FATORES DE FORMA E DE ESCALA DA DISTRIBUIÇÃO DE PROBABILIDADE WEIBULL

um estudo de caso para dados de recursos eólicos da região nordeste do Brasil

Abstract

O objetivo deste artigo é usar uma série de dados de velocidade do vento ( ) medidos no litoral do Ceará a uma altura de 100 m durante o ano de 2016, a fim de estimar os parâmetros da função de distribuição de probabilidade de Weibull, fator de forma ( ) e fator de escala ( ), usando os seguintes métodos: gráfico (MG), empírico de Justus (MEJ) e empírico de Lysen (MEL), fator padrão de energia (MFPE), máxima verossimilhança (MMV) e máxima verossimilhança modificada (MMVM). Os resultados de cada método são comparados com a utilização de indicadores de avaliação, como erro percentual relativo, porcentagem absoluta média, erro percentual médio, raiz do erro médio quadrático e raiz do erro médio quadrático relativo. Posteriormente, são avaliadas as características dos recursos eólicos: densidade de probabilidade de , fator de capacidade mensal (FC), energia mensal estimada. O melhor método para o litoral cearense é o MMV, segundo a três indicadores: RPE, RMSE e RRMSE, com valores de -0,0012, 2,8e-03 e 5,83, respectivamente, com os valores de k e c para este método, 2,6587 e 8,8664, respectivamente. Considerando uma velocidade de classe de vento de 8,5 m/s, uma turbina Harvester de 2 MW possui uma geração anual estimada de eletricidade de 10.865 GWh e um FC de 60,98%; uma turbina Enercon de 2 MW possui uma geração anual estimada de eletricidade de 7.869 GWh e um FC de 44,92%.