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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
ANÁLISE COMPARATIVA DE MÉTODOS DE AVALIAÇÃO DE CARGA DE VENTO
EM TURBINAS EÓLICAS
CAROLINA RIBEIRO FERNANDES
2020
ii
ANÁLISE COMPARATIVA DE MÉTODOS DE AVALIAÇÃO DE CARGA DE VENTO
EM TURBINAS EÓLICAS
CAROLINA RIBEIRO FERNANDES
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Civil da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientadores: Sergio Hampshire de Carvalho
Santos
Gabriel Nogueira
RIO DE JANEIRO
Março de 2020
iv
Fernandes, Carolina Ribeiro
Análise comparativa de métodos de avaliação de carga de
vento em turbina eólica / Carolina Ribeiro Fernandes – Rio de
Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2020.
XVI, 59 p.:il.; 29,7 cm.
Orientadores: Sergio Hampshire de Carvalho Santos
Gabriel Nogueira
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de
Engenharia Civil, 2020.
Referências Bibliográficas: p. 57-59
1. Turbinas Eólicas 2. Vento 3. Norma Brasileira 4. TurbSim
5. SIMA-RIFLEX 6. Estacas 7. Fundações.
I. Santos, Sergio Hampshire de Carvalho; II. Universidade
Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de
Engenharia Civil. III. Título
.
v
Dedicatória
Dedico esta conquista aos meus pais, Rogério e Daisy e às minhas irmãs, Gabriela e Juliana.
vi
Agradecimentos
Agradeço primeiramente a Deus, por ter me sustentado até aqui com sua mão invisível,
por ter me guiado e cuidado de mim ao longo dessa trajetória.
Aos meus pais e agora também colegas de profissão, Daisy e Rogério, por todo apoio
que me foi dado ao longo da minha vida, pelo cuidado e amor incondicional, por todas as
preocupações e conselhos, por todos os momentos em que tornaram meus sonhos em seus
próprios sonhos e por todas as vezes que lutaram por mim quando eu não acreditava mais.
Agradeço a minha avó, Eurídice, em memória, imprescindível para minhas conquistas.
Agradeço as minhas irmãs mais velhas, Gabriela e Juliana, pelo companheirismo de
sempre, pelas conversas e conselhos, pela amizade sincera que cativamos.
Agradeço ao meu amigo de quatro patas, Paçoca, pelo carinho e felicidade que me traz,
e pela companhia das longas madrugadas durantes os estudos.
Ao meu amor, Luiz Fernando, companheiro de vida e agora também colega de profissão,
pelo apoio emocional e intelectual durante essa caminhada. Agradeço por todo amor e cuidado,
você foi e é fundamental para essa conquista e todas as futuras conquistas que teremos.
Aos meus amigos de faculdade que tornaram esses cinco anos menos árduos, os quais
sempre me ajudaram desde palavras amigas e risadas até materiais de estudos e ensinamentos
técnicos. Aproveito também para agradecer minhas amigas de infância, as quais permanecem
até hoje presentes em minha vida com grande importância nas minhas realizações.
Agradeço aos meus orientadores, Sergio Hampshire e Gabriel Nogueira, por todo
incentivo, por todo conhecimento passado e por acreditarem no meu potencial.
Agradeço a Universidade Federal do Rio de Janeiro, instituição que foi minha casa
durante esses anos de graduação, a qual me ofereceu formação gratuita e de qualidade, à qual
serei eternamente grata e a qual também defenderei até o fim. Aproveito para agradecer também
a todos os mestres da Engenharia Civil da UFRJ, por me inspirarem a ser uma engenheira cada
vez melhor. Que honra é poder, agora, chamá-los de colegas de profissão.
Agradeço também a empresa FURNAS ELETROBRAS a qual me incentivou aos
estudos do tema desse Projeto de Graduação, e aos profissionais com quem lá trabalhei por todo
conhecimento e experiência que me foram passados.
Por fim, agradeço a todos que fizeram parte dessa história e se fizeram presentes ao
longo dessa jornada, os quais não consegui citar nesse breve agradecimento.
vii
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Civil.
ANÁLISE COMPARATIVA DE MÉTODOS DE AVALIAÇÃO DE CARGA DE VENTO
EM TURBINAS EÓLICAS
Carolina Ribeiro Fernandes
Março/2020
Orientadores: Sergio Hampshire de Carvalho Santos
Gabriel Nogueira
Turbinas eólicas têm a capacidade de converter a energia cinética do vento em energia elétrica
e, assim, apresentam-se como uma solução para a geração de energia limpa em todo o mundo.
Essas, possuem geometria favorável, altura propícia à captação do vento, e podem ser
implantadas sobre diversos tipos de fundações, nos mais variados tipos de solo, para resistir às
ações dinâmicas impostas pelo ambiente. O método proposto pela norma brasileira NBR 6123
(1988) para o cálculo da ação do vento em edificações, apesar de prever cálculos dinâmicos do
vento para estruturas esbeltas, não é comumente utilizado no Brasil para turbinas eólicas. A
prática entre as empresas é utilizar softwares especializados para essa análise ou empregar
normas internacionais. Esse trabalho compara as cargas atuantes no topo de uma fundação de
uma turbina eólica, calculadas através de programas computacionais, com os valores calculados
através da norma brasileira. Para isso, analisou-se uma turbina de 5 MW sob condições reais de
vento através dos softwares TurbSim e SIMA-RIFLEX e, depois, realizaram-se os cálculos
previstos na norma. Após isso, foram dimensionadas as estacas de uma fundação profunda com
auxílio do programa SAP2000, associando, portanto, conhecimentos de geotecnia e estruturas
de fundações. Os resultados indicam que a NBR 6123 (1988) fornece esforços menores que os
encontrados pelos softwares, visto que não considera algumas condições referente às turbinas
eólicas. Deste modo, as estacas são dimensionadas para os esforços máximos encontrados pelo
TurbSim e SIMA-RIFLEX.
Palavras-chave: Turbinas Eólicas. Vento. Norma Brasileira. TurbSim. SIMA-RIFLEX.
Estacas. Fundações.
viii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Civil Engineer.
COMPARATIVE ANALYSIS OF METHODS OF WIND LOAD EVALUATION ON
WIND TURBINES
Carolina Ribeiro Fernandes
March/2020
Advisors: Sergio Hampshire de Carvalho Santos
Gabriel Nogueira
Wind turbines have the capability of converting the kinetic energy of the wind into electrical
energy and, thus, present themselves as a worldwide solution for the generation of clean energy.
The tower, responsible for positioning the blades of a horizontal axis wind turbine at a height
suitable for harvesting the wind energy, can be implanted on several types of foundations, in
the most varied types of soil, to resist the dynamic actions imposed by the environment. The
method proposed by the Brazilian standard NBR 6123 (1988) for the calculation of wind action
in buildings, despite providing dynamic wind calculations for slender structures, is not
commonly used for wind turbines in Brazil. The practice among companies is to use specialized
software for this analysis and international standards. This work compares the loads acting on
the top of a wind turbine foundation, calculated using computer programs, with the values
calculated using the Brazilian standard. For this purpose, a 5 MW turbine was analyzed under
real wind conditions using the TurbSim and SIMA-RIFLEX software, and then the calculations
provided for in the standard were performed. Finally, the piles of a deep foundation were
dimensioned with the SAP2000 program, thus associating knowledge of geotechnics and
foundation structures. The results indicate that NBR 6123 (1988) provides lower efforts than
those found by the software, since it does not consider some conditions related to wind turbines.
In this way, the piles are dimensioned for the maximum efforts found by TurbSim and SIMA-
RIFLEX.
Keywords: Wind Turbine. Wind. Brazilian Standard. TurbSim. SIMA-RIFLEX. Piles.
Foundations.
ix
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Evolução da capacidade eólica instalada no Brasil, em MW (ABEEólica, 2018). .............................. 2
Figura 2 – Desenho esquemático de uma turbina eólica moderna (ANEEL, 2005). ............................................ 5
Figura 3 - Aerogeradores do tipo Upwind e Downwind. .................................................................................... 7
Figura 4 - Tipos de Fundações: (a) Fundação em sapata, (b) Fundação em estacas, (c) Fundação em
monoestacas (adaptado de Burton et al, 2011). ................................................................................................. 8
Figura 5 - Processo executivo da estaca raiz (VALERIANO, 2017). .................................................................. 9
Figura 6 - Intervalo de frequências de autoexcitação 1P e 3P da turbina eólica de 5 MW da NREL e de espectro
de vento (adaptado de Nogueira, 2019 apud Letcher, 2017). ............................................................................11
Figura 7 - Perfil médio e real velocidade do vento (Nogueira, 2019 apud Tempel, 2006). .................................12
Figura 8 - Plano de origem do perfil do vento (Nogueira, 2019 apud Barltrop e Adam, 1991). .........................14
Figura 9 - Séries temporais das componentes em x, y e z do vento real (Nogueira, 2019 apud Barltrop e Adam,
1991)...............................................................................................................................................................17
Figura 10 - Plano anular utilizado nas teorias do momentum (Hansen, 2008). .................................................20
Figura 11 – R é o vetor resultante de lift L e drag D. 𝐹𝑛 e 𝐹𝑡 são as componentes normais e tangenciais de R,
respectivamente (Nogueira, 2019 apud Hansen, 2008). ....................................................................................21
Figura 12 - Gráfico que representa o comportamento do gerador de 5MW de acordo com a velocidade do vento
(Adaptado de JONKMAN et al, 2009). .............................................................................................................22
Figura 13 - Formação de vórtices no fluxo por trás de um objeto cilíndrico (IGLESIA, 2018). .........................23
Figura 14- Número de Strouhal em função do número de Reynolds para estruturas de seção tranversal circular
(BLEVINS, 1977). ............................................................................................................................................24
Figura 15 - Exemplo de uma malha retangular gerada pelo TurbSim sobre uma torre de energia eólica
(Adaptado de Jonkman e Kilcher, 2012). ..........................................................................................................25
Figura 16 - Dados de entrada do programa TurbSim. ......................................................................................26
Figura 17 - Modelagem da TEEH de 5MW no programa SIMA-RIFLEX. .........................................................27
Figura 18 - Mapa com isopletas da velocidade básica Vo (m/s) (ABNT, 1988). ................................................28
Figura 19 - Boletim de sondagem típico do local de construção da torre de energia eólica. ..............................31
Figura 20 - Curva p-y de molas translacionais não-lineares (Adaptado de Nogueira, 2019). ............................32
Figura 21 - Tipos de seções para dimensionamento a flexão composta reta (Santos, 2019). ..............................34
Figura 22 - Ábaco adimensional 13 para Seção Tipo 4 (Santos, 2019). ............................................................34
Figura 23 - Dimensões da torre eólica de 5 MW. .............................................................................................39
Figura 24 - Esquema de cargas aplicadas no topo do bloco de fundação. .........................................................40
Figura 25 - Gráfico de variação da força axial atuante no topo da fundação ao longo do tempo. .....................41
Figura 26 - Gráfico de variação do momento torçor atuante no topo da fundação ao longo do tempo...............42
Figura 27 - Gráfico de variação do momento fletor em torno do eixo y atuante no topo da fundação ao longo do
tempo. .............................................................................................................................................................42
x
Figura 28 - Gráfico de variação do momento fletor em torno do eixo z atuante no topo da fundação ao longo do
tempo. .............................................................................................................................................................42
Figura 29 - Gráfico de variação do esforço cortante no eixo y atuante no topo da fundação ao longo do tempo.
.......................................................................................................................................................................43
Figura 30 - Gráfico de variação do esforço cortante no eixo z atuante no topo da fundação ao longo do tempo.
