PROJETO DE AEROGERADOR TRIPÁ PARA PEQUENA …monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10024973.pdf · Projeto de Graduação apresentado ao Curso de ... Seções do Eixo de Baixa

PROJETO DE AEROGERADOR TRIPÁ PARA PEQUENA COMUNIDADE NO

LITORAL DO NORDESTE BRASILEIRO

Bernardo Arruda Lamarca

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de

Engenharia Mecânica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte

dos requisitos necessários a obtenção do título de

Engenheiro.

Orientador: Armando Carlos de Pina Filho

Rio de Janeiro

Março de 2018

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO Departamento de Engenharia Mecânica

DEM/POLI/UFRJ

PROJETO DE AEROGERADOR TRIPÁ PARA PEQUENA COMUNIDADE NO

LITORAL DO NORDESTE BRASILEIRO


PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO

DE ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS

REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE

ENGENHEIRO MECÂNICO.

Aprovado por:

________________________________________________

Prof. Armando Carlos de Pina Filho, D.Sc. (Orientador)

________________________________________________

Prof. Fabio da Costa Figueiredo, D.Sc.

________________________________________________

Prof. Silvio Carlos Anibal de Almeida, D.Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

MARÇO DE 2018

i

Lamarca, Bernardo Arruda

Projeto de Aerogerador Tripá para Pequena Comunidade no

Litoral do Nordeste / Bernardo Arruda Lamarca. – Rio de

Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2018.

X, 86p.: il.; 29,7 cm.


Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Mecânica, 2018.

Referencias Bibliográficas: p. 62-66.

1.Projeto de Máquinas.2. Aerogerador. 3. Energia Eólica. 4.

Fontes de Energia Alternativa. 5.Matriz Energética. I. Pina

Filho, Armando Carlos. II. Universidade Federal do

Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia

Mecânica. III. Projeto de Aerogerador Tripá para Pequena

Comunidade no Litoral do Nordeste.

Engenharia

Mecânica. III. Titulo.

ii

AGRADECIMENTOS

A todos os professores e trabalhadores da Escola Politécnica da Universidade Federal

do Rio de Janeiro, pela minha formação e por todas as oportunidades dadas.

Ao meu professor orientador Armando Carlos de Pina Filho pelo apoio e confiança.

A todos os meus amigos que sempre me apoiaram e incentivaram.

À Carol, pelo carinho, que me motivou na elaboração desse trabalho.

E, especialmente, aos meus pais, sempre presentes, me apoiando e incentivando, com

muito amor e dedicação.

iii

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte

dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.

Projeto de Aerogerador Tripá para Pequena Comunidade no Litoral do Nordeste

Brasileiro


Março/2018


Curso: Engenharia Mecânica

O Brasil é um país cuja matriz energética é significativamente dependente das gerações

hidro e termoelétricas. Porém, desde o início dos anos 2000, com as sucessivas crises

hídricas e racionamentos, observa-se a busca de diversificação dessa matriz, com o

crescimento da participação das energias renováveis alternativas como, por exemplo, a

energia eólica. O presente trabalho trata da concepção e do dimensionamento de uma

turbina eólica de eixo horizontal tripá, capaz de suprir a demanda energética de uma

pequena comunidade, composta por 10 famílias, localizada no litoral da região Nordeste

do Brasil. Com dados sobre o potencial eólico no nordeste brasileiro e do consumo

médio mensal de energia de uma família nesta mesma região, foi projetado um

aerogerador, levando em consideração a potência a ser ofertada, as forças aerodinâmicas

envolvidas e a seleção e dimensionamento de seus componentes. Os resultados obtidos

mostram que é possível projetar o aerogerador proposto com componentes de relativa

simplicidade e amplamente disponíveis no mercado, aumentando as chances de

implementação do projeto.

Palavras-chave: Projeto de Máquinas, Aerogerador, Energia Eólica.

iv

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of

the requirements for the degree of Engineer.

Design of a Three Blade Wind Turbine capable of Supplying a Small

Community on the Coast of Brazil’s Northeast Region


March/2018

Advisor: Armando Carlos de Pina Filho

Course: Mechanical Engineering

Brazil is a country that heavily depends on hydro and thermal electrical generation.

However, since the early 2000s and the repeated drought crisis and shortages, it is

possible to observe an effort to diversify the energy grid with the growth of the

renewable sources such as wind power. This work aims to conceive and design a three

blade horizontal axis Wind turbine capable of supplying the energetic needs of small

community, composed of 10 families, located on the coast of Brazil’s Northeast Region.

With data of the wind power potential of Brazil’s Northeast Region, and the average

family energy consumption, a wind turbine was designed taking into account the

necessary power output, the aerodynamic forces at play and the selection or conception

of its internal components. The final results show the feasibility of a wind turbine made

with rather simple and widely available components, increasing the chances of the

implementation of this project.

Key Words: Mechanical Design, Wind Turbine, Wind Power.

v

SUMÁRIO

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................. VII

LISTA DE TABELAS .................................................................................................. IX

LISTA DE SIGLAS ........................................................................................................ X

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

1.1. Considerações iniciais ........................................................................................ 1

1.2. Objetivos ............................................................................................................ 1

1.3. Metodologia........................................................................................................ 2

1.4. Estrutura do trabalho .......................................................................................... 2

2. SETOR ENERGÉTICO – BREVES CONSIDERAÇÕES .................................... 3

2.1. Evolução do Setor Elétrico Brasileiro ................................................................ 4

2.2. Crises Energéticas e Racionamentos .................................................................. 6

2.3. Perspectivas para o setor .................................................................................... 9

3. ENERGIA EÓLICA ................................................................................................ 12

3.1. História ............................................................................................................. 12

3.2. Princípios de Funcionamento ........................................................................... 13

3.3. Tipos e Tecnologias de turbinas eólicas ........................................................... 14

3.3.1. Rotores de eixo vertical ............................................................................. 16

3.3.2. Rotores de eixo horizontal ......................................................................... 17

3.4. Principais componentes das turbinas eólicas de eixo horizontal ...................... 18

3.5. Vantagens e Desvantagens do Uso da Energia Eólica ..................................... 25

4. PROJETO DO AEROGERADOR ......................................................................... 27

4.1. Geometria e Parâmetros Iniciais ....................................................................... 27

4.1.1. Parâmetros Iniciais .................................................................................... 27

4.1.2. Geometria do Rotor: .................................................................................. 29

4.1.2.1. Limite de Betz e Coeficiente de Potência ............................................. 29

4.1.3. Velocidade de rotação do aerogerador ...................................................... 35

4.1.4. Escolha do Aerofólio ................................................................................. 35

4.1.5. Esforços Atuantes nas pás ......................................................................... 39

4.2. Projeto e Dimensionamento dos Componentes ................................................ 42

4.2.1. Pás ............................................................................................................. 42

4.2.1.1. Análise de Tensões ............................................................................... 43

vi

4.2.2. Gerador ...................................................................................................... 47

4.2.3. Caixa de Engrenagens ............................................................................... 48

4.2.4. Cubo do Rotor ........................................................................................... 49

4.2.5. Eixo de Baixa Rotação .............................................................................. 50

4.2.5.1. Cálculos Iniciais ................................................................................... 50

4.2.5.2. Sistema de Apoio – Mancais de Rolamentos ....................................... 53

4.2.5.3. Continuação do Dimensionamento do Eixo ......................................... 54

4.2.5.4. Elementos de Fixação - Chavetas ......................................................... 54

4.2.6. Nacele ........................................................................................................ 56

4.2.6.1. Sistema de Orientação – Rolamento ..................................................... 57

4.2.7. Torre .......................................................................................................... 58

4.3. Desenho Técnico do Aerogerador .................................................................... 62

5. CONCLUSÃO .......................................................................................................... 63

5.1. Sugestões para Trabalhos Futuros .................................................................... 63

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 64

ANEXO I – GERADOR WEG W22 IR2 L122 .......................................................... 69

ANEXO II – CAIXA DE MARCHA FALK ULTRAMITE 204UCBN2A-12N1 ... 71

ANEXO III – ROLAMENTOS SKF .......................................................................... 72

ANEXO IV – DESENHOS TÉCNICOS AEROGERADOR .................................... 74

vii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Estrutura da Oferta de Energia Brasil - 1970 ................................................... 3

Figura 2 - Evolução da Demanda de Energia e da Taxa de Crescimento Econômico

Brasil 1970 – 2030 ............................................................................................................ 4

Figura 3 - Evolução da Oferta Interna de Eletricidade per capita e por PIB, Brasil: 1970

- 2016 ................................................................................................................................ 5

Figura 4 - Histórico do Nível dos Reservatórios no SIN por Região (em % da

capacidade máxima) ......................................................................................................... 7

Figura 5 - Evolução da Geração de Energia Térmica em GWh ....................................... 8

Figura 6 - Projeção de Carga e Demanda Máxima Brasil 2017-2026 ............................. 9

Figura 7 - Princípio de Funcionamento de um Aerofólio ............................................... 13

Figura 8 - Princípio de Funcionamento de uma Turbina Eólica..................................... 14

Figura 9 - Tipos de Plataformas de Turbinas Eólicas Offshore ...................................... 15

Figura 10 - Tipos de Turbinas Eólicas............................................................................ 16

Figura 11 - Tipos de Rotores de Eixo Vertical ............................................................... 17

Figura 12 - Tipo de Rotores de Eixo Horizontal ............................................................ 18

Figura 13 - Tipos de torres – Tubular, Treliçada e com Cabo Tensor ........................... 19

Figura 14 - Cubo de rotor e subcomponentes ................................................................. 20

Figura 15 - Vista do interior da nacele de uma turbina eólica utilizando um gerador

convencional ................................................................................................................... 20

Figura 16 - Vista do interior da nacele de uma turbina eólica utilizando um gerador

multipolos ....................................................................................................................... 21

Figura 17 - Processo de fabricação e montagem de pás eólicas ..................................... 22

Figura 18 - Raiz de Inserção e fixadores ........................................................................ 22

Figura 19 - Fluxo aderente ao perfil ............................................................................... 24

Figura 20 - Fluxo separado (estol) em volta do perfil .................................................... 25

Figura 21 - Atlas do Potencial Eólico Brasileiro ............................................................ 28

Figura 22 - Ilustração dos pontos a serem considerados para o uso da equação de

Bernoulli ......................................................................................................................... 30

Figura 23 - Coeficiente de Potência em função do tip speed ratio e da geometria do

rotor ................................................................................................................................ 34

Figura 24 - Perfil S833 ................................................................................................... 36

Figura 25 - Solidez X Tip Speed Ratio ........................................................................... 36

viii

Figura 26- Curvas Polares .............................................................................................. 38

Figura 27 - Esquema das Forças Atuantes no Aerofólio ................................................ 39

Figura 28 - – Modelo tridimensional da pá (“SolidWorks”) ........................................... 42

Figura 29 - Diagramas de Momento Fletor e Esforços Cortantes devido ao peso ......... 44

Figura 30 - Diagramas de Momento Fletor e Esforços Cortantes devido às Forças

Aerodinâmicas ................................................................................................................ 45

Figura 31 - Motor WEG W22 IR2 L122 ........................................................................ 48

Figura 32 - Caixa de Marchas FalkUltramite 204UCBN2A-12N1 ................................ 48

Figura 33 - Modelo tridimensional do cubo do rotor ..................................................... 49

Figura 34 - Seções do Eixo de Baixa Rotação................................................................ 50

Figura 35–Esforços no Rolamento do Eixo .................................................................... 53

Figura 36 - Dimensões Chavetas Planas ........................................................................ 55

Figura 37 - Esforços no Rolamento da Nacele ............................................................... 57

Figura 38 - Esforços na Torre do Aerogerador............................................................... 60

ix

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Geração elétrica por Fonte no Brasil – 2012- 2016......................................... 6

Tabela 2 - Empreendimentos em Construção ................................................................. 10

Tabela 3 - Empreendimentos com Construção não iniciada .......................................... 10

x

LISTA DE SIGLAS

ABDI - Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

BCB – Banco Central do Brasil

BEN – Balanço Energético Nacional

BIG – Banco de Informações de Geração

CCEE- Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CI – Capacidade Instalada

EPE – Empresa de Pesquisa Energética

GWEC - Global Wind Energy Council

MME – Ministério das Minas e Energia

OIE – Oferta Interna de Energia

OIEE – Oferta Interna de Energia Elétrica

ONS – Operador Nacional do Sistema

OPEP – Organização dos Países Exportadores de Petróleo

PDE – Plano Decenal de Energia

PIB – Produto Interno Bruto

PNE – Plano Nacional de Energia

PNMC – Plano Nacional sobre Mudanças Climáticas

SIN – Sistema Interligado Nacional

1

1. INTRODUÇÃO

1.1. Considerações iniciais

A busca por fontes alternativas de energia vem fazendo parte, há algumas

décadas, da agenda mundial. Robusta em alguns países, frágil em outros, fato é que as

pesquisas sobre diversificação de matrizes energéticas têm se intensificado. No Brasil,

embora as motivações ainda sejam substancialmente econômicas, as pressões de

organizações ambientais e da sociedade civil vêm crescendo, com o objetivo de reduzir

a emissão de gases de efeito estufa e outros impactos ambientais. No caso específico da

geração de energia elétrica, mesmo as hidroelétricas, consideradas por alguns como

fonte de “energia limpa”, interferem no meio ambiente e não podem ser consideradas

como ótima alternativa ecológica.

