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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
Departamento de Engenharia Mecânica
DEM/POLI/UFRJ
“PROTÓTIPO DE UM AEROGERADOR DE EIXO HORIZONTAL”
Raoni Martins Salomão
DRE: 107348175
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia Mecânica da
Escola Politécnica, Universidade Federal
do Rio de Janeiro, como parte dos
requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientador: Prof. Flávio de Marco Filho
Rio de Janeiro
Março de 2015
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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO Departamento de Engenharia Mecânica
DEM/POLI/UFRJ
PROTÓTIPO DE UM AEROGERADOR DE EIXO HORIZONTAL
Raoni Martins Salomão
PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE
ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO MECÂNICO.
Aprovado por:
________________________________________________
Prof. Flávio de Marco Filho, D. Sc. (Orientador)
________________________________________________
Prof. Sylvio José Ribeiro de Oliveira, D. Ing.
________________________________________________
Prof. Armando Carlos de Pina Filho, D. Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
MARÇO DE 2015
ii
3
.
Salomão, Raoni Martins
Protótipo de aerogerador de eixo horizontal/ Raoni Martins
Salomão –Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2015.
81p.; il.: 29,7 cm
Orientador: Flávio de Marco Filho
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/Curso de
Engenharia Mecânica, 2015
Referências Bibliográficas: p. 77
1. Resumo da História Moderna da Energia Eólica. 2. Fundamentos
da Energia Eólica. 3. Protótipo de Aerogerador de Eixo Horizontal. 4.
Conclusão. Dimensionamento dos Componentes. I. Filho, Flávio de
Marco. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica,
Curso de Engenharia Mecânica. III. Protótipo de Aerogerador de Eixo
Horizontal.
iii
4
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
“PROTÓTIPO DE UM AEROGERADOR DE EIXO HORIZONTAL”
Raoni Martins Salomão
Março 2015
Orientador: Flávio de Marco Filho, D. Sc.
Curso: Engenharia Mecânica
Este trabalho tem o objetivo de apresentar o projeto de um protótipo de aerogerador de
eixo horizontal de pequeno porte, a partir de parâmetros operacionais pré-definidos. O
autor resume a história moderna da energia eólica no mundo e comenta sobre a
situação atual da energia eólica no mundo e no Brasil. Em seguida é feito o
dimensionamento dos componentes do aerogerador se utilizando dos conhecimentos
adquiridos ao longo do curso de graduação em engenharia mecânica.
iv
5
Abstract of Undergraduate Project presented to Polytechnic School/ UFRJ as a partial
fulfillment of the requirements for the degree of Engineer.
“DESIGN OF A PROTOTYPE OF HORIZONTAL AXIS WIND TURBINE”
Raoni Martins Salomão
March 2015
Advisor: Flávio de Marco Filho, D. Sc.
Course: Mechanical Engineering
This work presents the design of a small-scale prototype of a horizontal axis wind
turbine after some pre-defined operational parameters. The author comment the
modern history of wind energy and the status of the wind energy around the world and
in Brazil. Then, following the initial requirements and applying the technical knowledge
acquired during the undergraduate mechanical engineering course, the design process
of the mechanical components starts and then end with the technical draws.
v
6
SUMÁRIO
1) INTRODUÇÃO .................................................................................................................... 7
1.1) RESUMO DA HISTÓRIA MODERNA DA ENERGIA EÓLICA ............................ 7
1.2) EVOLUÇÃO DA ENERGIA EÓLICA NO MUNDO .............................................. 11
1.3) ENERGIA EÓLICA NO BRASIL ............................................................................. 14
2) FUNDAMENTOS DE TURBINAS EÓLICAS ................................................................ 19
2.1) CARACTERÍSTICAS GERAIS ............................................................................... 19
2.2) TURBINA EÓLICA DE EIXO VERTICAL (VAWT) .............................................. 21
2.3) TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL (HAWT) ........................................ 24
3) PROTÓTIPO DE AEROGERADOR DE EIXO HORIZONTAL .................................. 29
3.1) RESUMO DO PROJETO ........................................................................................ 29
3.2) CÁLCULO DA POTÊNCIA DISPONÍVEL NO VENTO ....................................... 30
3.3) O LIMITE DE BETZ E A POTÊNCIA REAL TEÓRICA EXTRAÍDA ................. 31
3.4) DETERMINAÇÃO DO PERFIL AERODINÂMICO DAS PÁS ............................ 35
3.5) CÁLCULO DA POTÊNCIA REAL TEÓRICA EXTRAÍDA .................................. 38
3.6) CÁLCULO DAS FORÇAS AERODINÂMICAS ENVOLVIDAS .......................... 40
3.7) PÁS DO ROTOR ...................................................................................................... 43
3.8) CUBO DO ROTOR ................................................................................................... 44
3.9) ÁRVORE DE POTÊNCIA ........................................................................................ 46
3.10) CHAVETAS DA ÁRVORE DE POTÊNCIA ....................................................... 51
3.11) FREIO ..................................................................................................................... 52
3.12) MANCAIS ............................................................................................................... 53
3.13) ACOPLAMENTOS ................................................................................................ 55
3.14) CAIXA MULTIPLICADORA DE VELOCIDADES ............................................. 57
3.15) GERADOR ELÉTRICO ........................................................................................ 64
3.16) ESTRUTURA ........................................................................................................ 66
3.17) NACELE ................................................................................................................. 67
3.18) CAUDA ................................................................................................................... 68
3.19) TORRE ................................................................................................................... 70
3.20) SISTEMA DE GUINADA ..................................................................................... 74
4) CONCLUSÃO ................................................................................................................... 76
5) REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................. 77
APÊNDICE A: DESENHOS TÉCNICOS .............................................................................. 79
vi
7
1) INTRODUÇÃO
1.1) RESUMO DA HISTÓRIA MODERNA DA ENERGIA EÓLICA
O vento – atmosfera em movimento – tem sua origem na associação entre a
energia solar e a rotação planetária. Todos os planetas envoltos por gases em nosso
sistema solar demonstram a existência de distintas formas de circulação atmosférica e
apresentam ventos em suas superfícies. Trata-se de um mecanismo solar-planetário
permanente; sua duração é mensurável na escala de bilhões de anos. O vento é
considerado fonte renovável de energia. [1]
Existem diferentes aplicações desta forma de energia, mas o seu
aproveitamento é baseado no mesmo princípio. Converte-se a energia cinética contida
no vento em energia cinética de rotação, se utilizando de um rotor. Dependendo do tipo
de rotor, ele pode ser denominado como um aerogerador, destinado a geração de
energia elétrica, ou um cata-vento, para trabalhos mecânicos tais como bombeamento
de água ou moagem de grãos.
