela conexão da usina até uma subestação adequada.
-Distância entre a usina e o ponto de conexão na escolha do sítio
-Os estudos de conexão devem considerar a potencia do parque definindo assim a capacidade da subestação
Para uma primeira orientação sobre os possíveis pontos de conexão mais próximos da usina, podem ser consultados:
• Os mapas do sistema elétrico da Eletrobrás e das concessionárias de energia. • Traçados de linhas de transmissão atualizados são encontrados na página do ONS ( Operador Nacional do Sistema).
O Atlas Eólico Brasileiro e os mapas eólicos estaduais possuem o traçado da linhas de transmissão sobreposto aos mapas de vento.
CONEXÕES ELÉTRICAS
Sistema de transmissão no Brasil (ONS) Potencia (MW) Tensão mímima (kV)
2,5 13,8
15 34,5
67 69
120 138
Exigência de tensão mínima para uma certa potência
RESTRIÇÕES AMBIENTAIS
Pesquisa preliminar sobre o impacto no meio ambiente de cada sítio.
Aspectos importantes:
-Fauna e flora poder ser protegidos por lei
-Devem ser analisadas as áreas protegidas que se encontram nas proximidades do sítio
-A interligação elétrica com a subestação não pode ser realizada sem licença ambiental
Informações geográficas
Mapas cartográficos existentes Google earth
NASA World Wind
Mapas temáticos – IBGE
Identificar condições de acesso e proximidade com área residenciais
Comunicação remota
Operadoras de telefonia celular possuem: - Mapas com a distribuição das torres de telecomunicação
- Necessário avaliar a intensidade do sinal no próprio local
RESUMO DA PESQUISA EM ESCRITÓRIO
Como resultado da pesquisa em escritório, o
empreendedor dispõe das informações suficientes para
escolher os sítios a serem inspecionados em trabalho de
campo. Estas informações referem-se aos seguintes
aspectos:
•Potencial eólico-elétrico dos sítios
•Distância até a subestação mais próxima
•Restrições ambientais
•Condições de telecomunicação
•Acesso ao sítio
Segunda etapa
:
Pesquisa em campo
Visita ao local
Conversa com os potenciais intervenientes
Ao final dessa fase serão definidos os sítios onde serão instaladas as torres de medição.
Fatores que devem ser levados em consideração no trabalho de campo:
•estado do terreno
•a época do ano ( período de chuvas dificultam o trabalho) •as estradas de acesso ao sítio
•tipo de veículo adequado
Ao localizar os sítios, devem ser feitos:
- Contato com os proprietários dos terrenos do projeto,
- Contato com os proprietários das áreas próximas, onde as condições de vento e acesso possam ser semelhantes.
Observação dos Sítios
Existem várias ferramentas para definir o melhor lugar de instalação da torre de medição. Para isso é necessário ter algum conhecimento das condições do
terreno ( relevo e rugosidade) e obstáculos os quais interferem nos ventos.
Considerando os efeitos de vento e a representatividade do local em relação as
condições médias da área da usina, define-se o ponto de instalação das torres de
medição. Para isto é preciso:
•Analisar as direções predominantes dos ventos •Características do terreno
•Marcar o ligar escolhido com o uso de GPS
•Fotografar o entorno do local, indicando as características do terreno e obstáculos, e suas direções de ocorrências)
•Verificação e confirmação do sinal de telefonia móvel
•Verificação visual da presença de linhas de transmissão/distribuição
•Verificação da presença de subestações próximas ao sitio ou da comunidade local
EFEITOS LOCAIS DE VENTO
rugosidade
Aceleração orográfica
ACESSO Á AREA
Aspectos importantes:
-Documentar o acesso que liga a rodovia mais próxima até o sítio -Existem requisitos necessários de cruzamentos e curvas para o
transporte de uma turbina
-É preciso considerar as inclinações de subidas e descidas
-Deve ser levar em consideração que as condições de conservação e as condições de tráfego dessas vias de acesso, principalmente as do tipo vicinais, podem variar sazonalmente.
Estas condições podem aumentar bastante os custos de um projeto e
devem ser criteriosamente evitadas.