Ao se tornar ponto de pauta da agenda do sistema energético, a questão

ambiental se coloca como importante variável de decisão seja para o uso de fontes

alternativas quanto para o uso eficiente de energia. A energia eólica aparece com

destaque na produção de energia limpa. Pesquisas recentes apontam resultados que

prometem alavancar a utilização desse tipo de energia, não só pelo desenvolvimento de

tecnologias que reduzem os custos de sua geração, mas, também, pelo baixo impacto

ambiental que provocam. O governo brasileiro vem fazendo sua parte, mesmo que de

forma incipiente e o Brasil já aparece na oitava colocação do ranking mundial da

produção de energia eólica mundial (GWEC, 2018). A região nordeste do país, que tem

como característica ventos contínuos e intensos, tem recebido investimentos em

diversos projetos, alcançando recordes de capacidade de geração eólica, sendo

responsável por, aproximadamente, 80% da geração do país.

1.2. Objetivos

Este Trabalho de Conclusão de Curso tem como objetivo geral realizar a

concepção e o dimensionamento de uma turbina eólica capaz de suprir a demanda

energética de uma pequena comunidade, composta por 10 famílias, localizada no litoral

da região Nordeste do Brasil.

Para atender o objetivo geral também foram observados os seguintes objetivos

específicos:

2

a) Apresentação de um histórico da produção de energia e da evolução do setor

elétrico brasileiro;

b) Apresentação das tendências à diversificação da matriz energética brasileira

com destaque para energia eólica, seus princípios e características;

c) Descrição do princípio de funcionamento de um aerogerador, de suas

principais características e da evolução dessa tecnologia.

1.3. Metodologia

O fundamento teórico deste trabalho foi elaborado a partir de revisão

bibliográfica nas bases de dados do Google Acadêmico e Scielo, livros sobre o tema,

monografias, dissertações, teses e buscas em sites do governo brasileiro e organizações

internacionais. Notas de aula realizadas durante o curso de graduação também foram

utilizadas, assim como materiais didáticos elaborados por professores da Escola

Politécnica da UFRJ. A pesquisa se deu entre setembro/2017 e janeiro de 2018.

1.4. Estrutura do trabalho

O trabalho foi estruturado em cinco capítulos.

No primeiro capítulo é apresentada uma introdução, os objetivos, a metodologia

empregada para o desenvolvimento do trabalho e a estrutura da monografia.

No segundo capítulo é realizado um levantamento bibliográfico sobre o histórico

da produção de energia no Brasil e a evolução do setor elétrico brasileiro.

No terceiro capítulo é apresentada a história da energia eólica, seu princípio de

funcionamento, utilizações, tipos e componentes de turbina e as vantagens e

desvantagens do uso desse tipo de energia.

O quarto capítulo trata da concepção e do dimensionamento de uma turbina

eólica de eixo horizontal tripá. São projetados os principais componentes de um

aerogerador, levando em consideração a potência a ser produzida, as forças

aerodinâmicas envolvidas e a adequação do sistema aos esforços e tensões a que será

submetido.

Por fim, o quinto e último capítulo apresenta as conclusões sobre as questões

levantadas na monografia e sugestões para trabalhos futuros.

3

2. SETOR ENERGÉTICO – BREVES CONSIDERAÇÕES

O setor energético mundial sempre esteve intimamente relacionado a questões

geopolíticas e, portanto, foi marcado por fortes turbulências, deflagradas,

principalmente, pelos ciclos de instabilidade do Oriente Médio e as consequentes altas

do preço do petróleo. O mais famoso desses episódios, a “Crise do Petróleo”, ocorreu

em 1973, quando em meio a Guerra do Yom Kippur, a Organização dos Países

Exportadores de Petróleo – OPEP aumentou o preço do petróleo em mais de 400%. Não

por coincidência, observa-se desde a década de 1970 uma crescente preocupação com o

fornecimento e a busca de novas alternativas de geração de energia. Aqui, vale ressaltar

que a principal motivação da época ainda não estava ligada a questões ambientais, mas

simplesmente, a necessidade de garantir uma soberania energética frente ao virtual

monopólio da OPEP na produção de petróleo.

No Brasil, a situação não era diferente: na década de 1970 o Brasil dependia do

petróleo para abastecer 34% de sua demanda energética (Figura 1), mas tinha uma

produção própria inferior a 20% de sua necessidade de consumo, o que o tornava

extremamente sensível às flutuações no preço desse insumo.

Figura 1 - Estrutura da Oferta de Energia Brasil - 1970

Fonte: TOLMASQUIM, GUERREIRO e GORINI, 2007.

4

A posição do Brasil era ainda mais crítica, uma vez que cerca de 50% de suas

receitas de exportação estavam comprometidas com tributos decorrentes da importação

de petróleo, o colocando no grupo de países de alto risco para o sistema bancário

internacional (BARAT, NAZARETH, 1984).

Diante desse cenário, o país buscou, por meio de novas políticas de energia,

alternativas para diminuir sua dependência energética externa, como: a) adoção de

medidas para diminuição do consumo de combustíveis derivados de petróleo; b)

aumento dos estudos de potencial da prospecção de petróleo pela PETROBRÁS; c)

assinatura de acordo de cooperação no campo do uso pacífico da energia nuclear entre

Brasil e a Alemanha; d) construção de novas usinas hidrelétricas (Itaipu e Tucuruí); e)

desenvolvimento de programas com novas fontes de energia como o Programa Nacional

de Álcool, entre outros (BARAT, NAZARETH, 1984).

2.1. Evolução do Setor Elétrico Brasileiro

A década de 1970 e as que se sucederam foram marcadas por um acelerado

crescimento populacional que, por sua vez, serviu de motor para o aumento da demanda

energética no país. De acordo com artigo de TOLMASQUIM, GUERREIRO e GORINI

(2007), se considerarmos a série histórica da evolução do consumo de energia e do

crescimento populacional (Figura 2), na década de 1970 a demanda de energia primária

era de 70 milhões de tep (toneladas equivalentes de petróleo) e a população brasileira

de, aproximadamente, 90 milhões de habitantes. No início dos anos 2000 a demanda de

energia triplicou, enquanto a população quase duplicava, atingindo 170 milhões.

Figura 2 - Evolução da Demanda de Energia e da Taxa de Crescimento Econômico Brasil 1970 –

2030

Fonte: TOLMASQUIM, GUERREIRO e GORINI, 2007.

5

Adicionalmente, quando se analisa a evolução da Oferta Interna de Eletricidade

(OIE) desde a década de 1970 até o ano de 2016, observa-se que o aumento na demanda

energética não foi impulsionado apenas por um crescimento populacional, mas também

por um aumento no consumo per capita. Provavelmente, esse crescimento está

relacionado às políticas sociais de redistribuição de renda, à valorização do salário

mínimo e aos aumentos nos níveis de emprego e de consumo, que contribuíram para o

ciclo de crescimento econômico. Nota-se, na Figura3, que a maior aceleração se dá na

década de 1970, com aproximadamente 138% de aumento de demanda, com respectivos

48%, 34%, 25%%, nas décadas seguintes e 7% entre os anos 2010 e 2015.

Figura 3 - Evolução da Oferta Interna de Eletricidade per capita e por PIB, Brasil: 1970 - 2016

Fonte: EPE/BEN, 2017.

Finalmente, tendo como foco a geração elétrica, verifica-se que a matriz

brasileira vem evoluindo e se diversificando radicalmente nos últimos anos. De uma

clara predominância da geração a partir de fontes hidráulicas, nota-se que, atualmente,

outras fontes já apresentam significativa participação na composição da matriz

brasileira. Na Tabela 1é possível constatar que a geração hidroelétrica seguia na

liderança, com 65% do total gerado no país devido, principalmente, a entrada em

operação das usinas de Jirau, no Rio Madeira e de Belo Monte, no Rio Xingu, em 2016.

Além disso, nota-se também a expressiva diminuição da participação das geradoras a

base de combustíveis fósseis. Por outro lado, houve aumento, ainda mais acentuado, da

geração a partir de fontes renováveis e não poluentes, com destaque para o avanço na

6

geração eólica, que cresceu 55% entre 2015 e 2016(EPE, Balanço Energético Nacional,

2017).

Tabela 1 - Geração elétrica por Fonte no Brasil – 2012- 2016

2.2. Crises Energéticas e Racionamentos

O rápido crescimento e desenvolvimento do setor elétrico, observado nas últimas

décadas, também foram marcados por alguns acontecimentos que puseram em xeque

sua robustez e confiabilidade.

O mais grave ocorreu no ano de 2001, quando um longo período de secas

reduziu os reservatórios de usinas hidrelétricas a níveis críticos. Esse evento evidenciou

a falta de planejamento e de investimentos no setor elétrico brasileiro, sobretudo nas

áreas de geração e transmissão, além de revelar a forte dependência da geração

hidrelétrica, que, por sua vez, é inerentemente dependente de fatores climáticos. À

época, chegou-se a pensar na realização de cortes forçados no fornecimento de energia,

os “apagões”, que, felizmente, foram evitados graças ao êxito de uma campanha pública

de racionamento de energia, além da retomada das chuvas. De toda forma, esses

racionamentos causaram um forte impacto na economia brasileira, sendo estimado que o

PIB de 2001 sofresse uma redução de 1 a 2% devido aos desdobramentos da crise

energética (BCB, 2001).

7

Os eventos de 2001 levaram os técnicos do Ministério de Minas e Energia a

pesquisar sobre alternativas viáveis que mitigassem os riscos de uma nova e demorada

estiagem. Os estudos demonstraram que a adoção de uma matriz mais diversificada

seria a abordagem mais indicada. Nesse processo, foram construídas novas linhas de

transmissão, foi criado o Sistema Interligado Nacional – SIN1 e adotada a construção de

usinas termoelétricas, em pontos estratégicos do SIN que, por não necessitarem de

investimentos em longas linhas de transmissão, permitiam dotar todo o sistema nacional

de maior capacidade de manejo, através do Operador Nacional do Sistema – ONS2.

Após a crise energética de 2001 e o racionamento da energia elétrica, um novo

modelo para regulamentação do setor foi desenvolvido pelo governo federal e

estabelecido pelas Leis nº 10.847 e 10.848, ambas de 2004. Foram incluídas alterações

relevantes, com o propósito de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para

construir e manter a capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia, com

tarifas reduzidas, por meio de leilões públicos de energia elétrica conduzidos pela

ANEEL e operacionalizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -

CCEE. Com base em três fundamentos, o modelo pretendia a obtenção de segurança

energética, de modicidade tarifária e da universalização do atendimento. (BALLESTÉ,

2016).

Figura 4 - Histórico do Nível dos Reservatórios no SIN por Região (em % da capacidade

máxima)

Fonte: BALLESTÉ, 2016

1 Sistema Interligado Nacional – SIN. Conjunto de instalações e de equipamentos que possibilitam o

suprimento de energia elétrica nas regiões do país interligadas eletricamente, conforme regulamentação aplicável.

(ANEEL, 2017) 2O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é o órgão responsável pela coordenação e controle da

operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica (SIN) e pelo planejamento da operação dos

sistemas isolados do país, sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica . Pessoa jurídica de

direito privado criado em 26 de agosto de 1998, pela Lei nº 9.648, e regulamentado pelo Decreto nº 5.081/2004.

(ONS, 2017)

8

Figura 5 - Evolução da Geração de Energia Térmica em GWh

Fonte: BALLESTÉ, 2016

Se entre 2004 e 2011 verificou-se um período de estabilidade no nível dos

reservatórios, a partir de 2012 se inicia outro período de grande estiagem, gerando uma

grave crise hídrica (Figura 4). A queda no nível dos reservatórios fez com que o ONS

ordenasse o acionamento de usinas térmicas, a custos bem mais elevados, como

estratégia para poupar os reservatórios (Figura5). Nesse mesmo ano, foi decretada a

Medida Provisória – MP 579 (posteriormente Lei 12.783/2012), que tratou das

concessões de geração e da redução dos encargos do setor e das tarifas. O objetivo do

governo, com essa medida, era aprimorar o marco institucional do setor de energia

elétrica de 2004.

As alterações tarifárias trouxeram consequências importantes, entre elas o

aumento no consumo de energia. Em 2015, se inicia o sistema de bandeiras tarifárias,

que tem como principal objetivo ajustar as tarifas de acordo com as condições de

geração de eletricidade. O sistema sinaliza mensalmente ao consumidor se haverá ou

não acréscimo no valor da energia e, com isso, o custo que anteriormente era repassado

apenas no reajuste anual, é cobrado mês a mês.