.......................................................................................................................................................................43
Figura 31 - Distribuição dos pesos dos elementos da Torre Eólica de 5 MW (dimensões em metros). ...............46
Figura 32 - Seção transversal da fundação (Dimensões em metros). ................................................................48
Figura 33 - Vista superior da fundação (Dimensões em metros). ......................................................................49
Figura 34 - Modelo 3D da fundação em estudo utilizado no programa SAP2000. .............................................49
Figura 35 - Interface do programa SAP2000 relativa à seção transversal da estaca. ........................................51
Figura 36 - Diagramas de esforço axial nas estacas.........................................................................................53
Figura 37 - Diagramas de momento fletor nas estacas. ....................................................................................53
Figura 38 - Deformação da estrutura com as cargas aplicadas no topo do bloco..............................................54
xi
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Relação dos diâmetros e armaduras das estacas raiz com a carga estrutural Pe (Adaptado de
VALERIANO, 2017). ........................................................................................................................................ 9
Tabela 2 - Comprimentos de Rugosidades Típicos (adaptado de Burton et al, 2011). ........................................13
Tabela 3 - Valores mínimos do fator estatístico 𝑆3 (ABNT, 1988). ....................................................................29
Tabela 4 – Expoente p e parâmetro b (ABNT, 1988). ........................................................................................29
Tabela 5 - Parâmetros para a determinação de efeitos dinâmicos (ABNT, 1988). .............................................30
Tabela 6 - Coeficientes de arrasto, Ca, para corpos de seção constante com vento perpendicular ao plano da
figura (Adaptado de NBR6123, 1988). .............................................................................................................30
Tabela 7 - Área de aço da seção conforme bitola da barra, para aço CA-50. ....................................................35
Tabela 8 - Coeficientes empíricos k e α (MONTEIRO, 1997). ...........................................................................36
Tabela 9 - Valores dos coeficientes F1 e F2 (MONTEIRO, 1997). ....................................................................37
Tabela 10 - Dados principais da turbina onshore de 5 MW (JONKMAN e KILCHER, 2009). ...........................38
Tabela 11 - Esforços máximos atuantes no topo da fundação para diferentes velocidades de vento incidente com
turbina em operação. .......................................................................................................................................41
Tabela 12 - Parâmetros extraídos da NBR6123 (1998) para cálculo da ação do vento......................................44
Tabela 13 - Forças de vento atuantes na torre da TEEH de 5 MW. ...................................................................44
Tabela 14 - Forças de vento atuantes nas pás da TEEH de 5 MW. ....................................................................45
Tabela 15 - Esforços atuantes no topo da fundação, segundo NBR6123 (1988).................................................45
Tabela 16 - Comparação dos esforços no topo da fundação segundo os dois métodos abordados. ....................47
Tabela 17 - Esforços máximos no topo das estacas. ..........................................................................................50
Tabela 18 - Parâmetros variáveis com a profundidade, para o cálculo da ........................................................51
Tabela 19 - Parâmetros fixos para o cálculo da capacidade de carga geotécnica. ............................................52
xii
LISTA DE SÍMBOLOS
𝑎’ Fator de indução tangencial
𝑎 Fator de indução axial
A Área varrida pelo rotor da turbina
𝐴𝑐 Área da seção da estaca
𝐴𝑝 Área da seção transversal da ponta da estaca
𝐴𝑠, 𝐴𝑠,𝑚𝑎𝑥 Área de aço requerida na estaca; Área de aço máxima na estaca
𝑏 Coeficiente que depende da categoria de rugosidade do terreno
𝐶𝑎 Coeficiente de arrasto
𝐶𝐷(𝛼) Coeficientes de drag em função do ângulo de ataque local
𝐶𝐿(𝛼) Coeficientes de lift em função do ângulo de ataque local
𝐶𝑝 Coeficiente de potência da turbina
𝑐 Corda de um elemento
D Força de drag ; diâmetro da seção da torre
𝑑 Diâmetro da seção da estaca
𝐹(𝑧) Força estática equivalente às ações estáticas e dinâmicas do vento, por unidade
de altura
𝐹1, 𝐹2 Coeficientes empíricos que dependem do tipo de estaca utilizado
𝐹𝑛 Forças normais no rotor
𝐹𝑡 Forças tangenciais no rotor
𝐹𝑆𝑔 Fator de segurança global
𝑓𝑐 Parâmetro de Coriolis
𝑓 Frequência natural da estrutura
𝑓𝑐𝑑 Resistência de cálculo do concreto
𝑓𝑐𝑘 Resistência característica do concreto à compressão
𝑓𝑦𝑑 Resistência de cálculo do aço
𝐿 Força de lift
𝐿1 Diâmetro da edificação
𝐿𝑖 Parâmetro de escala integral
𝐻ℎ𝑢𝑏 Altura do hub
ℎ𝑔 Altura gradiente
ℎ Altura de uma edificação acima do terreno
𝐼𝑖 Intensidade da turbulência do vento na direção i
xiii
𝐾ℎ Coeficiente de rigidez horizontal
𝐾𝑣 Coeficiente de rigidez vertical
𝑘 Coeficiente empírico definido em função do tipo de solo
𝑀𝑑 Momento fletor atuante de projeto no topo da estaca
𝑁𝑑 Esforço normal atuante de projeto no topo da estaca
𝑁𝑆𝑃𝑇 Número de golpes no ensaio SPT na profundidade da estaca
P Potência extraída pela turbina; força aplicada à mola (curva p-y)
𝑃𝑎 Carga admissível na estaca
𝑃𝑒 Carga estrutural de projeto em uma estaca
𝑝 Expoente que depende da categoria de rugosidade do terreno
𝑄𝑎𝑑𝑚 Capacidade de carga geotécnica
𝑄𝑢𝑙𝑡 Carga última de ruptura do solo
𝑞 Pressão dinâmica de vento
𝑞(𝑧) Variação da pressão dinâmica do vento com a altura
R Vetor resultante de força no rotor
𝑅𝑒 Número de Reynolds
r Distância radial do centro do rotor com espessura dr
𝑆1 Fator topográfico de ajuste da velocidade do vento às condições reais
𝑆3 Fator estatístico de ajuste da velocidade do vento às condições reais
𝑆𝑖(𝑓) Função de densidade espectral da velocidade do vento na direção i
𝑆𝑡 Número de Strouhal
𝑇 Força de thrust (propulsão)
t Espessura
𝑈 Perímetro do trecho da estaca em questão
𝑈(𝑡) Vetor que indica a velocidade instantânea do vento no instante de tempo t
𝑈𝑚 Velocidade do vento médio, com magnitude e direção constantes
𝑈𝑚(𝑧) Velocidade do vento médio em uma altura z
𝑈𝑚,10 Velocidade média do vento medida em um intervalo de 10 minutos em uma
altura z ao longo da direção principal do fluxo
𝑈𝑚,ℎ𝑢𝑏 Velocidade média do vento na altura do hub
𝑈𝑟𝑒𝑙 Velocidade do vento incidente relativa
𝑈𝑥(𝑡) Componente do vetor do vento na direção do eixo x
𝑈𝑦(𝑡) Componente do vetor do vento na direção do eixo y
𝑈𝑧(𝑡) Componente do vetor do vento na direção do eixo z
𝑈∞ Velocidade do vento incidente não-perturbado
xiv
𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡) Vetor que representa a parcela flutuante da velocidade do vento no instante de
tempo t, com magnitude e direção variáveis
u* Velocidade de fricção
𝑢(𝑡) Componente da parcela flutuante da velocidade do vento na direção x
𝑉 Velocidade média do vento local
𝑉𝑐𝑟 Velocidade crítica do vento
𝑉0 Velocidade básica do vento em determinada região
𝑉𝑝 Velocidade de projeto do vento em determinada região
𝑣(𝑡) Componente da parcela flutuante da velocidade do vento na direção y
𝑤(𝑡) Componente da parcela flutuante da velocidade do vento na direção z
y Deflexão da mola (curva p-y)
𝑧 Altura do elemento sobre o nível do terreno
𝑧0 Comprimento de rugosidade
𝑧𝑟 Altura de referência igual a10 m
𝑧𝑟𝑒𝑓 Altura de referência
LETRAS GREGAS
𝛼 Coeficiente empírico que depende do perfil de solo
𝛾 Parâmetros para a determinação de efeitos dinâmicos
Δ𝐿 Variação de comprimento do trecho da estaca em questão
𝜂 Esforço normal adimensionalizado
κ Constante de von Karman
𝜆 Latitude
Λ𝑈 Parâmetro de escala turbulento
𝜇 Momento adimensionalizado
𝜉 Coeficiente de amplificação dinâmica
ρ Densidade do ar
𝜎𝑖 Desvio padrão da velocidade do vento em uma altura z na direção 𝑖
∅ Diâmetro das barras de aço da estaca
ψ Função da estabilidade atmosférica
Ω Velocidade angular de rotação da Terra
𝜔 Velocidade angular; taxa mecânica de armadura na estaca
xv
SUMÁRIO
LISTA DE ILUSTRAÇÕES .......................................................................................................... IX
LISTA DE TABELAS.................................................................................................................... XI
LISTA DE SÍMBOLOS ................................................................................................................ XII
1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................................... 1
CONSIDERAÇÕES GERAIS ......................................................................................................... 1
JUSTIFICATIVA E OBJETIVO DO ESTUDO .................................................................................. 2
METODOLOGIA ......................................................................................................................... 3
APRESENTAÇÃO DOS CAPÍTULOS ............................................................................................. 3
2 TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL (TEEH) .................................................... 5
ASPECTOS GERAIS .................................................................................................................... 5
FUNDAÇÕES DE TURBINAS EÓLICAS ......................................................................................... 7
2.2.1 ESTACAS RAIZ ........................................................................................................................ 8
AÇÕES E COMBINAÇÕES DE CARGAS NAS FUNDAÇÕES............................................................10
CONSIDERAÇÕES DE OPERAÇÃO DA TEEH ..............................................................................11
3 O VENTO ..................................................................................................................................12
PARCELA ESTÁTICA DO VENTO: PERFIL DO VENTO MÉDIO..................................................13
PARCELA DINÂMICA DO VENTO OU TURBULÊNCIA ...............................................................15
CARREGAMENTOS AERODINÂMICOS......................................................................................19
VELOCIDADE CRÍTICA DO VENTO ...........................................................................................21
TURBSIM E SIMA-RIFLEX....................................................................................................24
CONSIDERAÇÃO DO VENTO SEGUNDO NBR 6123 (1988) ..........................................................27
4 CONSIDERAÇÕES SOLO-ESTACA ......................................................................................31
LOCAL DA FUNDAÇÃO .............................................................................................................31
COEFICIENTE DE RIGIDEZ LATERAL .......................................................................................32
DIMENSIONAMENTO DAS ESTACAS RAIZ ................................................................................33
VERIFICAÇÃO DA CAPACIDADE GEOTÉCNICA DE CARGA NA ESTACA ...................35
5 MODELAGEM DA FUNDAÇÃO ............................................................................................38
xvi
DADOS DA TURBINA EÓLICA ....................................................................................................38
ANÁLISE DOS ESFORÇOS NO TOPO DA FUNDAÇÃO...................................................................39
5.2.1 ANÁLISE DO VENTO SEGUNDO OS SOFTWARES TURBSIM E SIMA-RIFLEX .............................40
5.2.2 ANÁLISE DO VENTO SEGUNDO A NBR 6123 (1988) ................................................................43
5.2.3 COMPARAÇÃO ENTRE OS MÉTODOS .......................................................................................46
MODELAGEM DA FUNDAÇÃO NO PROGRAMA SAP2000............................................................48
DEFINIÇÃO DAS ESTACAS ........................................................................................................50
5.4.1 DIMENSIONAMENTO DAS ESTACAS ........................................................................................50
5.4.2 VERIFICAÇÃO DA CAPACIDADE GEOTÉCNICA ........................................................................51
RESULTADOS OBTIDOS ............................................................................................................52
6 CONCLUSÕES .........................................................................................................................56
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...........................................................................................57
1 INTRODUÇÃO
CONSIDERAÇÕES GERAIS
A energia eólica é originada do aproveitamento da força do vento para a geração de
energia elétrica. Bem como a energia hidráulica, a energia eólica é utilizada há milhares de anos
para trabalhos que envolvem energia mecânica, como moagem de grãos e bombeamento de
água. Como fonte para gerar energia elétrica, só foi empregada anos depois.
Estima-se que os primeiros experimentos com energia eólica tenham acontecido no final
do século XIX, mas seu desenvolvimento só foi notável quase um século depois (1970) com a
crise do petróleo, sendo a primeira turbina eólica ligada a uma rede elétrica instalada em 1976
na Dinamarca. Já no Brasil, essa tecnologia chegou alguns anos depois, em 1992, com a
primeira instalação, em Fernando de Noronha (ANEEL, 2005).
Nos anos seguintes, pouco se avançou na consolidação da energia eólica. Entretanto,
durante a crise energética de 2001, foram criadas políticas incentivadoras como o Programa
Emergencial de Energia Eólica (Proeólica), sendo este substituído posteriormente pelo
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), o qual impulsionou
o desenvolvimento das fontes renováveis na matriz energética e estimulou a fixação da indústria
eólica no país. Desde então, o Brasil tem mostrado um grande potencial para esse tipo de
energia, ficando entre os 10 países com maior produção de energia eólica do mundo
(ABEEólica, 2018).
A Figura 1 mostra a evolução da capacidade instalada no Brasil e faz uma previsão para
os próximos anos, segundo a Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica). Grande
parte dessa capacidade está localizada no Nordeste e Sul do País.
Por possuir esse potencial, bem como por se tratar de uma fonte de energia limpa e
renovável, muito tem a acrescentar o desenvolvimento de turbinas eólicas cada vez mais
modernas, as quais apresentam alto desempenho com custos reduzidos. Nesse contexto,
ressalta-se a importância das fundações no custo total do projeto e, consequentemente, os
estudos relacionados às fundações e os consequentes avanços nessa área.
2
Figura 1 - Evolução da capacidade eólica instalada no Brasil, em MW (ABEEólica, 2018).
JUSTIFICATIVA E OBJETIVO DO ESTUDO
As turbinas eólicas trabalham dentro dos limites da camada atmosférica, estando assim
sujeitas à ação do vento e ao seu caráter dinâmico. Enquanto que nos projetos de edifícios de
baixa altura, por exemplo, pode-se considerar o vento como uma ação estática, no caso de
turbinas eólicas, por se tratar de estruturas esbeltas e com frequência natural maior que 0,5 s, é
necessário que seja considerada a influência da ação da turbulência do vento, e não só da sua
parcela permanente.
Dessa forma, a atual Norma Brasileira de Vento NBR 6123 (1988), a qual está em vigor
há 32 anos, reserva um capítulo para o cálculo da resposta dinâmica do vento em tais estruturas.
Entretanto, é comum que as empresas que projetam turbinas eólicas e suas fundações no Brasil,
utilizem programas sofisticados e normas internacionais que preveem como a estrutura se
comportará frente aos caráteres permanentes e aleatórios do vento.
A consideração de como esse esforço age sobre a turbina causa impactos diretos no
projeto de fundações, visto que a turbulência pode induzir grandes amplitudes de vibrações na
estrutura e esforços maiores do que os previstos para um vento constante, influenciando não só
o desempenho das fundações, como também o investimento que essa etapa requer. Hau (2003)
estima que aproximadamente 20% do custo de implementação de uma turbina eólica seja
destinado à fundação.
Esse Projeto de Graduação tem então o objetivo de comparar as abordagens da NBR
6123 (1988) com os resultados do programa SIMA-RIFLEX (SINTEF OCEAN, 2017), um
software que calcula as cargas e esforços atuantes em turbinas, e consequentemente no topo da
3
fundação, de acordo com as condições reais de vento geradas pelo programa TurbSim
(JONKMAN e KILCHER, 2012). O Projeto visa também dimensionar as estacas de uma
fundação profunda de acordo com os carregamentos analisados.
