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PROJETO MECÂNICO DE AEROGERADOR DE EIXO VERTICAL PARA
APLICAÇÃO EM AMBIENTE NEARSHORE
Fernando José Facina David Silva
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Mecânica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientadores:
Armando Carlos de Pina Filho, D.Sc.
Eliab Ricarte Beserra, D.Sc.
Rio de Janeiro
Fevereiro de 2020
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
DEM/POLITÉCNICA/UFRJ
PROJETO MECÂNICO DE AEROGERADOR DE EIXO VERTICAL PARA
APLICAÇÃO EM AMBIENTE NEARSHORE
Fernando José Facina David Silva
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. Eliab Ricarte Beserra, D.Sc. (Co-orientador)
________________________________________________
Prof. Daniel Onofre de Almeida Cruz, D.Sc.
________________________________________________
Prof. Fernando Pereira Duda, D.Sc.
Rio de Janeiro
Fevereiro de 2020
i
Silva, Fernando José Facina David
Projeto mecânico de aerogerador de eixo vertical para
instalação em ambiente nearshore / Fernando José Facina
David Silva - Rio de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica, 2020.
VI, 77 p.: il.; 29,7 cm.
Orientadores: Armando Carlos de Pina Filho
Eliab Ricarte Beserra
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica /
Curso de Engenharia Mecânica, 2020.
Referências bibliográficas: p. 64-69.
1.Energia eólica. 2.Turbina eólica. 3.Projeto
mecânico 4.Energia renovável. I. Pina Filho, Armando
Carlos de,et al. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro,
Escola Politécnica, Engenharia Mecânica. III. Título.
ii
Agradecimentos
Quero agradecer primeiramente aos meus pais, Fernando David e Sibelia Facina,
pela presença constante em minha vida, provendo além do necessário, me orientando e
apoiando em todos os momentos da vida. Graças a eles cheguei até aqui e me tornei o que
sou hoje. Agradeço também todo o apoio e amizade do meu irmão Matheus José, com
quem sempre pude contar. Amo todos vocês.
Agradeço a minha namorada, Laura Pagano, pelo companheirismo e apoio durante
grande parte da jornada de graduação e execução deste trabalho. Seu suporte foi
inabalável.
Aos grandes amigos que fiz na faculdade e me acompanham desde então, Gustavo
Basílio, Juliana Arrighi e Thiago Magalhães, sem vocês esta jornada não seria possível.
Agradeço também ao Fellipe Parreira pelo apoio nas últimas etapas do curso e a todos
amigos que fiz e de alguma forma contribuíram para minha formação.
Agradeço aos amigos de colégio Bernardo Hoffmann, Fernando Ferrer e João
Marcos que seguiram na mesma faculdade que eu e estiveram presentes desde então,
incentivando e participando.
Aos meus amigos Rafael Semedo e Giselle Leitão, agradeço todo o incentivo
durante os últimos anos e o apoio nos momentos mais difíceis.
Agradeço ao professor Armando de Pina, pela orientação neste trabalho e ao
professor Eliab Ricarte, pela oportunidade de estágio na universidade e orientação. Seu
apoio durante esta etapa foi vital.
iii
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos
requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
Projeto Mecânico de Aerogerador de Eixo Vertical para
Aplicação em Ambiente Nearshore
Fernando José Facina David Silva
Fevereiro/2020
Orientadores: Armando Carlos de Pina e Eliab Ricarte Beserra
Curso: Engenharia Mecânica
O desenvolvimento e refinamento de tecnologias de aproveitamento de fontes
alternativas de energia é uma tendência global. Seja ela qual for, é consenso que se
tornarão cada vez mais presentes nas matrizes energéticas de nações mundo afora, além
de se tratarem de excelentes soluções para geração off-grid. Partindo do projeto de um
conversor de energia de ondas para ambiente neashore em desenvolvimento pelo
Programa de Planejamento Energético da UFRJ, este trabalho apresenta o projeto e
dimensionamento de uma turbina eólica de pequeno porte para aplicação sobre o
conversor supracitado, bem como para aplicação em condições similares, tratando-se de
uma alternativa às soluções presentes no mercado. Após breve introdução sobre energia
eólica e sua inserção no atual contexto energética em escalas mundo e Brasil, as atuais
tecnologias de aproveitamento de energia do vento são apresentadas. As condições que
orientaram o projeto são analisadas, após o que é feita a análise aerodinâmica que resultou
nos esforços mecânicos aos quais a estrutura estará submetida. Com esses dados, foram
dimensionados os principais componentes mecânicos do aerogerador e ao final é
apresentado um desenho do conjunto obtido, uma turbina de eixo vertical do tipo
Darrieus-H de três pás que atendeu à proposta inicial.
Palavras-chave: Energia Eólica, Aerogerador, Darrieus, Nearshore, Projeto Mecânico,
Energia Renovável.
iv
Abstract of Undergraduate Project presented at POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Mechanical Engineer.
Mechanical Project of a Vertical Axis Wind Turbine for
Nearshore Application
Fernando José Facina David Silva
February/2020
Advisors: Armando Carlos de Pina e Eliab Ricarte Beserra
Course: Mechanical Engineering
The development and refinement of renewable energy sources collection
technologies is a global tendency. Whichever source it is, it’s consensual they will be ever
more present in worldwide nations’ energy matrixes, besides being great for off-grid
generation. Starting from the project of wave energy converter in development by
PPE/UFRJ, the paper presents the project and dimension of a small wind turbine for
application on the aforementioned converter, as well as applications with similar
conditions, being an alternative to market solutions. After brief introduction to wind
energy and its placement in the current energetic context on a worldwide and Brazil
scales, the current wind energy utilization technologies are presented. The conditions that
guided the project are analyzed, after what the aerodynamics analysis that resulted in the
mechanical stresses to which the structure is submitted is done. With this data, the
turbine’s main mechanical components were dimensioned and a drawing of the obtained
assembly is presented: a three bladed Darrieus-H vertical axis wind turbine meeting the
initial proposition.
Keywords: Wind Energy, Wind Turbine, Darrieus, Nearshore, Mechanical Project,
Renewable Energy.
v
Sumário
Capítulo 1: Introdução .......................................................................................... 1
1.1 Conversor de energia das ondas ................................................................. 1
1.2 Objetivos do projeto ................................................................................... 2
1.3 Estrutura do trabalho ................................................................................... 3
Capítulo 2: Energia Eólica .................................................................................... 6
2.1 O vento ........................................................................................................ 6
2.2 História da energia eólica ........................................................................... 7
2.3 Energia eólica no mundo .......................................................................... 10
2.4 Energia eólica no Brasil ............................................................................ 12
Capítulo 3: Turbinas Eólicas .............................................................................. 16
3.1 Princípios de funcionamento .................................................................... 16
3.2 Tipos de turbinas eólicas .......................................................................... 17
3.3 Rotores de eixo horizontal ........................................................................ 19
3.4 Rotores de eixo vertical ............................................................................ 21
Capítulo 4: Projeto e Dimensionamento ............................................................. 25
4.1 Considerações iniciais .............................................................................. 28
4.2 Perfil das pás ............................................................................................. 29
4.3 Forças aerodinâmicas ................................................................................ 31
4.4 Resistência das pás ................................................................................... 36
vi
4.5 Suportes das pás ........................................................................................ 40
4.6 Eixo de rotação ......................................................................................... 42
4.7 Chaveta ..................................................................................................... 49
4.8 Rolamentos ............................................................................................... 51
4.9 Freio .......................................................................................................... 52
4.10 Alternador ............................................................................................... 54
Capítulo 5: Desenho Técnico .............................................................................. 57
Capítulo 6: Conclusão ......................................................................................... 62
Referências Bibliográficas .................................................................................. 64
Anexo A .............................................................................................................. 70
A.1 Tabela de furo e rasgo de chaveta DIN 6885/1........................................ 71
A.2 Características e dimensões do rolamento ............................................... 72
A.3 Características e dimensões do freio ........................................................ 74
A.4 Características e dimensões do alternador ............................................... 75
Anexo B .............................................................................................................. 76
1
CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO
1.1 Conversor de energia das ondas
Os nossos mares e oceanos constituem uma enorme fonte de energia renovável.
Diferentes países vêm investindo em tecnologias de aproveitamento dessa fonte de
energia nos últimos anos. Em 2013, havia cerca de 100 projetos piloto de energia das
ondas em todo o mundo, experimentando diferentes métodos e ferramentas para
capturar e converter a energia da água [1]. Historicamente, a Europa tem sido o centro
do desenvolvimento do setor de energia oceânica, mas o resto do mundo está
alcançando lentamente.
Os estudos sobre aproveitamento da energia das ondas encontram-se em fase de
inicial no Brasil e o cenário apresenta alguns obstáculos, tais como: a ausência de dados
sobre o potencial energético do mar brasileiro, a dificuldade de atração de investidores
e a ausência de mecanismos institucionais com projetos de investimentos nesse tipo de
geração de energia e em programas de incentivos ao desenvolvimento de energias
alternativas. Esses investimentos são necessários para cobrir os custos de equipamentos
novos e usados, licenças, patentes, despesas de instalação, dentre outros [2].
Contando com a colaboração de alunos de graduação e pós-graduação, além de
pesquisadores do Programa de Planejamento Energético (PPE) da COPPE – UFRJ, sob
liderança do Dr. Eng. Eliab Ricarte, em parceria com professores da Escola Politécnica
– UFRJ, um protótipo de um sistema mecânico capaz de converter a energia das ondas
do mar em energia útil vem sendo desenvolvido na Universidade Federal do Rio de
Janeiro (UFRJ) [3].
Diferentemente da maioria das tecnologias em desenvolvimento no mundo, este
protótipo está sendo desenvolvido para operar em águas relativamente rasas, de
profundidade intermediária (nearshore). Se no ambiente de águas profundas (offshore),
as ondas contam com maior energia, a proximidade à costa da região pretendida para o
conversor em questão proporciona facilidade de acesso para execução de manutenção,
reduzindo custos operacionais, e menor custo de transmissão da energia para a terra. A
2
profundidade menor na região nearshore e a incidência de ondas mais brandas
permitem a utilização de estruturas menos robustas com fixação ao leito marinho mais
simples.
A partir de estudos técnicos, as características do conversor de energia das
ondas podem ser especificadas para instalação em diferentes locais, mas o projeto
inicial do protótipo está sendo desenvolvido com a região Nordeste do Brasil em mente.
Em um país onde a altura das ondas é baixa se comparada ao resto do mundo, a região
destaca-se pela consistência das ondas incidentes e também pelo seu intenso e
consistente regime de ventos.
1.2 Objetivos do projeto
O conversor de energia de ondas oceânicas consiste em um flutuador
responsável pela captação da energia das ondas, uma casa de máquinas projetada para
abrigar os sistemas de tomada de potência e de geração de eletricidade [5] e a estrutura
que dá suporte à casa de máquinas e restringe o movimento do flutuador [6], conforme
ilustrado na figura 1.
Figura 1 - Modelo simplificado do conversor de energia de ondas. [6]
3
Despontando do teto da casa de máquinas deve existir um poste (não
representado na figura) projetado para abrigar o eixo maciço do flutuador, que atravessa
a casa de máquinas. A extremidade livre deste poste ficará a cerca de 15 metros acima
da superfície do mar, tratando-se de um possível suporte para instalação de uma turbina
eólica.
O objetivo deste trabalho é projetar uma turbina eólica, ou aerogerador, de eixo
vertical, de médio porte, para operação em ambiente nearshore, mais especificamente
para instalação sobre o conversor de energia de ondas já descrito.