De acordo com a ANEEL (2015), as bandeiras tarifárias têm as seguintes

características:

Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre

nenhum acréscimo;

Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre

acréscimo de R$ 0,010 para cada quilowatt-hora (kWh) consumido;

9

Bandeira vermelha - Patamar 1: condições mais custosas de geração. A tarifa

sofre acréscimo de R$ 0,030 para cada quilowatt-hora kWh consumido.

Bandeira vermelha - Patamar 2: condições ainda mais custosas de geração. A

tarifa sofre acréscimo de R$ 0,050 para cada quilowatt-hora kWh consumido.

2.3. Perspectivas para o setor

Uma forma de se analisar o futuro do setor energético no país advém da análise

de estudos prospectivos elaborados por empresas do setor e agências governamentais ou

independentes. Dentre esses relatórios, destaca-se o estudo de Projeção da Demanda de

Energia Elétrica , para o período de 2017 – 2026, (EPE/ONS-2017), que prevê um

crescimento médio anual da carga do SIN de aproximadamente 2700 MW médios, o

que equivale a uma taxa média anual de 3,5%(Figura 6).

Figura 6 - Projeção de Carga e Demanda Máxima Brasil 2017-2026

Fonte: PDE-2026, 2017

Adicionalmente, também se pode projetar como será a matriz energética futura a

partir de uma análise dos empreendimentos que atualmente se encontram em fase de

projeto ou construção. De acordo com os dados da ANEEL-BIG (2018) prevê-se que a

capacidade instalada de geração deverá aumentar em 19 GW nos próximos anos, com a

conclusão dos 233 empreendimentos atualmente em construção e dos 382 com

construção não iniciada (Tabelas 2 e 3).

10

Tabela 2 - Empreendimentos em Construção

Empreendimentos em Construção

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %

Central Geradora Hidrelétrica 7 10.398 0,11

Central Geradora Eólica 134 2.862.550 30,06

Pequena Central Hidrelétrica 28 333.180 3,53

Central Geradora Solar Fotovoltaica 28 754.052 7,92

Usina Hidrelétrica 6 1.254.100 13,17

Usina Termelétrica 29 2.957.244 31,06

Usina Termonuclear 1 1.350.000 14,18

TOTAL 233 9.251.524 100,00

Fonte: ANEEL-BIG, 2018

Tabela 3 - Empreendimentos com Construção não iniciada

Empreendimentos com Construção não iniciada

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %

Central Geradora Hidrelétrica 1 1.000 0,01

Central Geradora Eólica 91 1.991.610 21,53

Pequena Central Hidrelétrica 126 1.700.220 18,38

Central Geradora Solar Fotovoltaica 40 965.291 10,43

Usina Hidrelétrica 7 694.180 7,5

Usina Termelétrica 117 3.900.066 42,15

Total 382 9.252.367 100

Fonte: ANEEL-BIG, 2018

Ao analisar as tabelas, merece destaque as centrais geradoras eólicas, que

correspondem a aproximadamente um quarto desse crescimento de curto prazo. Essa

tendência de crescimento da utilização de fontes renováveis, sobretudo a eólica, inclui o

Brasil em um movimento global de busca por maior sustentabilidade na geração

elétrica. Portanto, fica claro que a energia eólica já se consolidou no atual mercado

energético e que deverá continuar se expandido rapidamente conforme se desenvolvem

11

novas tecnologias que possibilitam rendimentos ainda melhores e preços mais

acessíveis.

Consequentemente, frente à necessidade de se adequar a um cenário futuro que

se apresenta, cada vez mais, inevitável, torna-se pertinente se aprofundar sobre as

minúcias dessa fonte de energia e de como utilizá-la a favor do desenvolvimento

humano.

12

3. ENERGIA EÓLICA

3.1. História

Denomina-se energia eólica a energia contida nas massas de ar em movimento.

Trata-se de uma forma de energia cinética originada pela influência da energia solar,

responsável por realizar um aquecimento diferenciado entre camadas de ar, dando

origem a uma variação da massa específica e gradientes de pressão, que resultam no

movimento das massas de ar. A energia eólica também sofre as influências do

movimento de rotação da Terra sobre seu eixo e, também, de fatores como a

continentalidade, maritimidade, latitude e altitude. Seu aproveitamento ocorre por meio

da conversão da energia cinética de translação das massas de ar em energia cinética de

rotação. Para a produção de energia elétrica são empregadas turbinas eólicas, também

denominadas aerogeradores e para a realização de trabalhos mecânicos, como

bombeamento de água, utilizam-se os cata-ventos de diversos tipos e moinhos.

Remonta a 200 A.C., na Pérsia, o primeiro registro histórico da utilização da

energia eólica para bombeamento de água e moagem de grãos através de cata-ventos.

Acredita-se que esse tipo de moinho de eixo vertical se espalhou por todo o mundo

islâmico, sendo utilizado por vários séculos. (DUTRA, 2008).

Para a geração de eletricidade, as primeiras experiências de adaptação dos cata-

ventos, ocorreram no final do século XIX, mas, apenas cem anos mais tarde, na década

de 1970, com a crise internacional de petróleo, que interesses e investimentos foram

aplicados na tentativa de viabilizar e incrementar o desenvolvimento de equipamentos

em escala comercial.

Na Dinamarca, em 1976, foi instalada a primeira turbina eólica comercial ligada

à rede elétrica pública. Em 1991, a Associação Europeia de Energia Eólica estabeleceu

como meta a instalação de 4.000 MW de energia eólica na Europa até o ano 2000 e

11.500 MW até o ano 2005. Essas e outras metas estão sendo cumpridas antes do

esperado (4.000 MW em 1996, 11.500 MW em 2001). (ANEEL, 2005). Dados da

Global Wind Energy Council-GWEC (2018) mostram que a capacidade instalada nesse

continente, em 2016, foi de 161.330 MW, enquanto no Brasil, a capacidade instalada

em 2000 era de 20 MW e em 2016, de acordo com as mesmas fontes acima citadas, era

de10.740 MW (um aumento de 53.600%).

13

3.2. Princípios de Funcionamento

O princípio de funcionamento de uma turbina eólica está baseado na conversão

de energia cinética – resultante do movimento de rotação causado pela incidência do

vento nas pás do rotor da turbina – em energia elétrica. As pás de um aerogerador são

especialmente projetadas para que a geometria de seus perfis gere uma força de

sustentação, que por sua vez, movimentará a pá. Existem dois fatores que, em conjunto,

são responsáveis pela força de sustentação, como verificado ao se analisar as figuras 7 e

8:

Mudança de direção no escoamento: Após passar pelo aerofólio, o

escoamento apresenta uma direção inclinada para “baixo” devido a

geometria do perfil. Logo, se o aerofólio exerce uma força vertical para

baixo no fluido, esse deve, de acordo com a 3ª Lei de Newton, exercer uma

força vertical para cima no aerofólio.

Gradiente de pressão: O aerofólio gera um gradiente de pressão entre as

partes inferior e superior do perfil, visível através do maior adensamento das

linhas de corrente. Logo, tal gradiente de pressão resulta em uma força

ascendente sobre o aerofólio.

Figura 7 - Princípio de Funcionamento de um Aerofólio

Fonte: Elaboração própria, adaptado de NASA, 2018.

Aerofólio

Aerofólio

empurrado

para cima

Escoamento desviado

para baixo

14

Figura 8 - Princípio de Funcionamento de uma Turbina Eólica

Fonte - Centro de Energia Eólica-PUC/RS, 2018

3.3. Tipos e Tecnologias de turbinas eólicas

Um primeiro exercício de categorização de turbinas eólicas pode consistir em

classificá-las conforme o local de sua instalação. Seguindo esse critério, é possível

classificar os aerogeradores como onshore ou offshore, caso estejam localizados em

terra ou a certa distância da costa, respectivamente.

As instalações offshore representam novos horizontes da utilização da energia

eólica. Embora apresentem instalações de maior custo de transporte, instalação e

manutenção, há muitas vantagens na sua utilização, principalmente se levarmos em

conta o esgotamento de áreas de grande potencial eólico em terra e as restrições

ambientais rigorosas sobre a utilização do solo. Além disso, a ausência de problemas

relacionados aos impactos sonoros (devido à distância da costa), a baixa rugosidade da

superfície marítima (permitindo turbinas com menores alturas) e a menor turbulência

dos ventos (ausência de barreiras) são fatores que impactam positivamente na adoção

dessa tecnologia. A partir das características locais, as turbinas eólicas offshore podem

ser instaladas utilizando diferentes tecnologias (Figura 9), como:

15

Plataformas semi-submersíveis – plataformas de flutuabilidade

estabilizada, que permanecem semi-submersas na superfície do oceano,

ancoradas ao fundo do mar com linhas de amarração. Muitas vezes

requerem uma estrutura grande e pesada para manter a estabilidade, mas

apresentam instalação menos complexa.

Spar buoy - são estruturas cilíndricas verticais de concreto ou aço de

grandes diâmetros ancoradas no fundo do mar. Essas estruturas tendem a

ser estáveis, pois possuem uma seção menos densa que a água acima de seu

centro de gravidade (gerando uma força ascendente – empuxo) e, abaixo,

uma seção mais densa. Possuem uma estrutura mais simples, de fácil

fabricação e oferecem boa estabilidade. Entretanto, podem existir

problemas logísticos durante a montagem, transporte e instalação.

Normalmente, são utilizadas em águas com mais de100m de profundidade.

Plataforma de perna atirantada (Tension Leg Platform): é uma estrutura

flutuante semi-submersa, ancorada ao fundo do mar com linhas de

amarração tensionadas que proporcionam estabilidade. Possuem uma

estrutura menor e mais leve, mas este design aumenta as tensões nos

sistemas de amarração.

Figura 9 - Tipos de Plataformas de Turbinas Eólicas Offshore

Fonte: DVORAK, 2018.

Além da localização, as turbinas eólicas podem ser classificadas pela direção de

seu eixo de rotação como as de eixo horizontal (com máquinas monopás, bipás, tripás,

16

quadripás e multipás) e as de eixo vertical como as máquinas de Darrieus e Savonius

(Figura 10). Atualmente os projetos de turbinas eólicas de grande porte são, em sua

maioria, tripás de eixo horizontal.

Figura 10 - Tipos de Turbinas Eólicas

Fonte - Centro de Energia Eólica-PUC/RS, 2018

3.3.1. Rotores de eixo vertical

As turbinas de eixo vertical geralmente captam a energia dos ventos sem

precisar alterar a posição do rotor, ou seja, não precisam de mecanismos de

acompanhamento das variações de direção do vento. Eles podem ser movidos tanto por

forças de sustentação (lift) como de arrasto (drag).

Os principais tipos de rotores de eixo vertical, ilustrados na figura 11, são: 1)

Savonius- que é movido predominantemente por forças de arrasto; e 2) Darrieus-

movido por forças de sustentação e constituído por duas ou três lâminas curvas de perfil

aerodinâmico.

17

Figura 11 - Tipos de Rotores de Eixo Vertical

Fonte: Portal Energia, 2018.

3.3.2. Rotores de eixo horizontal

Os rotores de eixo horizontal são os mais amplamente empregados e são

movidos, predominantemente, por forças de sustentação, que agem perpendicularmente

à direção de deslocamento do ar. Diferentemente dos rotores de eixo vertical,

apresentam a necessidade de estarem sempre posicionados perpendicularmente à

direção do vento e, portanto, dispõe de mecanismos que lhes permitem alterar sua

orientação.

Os rotores podem ser constituídos de uma ou mais pás (e, em casos especiais, de

contrapesos), que podem ter as mais variadas formas e empregar os mais variados

materiais (Figura 12). Em geral, utilizam-se pás rígidas de madeira, alumínio ou fibra de

vidro reforçada.

18

Figura 12 - Tipo de Rotores de Eixo Horizontal

Quanto à posição do rotor em relação à torre, as pás podem estar à jusante do

vento (downwind) ou a montante do vento (upwind). Rotores posicionados a jusante têm

o benefício de se orientarem passivamente à direção do vento, mas podem gerar

vibrações indesejadas na torre. Sistemas posicionados a montante eliminam os

problemas de vibração na torre, mas requerem mecanismos que controlem ativamente a

orientação do rotor.