A utilização de cata-ventos de múltiplas pás destinados ao bombeamento d’água
desenvolveu-se de forma efetiva, em diversos países, principalmente nas suas áreas
rurais. Acredita-se que desde a segunda metade do século XIX mais de 6 milhões de
cata-ventos já teriam sido fabricados e instalados somente nos Estados Unidos para o
bombeamento d’água em sedes de fazendas isoladas e para abastecimento de
bebedouros para o gado em pastagens extensas. Os cata-ventos de múltiplas pás foram
usados também em outras regiões como a Austrália, Rússia, África e América Latina. O
sistema se adaptou muito bem às condições rurais tendo em vista suas características
de fácil operação e manutenção. [2, 3]
8
As primeiras tentativas para tentar gerar eletricidade com este tipo de tecnologia
surgiram no final do século XIX. Nos Estados Unidos, a partir da década de 30,
começaram a se utilizar de pequenos aerogeradores para gerar eletricidade e carregar
baterias em áreas rurais, a fim de abastecer essas regiões isoladas [1]. Nesse sistema,
geralmente de duas ou três pás tipo hélices, a estas moviam um gerador de corrente
contínua através de uma caixa de multiplicação onde a energia era armazenada,
geralmente, em baterias para racionalizar sua utilização independente das flutuações
de regime de vento. Um dos projetos bem sucedidos foi o aerogerador Jacobs (fig. 1)
apresentando três pás, controle centrífugo de passo, diâmetro de 4,27 metros e pás de
madeira tipo hélice. Esse sistema fornecia 1kW elétrico para velocidade de 5,5 m/s,
representando respectivamente o consumo elétrico de uma residência típica e a
velocidade média de vento conhecida na época. [2, 4]
Figura 1 - Aerogerador Jacobs. [4]
A produção dessas máquinas de pequeno porte foi desativada gradualmente nas
décadas de 1950 e 1960, à medida que as redes de eletrificação passaram a dominar
o atendimento rural. [1]
9
Com o avanço da rede elétrica, foram feitas, também no início do século XX,
várias pesquisas para o aproveitamento da energia eólica em geração de grandes
blocos de energia. Um dos primeiros passos para o desenvolvimento de turbinas eólicas
de grande porte para aplicações elétricas foi dado na Rússia em 1931. O aerogerador
Balaclava (figura 2) era um modelo avançado de 100 kW conectado, por uma linha de
transmissão de 6,3 kV de 30 km, a uma usina termelétrica de 20 MW. [2]
Figura 2- Aerogerador Balaclava. [4]
Todos os projetos anteriores à década de setenta foram desativados devido aos
baixos preços do petróleo e à expansão da rede de energia elétrica gerada em usinas
hidrelétricas e termelétricas. Dentro das novas tecnologias também existia a perspectiva
de que a energia nuclear viesse a ser uma fonte segura e barata de geração de energia
elétrica. Nesse cenário, os projetos de aerogeradores se restringiam somente a estudos
acadêmicos sem nenhum grande interesse comercial. [2]
Ainda na década de setenta, os Estados Unidos iniciaram suas pesquisas com
modelos de eixo horizontal e também com modelos de eixo vertical. Uma das primeiras
atividades sob o Programa Federal de Energia Eólica de 1975 foi a cooperação da
Agência Americana de Energia (DOE) e da NASA no projeto de construção de um
10
modelo experimental de média escala e de eixo horizontal denominado de Mod-0.
Tratava-se de um aerogerador de 100 kW de potência nominal (com ventos, no eixo do
rotor, a 8 m/s), uma torre com 30,5 m e um rotor de 38,1 m de diâmetro. [2, 5]
Outros projetos foram implementados através da cooperação NASA-DOE, tais
como o projeto Mod-2 (2,5 MW de potência e diâmetro de 91,4 m) e o Mod-5B (figura
3), com 3,5 MW de potência e diâmetro de 100 m, implementado na Ilha de Oahu –
Hawaii em 1987. [2]
Figura 3 - Turbina eólica Mob-5B. [2]
Os alemães também desenvolveram modelos para fins de pesquisa no período
dos choques de alta dos preços do petróleo. Em 1982, construíram a maior turbina
eólica até então instalada: o GROWIAN (Grosse windenergie Anlage). Tratava-se de um
modelo que representava as mais altas tecnologias disponíveis até o momento. Uma
turbina era fixada em uma torre tubular flexível com 100 m de altura e 100 m de diâmetro
de rotor, com duas pás e capacidade de gerar 3.000 kW a ventos de 11.8 m/s. Mesmo
sendo um projeto de grande relevância para o aprendizado de grandes turbinas eólicas,
o funcionamento da turbina nunca foi satisfatório o que levou ao encerramento do
projeto após o período de testes [3]. Data também dessa época a turbina DEBRA
11
100kW, desenvolvida em conjunto entre os institutos de pesquisa aeroespacial do Brasil
e da Alemanha (DEBRA = DEutsche BRAsileira). [1]
Entretanto, foi a partir de experiências de estímulo ao mercado, realizadas na
Califórnia (década de 1980), Dinamarca e Alemanha (década de 1990), que o
aproveitamento eólio-elétrico atingiu escala de contribuição mais significativa ao sistema
elétrico, em termos de geração e economicidade. [1]
Como visto, o desenvolvimento de equipamentos para aproveitar a energia
contida nos ventos já vem de longa data, porém a sua utilização em larga escala para
geração de eletricidade no mundo só veio a ocorre de fato a partir do ano 1996 como
será visto a seguir.
1.2) EVOLUÇÃO DA ENERGIA EÓLICA NO MUNDO
Como citado anteriormente, a tecnologia de geração de eletricidade usando
turbinas eólicas já é conhecida há bastante tempo, porém somente a partir de 1996 é
que possível ver um crescimento significativo na evolução da capacidade instalada
global de geração de eletricidade. De fato, somente nos últimos dez anos a capacidade
instalada global cresceu aproximadamente oito vezes, atingindo em o total de 318.1 GW
em 2013, conforme é possível ver na figura 4. [6]
Figura 4 - Evolução da capacidade global de energia eólica entre 1996-2013. [6]
12
A partir da figura 5 é possível ver que a capacidade instalada adicionada no
mundo anualmente vinha crescendo desde 1996 e só teve uma queda considerável no
ano de 2013. De qualquer maneira, somente nos últimos 5 anos a média de capacidade
instalada adicionada por ano no mundo foi de 39.760 MW [6]. Isso mostra a velocidade
com o mundo vem expandindo a sua matriz de geração eólica.
Figura 5 - Capacidade global de energia eólica adicionada por ano entre 1996-2013 [6]
É fato que ainda há muita concentração da capacidade instalada global em
alguns poucos países como China, Estados Unidos e Alemanha, que juntos detém
quase 60% de toda a capacidade instalada no mundo. Como se pode ver na figura 6, a
China segue liderando o ranking dos países com maior capacidade instalada, com um
total de 91.2 GW. Os Estados Unidos ocupam a 2ª colocação no ranking seguido por
Alemanha, Espanha e Índia, único país em desenvolvimento na lista dos 10 maiores.
Somente esses dez maiores países, em termos de capacidade instalada de
energia eólica, representam 84.8% de todo o mercado global desse segmento. Esses
dados confirmam que, apesar da capacidade instalada de aerogeradores no mundo
estar crescendo de forma acelerada, em larga escala a tecnologia se concentra em
poucos países.
Em termos de crescimento anual, a China vem liderando o ranking mundial,
tendo somente em 2013 adicionado 16.100 MW de capacidade instalada ou 45.4% de
toda a capacidade adicionada no mundo durante aquele ano. Para se ter uma base de
comparação da agressividade chinesa em termos de expansão de energia eólica, o
13
número representa quase cinco vezes mais do que o adicionado pelo segundo colocado
do ranking, a Alemanha, com 3.238 MW.
O Brasil aparece em 7º lugar no ranking anual, tendo adicionado ao seu sistema
948 MW provenientes de parques eólicos somente no ano de 2013, representando 2.7%
do total adicionado globalmente no ano. Será visto no próximo tópico que o Brasil vem
expandindo de forma significativa o seu parque eólico ano após ano, incentivando cada
vez mais a tecnologia no país, com diversos complexos eólicos contratados nos últimos
leilões públicos e com previsão de crescimento elevada para os próximos anos. A
previsão para os próximos anos indica que a energia eólica deve se consolidar como
uma das principais fontes de geração de eletricidade no país, complementando a matriz
energética brasileira, cuja geração de base hoje se dá através de hidroelétricas
complementadas por térmicas.