METODOLOGIA
As pesquisas referentes a turbinas eólicas mundo a fora são dificultadas, visto que
informações detalhadas de turbinas, como características geométricas das pás, são mantidas em
sigilo pelos fabricantes, uma vez que estão diretamente relacionadas com a eficiência do rotor.
Optou-se então por usar o modelo disponibilizado pelo NREL (National Renewable
Energy Laboratory ou Laboratório Nacional de Energia Renovável), por meio do Centro
Nacional de Tecnologia Eólica (NWTC – National Wind Technology Center). Trata-se de uma
turbina onshore de 5 MW (JONKMAN et al, 2009), amplamente utilizada nos estudos
referentes às turbinas eólicas ao redor do mundo.
Além disso, utilizaram-se parâmetros reais do litoral do Rio Grande do Norte, no
Nordeste brasileiro, tanto quanto às condições de vento, como quanto às características do solo
local.
Para cumprir com os objetivos anteriormente citados, foi feita a análise do vento
segundo a associação dos programas TurbSim, responsável pela geração aleatória e realística
do vento, e SIMA-RIFLEX, responsável pela análise estrutural de turbinas eólicas, de forma a
obter os esforços gerados pela ação do vento e do peso próprio da estrutura no topo da fundação.
Após isso, compararam-se esses resultados com os esforços calculados, também no topo da
fundação, pelo método dinâmico aproximado previsto na Norma Brasileira de Forças Devidas
ao Vento, NBR 6123 (1988).
Com esses carregamentos, uma fundação do tipo bloco-estacas, foi analisada por meio
de um modelo em elementos finitos no software SAP2000, com o intuito de analisar a influência
dos resultados obtidos com as diferentes abordagens da ação do vento, sobre a fundação.
APRESENTAÇÃO DOS CAPÍTULOS
O presente trabalho está organizado em seis capítulos. Este primeiro descreve, em linhas
gerais, o contexto histórico do setor eólico mundial e a potência futura que esse poderá atingir,
4
bem como as motivações que levaram ao desenvolvimento deste trabalho, os objetivos a serem
cumpridos, e a metodologia utilizada na pesquisa.
No segundo capítulo são apresentados os conceitos básicos sobre as Turbinas Eólicas
de Eixo Horizontal (TEEH), descrevendo seus principais componentes e explicando suas
funções, além de apresentar as fundações usuais para esse tipo de estrutura, os esforços atuantes
nestas, e as considerações dinâmicas de operação essenciais ao projeto de aerogeradores.
O terceiro capítulo apresenta o cálculo da ação do vento atuante na TEEH onshore. São
fornecidas as bases teóricas para a modelagem matemática do campo de velocidades de vento
turbulento, baseada em perfis de velocidade média, intensidade de turbulência e funções de
densidade espectral. Na sequência, é brevemente explicado o cálculo de forças aerodinâmicas
no rotor pela teoria do momentum do elemento de pá (BEM), além das forças de vento na torre,
as quais são analisadas através dos programas TurbSim e SIMA-RIFLEX. Nesse capítulo
também são apresentados os cálculos previstos na NBR 6123 (1988) baseados em parâmetros
pré-estabelecidos de geometria da torre, tipo de estrutura e condições de vento.
No quarto capítulo são abordadas as questões relativas ao solo do local e sua
representação no problema em questão, com a apresentação de boletim de sondagem e a escolha
das molas representativas da interação solo-estaca. É onde se apresenta também a teoria
necessária para a determinação da capacidade geotécnica e capacidade estrutural de carga em
uma estaca raiz, para posteriores verificações.
O quinto capítulo descreve o modelo da Turbina Eólica de 5 MW da NREL (JONKMAN
et al, 2009) utilizada para as análises realizadas. Apresenta-se também, os esforços obtidos
pelos softwares TurbSim e SIMA-RIFLEX e os resultados dos cálculos feitos de acordo com a
NBR 6123 (1988) no topo da fundação. Algumas discussões são feitas referentes ao tema. A
modelagem da fundação no programa SAP2000 é detalhada e os resultados são discutidos.
Por fim, no último capítulo são apresentadas as considerações finais do trabalho,
contendo conclusões alcançadas e recomendações, bem como sugestões para trabalhos futuros.
5
2 TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL (TEEH)
ASPECTOS GERAIS
Segundo a ANEEL (2005), denomina-se energia eólica a energia gerada através do
aproveitamento das massas de ar em movimento (vento). A geração ocorre com o emprego de
turbinas eólicas, também chamadas de aerogeradores, as quais são capazes de converter a
energia cinética do vento em energia mecânica e, através do gerador, transformá-la em energia
elétrica.
As turbinas eólicas já passaram por várias configurações e adaptações ao longo dos
anos. No decorrer do tempo, consolidou-se o projeto de aerogeradores, conforme mostrado na
Figura 2, com as seguintes características: três pás, alinhamento ativo, gerador de indução,
estrutura não-flexível, com eixo de rotação horizontal, por isso chamadas de TEEH (ANEEL,
2005). Nesse modelo, percebe-se a importância de três componentes principais: rotor, nacele e
torre.
Figura 2 – Desenho esquemático de uma turbina eólica moderna (ANEEL, 2005).
6
O rotor é um conjunto formado pelas pás, as quais retardam o fluxo de vento e giram
com a força das massas de ar, e pelo hub, peça que une as pás e conecta esse sistema ao eixo
principal da turbina. É o elemento mais importante quando se trata de cargas aerodinâmicas
sobre a turbina, e consequentemente, da potência que essa produzirá. A seção transversal da pá
é chamada de aerofólio e, possui extrema importância para o cálculo da ação do vento nos
aerogeradores.
A potência da turbina é dada conforme a equação (2-1):
𝑃 =1
2𝜌 𝐴 𝑈∞
3 𝐶𝑝 (2 − 1)
onde,
P: a potência extraída pela turbina;
ρ: a densidade do ar;
A: a área varrida pelo rotor da turbina;
𝑈∞: a velocidade do vento incidente não-perturbado;
𝐶𝑝: coeficiente de potência da turbina.
A nacele é um compartimento instalado no topo da torre que abriga os principais
elementos de conversão da energia mecânica em energia elétrica. É nesta seção que se encontra
o sistema de controle da turbina.
Entre os mais variados sistemas de controle que uma TEEH pode ter, destacam-se as
turbinas que possuem rolamentos na conexão entre as pás e o hub. Essa configuração permite
que a pá gire em torno do próprio eixo, caso seja necessário, ou seja, controlando o ângulo de
incidência do vento sobre as pás, moderando a extração de energia e protegendo a estrutura
contra ventos extremos (HANSEN, 2008).
Os aerogeradores podem ser projetados para trabalhar contra a direção do vento
(upwind) ou a favor da direção do vento (downwind), conforme a Figura 3. Assim, enquanto as
turbinas upwind possuem um mecanismo de giro guiado pelo sistema de controle para garantir
que a turbina opere contra o vento, as turbinas downwind funcionam com mecanismos de giro
livres, fornecendo liberdade para a turbina se alinhar a favor da direção do vento.
7
Figura 3 - Aerogeradores do tipo Upwind e Downwind.
A torre, por sua vez, tem a função de sustentar o rotor e a nacele em altura adequada
para o aproveitamento do vento, e de transmitir os carregamentos atuantes na TEEH para a
fundação. A torre deve ter também, uma forma de acesso à nacele para a realização de inspeções
e eventuais manutenções. Associando a altura da torre, de forma que se capte maiores
velocidades de vento, com tamanhos e tipos de pás mais eficientes, potências cada vez mais
elevadas estão sendo geradas pelos aerogeradores, conforme justificado pela equação (2-1).
Quanto ao porte, as turbinas eólicas podem ser classificadas da seguinte forma:
pequenas, caso a potência nominal seja menor que 500 kW; médias, com potência nominal
entre 500 kW e 1000 kW; e grandes, com potência nominal maior que 1 MW (ANEEL, 2005).
FUNDAÇÕES DE TURBINAS EÓLICAS
As fundações estão presentes em todos os sistemas estruturais e têm função de transmitir
as cargas das estruturas para o solo, de modo que se tenha segurança em relação à ruptura e que
se garantam recalques compatíveis com a estrutura (DANZIGER, 2014). Dessa forma, a
escolha do tipo de fundação e o seu correto dimensionamento possuem importância
fundamental na estruturação das torres.
Segundo Faria e Noronha (2013), tal como em qualquer obra geotécnica, o tipo de
fundação de uma TEEH depende principalmente das características resistentes dos solos e da
posição do nível d’água no subsolo onde se irão localizar os equipamentos. Assim, quando o
perfil do solo possuir alta capacidade de suporte ou for encontrada rocha resistente a uma
pequena profundidade, serão escolhidas preferencialmente fundações rasas, em geral sapatas,
conforme a Figura 4(a). Caso o perfil do solo apresente baixa capacidade ou forem encontradas
camadas de solo mole a profundidades dentro da zona de influência sob o bloco de fundação,
8
devem-se adotar preferencialmente soluções com fundações profundas, como bloco com
estacas conforme a Figura 4(b) ou monoestacas, conforme a Figura 4(c).
Figura 4 - Tipos de Fundações: (a) Fundação em sapata, (b) Fundação em estacas, (c) Fundação em
monoestacas (adaptado de Burton et al, 2011).
No Brasil, a norma NBR 6122 (ABNT, 2010) trata da segurança em relação às
fundações, adotando critérios e padrões para a investigação geotécnica, para o projeto e a
execução de fundações, e para o desempenho e monitoramento das mesmas. No caso de turbinas
eólicas, as fabricantes também fornecem especificações técnicas com critérios de rigidez, de
forma que complementem as informações da norma (FARIA E NORONHA, 2013), tendo
grande importância para um correto dimensionamento.
Para esta pesquisa, serão analisadas fundações profundas do tipo estacas raiz ancoradas
em blocos de coroamento, elementos rígidos que possuem a função de solidarizar em um único
elemento o topo das fundações profundas, recebendo e distribuindo as cargas da TEEH
(VALERIANO, 2017).
2.2.1 Estacas Raiz
Estaca está definida na norma NBR 6122 (ABNT, 2010) como um elemento de
fundação profunda executada inteiramente por equipamentos ou ferramentas, sem que, em
qualquer fase de sua execução, haja descida de operário. Outra característica relevante das
estacas é que essa fundação transmite a carga ao terreno pela base (resistência de ponta), por
sua superfície lateral (resistência de fuste) ou por combinação das duas, em casos especiais.
9
Figura 5 - Processo executivo da estaca raiz (VALERIANO, 2017).
As estacas raiz, por sua vez, são atualmente uma das estacas mais empregadas, visto que
são capazes de resistir a grandes cargas aplicadas, ultrapassam rochas, admitem inclinação,
produzem pouco impacto e vibração durante a construção, não apresentam limitação de
comprimento e o equipamento é relativamente compacto, sem grande custo de mobilização.
Além disso, o mercado dispõe de diversas empresas capacitadas para seu fornecimento.
Tabela 1 - Relação dos diâmetros e armaduras das estacas raiz com a carga estrutural Pe (Adaptado
de VALERIANO, 2017).
Estaca em Solo Pe (kN) E
stri
bos
d Ac As,max Pe
(mm) (cm²) (cm²) (kN) 6,0
cm²
8,0
cm²
9,4
cm²
12,6
cm²
18,8
cm²
25,1
cm²
31,4
cm²
37,7
cm²
44,0
cm²
50,2
cm²
56,5
cm²
62,8
cm²
120 113 6,8 180 180 - - - - - - - - - - - -
150 177 10,6 270 230 270 - - - - - - - - - -
160 201 12,1 310 240 290 320 - - - - - - - - -
200 314 18,8 490 320 370 400 480 - - - - - - - -
250 491 29,5 760 450 500 530 610 760 - - - - - - -
310 755 45,3 1170 630 680 720 800 960 1120 - - - - - -
410 1320 79,2 2050 1030 1090 1120 1210 1370 1540 1700 1870 2040 - - -
450 1590 95,4 2470 1230 1280 1320 1400 1570 1740 1900 2070 2240 2410 - -
500 1964 117,8 3040 1490 1550 1580 1670 1840 2010 2180 2350 2520 2690 2860 3030
3∅16 4∅16 3∅20 4∅20 6∅20 8∅20 10∅20 12∅20 14∅20 16∅20 18∅20 20∅20 ∅
5c.
20
∅6
.3c.
20
∅6
.3c.
15
10
Esta estaca diferencia-se pelo método construtivo, o qual está ilustrado na Figura 5, bem
como pela sua configuração final. Para a construção, utiliza perfuratriz para a escavação que
avança em tubo de revestimento metálico com circulação de água, ou com outras ferramentas
apropriadas no caso de rocha. Uma vez atingida a profundidade desejada, a armação é inserida
no interior do tubo, e depois este é preenchido com argamassa, expulsando-se toda a água no
interior do revestimento. Após o preenchimento, o tubo é recuperado (VALERIANO, 2017).
Dessa forma, para os diâmetros usuais, VALERIANO (2017) fornece estimativas de
carga estrutural de projeto em serviço (𝑃𝑒), ou seja, a força normal que a estrutura da estaca raiz
é capaz de suportar de acordo com as armaduras mais utilizadas, conforme a Tabela 1.
AÇÕES E COMBINAÇÕES DE CARGAS NAS FUNDAÇÕES
Segundo Faria e Noronha (2013), as cargas atuantes na fundação de turbinas eólicas em
terra (onshore) são, basicamente, o peso próprio da estrutura e as cargas devidas à ação do
vento. O peso próprio do conjunto torre-nacele-rotor gera a carga vertical na fundação. Já as
ações aerodinâmicas geram momentos fletores, momento torçor (torque) e forças cortantes;
todas essas são transmitidas pela torre ao topo da fundação. Estas cargas devem ser combinadas
para gerar as situações críticas de projeto.