3.4. Principais componentes das turbinas eólicas de eixo horizontal

Uma turbina eólica é constituída pelos seguintes componentes básicos: torre,

pás, cubo do rotor, eixo, nacele, gerador e, dependendo da tecnologia, caixa de

engrenagem. Ela também pode se subdividir em: rotor (compreendendo as pás, o cubo,

rolamentos e mecanismos de controle); trem de acionamento (compreendendo o eixo

principal, sistema de freios e se houver, caixa de engrenagem e eixo secundário); nacele

(considerando carenagem, sistema de orientação, peças estruturais e equipamentos

Mono-pá Bi-pá Tripá Multi pás Tip vane

À montante

com

orientação

passiva

À montante

com

orientação

ativa através

de rotores

laterais

À montante

com

orientação

ativa através

de palheta

À jusante

auto orientada

19

auxiliares); sistema de força elétrica (contendo gerador, conversor ou inversor, cabos

internos e transformador); e a torre. (ABDI, 2014)

Torre – elemento necessário para sustentar e posicionar o rotor e a nacele a uma

altura conveniente para o seu funcionamento (Figura 13). É um item estrutural de

grande porte e de elevada contribuição no custo inicial do sistema. As primeiras turbinas

utilizavam torres de metal treliçado. Posteriormente, com o uso de geradores mais

potentes, as torres passaram a sustentar um peso muito maior, tanto do gerador quanto

das pás. Por esse motivo, para garantir maior mobilidade e segurança, tem-se

empregado torres de metal tubular ou de concreto, cônicas, podendo ser sustentadas ou

não por cabos tensores. De acordo com dados da Agência Brasileira de

Desenvolvimento Industrial – ABDI (2018), as torres representam de 20 a 25% do custo

do aerogerador.

No Brasil, observa-se que as torres mais comuns nos parques eólicos são as

cônicas de aço e as híbridas, que tem a parte de baixo da torre (cerca de 60 metros)

construída em concreto e a parte superior feita em aço, acopladas por um anel de

transição. Recentemente, as torres totalmente de concreto vêm ganhando espaço no

mercado brasileiro e novos fabricantes estão atualmente desenvolvendo protótipos no

país. (ABDI, 2014)

Figura 13 - Tipos de torres – Tubular, Treliçada e com Cabo Tensor

Fonte: ABDI. 2014

20

Rotor - é o componente onde são fixadas as pás da turbina (Figura 14). Todo o

conjunto é conectado a um eixo que transmite a rotação das pás para o gerador, muitas

vezes, através de uma caixa multiplicadora.

Figura 14 - Cubo de rotor e subcomponentes

Fonte: ABDI. 2014

Nacele – É o compartimento instalado sobre a torre, onde se situa todo o

mecanismo do gerador, a caixa de engrenagens (quando utilizada) e o sistema de

controle, medição de ventos e motores de rotação do sistema para melhor

posicionamento em relação ao vento. As figuras 15 e 16 apresentam os principais

componentes instalados em dois tipos diferentes de naceles.

Figura 15 - Vista do interior da nacele de uma turbina eólica utilizando um gerador convencional

Fonte: DUTRA (2008)

21

Figura 16 - Vista do interior da nacele de uma turbina eólica utilizando um gerador multipolos

Fonte: DUTRA (2008)

Pás, cubo e eixo

As pás são perfis aerodinâmicos responsáveis pela interação com o vento,

convertendo parte de sua energia cinética em trabalho mecânico. Inicialmente

fabricadas com alumínio, atualmente também são fabricadas em material compósito –

resina epóxi ou poliéster reforçada com fibra de vidro e/ou carbono – e representam

cerca de 22% do custo do aerogerador e 7% de sua massa(Figura 17). As pás

normalmente recebem um acabamento superficial para proteção às intempéries, com

atenção especial ao “bordo de ataque”, parte frontal da pá que está em atrito direto com

vento, chuva e particulados em altas velocidades, sendo a região mais crítica, passível

de desgaste por erosão. (ABDI, 2014)

Nas turbinas que usam controle de velocidade por passo, a pá dispõe de

rolamentos em sua base para que possa girar modificando assim seu ângulo de ataque.

As pás são fixadas através de flanges em uma estrutura metálica a frente da

turbina denominada cubo (Figura 16).

22

Figura 17 - Processo de fabricação e montagem de pás eólicas

Fonte: ABDI. 2014

Outro componente da pá é a raiz de inserção (Figura 18). Trata-se de um item

crítico, fabricado separadamente, mas que depois é integrado à pá. Este item é ligado ao

cubo do rotor de turbina utilizando-se fixadores de metal colados ou fixados

mecanicamente na raiz, de acordo com a figura 18 abaixo.

Figura 18 - Raiz de Inserção e fixadores

Fonte: ABDI. 2014

Para as turbinas que utilizam o controle de velocidade por passo, o cubo além de

apresentar os rolamentos para fixação das pás também acomoda os mecanismos e

motores para o ajuste do ângulo de ataque de todas as pás.

O eixo é o responsável pelo acoplamento do cubo ao gerador fazendo a

transferência da energia mecânica da turbina. É construído em aço ou liga metálica de

alta resistência.

Caixa de multiplicação (transmissão) – é o mecanismo que transmite a energia

mecânica do eixo do rotor ao eixo do gerador. É composta por eixos, mancais,

23

engrenagens de transmissão e acoplamentos. Em um projeto tradicional de uma turbina

eólica a caixa de transmissão mecânica está entre o rotor e o gerador de forma a adaptar

a baixa velocidade do rotor à velocidade de rotação mais elevada dos geradores

convencionais.

A velocidade angular dos rotores geralmente varia na faixa de 20 a 150 RPM,

devido às restrições de velocidade na ponta da pá (tip speed). Entretanto, geradores

(sobretudo geradores síncronos) trabalham a rotações muito mais elevadas (em geral,

entre 1200 a 1800 RPM), tornando necessária a instalação de um sistema de

multiplicação entre os eixos.

Gerador – é o componente que tem a função de converter a energia mecânica

do eixo em energia elétrica. Embora essa conversão já seja tecnologicamente dominada,

a integração de geradores em turbinas eólicas, introduz complicações devido, sobretudo,

às variações na velocidade do vento e no torque de entrada, que devem ser controladas

para garantir a geração de eletricidade em frequências e tensões compatíveis com a rede

de transmissão. Atualmente, existem várias alternativas de conjuntos moto-geradores,

entre eles: geradores de corrente contínua, geradores síncronos, geradores assíncronos,

geradores de comutador de corrente alternada. Cada uma delas apresenta vantagens e

desvantagens que devem ser analisadas com cuidado na sua incorporação a sistemas de

conversão de energia eólica (DUTRA, 2008).

Mecanismos de controle - são utilizados para controlara velocidade de rotação

do rotor e as cargas transmitidas pelas pás. As turbinas mais modernas utilizam dois

diferentes princípios de controle aerodinâmicos – controle passo (pitch) e controle de

estol (stall) para limitar a extração de potência a potência nominal do aerogerador.

o Controle de Passo – sistema ativo que monitora continuamente o regime

de funcionamento do aerogerador e toda vez que é ultrapassada a potência

nominal do gerador, devido a um aumento da velocidade do vento, atua girando

as pás do rotor em torno do seu eixo longitudinal, reduzindo o ângulo de ataque.

Com isso, é possível controlar as forças aerodinâmicas que atuam sobre o rotor,

garantindo que irá operar dentro do regime para o qual foi projetado. Esse

controle é obtido por meio de “servomecanismos” (motores elétricos),

responsáveis pelo controle do ângulo de ataque das pás. Dessa forma, para todas

as velocidades do vento superiores à velocidade nominal, o ângulo é escolhido

24

de forma que a turbina produza apenas a potência nominal. Sob todas as

condições de vento, o escoamento em torno dos perfis das pás é bastante

aderente à superfície (Figura 19), produzindo sustentação aerodinâmica e

pequenas forças de arrasto.

Figura 19 - Fluxo aderente ao perfil

Fonte: DUTRA (2008)

As turbinas desenvolvidas com controle de passo são mais sofisticadas do que as

controladas por estol, porque estas necessitam de um sistema ativo para

controlar o ângulo de ataque das pás. Por outro lado, a alta complexidade do

sistema resulta em custos mais elevados em comparação com outros sistemas de

controle. De toda forma, esses sistemas apresentam uma série de vantagens, uma

vez que: (i) Permitem o controle mais preciso da potência e frequência de

geração, facilitando a integração com redes de transmissão; (ii) São mais

eficientes, os seja, podem gerar mais energia sob as mesmas condições; (iii)

Facilitam a partida do rotor; (iv) Não são necessários fortes freios para eventuais

paradas de emergência do rotor; (v) Permitem um melhor controle das cargas

atuantes sobre as pás; e (vi) Possibilitam a construção de pás mais leves.

o Controle de estol – sistema passivo que reage à velocidade do vento.

Uma das suas principais características diz respeito às pás do rotor, que são fixas

em seu ângulo de passo e não podem girar em torno de seu eixo longitudinal.

Nesses sistemas, o ângulo de passo é escolhido de forma que, para velocidades

de vento superiores a velocidade nominal, o escoamento em torno do perfil da

pá do rotor entre em estol. O efeito de estol acontece quando o fluxo de ar na

superfície do perfil deixa, repentinamente, de acompanhar a superfície, passando

a formar vórtices irregulares (turbulência), que diminuem a força de sustentação

e aumentam a força de arrasto. (Figura 20). As Turbinas com controle estol não

25

são tão complexas como as de controle de passo, pois não demandam um

sistema de mudança de passo. Em comparação com os aerogeradores que

possuem controle de passo, são apontadas, algumas vantagens na utilização

desse sistema, como: (i) A estrutura mais simplificada do rotor; e (ii) A

necessidade de menor manutenção, uma vez que há um número menor de peças

móveis.

Figura 20 - Fluxo separado (estol) em volta do perfil

Fonte: DUTRA (2008)

o Outras Tecnologias - recentemente, um híbrido de controle por estol e

de passo, denominado de “estol ativo” surgiu no mercado. Neste modelo, o

passo da pá do rotor é girado na direção do estol e não na direção da posição de

embandeiramento como é feito em sistemas convencionais de variação de passo.

De acordo com Dutra (2008), as vantagens deste sistema estão no fato de: serem

necessárias pequeníssimas mudanças no ângulo do passo; existir a possibilidade

de controle da potência sob condições de potência parcial (ventos baixos); e a

posição de embandeiramento das pás do rotor para cargas pequenas em situação

de ventos extremos.

3.5. Vantagens e Desvantagens do Uso da Energia Eólica

Seja na perspectiva da inovação e sustentabilidade, seja nos aspectos de

viabilidade econômica, a implantação de turbinas eólicas vem se mostrando cada vez

mais competitiva. O incremento de pesquisas a nível mundial e no Brasil está

favorecendo o desenvolvimento de novas tecnologias e materiais com preços mais

acessíveis, atraindo mais investimentos e consumidores.

No caso brasileiro, os dados levantados na EPE (Planos Decenais e Nacionais)

destacam o potencial da energia eólica como uma das alternativas de fontes renováveis,

26

que pode contribuir para a diversificação da matriz energética. Um dos aspectos

positivos na adoção da energia eólica está relacionado à possibilidade de

complementação dos recursos hídricos, que sofrem com a sazonalidade. Isso porque as

estações do ano com maior intensidade de ventos coincidem com os períodos de seca,

ou seja, de menor capacidade de produção de energia, por fontes hidráulicas.

(NASCIMENTO, MENDONÇA e CUNHA, 2012).

Contudo, deve-se ressaltar que a utilização de aerogeradores também traz

impactos ambientais negativos, como a geração de ruídos, interferência na paisagem,

sombras e reflexos causados pelas pás das turbinas, interferências eletromagnéticas e

acidentes com morcegos e pássaros. Mas estes são significativamente inferiores às

consequências produzidas por outras fontes de energia.

27

4. PROJETO DO AEROGERADOR

4.1. Geometria e Parâmetros Iniciais

4.1.1. Parâmetros Iniciais

O objetivo principal desse trabalho é realizar a concepção e o dimensionamento

de uma turbina eólica capaz de suprir a demanda energética de uma pequena

comunidade composta por 10 famílias da região Nordeste do país. Assume-se ainda que

a turbina em questão será instalada na região costeira, de forma a maximizar o

aproveitamento do potencial eólico.

A potencia necessária foi calculada a partir de dados da EPE que indicam que,

em 2016, o consumo mensal médio de uma família da região nordeste foi de 123

kWh/mês (EPE, 2017). Adicionalmente, foi considerado que a turbina irá operar com

um fator de capacidade de 36% (média registrada no Brasil em 2014), (MME, 2015).

Com isso, calcula-se a potência necessária como:

𝑊𝑛𝑒𝑐𝑒𝑠𝑠á𝑟𝑖𝑜 =

123

30 × 24× 10 ×

1

36%= 4,745 𝐾𝑊

(1)

Visando simplificar o projeto, foi considerado que a turbina eólica funcionará

em conjunto com um sistema de baterias capaz de armazenar a energia gerada em

períodos de baixo consumo, fazendo frente aos períodos de pico de utilização de

eletricidade.

A próxima premissa a ser definida é o regime de ventos na região de instalação

do aerogerador. Para tanto foi utilizado o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, conforme

a figura 21:

28

Figura 21 - Atlas do Potencial Eólico Brasileiro

Fonte: ANEEL (2005).