A estrutura resultante é uma máquina híbrida de conversão de energia, mas que
foi idealizada para usufruir das forças das ondas. A instalação do aerogerador visa
somar a capacidade eólica resultando numa geração limpa e eficiente a partir dessas
duas fontes de energia abundantes da natureza: mar e vento. Adicionalmente, a solução
proposta pode ser utilizada para suprimento dos sistemas elétricos auxiliares, como
sistema de iluminação marítimo, sistemas de controle e supervisão, etc.
O aerogerador resultante poderá ser aplicado em outras estruturas submetidas à
regimes de vento similares ao que orientou este projeto, tratando-se de uma alternativa
de geração eólica em ambiente marítimo, com propósito diferente dos tradicionais
aerogeradores de eixo horizontal de grande porte utilizados em fazendas eólicas
offshore.
1.3 Estrutura do trabalho
O trabalho se inicia descrevendo o fenômeno do vento, os mecanismos naturais
que o originam e suas características em diferentes ambientes do planeta. É feita então
uma revisão histórica da utilização do vento pela humanidade, desde as primeiras
embarcações a vela no antigo Egito, passando pelos moinhos de grão holandeses e
chegando na mais recente e moderna conversão em energia elétrica.
Ao final do segundo capítulo, é apresentada a evolução da geração de energia
elétrica a partir de turbinas eólicas no mundo e sua atual situação, destacando-se o
pujante crescimento na China, país líder em geração eólica, com capacidade instalada
4
superando dobro do segundo lugar. Em seguida discorre-se sobre o desenvolvimento
da fonte no Brasil, desde os incentivos iniciais nos anos 90 até sua acelerada expansão
na última década, alcançando o segundo lugar em geração na matriz elétrica do país.
No capítulo 3, os diferentes tipos de turbina eólica são apresentados, após breve
explicação sobre os princípios de funcionamento desse sistema mecânico de conversão
de energia. As turbinas de eixo horizontal e de eixo vertical, as principais diferenças
em seus projetos mecânicos, suas vantagens e desvantagens e diferenças de aplicação
são descritos.
O capítulo seguinte consiste no projeto e dimensionamento da turbina. Inicia-se
com a avaliação do contexto e requerimentos do projeto e justificativa para seleção do
modelo projetado. São feitas considerações iniciais tendo em vista o local de aplicação
e condição de vento, seguidas da seleção do perfil das pás do rotor. Na sequência são
analisadas as forças aerodinâmicas através da utilização de um modelo matemático de
escoamento simples. Os resultados dessa análise orientam o dimensionamento dos
outros componentes da turbina. A resistências mecânica das pás é analisada e o eixo de
rotação dimensionado, seguido pelo dimensionamento das chavetas que irão transmitir
o torque oriundo do rotor.
Ainda no capítulo 4, são selecionados os rolamentos que irão suportar o rotor e
garantir o alinhamento do eixo de rotação. Em seguida é dimensionado e especificado
um freio a disco responsável por parar o rotor quando a velocidade de vento ultrapassar
a velocidade de corte, evitando danos à estrutura. Por último é selecionado um
alternador capaz de gerar energia elétrica a partir da rotação do eixo, com acoplamento
direto.
No capítulo 5 o desenho do conjunto mecânico é apresentado. A montagem e
os acoplamentos entre os elementos mecânicos, como freio, alternador, rolamentos e
eixo são descritos.
As conclusões do projeto são apresentadas no capítulo 6. Sugestões de estudos
e projetos subsequentes, para refinamento do conjunto mecânico e desenvolvimentos
5
de sistemas complementares ou secundários, são feitas neste capítulo, finalizando a
parte textual.
Nas seções seguintes são encontradas as referências bibliográficas utilizadas na
concepção deste trabalho, o desenho técnico do aerogerador projetado e os anexos,
consistidos pela tabela de dimensionamento de chaveta e folhas de características e
dimensões dos rolamentos, freio e alternador.
6
CAPÍTULO 2: ENERGIA EÓLICA
2.1 O vento
O vento é quase que inteiramente gerado pelos efeitos do sol, que fornece
1,5x10⁸ kWh de energia para a atmosfera terrestre [7]. O aquecimento desigual da
superfície terrestre pelo sol é a causa de movimento do ar entre regiões da atmosfera
de menor e maior pressão. Uma área de baixa pressão é criada quando o ar aquecido
pela superfície terrestre sobe. O ar próximo a regiões de maior pressão move-se para
essas áreas de baixa pressão, gerando o vento.
Figura 2 – Formação dos ventos devido ao deslocamento de massas de ar. [7]
As regiões tropicais, que recebem os raios solares quase que
perpendicularmente, são mais aquecidas do que as regiões polares. Consequentemente,
o ar quente que se encontra nas baixas altitudes das regiões tropicais tende a subir,
sendo substituído por uma massa de ar mais frio que se desloca das regiões polares. O
deslocamento de massas de ar determina a formação dos ventos [7]. A figura 2 ilustra
esse mecanismo.
O vento varia em intensidade e direção com o tempo e o potencial eólico de
determinada região geralmente é avaliado em função da média de velocidade anual do
7
mesmo. Devido ao atrito entre o movimento do ar e a superfície da Terra, a velocidade
do vento varia com a altitude. Nos continentes, sua velocidade aumenta quando
próximo ao solo, podendo tornar-se bastante turbulento ao atravessar montanhas ou
outros obstáculos, naturais ou não [8]. Sobre corpos d’água, como lagos e mares, o ar
enfrenta um menor atrito superficial e é menos turbulento, devido à ausência de
obstáculos, tornando esses ambientes propícios à geração de energia eólica.
2.2 História da energia eólica
Os antigos egípcios utilizavam a energia do vento para impulsionar barcos ao
longo do rio Nilo desde 5.000 AC. Em 200 AC a energia do vento já era utilizada na
China para bombear água e moinhos com pás feitas de tecido eram utilizados na
moagem de grãos na Pérsia (atual Irã) [9] – figura 3. No século XI moinhos já eram
extensivamente utilizados no Oriente Médio e introdução da tecnologia na Europa dois
séculos depois é creditada aos crusados.
Figura 3 - Moinho de eixo vertical persa utilizado para moagem de grãos. [10]
Os holandeses assumiram a liderança no desenvolvimento técnico dessas
máquinas e no século XIV já as utilizavam para drenagem de grandes pântanos e lagos
8
– Figura 4. Os primeiros moinhos de óleo e de papel apareceram na Holanda, no século
XVI e em meados do século XIX mais de 9.000 moinhos eram usados apenas neste
país, com diferentes propósitos [10]. Com a expansão do uso de máquinas a vapor,
durante a Revolução Industrial, os moinhos de vento europeus entraram gradualmente
em desuso [11].
Figura 4 - Moinho holandês de drenagem, construído em 1761. [10]
Outro surto de aplicação em larga escala de máquinas eólicas deu-se nos Estado
Unidos, no século XIX. Após a abolição da escravatura naquele país, em 1863, inicia-
se a disseminação da utilização do catavento multipá para bombeamento d’água.
Cataventos multipá, como o da figura 5, chegaram a ser produzidos industrialmente em
escalas de centenas de milhares de unidades/ano, por diversos fabricantes, o que
possibilitou preços acessíveis a grande parte da população. O uso do catavento multipá
estadunidense expandiu- se pelos diversos continentes, inclusive no Brasil. Na década
de 1880 encontrava-se quase uma dezena de fabricantes, em todo o país [11].
9
Figura 5 - Bombeando água. [10]
As primeiras tentativas de utilizar a energia eólica para gerar eletricidade
surgiram no final do século XIX, mas somente um século depois, com a crise
internacional do petróleo (década de 1970), é que houve interesse e investimentos
suficientes para viabilizar o desenvolvimento e aplicação de equipamentos em escala
comercial.
A primeira turbina eólica comercial ligada à rede elétrica pública foi instalada
em 1976, na Dinamarca. Desenvolvimentos tecnológicos no final do século XX
reduziram custos e melhoraram o desempenho e a confiabilidade dos equipamentos. O
custo dos equipamentos, que era um dos principais entraves ao aproveitamento
comercial da energia eólica, reduziu-se significativamente e isto refletiu nos números
[13].
A maior parte da energia eólica gerada no mundo é em terra, enquanto a
marítima representou apenas 4% do total em 2018 – figura 6. Isso deve-se aos altos
custos de implantação e operação dos parques marítimos. As fundações das turbinas
offshore são mais complexas, os materiais empregados são mais custosos e há uma
preocupação maior com a corrosão dos componentes metálicos. Além disso, a energia
elétrica ainda deve ser levada à terra, necessitando de subestações no ambiente
marítimo e de cabos submarinos. Apesar desses requerimentos dispendiosos, a geração
offshore é mais eficiente do que em terra, portanto o interesse nesta alternativa mantém-
10
se e atrai investimentos em novas tecnologias, como fundações flutuantes para
instalação de turbinas em regiões de grande profundidade.
2.3 Energia eólica no mundo
Em 2005 haviam cerca de 30 mil turbinas operando no mundo, enquanto
atualmente existem mais de 340 mil turbinas eólicas em operação, de acordo com o
Global Wind Energy Council (GWEC), capazes de suprir 6% da demanda global por
energia elétrica [13]. Como pode-se ver na figura 6, a capacidade instalada onshore e
offshore vem crescendo constantemente nas últimas décadas, chegando a 591 GW em
2018. Crescimento de quase 800% se comparada à capacidade de 7.5 GW instalada em
1997 [14].
Figura 6 - Desenvolvimento histórico do total instalado. [15]
Com crescimento anual médio de mais de 20%, o acréscimo de 49 GW em 2018
respondeu por 26% da expansão mundial de fontes de energia renováveis e hoje
representa 5.6% da geração de energia por fontes renováveis no mundo - deve-se levar
em consideração que biocombustíveis tradicionais respondem por 65% desse total [16].
Contando com o maior mercado de energia eólica do mundo, em 2018 a China
tornou-se o primeiro país a contar com capacidade instalada de mais de 200 GW e já
11
supera com boa margem o segundo maior gerador, os Estados Unidos, que hoje conta
com 96 GW instalados e posicionava-se em primeiro em 2015.
A Dinamarca foi pioneira na geração de energia eólica e, dentre os maiores
geradores, apresenta a maior proporção em relação à sua geração total, tendo 46% de
seu sistema dependente da energia eólica, seguida por Portugal com 21.2% e da
Espanha com 18.6% [9].
Figura 7 - Capacidade eólica acumulada 2018. [17]
O Brasil conta hoje com mais do que 15 GW de capacidade de geração de
energia eólica instalada. O número pode parecer pequeno frente aos maiores geradores,
mas o setor vem demonstrando um crescimento regular e expressivo nos últimos anos.
Desde 2015 o país mantém o quinto lugar em expansão de potência anual, ocupando
hoje a oitava posição no Ranking Mundial de capacidade eólica elaborado pelo GWEC
– figura 7.
12
2.4 Energia eólica no Brasil
O incentivo à energia eólica no Brasil remonta à década de 90 e surge como
uma tendência internacional, na tentativa de os governos garantirem um estado de
segurança energética, tendo sido o momento caracterizado por expressivos avanços
tecnológicos no setor, em consequência dos apoios financeiros presentes em cada país.
Destacam-se os programas de tarifas incentivas, presentes nos países desenvolvidos
denominados feed-in tariffs [18].