CONDIÇÕES DO SOLO
Aspectos importantes:
•O sítio propriamente dito deve ter áreas relativamente planas ou pouco onduladas (instalação da torre,
tráfego de veículos, montagem do rotor no solo)
•Necessário pesquisas geotécnicas. Sondagem: Terreno com rochas ou pântanos ( a execução destes
estudos podem ser um investimento sem retorno)
INDICADORES BIOLÓGICOS DA VELOCIDADE MÉDIA DO VENTO
Classificação dos efeitos causados pelo vento na vegetação;
Classificação em ordem crescente de velocidade do vento;
Escala varia de 0 a VII;
Índice de deformação de Griggs-Putnam
Ìndice de Grigss- Putnam
Índice I II III IV V VI VII
Veloc m/s 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 10
CONSULTA DE CONEXÃO ELÉTRICA
Deve ser feita uma consulta preliminar de acesso junto á Concessionária local.
Para isso a Concessionária necessitará de algumas informações a respeito do projeto:
• principalmente sobre a capacidade do projeto • as coordenadas do sítio.
Outros projetos eólio-elétricos na área podem ser levados em consideração, podendo baixar os custos de conexão da energia até uma subestação
adequada.
A Concessionária deve ser capaz de informar sobre a capacidade da subestação conectora.
IMPACTOs ACÚSTICO E VISUAL
O órgão ambiental solicita do empreendedor estudos mais específicos comprovando que as turbinas escolhidas atenderão o critério de conforto acústico, principalmente se a usina estiver perto de áreas habitadas.
A Resolução CONAMA N.1 dispõe sobre critérios e padrões de emissão de ruídos das atividades industriais.
A norma vigente na Resolução é a NBR 10.151 – Avaliação do Ruído em Áreas habitadas visando o conforto da comunidade, da ABNT.
Níveis típicos de pressão sonora ponderado de uma turbina a uma distância de 40m são de 50 a 60 dB(A) ( “A” significa que foi aplicado um fator de correção
devido à sensibilidade do ouvido humano). Segundo a norma NBR 10152/1987 isto corresponde a um nível sonoro num ambiente de escritório.
Para um parque completo, dependendo do posicionamento das turbinas e a uma distancia de 350m, os valores típicos são de 35 a 45 dB (A), que corresponde a um nível sonoro numa biblioteca.
EMISSÃO DE RUÍDO
ORIGEM:
Mecânica
•
caixa de engrenagem
• acionadores de controle
guinada
• nacele, gerador elétrico
• ventiladores
ORIGEM:
Aerodinâmica
•
interação do vento nas pás
Turbinas que utilizam caixa de engrenagens
apresentam ruído na faixa de 90 a 100dB no alto da nacele. À uma distância
de 200-300m, este ruído é reduzido para uma faixa de 45 a 50dB que pode ser comparado ao ruído
encontrado em um escritório
IMPACTO VISUAL
Alguns orgãos ambientais também solicitam do empreendedor
estudos de
impacto visual de sombra causada pela rotação das pás
“Shadow Flicker
”. A intermitencia da sombra depende, além do
horário do dia, da latitude, do relevo do terreno e da estação do ano.
Atualmente existem vários softwares comerciais para cálculo do ruído
e Shadow flicker.
A norma internacional ISO 9613-1/2 “Acoustics – Attenuation of soung
during propagation outdoors
”apresenta um método geral de cálculo
INTERFERENCIA ELETROMAGNÉTICA
Um parque eólico pode influenciar sistemas de telecomunicação nos seguintes aspectos:
1.A torre pode bloquear, refletir ou quebrar ondas eletromagnéticas que são usadas em
telecomunicação
2.As pás com núcleo
metálico podem funcionar como antena e assim
perturbar a receptividade de aparelhos de televisão
3.Os geradores elétricos das turbinas podem
produzir interferencias eletromagnéticas
INTERFERENCIA ELETROMAGNÉTICA
Formas de atenuar o problema.
•Ampliação ( atualização) do sistema para melhorar o sinal
•Mudança na configuração das turbinas
•Mudança na torre de transmissão
Não existe atualmente uma lei que proíba a instalação
de uma Usina por estas razões.