Finalmente, após análise das informações acima, definiu-se, para efeito de

dimensionamento do projeto, a velocidade do vento(𝑣𝑣), ortogonal ao rotor, como

sendo igual a 10m/s. Essa premissa considera que o aerogerador vai ser instalado em

uma região categorizada pelo Atlas, como classe 4 (nível máximo), o que corresponde

no mapa, ao litoral do Rio Grande do Norte. Cabe ressaltar, que estão sendo

29

desprezadas eventuais variações de velocidade decorrentes da diferença entre a altura do

aerogerador projetado e a altura de referência dos dados apontados no Atlas. Regiões

costeiras tendem a apresentar baixa rugosidade de superfície, não sendo tão impactadas

por diferenças de altura.

4.1.2. Geometria do Rotor:

4.1.2.1. Limite de Betz e Coeficiente de Potência

De acordo com os cálculos desenvolvidos pelo físico alemão Albert Betz no

início do século passado, a conversão máxima da energia do vento em energia mecânica

através de um aerogerador de eixo horizontal é de, aproximadamente, 59,3%. Esse

valor máximo – limite de Betz – indica que o coeficiente máximo de potência é de 0,59.

O limite de Betz pode ser demonstrado da seguinte forma:

Considerando que o ar se move a uma velocidade constante com uma massa

específica ρ, sabe-se que sua vazão mássica (��) é dada por:

�� = 𝜌. 𝐴. 𝑉 (2)

Onde A é a área da passagem de ar e V, a velocidade do vento.

Outro dado também conhecido é que a Energia Cinética (𝐸𝑐) contida nessa

massa de ar pode ser calculada por:

𝐸𝑐 =

1

2𝑚𝑣2

(3)

A

V

30

Onde 𝑚 é a massa de ar considerada.

A potência (𝑃)será a energia por unidade de tempo, ou seja:

𝑃 =

1

2𝑚𝑣2

(4)

Ao substituir 𝑚 na equação acima, a expressão obtida para a potência contida na

massa de ar é:

𝑃 =

1

2𝜌𝐴𝑣3

(5)

O cálculo da potência de aproveitamento pela turbina é feito partindo-se

do pressuposto que o ar é um fluido incompressível, em regime permanente, sem atrito

e considerando a ausência de vórtices. Considera-se, também, um número infinito de

pás, aproximando o rotor de um disco uniforme.

A figura abaixo demonstra o escoamento do ar através de uma turbina

eólica.

Figura 22 - Ilustração dos pontos a serem considerados para o uso da equação de Bernoulli

Supõe-se que a montante, o ar tem uma velocidade 𝑣 1e passa por uma área 𝐴1e

a jusante uma velocidade 𝑣4e superfície𝐴4. Nesses dois locais o ar encontra-se à pressão

atmosférica e a velocidade antes da passagem pelas pás (𝑣2) é a mesma após a

passagem (𝑣3), logo:

31

𝑝1 = 𝑝4 = 𝑝𝑎𝑡𝑚 𝑒 𝑣2 = 𝑣3

Onde 𝑝1 e 𝑝4 significam, respectivamente, a pressão do ar nas regiões 1 e 4,

𝑝𝑎𝑡𝑚 a pressão atmosférica e 𝑣2 2 𝑣3 a velocidade do ar nas regiões 2 e 3,

respectivamente.

De acordo com a lei de conservação de massa, sabe-se que:

𝜌. 𝐴1. 𝑣1 = 𝜌. 𝐴2. 𝑣2 = 𝜌. 𝐴3. 𝑣3 = 𝜌. 𝐴4. 𝑣4 = �� (6)

Onde 𝐴𝑛 significa a área de cada uma das regiões, conforme a figura 22.

Dessa forma, a força exercida pelo rotor sobre o vento (F) pode ser calculada

por:

𝐹 = 𝑚 . 𝑎 = ��∆𝑣 = ��(𝑣1 − 𝑣4) (7)

Utilizando-se a equação de Bernoulli entre os pontos 1 e 2 e entre os pontos 3 e

4, demonstrados na figura acima, obtém-se as seguintes expressões:

𝑝1 +

1

2𝑝𝑣1

2 = 𝑝2 +1

2𝜌𝑣2

2 (8)

𝑝3 +

1

2𝑝𝑣3

2 = 𝑝4 +1

2𝜌𝑣4

2 (9)

Assumindo-se que 𝑝1 = 𝑝4 𝑒 𝑣2 = 𝑣3 encontra-se a equação:

𝑝2 − 𝑝3 =

1

2𝜌(𝑣1

2 − 𝑣42)

(10)

Conhece-se que:

𝐹 = 𝑝. 𝐴 = 𝐴2(𝑝2 − 𝑝3) (11)

Substituindo 𝑝2 − 𝑝3 na equação acima, encontra-se a expressão:

32

𝐹 =

1

2𝜌𝐴2(𝑣1

2 − 𝑣42)

(12)

Como:

𝐹 = ��(𝑣1 − 𝑣4) (13)

Logo:

1

2𝜌𝐴2(𝑣1

2 − 𝑣42) = ��(𝑣1 − 𝑣4)

(14)

Sabe-se que:

𝜌. 𝐴2. 𝑣2 = �� (15)

Então:

1

2𝜌𝐴2(𝑣1

2 − 𝑣42) = 𝜌. 𝐴2. 𝑣2(𝑣1 − 𝑣4)

(16)

𝑣2 =

𝑣1 + 𝑣4

2

(17)

Utiliza-se, então, para o cálculo da potência, a seguinte expressão:

𝑃 = 𝐹. 𝑣2 (18)

𝑃 =

1

2𝜌𝐴2(𝑣1

2 − 𝑣42). (

𝑣1 + 𝑣4

2)

(19)

Para a obtenção do ponto de operação com a máxima potência deve-se calcular

𝑑𝑃

𝑑𝑣4= 0

(20)

Com a solução dessa operação encontram-se as seguintes relações:

33

𝑣4 =

1

3𝑣1

(21)

𝑣2 =

2

3𝑣1

(22)

Ao substituir essas relações na expressão da potência, encontra-se a expressão

para a potência máxima (𝑃𝑚𝑎𝑥):

(𝑃𝑚𝑎𝑥) =1

2𝜌𝐴2 (

𝑣1 +1

3𝑣1

2) . (𝑣1

2 − (1

3𝑣1)

2

) =8

27𝜌𝐴𝑣1

3

(23)

Com isso, a eficiência máxima (𝜂𝑚𝑎𝑥) pode ser achada:

𝜂𝑚𝑎𝑥 =𝑃𝑚𝑎𝑥

𝑃1=

8

27𝑝𝐴𝑣1

3

1

2𝑝𝐴𝑣1

3=

16

27= 59,3%

(24)

Deve-se considerar, entretanto, que em todo processo de conversão de energia

eólica em energia elétrica, existem perdas. Dessa forma, o coeficiente de potência que

indica o aproveitamento da energia gerada pela turbina, terá um valor inferior do limite

de Betz.

O Coeficiente de potência (𝐶𝑝) varia em função da geometria, número de pás e

tip speed ratio (𝜆), razão entre a velocidade da ponta da pá e a velocidade do vento

frontal, conforme a figura 23:

34

Figura 23 - Coeficiente de Potência em função do tip speed ratio e da geometria do rotor

Fonte: Hau, 2006

Para o projeto proposto (aerogerador de eixo horizontal com três pás) utilizou-se

um tip speed ratio (𝜆) igual a sete, de forma a otimizar o coeficiente de potência (𝐶𝑝)

que, para efeito de cálculos, será arredondado em 0,48.

Dessa forma, ao dividir a potência que se deseja gerar pelo coeficiente de

potência, obtém-se a quantidade total de energia cinética (𝑊𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜) existente na massa de

ar que atravessa uma determinada área frontal (𝐴𝑓):

𝑊𝑛𝑒𝑐𝑒𝑠𝑠á𝑟𝑖𝑜

𝐶𝑝= 𝑊𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜 = 9.885,4 𝑊

(25)

Em seguida, é possível calcular a Área Frontal (𝐴𝑓) necessária para capturar a

energia cinética (𝑊𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜, calculada acima) e, finalmente, o diâmetro do rotor (𝑑𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟):

𝑊𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜 =

𝑚𝑣2

2=

𝐴𝑓𝜌𝑣𝑣3

2= 9.885,4 𝑊

(26)

𝐴𝑓 =

9.885,4 × 2

𝜌𝑣𝑣3 = 16,7 𝑚2

(27)

35

𝐴𝑓 = 𝜋 × (

𝑑𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟

2)

2

= 16,7 𝑚2 (28)

𝑑𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = √16,7

𝜋× 2 = 4,6 𝑚

(29)

Considerando 𝜌 = 𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐í𝑓𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑜 𝑎𝑟 @ 25℃ = 1,1839 𝑘𝑔

𝑚3

4.1.3. Velocidade de rotação do aerogerador

Com base nos parâmetros definidos e calculados anteriormente, a velocidade de

rotação do aerogerador (𝜔) pode ser obtida por meio da fórmula:

𝜆 =

𝜔 × 𝑑𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟

2 × 𝑣𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜

(30)

𝜔 =

𝜆 × 2 × 𝑣𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜

𝑑𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟= 30,4 𝑟𝑎𝑑/𝑠 = 290,6 𝑟𝑝𝑚

(31)

4.1.4. Escolha do Aerofólio

A escolha do aerofólio utilizado foi embasada nas recomendações do

Laboratório Nacional de Energias Renováveis dos Estados Unidos (NREL).

Considerando os parâmetros de projetos, foi selecionado o perfil S833 (NREL. Wind

Turbine Airfoils), plotado na figura 24.

36

Figura 24 - Perfil S833

Fonte: AIRFOIL TOOLS, 2018.

Com o perfil do aerofólio selecionado, o único parâmetro que resta para definir a

geometria do aerofólio é a corda (𝐶). Contudo, para podermos definir a corda,

precisamos antes calcular a solidez (σ), relação entre a área total das pás e a área varrida

pelas pás, com o auxilio da figura 25:

Figura 25 - Solidez X Tip Speed Ratio

Fonte: Elaboração própria, adaptado de ROYAL INSTITUTE TECHNOLOGY-KTH, 2017

Como o tip speed ratio já havia sido determinado como igual a sete, conclui-se

que a solidez desejada deverá estar no intervalo aproximado:

4% ≤ 𝜎 ≤ 7%

Ra

zã

o e

ntr

e á

rea

to

tal d

o

roto

r e á

rea v

arr

ida aerogerador

37

Com isso, é possível calcular a corda das pás nos extremos desse intervalo,

conforme a fórmula a seguir:

𝐶 = 𝜎 × 𝜋 ×(


2)

2

𝑛 (𝑑𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟

2−

𝑑𝑐𝑢𝑏𝑜

2)

(32)

0,11 𝑚 ≤ 𝐶 ≤ 0,18 𝑚

Onde 𝑑𝑐𝑢𝑏𝑜 é o diâmetro do cubo (definido como 0,4 m) e n é o número de pás

(3).

Tendo em vista os resultados obtidos, definiu-se que as pás do aerogerador terão

uma corda de 0,15m, constante ao longo de todo o seu comprimento.

Em seguida definiu-se o ângulo de ataque que será utilizado. O ponto de partida

para essa análise é o cálculo do Número de Reynolds (𝑅𝑒) do escoamento que passa

pelas pás:

𝑅𝑒 =

𝑣𝑣 × 𝐶

𝜗= 100.000

(33)

Sendo 𝜗 = 1,5 × 10−5 = viscosidade cinemática do ar a 20℃

Com o número de Reynolds devidamente calculado, a ferramenta “airfoil tools”

foi utilizada para calcular alguns parâmetros aerodinâmicos do aerofólio selecionado. O

primeiro parâmetro a ser definido é o ângulo de ataque (𝛼) e para garantir a maior

eficiência do projeto, deve-se utilizar o ângulo que propicia a finesse (razão entre o

coeficiente de sustentação – 𝐶𝑙 e o coeficiente de arrasto – 𝐶𝑑) máxima. Seguem abaixo

as curvas polares do aerofólio selecionado, extraídas da ferramenta “airfoil tools”:

38

Figura 26- Curvas Polares

Fonte: AIRFOIL TOOLS, 2018

39

A análise da figura 26, em conjunto com a utilização do software “XFOIL”,

permite a definição do ângulo de ataque como sendo:

𝛼 = 8,5°

Em seguida, pode-se utilizar novamente o XFOIL para calcular os coeficientes

aerodinâmicos do aerofólio S833 nesse ângulo de ataque:

𝐶𝑙 = 0,8562

𝐶𝑑 = 0,0217

4.1.5. Esforços Atuantes nas pás

Com a definição da geometria do aerofólio e o cálculo dos principais

coeficientes aerodinâmicos, a próxima etapa a ser realizada é a análise das forças

atuantes nas pás.