Figura 6 - Maiores países em capacidade instalada acumulada de energia eólica. [6]
14
1.3) ENERGIA EÓLICA NO BRASIL
Como foi visto, o Brasil em 2013 alcançou uma posição de destaque entre os
países que mais expandiram naquele ano a sua capacidade de gerar energia elétrica
através do aproveitamento dos ventos. De fato, nos últimos anos, o país passou a
contratar energia eólica com mais frequência e com um volume considerável. A
introdução gradual dessa fonte em larga escala comercial na matriz brasileira teve
origem no ano de 2001, quando houve a crise energética que colocou o país em estado
de racionamento. Isso fez com que o país buscasse alternativas para complementar a
geração de base, predominantemente hidroelétrica até então.
Nos anos seguintes, o país investiu fortemente em usinas térmicas, que geram
energia a um custo bem mais alto e tem maior impacto ambiental em termos de
emissões de gases de efeito estufa, como uma forma rápida de implantar um sistema
que complementasse a geração de base em anos de hidrologia ruim. Desta forma, em
2013, a capacidade instalada de usinas termoelétricas atingiu 36.9 GW. Além disso, nos
últimos cinco anos, a média de capacidade instalada adicionada atualmente deste tipo
de fonte foi de aproximadamente 2.8 GW, conforme se pode ver no gráfico da figura 7.
Figura 7 - Capacidade instalada de termoelétricas adicionada anualmente. [7]
15
O primeiro incentivo a geração eólica começou com a criação do PROEÓLICA –
Programa Emergencial de Energia Eólica, cujo objetivo era a contratação de 1.050 MW
de projetos de energia eólica até dezembro de 2003. O programa serviu de base pra
que o governo criasse outros programas que viriam a surgir mais adiante. [8]
Em seguida surgiu o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica, o PROINFA. O objetivo do programa, além de incentivar o desenvolvimento
das fontes renováveis na matriz brasileira, era abrir caminho para a fixação da indústria
de componentes e turbinas eólicas no país.
Contudo, somente ao final de 2009, quando ocorreu o Segundo Leilão de
Energia Reserva (LER), é que se deu o primeiro leilão de comercialização de energia
voltado exclusivamente para a fonte eólica. O LER tem como objetivo contratar energia
para ser utilizada, conforme a sua denominação, como reserva de Garantia Física ao
sistema elétrico de base. Este leilão surpreendeu o governo e a sociedade ao contratar
um volume de energia de 1,8 GW, muito além daquele que fora estimado. Esse leilão
demonstrou a viabilidade técnica e econômica da tecnologia no país, bem como o
interesse das empresas em investirem nessa fonte de geração.
O sucesso do 2º LER abriu portas para que novos leilões para energia eólica
fossem realizados. Em agosto de 2010 foram realizados o 3ºLER e o Leilão de Fontes
Alternativas (LFA) onde foram contratados mais 2 GW de fonte eólica. [8]
Esses leilões contemplavam diversas fontes renováveis competindo entre si para
negociar sua energia no leilão, mostrando que a tecnologia já tinha se desenvolvido no
país de forma com que os empreendimentos fossem competitivos com as outras fontes
de energia.
Já em 2011 ocorreram mais três leilões públicos, o 4º LER, o A-31 e o A-52 onde
a fonte eólica teve grande destaque ao negociar o total de 2,9 GW naquele ano. No ano
seguinte, em dezembro de 2012, ocorreu o leilão A-5, que contratou energia para início
16
de suprimento em 2017. Neste leilão foram contratados 281,9 MW de energia eólica.
Além dos programas do governo e dos leilões em mercado regulado, a fonte eólica
também comercializa sua energia, em uma escala menor, no mercado livre onde as
condições contratuais são livremente negociadas entre as contrapartes.
Em agosto de 2013 ocorreu um Leilão de Energia de Reserva voltado
exclusivamente para a fonte eólica, que terminou com a contratação de 66
empreendimentos que totalizaram 1.505 MW, a um preço médio de venda de R$
110,51/MWh, evidenciando mais uma vez a competitividade da fonte. [10]
A fonte eólica só voltou a participar de leilão naquele ano quando ocorreu o 2º
Leilão de Energia A-5 de 2013, cujo resultado foi a contratação de 97 projetos que
totalizaram 2.338 MW de energia eólica, a um preço médio de R$ 119,03/MWh, com a
tecnologia eólica competindo diretamente com as outras fontes, como Pequenas
Centrais Hidrelétricas (PCHs) e usinas termoelétricas movidas a biomassa. [10]
Em 2014, no primeiro leilão de energia nova do ano, o Leilão A-3/2014, foram
contratados o total de 21 empreendimentos de fonte eólica que totalizaram 551 MW de
capacidade instalada [10]. Com relação ao PROINFA, em abril de 2014, o Brasil
registrava 965 MW de capacidade instalada contratada através do programa [9]. A figura
8 mostra a evolução da capacidade instalada de energia eólica adicionada anualmente
no Brasil.
17
Figura 8 - Capacidade instalada de energia eólica adicionada anualmente no Brasil. [7]
Como resultado do que foi exposto acima, e com a entrada em operação de
novos parques eólicos no início de 2014, em abril deste ano, o Brasil registrava 158
parques eólicos em operação que totalizavam 3,3 GW de capacidade instalada, com
garantia física de 856 MW médios [11]. A capacidade instalada das usinas eólicas
associada à energia comercializada nos leilões do ACR (Ambiente de Comércio
Regulado) correspondeu a 52% do total de 3.319 MW, enquanto os montantes
associados à energia comercializada no PROINFA e no ACL (Ambiente de Comércio
Livre) representaram 29% e 19%, respectivamente. [9]
Na figura 9 é possível ver a distribuição da capacidade instalada por unidade da
federação em abril de 2014.
18
Figura 9 – Capacidade instalada brasileira de energia eólica por unidade federativa. [9]
Os Estados do Rio Grande do Norte, Ceará, Rio Grande do Sul, Bahia e Santa
Catarina são os que apresentam a maior capacidade instalada em operação comercial,
respectivamente. Além disso, no Brasil existem 120 parques eólicos em construção,
totalizando 3.197 MW de capacidade instalada. Esses parques eólicos representam
16.2% de toda a capacidade instalada em construção no Brasil.