O peso próprio da estrutura geralmente é determinado pelo fabricante de acordo com as
dimensões e materiais empregados na torre e no rotor, bem como o peso dos equipamentos
presentes na nacele. Entretanto, para as cargas de vento, são necessárias algumas considerações
para melhor determiná-las, conforme será visto no Capítulo 3.
Os carregamentos aqui considerados, portanto, estão divididos em:
Dead: referente ao peso próprio da fundação, incluindo bloco e estacas;
Peso Próprio: referente ao peso próprio da TEEH;
Vento: devido à força do vento que incide na TEEH.
Apenas duas combinações são necessárias, uma no Estado Limite Último (ELU),
utilizada no dimensionamento estrutural das estacas e do bloco de fundação, e uma no Estado
Limite de Serviço (ELS), utilizada na verificação da capacidade geotécnica de carga das
estacas. As equações (2-2) e (2-3), apresentadas a seguir, definem estas combinações.
𝐸𝐿𝑈 = 1,4 (𝐷𝑒𝑎𝑑 + 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑃𝑟ó𝑝𝑟𝑖𝑜) + 1,4 𝑉𝑒𝑛𝑡𝑜 (2 − 2)
𝐸𝐿𝑆 = 𝐷𝑒𝑎𝑑 + 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑃𝑟ó𝑝𝑟𝑖𝑜 + Vento (2 − 3)
11
CONSIDERAÇÕES DE OPERAÇÃO DA TEEH
Devido à natureza dinâmica do vento que incide sobre as TEEH, vibrações em diversas
frequências podem surgir na estrutura. Para evitar o fenômeno de ressonância, deve-se projetar
a turbina de forma que a frequência fundamental de flexão lateral desta não coincida com a
faixa de maior energia do vento e com a frequência de rotação de suas próprias pás. Caso
contrário, poderão ocorrer deslocamentos excessivos, mau funcionamento e sérios danos no
aerogerador.
Para tanto, o projetista deve conhecer as frequências naturais da estrutura, buscando
afastá-las dos intervalos de frequências 1P e 3P (respectivamente, as frequências relativas à
uma revolução completa do rotor e à passagem de cada uma das três pás que o compõem), e
das regiões de maior energia dos espectros dos carregamentos ambientais (NOGUEIRA, 2019).
Figura 6 - Intervalo de frequências de autoexcitação 1P e 3P da turbina eólica de 5 MW da NREL e
de espectro de vento (adaptado de Nogueira, 2019 apud Letcher, 2017).
As primeiras frequências naturais de uma turbina são projetadas para cair na região
caracterizada como flexível-rígida, também chamada de frequência de trabalho, definida na
Figura 6. Caso se situassem na região flexível, elas estariam suscetíveis às regiões de maior
energia do espectro de vento, enquanto que, na região após 3P, as torres e fundações seriam
demasiadamente rígidas e pouco econômicas. Nota-se, portanto, a frequência natural da
estrutura em estudo com valor de 0,31 Hz.
12
3 O VENTO
O vento é um fenômeno meteorológico formado pelo movimento de ar na atmosfera.
Esse movimento é gerado pela desigualdade da distribuição da incidência solar sobre a
superfície terrestre, criando diferentes zonas térmicas e consequentes regiões de alta e baixa
pressão atmosférica. Assim, deve-se considerar alguns aspectos que influenciam na quantidade
de calor em determinadas áreas como a quantidade de nuvens, latitude da região e natureza do
solo aquecido, como proporção terra-oceano, vegetação, nível de urbanização, entre outros
(BARLTROP e ADAM, 1991).
Conforme mostrado na Figura 7, entende-se que o vento real é composto por duas
parcelas: uma estática e uma dinâmica. A parcela estática do fluxo, também chamada de “vento
médio”, varia lentamente no decorrer de um período de 24 horas; já a parcela dinâmica do fluxo,
chamada de turbulência do vento, consiste em rajadas que variam em questão de segundos, que
estão distribuídas aleatoriamente no espaço e possuem períodos e tamanhos igualmente
aleatórios (BARLTROP e ADAM, 1991).
Figura 7 - Perfil médio e real velocidade do vento (Nogueira, 2019 apud Tempel, 2006).
Em projetos estruturais usuais, é comum assumir como válida a hipótese de que o vento
é uma carga estática para fins de dimensionamento, tendo em vista que a maior parte dessas
estruturas reage de maneira aproximadamente estática à sua passagem. Entretanto, nota-se que,
devido a parcela turbulenta do vento, estruturas como edifícios altos, torres, mastros, postes, e
como nesse estudo, turbinas eólicas (ou quaisquer outras estruturas que possuam o primeiro
período natural maior do que 0,5 s) podem reagir de forma dinâmica à passagem do vento. Esse
13
comportamento, por sua vez, pode produzir esforços consideravelmente maiores do que aqueles
calculados através de métodos que assumem o vento como uma carga estática.
Dessa forma, estudar os carregamentos aerodinâmicos incidindo sobre as turbinas
eólicas evita subestimar os carregamentos máximos, bem como evitará falhas por fadiga devido
às cargas cíclicas causadas pelas rajadas de vento (BARLTROP e ADAM, 1991). Assim, essa
análise dinâmica é de extrema importância quando se pensa na viabilidade econômica do
projeto.
PARCELA ESTÁTICA DO VENTO: PERFIL DO VENTO MÉDIO
Este item sintetiza as informações dadas por Nogueira (2019), necessárias ao
desenvolvimento deste trabalho.
Segundo Burton et al. (2011), o perfil do vento médio poderá ser analisado através dos
efeitos que mais o influenciam na camada limite: força do vento geostrófico, rugosidade da
superfície, efeito de Coriolis, o qual ocorre devido a rotação da Terra, e efeitos térmicos. Uma
forma simples de se representar o vento médio é através de um perfil logarítmico, como
apresentado na equação (3-1).
𝑈𝑚(𝑧) = 𝑢∗
𝜅(𝑙𝑛
𝑧
𝑧0− 𝜓) (3 − 1)
sendo:
𝑈𝑚(𝑧): velocidade do vento médio em uma altura z;
u*: velocidade de fricção;
κ: constante de von Karman (aproximadamente igual a 0,4);
𝑧0: comprimento de rugosidade, o qual varia conforme a Tabela 2;
𝜓: função da estabilidade atmosférica.
Tabela 2 - Comprimentos de Rugosidades Típicos (adaptado de Burton et al, 2011).
Tipo de Terreno 𝑧0 (m)
Cidade, floresta 0,7
Subúrbios, campo arborizado 0,3
Vilas, campo com árvores e cercas 0,1
Terras agrícolas abertas, poucas árvores e edifícios 0,03
Planícies gramadas planas 0,01
Deserto plano, mar agitado 0,001
14
É importante observar que a altura z é referente ao solo em caso de estrutura onshore ou
em relação ao mar em caso de estrutura offshore. Barltrop e Adam (1991) sugerem também
que, em caso de terrenos acidentados, como cidades densamente urbanizadas ou regiões
montanhosas, o perfil do vento tenha um plano de origem alguns metros acima do nível do solo,
conforme a Figura 8.
Figura 8 - Plano de origem do perfil do vento (Nogueira, 2019 apud Barltrop e Adam, 1991).
O parâmetro ψ é função da estabilidade atmosférica, sendo negativo (ψ < 0) para
condições estáveis como é o caso de noites com ventos fortes; positivo (ψ > 0) para condições
instáveis, dias ensolarados e com poucos ventos, por exemplo; e valor nulo (ψ = 0) quando a
atmosfera é neutra, podendo se tratar de dias nublados e ventos fortes.
A velocidade de fricção 𝑢∗ pode ser encontrada por meio das equações (3-2) de acordo
com a altura gradiente ℎ𝑔 e o parâmetro de Coriolis 𝑓𝑐 , dado pela equação (3-3) em função da
velocidade angular de rotação da Terra (Ω) e da latitude (𝜆). Cabe ressaltar que as equações
citadas só são válidas quando não se está na linha do Equador e dessa forma, a latitude é
diferente de zero.
ℎ𝑔 =𝑢∗
6𝑓𝑐 (3 − 2)
𝑓 = 2 Ω 𝑠𝑒𝑛(|𝜆|) (3 − 3)
Pode-se também analisar o perfil do vento médio em relação a uma altura de referência
𝑧𝑟𝑒𝑓. Essa altura, em geral, é definida como 10 metros, conforme sugerido por Barltrop e Adam
(1991). Essa definição de perfil em função de 𝑧𝑟𝑒𝑓 será utilizada neste estudo, visto que, o
programa utilizado para a análise do vento, TurbSim, conforme será explicado no item 3.5,
15
oferece a opção de se utilizar o perfil logarítmico fornecido pela equação (3-4) ou a Lei
Potencial, dada pela equação (3-5).
𝑈𝑚(𝑧) = 𝑈𝑚(𝑧𝑟𝑒𝑓)(𝑙𝑛
𝑧𝑧0
− 𝜓)
(𝑙𝑛𝑧𝑟𝑒𝑓
𝑧0− 𝜓)
(3 − 4)
𝑈𝑚(𝑧) = 𝑈𝑚(𝑧𝑟𝑒𝑓) (𝑧
𝑧𝑟𝑒𝑓)
𝛼
(3 − 5)
A chamada Lei Potencial, também correlaciona a velocidade do vento em duas alturas
distintas e utiliza um expoente (α) de acordo com a localização da torre em estudo e do tamanho
do intervalo da altura na qual a expressão é aplicada (BURTON et al, 2011). Por ser uma
formulação mais simples será utilizada nesse estudo no uso do programa TurbSim.
PARCELA DINÂMICA DO VENTO OU TURBULÊNCIA
A turbulência é formada por redemoinhos de comportamento duplamente aleatório
(tempo e espaço), e isso a torna um tipo de carregamento muito mais complexo de ser avaliado.
Por isso, faz-se necessário o uso da estatística para entender esse efeito. Cabe ressaltar que, as
análises e formulações a seguir, só se aplicam a ventos em que as propriedades da turbulência
são estáveis em função do tempo.
Conforme visto no item anterior, o vento real não possui velocidade constante, mas
consiste em um fluxo médio contendo rajadas turbulentas. As contribuições da parcela estática
e dinâmica do vento podem ser somadas para obter uma quantidade vetorial U que varia
aleatoriamente em magnitude e direção, conforme a equação (3-6).
𝑈(𝑡) = 𝑈𝑚 + 𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡) (3 − 6)
sendo:
𝑈(𝑡): um vetor que indica a velocidade instantânea do vento no instante de tempo t;
𝑈𝑚: velocidade do vento médio, com magnitude e direção constantes;
16
𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡): vetor que representa a parcela flutuante da velocidade do vento no instante de
tempo t, com magnitude e direção variáveis.
Para descrever a turbulência do vento no sistema de coordenadas x, y e z, adota-se a
convenção de que o vetor velocidade de vento médio 𝑈𝑚 está sempre na direção do eixo x, no
sentido positivo. Portanto, esse vetor dita a direção principal do fluxo. O eixo z aponta para
cima e possui sua origem conforme ilustrado na Figura 8. O eixo y fica definido em decorrência
da definição dos dois eixos anteriores. Assim, decompõe-se a turbulência nos eixos para o
cálculo das propriedades estatísticas do vento (BARLTROP E ADAM, 1991), com módulo
dado pela equação (3-7).
𝑢(𝑡) = componente no eixo 𝑥 de 𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡)
𝑣(𝑡) = componente no eixo 𝑦 de 𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡)
𝑤(𝑡) = componente no 𝑒𝑖𝑥𝑜 𝑧 de 𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡)
|𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡)| = √𝑢2(𝑡) + 𝑣2(𝑡) + 𝑤2(𝑡) (3 − 7)
Em consequência, os componentes do vetor de vento 𝑈(𝑡) são:
𝑈𝑥(𝑡) = 𝑈𝑚 + 𝑢(𝑡)
𝑈𝑦(𝑡) = 𝑣(𝑡) (3 − 8)
𝑈𝑧(𝑡) = 𝑤(𝑡)
Barltrop e Adam (1991) então apresentam séries temporais nas três direções principais
do vento, na forma expressa pelas equações (3-8), como ilustrado na Figura 9.
17
Figura 9 - Séries temporais das componentes em x, y e z do vento real (Nogueira, 2019 apud Barltrop e Adam, 1991).
Um parâmetro importante para a descrição do vento é a intensidade da turbulência (𝐼𝑖),
que pode ser quantificada de acordo com a equação (3-9).
𝐼𝑖 =𝜎𝑖
𝑈𝑚,10 sendo 𝑖 = 𝑢, 𝑣, 𝑤 (3 − 9)
onde
𝜎𝑖: desvio padrão da velocidade do vento em uma altura z na direção 𝑖;
𝑈𝑚,10: velocidade média do vento medida em um intervalo de 10 minutos em uma altura
z ao longo da direção principal do fluxo.
Segundo Burton et al (2011), as definições de intensidade de turbulência para aplicação
em projetos, variam consideravelmente entre as diversas normas.
Outro importante fator para a análise da turbulência é o modelo espectral. O espectro
pode ser dividido em faixas de frequência para que seja feita uma transformada de Fourier
inversa, criando uma série temporal aleatória que simula o vento de forma realística (como na
Figura 9) e assim, possibilitando avaliar as cargas aerodinâmicas que agem sobre a turbina
eólica.
Assumindo a hipótese de que o vento pode ser considerado estacionário num intervalo
de tempo de 10 minutos, pode-se construir um espectro a partir de diversas medições da
velocidade do vento em determinado ponto do espaço. A DNV-OS-J101 (2014), norma
18
norueguesa de projetos de torres eólicas, sugere o uso do espectro de Kaimal definido pela
equação (3-10) (em IEC 61400-1, 2005).