Figura 27 - Esquema das Forças Atuantes no Aerofólio

Primeiramente, é necessário calcular a Velocidade do Vento Real (𝑣𝑣𝑟𝑒𝑎𝑙) ao

qual a pá está efetivamente submetida quando em rotação. Para isso realiza-se uma

40

soma vetorial entre a Velocidade do Vento Ortogonal ao rotor (𝑣𝑣) e a velocidade do

Vento Devido ao Movimento de Rotação da pá (𝑣𝑣𝑟𝑜𝑡𝑎çã𝑜), conforme a figura 27, acima:

𝑣𝑣𝑟𝑒𝑎𝑙

= √𝑣𝑣2 + 𝑣𝑣𝑟𝑜𝑡𝑎çã𝑜

2 (34)

𝑣𝑣𝑟𝑒𝑎𝑙= √𝑣𝑣

2 + (𝜔𝑟)2 = 70,6 𝑚/𝑠 (35)

Em seguida, pode-se calcular o ângulo de escoamento (𝜙), definido como a

distância angular entre o Vento Real e o eixo horizontal do sistema de coordenadas

presentes na figura 27.

𝜙 = 𝑡𝑎𝑛−1 (

𝑣𝑣

𝑣𝑣𝑟𝑜𝑡𝑎çã𝑜

) (36)

𝜙 = 𝑡𝑎𝑛−1 (𝑣𝑣

𝜔𝑟) = 8,1°

(37)

Uma vez definido o ângulo de escoamento, é possível iniciar o cálculo das

forças aerodinâmicas que atuam no sistema. São elas a Força de Sustentação (𝐹𝑙) e a

Força de Arrasto (𝐹𝑑), conforme definidas pelas fórmulas abaixo:

𝐹𝑙 =

1

2× 𝜌𝑣2𝐶𝑙𝑆

(38)

𝐹𝑑 =

1

2× 𝜌𝑣2𝐶𝑑𝑆

(39)

Onde 𝑆 = 𝑎𝑟é𝑎 𝑑𝑎 𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓í𝑐𝑖𝑒 = 𝑐 × (𝑟 − 𝑟𝑐𝑢𝑏𝑜)

41

Com isso, a Força Axial (𝐹𝑎) é calculada como sendo a soma das componentes

Forças de Sustentação Arrasto que atuam na direção do eixo y do sistema de

coordenadas da figura 27:

𝐹𝑎 =

1

2× 𝜌𝑣𝑣𝑟𝑒𝑎𝑙

2 𝑐(𝐶𝑙 cos 𝜙 + 𝐶𝑑 sin 𝜙)(𝑟 − 𝑟𝑐𝑢𝑏𝑜) (40)

𝐹𝑎 =1

2× 1,1893 × (70,6)2 × 0,15[0,8562 × cos(8,1) + 0,0217 × sin(8,1)](2,3 − 0,2)

(41)

𝐹𝑎 = 794 𝑁

Finalmente, pode-se calcular também o Torque (T) que atua sobre cada pá:

𝑇 =

1

4× 𝜌𝑣𝑣𝑟𝑒𝑎𝑙

2 𝑐(𝐶𝑙 sin 𝜙 + 𝐶𝑑 cos 𝜙)(𝑟2 − 𝑟𝑐𝑢𝑏𝑜2 )

(42)

𝑇 =1

4× 1,1893 × (70,6)2 × 0,15[0,8562 × sin(8,1) + 0,0217 × cos(8,1)][(2,3)2 − (0,2)2]

(43)

𝑇 = 166 𝑁. 𝑚

Para efeito de simplificação dos cálculos, estão sendo consideradas apenas as

forças atuantes na direção do eixo vertical do sistema de coordenadas da figura 27. As

forças atuantes no eixo horizontal (tangenciais ao rotor) estão sendo ignoradas por

apresentarem uma contribuição insignificante aos esforços atuantes nas pás. Contudo, é

justamente a resultante entre as componentes horizontais – das forças de arrasto e

sustentação – que gera o movimento de rotação das pás.

42

4.2. Projeto e Dimensionamento dos Componentes

4.2.1. Pás

Para a construção das pás foi utilizado um modelo de projeto usualmente

implementado na indústria aeronáutica. Esse método consiste na utilização de uma

longarina, que atravessa todo o comprimento da pá, sobre a qual são instaladas nervuras

que irão conferir o perfil aerodinâmico ao material que reveste a pá.

Para o projeto em questão, as nervuras e o revestimento da pá serão construídos

utilizando uma fibra de vidro padrão – Fiber Glass Grade B (Matweb, 2018a), com

densidade (𝜇𝑓𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑒𝑣𝑖𝑑𝑟𝑜) igual a 2490 kg/m3. A escolha desse material se deveu a seu

baixo peso e facilidade de manuseio. Já para a longarina, principal elemento estruturante

da pá, foi utilizado o aço AISI 4140 (Matweb, 2018b), que apresenta as seguintes

propriedades mecânicas:

𝜇𝑎ç𝑜𝐴𝐼𝑆𝐼 4140 = 7900 𝑘𝑔/𝑚3

𝑆𝑦𝑎ç𝑜𝐴𝐼𝑆𝐼 4140= 1735 𝑀𝑃𝑎

Figura 28 - – Modelo tridimensional da pá (“SolidWorks”)

Fonte: Elaboração Própria

A longarina foi projetada de forma a se estender por 0,16m após o fim da pá,

adentrando no cubo, onde será fixada por pinos. Dessa forma calcula-se que o

43

comprimento da longarina (𝑙𝑙𝑜𝑛𝑔𝑎𝑟𝑖𝑛𝑎) é igual a 2,26m. Já o diâmetro da longarina foi

definido como sendo 24 mm, medida compatível com a área disponível nas nervuras.

4.2.1.1. Análise de Tensões

Para validar o projeto das pás, o próximo passo seguido foi a análise das tensões

atuantes, de forma a verificar se as pás suportariam as cargas atuantes no sistema. Foi

assumida a premissa de que todos os esforços serão concentrados na longarina e que

esses serão devidos a: (i) peso das pás e (ii) forças aerodinâmicas.

Com o auxilio das ferramentas do software “SolidWorks”, foi calculado o

volume da longarina e dos componentes em fibra de vidro (revestimento e nervuras) e,

consequentemente, obteve-se o peso de cada pá projetada:

𝑃𝑝á = [(𝜇𝑓𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑒𝑣𝑖𝑑𝑟𝑜 × 𝑉𝑓𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑒𝑣𝑖𝑑𝑟𝑜) + (𝜇𝑎ç𝑜𝐴𝐼𝑆𝐼 4140 × 𝑉𝑎ç𝑜𝐴𝐼𝑆𝐼 4140)] × 𝑔

(44)

𝑃𝑝á = [(2490 × 0,00083) + (7900 × 0,00102)] × 9,81 (45)

𝑃𝑝á = 99,32 𝑁

Em seguida, foi considerado que o peso da pá é uniforme ao longo de seu

comprimento, o que permite calcular a carga distribuída devido ao peso (𝑃𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢í𝑑𝑜)

como:

𝑃𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢í𝑑𝑜 =

𝑃𝑝á

𝑙𝑙𝑜𝑛𝑔𝑎𝑟𝑖𝑛𝑎=

99,32

2,26= 43,95 𝑁/𝑚

(46)

Uma vez que a carga distribuída foi definida, pôde-se calcular o máximo

Momento Fletor (𝑀𝑝𝑒𝑠𝑜) e o máximo Esforço Cortante (𝑄𝑝𝑒𝑠𝑜) que incidem sobre a

longarina:

44

𝑀𝑝𝑒𝑠𝑜 =

𝑃𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢í𝑑𝑜 × 𝑙𝑙𝑜𝑛𝑔𝑎𝑟𝑖𝑛𝑎2

2=

43,95 × 2,262

2= 112 𝑁. 𝑚

(47)

𝑄𝑝𝑒𝑠𝑜 = 𝑃𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢í𝑑𝑜 × 𝑙𝑙𝑜𝑛𝑔𝑎𝑟𝑖𝑛𝑎 = 43,95 × 2,26 = 99 𝑁 (48)

Figura 29 - Diagramas de Momento Fletor e Esforços Cortantes devido ao peso

Em seguida, o mesmo procedimento foi realizado para calcular as tensões

provenientes das forças aerodinâmicas (calculadas anteriormente):

Momento Fletor máximo (𝑀𝐹𝑎) devido às forças aerodinâmicas:

𝑀𝐹𝑎

=𝐹𝑎

3× 𝑙 = 598 𝑁. 𝑚

(49)

Esforço Cortante máximo (𝑄𝐹𝑎) devido às forças aerodinâmicas:

45

𝑄𝐹𝑎

=𝐹𝑎

3= 265 𝑁

(50)

Figura 30 - Diagramas de Momento Fletor e Esforços Cortantes devido às Forças Aerodinâmicas

Dando sequência à análise dos esforços, calcula-se a tensão normal (𝜎) máxima,

utilizando a fórmula abaixo:

𝜎 =

𝑀 × 𝑦

𝐼

(51)

Sendo,

𝑦 = 𝑑𝑖𝑠𝑡â𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑎 𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎 𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎 𝑎𝑡é𝑎 𝑒𝑥𝑡𝑟𝑒𝑚𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑎 𝑠𝑒çã𝑜 = 𝑑𝑙𝑜𝑛𝑔𝑎𝑟𝑖𝑛𝑎

2

𝐼 = 𝑚𝑜𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑖𝑛é𝑟𝑐𝑖𝑎 =𝜋𝑑𝑙𝑜𝑛𝑔𝑎𝑟𝑖𝑛𝑎

4

64

Combinando as formulas acima, obtém-se:

𝜎 =

𝑀 × 32

𝜋𝑑𝑙𝑜𝑛𝑔𝑎𝑟𝑖𝑛𝑎3

(52)

Resolvendo para cada um dos momentos fletores:

𝜎𝑝𝑒𝑠𝑜 = 82,7 𝑀𝑃𝑎

𝜎𝐹𝑎= 440,6 𝑀𝑃𝑎

46

Combinando os resultados:

𝜎𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝜎𝑝𝑒𝑠𝑜 + 𝜎𝐹𝑎= 523,3 𝑀𝑃𝑎 (53)

Seguindo para a análise da tensão cisalhante, utiliza-se a fórmula (Timoshenko,

p. 107, 1994):

𝜏 =

4𝑄

3𝐴

(54)

Sendo:

𝐴 = á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑎 𝑠𝑒çã𝑜 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 = 𝜋𝑑𝑙𝑜𝑛𝑔𝑎𝑟𝑖𝑛𝑎

2

4

Logo, combinando as fórmulas, é possível calcular a tensão cisalhante máxima

como:

𝜏 =

16𝑄

3𝜋𝑑𝑙𝑜𝑛𝑔𝑎𝑟𝑖𝑛𝑎2

(55)

Resolvendo para os dois esforços cortantes determina-se:

𝜏𝑝𝑒𝑠𝑜 = 291,8 𝐾𝑃𝑎

𝜏𝐹𝑎= 781,0 𝐾𝑃𝑎

Somando os resultados obtém-se:

𝜏𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝜏𝑝𝑒𝑠𝑜 + 𝜏𝐹𝑎= 1072,8 𝐾𝑃𝑎 = 1,1 𝑀𝑃𝑎 (56)

Uma vez que as tensões cisalhante e normal foram calculadas, é possível

prosseguir à definição da Tensão Equivalente de Von Mises, através da fórmula:

𝜎𝑚𝑖𝑠𝑒𝑠 = √𝜎𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

2 + 3𝜏𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙2 = 523,3 𝑀𝑃𝑎

(57)

47

Finalmente, a Tensão Equivalente de Von Mises pode ser comparada às

propriedades mecânicas do material escolhido como forma de avaliar o Fator de

Segurança (FS) do projeto:

𝐹𝑆 =

𝑆𝑦𝑎ç𝑜𝐴𝐼𝑆𝐼 4140

𝜎𝑚𝑖𝑠𝑒𝑠

(58)

𝐹𝑆 =

1735

523,3= 3,3

(59)

Logo, é possível concluir que a pá projetada suportará as tensões que lhe serão

submetidas durante o funcionamento do aerogerador.

4.2.2. Gerador

A escolha do gerador utilizado no projeto foi realizada através do catálogo de

produtos da fabricante WEG. O principal parâmetro observado foi a potência gerada,

que deveria ser semelhante, mas ligeiramente superior a potência nominal do projeto de

forma a atender às necessidades energéticas dos usuários. Considerando essa restrição,

selecionou-se o motor WEG W22 IR2 L122, que será utilizado como um gerador

(Figura 31). A escolha do gerador utilizado não leva em consideração potenciais

problemas associados à frequência da energia gerada e sua eventual incompatibilidade

com a rede elétrica devido à variações na velocidade do vento. Assume-se que o gerador

poderá ser instalado em conjunto com controladores de carga e inversores capazes de

sincronizar o aerogerador à rede.

48

Figura 31 - Motor WEG W22 IR2 L122

Fonte: WEG

As principais especificações e propriedades do motor estão detalhadas no Anexo

I, que também contém o desenho técnico do mesmo.