Além disso, existem outros 264 parques eólicos outorgados, que totalizam uma
capacidade instalada de 6.462 MW. Os projetos eólicos outorgados representam 37.8%
de toda a capacidade instalada outorgada no país. Se somadas, o país irá adicionar
9.659 MW de energia eólica à rede nos próximos anos, o que representa atualmente,
aproximadamente 7,5% da capacidade instalada total de geração de eletricidade no
Brasil. [11]
UF
Capacidade
Instalada
(MW)
Quantidade
Usinas
Geração
(MWmed)
Fator de
Capacidade
Médio
RN 1158 40 272 0.24
CE 935 29 146 0.16
RS 598 21 166 0.28
BA 233 8 72 0.31
SC 222 10 48 0.22
PB 59 12 10 0.17
SE 35 1 6 0.16
RJ 28 1 4 0.15
PE 21 5 5 0.22
PI 18 1 3 0.14
PR 12 2 3 0.22
Total 3319 130 735 0.22
19
2) FUNDAMENTOS DE TURBINAS EÓLICAS
2.1) CARACTERÍSTICAS GERAIS
Turbinas eólicas ou aerogeradores são equipamentos que se utilizam da energia
cinética contida no vento para gerar energia elétrica. Os aerogeradores normalmente
são classificados por sua construção em dois tipos: de eixo horizontal, mais conhecido
como HAWT (Horizontal Axis Wind Turbine), e de eixo vertical, mais conhecido por
VAWT (Vertical Axis Wind Turbine). Para ambas as configurações, os principais
componentes de modo geral são:
Estrutura
Rotor
Eixo principal
Caixa multiplicadora
Gerador
Os aerogeradores também podem ser classificados pela potência a eles
associada:
Pequeno porte (< 50kW)
Médio porte (> 50kW e < 1MW)
Grande porte (> 1MW)
Além disso, também há a classificação por número de pás:
Monopá (uma pá)
Bipás (duas pás)
Tripás (três pás)
Multipás (quatro ou mais pás)
20
Por último, também existe a classificação da posição do rotor em relação ao
vento, porém essa classificação só se aplica a turbinas de eixo horizontal:
Downwind, quando o vento incide pela parte de trás do rotor
Upwind, quando o vento incide pela parte da frente do rotor
Os modelos Downwind apresentam a vantagem de não precisarem de
mecanismo de correção da guinada (Yaw) para que a turbina esteja sempre no melhor
ângulo para receber o vento incidente. Entretanto, os aerogeradores Upwind são mais
largamente utilizados, estando consagrados na indústria mundial.
O princípio de funcionamento de todos os modelos, de um modo geral, é o
mesmo. Parte da energia cinética dos ventos é transformada em energia cinética de
rotação no rotor, que transmite o movimento através do eixo para a caixa multiplicadora,
que então ajusta o giro para que a rotação na entrada do gerador seja a adequada para
a geração de eletricidade naquele equipamento. Entretanto, existem projetos que não
se utilizam de caixa multiplicadora, acoplando o eixo do rotor diretamente ao gerador.
Figura 10 - Curva típica de potência de turbinas eólicas. [1]
Na figura 10 pode-se ver uma curva típica de um aerogerador, a curva de
potência. Como se pode ver, a partir de uma determinada velocidade o aerogerador
começa a produzir energia até que, quando atinge a velocidade de vento de projeto, o
21
equipamento produz a sua potência de projeto. Para determinadas velocidades acima
da velocidade de vento para o qual a turbina foi projetada, deve haver um freio para
impedir que os equipamentos se danifiquem por conta da alta velocidade do vento, como
se pode ver na figura 10. Esse freio é tanto para conter rajadas quanto para fazer
paradas de manutenção. No próximo tópico serão vistas as principais características
dos aerogeradores de eixo vertical e horizontal, respectivamente.
2.2) TURBINA EÓLICA DE EIXO VERTICAL (VAWT)
Em geral, os rotores de eixo vertical têm a vantagem de não necessitarem de
mecanismos de acompanhamento para variações da direção do vento, o que reduz a
complexidade do projeto e os esforços devido às forças de Coriolis. Os rotores de eixo
vertical também podem ser movidos por forças de sustentação (lift) e por forças de
arrasto (drag). Os principais tipos de rotores de eixo vertical são Darrieus, Savonius e
turbinas com torre de vórtices. Os rotores do tipo Darrieus são movidos por forças de
sustentação e constituem-se de lâminas curvas (duas ou três) de perfil aerodinâmico,
atadas pelas duas pontas ao eixo vertical. [12]
Figura 11 - Turbina eólica de eixo vertical tipo Darrieus.
22
A turbina eólica do tipo Savonius é movida por forças de arrasto e consistem em
duas ou três conchas. Olhando de cima para uma turbina de duas conchas ela tem o
formato da letra “s” e, por causa da sua curvatura, as conchas sofrem menos arrasto
quando se movem contra o vento do que quando se movem a favor do vento. Essa
diferença na força de arrasto gera um momento binário que faz a turbina girar. Por serem
tubinas de arrasto, as turbinas tipo Savonius extraem muito menos da potência do vento
quando comparadas com turbinas de tamanho similar movidas por força de sustentação.
Figura 12 - Desenho esquemático de turbina de eixo vertical tipo Savonius.
Existem também as turbinas eólicas do tipo Giromill, que são similares às
turbinas tipo Darrieus, porém neste caso as lâminas curvas são substituídas por lâminas
retas e verticais conectadas ao eixo central por suportes horizontais. [12]
23
Figura 13 - Turbina eólica de eixo vertical tipo Giromill. [12]
As principais vantagens de turbinas de eixo vertical são:
Maior facilidade de manutenção, devido ao gerador e a caixa
multiplicadora serem instalados no solo, gerando também menos
esforços na estrutura
Não necessitam de equipamentos que ajustem a turbina com a direção
do vento, diminuindo os custos de produção, transporte, montagem e
manutenção
Normalmente apresentam menor ruído que as turbinas de eixo horizontal
São mais adequadas para ambientes com maior turbulência
As principais desvantagens de turbinas de eixo vertical são:
Apresentam menor eficiência do que turbinas de eixo horizontal para uma
mesma velocidade de vento
Por serem colocadas normalmente a baixas altitudes, não conseguem
aproveitar ventos mais intensos
24
Cargas aerodinâmicas cíclicas, induzindo fadiga ou mesmo a destruição
das pás
Maior área de pás que as turbinas de eixo horizontal para uma mesma
potência
Normalmente requer sistema de arranque
2.3) TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL (HAWT)
Os rotores de eixo horizontal são os mais comuns, e grande parte da experiência
mundial está voltada para a sua utilização. São movidos por forças aerodinâmicas
chamadas de forças de sustentação (lift) e forças de arrasto (drag). Ambas são
proporcionais ao quadrado da velocidade relativa do vento incidente. Adicionalmente,
as forças de sustentação dependem da geometria do corpo e do ângulo de ataque
(formado entre a velocidade relativa do vento e o eixo do corpo). [12]
Os rotores que giram predominantemente sob o efeito de forças de sustentação
permitem liberar muito mais potência do que aqueles que giram sob efeito de forças de
arrasto, para uma mesma velocidade de vento. Os rotores de eixo horizontal ao longo
do vento (aerogeradores convencionais) são predominantemente movidos por forças de
sustentação e devem possuir mecanismos capazes de permitir que o disco varrido pelas
pás esteja sempre em posição perpendicular ao vento. Tais rotores podem ser
constituídos de uma pá e contrapeso, duas pás, três pás ou múltiplas pás.
Construtivamente, as pás podem ter as mais variadas formas e empregar os mais
variados materiais. Em geral, utilizam-se pás rígidas de madeira, alumínio ou fibra de
vidro reforçada. [12]
25
Figura 14 - Exemplo de aerogerador de eixo horizontal moderno. [12]
Quanto à posição do rotor em relação à torre, conforme já comentado neste
trabalho, o disco varrido pelas pás pode estar a jusante do vento (downwind) ou a
montante do vento (upwind). Sistemas a montante do vento necessitam de mecanismos
de orientação do rotor com o fluxo de vento, enquanto nos sistemas a jusante do vento,
a orientação realiza-se automaticamente. Os rotores mais utilizados para geração de
energia elétrica são os de eixo horizontal do tipo hélice, normalmente compostos de 3
pás ou em alguns casos (velocidades médias muito altas e possibilidade de geração de
maior ruído acústico) 1 ou 2 pás. [12]
Uma vantagem das turbinas de eixo horizontal é a capacidade de se construir
grandes parques eólicos com turbinas posicionadas de uma forma relativamente
compacta, sem afetar significativamente o desempenho de cada uma. A figura 15
26
mostra a configuração típica do espaçamento entre turbinas em um parque eólico, em
função do diâmetro D da turbina:
Figura 15 - Parâmetros de localização de turbinas em um parque eólico. [1]
Os principais componentes de uma turbina eólica de eixo horizontal estão
listados na figura a seguir:
Figura 16 - Principais componentes de uma turbina eólica de eixo horizontal. [12]
27
Existem três configurações possíveis: multiplicador e gerador alinhados,
multiplicador e gerador em níveis diferentes, e sem multiplicador, isto é, com um gerador
que funciona com baixas rotações.