TRÁFEGO AÉREO
Quando o sítio eólico em estudo localiza-se próximo a um aeródromo é
necessario um solicitação estudo técnico e posterior de autorização junto às
autoridades do CINDACTA / Ministério da Aeronáutica. Outras normas também devem ser observadas que dependem da grandeza do aeroporto e do estudo onde se localiza. As principais se encontram nos seguintes documentos:
•Portaria n. 1141/GM5 que dispõe sobre zonas de proteção e aprova o plano básico de
zona de proteção de aeródromos, o plano básico de zoneamento de ruído, o plano básico de zona de proteção de helipontos e o plano de proteção de auxílios à
navegação aérea e informa outras providências.
•IAC 2328-0790 que regula as instruções para concessão e autorização de construção,
homologação, registro, operação, manutenção e exploração de aeródromos civis e aeroportos brasileiros.
•ICAO – International Civil Aviation Organization, Annex 14 to the Convention on
International Civil Aviation Aerodromos.
As jurisdições do espaço aéreo sobre os Estados foram divididas em sete regiões sob controle do COMAR – Comandos Aéreos Regionais.
IMPACTOS AMBIENTAIS
Alguns fatores merecem atenção nos desenvolvimentos de estudos ambientais:
•Presença de nascentes de rios no terreno •Impactos visual e acústico
•Influencia no ecossistema local
•Impacto visual sob a fauna de animais voadores •Estudo da presença de sítios arqueológicos
IMPACTO SOBRE A FAUNA
Estimativa anual de mortes de pássaros nos países baixos
Obs: Planta = 1 GW
Alemanha
• Entre 1989 e 1990: 32 pássaros mortos por turbinas eólicas
• Somente em 1989: 287 vítimas por impacto
com torres de antenas
Estimativa anual de mortes de pássaros
33,2 22,1 44,2 0,4 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Caça Linha de transmissão Tráfego Turbinas eólicas Causas %
Fonte: EWEA, apud Tolmasquim, 2004
Dados (EUA) mostra que a totalidade de pássaros mortos anualmente 0,01 a 0,02% são causados por turbinas eólicas
PROPRIETARIOS E USO DO TERRENO
Aspectos importantes:
•Antes de qualquer pesquisas em um sítio, entrar em contato com o proprietário para informá-lo da intenção de se instalar torres anemométricas ou usinas eólicas solicitando sua autorização
•Importante esclarecer o significado de tal projeto e especialmente as questões financeiras
•Necessário saber quais os planos futuros dos proprietários no uso do terreno e discutir como compatibilizar o projeto com os seus interesses.
•No caso de se tratar de uma área estadual ou federal, deve-se buscar esclarecimentos sobre a situação jurídica, arqueológica e etnográfica.
Um dos riscos para o empreendedor está em conseguir a autorização para a medição do vento , mas não conseguir depois a autorização para instalação das turbinas. Por isso é necessário um contrato de cooperação com o
Ocupação do solo
mantida pela instalação
do parque eólico
CONTRATOS
No projeto de qualquer empreendimento eólico-elétrico, a medição do vento por um período de um ano é indispensável . O tempo de operação da torre de medição no local deverá ser firmado em contrato. Neste contrato o empreendedor pode
também firmar a exclusividade no desenvolvimento dos parques eólicos na propriedade , por um período de pelo menos 20 anos
Autorização para a instalação da torre e medição:
No documento deve constar os seguintes fatores:
•Direito de acesso ao sítio, para trabalhos de instalação, coleta de dados e manutenção
•Cuidados e procedimentos do proprietário perto da torre de medição •Proprietário dos dados
•Tempo de medição
•Compensações financeiras como, por exemplo, aluguel do terreno ou danos causados à propriedade
CONTRATO DE ARRENDAMENTO Aspectos importantes:
•Bom relacionamento com os proprietários deixando claro dede o início do projeto todas as características do negócio.
•É bastante comum que o dono da terra seja sócio do negócio ou tenha uma participação no empreendimento de alguma forma
•A existência de litígios jurídicos pelo terreno deve ser comprovadamente
descartada antes de se iniciar tratativas de arrendamento ou compra. Nessa fase é recomendável a consultoria de um advogado especialista em contratos
Ao final da FASE 1, o empreendedor dispões de todas as informações
necessárias para decidir quais sítios serão decididamente escolhidos para instalação de torres anemométricas.