O Brasil acompanhou a onda de incentivos oferecida à indústria eólica no século
XX. Além disso, seu território dispõe de condições climáticas favoráveis para a
implantação deste tipo de energia. O Nordeste brasileiro, em especial, foi um lugar
propício. Assim, em 1992, o Arquipélago de Fernando de Noronha, situado no Estado
de Pernambuco, abrigou a primeira turbina eólica do País [18]
A partir do advento do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas (Proinfa)
que a energia eólica no Brasil pôde se desenvolver. O programa levou à contratação,
em 2004, de um pouco mais de 1,4 GW de potência gerados a partir de 54 usinas. Na
época a energia eólica era a mais cara das três fontes incentivadas pelo programa
(pequenas centrais hidrelétricas, usinas eólicas e empreendimentos termelétricos a
biomassa) [19]
Figura 8 - Evolução da capacidade instalada. [17]
A rápida expansão eólica no Brasil da última década, como pode ser observado
na figura 8, origina-se no primeiro leilão exclusivo de 2009, que iniciou a fase
13
competitiva no setor, na qual o parque mais eficiente e barato era o ganhador. Os preços
logo recuaram, atingindo o seu menor valor em 2012 [19]. Nos leilões de 2018, a
energia eólica respondeu por 41,55% da potência total, de acordo com o boletim anual
da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica) – figura 9.
Figura 9 – Leilões de geração realizados em 2018. [17]
Com a expansão do setor, a estimativa do potencial da energia eólica no Brasil
foi de 143 GW em 2001 para 350 GW em 2018. O país tem vantagem comparativa no
aproveitamento do potencial eólico em função principalmente da velocidade média dos
ventos (8,5 m/s no Nordeste e 7 m/s no Rio Grande do Sul) e na direção angular
relativamente baixa em curto espaço de tempo [20].
O fator de capacidade eólico, que representa a proporção entre a geração efetiva
e a capacidade total num intervalo de tempo, vem crescendo com o avanço tecnológico
do setor. A média do fator de capacidade eólico no Brasil em 2018 foi de 42,2%,
demonstrando um desempenho superior frente à média mundial de 25% e consolidando
a fonte de energia eólica no país. Essas características somadas estimularam os
investimentos que vêm ocorrendo no setor nas últimas décadas, que somaram U$ 31,2
bilhões entre 2011 e 2018 [17].
14
Figura 10 - Potencial eólico no Brasil. [11]
Os investimentos privados em parques eólicos e de fabricantes de componentes
de aerogeradores foram alocados de forma descentralizada, com uma parte expressiva
tendo sido conferida ao Nordeste, principalmente em locais de baixo IDH [21]. Pode-
se ver o porquê na figura 10. O fator de capacidade eólico pode chegar a 80% na região
e, devido à força e constância dos ventos alísios de leste e das brisas marinhas diurnas
[11], o Nordeste possui o melhor potencial do Brasil, sendo hoje responsável por 85%
da geração eólica do mesmo – Tabela 1.
15
Tabela 1 - Geração e representatividade da fonte eólica no Brasil. [17]
Atualmente, a energia eólica é a fonte alternativa que apresenta o maior
crescimento no Brasil nos últimos anos. Entre 2017 e 2018, a capacidade instalada do
setor cresceu 37,3%. Segundo a ABEEólica, em 06 de setembro de 2019, por exemplo,
as eólicas abasteceram 88,8% da demanda média do Nordeste, com fator de capacidade
de 75,1%. Até outubro do mesmo ano, haviam sido instaladas mais de seiscentas usinas
eólicas no Brasil, que já tem a fonte como a segunda maior em sua matriz energética,
respondendo por 9% da geração, atrás apenas da hidrelétrica (61 %), como pode ser
visto na figura 11.
Figura 11 - Matriz elétrica brasileira. [22]
16
CAPÍTULO 3: TURBINAS EÓLICAS
3.1 Princípios de funcionamento
Os aerogeradores são máquinas desenvolvidas com o intuito de capturar e
converter a energia cinética dos ventos em energia mecânica. São mais comumente
usados na geração de energia elétrica, através de acoplamento a um gerador, mas podem
ser utilizados em outros sistemas mecânicos.
Os rotores das turbinas eólicas contam com pás em formato de aerofólio
projetadas para transformar e energia cinética do vento em rotação, valendo-se dos
princípios de mecânica dos fluidos de sustentação e arrasto. O vento flui mais
rapidamente pelo lado mais longo da pá, criando uma região de menor pressão e,
consequentemente, um diferencial de pressão entre os dois lados dela, resultando na
força de sustentação – perpendicular à pá. Essa é a mesma força que age nas asas dos
aviões, fazendo com que subam. No caso das turbinas eólicas ela causa o movimento
de rotação das pás, pois estas se encontram fixadas ao cubo.
Figura 12 - Princípios aerodinâmicos de uma turbina eólica. [23]
17
Atuando perpendicularmente à sustentação existe a força de arrasto, que age
contra o movimento das pás. Parte importante do design do formato dos rotores de
aerogeradores é a busca por uma alta relação sustentação e arrasto. Na figura 12 é
ilustrado como a incidência do vento movimenta uma turbina eólica de eixo horizontal
por meio dessas forças.
3.2 Tipos de turbinas eólicas
Turbinas eólicas podem ser classificadas de acordo com diferentes critérios. De
acordo com a capacidade de geração têm-se turbinas de pequeno porte - potência
nominal menor que 500 kW, normalmente utilizado em residências rurais, fazendas e
aplicações remotas; médio porte - potência nominal entre 500 kW e 1000 kW, sendo
destinadas à utilização em pequenas comunidades, sistemas híbridos e geração
distribuída; e grande porte – potência nominal acima de 1 MW, sendo destinadas à
utilização em parques eólicos e também geração distribuída [7]. Exemplos de turbinas
de cada uma dessas categorias podem se visualizados na figura 13.
Figura 13 - Exemplos de turbinas eólicas de pequeno, médio e grande portes, respectivamente. [12]
De acordo com a localização, pode-se categorizar um aerogerador em onshore
caso instalado em terra - como a segunda turbina da figura 13, ou offshore, quando
18
instalado no mar, a certa distância da costa – terceira turbina da figura 13. Uma turbina
localizada no mar, mas próxima à costa, pode ser classificada como nearshore.
Os sítios localizados no mar apresentam condições muito boas para geração
eólica. A baixa rugosidade da superfície garante bons ventos a baixas alturas,
possibilitando instalação de aerogeradores de menor altura – mais baratos. A ausência
de obstáculos representa pouca turbulência e o isolamento garante que os impactos
acústicos não sejam um problema. As vantagens têm um custo, monetário neste caso.
Os custos de implantação, operação e manutenção dos parques eólicos nearshore e
offshore são maiores do que dos parques construídos em terra.
Figura 14 - Turbina éolica de eixo horizontal e de eixo vertical, respectivamente. [24]
A principal forma de classificação para as turbinas eólicas é em função do
posicionamento dos eixos de seus rotores. Observando a orientação do eixo,
encontram-se divididas em dois grupos: turbinas eólicas de eixo horizontal (HAWT, na
língua inglesa) e turbinas eólicas de eixo vertical (VAWT, na língua inglesa) – figura
14. Por se encontrar em um nível de desenvolvimento mais avançado, a HAWT é mais
utilizada atualmente [8], mas ambas contam com os mesmos componentes gerais:
• Um rotor para converter energia cinética em energia mecânica;
• Uma torre para suportar o rotor;
19
• Um variador de velocidades para ajustar a velocidade de rotação do
rotor ao gerador elétrico ou à bomba;
• Um sistema de controle para monitorar a operação da turbina e parar
ou iniciar sua rotação;
• Uma fundação para suportar todos os esforços no sistema.
3.3 Rotores de eixo horizontal
São os rotores das turbinas em que seu eixo se encontra de posicionado
horizontalmente ou em paralelo ao solo. Deve-se ressaltar que esse tipo de turbina
eólica se desenvolve há mais de cem anos, sendo a mais amplamente utilizada por estar
com sua tecnologia - lâminas, caixa de engrenagens e métodos de manufatura, dentre
outros - mais madura se comparada à alternativa. Destacam-se por apresentar maior
eficiência quando expostas a ventos fortes, de alta energia cinética.
São movidos por forças de sustentação que atuam perpendicularmente ao vento
empurrando suas lâminas para cima ou para baixo e também por forças de arrasto que
atuam na direção do escoamento do vento. Nas HAWTs as forças de sustentação
dependem muito da geometria do corpo e do ângulo com que a velocidade relativa do
vento se encontra com suas lâminas, esse último chamado de ângulo de ataque [25].
Devido a suas características de projeto, é necessário que esse tipo de sistema
possua mecanismos de ajuste do seu posicionamento em relação a incidência do vento.
Esse papel é desempenhado pelo sistema de yaw. Ele garante que a turbina esteja de
frente para o vento incidente constantemente, maximizando a área efetiva do rotor e,
consequentemente, a energia captada [26].
Através do sistema de pitch, outro tipo de sistema de controle, as lâminas são
rotacionadas em seus eixos longitudinais, aumentando ou diminuindo o ângulo de
ataque delas. Esse mecanismo de controle, que não está presente em toda HAWT, pode
ser utilizado em velocidades de vento muito altas para manter a turbina em sua faixa
nominal de geração. A desvantagem desse sistema é sua complexidade e seu alto custo,
se comparado ao sistema de stall [26].
20
O propósito do mecanismo de stall é manter a rotação do rotor dentro da
especificação de projeto e pode fazê-lo de forma passiva ou ativa. O sistema ativo
utiliza um controle de pitch para reduzir a velocidade do rotor quando submetido à
velocidades de vento muito altas e também é capaz de alterar a posição das lâminas
para aumentar a eficiência sob velocidades de vento baixas [27].
Figura 15 - Potência vs. Velocidade do Vento em sistemas com pitch e stall. [adaptado de 28]
O controle de stall passivo é o mais simples método de controle de uma HAWT,
e consiste em lâminas fixas com design projetado para que a força de sustentação
diminua quando o rotor é submetido a velocidades de vento maiores que a nominal
[27]. Os mecanismos de stall e pitch são comparados em termos de potência gerada na
figura 15.
Dentre as vantagens da HAWT ressalta-se uma maior eficiência quando
expostas a ventos fortes, de alta energia cinética (os ventos podem ser cerca de 20%
mais fortes e gerar até 34% a mais de energia a cada 10 metros de altura) [27].
O conceito de eficiência de aproveitamento da energia do vento foi
desenvolvido pelo físico alemão Albert Betz, que disse existir um limite, conhecido
21
como limite de Betz, segundo o qual a máxima eficiência teórica de aproveitamento de
energia eólica seria 59,3% [29]. Em uso prático de escala as HAWTs atruais alcançam
cerca de 70-80% da lei de Betz [30].
Outra vantagem do modelo de turbina com rotor de eixo horizontal é o fato de
já serem fabricadas em escala por empresas com kow-how especializado, o que as torna
menos propensas a falhas por estresse mecânico ou erros de planejamento.
Figura 16 - Parque eólico onshore. [31]
Também é conhecido que as HAWTs têm uma capacidade de gerar torque
pequena, o que limita sua eficiência em cenários de ventos fracos. Isso complica ainda
mais seu design, gerando a necessidade de serem instaladas em alturas muito grandes,
tornando-as pouco práticas e limitando sua implementação a áreas abertas, como
mostrado na figura 16.
3.4 Rotores de eixo vertical
As turbinas com rotores de eixo vertical, apesar da orientação diferente do eixo,
possuem elementos muito semelhantes aos das HAWTs, como mostrado na figura 17.