𝑆𝑖(𝑓) =
4𝜎𝑖²𝐿𝑖
𝑈𝑚,ℎ𝑢𝑏
(1 +6𝑓𝐿𝑖
𝑈𝑚,ℎ𝑢𝑏)
5/3 𝑠𝑒𝑛𝑑𝑜 𝑖 = 𝑢, 𝑣, 𝑤 (3 − 10)
onde
𝑆𝑖(𝑓): função de densidade espectral da velocidade do vento na direção i;
𝑓: frequência;
𝑈𝑚,ℎ𝑢𝑏: velocidade média do vento na altura do hub;
𝐿𝑖: parâmetro de escala integral dado por (3-11).
𝐿𝑢 = 8,10 Λ𝑈
𝐿𝑣 = 2,70 Λ𝑈 (3 − 11)
𝐿𝑤 = 0,66 Λ𝑈
Onde Λ𝑈 é um parâmetro de escala turbulento, definido em função do menor valor entre
60 metros e 𝐻ℎ𝑢𝑏 , a altura do hub, definido na equação (3-12).
Λ𝑈 = 0,7 ∙ min (60m, 𝐻ℎ𝑢𝑏) (3 − 12)
A relação entre os desvios padrões, neste espectro, é definida nas equações (3-13):
𝜎𝑣 = 0,8 𝜎𝑢
𝜎𝑤 = 0,5 𝜎𝑢 (3 − 13)
Ainda segundo Barltrop e Adam (1991), os espectros de turbulência aqui apresentados
descrevem a variação temporal de cada componente da turbulência em um ponto. No entanto,
à medida que a lâmina da turbina eólica varre sua trajetória, as variações de velocidade do vento
que ela experimenta não estão bem representados por esses espectros de ponto único, sendo
necessários vários pontos para simular o vento de maneira realística.
19
Para modelar esses efeitos, a descrição espectral da turbulência deve ser estendida para
incluir informações sobre as correlações entre turbulência em pontos separados lateralmente e
verticalmente. Portanto, eles podem ser descritos por funções de coerência, que descrevem a
correlação como uma função da frequência e da distância.
O TurbSim, faz de forma automática essa correlação, a partir de uma função de
coerência para a componente do vento para os modelos espectrais baseados na norma americana
IEC 61400-1(International Electrotechnical Commission, 2005).
CARREGAMENTOS AERODINÂMICOS
Para o cálculo das cargas aerodinâmicas atuando sobre o rotor de uma turbina eólica,
utiliza-se o BEM (Blade Element Momentum). De maneira resumida, esta teoria trata da
compatibilização das teorias de conservação de momentum axial e angular com os eventos
locais que se desenvolvem nos diversos elementos que compõem a geometria da pá. A teoria
do BEM tem sido amplamente utilizada como modelo confiável para o cálculo das velocidades
induzidas e das forças agindo sobre turbinas eólicas.
Segundo Hansen (2008), a teoria de conservação do momentum axial resulta em uma
força de thrust ou propulsão (T) atuando sobre o rotor. A força de thrust (dT) que atua em
elemento anular infinitesimal de área 2πrdr (Figura 10) é descrita pela equação (3-14). Ela atua
perpendicularmente ao plano de rotação do rotor e é responsável por retardar o vento. Já a teoria
de conservação do momentum angular fornece, em última instância, o torque do aerogerador
induzido pelo vento após a sua passagem pelo plano do rotor (dQ), descrito pela equação (3-
15).
𝑑𝑇 = 4 𝜋 𝑟 𝜌 𝑈²∞ 𝑎 (1 − 𝑎) 𝑑𝑟 (3 − 14)
onde
𝑎: fator de indução axial;
𝑈∞: vento incidente não perturbado;
r: distância radial do centro do rotor ao elemento anelar com espessura dr, conforme
Figura 10;
𝜌: densidade do ar.
20
𝑑𝑄 = 4 𝜋 𝑟3 𝜌 𝑈∞ 𝜔 (1 − 𝑎) 𝑎′ 𝑑𝑟 (3 − 15)
onde
𝜔: velocidade angular,
𝑎’: fator de indução tangencial.
Figura 10 - Plano anular utilizado nas teorias do momentum (Hansen, 2008).
O BEM, então, compatibiliza as fórmulas (3-14) e (3-15) com a geometria da pá, que
fornece os esforços de lift L (força aerodinâmica que atua em uma direção perpendicular ao
vento relativo incidente) e drag D (força aerodinâmica que atua em uma direção paralela ao
vento relativo incidente), em força por unidade de comprimento, dadas pela equação (3-16).
Com essas componentes, pode-se obter, matematicamente, as forças normais 𝐹𝑛 e tangenciais
𝐹𝑡 no rotor (Hansen, 2008), conforme demonstrado na Figura 11, e chegar às equações de força
de thrust e torque novamente. A descrição completa desta compatibilização se encontra em
Hansen (2008).
𝐿 = 1
2 𝜌 𝑈²𝑟𝑒𝑙 𝑐 𝐶𝐿(𝛼)
𝐷 = 1
2 𝜌 𝑈²𝑟𝑒𝑙 𝑐 𝐶𝐷(𝛼) (3 − 16)
sendo
𝑈𝑟𝑒𝑙 : velocidade do vento incidente relativa;
𝑐: corda de um elemento;
𝐶𝐿(𝛼), 𝐶𝐷(𝛼): coeficientes de lift e de drag de um aerofólio em função do ângulo de
ataque local, respectivamente.
21
Figura 11 – R é o vetor resultante de lift L e drag D. 𝐹𝑛 e 𝐹𝑡 são as componentes normais e
tangenciais de R, respectivamente (Nogueira, 2019 apud Hansen, 2008).
Este método requer algumas correções fundamentais para que apresente resultados
condizentes com a realidade, os quais serão apenas citados nesse trabalho. Uma das correções
é referente à suposição inicial de que há um número infinito de pás. Para isso, adicionam-se
fatores de correções às fórmulas (Glauert, 1935). Outra correção é referente à não validade das
equações para valores de indução axial maiores do que 0,4. Para este caso, se propõe uma
relação empírica proposta por Glauert.
VELOCIDADE CRÍTICA DO VENTO
Apesar da velocidade do vento ser variável de acordo com o local analisado, no caso de
estudos de turbinas eólicas nem sempre os esforços máximos são encontrados na maior
velocidade possível de vento atingida em certa localidade.
É importante notar que há outros casos críticos que devem ser verificados, como uma
possível falha do sistema de controle, a norma IEC 61400-1 (2005) prevê essas verificações.
Entretanto, nesse projeto serão estudadas duas hipóteses de condições críticas do vento na
estrutura, analisando duas velocidades diferentes.
A primeira hipótese considera que, segundo Jonkman et al (2009), o ponto crítico da
condição de vento ocorre na velocidade de 11 m/s. Isso ocorre pois, de acordo com o sistema
de controle apresentado no Capítulo 2, a turbina tende a reduzir a captação do vento para evitar
danos, então as pás rotacionam em torno do próprio eixo de forma a permitir que o vento passe
por elas. Assim, os esforços máximos para a turbina de 5 MW, estudada no Capítulo 5, podem
22
ser encontrados com esse valor de velocidade do vento. A Figura 12 mostra esse
comportamento.
Destacam-se as nomenclaturas: “GenSpeed” representa a velocidade de rotação do
gerador (eixo de alta velocidade); “RotPwr” e “GenPwr” representam a potência mecânica
dentro do rotor e a saída elétrica do gerador, respectivamente; “RotThrust” representa a força
de propulsão do rotor; “RotTorq” representa o torque mecânico no eixo de baixa velocidade.
Observa-se que, após a velocidade de 11 m/s, a força de propulsão tende a diminuir, enquanto
que os demais parâmetros se mantêm constantes, e consequentemente, os esforços agindo na
turbina também diminuem.
Figura 12 - Gráfico que representa o comportamento do gerador de 5MW de acordo com a
velocidade do vento (Adaptado de JONKMAN et al, 2009).
A segunda hipótese considera o fenômeno de desprendimento de vórtices,
particularmente nocivos em torres cilíndricas metálicas. Os vórtices desprendidos ocorrem
devido à divisão do fluxo do ar quando esse entra em contato com a superfície da estrutura,
como ilustrado na Figura 13. A distribuição assimétrica de pressão, gerada nessa situação pelos
vórtices em torno da seção transversal, resulta em forças transversais que incidem à medida em
que esses vórtices se desprendem (IGLESIA, 2018).
23
Figura 13 - Formação de vórtices no fluxo por trás de um objeto cilíndrico (IGLESIA, 2018).
A velocidade crítica é, portanto, a velocidade para a qual a frequência natural da
estrutura coincide com a frequência de desprendimento de um par de vórtices, de forma que
possam ocorrer grandes amplitudes e existir condições de ressonância, podendo ocorrer o
colapso estrutural. Essa velocidade crítica (𝑉𝑐𝑟) está prevista na NBR 6123 (ABNT, 1988) e é
expressa segundo a equação (3-17).
𝑉𝑐𝑟 =𝑓 ∙ 𝐿1
𝑆𝑡 (3 − 17)
onde
𝑓: frequência natural da estrutura;
𝐿1: diâmetro da estrutura;
𝑆𝑡: número de Strouhal.
O número de Strouhal pode ser encontrado na Figura 14, a qual o relaciona com número
de Reynolds (𝑅𝑒), expresso na equação (3-18).
𝑅𝑒 = 70000 ∙ 𝐿1 ∙ 𝑉 (3 − 18)
sendo
𝑉: velocidade média do vento local.
Logo, sabendo que a frequência natural da turbina eólica em estudo é igual a 0,31 Hz,
considerando um diâmetro médio de 4,50 m e o número de Strouhal aproximadamente igual a
0,2, é possível achar uma velocidade crítica do vento igual a 7 m/s.
24
Figura 14- Número de Strouhal em função do número de Reynolds para estruturas de seção
tranversal circular (BLEVINS, 1977).
Dessa forma, serão verificados os esforços na base da TEEH para os dois valores de
velocidade do vento, 7 m/s e 11 m/s, e serão analisadas as respectivas variações de esforços no
Capítulo 5.
TURBSIM E SIMA-RIFLEX
Serão apresentados aqui, os programas utilizados para as análises necessárias. Para a
avaliação das turbinas eólicas onshore sob a ação de carregamentos realísticos serão utilizados
os softwares: TurbSim quanto aos aspectos dinâmicos do vento, e o SIMA-RIFLEX, um
programa de análise estrutural que avaliará a turbina escolhida com os carregamentos de vento
dados pelo TurbSim e fornecerá os esforços na base exigidos para o dimensionamento da
fundação.
Segundo o Manual do TurbSim, esse é um software que foi desenvolvido pela NREL,
National Renewable Energy Laboratory. Ele é capaz de gerar ventos que incorporam diversos
aspectos dinâmicos deste fluxo, simulando numericamente séries temporais de vetores
tridimensionais da velocidade do vento em pontos de uma malha retangular, como representado
na Figura 15 (JONKMAN e KILCHER, 2012). O TurbSim oferece a possibilidade de utilizar
25
o espectro de Kaimal, sugerido pela DNV-OS-J101 (DET NORSKE VERITAS, 2014) e
presente na IEC 61400-1 (2005), especificação de projeto de turbinas eólicas.
Figura 15 - Exemplo de uma malha retangular gerada pelo TurbSim sobre uma torre de energia
eólica (Adaptado de Jonkman e Kilcher, 2012).
Conforme ilustrado na Figura 16, alguns dados são definidos previamente para que o
programa seja executado. É necessário definir elementos que caracterizam a turbina, a largura
e altura da malha que irá conter os pontos onde o vento está definido, o tamanho das séries
temporais e a inclinação do fluxo. Além disso, definem-se também as características iniciais do
vento, como o modelo de espectro a ser utilizado, o perfil do vento médio, a intensidade de
turbulência, entre outros.
Para esta pesquisa, o TurbSim foi escolhido pela compatibilidade com o software
SIMA-RIFLEX e pela possibilidade de gerar um vento realista caracterizado pelo espectro de
Kaimal. Séries temporais de 4000 segundos foram geradas, dos quais os 400 primeiros foram
desconsiderados por se tratar de uma parte com características transientes (contabilizando uma
hora de duração).
O SIMA-RIFLEX é, na verdade, composto por dois programas diferentes, o RIFLEX,
que é um programa de análise estrutural e empregado com maior eficiência em conjunto com o
SIMA, que fornece uma interface mais intuitiva para modelagem, conforme a Figura 17, e
visualização dos resultados, os quais podem ser apresentados como séries temporais ou
espectros.
26
Figura 16 - Dados de entrada do programa TurbSim.
.
Esse programa recebe o arquivo de vento realístico fornecido pelo TurbSim, e, através
da modelagem geométrica da turbina eólica completa e descrição do terreno onde está fixada,
consegue fornecer os esforços atuantes na TEEH. Para esse estudo, foi interessante obter os
esforços na base da TEEH, de forma que se possa dimensionar as fundações segundo os
resultados apresentados.
A escolha pelo SIMA-RIFLEX, portanto, foi devido à possibilidade de incluir o cálculo
de cargas aerodinâmicas e à facilidade em se lidar com diversas estruturas tanto offshore, como
onshore, principalmente com aquelas relacionadas às turbinas eólicas.
27
Figura 17 - Modelagem da TEEH de 5MW no programa SIMA-RIFLEX.
CONSIDERAÇÃO DO VENTO SEGUNDO NBR 6123 (1988)
Segundo a NBR 6123 (ABNT, 1988) e conforme explicado anteriormente, o módulo e
a orientação da velocidade instantânea do ar apresentam flutuações em torno da velocidade
média. Dessa forma, o vento é composto por uma parte estática, correspondente à resposta
média, e outra dinâmica, correspondente à resposta flutuante. Essas respostas flutuantes causam
efeitos significativos em estruturas altas e esbeltas com período fundamental superior a 1
segundo, como é o caso da turbina eólica em estudo, e, portanto, é preciso considerá-las quando
se trata dos esforços atuantes numa TEEH.