ESCOLHA DO LOCAL DE INSTALAÇÃO DAS TORRES ANEMOMÉTRICAS
O LOCAL ESCOLHIDO DEVE:
•Ser representativo para a maioria da área do parque eólico
•Ser distante de obstáculos que afetem o comportamento do vento
•Ser de fácil acesso e seguro, principalmente durante a campanha de medição •Sofrer poucas e lentas mudanças na paisagem
FASE 2 – MEDIÇÃO DE VENTO
Programa de medição de vento e plano de garantia de qualidade
Estrutura do plano de qualidade das medições devem incluir procedimentos e recomendações referentes à:
•Formação e treinamento de equipe
•Locação correta das torres anemométricas
•Definição dos parâmetros a serem medidos
•Obtenção dos equipamentos de medição com qualidade
•Instalação apropriada das torres anemométricas
• Procedimentos padrão de Coleta e processamento dos dados de vento
•Métodos de validação e recuperação dos dados e forma de documentação dos dados
•Procedimentos de operação e manutenção das estações
•Calibração dos instrumentos
•Análise climatológica dos dados de vento
Qualidade dos dados
A qualidade dos dados é usualmente quantificada em termos da
representatividade, exatidão, confiabilidade e taxa de recuperação.
A taxa de recuperação de dados é definida como a razão entre o número de
dados válidos adquiridos pelo número total de dados possíveis no período considerado.
Uma das premissas do plano de qualidade é a documentação de todos os
procedimentos envolvidos, subsidiando análises e questões concernentes à qualidade dos dados.
Assim, o plano de garantia de qualidade visa minimizar as incertezas que
ESCOLHA DOS SENSORES
As grandezas que influenciam a avaliação do potencial eólico de um sítio são:
•Velocidade •Direção •Temperatura •Umidade •Pressão 3
2
1
V
A
P
×
×
=
ρ
T
R
p
.
=
ρ
Para escolher os sensores adequados, deve-se entender a grandeza física que será medida e quais as características mais desejáveis do instrumento.
SENSORES DE VELOCIDADE
Medidores de Velocidade de Vento (Classe 1 ou melhor)
Anemômetro de copos bem projetado
Os anemômetros de copos
são os mais utilizados e
aceitos pela sua simplicidade, custo e pela existência de
normas técnicas direcionadas ao seu uso
Fatores mais importantes considerados na escolha dos sensores de medição:
•Linearidade do sinal de saída
com a velocidade do vento
•Pouca sensibilidade em relação
a componente vertical do vento e à turbulencia causada pelos
braços de suporte e torre.
•Característica de construção
como: geometria, tamanho dos rotores e a altura do eixo
Vantagens:
•Bons resultados – precisão adequada
•De fácil montagem • Robustos •Baixo preço Desvantagens: • Inércia do rotor • Exige- recalibração • Aplicações específicas • Aplicações limitadas
A IEC – International Electrotechnical Commission introduziu, através da
norma IEC 61400-12-1, uma classificação para os anemômetros, que considera
as condições locais de velocidade do vento, intensidade de turbulência, temperatura, densidade do ar e inclinação do escoamento incidente.
É recomendável a utilização de anemômetros Classe “1”.
Conforme a norma IEC 61400-12-1 um anemômetro dessa classe é calibrado em túnel de vento para várias faixas de inclinação, intensidade de turbulencia e temperatura.
OUTROS TIPOS DE SENSORES DE VELOCIDADE DE VENTO
Anemômetros sônicos:
- Mede direção e velocidade do ventos
- Não possuem erros inerciais , pois não contém partes móveis - Não precisam de manutenção e recalibração
- Menor exatidão dos dados
- Recomendado para medição de turbulencia – área de relevo
complexo
- Maior consumo de energia e custo
Sodar – Sound dtection and Ranging Lidar – Light Detecting and Ranging
Usados para medição de turbulencias e influencias térmicas
Capazes de medir o perfil vertical do vento e temperatura pelo efeito Doppler –
através da reflexaõ de ondas sonoras/ microondas e da luz ( Lidar)
Anemômetro tipo hélice
SENSOR DE DIREÇÃO
O sensores
potenciométricos são amplamente utilizados uma vez que
apresentam boa
resolução < 3 graus e seu consumo de
energia é bastante
baixo. O sinal de saída deve cobrir um ciclo completo de lacunas 360graus.