A tecnologia das VAWT em si não é nova, mas muito menos desenvolvida do que a do
modelo apresentado anteriormente, porém muitos defendem que elas vêm
demonstrando grande potencial e possivelmente mais e maiores vantagens que a
alternativa.
22
Figura 17 - Componentes de turbinas de eixo horizontal e vertical, respectivamente. [adaptado de 32]
As lâminas da VAWT não precisam estar sempre posicionadas
perpendicularmente ao vento, descartando mecanismos de posicionamento. Além
disso, os mecanismos de conversão de energia mecânica podem ficar mais próximos
do solo, facilitando e reduzindo custos de manutenção.
Essas turbinas apresentam bom desempenho com velocidades de vento mais
baixas e, devido à orientação do rotor, funcionam captando vento de todas as direções
a todo momento, sendo indicadas para áreas com regimes turbulentos de vento. Isto,
aliado à menor envergadura do rotor, tornam as VAWTs ótimas indicações para
instalação em áreas urbanas.
Dos diferentes tipos de turbinas com rotores verticais, dois se sobressaem. A
turbina Savonius (figura 18) criada pelo engenheiro finlandês Sigurd Johannes
Savonius em 1922 tinha mais o propósito de gerar energia mecânica e utiliza
principalmente as forças de arrasto, com vantagens de ter torque inicial maior e
começar a operar com velocidades menores de vento, além de sua simples construção
baixo custo, porém peca em eficiência [34].
23
Figura 18 - Turbina eólica Savonius. [33]
Já em 1931 o francês Georges Jean Marie Darrieus projeta a turbina Darrieus
(figura 19) que, baseada em forças de sustentação, se adequa melhor a produção de
energia elétrica. Ainda assim busca-se desenvolver sistemas mais híbridos com as duas
forças, como o caso do rotor Darrieus-H, para maior versatilidade em locais com maior
volatilidade dos níveis de velocidade do vento [34].
Figura 19 – Éole, mais alto aerogerador de eixo vertical do mundo, Quebéc, Canadá. [35]
24
Ainda há de se provar que esses aerogeradores de eixo vertical estão tão
suscetíveis ao limite e a lei de Betz quanto os de eixo horizontal, mas é visto como
possibilidade essas turbinas terem maior capacidade em aproveitar energia cinética do
vento. [29]
A partir das pesquisas feitas consegue-se concluir que as turbinas com rotores
de eixo horizontal já estão consolidadas no mercado e por isso são fabricadas em escala
com tecnologia já avançada e conhecida. Já as turbinas de rotores verticais ainda
precisam ser objeto foco de pesquisas e experiências para ver se seu potencial é atingido
de maneira eficiente.
25
CAPÍTULO 4: PROJETO E DIMENSIONAMENTO
Como já definido anteriormente, este trabalho consiste no desenvolvimento de
uma turbina eólica para ser instalada no topo de uma estrutura de aproveitamento de
energia das ondas, por sua vez projetada para o litoral do Nordeste brasileiro.
A escolha pelo tipo de aerogerador a ser utilizado foi orientada conforme as
considerações seguintes.
Turbinas eólicas de eixo horizontal encontram-se em estado mais avançado de
desenvolvimento e têm seu melhor desempenho no mar, onde a turbulência é menor,
mas devem ser posicionadas a uma altura considerável e são custosas em implantação
e manutenção, devido ao maior número de componentes e tecnologias (stall, pitch e
yaw) e à localização do maquinário - dependentes de manutenção - no topo da torre.
Figura 20 - Eficiência x Velocidade de ponta de diferentes tipos de aerogeradores. [adaptado de 36]
O aerogerador de eixo vertical, apesar de sua eficiência ligeiramente inferior, é
mais simples e barato de fabricar e possui maquinário instalado próximo à base,
proporcionando maior acessibilidade para manutenção. Além de seu centro de
gravidade mais baixo, que proporciona maior estabilidade, a força normal do vento é
26
distribuída pelo comprimento das pás – enquanto na HAWT ela é transmitida das pás
ao cubo, onde se concentra – resultando em um momento menor na estrutura da base
[34].
Levando em consideração as observações anteriores e querendo aproveitar a
camisa protetora do eixo do flutuador - presente no topo da casa de máquinas da
estrutura de conversão de energia das ondas - como base para instalação do
aerogerador, sem sobrecarregar a estrutura com grandes esforços advindos de um
equipamento secundário, optou-se pela turbina eólica de eixo vertical. A velocidade de
cut in – velocidade do vento em que o rotor inicia seu funcionamento – mais baixa das
VAWTs também é uma vantagem, já que a turbina será posicionada a uma altura
relativamente baixa [8]. O custo menor deste tipo de aerogerador também foi
importante em sua seleção, pois a instalação do conversor híbrido para benefício de
comunidades isoladas – com menor poder financeiro – faz parte do escopo de seu
projeto.
Figura 21- Típicos rotores de eixo vertical. [adaptado de 37]
Por se tratar de uma turbina que funciona à base de força de arrasto e possui
baixa eficiência, obtida a baixas velocidades de vento [8], a turbina do tipo Savonius
foi descartada. A decisão ficou entre a Darrieus clássica e a Darrieus-H. A versão
clássica, com aparência que lembra uma batedeira, sofre menor oscilação de torque,
mas tem eficiência um pouco menor, devido à uma área de escoamento menor [38].
Devido à eficiência maior e simplicidade de fabricação de suas pás, optei pelo rotor de
27
formato Darrieus-H para este projeto. A figura 22 ilustra o conjunto conversor de
energia das ondas com aerogerador. Nela o flutuador e o rotor da turbina estão na
mesma escala.
Figura 22 - Conjunto conversor de energia das ondas com aerogerador. (Desenho do autor)
Considerando a dupla função do aerogerador, geração híbrida de energia e/ou
alimentação dos sistemas elétricos auxiliares do conversor, optou-se pelo projeto de
uma turbina com capacidade de gerar pelo menos 10 kW, afetando o mínimo possível
a estabilidade da estrutura.
28
4.1 Considerações iniciais
O conversor de energia das ondas foi idealizado para o litoral do Nordeste
brasileiro. Como pode ser observada na figura 23, tal localização não poderia ser mais
apropriada, pois a região conta com o maior potencial eólico do país e ventos regulares
[39], condições ideais para a operação de turbinas eólicas.
Figura 23 - Velocidade média anual do vento a 30 m de altura. [39]
Devido ao intento de instalar o conversor de ondas no litoral do Ceará, foi
tomado como referência um ponto (LAT: 3°30'46.9"S, LONG: 38°46'23.6"W)
localizado a 5 km do porto de Pecém. De acordo com consulta ao site do CRESESB
[7], a velocidade média anual de vento nesse ponto é 7,96 m/s a 50 metros de altura.
De acordo com o dimensionamento proposto por Lopes [6], a altura mínima do
aerogerador é cerca de 15 metros, que é o topo da camisa protetora do eixo do flutuador,
uma altura relativamente baixa para turbinas eólicas instaladas em ambiente oceânico.
29
Será utilizada a altura de 25 metros no projeto, uma altura um pouco maior, visando a
não restringir a especificação da turbina. Além disso, é esperado que a diferença da
velocidade do vento entre essas alturas, no ambiente oceânico, seja pequena.
Utilizando o método de extrapolação da lei logarítmica determinada por [40]:
𝑉(ℎ) = 𝑉𝑟𝑒𝑓
ln(ℎ 𝑧0⁄ )
ln(ℎ𝑟𝑒𝑓 𝑧0⁄ ) (1)
Onde V é a velocidade do vento na altura h, 𝑉𝑟𝑒𝑓 e ℎ𝑟𝑒𝑓 são a velocidade do
vento e altura de referência e 𝑧0 é o comprimento de rugosidade da superfície. Com
𝑧0 = 0,0002 característico da superfície do mar [41] e os valores dados, é obtida a
velocidade de vento de 7,5 m/s para altura de 25 metros.
Estima-se que o momento de tombamento gerado pela turbina de eixo vertical
seja em torno de metade do momento gerado por uma HAWT equivalente [34]. Os
cálculos estruturais de Lopes [6] evidenciam que os esforços gerados por uma HAWT
com rotor de diâmetro de 5,55 metros e potência nominal de 6 kW na estrutura de
conversão de energia das ondas são muito pequenos, contribuindo para no máximo 1%
do momento de tombamento da estrutura. Esses dados irão direcionar a proposição das
dimensões do rotor Darrius-H.
4.2 Perfil das pás
Foi estabelecido por Paraschivoiu [8] que, após muitas análises, a relação ótima
entre altura e diâmetro do rotor de uma VAWT deve ser maior do que um. Foi utilizada
uma relação de 1,2 e um rotor de diâmetro 𝐷𝑟 = 5𝑚 , o que resulta na altura 𝐻 de 6
metros e, consequentemente, uma área varrida 𝐴 de 30 m².
A potência disponibilizada pelo vento é calculada através de [41]:
𝑃𝑑𝑖𝑠𝑝 =
1
2𝜌𝐴𝑈3 (2)
Onde 𝜌 é a massa específica do ar (1,1839 kg/m³ a 25º C) e U é a velocidade do
vento. Portanto obtém-se uma potência disponível de 7,5 kW.
30
Com o coeficiente de potência da turbina 𝐶𝑝, obtêm-se a potência dela:
𝑃𝑒𝑥𝑡 = 𝐶𝑝𝑃𝑑𝑖𝑠𝑝 (3)
Para fins de projeto foi adotado o coeficiente de potência máximo para VAWTs,
40% para um 𝜆 de 5, de acordo com a figura 20. 𝜆 é um fator adimensional definido
pela razão entre a velocidade da extremidade da pá e a velocidade do vento local – Tip
Speed Ratio, em inglês (TSR) [8]:
𝜆 =
𝜔𝑟
𝑈 (4)
Tem-se então:
𝑃𝑒𝑥𝑡 = 0,4 ∗ 7,5 = 3 𝑘𝑊 (5)
𝜔 =
𝜆𝑈
𝑟=
5 · 7,5
2,5= 15 𝑟𝑎𝑑/𝑠 = 143 𝑟𝑝𝑚 (6)
Costuma-se usar entre 2 e 3 pás nas VAWTs, sendo que o rotor de 2 pás é menos estável
e sofre mais com fadiga, apesar do seu custo fixo menor e maior facilidade de
implantação [8]. Optou-se pelo uso de 3 pás, devido às vantagens estruturais
proporcionadas pela configuração.
A corda será calculada através da definição da solidez 𝜎, que por sua vez é
definida pela relação entre a área total das pás e a área varrida pelo rotor [42]:
𝜎 =
𝐵𝑐
𝐷𝑟 (7)
e sua escolha visa maximizar a energia gerada. As atuais conclusões acerca a escolha
de uma solidez ótima baseiam-se em um número limitado de testes de caso,
dependentes de condições operacionais [42]. Foi determinado por Rezaeiha [42] que
uma turbina média, sujeita à grande variação de velocidade do vento, como é o caso do
aerogerador deste trabalho, é favorecido por uma solidez intermediária. Levando essas
considerações em conta, optou-se por uma solidez intermediária de 0,2.