Assim, faz-se necessário calcular a resposta dinâmica total, ou seja, a superposição das
respostas média e flutuante. Para isso, pode-se utilizar o modelo simplificado da NBR 6123
(ABNT, 1988), aplicado em estruturas com seção aproximadamente constante, distribuição
uniforme de massa, apoiadas exclusivamente na base e de altura inferior a 150 m.
Primeiramente calcula-se a pressão dinâmica de vento (q) em N/m², obtida pela
expressão (3-19):
𝑞 = 0,613. 𝑉𝑝² (3 − 19)
28
Sendo 𝑉𝑝 a velocidade de projeto, correspondente à velocidade média do vento em 10
minutos a 10 m de altura sobre o solo, em terreno de categoria II, que é obtida através da
equação (3-20).
𝑉𝑝 = 0,69 ∙ 𝑉0 ∙ 𝑆1 ∙ 𝑆3 (3 − 20)
onde:
𝑉0: é a velocidade básica (m/s), a velocidade de uma rajada de 3 segundos em qualquer
direção horizontal, excedida em média uma vez em 50 anos, 10 m acima do terreno em
campo aberto e plano. Esse valor é obtido através das isopletas reproduzidas na Figura
18;
𝑆1: fator topográfico; para terrenos planos como este caso, considera-se 𝑆1=1,0;
𝑆3: fator estatístico, que considera o grau de segurança exigido e a vida útil da
construção (Tabela 3).
Figura 18 - Mapa com isopletas da velocidade básica Vo (m/s) (ABNT, 1988).
29
Tabela 3 - Valores mínimos do fator estatístico 𝑆3 (ABNT, 1988).
Grupo Descrição 𝑆3
1
Edificações cuja ruína total ou parcial pode afetar a segurança ou
possibilidade de socorro a pessoas após uma tempestade destrutiva
(hospitais, quartéis de bombeiros e de forças de segurança, centrais de
comunicação, etc.)
1,10
2 Edificações para hotéis e residências. Edificações para comércio e
indústria com alto fator de ocupação 1,00
3 Edificações e instalações industriais com baixo fator de ocupação
(depósitos, silos, construções rurais, etc.) 0,95
4 Vedações (telhas, vidros, painéis de vedação, etc.) 0,88
5 Edificações temporárias. Estruturas dos grupos 1 a 3 durante a
construção 0,83
Pode-se encontrar a variação da pressão dinâmica com a altura com a equação (3-21),
na qual o primeiro termo dentro dos colchetes corresponde à resposta média e o segundo
representa a amplitude máxima da resposta flutuante:
𝑞(𝑧) = 𝑞 ∙ 𝑏² [(𝑧
𝑧𝑟)
2𝑝
+ (ℎ
𝑧𝑟)
𝑝
(𝑧
ℎ)
𝛾 1 + 2𝛾
1 + 𝛾 + 𝑝𝜉] (3 − 21)
onde:
𝑞(𝑧): variação da pressão dinâmica com a altura (N/m²);
𝑧: altura do elemento sobre o nível do terreno (m);
𝑧𝑟: altura de referência, igual a 10 m;
𝑏: coeficiente que depende da categoria de rugosidade do terreno (Tabela 4);
𝑝: expoente que depende da categoria de rugosidade do terreno (Tabela 4);
ℎ: altura da edificação acima do terreno;
𝛾: parâmetro para a determinação de efeitos dinâmicos (Tabela 5);
𝜉: coeficiente de amplificação dinâmica, encontrado a partir dos ábacos da NBR 6123
(ABNT, 1988).
Tabela 4 – Expoente p e parâmetro b (ABNT, 1988).
Categoria de rugosidade I II III IV V
p 0,095 0,15 0,185 0,23 0,31
b 1,23 1,00 0,86 0,71 0,50
30
Tabela 5 - Parâmetros para a determinação de efeitos dinâmicos (ABNT, 1988).
Tipo de Edificação 𝛾 𝜁 𝑇1 = 1/𝑓1
Edifícios com estrutura aporticada de
concreto, sem cortinas. 1,2 0,020
0,05ℎ + 0,015ℎ
(h em metros)
Edifícios com estrutura de concreto, com
cortinas para absorção de forças horizontais. 1,6 0,015 0,05ℎ + 0,012ℎ
Torres e chaminés de concreto, seção
variável. 2,7 0,015 0,02ℎ
Torres, mastros e chaminés de concreto,
seção uniforme. 1,7 0,010 0,015ℎ
Edifícios com estrutura de aço soldada 1,2 0,010 0,29√ℎ − 0,4
Torres e chaminés de aço, seção uniforme. 1,7 0,008 ---
Estruturas de madeira --- 0,030 ---
A força estática equivalente, que engloba as ações estáticas e dinâmicas do vento, por
unidade de altura 𝐹(𝑧) pode ser calculada através da equação (3-22).
𝐹(𝑧) = 𝑞(𝑧) ∙ L1 ∙ 𝐶𝑎 (3 − 22)
onde:
L1: diâmetro da edificação (m);
𝐶𝑎: coeficiente de arrasto, extraído da Tabela 6.
Tabela 6 - Coeficientes de arrasto, Ca, para corpos de seção constante com vento perpendicular ao plano da figura (Adaptado de NBR6123, 1988).
Planta 𝑅𝑒
(𝐴)
× 10−5
ℎ/𝐿1
1/2 1 2 5 10 20 ∞
Liso (metal,
concreto, alvenaria
rebocada)
≤ 3,5
≥ 4,2
0,7
0,5
0,7
0,5
0,7
0,5
0,8
0,5
0,9
0,5
1,0
0,6
1,2
0,6
Com rugosidade ou
saliência = 0,02𝐿1
Todos os
valores
0,7 0,7 0,8 0,8 0,9 1,0 1,2
Com rugosidade ou
saliências = 0,08 𝐿1
Todos os
valores 0,8 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,4
O número de Reynolds (𝑅𝑒), requerido na Tabela 6, pode ser encontrado através da
equação (3-18), com L1 em metros e 𝑉𝑝 em m/s. Para o cálculo da resposta dinâmica transversal
ao vento através das forças efetivas na direção do fluxo médio, a Norma em questão sugere
considerar que 1/3 dos esforços atuantes na direção do vento seja transmitido à direção
transversal.
31
4 CONSIDERAÇÕES SOLO-ESTACA
LOCAL DA FUNDAÇÃO
A TEEH desse estudo estará localizada no litoral do Rio Grande do Norte, nas
proximidades da cidade de Natal. Tem-se então, um boletim de sondagem típico representativo
do local na Figura 19.
Figura 19 - Boletim de sondagem típico do local de construção da torre de energia eólica.
32
O boletim de sondagem é resultado da sondagem à percussão (sondagem SPT,
(Standard Penetration Test) e, com este, pode-se obter informações importantes de
reconhecimento do solo para dimensionamento da fundação. Nota-se então, através desse
boletim, que o solo tem predominância de areia e apresenta camada impenetrável a
aproximadamente a 12 metros de profundidade.
COEFICIENTE DE RIGIDEZ LATERAL
A reação lateral do solo na estaca, ou seja, a interação solo-estrutura, é modelada através
de molas horizontais distribuídas a cada metro linear da estaca. Para se encontrar os coeficientes
de rigidez que correlacionam essas molas ao solo, utiliza-se a curva de molas p-y não-lineares,
definidas na API-RP2A-WSD (2000). As curvas p-y são um método de analisar a capacidade
de resistência de fundações profundas com cargas aplicadas na direção lateral.
A formulação da curva p-y é variável de acordo com o tipo de solo, sendo areia ou argila,
e depende de fatores como geometria da estaca e características do solo. Utiliza-se para fins de
aproximação a mola p-y definida na Figura 20, representativa para a situação em estudo.
Figura 20 - Curva p-y de molas translacionais não-lineares (Adaptado de Nogueira, 2019).
Os eixos vertical e horizontal correspondem, respectivamente, à reação (p) e à deflexão
(y) da mola. Pode-se estimar coeficiente de rigidez horizontal (𝐾ℎ) através da tangente dessa
curva.
33
Será utilizado também molas verticais distribuídas nos mesmo pontos, os coeficientes
de rigidez dessas molas (𝐾𝑣) serão adotados como aproximadamente 60% de 𝐾ℎ. Portanto, os
seguintes valores são propostos:
𝐾ℎ = 48.000 𝑘𝑁/𝑚2
𝐾𝑣 = 30.000 𝑘𝑁/𝑚2
DIMENSIONAMENTO DAS ESTACAS RAIZ
Para o dimensionamento da estaca utilizada, pode-se adotar um dos diâmetros
comerciais sugeridos entre 120mm, 150mm, 160mm, 200mm, 250mm, 310mm, 410mm,
450mm e 500mm, de acordo com a carga axial atuante no topo da estaca em questão.
Segundo Santos (2019), para o cálculo da armadura necessária, pode-se utilizar o
método de dimensionamento a flexão composta reta, com auxílio de ábacos adimensionais, de
acordo com os esforços impostos no topo da estaca. Os parâmetros para entrada nos ábacos são
o esforço normal adimensionalizado 𝜂 e o momento adimensionalizado 𝜇. Os resultados são
dados em termos da taxa mecânica de armadura 𝜔, válidos para CA-50. Estes parâmetros são
definidos nas equações (4-1), (4-2) e (4-3).
𝜂 =𝑁𝑑
𝑑² ∙ 𝑓𝑐𝑑
(4 − 1)
sendo:
𝜂: esforço normal adimensionalizado (dado de entrada, ábaco da Figura 22);
𝑁𝑑: esforço normal atuante de projeto;
𝑑: diâmetro da seção da estaca;
𝑓𝑐𝑑: resistência de cálculo do concreto, igual a 14286 kPa para concreto C20.
𝜇 =𝑀𝑑
𝑑³ ∙ 𝑓𝑐𝑑
(4 − 2)
sendo:
𝜇: momento fletor adimensionalizado, (dado de entrada, ábaco da Figura 22);
𝑀𝑑: momento fletor atuante de projeto.
34
𝜔 =𝐴𝑠 ∙ 𝑓𝑦𝑑
𝑑² ∙ 𝑓𝑐𝑑
(4 − 3)
sendo:
𝜔: taxa mecânica de armadura;
𝐴𝑠: área de aço requerida
𝑓𝑦𝑑 : resistência de cálculo do aço, igual a 434,8 MPa para aço CA-50.
Para a escolha do ábaco correspondente à situação analisada, é necessário definir o tipo
de seção (Figura 21), de acordo com a forma da seção e à disposição da armadura, e então,
definir a relação entre o cobrimento e o diâmetro do segmento em análise.
Figura 21 - Tipos de seções para dimensionamento a flexão composta reta (Santos, 2019).
Figura 22 - Ábaco adimensional 13 para Seção Tipo 4 (Santos, 2019).
35
Nesse estudo, escolheu-se o ábaco adimensional 13 (SANTOS, 2019), reproduzido na
Figura 22, correspondente à seção circular da estaca. A lista completa com os ábacos para todas
as seções encontra-se em Santos, 2019.
Utilizando as equações (4-1) e (4-2) é possível se obter 𝜔 de acordo com o ábaco da
Figura 22, e enfim, encontrar a área de aço requerida (𝐴𝑠) pela equação (4-3). Conhecida a
quantidade de armadura necessária na estaca, pode-se escolher a bitola e a quantidade das
barras, conforme a Tabela 7.
Tabela 7 - Área de aço da seção conforme bitola da barra, para aço CA-50.
Bitola (mm) Área de aço (cm²)
8,0 0,50
10,0 0,80
12,5 1,25
16,0 2,00
20,0 3,15
25,0 5,00
VERIFICAÇÃO DA CAPACIDADE GEOTÉCNICA DE CARGA NA ESTACA
Para a determinação da capacidade geotécnica de carga na estaca raiz será utilizado o
método Aoki-Velloso (1975). Este é um método semi-empírico que envolve duas parcelas de
resistência: resistência de ponta e resistência por atrito lateral da estaca.
A resistência de ponta, equivalente à primeira parcela da equação (4-4), é calculada
considerando-se somente a seção da estaca e o SPT da camada de solo referente ao nível da
ponta da estaca. A resistência por atrito lateral, correspondente à segunda parcela da expressão
(4-4), é calculada considerando todo o fuste, portanto, todos os golpes de SPT obtidos ao longo
da altura da estaca, bem como considerando as informações geométricas de cada trecho na
extensão da estaca.
𝑄𝑢𝑙𝑡 = 𝐴𝑝 ∙𝑘 ∙ 𝑁𝑆𝑃𝑇
𝐹1+ 𝑈 ∙ ∑
𝛼 ∙ 𝑘 ∙ 𝑁𝑆𝑃𝑇
𝐹2∙ Δ𝐿 (4 − 4)
36
sendo:
𝑄𝑢𝑙𝑡: carga última de ruptura do solo (kN);
𝐴𝑝: área da seção transversal da ponta da estaca (m²);
𝑘: coeficiente empírico definido em função do tipo de solo (kN/m²) (Tabela 8);
𝑁𝑆𝑃𝑇: número de golpes no ensaio SPT na profundidade da estaca, obtido no boletim de
sondagem, limitado ao máximo de 40 golpes;
𝛼: coeficiente empírico que depende do perfil de solo (Tabela 8);
𝑈: perímetro do trecho em questão (m);
Δ𝐿: comprimento do trecho em questão (m);
𝐹1 e 𝐹2: coeficientes empíricos que dependem do tipo de estaca utilizado (Tabela 9).
No método original de Aoki-Velloso (1975) são estabelecidos F1 e F2 para quatro tipos
de estacas e os parâmetros 𝛼 e 𝑘 para cada tipo de solo. Os parâmetros desse método passaram
por revisões e consideração de outros tipos de estacas. Nesse trabalho será utilizado a
atualização de Monteiro (1997) para tais parâmetros.