A Nacele é a carcaça que fica montada sobre a torre, onde se situam o gerador,
o multiplicador de velocidades (quando utilizado), todo o sistema eletrônico de controle,
de medição do vento e motores para rotação do sistema para o melhor posicionamento
em relação ao vento (controles de passo e de guinada, Pitch e Yaw, respectivamente).
As pás são responsáveis pela transformação da energia cinética contida no
vento em energia mecânica de rotação. Através do seu perfil aerodinâmico, esta cria
forças de arrasto e sustentação que atuam gerando o torque no rotor. Em seguida, o
torque é transmitido ao cubo, e consequentemente ao eixo principal.
O eixo principal tem a função de transferir a potência do rotor para o gerador
elétrico. Isso pode ser feito através de uma caixa multiplicadora, que irá ajustar a rotação
do eixo de entrada do gerador. No entanto, existem projetos em que se dispensa o uso
de caixas multiplicadores, acoplando o eixo principal diretamente a um gerador elétrico,
normalmente multipolos de baixa velocidade e grandes dimensões.
O gerador elétrico é o equipamento responsável por gerar energia elétrica se
utilizando da energia mecânica contida no seu eixo de entrada. As tecnologias de
fabricação de motores elétricos e geradores estão relativamente dominadas e os
principais problemas acontecem na integração desses geradores com o sistema de
conversão. Entre esses problemas estão:
Variações na velocidade do vento e consequentemente, no torque de
entrada
Requisito de frequência e tensão constante para a energia elétrica
produzida ser injetada na rede de forma adequada
28
Dificuldade de instalação, operação e manutenção devido principalmente
ao isolamento geográfico dos sistemas eólicos, sejam grandes parques,
mas principalmente equipamentos de pequeno porte
A torre é o elemento estrutural responsável por sustentar e posicionar o rotor na
altura adequada para a qual ele foi projetado. Ela é quem suporta todo o peso dos
equipamentos suspensos. Geralmente são feitas de tubos de aço ou concreto, podendo
também ser auxiliadas por cabos tensores.
Adicionalmente aos elementos citados anteriormente, existem os freios, que são
utilizados para controlar a rotação do eixo em condições críticas, tais como velocidades
de vento superiores à velocidade nominal projetada e rajadas de vento. Além disso,
serve para manter o rotor parado para manutenção.
29
3) PROTÓTIPO DE AEROGERADOR DE EIXO HORIZONTAL
3.1) RESUMO DO PROJETO
O protótipo que foi projetado neste trabalho partiu de requisitos pré-
estabelecidos dos principais parâmetros operacionais. Esses parâmetros estão listados
a seguir:
Velocidade do vento de projeto = 8𝑚/𝑠
Diâmetro do rotor = 3𝑚
Altura da torre = 10𝑚
Número de pás do rotor = 3
De posse dos dados iniciais foi possível iniciar a modelagem desde a potência
disponível no vento, da potência aproveitável pela turbina, do perfil das pás do rotor até
as forças aerodinâmicas envolvidas, o torque e o empuxo gerado pelo rotor.
Após os cálculos preliminares, foi feito o dimensionamento dos componentes
mecânicos como um todo, tais como as pás do rotor, a arvore de potência, o
multiplicador de velocidades, bem como os mancais de rolamento, a estrutura, a torre
da turbina, entre outros. Todos os componentes do protótipo foram modelados em
software específico de desenho tridimensional.
Nas próximas seções desse capítulo serão apresentados os procedimentos de
cálculo e dimensionamento dos principais componentes do projeto. No apêndice A serão
apresentados os desenhos técnicos do conjunto mecânico. Na figura 17 é possível ver
em uma ilustração do protótipo projetado.
30
Figura 17 - Ilustração tridimensional do protótipo de aerogerador.
3.2) CÁLCULO DA POTÊNCIA DISPONÍVEL NO VENTO
O projeto se inicia com o cálculo da potência disponível no vento. Esse é um
parâmetro fundamental para se determinar a potência máxima disponível apenas como
função da área do rotor, da velocidade do vento incidente, da massa específica do ar.
Esses, por sua vez, são parâmetros iniciais do projeto e portanto tem-se:
𝑃𝑑𝑖𝑠𝑝 = 𝜌 ∗ 𝐴𝑣𝑎𝑟𝑟𝑖𝑑𝑎 ∗ 𝑉𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜
3
2
Ou ainda
𝑃𝑑𝑖𝑠𝑝 = 𝜌 ∗ 𝜋 ∗ 𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟
2 ∗ 𝑉𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜3
8
31
Onde:
𝑃𝑑𝑖𝑠𝑝 é a potência total disponível no vento
𝑉𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜 é a velocidade de projeto do vento incidente = 8 m/s
𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 é o diâmetro do rotor = 3 m
𝜌 é a densidade do ar = 1,225 𝑘𝑔/𝑚3
Então:
𝑃𝑑𝑖𝑠𝑝 = 2217 𝑊
3.3) O LIMITE DE BETZ E A POTÊNCIA REAL TEÓRICA EXTRAÍDA
Embora tenha sido calculada a potência nominal disponível no vento, essa não
leva em conta as perdas de eficiência na transmissão e nos equipamentos elétricos e
também, principalmente, o coeficiente de potência (Cp), que é a relação entre a potência
real e a potência nominal que pode ser extraída do vento.
𝐶𝑝 = 𝑃𝑟𝑒𝑎𝑙
𝑃𝑑𝑖𝑠𝑝
No início do século XX, o físico alemão chamado Albert Betz apresentou a
conclusão de que nenhuma turbina eólica pode ter um 𝐶𝑝 maior que 16/27, ou seja,
nenhuma turbina é capaz de converter mais do que 59.3% da energia cinética do
vento em energia mecânica no rotor. Essa conclusão é conhecida até os dias de hoje
como Limite de Betz ou a Lei de Betz. Este limite nada tem a ver com as ineficiências
no gerador mas sim na própria natureza das turbinas eólicas, como será visto a seguir.
O modelo de Betz se baseia na teoria da quantidade de movimento axial, que
basicamente consiste na passagem de ar por um tubo de corrente com um disco no
seu interior, sendo este o simulador de uma turbina. O tubo de corrente tem duas
seções transversais distintas e no local de transição de seção encontra-se o
disco/turbina que vai criar uma descontinuidade na pressão do ar. A teoria do disco
32
atuador fornece uma base lógica para demonstrar que a velocidade do escoamento no
rotor é diferente da velocidade de corrente livre. A representação esquemática da Lei
de Betz pode ser vista na figura 18:
Figura 18 - Representação esquemática da teoria do disco atuador. [12]
É possível descrever o limite de Betz intuitivamente. Os aerogeradores extraem
energia ao converter a energia cinética do vento em energia mecânica de rotação no
rotor. Essa transformação faz com que a energia cinética contida em uma massa de ar
seja menor ao passar pela turbina, e consequentemente, a velocidade do ar diminuía.