31
A partir da equação (7) obtém-se o valor da corda 𝑐 = 0, 3̅ m. Como este é um
valor orientativo e para evitar a utilização da dízima nesta dimensão, a corda foi
estabelecida em 0,3 m. Com essa definição é calculado o coeficiente de solidez do rotor:
𝜎 =
3 × 0,3
5= 0,18 (8)
Para a seleção do perfil da pá, utilizou-se o gerador do Airfoil Tools [43]. Dentre
os perfis mais utilizados em pás de VAWTs encontram-se os NACA0012, NACA0015
e NACA0018 [8]. Optou-se pelo último, pois resultará em pás mais espessas e
resistentes – figura 24.
Figura 24 - Perfis NACA0012, NACA0015 e NACA0018 do mais fino ao mais espesso, respectivamente. [43]
4.3 Forças aerodinâmicas
O modelo matemático utilizado para estudo aerodinâmico das VAWTs deve
levar em conta a variação do ângulo entre a velocidade do escoamento e a corda da pá.
Esse ângulo é conhecido como ângulo de ataque e na pá de uma VAWT ele varia com
a rotação do rotor no intervalo de 0º a 360º. Encontra-se na literatura modelos
matemáticos de diferentes abordagens e complexidades. Paraschivoiu [8], por exemplo,
descreve uma série modelos, dentre eles alguns de momento e de vortex, comparando
seus resultados com dados de turbinas reais para verificar a exatidão deles.
Neste projeto será utilizado um modelo de seção de escoamento simples,
baseado na teoria de momento de pá, descrito e estudado por Barreto [44]. Este modelo
aborda o problema considerando o escoamento em uma única seção de corrente ao
longo do rotor e uma única velocidade no seu interior.
32
O rotor gira com uma velocidade angular 𝜔, implicando na componente angular
da velocidade na ponta da pá, com intensidade igual a 𝜔𝑅. A velocidade resultante do
vento é observada como sendo a composição desta com a velocidade do vento U’ que
atinge a pá, conforme ilustrado na figura 25, e é descrita como velocidade V [44].
Figura 25 - Velocidades envolvidas na interação do escoamento com a pá, para um dado ângulo de ataque. [45]
O componente de velocidade da corda 𝑉𝑐, paralelo à corda da pá, e o
componente de velocidade normal à corda, 𝑉𝑛, são obtidos pelas seguintes expressões 𝜃
[44]:
𝑉𝑐 = 𝑟𝜔 + 𝑈′cos𝜃 (9)
𝑉𝑛 = 𝑈′sin𝜃 (10)
Onde 𝑈′ é a velocidade induzida de escoamento através do rotor.
O ângulo de ataque 𝛼 é definido por 𝜃 [44]:
𝛼 = tan−1 (
𝑉𝑛
𝑉𝑐) (12)
Substituindo as equações (9) e (10) em (12), deduz-se a equação (13):
𝛼 = tan−1 (sin𝜃
𝜆 · (𝑈′𝑈
) + cos𝜃) (13)
33
Em que U é a velocidade livre do vento.
Fazendo U’=U, obtém-se uma aproximação que permite a definição do ângulo
de ataque a partir posição azimutal da pá 𝜃 e da TSR (𝜆) [46]. Observa-se na figura 26
a variação do ângulo de ataque em função do ângulo 𝜃 para 𝜆 = 5. É possível ver que
os valores máximo e mínimo para o ângulo de ataque são encontrados em posições
próximas de 𝜃 = 90∘e 𝜃 = 270∘ e que o ângulo é igual a zero nas posições 𝜃 = 0∘ e
𝜃 = 180∘.
Figura 26 - Ângulo de ataque versus posição azimutal para 𝜆 = 5. [Elaborado pelo autor]
O número de Reynolds (Re) é amplamente utilizado na mecânica dos fluidos
para descrever o regime físico de um escoamento e é definido por [47]:
𝑅𝑒 =
𝜌Vc
µ=
Vc
𝜈 (14)
Onde 𝜌 é a massa específica do fluido, V é a velocidade relativa do escoamento,
c é a corda do aerofólio, µ é a viscosidade dinâmica do fluido e 𝜈 = µ/𝜌 é a viscosidade
cinemática do fluido, aproximadamente 1,56 × 10−5 m²/s a 25º C para o ar.
A velocidade relativa do escoamento V pode ser calculada por:
𝑉 = √𝑉𝑐
2 + 𝑉𝑛2 = √(𝑟𝜔 + 𝑈′cos𝜃)² + (𝑈′sin𝜃)² (15)
Segundo Barreto [44], U’ deve ser calculado iterativamente para cada posição
azimutal 𝜃 adotando-se inicialmente o valor 𝑈′ = 𝑈. Então calcula-se os valores do
ângulo de ataque e do Número de Reynolds. Para estes valores, é possível descobrir 𝐶𝑙
-15
-10
-5
0
5
10
15
0 90 180 270
ÂN
GU
LO D
E A
TAQ
UE
(GR
AU
S)
POSIÇÃO Θ (GRAUS)
34
e 𝐶𝑑 - coeficiente de sustentação e coeficiente de arrasto, respectivamente - para o
aerofólio escolhido (NACA0018 neste caso), através de dados experimentais na
literatura.
Em seguida calcula-se o coeficiente da força na direção do movimento do ar 𝐶𝑥
e um novo U’ a partir das equações (16) e (17), respectivamente.
𝐶𝑥 = (𝐶𝑑cos𝛼 − 𝐶𝑙sin𝛼)sin𝜃 + (𝐶𝑑sin𝛼 + 𝐶𝑙cos𝛼)cos𝜃 (16)
𝑈′ =
𝑈
1 +𝐶𝑥
4
(17)
A figura 27 mostra um fluxograma deste processo.
Figura 27 - Fluxograma do método iterativo para obtenção de U'. [Elaborado pelo autor]
35
Utilizando-se deste método na posição 𝜃 = 90∘ obteve-se 𝛼 = 10, 7∘ e 𝑈′ =
7,9 m/s após 3 iterações. Para tal foi calculado 𝑅𝑒 = 7,6 × 105 através de (14) e 𝐶𝑙 =
1,231 e 𝐶𝑑 = 0,01815 foram encontrados através do software JavaFoil [48].
Com esses valores pode-se calcular a velocidade relativa do escoamento a partir
de (9), (10) e (15):
𝑉𝑐 = 2,5 · 15 + 7,9 · cos(90) = 37,5 𝑚/𝑠
𝑉𝑛 = 7,9 · sin(90) = 7,9 𝑚/𝑠
𝑉 = √37,52 + 7,9² = 38,3 𝑚/𝑠 (18)
A representação das forças de sustentação e arrasto pode ser vista na figura 17.
O coeficiente de força tangencial 𝐶𝑡 é a diferença entre os componentes tangenciais das
forças de sustentação e arrasto. Da mesma maneira, o coeficiente de força normal 𝐶𝑛 é
a diferença entre as componentes normais das forças de sustentação e arrasto [44].
Figura 28 - Direção das forças de arrasto e sustentação. [45]
As expressões para 𝐶𝑡 e 𝐶𝑛 podem, então, ser escritas como [45]:
𝐶𝑡 = 𝐶𝑙sin𝛼 − 𝐶𝑑cos𝛼 (19)
36
𝐶𝑛 = 𝐶𝑙cos𝛼 − 𝐶𝑑sin𝛼 (20)
As forças tangencial e normal geradas pelo escoamento do ar sobre as pás podem ser
vistas na figura 28 e são definidas como [45]:
𝐹𝑡 = 𝐶𝑡
1
2𝜌𝑐𝐻𝑉2 (21)
𝐹𝑛 = 𝐶𝑛
1
2𝜌𝑐𝐻𝑉2 (22)
Substituindo as equações (19) e (20) em (21) e (22) e resolvendo para os valores
obtidos, tem-se:
𝐹𝑡 = [1,231 · sin(10,7) − 0,01815 · cos(10,7)] ·1
2· 1,1839 · 0,3 · 6 · 38,32
𝐹𝑡 = 330 𝑁 (23)
𝐹𝑛 = [1,231 · cos (10,7) − 0,01815 · sin(10,7)] ·1
2· 1,1839 · 0,3 · 6 · 38,32
𝐹𝑛 = 1888 𝑁 (24)
As forças tangenciais atuantes nas pás serão utilizadas no cálculo da capacidade
nominal de geração da turbina na seção 4.10. Para dimensionamento dos componentes
mecânicos do aerogerador, será considerada uma condição de vento limite introduzida
na próxima seção.
4.4 Resistência das pás
A turbina está sendo projetada sem mecanismo de pitch, que limitaria sua
velocidade de rotação à velocidade nominal, quando sujeita a velocidades de vento
mais altas. Por isso faz-se necessária a definição de uma velocidade de cut out, ou seja,
a velocidade de vento em que o rotor é parado para evitar danos à estrutura. Apesar da
velocidade média do vento na região, à altura de projeto, ser de 7,5 𝑚/𝑠, os ventos irão
frequentemente ultrapassar essa velocidade, e se esse fosse o limite de operação da
turbina, ela ficaria parada em boa parte do tempo.
37
A princípio foi estabelecida uma velocidade de corte de 15 m/s, mas após
cálculos iniciais, notaram-se grandes esforços na estrutura e que não havia freio de
acoplamento direto apropriado disponível no mercado com a capacidade de frenagem
necessária, portanto foi definida uma velocidade intermediária de cut out de 12 𝑚/𝑠, e
essa velocidade limítrofe foi utilizada nos cálculos estruturais.
Os materiais mais utilizados em pás de rotores VAWT são o alumínio e fibra de
vidro [8], por serem leves e apresentarem resistência mecânica adequada para a
aplicação. Foi selecionada liga de alumínio AL 5052 H encruado com densidade
2,68g/cm³ e limite de escoamento Sy = 180 MPa. Além dos benefícios já mencionados,
o alumínio apresenta a vantagem de poder ser estirado no perfil de pá desejado.
Figura 29 - Detalhe conceitual do rotor, evidenciando os braços inclinados e detalhe de corte da pá, mostrando
as forças Fn e Ft atuantes. [Elaborado pelo autor]
O rotor da turbina está sob ação das forças normais e tangenciais atuantes em
cada pá, suportadas por braços inclinados, como demonstrado anteriormente e ilustrado
na figura 29. Será utilizado um modelo de viga bi engastada para cálculo dos esforços
em cada pá. Considerando a posição da pá 𝜃 = 90∘, em que os esforços são máximos,
serão analisados os esforços cortantes 𝑉z e 𝑉y e os momentos fletores 𝑀z e 𝑀y causados
pelas forças tangencial 𝐹𝑡 = 858 𝑁 e normal 𝐹𝑛 = 4.862 𝑁 ao movimento da pá,
calculadas da mesma maneira que (23) e (24).
Os diagramas de esforço cortante e de momento fletor foram gerados pelo
software Ftool [49] e são apresentados nas figuras 30, 31 e 32.