Tabela 8 - Coeficientes empíricos k e α (MONTEIRO, 1997).
Tipo do Solo AOKI-VELLOSO
𝑘 (kN/m²) 𝛼 (%)
Areia 730 1,4
Areia siltosa 680 2,0
Areia silto-argilosa 630 2,1
Areia argilo-siltosa 540 2,8
Areia argilosa 570 3,0
Silte arenoso 480 2,2
Silte areno-argiloso 500 2,8
Silte 450 3,0
Silte argilo-arenoso 320 3,0
Silte argiloso 400 3,4
Argila arenosa 250 2,4
Argila areno-siltosa 440 2,8
Argila silto-arenosa 300 3,0
Argila siltosa 260 4,0
Argila 330 6,0
37
Tabela 9 - Valores dos coeficientes F1 e F2 (MONTEIRO, 1997).
Tipos de Estacas 𝐹1 𝐹2
Franki de fuste apiloado 2,3 3,0
Franki de fuste vibrado 2,3 3,2
Metálica 1,75 3,5
Pré-moldada de concreto cravada à percussão 2,5 3,5
Pré-moldada de concreto cravada por prensagem 1,2 2,3
Escava com lama bentonítica 3,5 4,5
Raiz 2,2 2,4
Strauss 4,2 3,9
Hélice Contínua 3,0 3,8
Como o método estima a carga última de ruptura do solo (𝑄𝑢𝑙𝑡), deve-se aplicar um fator
de segurança global (𝐹𝑆𝑔 = 2,0) para se definir a capacidade de carga geotécnica (𝑄𝑎𝑑𝑚) e então
tem-se a expressão (4-5).
𝑄𝑎𝑑𝑚 =𝑄𝑢𝑙𝑡
2,0 (4 − 5)
Nota-se que, para o dimensionamento estrutural da estaca definido no item 4.3, os
valores dos esforços de força axial e momento fletor são encontrados na combinação ELU com
fator de majoração igual a 1,4 conforme definido no Capítulo 2. Entretanto, para a verificação
geotécnica, proposta nesse item, as cargas não devem estar majoradas, conforme combinação
ELS.
38
5 MODELAGEM DA FUNDAÇÃO
DADOS DA TURBINA EÓLICA
Para esta pesquisa, estudou-se o modelo acadêmico proposto pela NREL, National
Renewable Energy Laboratory, de uma turbina onshore de 5 MW. Os principais dados são
apresentados na Tabela 10 e na Figura 23, onde D é o diâmetro e t é a espessura da torre, foi
utilizado um valor de 3% de amortecimento da estrutura.
Tabela 10 - Dados principais da turbina onshore de 5 MW (JONKMAN e KILCHER, 2009).
Potência 5 MW
Comprimento da torre 87,6 m
Diâmetro do rotor 126,0 m
Altura do hub em relação ao solo 90,0 m
Raio do hub 1,50 m
Ângulo de inclinação do eixo 5°
Ângulo de inclinação das pás 2,5°
Distância horizontal entre o eixo
vertical da torre e o hub (overhang) 5,00 m
Diâmetro externo no topo da torre 3,87 m
Diâmetro externo na base da torre 6,00 m
Espessura no topo da torre 24,7 mm
Espessura na base da torre 35,1 mm
Módulo de elasticidade do aço 210 GPa
Módulo de cisalhamento do aço 80,8 GPa
Orientação e configuração do rotor 3 pás, upwind
Massa do rotor 110000 kg
Massa da nacele 240000 kg
Massa da torre 347460 kg
39
Figura 23 - Dimensões da torre eólica de 5 MW.
ANÁLISE DOS ESFORÇOS NO TOPO DA FUNDAÇÃO
Os esforços no topo da fundação, provenientes do peso próprio da estrutura e das ações
de vento incidentes na TEEH, serão analisados por dois métodos diferentes: através do
programa computacional TurbSim e SIMA-RIFLEX, e pelas considerações na Norma NBR
6123 (ABNT, 1988), para os valores de velocidade de 7m/s e 11m/s, conforme explicado
previamente no Capítulo 3.
40
5.2.1 Análise do vento segundo os softwares TurbSim e SIMA-RIFLEX
Exportando-se os resultados do TurbSim para o SIMA-RIFLEX, e supondo que a torre
se encontra ancorada na fundação, sendo, portanto, a base engastada no solo, os esforços obtidos
no topo da fundação estão apresentados nas Tabela 11. A Figura 24 mostra a orientação
utilizada de acordo com a direção e o sentido do vento.
Figura 24 - Esquema de cargas aplicadas no topo do bloco de fundação.
Quanto ao estudo da velocidade crítica pode-se fazer algumas considerações:
Quando se analisou a turbina em operação, foram obtidos esforços maiores na
velocidade de 11 m/s em comparação com os esforços referentes à velocidade
de 7 m/s. A Tabela 11 faz essa comparação entre os valores máximos
encontrados para cada tipo de esforço.
Entretanto, deve-se chamar a atenção para os esforços fletores máximos
atuantes na base da estrutura encontrados para a velocidade de vento de 7 m/s
(𝑀𝑦= 1145 kNm) e 11 m/s (𝑀𝑦= 650 kNm) na condição da turbina parada.
Nota-se que, para 7 m/s, foi obtido um valor maior, porém ambos valores
inferiores quando comparados com a turbina em operação. Conclui-se que a
turbina parada não é uma condição crítica em termos de esforços máximos. A
análise dessa verificação mais a fundo foge ao escopo dessa pesquisa.
41
Tabela 11 - Esforços máximos atuantes no topo da fundação para diferentes velocidades de vento
incidente com turbina em operação.
Esforços no Topo da Fundação Velocidade
crítica de 11m/s
Velocidade
crítica de 7m/s
Força Axial (kN) -6704 -6650
Momento Torçor (kN.m) -2591 -1411
Momento em torno de Y (kN.m) -71050 -35158
Momento em torno de Z (kN.m) -7461 -2857
Cortante em Y (kN) 40 17
Cortante em Z (kN) 807 409
Dessa forma, assume-se que a velocidade crítica do vento será de 11 m/s com a turbina
em operação. As Figuras 25 a 30 mostram as variações de esforços gerados no topo da fundação
devido à carga dinâmica do vento. Nota-se em alguns gráficos um pico nos primeiros segundos,
isso é uma resposta transiente da análise feita pelo programa. Portanto, recomenda-se descartar
os primeiros 400 segundos para a obtenção dos valores máximos atuantes.
Notou-se através do estudo destes esforços quanto à sua amplificação através de
espectros de respostas que, os valores apesar de serem dinâmicos, não apresentaram variações
significativas em torno da resposta máxima. Sendo assim, foi definido utilizar os valores
máximos encontrados para cada esforço para o dimensionamento. Seria apropriado também,
um tratamento estatístico de extremos, devido aos valores serem obtidos através de ventos
aleatórios. Entretanto nesse caso por ser uma série muito grande (3600 s), já se considera que o
valor máximo está obtido.
Figura 25 - Gráfico de variação da força axial atuante no topo da fundação ao longo do tempo.
-7.500
-7.300
-7.100
-6.900
-6.700
-6.500
-6.300
-6.100
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Forç
a A
xial
(kN
)
Tempo (s)
Força Axial
42
Figura 26 - Gráfico de variação do momento torçor atuante no topo da fundação ao longo do tempo.
Figura 27 - Gráfico de variação do momento fletor em torno do eixo y atuante no topo da fundação
ao longo do tempo.
Figura 28 - Gráfico de variação do momento fletor em torno do eixo z atuante no topo da fundação ao
longo do tempo.
-3.500
-2.500
-1.500
-500
500
1.500
2.500
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Mo
men
to T
orç
or
(kN
.m)
Tempo (s)
Momento Torçor
-100.000
-80.000
-60.000
-40.000
-20.000
0
20.000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Mo
men
to F
leto
r (k
N.m
)
Tempo (s)
Momento fletor em torno do eixo Y
-8.000
-6.000
-4.000
-2.000
0
2.000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Mo
men
to F
leto
r (k
N.m
)
Tempo (s)
Momento fletor em torno do eixo Z
43
Figura 29 - Gráfico de variação do esforço cortante no eixo y atuante no topo da fundação ao longo
do tempo.
Figura 30 - Gráfico de variação do esforço cortante no eixo z atuante no topo da fundação ao longo do tempo.
5.2.2 Análise do vento segundo a NBR 6123 (1988)
Segundo a NBR 6123 (ABNT, 1988), utilizando-se as equações apresentadas no item
3.6 e empregando os parâmetros apresentados na Tabela 12, tem-se as forças de vento atuantes
na turbina eólica dadas nas Tabelas 13 e 14.
Apesar da recomendação da Norma em utilizar o valor de vento na região fornecido em
suas isopletas (Figura 18), conforme já foi explicado anteriormente no Capítulo 3, serão
verificadas as forças para ventos na velocidade de 7 m/s e 11 m/s sobre a TEEH.
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
50
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Forç
a C
ort
ante
(kN
)
Tempo (s)
Cortante no eixo Y
0
200
400
600
800
1.000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Forç
a C
ort
ante
(kN
)
Tempo (s)
Cortante no eixo Z
44
É importante comentar que esses cálculos, segundo a Norma Brasileira, foram feitos
considerando as pás estáticas, assumindo que a posição crítica de captação do vento é a ilustrada
na Figura 23.
Tabela 12 - Parâmetros extraídos da NBR6123 (1998) para cálculo da ação do vento.
b 1,00
p 0,15
zr (m) 10,00
ℎ𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 (m) 90,00
ℎ𝑝á (m) 150,00
γ 1,70
ε 1,50
L1 (m) 4,50
Ca 0,60
Tabela 13 - Forças de vento atuantes na torre da TEEH de 5 MW.
TORRE (Vento 11 m/s) TORRE (Vento 7 m/s)
z (m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m)
5,00 61,80 185,4 25,11 75,3
10,00 79,61 238,8 32,35 97,0
15,00 94,81 284,4 38,52 115,6
20,00 109,48 328,4 44,48 133,4
25,00 124,29 372,9 50,50 151,5
30,00 139,57 418,7 56,70 170,1
35,00 155,45 466,4 63,16 189,5
40,00 172,03 516,1 69,89 209,7
45,00 189,35 568,1 76,93 230,8
50,00 207,45 622,4 84,29 252,9
55,00 226,34 679,0 91,96 275,9
60,00 246,03 738,1 99,96 299,9
65,00 266,53 799,6 108,29 324,9
70,00 287,82 863,5 116,94 350,8
75,00 309,92 929,7 125,92 377,7
80,00 332,81 998,4 135,22 405,6
90,00 380,97 1142,9 154,78 464,3
45
Tabela 14 - Forças de vento atuantes nas pás da TEEH de 5 MW.
PÁ 1 (vento 11 m/s) PÁ 1 (vento 7 m/s)
z (m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m)
90,00 250,76 752,3 101,88 305,6
95,00 263,48 790,5 107,05 321,2
100,00 276,51 829,5 112,34 337,0
105,00 289,84 869,5 117,76 353,3
110,00 303,48 910,4 123,30 369,9
115,00 317,42 952,3 128,96 386,9
120,00 331,67 995,0 134,75 404,3
125,00 346,23 1038,7 140,67 422,0
130,00 361,09 1083,3 146,71 440,1
135,00 376,26 1128,8 152,87 458,6
140,00 391,74 1175,2 159,16 477,5
145,00 407,51 1222,5 165,57 496,7
150,00 423,59 1270,8 172,10 516,3
PÁ 2 e PÁ 3 (Vento 11 m/s) PÁ 2 e PÁ 3 (Vento 7 m/s)
z (m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m)
58,50 240,04 720,1 97,53 292,6
63,50 260,29 780,9 105,75 317,3
68,50 281,35 844,0 114,31 342,9
73,50 303,20 909,6 123,19 369,6
78,50 325,86 977,6 132,39 397,2
83,50 349,31 1047,9 141,92 425,8
88,50 373,54 1120,6 151,77 455,3
Os esforços no topo da fundação resultantes da ação do vento estão mostrados na Tabela
15. Para complementar esse método, se faz necessária a avaliação referente ao peso próprio da
torre e sua distribuição de massa, de forma que somado aos esforços originários do vento, se
obtenham os esforços totais no topo da fundação, também apresentados na Tabela 15.
Tabela 15 - Esforços atuantes no topo da fundação, segundo NBR6123 (1988).
Esforços no Topo da Fundação Vento
11m/s
Vento
7m/s
Peso
Próprio
Total
(Vento 11m/s)
Total
(Vento 7m/s)
Força Axial (kN) - - -6840 -6840 -6840
Momento Torçor (kN.m) -930 -378 - -930 -378
Momento em torno de Y (kN.m) -15687 -6373 940 -14747 -5433
Momento em torno de Z (kN.m) -5229 -2124 - -5229 -2124
Cortante em Y (kN) 60 24 - 60 24
Cortante em Z (kN) 179 73 - 179 73
46
A Figura 31 mostra um esquema das cargas atuantes na TEEH para justificar os cálculos
de esforços axiais e cortantes, e momentos fletores e torcionais atuantes na fundação.
Figura 31 - Distribuição dos pesos dos elementos da Torre Eólica de 5 MW (dimensões em metros).
5.2.3 Comparação entre os Métodos
Verifica-se, portanto, pelas Tabelas 11 e 15, que o vento com a velocidade crítica de 7
m/s não causa esforços superiores ao vento máximo de 11 m/s suportado pela turbina eólica em
estudo. Assim, a seguir, é feita a comparação entre os dois métodos apresentados para cálculo
das forças e momentos máximos atuantes na TEEH, na velocidade de vento de 11 m/s,
conforme a Tabela 16.
47
Tabela 16 - Comparação dos esforços no topo da fundação segundo os dois métodos abordados.