4.2.3. Caixa de Engrenagens

O gerador selecionado demanda uma velocidade de rotação de 3495 RPM para

operar em condições nominais. Contudo o conjunto aerodinâmico do aerogerador

(rotor) foi projetado para funcionar a uma velocidade de rotação de, aproximadamente,

291 RPM. Devido a essa incompatibilidade, tornou-se necessário utilizar uma caixa de

marchas capaz de realizar uma multiplicação de rotação na razão aproximada de 1:12.

Para tanto, consultou-se o catálogo da fabricante norte americana Rexnord e,

tendo como parâmetros de entrada a razão de multiplicação, a potência transmitida e o

posicionamento dos eixos de entrada e saída (deu-se preferência a uma configuração

coaxial, com o objetivo de tornar a nacele mais compacta), selecionou-se o modelo Falk

Ultramite 204UCBN2A-12N1(Figura 32).

Figura 32 - Caixa de Marchas FalkUltramite 204UCBN2A-12N1

Fonte: Rexnord

49

O desenho técnico e as principais especificações e propriedades da caixa de

marcha estão detalhados no Anexo II.

4.2.4. Cubo do Rotor

O Cubo do Rotor é o elemento que une as pás ao eixo de baixa rotação. Para

esse projeto, o Cubo foi dimensionado, visando diminuir o peso do componente, sem

comprometer sua resistência mecânica. Ele é formado por um disco com 3 rasgos, 3

furações radiais para o encaixe das pás e um suporte para o acoplamento do eixo de

baixa rotação (Figura 33).

Figura 33 - Modelo tridimensional do cubo do rotor


O material escolhido foi o aço AISI 1020, por apresentar boas propriedades

mecânicas, ser amplamente disponível no mercado, possuir baixo custo e boa

usabilidade. Com o auxílio do software SolidWorks, foi possível calcular o volume de

material presente no Cubo e, multiplicando-o pela massa específica do aço AISI 1020,

obteve-se o peso do Cubo:

𝑃𝑐𝑢𝑏𝑜 = 𝑉𝑐𝑢𝑏𝑜 . 𝜇𝑎ç𝑜𝐴𝐼𝑆𝐼 1020. 𝑔 (60)

50

𝑃𝑐𝑢𝑏𝑜 = 0,0003662 𝑚³ . 7900

𝑘𝑔

𝑚3. 9,81 𝑚/𝑠² = 82,38 𝑁

(61)

4.2.5. Eixo de Baixa Rotação

4.2.5.1. Cálculos Iniciais

O eixo de baixa rotação é o elemento mecânico responsável por transmitir a

energia cinética proveniente do rotor para a caixa de marchas que, por sua vez, adequará

a velocidade de rotação à condição de utilização do gerador. Decidiu-se utilizar como

material o aço AISI 4140, que possui as seguintes propriedades:



𝑆𝑢𝑡𝑎ç𝑜𝐴𝐼𝑆𝐼 4140= 1965 𝑀𝑃𝑎

Adicionalmente, foi decidido que o eixo possuirá três seções com diâmetros

diferentes, conforme a figura 34:

Figura 34 - Seções do Eixo de Baixa Rotação


Onde:

𝐿1 = 50 mm = seção inserida no cubo do rotor para permitir a conexão entre os

componentes

𝐿2 = 50 mm = seção livre entre o cubo do rotor e o mancal de rolamento

𝐿3 = seção sobre a qual se apoia o mancal de rolamento – será determinada

adiante, quando do dimensionamento dos mancais de rolamento

𝐿4 = 150mm

𝐿5 = 𝐿2

51

O primeiro passo a ser realizado é a determinação do diâmetro mínimo (𝑑1)

necessário ao eixo para suportar as tensões envolvidas. Tal diâmetro mínimo se

encontra na seção crítica do eixo, aquela com maior possibilidade de apresentar falhas,

ou seja, a seção 𝐿3 (pois apresenta o menor diâmetro e está próxima a um concentrador

de tensões). Tendo em vista que o eixo será submetido a um carregamento dinâmico,

decidiu-se utilizar o método de Soderberg para dimensionar o diâmetro 𝑑1, conforme

fórmula abaixo (BUDYNAS, NISBETT, 2011):

𝑑1 = [32 𝐶𝑆

𝜋 × ((

𝑀

𝑆𝑒)

2

+ (𝑇

𝑆𝑦)

2

)

12⁄

]

13⁄

(62)

Sendo:

𝐶𝑆 = Coeficiente de Segurança

𝑀 = Momento Fletor

𝑆𝑒 = Limite de Resistência à Fadiga

T = Torque

𝑆𝑦 = Limite de Escoamento

Contudo, o método de Sorderberg é um método iterativo, pois, como será visto

adiante, o diâmetro também influenciará no valor do Limite de Resistência à Fadiga

(𝑆𝑒). Por esse motivo, torna-se necessário realizar uma primeira estimativa,

independente de 𝑆𝑒, conforme a seguinte fórmula:

𝑑1 = √32 𝐶𝑆

𝜋𝑆𝑦 × √𝑀2 +

3

4𝑇2

(63)

Em seguida foram definidos os termos da equação de Sorderbeg, iniciando-se

pelo Coeficiente de Segurança, fixado em 2 (DE MARCO, 1989).O Torque já havia

sido calculado anteriormente (3 x 166 = 498 N.m) e o 𝑆𝑦 é uma propriedade do material

(1735 𝑀𝑃𝑎). Finalmente, o momento fletor pode ser calculado pela fórmula:

52

𝑀 = 𝑃𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 × 𝐿2 (64)

𝑀 = (3𝑃𝑝á + 𝑃𝑐𝑢𝑏𝑜) × 𝐿2 (65)

𝑀 = (3 × 99,32 + 82,38 ) × 0,5 = 190 𝑁. 𝑚 (66)

Com esses dados, é possível resolver a fórmula da estimativa inicial:

𝑑1 = √32 × 2

𝜋 × 1735 × √1902 +

3

44982 = 2,4 𝑐𝑚

(67)

A partir dessa primeira estimativa torna-se possível calcular o último termo

ainda não definido da Equação de Soderberg, o 𝑆𝑒, que pode ser obtido pela fórmula

abaixo:

𝑆𝑒 = 𝑆𝑒′ × 𝐾𝑎 × 𝐾𝑏 × 𝐾𝑐 × 𝐾𝑑 (68)

Onde:

𝑆𝑒

′ =𝑆𝑢𝑡

2= 983 𝑀𝑃𝑎

(69)

𝐾𝑎 = 4,51 × 𝑆𝑢𝑡−0,265 = 0,605 (70)

(Fator de Acabamento para Superfície Usinada)

𝐾𝑏 = 1,24. 𝑑1−0,107

(71)

(Fator de Forma)

53

𝐾𝑐 = 0,753 (72)

(Fator de Confiabilidade de 99,9%)

𝐾𝑑 = 1 (73)

(Fator de Temperatura para utilizações abaixo de 350°C)

Com os termos da Equação de Soderberg definidos acima, é possível iniciar

iterações a partir da estimativa inicial de 𝑑1 (24 mm) que, eventualmente, convergem

para o diâmetro mínimo de 31 mm.

4.2.5.2. Sistema de Apoio – Mancais de Rolamentos

Com o diâmetro mínimo do eixo devidamente calculado, prosseguiu-se ao

dimensionamento de seu sistema de apoio. Decidiu-se utilizar dos mancais de rolamento

idênticos, da marca SKF. O processo de seleção dos mancais e rolamentos foi realizado

através da ferramenta interativa de seleção de componentes da própria SKF, disponível

gratuitamente em seu website. Por fim, selecionou-se o modelo 21307 CC, um

rolamento de rolos esféricos com 2 carreiras. Os desenhos técnicos e especificações do

rolamento se encontram no Anexo 3.

Figura 35–Esforços no Rolamento do Eixo

Fonte: Elaboração própria, adaptado de SANTORA (2018).

Força Radial

Força Axial

54

Em seguida, realizou-se o cálculo da vida nominal ajustada dos rolamentos,

utilizando como premissa os esforços destacados na figura 35. Os cálculos foram

desenvolvidos em uma ferramenta disponibilizada pela própria SKF e o resultado

obtido indica que os rolamentos apresentarão uma vida nominal ajustada (𝐿10) de 80800

horas, ou seja, superior a 9 anos.

4.2.5.3. Continuação do Dimensionamento do Eixo

Pode-se, então, concluir o dimensionamento do eixo de baixa rotação utilizando

as dimensões do rolamento selecionado:

𝑑1 = 35𝑚𝑚

𝑑2 = 45𝑚𝑚

𝐿3 = 53𝑚𝑚

Adicionalmente, foi fixado o comprimento da seção intermediária do eixo como:

𝐿4 = 150𝑚𝑚

4.2.5.4. Elementos de Fixação - Chavetas

Em seguida, os próximos elementos a serem dimensionados são as chavetas que

permitirão o acoplamento entre o eixo de baixa rotação e o cubo do rotor em uma

extremidade e entre o eixo e a caixa de marchas na extremidade oposta.

Decidiu-se utilizar chavetas planas idênticas em aço AISI 4140, que foram

projetadas, de acordo com BUDYNAS e NISBETT (2011) e com a figura 36.

55

Figura 36 - Dimensões Chavetas Planas

Fonte: DE MARCO (2016) Material didático da Disciplina Elementos de Máquinas 1

𝑙𝑐ℎ𝑎𝑣𝑒𝑡𝑎 = 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑎 𝑐ℎ𝑎𝑣𝑒𝑡𝑎 = 30𝑚𝑚

ℎ𝑐ℎ𝑎𝑣𝑒𝑡𝑎 = 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑎 𝑐ℎ𝑎𝑣𝑒𝑡𝑎 = 8𝑚𝑚

𝑏𝑐ℎ𝑎𝑣𝑒𝑡𝑎 = 𝑙𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑎 𝑐ℎ𝑎𝑣𝑒𝑡𝑎 = 10𝑚𝑚

Uma vez que as dimensões das chavetas foram definidas, o passo seguinte foi a

realização de uma análise das tensões para, posteriormente, determinar os coeficientes

de segurança do projeto:

Tensão de Cisalhamento:

𝜏 =

2. 𝑇

𝑑1. 𝑏𝑐ℎ𝑎𝑣𝑒𝑡𝑎. 𝑙𝑐ℎ𝑎𝑣𝑒𝑡𝑎

(74)

56

𝜏 =

2 × 498

0,035 × 0,010 × 0,030= 95 𝑀𝑃𝑎

(75)

Tensão de Compressão:

𝜎 =

4. 𝑇

𝑑1. ℎ𝑐ℎ𝑎𝑣𝑒𝑡𝑎. 𝑙𝑐ℎ𝑎𝑣𝑒𝑡𝑎

(76)

𝜎 =

4 × 498

0,035 × 0,008 × 0,030= 237 𝑀𝑃𝑎

(77)

Coeficientes de segurança:

𝐶𝑆𝑐𝑖𝑠𝑎𝑙ℎ𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 =

0,577 × 𝑆𝑦𝑎ç𝑜𝐴𝐼𝑆𝐼 4140

𝜏

(78)

𝐶𝑆𝑐𝑖𝑠𝑎𝑙ℎ𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 =

0,577 × 1735

95= 10,5

(79)

e:

𝐶𝑆𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠ã𝑜 =


𝜎

(80)

𝐶𝑆𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠ã𝑜 =

1735

237= 7,3

(81)

4.2.6. Nacele

A Nacele é o componente que protege o gerador e demais componentes do

gerador de fatores externos como chuva, poeira, etc. No projeto em questão a nacele é

composta por uma base de aço (AISI 1020) na qual os componentes do aerogerador são

57

fixados e também uma carcaça de fibra de vidro que completa o envolvimento das

partes vitais do aerogerador.

4.2.6.1. Sistema de Orientação – Rolamento

O próximo item a ser dimensionado é o rolamento da nacele, responsável por

permitir que o aerogerador mude sua orientação seguindo eventuais mudanças na

direção do vento.

Assim como na seção 4.2.5.2., a escolha do rolamento da nacele também foi

realizada através da ferramenta de seleção de rolamentos da SKF.

Figura 37 - Esforços no Rolamento da Nacele

Fonte: Elaboração própria, adaptado de SANTORA (2018).

Conforme a figura 37, o rolamento da nacele está submetido às seguintes forças:

𝐹𝑜𝑟ç𝑎 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑎𝑙 = 2382 𝑁

𝐹𝑜𝑟ç𝑎 𝐴𝑥𝑖𝑎𝑙 = 𝑃𝑁𝑎𝑐𝑒𝑙𝑒 = 1265 𝑁

Sendo o peso da Nacele determinado a partir das informações fornecidas pelos

fabricantes dos componentes e com o auxílio do Solidworks.