38
Figura 30 - Carregamentos distribuídos de Ft e Fn, respectivamente, na pá engastada nos braços suporte nos
pontos A e B. [Elaborado pelo autor]
Figura 31 - Diagrama de esforços cortantes devidos às cargas Ft e Fn, respectivamente. [Elaborado pelo autor]
Figura 32 - Diagramas de momento fletor devido às cargas Ft e Fn, respectivamente. [Elaborado pelo autor]
Ao observar os diagramas, fica evidente que as seções mais solicitadas da pá se
localizam nos apoios, como esperado. Serão analisadas as tensões associadas aos
esforços para determinação de um fator de segurança estático através das equações
[50]:
𝜎𝑥 =
𝑀𝑧 · 𝑦
𝐼𝑧+
𝑀𝑦 · 𝑧
𝐼𝑦 (25)
𝜏𝑥𝑦 =
𝑉𝑧
𝐴𝑠 (26)
𝜏𝑦𝑧 =
𝑉𝑦
𝐴𝑠 (27)
39
Onde 𝑦 e 𝑧 são as distâncias a partir do eixo neutro, 𝐼𝑧 e 𝐼𝑦 são momentos de
inércia das seções e 𝐴𝑠 é a área da seção da pá. Todos esses valores foram obtidos a
partir do desenho da pá no software de CAD Solidworks:
𝑦 = 140,4 𝑚𝑚
𝑧 = 27,8 𝑚𝑚
𝐼𝑧 = 21.429.854,16 𝑚𝑚4
𝐼𝑦 = 1.130.072,45 𝑚𝑚4
𝐴𝑠 = 2958 𝑚𝑚²
Substituindo os valores nas equações (25), (26) e (27) tem-se:
𝜎𝑥 =𝑀𝑧 · 𝑦
𝐼𝑧+
𝑀𝑦 · 𝑧
𝐼𝑦
𝜎𝑥 =135 · 103 · 140,4
21429854,16+
761 · 103 · 27,8
1130072,45= 19,57 MPa (28)
𝜏𝑥𝑦 =𝑉𝑧
𝐴𝑠=
1360
2958= 0,46 𝑀𝑃𝑎 (29)
𝜏𝑦𝑧 =𝑉𝑦
𝐴𝑠=
241
2958= 0,08 𝑀𝑃𝑎 (30)
A tensão equivalente será calculada através do método de Von Mises [50]:
𝜎𝑒𝑞
= √1
2[(𝜎𝑥 − 𝜎𝑦)
2+ (𝜎𝑦 − 𝜎𝑧)
2+ (𝜎𝑥 − 𝜎𝑧)2 + 6(𝜏𝑥𝑦
2 + 𝜏𝑥𝑧2 + 𝜏𝑦𝑧
2)] (31)
Substituindo (28), (29) e (30) em (31):
40
𝜎𝑒𝑞 = √1
2[(19,57 )2 + (19,57 )2 + 6(0,462 + 0,082)] = 19,59 𝑀𝑃𝑎
Calculando o fator de segurança da pá:
𝐹𝑆𝑒𝑠𝑡 =𝑆𝑦
𝜎𝑒𝑞=
180
19,59 (32)
𝐹𝑆𝑒𝑠𝑡 = 9,19
Devido às condições de operação não analisadas neste projeto, tais como:
acelerações devidas ao aumento da velocidade do vento e turbulências, desacelerações
bruscas devido ao acionamento do freio de emergência e fadiga do material, foi
estipulado um FS mínimo de 8, seguindo recomendação de Marco Filho [51]. O fator
calculado é satisfatório. O modelo da pá desenhado no Solidworks pode ser visto na
figura 33.
Figura 33 - Desenho da pá. [Elaborado pelo autor]
4.5 Suportes das pás
Os suportes das pás são os elementos que as conectam ao eixo em rotação. Serão
utilizados dois suportes por pá, num total de seis suportes. O material escolhido é a liga
de alumínio 6061 tratada termicamente com peso específico igual a 2,71 g/cm³, devido
à sua alta resistência mecânica e à corrosão, boa conformabilidade e soldabilidade [52],
características imperativas para o elemento projetado.
41
Como as análises dos demais elementos principais, como pás e eixo, atenderam
ao projeto do aerogerador, espera-se que os suportes resistam aos esforços do sistema.
Os suportes serão feitos a partir de tubos Schedule 80 de diâmetro nominal 4”, tendo
diâmetro externo igual a 114,3 mm e espessura de 8,56 mm.
Os suportes contam com uma inclinação de 36º em relação ao plano horizontal,
necessitando um comprimento de eixo menor para conectá-los ao eixo e reduzindo os
momentos gerados no mesmo (figura 34). A massa total de cada um deles foi calculada
no Solidworks e é de 24,25 kg.
Figura 34 - Modelo do suporte da pá. [Elaborado pelo autor]
As extremidades serão feitas a partir de chapas com 3/8” e 1/2” de espessura,
do mesmo material do suporte, soldadas. As pás serão fixadas aos suportes por 8
parafusos M10 cada, 4 por suporte.
Nos dois lados de cada pá, para cada suporte, haverá uma peça para possibilitar
a fixação dos parafusos em suas superfícies curvas, como pode ser visto na figura 35.
Figura 35 - Elementos de fixação das pás aos suportes. [Elaborado pelo autor]
A fixação dos braços ao eixo de rotação será feita através de 2 suportes cortados
a partir de chapas de aço AISI 1045 de 1/2”, soldados ao mesmo. Com uma densidade
de 7,87 g/cm³, cada suporte possui massa de 6,75 kg. Como pode ser visto na figura 36,
cada braço será conectado ao suporte por 4 parafusos M14.
42
Figura 36 - Peça de ligação eixo-braço. [Elaborado pelo autor]
Como o aerogerador está sendo projetado para aplicação marítima, as partes do
conjunto feitas de material sujeitos à corrosão e expostas, como a peça anterior e o eixo,
deverão passar por tratamento anticorrosivo, como galvanização com zinco ou pintura
anticorrosiva. Tal escolha não será estudada neste projeto.
4.6 Eixo de rotação
O eixo do aerogerador está submetido à diferentes carregamentos. Ele está
sujeito às forças normais atuantes sobre as pás, ao momento torsor gerado pelas forças
tangenciais atuantes sobre as pás e ao peso das pás, dos suportes das pás e seu próprio,
como ilustrado na figura 37.
Figura 37 - Diagrama de esforços do eixo. [53]
Foi selecionado o aço ANSI 4340 laminado e recozido para fabricação do eixo,
por se tratar uma liga de aço intermediária, com boas propriedades mecânicas. Seu
limite de resistência a tração 𝑆𝑢𝑡 é de 745 MPa e seu limite de resistência ao escoamento
𝑆𝑦 é 470 MPa. Possui módulo de elasticidade 𝐸 de 190 GPa e densidade de 7,85 g/cm³.
43
Devido à altura da estrutura e visando minimizar custos e esforços no eixo, além
do momento gerado na estrutura de conversão de energia das ondas, seu comprimento
L foi definido em 1,2 metros. Para tal, os suportes das pás serão inclinados.
As forças atuantes no eixo são resultantes dos somatórios das forças atuantes
em cada uma das pás. Foi seguido o procedimento representado na Figura 18 para
cálculo das forças atuando nas três pás em dado momento. Foi considerado o cenário
em que há maior esforço, onde 𝜃 = 90∘ para uma das pás. A tabela 3 mostra os valores
obtidos para as três posições.
Tabela 2 - Forças atuantes em 3 pás em dado momento
Foram encontradas as componentes resultantes das forças normais nos eixos x
e z:
𝐹𝑁𝑥 = −17 𝑁 (33)
𝐹𝑁𝑧 = 7881 𝑁 (34)
O eixo será dimensionado em função do critério de falha por fadiga de
Soderberg, cuja equação (35) foi rearranjada após substituição da amplitude de tensão
𝜎𝑎 e a tensão média 𝜎𝑚 pelas equações de tensão de Von Mises, obtendo-se a equação
(36), como proposto por Budynas e Nisbett [50].
𝜎𝑎
𝑆𝑒+
𝜎𝑚
𝑆𝑦=
1
𝑛 (35)
𝑑 = (16𝑛
𝜋{
1
𝑆𝑒
[4(𝑘𝑓𝑀𝑎)2
+ 3(𝑘𝑓𝑠𝑇𝑎)2
]1 2⁄
+1
𝑆𝑦
[4(𝑘𝑓𝑀𝑚)2
+ 3(𝑘𝑓𝑠𝑇𝑚)2
]1 2⁄
})
1 3⁄
(36)
θ Ft [N] Fn [N]
90° 858 4862
210° 439 -3029
330° 188 -3010
44
Com a equação (36) é possível encontrar um diâmetro d para o eixo, com fator
de segurança n. Os outros termos da expressão serão descritos ao longo do processo de
seleção e cálculo.
Utilizou-se o software Ftool [49] para modelar o carregamento estático no eixo
a partir de (34), ignorando-se a componente no plano xy, devido à sua grandeza
desprezível calculada em (33). Assim foram gerados os diagramas de esforço cortante
e de momento fletor apresentados na figura 38. O eixo foi considerado bi-apoiado em
A e B, pontos de apoio dos rolamentos, e os esforços atuantes nas pás são transmitidos
ao eixo nos pontos em que os braços conectam-se a este último: C e D.
Figura 38 - Plano YZ: Modelo de carregamento, diagrama de esforço cortante e diagrama de momento fletor,
respectivamente
45
Como observado na figura 25, a seção crítica encontra-se na altura do suporte
inferior. O momento fletor total 𝑀𝑇𝑂𝑇 nesta seção é dado por:
𝑀𝑇𝑂𝑇 = 7.409 𝑁𝑚 (37)
O torque nessa seção é máximo e é dado pelo somatório das forças tangenciais
apresentadas na tabela 2, multiplicado pelo raio do rotor, obtendo-se:
𝑇𝑚á𝑥 = 3.712,5 𝑁𝑚 (38)
O limite de resistência à fadiga 𝑆𝑒 [50] é determinado por:
𝑆𝑒 = 𝑘𝑎𝑘𝑏𝑘𝑐𝑘𝑑𝑘𝑒𝑘𝑓𝑆𝑒′ (39)
Primeiramente serão determinados os coeficientes k.
• 𝑘𝑎 – Fator de Superfície [50]
𝑘𝑎 = 𝑎 · 𝑆𝑢𝑡𝑏
Este fator depende do acabamento superficial do eixo. Os valores a e b são
tabelados de acordo com o tratamento dado. Será considerado fator para superfície
usinada ou laminada a frio para o eixo de projeto.
𝑘𝑎 = 4,51 · 745−0,265 (40)
𝑘𝑎 =0,78
• 𝑘𝑏 – Fator de Tamanho [50]
Fator que leva em consideração o diâmetro da seção mais solicitada, ainda não
definida. Será utilizado o valor de 𝑘𝑏 = 0,9 e após a primeira estimativa de diâmetro
este processo será feito novamente, caso haja necessidade, para confirmação.
• 𝑘𝑐 – Fator de Carregamento [50]
Depende do tipo de carregamento. Para carregamentos combinados utiliza-se
𝑘𝑐 = 1.
46
• 𝑘𝑑 – Fator de Temperatura [50]
Fator dependente da temperatura de operação. A turbina irá operar em
temperatura ambiente e para tal 𝑘𝑑 = 1.
• 𝑘𝑒 – Fator de Confiabilidade [50]
Foi considerado para esse projeto uma confiabilidade de 95%, portanto 𝑘𝑒 =
0,868.
• 𝑘𝑓 – Fator de Concentração de Fadiga [50]
Fator que depende da presença de irregularidades como entalhes, orifícios e
sulcos. Não havendo nenhum concentrador de tensão na seção avaliada, 𝑘𝑓 = 1.
Da mesma maneira que 𝑘𝑓, o fator 𝑘𝑓𝑠 está associado à sensibilidade ao entalhe
do material, mas desta vez sob carregamento cisalhante. No caso deste projeto também
é igual à unidade.
O limite de resistência a fadiga de corpo de prova de viga rotativa 𝑆𝑒′ [50] é
metade do limite de resistência a tração 𝑆𝑢𝑡 para materiais com 𝑆𝑢𝑡 < 1400 𝑀𝑃𝑎, como
é o caso do aço ANSI 4340.