SENSOR DE TEMPERATURA, PRESSÃO E UMIDADE Sensor de pressão Sensor de temperatura Sensor de umidade
Esses sensores são opcionais na campanha de medição. Contudo, os dados de temperatura e pressão atmosférica são utilizados nos cálculo da densidade do ar, e correção da curva de potencia da turbina, ajuste do perfil vertical da velocidade do vento ( estabilidade atmosférica) para as condições locais da usina.
Em geral, o intervalo de amostragem de dados de vento é de 1 a 3
segundos, a média e o desvio padrão dos dados coletados são gravados a
cada 10 ou 60 min (série temporal)
Datalogger – posição na torre
A interpretação dos sinais emitidos pelos diversos sensores e enviados
para o datalogger é feita através de uma função de transferência.
Alimentação do Datalogger
Em geral, o sistema elétrico pode contar com um painel solar, bateria, normalmente selada de e
controlador de carga
A capacidade do painel solar e da bateria dependem basicamente do consumo do equipamento e da
radiação solar incidente , calculado normalmente considerando a média diária mensal do mês com menor incidência de radiação solar.
Na maioria dos casos um painel de 20Wp e uma bateria de 12V/7Ah deverá ser adequado para atender o datalogger.
TRANSMISSÃO DE DADOS
CALIBRAÇÃO DOS SENSORES – Processo para encontrar a função de transferência
Calibração de sensores
Atmosfera livre
Aos resultados do ensaio é ajustada uma regressão linear ou curva de calibração ( Y= ax+b) estimando coeficientes de correlação e as incertezas do ensaio
CALIBRAÇÃO DE ANEMÔMETROS
A calibração individual é requerida também por instituições de
financiamento e investidores do setor eólico, pois reduz as incertezas na geração eólica.
O IEA – International Energy Agency e o Grupo MEASNET – Measuring Network of Wind Energy Institutes desenvolveram uma série de
procedimentos para garantir medições de alta qualidade .
Segundo o MEASNET as calibrações devem ser feitas por instituições competentes e credenciadas ( na Europa através do DIN EN 45.001)
cumprindo padrões de qualidade e acordos internacionais , e devem ser protocolados em um certificado oficial .
O IEA recomenda que os anemômetros sejam calibrados a cada seis meses.
INSTALAÇÃO DE TORRES ANEMOMÉTRICAS
Na instalação de torres anemométricas e sensores de medição devem ser observados procedimentos específicos para garantir a qualidade exigida nas medições de vento para projetos de usinas eólicas.
Os equipamentos de medição devem ser posicionados de modo a minimizar os
efeitos de interferência aerodinâmica da torre e estrutura de suporte, conforme as recomendações da IEA – International Energy Agency e IEC – International
Electrotechnical Comission ( IEC 61400-12).
Tais procedimentos abrangem:
- avaliação das alturas de medição
- distancia dos sensores à torre e às hastes de suporte - orientação com relação ao vento predominante
- posicionamento dos estais, sensores e para-raios em relação ao vento - correta fixação dos cabos á torre
ANÁLISE E PROCESSAMENTO DOS DADOS
A validação e certificação de medições anemométricas, incluindo a estimativa das incertezas na velocidade do vento, é uma etapa fundamental na análise técnico-econômica de empreendimentos eólicos, sendo parte técnica
frequentemente requerida em processos de financiamento de usinas, e um elemento de avaliação de garantia do retorno no investimento.
A análise de dados deve adotar procedimentos que visem minimizar as margens de incerteza no dados e nas estimativas da produção de energia, verificando a conformidade de todo o processo de medição, e identificando e corrigindo as eventuais não-conformidades.