Força Radial

Força Axial

58

Com os parâmetros definidos acima, foi selecionado o rolamento SKF 61830,

um rolamento de esferas com uma carreira que, de acordo com as ferramentas da SKF,

será capaz de operar durante uma vida nominal ajustada (𝐿10) superior a 32500 horas,

ou seja, superior a 37 anos.

4.2.7. Torre

O último componente que precisa ser dimensionado para conclusão do projeto é

a torre do aerogerador.

O primeiro parâmetro que foi selecionado foi sua altura (𝐻𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒). Decidiu-se que

o aerogerador deveria apresentar um vão livre de 20m em relação ao solo para garantir a

segurança do equipamento e o aproveitamento de um regime mais constante de vento

(quanto mais próximo do solo, mais turbulento é o vento, devido às irregularidades do

terreno e eventuais obstáculos):

𝐻𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 = 20 +


2= 22,3𝑚

(82)

Em seguida foi selecionado o material que será utilizado para sua fabricação.

Optou-se pelo aço AISI 4140, que possui as seguintes propriedades:



𝑆𝑢𝑡𝑎ç𝑜𝐴𝐼𝑆𝐼 4140= 1965 𝑀𝑃𝑎

𝐸𝑎ç𝑜 𝐴𝐼𝑆𝐼 4140 = 205 𝐺𝑃𝑎

O próximo passo foi o dimensionamento da geometria da torre. Decidiu-se que a

torre seria cilíndrica e seu diâmetro interno (𝑑𝑖𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒) foi dimensionado com base nas

recomendações do fabricante do rolamento da nacele (SKF), que recomenda uma

dimensão máxima de 184 mm (Anexo 3 – Rolamento 61830 – Abutment Dimensions” -

𝐷𝑎). Visando facilitar a fabricação e diminuir os custos, o diâmetro interno utilizado foi

180mm. Finalmente, estimou-se que uma parede de 8mm deveria ser suficiente para

59

suportar as cargas às quais a torres estará submetida e, portanto, o diâmetro

externo (𝑑𝑒𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒) foi dimensionado em 196mm.

Contudo, é necessário realizar uma análise de tensões para se obter os

coeficientes de segurança do projeto e, consequentemente, concluir se o

dimensionamento proposto é adequado.

Primeiramente, realizaram-se cálculos de resistência à flambagem:

Momento de inércia (𝐼):

𝐼 =

𝜋(𝑑𝑒𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒4 − 𝑑𝑖𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒

4 )

64= 2,1 × 10−5𝑚4

(83)

Em seguida calcula-se a carga crítica de flambagem (𝑃𝑐𝑟) através da fórmula de

Euler da coluna (BUDYNAS, NISBETT, 2011):

𝑃𝑐𝑟 =

𝐶𝜋2𝐸𝑎ç𝑜 𝐴𝐼𝑆𝐼 4140𝐼

𝐻𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒2

(84)

Sendo,

𝐶 = 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑞𝑢𝑒 𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑒 𝑑𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖çõ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑒𝑥𝑡𝑟𝑒𝑚𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 =1

4

Logo:

𝑃𝑐𝑟 =

14⁄ × 𝜋2 × 205 × 109 × 2,1 × 10−5

22,32= 21,4 𝐾𝑁

(85)

Concluindo a análise de flambagem, determina-se o coeficiente de segurança

(𝐶𝑆𝑓𝑙𝑎𝑚𝑏𝑎𝑔𝑒𝑚):

60

𝐶𝑆𝑓𝑙𝑎𝑚𝑏𝑎𝑔𝑒𝑚 =

𝑃𝑐𝑟

𝑃𝑛𝑎𝑐𝑒𝑙𝑒= 17

(86)

O segundo critério utilizado é a análise das tensões presentes na torre, que foram

dividas em tensões axiais e radiais (Figura 38):

Figura 38 - Esforços na Torre do Aerogerador

Fonte: Elaboração própria.

O momento fletor e o cortante podem ser calculados através das fórmulas:

𝑀 = 3 × 𝐹𝑎 × 𝐻𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 = 53,1 𝐾𝑁. 𝑚 (87)

𝑄 = 3 × 𝐹𝑎 = 2,4 𝐾𝑁

(88)

Onde 𝐹𝑎 = Somatório das Forças Aerodinâmica que atuam em cada pá, na

direção radial do rotor

Em seguida, a metodologia utilizada na análise de esforços das pás (seção

4.2.1.1.) é reutilizada para determinar as tensões normais e cisalhantes:

𝜎 =

𝑀 × 𝑦

𝐼

(89)

Força Radial

Força Axial

61

Sendo,

𝑦 = 𝑑𝑖𝑠𝑡â𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑎 𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎 𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎 𝑎𝑡é 𝑎 𝑒𝑥𝑡𝑟𝑒𝑚𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑎 𝑠𝑒çã𝑜 = 𝑑𝑒𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒

− 𝑑𝑖𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒

2

𝑦 =

0,196 − 0,180

2= 8 × 10−3𝑚

(90)

𝐼 = 𝑚𝑜𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜𝑑𝑒𝑖𝑛é𝑟𝑐𝑖𝑎 = 2,1 × 10−5𝑚4

Logo:

𝜎 =

53,1 × 103 × 8 × 10−3

2,1 × 10−5= 202 𝑀𝑃𝑎

(91)

O cálculo da tensão cisalhante também foi realizado seguindo a metodologia

apresentada na seção 4.2.1.1.:

𝜏 =

4𝑄

3𝐴

(92)

Sendo:

𝐴 = á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑎 𝑠𝑒çã𝑜 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 = 𝜋𝑑𝑒𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒

2 − 𝑑𝑖𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒

2

4= 4,7 × 10−3𝑚²

Logo:

𝜏 =

4 × 2,4 × 103

3 × 4,7 × 10−3= 0,7 𝑀𝑃𝑎

(93)

Uma vez que as tensões cisalhante e normal foram calculadas, é possível

prosseguir à definição da Tensão Equivalente de Von Mises, através da fórmula:

62

𝜎𝑚𝑖𝑠𝑒𝑠 = √𝜎2 + 3𝜏2 = 202 𝑀𝑃𝑎 (94)

Finalmente, a Tensão Equivalente de Von Mises pode ser comparada às

propriedades mecânicas do material escolhido como forma de avaliar o Fator de

Segurança (FS) do projeto:

𝐹𝑆 =


𝜎𝑚𝑖𝑠𝑒𝑠

(95)

𝐹𝑆 =

1735

202= 8,6

(96)

Logo, é possível concluir que a torre projetada suportará as tensões que lhe serão

submetidas durante o funcionamento do aerogerador.

4.3. Desenho Técnico do Aerogerador

Uma vez que o dimensionamento dos componentes do aerogerador foi

concluído, prosseguiu-se com a realização dos desenhos técnicos dos componentes

previamente projetados e da montagem final.

A modelagem tridimensional e os desenhos técnicos foram feitos com o auxílio

do software de CAD Solidworks. Todos os desenhos foram realizados conforme as

normas técnicas vigentes e se encontram no anexo IV desse trabalho.

63

5. CONCLUSÃO

O Trabalho desenvolvido atingiu seu objetivo: Projetar e dimensionar um

Aerogerador capaz de suprir a demanda energética de uma pequena comunidade da

região nordeste. Com isso, o presente trabalho serve de estudo de caso que comprova a

viabilidade da adoção de fontes renováveis para a geração de energia elétrica para

consumidores residenciais.

Adicionalmente, vale ressaltar que o aerogerador foi projetado com

componentes de baixa complexidade e fácil fabricação, as únicas exceções sendo os

componentes que já se encontram disponíveis no mercado. A simplicidade é uma

característica essencial ao projeto, garantindo um maior tempo de vida com menores

custos de manutenção, ou seja, melhorando a viabilidade técnico-econômica do projeto.

5.1. Sugestões para Trabalhos Futuros

Devido à complexidade do tema e dos diversos campos disciplinares que estão

englobados no projeto de um aerogerador, é de se esperar que existam aspectos que não

foram aprofundados nesse trabalho de conclusão de curso. Por esse motivo, é possível

sugerir diversos novos estudos que poderão vir a complementar e aprimorar o

aerogerador projetado. São eles:

Estudo vibracional e de ruídos, englobando os efeitos no próprio

equipamento e em seus arredores;

Projeto das fundações necessárias para fixação da torre do aerogerador;

Projeto da instalação elétrica do aerogerador e suas conexões com a rede de

distribuição/transmissão;

Estudo econômico/financeiro abordando os possíveis ganhos econômicos da

adoção do aerogerador frente a outras fontes “convencionais” de energia;

Estudos aerodinâmicos das pás do aerogerador e desenvolvimento de novos

perfis mais eficientes.

64

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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69

ANEXO I – GERADOR WEG W22 IR2 L122

70

71

ANEXO II – CAIXA DE MARCHA FALK ULTRAMITE 204UCBN2A-12N1

72

ANEXO III – ROLAMENTOS SKF

73

74

ANEXO IV – DESENHOS TÉCNICOS AEROGERADOR

21

21

16

19

18

3 46

7

8 1110

15 12

9

13

14

5

20 17

Unidade: mmUFRJEngenharia MecânicaProf. Armando Pina

Escala: 1:5POLIData: 01/03/2018Projeto Final de Graduação

1º DiedroBernardo Arruda Lamarca

LISTA DE PEÇAS

Nº Qtd. Especificação Material

2

20

1

4

3

21

19

8

5

67

18

12

14

9

11

15

16

13

10

17

Pá

Longarina

Cubo do Rotor

Cone do Rotor

Caixa do Mancal

Rolamento SKF 21307 CC

Porca Sextavada M12

Parafuso Sextavado M12 x 45

Eixo de Baixa Rotação

Chaveta 8 x 10 x 30

Conexão Eixo - Caixa de Marchas

Caixa de Marchas Falk ULTRAMITE204UCBN-12N1


Conexão Cx. de Marchas - Ger.

Gerador WEG W22 IR2 L122


Nacele

Base de Fixação

Torre

Rolamento SKF 61830

Porca Sextavada M15

3

3

1

1

2

2

8

4

1

2

1

1

4

4

1

1

4

1

1

1

1

ELemento Comercial

ELemento Comercial

ELemento Comercial

ELemento Comercial

ELemento Comercial

ELemento Comercial

ELemento Comercial

ELemento Comercial

ELemento Comercial

ELemento Comercial

Fibra de Vidro

Aço AISI 4140

Aço AISI 4140

Aço AISI 4140

Aço AISI 4140

Aço AISI 4140

Aço AISI 4140

Elemento Comercial

Aço AISI 1020

Fibra de Vidro

Fibra de Vidro

24

53,68

1

150

210

0

A

A

10

222

,22

1

CORTE A-A

ESCALA 1 : 5

Bernardo Arruda Lamarca 1º Diedro

Projeto Final de Graduação Data: 01/03/2018 POLI Escala: 1:2

Prof. Armando Pina Engenharia Mecânica UFRJ Unidade: mm

Peça Denominação e observações Quant. Material e dimensões

1 3 Fibra de Vidro 150 x 2100 Pá - Aerofólio S833

110

80

66

A

A

182

12

15,50

23

20

R5

26

46

170

21

CORTE A-A

ESCALA 1 : 2.5


Projeto Final de Graduação Data: 01/03/2018 POLI Escala: 1:2,5



3 2 Aço AISI 4140 182 x 46 x 170 Caixa do Mancal

153

1

50

100

35

45

10

30

12,

38


Projeto Final de Graduação Data: 01/03/2018 POLI Escala: 1: 2,5



5 1 Aço AISI 4140 35 x 403 Eixo de Baixa Rotação

10

46

89

A

A

29,46 8

4,14

54

30

5,50 34,27

3,73

CORTE A-A

ESCALA 1 : 2

8





7 1 Aço AISI 4140 46 x 89 Conexão Eixo - Caixa de Marchas

50

31

42,40

29

A

A

6

8

6,70 28,44

3,66

5

5

18,51

2,99

CORTE A-A

ESCALA 1 : 1





9 1 Aço AISI 4140 42,4 x 81Conexão Cx de Marchas - Ger.

2

R220

R200

R220

1248,07

322

342

230 1

065





10 1 Fibra de CarbonoNacele

12

15

12

12

15

12

230

106

5,55

R14,39

20

140

115

39,50

67

176

8

7 1

48,0

9 1

65

243

,97

47,50

R14,39

3

10

15

0

16

3

50

10

90





13 1 Aço AISI 4140 1065,55x230x10Base de Fixação

223

20

20

A

A 180

196

206 8

CORTE A-A

ESCALA 1 : 10





16 1 Aço AISI 4140 196 x 22320Torre

10

400

R160 R60

60,73 70°

R20

A

A 1

60

8,7

3

43

CORTE A-A

ESCALA 1 : 5

24

50

75

50





20 1 Aço AISI 1020 400 x 100 Cubo do Rotor

40

0

A

A

5

CORTE A-A

ESCALA 1 : 5





21 1 FIbra de VidroCone do Rotor

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