𝑆𝑒
′ = 0,5 · 𝑆𝑢𝑡 = 0,5 · 745 = 372,5 Mpa (41)
Substituindo os coeficientes e (33) em (31):
𝑆𝑒 = 0,78 · 0,9 · 1 · 1 · 0,868 · 1 · 372,5 = 226 𝑀𝑃𝑎 (42)
As tensões flutuantes no eixo do aerogerador permitem o cálculo de 𝑀𝑚, 𝑀𝑎,
𝑇𝑚 e 𝑇𝑎, momentos fletores médio e alternante e torques médio e alternante,
respectivamente. Os esforços dinâmicos no eixo são dados por [50]:
𝑀𝑚 =
𝑀𝑚á𝑥 + 𝑀𝑚í𝑛
2 (43)
47
𝑀𝑎 =
𝑀𝑚á𝑥 − 𝑀𝑚í𝑛
2 (44)
𝑇𝑚 =
𝑇𝑚á𝑥 + 𝑇𝑚í𝑛
2 (45)
𝑇𝑎 =
𝑇𝑚á𝑥 − 𝑇𝑚í𝑛
2 (46)
Onde 𝑀𝑚, 𝑀𝑎, 𝑇𝑚 e 𝑇𝑎 são os momentos fletores médio e alternante e torques
médio e alternante, respectivamente. Foi considerada hipótese de torção e flexão
constantes, situação na qual a tensão de flexão é completamente reversa e a torção é
estável. Neste caso 𝑀𝑚 e 𝑇𝑎 são iguais a zero [50].
Tem-se então:
𝑀𝑚 = 0 (47)
𝑀𝑎 = 𝑀𝑇𝑂𝑇 = 7.409 𝑁𝑚 (48)
𝑇𝑚 = 𝑇𝑚á𝑥 = 1.856,25 𝑁𝑚 (49)
𝑇𝑎 = 0 (50)
Fazendo as devidas substituições em (36) e utilizando-se um fator de segurança
𝑛 = 4 para a estimativa inicial:
𝑑 = (16 · 4
𝜋{
1
226 · 106[4(1 · 7.409)2]1 2⁄
+1
470 · 106[3(1 · 3.712,5)²]1 2⁄ })
1 3⁄
(51)
𝑑 = 117,3 𝑚𝑚
Assim como no dimensionamento das pás, utilizou-se um fator de segurança
alto para compensar as condições de funcionamento não consideradas neste projeto. A
princípio será definido um diâmetro de 126 mm para esta seção do eixo.
48
Para confirmar que o diâmetro é apropriado, será calculado o fator de segurança
pelo critério de falha por fadiga novamente, usando o critério de Soderberg [50]:
𝜎𝑎
𝑆𝑒+
𝜎𝑚
𝑆𝑦=
1
𝑛 (52)
Para o cálculo de 𝑆𝑒, a única mudança é no fator 𝑘𝑏. Para diâmetros 51 ≤ 𝑑 ≤
254 𝑚𝑚 calcula-se [50]:
𝑘𝑏 = 1,51𝑑−0,157 = 0,707 (53)
O que leva a um novo 𝑆𝑒:
𝑆𝑒 = 0,78 · 0,707 · 1 · 1 · 0,868 · 1 · 372,5 = 178,3 (54)
De acordo com a teoria de falha da energia de distorção e levando em consideração
(43), (44), (45) e (46), as tensões de Von Mises para eixos rotativos, circulares e sólidos
sob carregamento são [50]:
𝜎𝑎 = [(32𝑘𝑓𝑀𝑎
𝜋𝑑3)
2
+ 3 (16𝑘𝑓𝑠𝑇𝑎
𝜋𝑑3)
2
]
1/2
(55)
𝜎𝑚 = [(32𝑘𝑓𝑀𝑚
𝜋𝑑3)
2
+ 3 (16𝑘𝑓𝑠𝑇𝑚
𝜋𝑑3)
2
]
1/2
(56)
Calculando para (47), (48), (49), (50):
𝜎𝑎 = 37,7 𝑀𝑃𝑎 (57)
𝜎𝑚 = 16,4 𝑀𝑃𝑎 (58)
Substituindo em (52):
49
37,7
179,6+
16,4
470=
1
𝑛
𝑛 = 4,1 (59)
Fator de segurança aceitável e que atende a este projeto. Por tratar-se de um
eixo apoiado em dois mancais e a carga peso à qual está submetido ser pequena,
levando-se e conta suas dimensões, não há necessidade de avaliação da flambagem do
mesmo.
4.7 Chaveta
Com o eixo dimensionado, é possível calcular as especificações das chavetas.
Chavetas são elementos que tem a função de transmitir torque de um eixo a um
elemento suportado pelo eixo [50]. No caso deste projeto, haverá transmissão entre o
eixo e o gerador de imã permanente e entre o eixo e o disco do freio de acoplamento
direto, portanto serão dimensionadas duas chavetas.
Figura 39 – Dimensionamento de chaveta quadrada de acordo com a norma DIN 6885. [54]
Existem chavetas de diferentes formatos, mas neste projeto serão utilizadas
chavetas quadradas, que têm suas dimensões padronizadas pela norma internacional
DIN 6885. As seções do eixo nos dois acoplamentos situam-se no mesmo intervalo
normatizado, que pode ser visualizado na tabela no ANEXO A.1, portanto será feito
50
apenas um dimensionamento para ambas as chavetas. São recomendadas as seguintes
dimensões:
𝑏 = 32 𝑚𝑚 (60)
ℎ = 18 𝑚𝑚 (61)
𝑡1 = 11 𝑚𝑚 (62)
𝑡2 = 7,4 𝑚𝑚 (63)
Onde b é a largura da chaveta, h é sua altura e 𝑡1 e 𝑡2 são as profundidades dos
rasgos no eixo e no elemento para o qual será transmitido o torque, respectivamente.
Será utilizado o aço AISI 1045, com limite de escoamento 𝑆𝑦 = 450 𝑀𝑃𝑎, por
ser um aço de médio carbono comumente utilizado em chavetas.
𝜎 =4 · 𝑇
𝑑 · ℎ · 𝐿=
4 · 3.712,5 · 103
120 · 18 · 𝐿=
6.875
𝐿 𝑀𝑃𝑎 (64)
𝜏 =2 · 𝑇
𝑑 · 𝑏 · 𝐿=
2 · 3.712,5 · 103
120 · 32 · 𝐿=
1.933,6
𝐿 𝑀𝑃𝑎 (65)
Chavetas não devem ser dimensionadas com fatores de segurança altos, pois em
caso de falha do conjunto, é preferível o sacrifício de uma chaveta do que de um
componente mais custoso [50]. É adotado um fator de segurança de 2 para dimensionar
as chavetas utilizando o critério de falha de Von Mises [50]:
𝐹𝑆 =𝑆𝑦
𝜎𝑚á𝑥= 2 (66)
𝜎𝑚á𝑥 = 225 𝑀𝑃𝑎 (67)
Substituindo (64), (65) e (67) na equação
51
𝜎𝑚á𝑥 = √𝜎2 + 3 · 𝜏3 (68)
obtém-se:
𝐿 = 79,5 𝑚𝑚 (69)
Para simplificação, serão utilizadas chavetas com comprimento de 80 mm.
4.8 Rolamentos
Serão utilizados dois conjuntos de rolamentos para garantir devido alinhamento
do eixo. Devido à presença da carga axial gerado pelo peso do conjunto do rotor e eixo,
serão utilizados rolamentos de rolos cônicos, capazes de suportar cargas normais e
axiais [50].
O diâmetro do eixo orientou a seleção dos rolamentos da SKF, um dos maiores
fabricantes de rolamentos do mundo, com produtos amplamente disponíveis. A seção
do eixo pretendida para os rolamentos era de 138 mm, mas o menor rolamento partindo
desta dimensão tem diâmetro de 140 mm, portanto esse foi o valor definido para a seção
do eixo. As outras dimensões do rolamento podem ser vistas na figura 40. Mais
detalhes, como dimensões do encosto e dados de cálculo, estão disponíveis no ANEXO
A.2.
Figura 40 - Dimensões do rolamento de rolos cônicos modelo 32928 da SKF. [55]
52
Foi utilizada a ferramenta de seleção de rolamentos do fornecedor: SKF Bearing
Select, disponível em [56], que forneceu um fator de segurança de 40, ao levar em
consideração as cargas determinadas no capítulo 3.5. Operando com velocidade de
rotação média do rotor de 143 rpm, os rolamentos terão vida útil maior que 2 · 105 ℎ
ou 22 anos [56].
4.9 Freio
Como mencionado anteriormente, o rotor da turbina deve ser parado quando a
velocidade do vento atingir o limite de cut out, estabelecido em 12 𝑚/𝑠, evitando danos
à estrutura. Para tal será especificado um sistema de frenagem. Foi decidido pela
seleção de um freio do fabricante Warner Electric, que oferece uma diversidade de
freios eletromagnéticos, incluído uma linha com acoplamento direto ao eixo em
rotação.
De acordo com o catálogo de embreagens e freios do fornecedor [57], a seleção
do freio deve levar em conta o torque e a inércia rotacional do sistema a ser parado. O
torque nominal do freio selecionado não deve ser menor do que o momento total do
sistema 𝑀𝑇 [57], dado por:
𝑀𝑇 = 𝑀𝐸 + 𝑀𝐷 (70)
Onde 𝑀𝐸 é o momento estático do sistema, que representa o torque gerado pela
ação do vento na turbina que o freio deve ser capaz de vencer e foi definido em (38)
para a velocidade de vento de 12 𝑚/𝑠. 𝑀𝐷 é o momento de desaceleração do sistema e
uma consequência das massas em rotação que devem ser desaceleradas até a parada
total, e é definido por [57]:
𝑀𝐷 =𝐽𝑇 · 𝜔
𝑡 (71)
Em que 𝐽𝑇 é a inércia rotacional total do sistema, 𝜔 é sua velocidade de rotação
e 𝑡 é o tempo até a parada do mesmo.