Então, para um aerogerador ser 100% eficiente, este precisaria provocar uma parada
total na massa de ar que está em movimento - mas nesse caso em vez de pás seria
necessária uma massa sólida cobrindo 100% da área de passagem e o rotor não
rodaria e não converteria a energia cinética em mecânica.
No outro extremo se tivéssemos uma turbina com apenas uma pá a maior parte
do vento passaria gerando pouco movimento nas pás e mantendo toda a energia
cinética do vento. Entre estes dois extremos existe um pico ou ponto máximo de
rendimento, que é o chamado Limite de Betz, conforme o próprio demonstrou em
1919.
33
Para determinarmos o coeficiente de potência 𝐶𝑝 precisamos utilizar o gráfico
que relaciona o coeficiente de solidez com o Tip Speed Ratio (TSR), que é a razão
entre a velocidade na ponta das pás do rotor, com a velocidade de projeto do vento
incidente.
𝑇𝑆𝑅 = 𝑤 ∗ (𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟)/2
𝑉𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜
Onde:
𝑇𝑆𝑅 é a razão entre a velocidade na ponta das pás e a
velocidade de projeto do vento
𝑤 é a velocidade angular do rotor (em rad/s)
𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 é o diâmetro do rotor = 3 m
𝑉𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜 é a velocidade de projeto do vento incidente = 8 m/s
Figura 19 - Gráfico típico que relaciona o coeficiente de solidez com o TSR.
O coeficiente de solidez é definido como a razão entre a área somada de todas
as pás do rotor dividido pela área molhada.
34
𝐶𝑆 = 𝑧 ∗ 𝐴𝑝á
𝐴𝑣𝑎𝑟𝑟𝑖𝑑𝑎
Onde:
𝐶𝑆 é o coeficiente de solidez
𝑧 é o número de pás do rotor = 3
𝐴𝑝á é a área da superfície de cada pá
𝐴𝑣𝑎𝑟𝑟𝑖𝑑𝑎 é a área varrida pelo rotor = 7,07 𝑚2
Uma abordagem possível para o problema é primeiro determinar o perfil do
aerofólio utilizado, determinando em seguida o comprimento da corda. Após o cálculo
do coeficiente de solidez pode-se estimar o TSR através do gráfico da figura 19. Em
seguida, pode-se utilizar o gráfico da figura 20 para se estimar o 𝐶𝑝 em função do TSR
e do tipo de turbina.
Figura 20 - Gráfico típico que relaciona o Cp e o TSR para alguns tipos de rotores. [13]
Essa foi a abordagem utilizada nesse trabalho, conforme será apresentado
com mais detalhes a seguir.
35
3.4) DETERMINAÇÃO DO PERFIL AERODINÂMICO DAS PÁS
Existem muitos tipos de aerofólio no mercado, cada família sendo mais
apropriado pra determinada aplicação. Neste projeto, foram seguidas as
recomendações do National Renewable Energy Laboratory (NREL) quanto ao perfil em
função do diâmetro do rotor. O NREL é um laboratório do governo norte-americano
situado no estado do Colorado, dedicado a pesquisa e desenvolvimento de tecnologias
de fontes renováveis, tais como a energia eólica e a solar. A figura 21 mostra a tabela
do NREL contendo a família de perfis de aerofólios desenvolvidos pelo laboratório.
Figura 21 - Tabela de aerofólios da família NREL. [14]
O perfil escolhido foi o S822 por ser o mais adequado para a faixa de parâmetros
do protótipo desenvolvido neste trabalho. Seguem adiante nas próximas figuras as
informações relevantes quanto ao perfil do aerofólio escolhido.
36
Figura 22 - Perfil do aerofólio S822 da família NREL. [14]
Figura 23 - Coeficiente de arrasto e de sustentação versus ângulo de ataque. [15]
Os gráficos anteriores são válidos para um número de Reynolds de 50.000.
Quando analisa-se um perfil de aerofólio, busca-se o ângulo de ataque tal que maximize
a relação entre o coeficiente de sustentação e o coeficiente de arrasto. Dessa forma,
dos dados do aerofólio apresentados anteriormente, tem-se que a relação entre o 𝐶𝐿
𝐶𝐷
máxima ocorre quando o ângulo de ataque for:
37
𝛼 = 9,5ᵒ
Os valores dos coeficientes de sustentação e arrasto para este ângulo são,
respectivamente:
𝐶𝐿 = 0,954
𝐶𝐷 = 0,034
Sabe-se que o número de Reynolds para um escoamento ao redor de um
aerofólio é dado por:
𝑅𝑒 = 𝑉𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜 ∗ 𝑐
𝜈
Onde:
𝑅𝑒 é o número de Reynolds do escoamento = 50.000
𝑉𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜é a velocidade do vento incidente = 8 m/s
𝑐 é o comprimento da corda do aerofólio em metros
𝜈 é a viscosidade cinemática do ar = 1,5 * 10-5 m2/s
Logo:
𝑐 = 0,094 𝑚 = 9,4 𝑐𝑚
É preciso agora determinar o comprimento da pá, a fim de calcular a área de
uma pá. A equação a seguir é usada para calcular o comprimento da pá:
𝐿𝑝á = 𝑅𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 − 𝑅𝑐𝑢𝑏𝑜
Define-se o raio do cubo como sendo:
𝑅𝑐𝑢𝑏𝑜 = 0,15 𝑚
Então:
𝐿𝑝á = 1,35 𝑚
38
Usualmente, o perfil da pá de um rotor varia com a distância ao centro do cubo
assim como o ângulo de torção, ambos a fim de otimizar a aerodinâmica das pás para
aumentar a eficiência do aerogerador. Entretanto, este é um estudo mais complexo e
foge ao escopo deste protótipo. Portanto, foi adotado um perfil de aerofólio constante
ao longo do comprimento da pá e sem ângulo de torção.
Logo, a área da pá pode ser calculada através da equação:
𝐴𝑝á = 𝑐 ∗ 𝐿𝑝á
Onde:
𝑐 é a corda calculada anteriormente = 0,094 m
𝐿𝑝á é o comprimento da pá calculado anteriormente = 1,35 m
Logo:
𝐴𝑝á = 0,127 𝑚2
3.5) CÁLCULO DA POTÊNCIA REAL TEÓRICA EXTRAÍDA
De posse da área da pá, pode-se calcular o coeficiente de solidez utilizando a
equação
𝐶𝑆 = 𝑧 ∗ 𝐴𝑝á
𝐴𝑣𝑎𝑟𝑟𝑖𝑑𝑎
E calculando com os dados determinados tem-se:
𝐶𝑆 = 0,054 = 5,4%
Então, através do gráfico da figura 19, pode-se estimar o TSR. Porém aqui
cabem algumas recomendações para a escolha do TSR encontradas na literatura [16].
Baixos valores de TSR normalmente são utilizados para aplicações que se requer altos
torques e baixa velocidade angular, tal como nos moinhos de vento, bombas e etc.
Valores entre 1 e 3 são considerados baixos. Além disso, esses baixos valores levam a
39
menores solicitações de origens centrífugas e aerodinâmicas. Os perfis de aerofólios
com TSR baixo são mais largos.