As práticas para calibração e medição com anemômetros de copo deve apresentar conformidade com os procedimentos da IEA, apresentados no
documento “ Recommended Practices for Wind Turbine Testing and Evaluation, Part 11 Wind Speed Measurenment and Use of Cup Anemometry, 1. Ediion
1999.
A certificação de medições anemométricas ( Due Diligency) deve ser realizada por instituição ou empresa independente com competencia reconhecida nacional e/ou internacionalmente;
A análise e processamento dos dados de vento requerem uma criteriosa verificação dos seguintes itens:
• Torres anemométricas e sensores de medição
• Sistema de aquisição de dados: histórico de operação • Auditoria e tratamento dos dados
• Ajuste climatológico
• Relatório de processamento e validação dos dados • Incertezas na velocidade do vento
Exemplo de
Caracterização
de potencial
eólico
SUMÁRIO de 01/10/2003OUTUBRO 2003 Período analisado:
a 31/10/2003
Estação No: Latitude: No de
registros: 4464 Anemógrafo: NRG9200P Longitude: Dados válidos: 100%
Parâmetros de Vento Principais
50 metros 30 metros
Velocidade média: 7,09 m/s 6,71 m/s
Desvio padrão médio: 0,98 1,02
Direção predominante: ESE (57,15%) ESE (48,43%)
Intensidade de turbulência: 13,8% 15,2%
Fator de forma de Weibull, k: 4,44 4,30
Fator de escala de Weibull, c: 7,74 m/s 7,33 m/s
Densidade de potência média: 235,83 W/m² 202,06 W/m²
Expoente do gradiente vertical: 0,11
Temperatura média do ar: 21,79 °C Variação média (24h): 8,81 °C
Informações Adicionais
50 metros 30 metros Velocidade de vento máxima
valor dia hora valor dia hora
média diária (24h): 8,45 m/s 1 - 8,04 m/s 1 -
média horária (1h): 10,92 m/s 8 11:00 h 10,36 m/s 8 11:00 h
média do intervalo de 10min: 13,78 m/s 25 14:50 h 13,38 m/s 25 14:50 h
rajada (2s): 17,50 m/s 20 13:00 h 16,42 m/s 20 13:00 h
Valores de temperatura extremos máximo dia hora mínimo dia hora
Exemplo
de Caracterização
de potencial eólico
Direção do vento Distribuição de frequência da velocidade Variação diurna de velocida de de vento
Diagram as (5 0 m etros)
Velocida des m édias do vento
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 1 0,0 00 0 1 02 0 3 0 4 05 06 07 08 0 9 1 0 11 1 2 13 14 15 1 6 1 7 1 8 19 20 21 22 2 3 H o ra do d ia V e lo c id a d e m é d ia ( m / s ) 0 ,0 2 ,0 4 ,0 6 ,0 8 ,0 10 ,0 12 ,0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 3 14 1 5 16 17 1 8 19 2 0 2 1 22 2 3 2 4 25 2 6 27 28 2 9 3 0 31 D ia do m ê s V e lo c id a d e m é d ia ( m / s ) horária diária E W N S 6 0 % u < 4 4 ≤ u < 8 u ≥ 8 0 5 1 0 1 5 2 0 0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 W e i b u ll D a d o s Velocidade do Vento ( m/s) F r eq u ê n c ia ( % )
Certificação de Dados
Certificação de medições anemométricas e de
estimativa de produção anual de energia
elétrica;
Associada ao empreendimento;
Deverá ser emitida por certificador
Períodos de medições do vento
Anterior Leilão:
Para requerimentos de outorga protocolados até 31/12/2010, excepcionalmente, serão
aceitos estudos contendo 1 (um) ano de dados; e
Para os requerimentos de outorga protocolados de 01/01/2011 a 31/12/2011,
excepcionalmente, serão aceitos estudos contendo 2 (dois) anos de dados;
Para os requerimentos de outorga protocolados a partir de 01/01/2012, somente serão
aceitos estudos contendo 3 (três) anos de dados;
Posterior leilão:
Período de vigência do contrato estabelecido no leilão;
Medições, registros e envio de informações a EPE em até 180 dias após assinatura do
Contrato de Energia de Reserva – CER;