53
Através de (4) encontramos a velocidade de rotação do sistema sob ação do
vento na velocidade de corte:
𝜔 =𝜆𝑈
𝑟=
5 · 12
2,5= 24 𝑟𝑎𝑑/𝑠 (72)
O tempo 𝑡 de parada do sistema tem influência direta na seleção do freio, que
deverá ter maior capacidade de frenagem quanto menor for o tempo desejado para
parada total. Ao ultrapassar a velocidade de corte, o rotor da turbina deve ser
desacelerado, mas como não há necessidade de parada imediata, foi estipulado um
tempo de parada de 15 segundos, pois um tempo menor acarretaria maiores esforços
causados por desacelerações bruscas e exigiria mais do freio, causando maior desgaste
e menor durabilidade:
𝑡 = 15 𝑠 (73)
Na determinação de 𝐽𝑇 serão levados em conta as inércias rotacionais do eixo
𝐽𝐸𝐼𝑋𝑂, das pás 𝐽𝑃Á e dos braços das pás 𝐽𝐵𝑅𝐴Ç𝑂. Por motivos práticos, a massa dos
suportes apresentados na figura 36 serão incluídas no cálculo da inércia do eixo. Com
isso, a equação de inércia rotacional total do sistema fica:
𝐽𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐽𝑒𝑖𝑥𝑜 + 3 · 𝐽𝑝á + 6 · 𝐽𝑏𝑟𝑎ç𝑜 (74)
A inércia do eixo sólido é dada por [57]:
𝐽𝑒𝑖𝑥𝑜 =(𝑚𝑒𝑖𝑥𝑜 + 2 · 𝑚𝑠𝑢𝑝) · 𝑅𝑒𝑖𝑥𝑜
2
2
=(106,8 + 2 · 6,75) · 0,062
2= 0,22 𝑘𝑔𝑚
(75)
As inércias rotacionais das pás serão aproximadas por momentos pontuais com
distância ao eixo de rotação igual ao raio do rotor [58]:
𝐽𝑝á = 𝑚𝑝á · 𝑅𝑝á
2 = 48,23 · 1,252 = 75,36 𝑘𝑔𝑚² (76)
54
Finalmente, as inércias rotacionais dos suportes das pás serão aproximadas pela
inércia de uma barra homogênea de comprimento igual ao raio rotor, fixada ao eixo de
rotação em sua extremidade [58]:
𝐽𝑏𝑟𝑎ç𝑜 =𝑚𝑏𝑟𝑎ç𝑜 · 𝑅𝑏𝑟𝑎ç𝑜
2
3=
24,25 · 1,252
3= 12,63 𝑘𝑔𝑚² (77)
Substituindo (75), (76) e (77) em (74), tem-se:
𝐽𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 0,22 + 3 · 75,36 + 6 · 12,63 = 302,1 𝑘𝑔𝑚² (78)
Com a inércia rotacional total calculado, obtém-se o momento de desaceleração
do sistema através de substituição em (71):
𝑀𝐷 =302,1 · 24
15= 483,3 Nm (79)
Agora é possível calcular o momento total do sistema, substituindo-se (38) e (79) em
(70):
𝑀𝑇 = 3.712,5 + 483,3 = 4.195,8 𝑁𝑚 (80)
Optou-se por um freio com acoplamento direto ao eixo de rotação, reduzindo
perdas e economizando espaço físico do conjunto mecânico. Foi selecionado o modelo
E510, tamanho 6400. Seu torque nominal 𝑀𝑁 = 6400 𝑁𝑚 é maior do que (80) e o
freio atende, portanto, ao projeto.
As características e dimensões do freio selecionado podem ser encontradas no
ANEXO A.3.
4.10 Alternador
O gerador é o componente através do qual a energia mecânica do eixo do
aerogerador é transformada em energia elétrica. Atualmente a maioria dos geradores
utilizados em geração eólica são de dupla alimentação, associados à uma caixa de
engrenagens de três estágios, mas o uso de geradores a imã permanente já é bastante
55
disseminado em turbinas de pequeno porte e vem crescendo entre turbinas maiores,
pois é menor, mais leve e mais eficiente [59].
De acordo com [60], dentre os componentes necessários para construção de
turbinas eólicas, a caixa de engrenagens fica atrás apenas das pás e da torre em custo.
Considerando que este projeto não contempla a instalação de uma torre, já que uma de
suas premissas é uma estrutura já existente onde será instalada a turbina, o custo de
uma caixa elevadora de velocidade representaria uma parcela muito alta de seu custo
total.
Os geradores a imã permanente, também chamados de alternadores, podem ser
acoplados diretamente ao eixo da turbina, reduzindo o número de partes e descartando
a necessidade da caixa de engrenagens no conjunto. Além do custo inicial, seriam
reduzidos também os custos operacionais, pois a caixa multiplicadora é responsável
pela maior parte das falhas mecânicas e dos custos de manutenção em turbinas eólicas
[59]. Devido à menor complexidade do conjunto, sua confiabilidade aumenta e as
perdas mecânicas são reduzidas, aumentando seu rendimento.
Para seleção do alternador, foi levado em conta o torque e a velocidade de
rotação da turbina na velocidade média de operação, quando submetida à ventos de 7,5
m/s. Da mesma maneira que foram calculados os torques gerados por cada pá na
condição de velocidade de vento de 12 m/s disponíveis na tabela 2, calculou-se o torque
total na condição de vento a 7,5 m/s, obtendo-se 1.235 Nm a uma velocidade de rotação
de 143 rpm.
Figura 41 - Alternador da ALXION: estator (anel maior) e rotor (anel menor). [61]
56
Com esses parâmetros, foi selecionado o modelo de alternador 500STK6M da
ALXION (figura 41), fabricante de alternadores francesa que conta com uma linha
específica para turbinas eólicas. O modelo selecionado irá gerar a potência nominal
quando submetido à torque igual ou maior que o nominal [61] e a 143 rpm será capaz
de gerar cerca de 13,5 kW (figura 42).
Figura 42 - Curva Potência vs. Velocidade do alternador 500STK6M. [adaptado de 61]
Especificações técnicas e dimensionais do alternador selecionado podem ser
encontradas no ANEXO A.4.
Para conectar o alternador à rede elétrica ou a baterias, é necessária a utilização
de um conversor, já que a frequência irá variar de acordo com a velocidade de rotação
do rotor, contudo a especificação do sistema elétrico não faz parte do escopo deste
projeto.
57
CAPÍTULO 5: DESENHO TÉCNICO
Os componentes da turbina foram modelados utilizando o software de CAD
Solidworks. O desenho técnico, que pode ser encontrado no ANEXO B, foi elaborado
a partir da montagem – figura 43 - e apresenta as principais dimensões do conjunto
mecânico. Nele também é apresentada uma vista isométrica do aerogerador, além de
detalhes para melhor visualização de todas as partes. Os componentes internos da
carcaça podem ser observados em um corte de seção do conjunto.
Figura 43 – Desenho tridimensional do aerogerador. [Elaborado pelo autor]
Todas as partes, incluindo os componentes de fixação, são indicados e listados
no desenho. O posicionamento dos componentes foi definido em função de suas
dimensões e massas. Assim, componentes maiores e mais pesados localizam-se abaixo
58
de elementos menores e mais leves, respeitando a funcionalidade de cada um. Para
facilitar sua descrição, a carcaça do aerogerador será dividida em três níveis que podem
ser observados no corte A-A do ANEXO B.
O freio está localizado no nível inferior da carcaça, protegido por uma caixa e
fixado a um flange superior por 6 parafusos M16. Ele acopla-se à extremidade inferior
do eixo através de uma das chavetas especificadas na seção 4.7. O desenho do freio foi
criado utilizando-se as dimensões principais fornecidas no catálogo do fornecedor [57],
que deixa de fora detalhes necessários para um desenho completo, e pode ser visto na
figura 44. A base da carcaça conta ainda com 12 furos de 20 mm de diâmetro para
fixação do aerogerador.
Figura 44 - Nível inferior da carcaça. De baixo para cima: caixa, freio e flange. (Elaborado pelo autor)
O nível intermediário exibido na figura 45 é constituído pelo alternador,
modelado a partir das dimensões encontradas no catálogo da ALXION [61]. A parte
inferior do estator é fixado a um flange por 12 parafusos M8 e sua superfície externa
fica exposta para trocar calor com o ambiente, conforme especificação do fabricante
[61]. Este flange inferior do alternador, por sua vez, posiciona-se sobre o flange
59
superior do freio e ambos são fixados à base da carcaça através de 12 parafusos e porcas
M16.
No interior do estator, um elemento faz a conexão entre o eixo e o rotor do
alternador, fixado a este último por outros 12 parafusos M8. O acoplamento entre esse
elemento e o eixo, para transmissão de torque, é feito pela outra chaveta descrita
anteriormente.
Figura 45 - Nível intermediário. De baixo para cima: flange, estator, rotor e conector. (Elaborado pelo autor)
Acima do alternador, fixado à superfície superior do estator por um terceiro
conjunto de 12 parafusos M8, localiza-se a caixa de mancais que abriga os rolamentos
responsáveis por suportar as cargas do eixo e por mantê-lo alinhado. O modelo dos
rolamentos foi obtido na página do fornecedor [55]. O topo da caixa é selado por uma
tampa fixada por 6 parafusos e porcas M10, encerrando a carcaça do aerogerador. O
nível superior da carcaça pode ser visualizado na figura 46.
60
Figura 46 - Nível superior. De baixo para cima: caixa de mancais, rolamento inferior, rolamento superior e
tampa. (Elaborado pelo autor)
O eixo de rotação, componente responsável por receber a energia do vento
captada pelas pás, na forma de torque, e transmiti-la ao alternador para geração de
eletricidade é exibido na figura 47. Ele possui diferentes seções, para apoio e
acoplamento aos outros elementos.
Figura 47 - Eixo de rotação. (Elaborado pelo autor)
Finalmente, foi feito um desenho simplificado da estrutura do conversor de
energia de ondas e do flutuador, utilizando as dimensões especificadas por Lopes [6].
Através da montagem conceitual do aerogerador com o conversor – figura 48 – é
possível ver a proporção entre as estruturas.
61
Figura 48 - Turbina eólica de eixo vertical aplicada ao conversor de energia de ondas. (Elaborado pelo autor)
62
CAPÍTULO 6: CONCLUSÃO
O objetivo do trabalho foi dimensionar e projetar um aerogerador que pudesse
ser instalado no conversor de energia de ondas descrito no capítulo 1. Com as condições
apresentadas, foi decidido pelo projeto de uma turbina com rotor de eixo vertical,
consistindo numa alternativa viável não só para o objetivo inicial, mas para a instalação
em qualquer estrutura marítima submetida a condições de vento similares. Tendo como
diferencial a proximidade da carcaça com o rotor que, se por um lado torna o acesso
para manutenção mais difícil, por outro torna o aerogerador independente da torre que
servirá de suporte para o mesmo, possibilitando a instalação sobre diferentes estruturas.
O aerogerador resultante, com rotor de eixo vertical Darrieus-H de 3 pás,
pesando aproximadamente 1.000 kg, é de pequeno porte e capaz de gerar 13,5 kHz nas
condições da região para a qual foi projetado, superando o estipulado no início do
projeto. Seria proveitoso de os serviços auxiliares do conversor de energia de ondas,
tais como sistemas de controle e supervisão, fossem dimensionados dentro dessa
capacidade de geração do aerogerador, para se manterem em funcionamento mesmo
que o conversor supracitado esteja sem gerar.
O dimensionamento dos suportes das pás e também dos componentes da carcaça
é sugerido para trabalhos futuros e, como o estudo que foi desenvolvido limitou-se
apenas a partes mecânicas do aerogerador, o projeto do sistema elétrico de conversão e
o projeto do sistema de controle da turbina, ambos complementares ao sistema
mecânico, podem ser abordados em futuros estudos.
Há de se destacar que o freio selecionado, um produto de prateleira, possui alta
massa se comparado ao conjunto. Não há necessidade de um período particularmente
curto para a parada total do rotor, portanto um futuro projeto poderia dimensionar um
freio especificamente para este aerogerador, buscando um equilíbrio entre massa e
capacidade de frenagem. Além disso, poderia ser feito um estudo experimental para
definir a velocidade de corte “ideal” do sistema.
Um plano de execução para instalação do aerogerador sobre estruturas
marítimas poderia ser desenvolvido e, finalmente, propõe-se o levantamento dos custos
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de fabricação e instalação dela, identificando elementos com custos desproporcionais
e possibilitando alterações no projeto, para que a turbina venha a ser economicamente
viável.
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<http://www.alxion.com/>.
70
ANEXO A
71
A.1 Tabela de furo e rasgo de chaveta DIN 6885/1
72
A.2 Características e dimensões do rolamento
Dimensões
Dimensões do encosto
73
Dados de cálculo
Massa
74
A.3 Características e dimensões do freio
75
A.4 Características e dimensões do alternador
76
ANEXO B