Já valores mais altos do TSR costumam ser utilizados em aplicações tal como a
geração de eletricidade com uma, duas ou múltiplas pás, pois esta aplicação não
necessita de alto torque mas sim de alto giro para que o gerador elétrico trabalho nas
suas condições ideais. No entanto, com altos valores de TSR as forças centrífugas e
aerodinâmicas se tornam mais críticas no projeto da pá. Outro problema associado a
altos valores de TSR é o ruído gerado pelo equipamento. Valores sugeridos na literatura
para o TSR de aerogeradores de eixo horizontal com 3 pás estão entre 3 e 7.
De posse do valor do CS, estima-se através do gráfico da figura 19 e das
considerações anteriores:
𝑇𝑆𝑅 = 5
Agora é possível estimar o coeficiente de performance através do gráfico da
figura 20. Portanto tem-se para este projeto:
𝐶𝑃 = 0,35
Levando em consideração o coeficiente de potência e as eficiências da caixa
multiplicadora e do conjunto elétrico, pode-se estimar a potência elétrica real que será
gerada através da equação a seguir:
𝑃𝑜𝑡𝑅𝑒𝑎𝑙 = 𝐶𝑃 ∗ 𝜂𝑚𝑢𝑙𝑡𝑖𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝑟 ∗ 𝜂𝑒𝑞.𝑒𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 ∗ 𝑃𝑜𝑡𝐷𝑖𝑠𝑝
Os valores estimados para as eficiências dos equipamentos são:
𝜂𝑚𝑢𝑙𝑡𝑖𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝑟 = 95%
𝜂𝑒𝑞.𝑒𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 = 88%
Então tem-se que a potência mecânica disponível na entrada do gerador é:
𝑃𝑜𝑡𝑀𝑒𝑐 𝑛𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 = 𝐶𝑃 ∗ 𝜂𝑚𝑢𝑙𝑡𝑖𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝑟 ∗ 𝑃𝑜𝑡𝐷𝑖𝑠𝑝 = 737 𝑊
40
E portanto, a potência real gerada estimada é dada por:
𝑃𝑜𝑡𝑅𝑒𝑎𝑙 = 𝑃𝑜𝑡𝑀𝑒𝑐 𝑛𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 ∗ 𝜂𝑒𝑞.𝑒𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 = 650 𝑊
3.6) CÁLCULO DAS FORÇAS AERODINÂMICAS ENVOLVIDAS
Para calcular as forças aerodinâmicas envolvidas na transformação da energia
cinética em energia mecânica, isto é, o torque produzido pela turbina e a respectiva
força de empuxo, tem-se primeiro que calcular as forças de sustentação e arrasto
produzidas pelo escoamento do ar ao redor do perfil da pá.
Para isso, tem que se levar em consideração a velocidade de vento incidente e
a velocidade na ponta da pá, para que se possa calcular o ângulo de escoamento, isto
é, o ângulo entre o vetor velocidade da ponta da pá e o vetor velocidade de vento
aparente. Este último é definido como a diferença vetorial entre o vetor velocidade do
vento incidente com o vetor velocidade na ponta das pás. As figuras 24 e 25 ilustram
(fora de escala) as definições dos ângulos e vetores envolvidos:
Figura 24 - Ângulos e vetores envolvidos.
41
Figura 25 - Forças de sustentação e arrasto decompostas
Onde:
𝑉𝑟𝑒𝑠é o vetor velocidade de vento aparente
𝑉𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜é o vetor velocidade do vento incidente
𝑉𝑡𝑎𝑛 é o vetor velocidade da ponta da pá
𝐹𝐿 é o vetor força de sustentação
𝐹𝐷 é o vetor força de arrasto
𝛷 é o ângulo de escoamento
𝛼 é o ângulo de ataque
𝛽 é o ângulo de passo
Para calcular a velocidade do vento aparente, primeiro é preciso calcular a
velocidade na ponta da pá, através da equação:
𝑉𝑡𝑎𝑛 = 𝑤 ∗ 𝑟
Onde r é o raio do rotor. Para calcular 𝑤 usa-se a relação:
42
𝑇𝑆𝑅 = 𝑤 ∗ (𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟)/2
𝑉𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜
Resolvendo a equação acima para 𝑤 com os dados do projeto tem-se:
𝑤 = 26.7𝑟𝑎𝑑
𝑠= 255 𝑟𝑝𝑚
Então temos também:
𝑉𝑝á = 40,0 𝑚/𝑠
Para calcular a velocidade do vento aparente, utiliza-se o teorema de Pitágoras:
𝑉𝑟𝑒𝑠 = √𝑉𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜2 + 𝑉𝑡𝑎𝑛
2
𝑉𝑟𝑒𝑠 = 40,8 𝑚/𝑠
Para calcular o ângulo de escoamento Φ utiliza-se a seguinte relação:
𝛷 = arctan (𝑉𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜
𝑉𝑡𝑎𝑛) = 11,3ᵒ
Sabe-se que:
𝛷 = α + β
α = 9,5ᵒ
Então tem-se:
β = 1,8ᵒ
Para calcular o torque e a força de empuxo no rotor, considera-se o perfil
aerodinâmico da pá constante ao longo do raio do rotor, conforme mencionado
anteriormente. Então, é possível calcular a força e o torque gerados através das
seguintes equações:
F =1
2∗ 𝜌 ∗ 𝑉𝑟𝑒𝑠
2 ∗ 𝑧 ∗ 𝑐 ∗ (𝐶𝐿 ∗ 𝑐𝑜𝑠𝛷 − 𝐶𝐷 ∗ 𝑠𝑒𝑛𝛷 ) ∗ (𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟
2−
𝐷𝑐𝑢𝑏𝑜
2)
43
T =1
4∗ 𝜌 ∗ 𝑉𝑟𝑒𝑠
2 ∗ 𝑧 ∗ 𝑐 ∗ (𝐶𝐿 ∗ 𝑠𝑒𝑛𝛷 − 𝐶𝐷 ∗ 𝑐𝑜𝑠𝛷 ) ∗ (𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟
2−
𝐷𝑐𝑢𝑏𝑜
2)
Onde:
𝜌 é a massa específica do ar = 1,225 𝑘𝑔/𝑚3
𝑉𝑟𝑒𝑠 é a velocidade do vento aparente = 40,8 m/s
𝑧 é o número de pás do rotor = 3
𝑐 é o comprimento da corda do aerofólio = 0,094m
𝐶𝐿 é o coeficiente de sustentação = 0,954
𝐶𝐷 é o coeficiente de arrasto = 0,034
𝛷 é o ângulo de escoamento = 11,3ᵒ
𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 é o diâmetro do rotor = 3,0 m
𝐷𝑐𝑢𝑏𝑜 é o diâmetro do cubo do rotor = = 0,3 m
Logo:
F = 359,4 N
T = 40,1 Nm
3.7) PÁS DO ROTOR
Considerando os seguintes parâmetros já definidos anteriormente:
Perfil aerodinâmico da pá do rotor; ver figura 22
Comprimento da corda do perfil da pá; 𝑐 = 0,094 m
Comprimento da pá do rotor; 𝐿𝑝á = 1,35 m
A pá do rotor foi modelada como tendo o perfil constante ao longo do raio e sem
torção. O material a ser utilizado em sua construção é o alumínio 6061 T6, muito
utilizado na indústria aeronáutica por ser um material leve e altamente resistente. O
perfil da pá será fabricado a partir da usinagem de uma barra maciça de alumínio através
de uma máquina de comando numérico.