Esforços no Topo da Fundação TurbSim e
SIMA-RIFLEX NBR6123
Força Axial (kN) -6704 -6840
Momento Torçor (kN.m) -2591 -930
Momento em torno de Y (kN.m) -71050 -14747
Momento em torno de Z (kN.m) -7461 -5229
Cortante em Y (kN) 40 60
Cortante em Z (kN) 807 179
Nota-se que, para a força axial atuante na fundação, os valores encontrados foram
próximos, com diferença de aproximadamente 2% entre eles. Isso ocorre, pois, esse esforço
independe, em grande parte, da ação do vento, sendo função principalmente do peso próprio da
estrutura da torre, o qual é um valor fixo fornecido pelo fabricante.
No caso dos esforços principais gerados pelo vento, o momento fletor em torno do eixo
y e o esforço cortante gerado na direção do eixo 𝑧, apresentam valores na mesma ordem de
grandeza. Entretanto os valores encontrados pela NBR 6123 são significativamente inferiores
aos valores calculados pelo programa especializado. O TurbSim e o SIMA-RIFLEX,
apresentaram valores de momentos fletores cerca de cinco vezes maiores do que os valores
calculados segundo as considerações da Norma.
Um fator que pode gerar essa diferença é o fato de que, apesar da NBR 6123 calcular os
efeitos dinâmicos no vento, esta não considera o efeito da rotação das pás. Essa rotação, induz
a estrutura a esforços maiores e possui caráter dinâmico no que diz respeito a esforços na
fundação, conforme verificado nos gráficos gerados nas Figuras do item 5.2.1.
Outro fator importante para essa diferença, são as aproximações necessárias que foram
feitas para o cálculo com as ponderações da NBR 6123. Por ser um programa altamente
sofisticado de elementos finitos, o SIMA-RIFLEX, apresenta grande nível de precisão por
conseguir representar geometrias complexas, como por exemplo o aerofólio, a forma das pás.
A Norma prevê parâmetros para geometrias mais simples, o que cria a necessidade de assumir
critérios ao se fazer os cálculos, gerando erros maiores.
Enfim, verifica-se que não há completa garantia ao dimensionar uma TEEH e suas
fundações a partir dos critérios da NBR 6123 (1988) para cálculos da ação de vento, uma vez
que a estrutura poderá ser subdimensionada, causando posteriores danos e um eventual colapso,
sendo portanto, não aplicável a esse tipo de estrutura. Recomenda-se o uso de programas de
48
análise estrutural que tenham a capacidade de realizar a análise dinâmica gerada pela ação do
vento e que considere as peculiaridades de uma turbina eólica.
Dessa forma, essa pesquisa seguirá o dimensionamento da fundação com os resultados
previamente fornecidos pelos softwares utilizados. Serão aplicadas, no topo do bloco de
fundação, as seguintes cargas:
Força Axial: - 6704 kN
Momento Torçor: - 2597 kN.m
Momento em torno de Y: - 71050 kN.m
Momento em torno de Z: - 7461 kN.m
Cortante em Y: 40 kN
Cortante em Z: 807 kN
MODELAGEM DA FUNDAÇÃO NO PROGRAMA SAP2000
Para a realização das análises necessárias, foi utilizado um modelo de fundação com
geometria e dimensões ilustradas nas Figuras 32 e 33. O modelo 3D em elementos finitos da
estrutura da fundação é ilustrado na Figura 34, utilizado para análise no programa SAP2000. A
malha está discretizada em elementos finitos de dimensões da ordem de 50 cm.
Figura 32 - Seção transversal da fundação (Dimensões em metros).
49
Figura 33 - Vista superior da fundação (Dimensões em metros).
Figura 34 - Modelo 3D da fundação em estudo utilizado no programa SAP2000.
50
O bloco de coroamento foi modelado com elementos de casca, em concreto armado
(concreto 𝑓𝑐𝑘= 20 MPa e aço CA-50), com forma tronco-cônica e com um volume total de 403
m³. Desse bloco, ramificam-se as 24 estacas raiz, modeladas como elementos de barra
circulares.
Cabe ressaltar que as estacas raiz possuem restrição ao deslocamento axial na ponta, e
que na modelagem das estacas, foram distribuídas as molas verticais e horizontais calculadas
no item 4.2, a cada metro, para representação da interação solo-estaca. Optou-se por não aplicar
molas na região entre a base do bloco e o solo, pois considera-se que há um inevitável recalque
do solo na situação real, e, portanto, não existirá um contato entre os dois.
As cargas provenientes da TEEH, calculadas no item 5.2, aplicadas no topo do bloco de
fundação são representadas por forças e momentos concentrados num nó fictício originado pelo
cruzamento de barras diametrais muito rígidas, representadas em azul escuro no topo do bloco
(Figura 34).
DEFINIÇÃO DAS ESTACAS
5.4.1 Dimensionamento das Estacas
As estacas foram dimensionadas de acordo com o item 4.3. As cargas utilizadas para os
cálculos foram obtidas com o programa de análise estrutural em elementos finitos, sendo a
estrutura modelada previamente conforme o item 5.3. Os esforços máximos no topo das estacas
para as combinações no Estado Limite Último (ELU) e Estado Limite de Serviço (ELS) estão
apresentados na Tabela 17.
Tabela 17 - Esforços máximos no topo das estacas.
Esforço Normal (𝑁𝑑) Momento Fletor (𝑀𝑑)
ELU -2883,3 kN -31,2 kN.m
ELS -2059,5 kN -22,3 kN.m
Adotando uma seção transversal comercial de 500 mm, e fazendo uso das equações
(4-1), (4-2) e (4-3), chega-se a uma área de aço necessária igual a 25 cm². Pode-se adotar,
portanto, armadura longitudinal igual a 8 barras de aço CA-50, 𝜙=20mm, conforme a Figura
35. O estribo utilizado será composto por barras com 8 mm espaçadas a cada 15 cm.
51
Figura 35 - Interface do programa SAP2000 relativa à seção transversal da estaca.
5.4.2 Verificação da Capacidade Geotécnica
Em função do tipo e das dimensões da fundação, pode-se estimar a capacidade de carga
da estaca, conforme explicado no item 4.4. Para a estaca com 50 mm de diâmetro, utilizam-se
os parâmetros apresentados nas Tabelas 18 e 19.
Tabela 18 - Parâmetros variáveis com a profundidade, para o cálculo da
capacidade de carga geotécnica.
Profundidade α (%) k 𝑁𝑆𝑃𝑇 𝑈 ∙ ∑𝛼∙𝑘∙𝑁𝑆𝑃𝑇
𝐹2∙ Δ𝐿
Are
ia f
ina
fofa
1 m 1,4 730 6 40
2 m 1,4 730 6 40
3 m 1,4 730 9 60
4 m 1,4 730 10 67
Are
ia f
ina
med
ian
amen
te
com
pac
ta a
co
mp
acta
5 m 1,4 730 18 120
6 m 1,4 730 19 127
7 m 1,4 730 27 181
8 m 1,4 730 24 160
9 m 1,4 730 33 221
10 m 1,4 730 39 261
11 m 1,4 730 41 274
12 m 1,4 730 42 281
52
Tabela 19 - Parâmetros fixos para o cálculo da capacidade de carga geotécnica.
D (m) 0,50
𝐴𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 (m²) 0,196
U (m) 1,57
Δ𝐿 (m) 1,00
𝑘𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 730
𝑁𝑆𝑃𝑇 42
F1 2,2
F2 2,4
Fazendo uso das equações (4-4) e (4-5), chega-se ao valor de capacidade de carga
geotécnica igual a:
𝑄𝑎𝑑𝑚 = 2283,0 𝑘𝑁 > 𝑄𝑠 = 2059,5 𝑘𝑁
Verifica-se, portanto, que a carga admissível para essa estaca com as condições de solo
expostas no boletim de sondagem da Figura 19 é superior ao esforço normal máximo na estaca
para a combinação ELS (Tabela 17). Dessa forma, apresenta segurança em relação aos critérios
geotécnicos.
RESULTADOS OBTIDOS
Assim, após a modelagem da estrutura com as cargas de vento previamente calculadas
e após a verificação das estacas, é possível verificar seu comportamento estrutural segundo seus
diagramas dos esforços axiais e de momentos fletores.
Na Figura 36, tem-se o diagrama de esforço axial nas estacas. Nota-se que, apesar do
esforço axial aplicado no topo do bloco ser distribuído igualmente entre as estacas, a carga de
momento fletor devido ao vento em torno do eixo y é significativa e sobrecarrega as estacas que
estão do lado direito da Figura 36, no qual o maior valor atingido é de 2883 kN de compressão,
enquanto que alivia as estacas do lado esquerdo da Figura, as quais chegam a valores de tração
de 462 kN.
Isso acontece, pois, o bloco se comporta de maneira rígida, transformado o momento
fletor recebido da turbina eólica em binários de forças axiais de compressão e tração nas estacas.
53
Figura 36 - Diagramas de esforço axial nas estacas.
Figura 37 - Diagramas de momento fletor nas estacas.
54
Já a Figura 37, representa o diagrama de momento fletor nas estacas. Observa-se que
apesar da escala aumentada, os valores são irrisórios, e variam de 10 kNm até 31 kNm. Pode-
se então verificar que, como constatado anteriormente, o momento fletor aplicado no topo do
bloco não é transferido como momento fletor para as estacas, e esses valores encontrados são
oriundos do esforço cortante atuante no bloco.
Cabe ainda ressaltar que os momentos de torção na estaca são nulos e os esforços
cortantes na estaca também possuem valores insignificantes variando de 7 kN a 42 kN.
A Figura 38 mostra a deformada da estrutura quando todas as cargas estão agindo na
fundação. Observa-se a tendência de arrancamento das estacas do lado esquerdo da Figura 38,
enquanto que as estacas do lado direito estão sofrendo compressão. O bloco de coroamento não
se deforma.
Constata-se também que quanto mais profundo o ponto da estaca em análise, menos
esse tende a se deformar e a ter reações às cargas impostas. Isso ocorre, pois, o solo tende a
absorver os esforços da estaca ao longo de seu comprimento, sendo, portanto, as maiores
deformações no topo de cada estaca.
Figura 38 - Deformação da estrutura com as cargas aplicadas no topo do bloco.
55
Para o propósito dessa pesquisa, as análises realizadas tanto para o bloco de concreto
armado, quanto para as estacas, foram suficientes. Entretanto, é importante ressaltar que em
uma situação de dimensionamento real, seria necessário o cálculo exato das dimensões e
armadura do bloco, devido à importante função que este elemento tem na fundação, absorvendo
o principal esforço, momento fletor causado pela ação do vento. Seria crucial também, a análise
das condições de ancoragem da torre da turbina eólica ao bloco de coroamento.
Quanto as estacas, se dimensionadas em situação real, recomenda-se a análise da fadiga
e suas influências, devido à característica dinâmica dos carregamentos impostos, bem como o
estudo dos efeitos de grupo, o qual ocorre devido a interação entre estacas de um determinado
conjunto, podendo ou não, interferir na carga última do grupo. Recomenda-se também, a análise
mais aprofundada das estacas tracionadas.
56
6 CONCLUSÕES
Esse trabalho tratou de avaliar, para um modelo de turbina eólica de 5 MW, os esforços
de vento gerados em uma fundação profunda, a partir de informações reais do local.
Concluiu-se que, apesar do efeito de desprendimento de vórtice ser um efeito crucial e
gerar uma velocidade crítica para estruturas altas e esbeltas, como é o caso de uma turbina
eólica, não foi o efeito preponderante segundo esta pesquisa. Observou-se que para a velocidade
crítica de 7 m/s associada a esse efeito, os esforços foram menores quando comparados aos
esforços causados pelo vento de 11 m/s, limite de funcionamento imposto pelo projeto da torre.
Essa conclusão foi atingida pelos dois métodos de análise, tanto pelos softwares especializados
quanto pelas considerações da NBR 6123.
Ressalta-se que os esforços encontrados quando a torre estava inoperante para o vento
de 7 m/s foram mais altos que os encontrados para o vento de 11 m/s, porém não se pode afirmar
que isso ocorre devido ao desprendimento dos vórtices, através desse estudo.
Outra conclusão obtida foi quanto aos métodos de avaliação de carga do vento na TEEH
5 MW. Verifica-se que os esforços calculados pelo SIMA-RIFLEX com auxílio do TurbSim,
foram superiores em cinco vezes, aos valores segundo as proposições da NBR 6123. Seja pelo
fato da não consideração da rotação das pás pela norma, ou pelas diferentes ponderações
geométricas entre os métodos. Enfim, pode-se concluir que a NBR 6123, a qual teve sua última
revisão publicada em 1988, não é o método mais adequado para o cálculo de vento incidente
em uma turbina eólica, ou seja, não é aplicável a esses casos.
Nota-se também que, apesar dos esforços gerados na base da torre serem dinâmicos,
esses não apresentaram variações significativas em torno da resposta máxima, tendo sido,
portanto, utilizados nesse estudo, os valores máximos encontrados.
A partir dessas considerações, foi possível dimensionar as estacas de uma fundação
profunda e analisar suas respostas aos esforços impostos. Para a obtenção dos esforços no topo
da estaca e análise de gráficos de momentos fletores e esforços axiais, bem como, visualização
gráfica do seu comportamento, utilizou-se o programa SAP2000. Constatou-se que os esforços
preponderantes nessa situação foram, além da força axial, o momento fletor em torno de y
(causado pelo vento) aplicado no topo do bloco, o qual gerou uma distribuição desigual de
cargas de compressão e tração nas estacas.
Trabalhos futuros deverão investigar se, para a situação de vento máximo da NBR 6123
igual a 30 m/s, mesmo com as pás em situação mais favoráveis, não ocorre uma situação mais
crítica para o dimensionamento das fundações.
57
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Brasil.
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