44
. Além do perfil, será usinado na mesma barra o acoplamento que será
responsável pela união entre a pá e o cubo do rotor. O resultado é uma pá de alumínio
inteiriça, sendo ao mesmo tempo leve e resistente. A figura 26 apresenta o modelo em
três dimensões da pá modelado através de um programa de desenho tridimensional.
Figura 26 - Representação da pá do rotor em três dimensões.
3.8) CUBO DO ROTOR
O cubo será a peça responsável pela fixação das pás do rotor, bem como pela
transferência do movimento de rotação à arvore de potência principal. O acoplamento
com a árvore se dará através de uma chaveta paralela, que será descrita
posteriormente. O cubo é composto pela base e pela tampa, sendo cada pá fixada ao
mesmo através de quatro parafusos M10, porcas e arruelas. Ambas as partes do cubo
serão fabricadas em aço AISI 4340 temperado e revenido a 540 ᵒC, cujas propriedades
são descritas a seguir:
Resistência a tração; 𝑆𝑢,4340 = 1170 𝑀𝑃𝑎
Resistência ao escoamento; 𝑆𝑦,4340 = 1080 𝑀𝑃𝑎
Módulo de elasticidade; 𝐸4340 = 200 𝑀𝑃𝑎
45
Alongamento = 13%
Redução da área = 51%
Dureza = 360 𝐻𝐵
Massa específica; 𝜌 = 7850 𝐾𝑔/𝑚3
Além do acoplamento através da chaveta, a fixação longitudinal do cubo ao eixo
será feita através de porca e arruela tamanho M20, que serão rosqueadas na ponta do
eixo. As figuras a seguir ilustram a base e a tampa do cubo.
Figura 27 - Cubo do rotor projetado.
A tampa do cubo é fixada pelos mesmo parafusos M10 que passam pela pá,
sendo responsável por completar a fixação da pá a base. Existe uma espécie de “nariz”,
que é feito de chapa de aço e é soldado à tampa, com finalidade estética.
46
Figura 28 - Tampa do cubo do rotor.
3.9) ÁRVORE DE POTÊNCIA
A árvore de potência é o elemento responsável por transmitir o torque
proveniente do rotor até o eixo de entrada da caixa multiplicadora, que elevará o giro do
eixo de saída para que este alcance a velocidade necessária na entrada do gerador
elétrico. Além disso, também resistirá a ação do torque do freio. Ela estará apoiada em
dois mancais de rolamento, que serão descritos mais adiante. A árvore terá 30 mm em
seu diâmetro mínimo e será torneada a partir de uma barra cilíndrica de aço SAE 1020
laminado a frio. As propriedades do material são descritas a seguir: [18]
Resistência a ruptura; 𝑆𝑢,1020 = 470 𝑀𝑃𝑎
Resistência ao escoamento; 𝑆𝑦,1020 = 390 𝑀𝑃𝑎
Módulo de elasticidade; 𝐸1020 = 200 𝑀𝑃𝑎
Alongamento = 15%
Redução da área = 40%
Dureza = 131 𝐻𝐵
47
Massa específica; 𝜌 = 7.900 𝐾𝑔/𝑚3
A árvore é modelada como uma viga biapoiada sobre os mancais, com uma
carga concentrada agindo a uma pequena distância da ponta do eixo (60 mm), que
representa o peso de todos os componentes do rotor. A massa total calculada para o
rotor é de 35 𝐾𝑔, sendo o peso total 344 𝑁. As figuras a seguir mostram o diagrama de
corpo livre, e os diagramas de esforço cortante e momento fletor do eixo.
Figura 29 - Diagrama de corpo livre do eixo.
48
Figura 30 - Diagrama de esforço cortante do eixo.
Figura 31 - Diagrama de momento fletor do eixo.
49
Então, dos gráficos temos:
𝑅𝐴 = 559 𝑁
𝑅𝐵 = −215 𝑁
𝑉𝑚á𝑥 = 344 𝑁
𝑀𝑚á𝑥 = 43 𝑁𝑚
Para o cálculo do diâmetro mínimo considerando flexão variável combinada e
torção variável, temos:
𝑑𝑚𝑖𝑛3 =
16 ∗ 𝐹𝑆𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 ∗ √4 ∗ 𝑀𝑚á𝑥2 + 3 ∗ 𝑇𝑚á𝑥
2
𝜋 ∗ 𝑆𝑦,1020
Onde:
𝑑𝑚𝑖𝑛 é o diâmetro mínimo calculado
𝐹𝑆𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 é o fator de segurança adotado inicialmente = 3
𝑀𝑚á𝑥 é o momento fletor máximo = 43 𝑁𝑚
𝑇𝑚á𝑥 é o torque máximo vindo do freio selecionado (será visto em
detalhes mais adiante) = 80 𝑁𝑚
𝑆𝑦,1020 é a resistência ao escoamento do material = 390 𝑀𝑝𝑎
Logo, tem-se:
𝑑𝑚𝑖𝑛 = 18,6 𝑚𝑚
Apesar de ter sido calculado um diâmetro mínimo de 18,6 mm para um fator de
segurança inicial igual a 3, é preciso garantir um fator de segurança razoável para o eixo
também através do critério de falha por fadiga. Portanto, de maneira conservadora, será
adotado para o eixo o diâmetro mínimo de 30 mm a fim de garantir que o eixo não falhará
por fadiga, tendo dessa forma longa vida útil.
50
Então, para o cálculo do fator de segurança segundo o critério de falha por fadiga
resultante de carregamento variável, tem-se:
𝐹𝑆𝑓𝑎𝑑𝑖𝑔𝑎 =𝜋 ∗ 𝑑𝑝𝑟𝑜𝑝𝑜𝑠𝑡𝑜
3 ∗ 𝑘𝑎 ∗ 𝑘𝑏 ∗ 𝑘𝑐 ∗ 𝑘𝑑 ∗ 𝑘𝑒 ∗ 𝑘𝑓 ∗ 𝑆𝑒
16 ∗ √4 ∗ 𝑀𝑚á𝑥2 + 3 ∗ 𝑇𝑚á𝑥
2
Onde:
𝑑𝑝𝑟𝑜𝑝𝑜𝑠𝑡𝑜 é o diâmetro proposto = 30 𝑚𝑚
𝑘𝑎 é o fator de modificação de condição de superfície = 0,8832
𝑘𝑏 é o fator de modificação de tamanho = 0,8787
𝑘𝑐 é o fator de modificação de carga = 1
𝑘𝑑 é o fator de modificação de temperatura (T< 350 ᵒC) = 1
𝑘𝑒 é o fator para 99% de confiabilidade = 0.814
𝑘𝑓 é o fator de modificação por efeitos variados = 1
Sabe-se que:
𝑆𝑒 = 0,5 ∗ 𝑆𝑢,1020 = 235 𝑀𝑃𝑎
Então, temos:
𝐹𝑆𝑓𝑎𝑑𝑖𝑔𝑎 = 4,7
A figura a seguir ilustra o modelo em três dimensões do eixo modelado em
software de desenho tridimensional.
Figura 32 – Desenho esquem[atico do eixo projetado
51
3.10) CHAVETAS DA ÁRVORE DE POTÊNCIA
As chavetas são os elementos responsáveis pelo acoplamento dos elementos
que atuam no eixo, transmitindo o torque desses elementos ao eixo e vice-versa. O eixo
possuirá 3 chavetas, uma para o cubo do rotor, outra para o freio eletromagnético e mais
uma terceira para o acoplamento que unirá o eixo à caixa multiplicadora. As chavetas
serão fabricadas de aço SAE 1020 laminado a frio. As propriedades desse material
estão descritas no tópico anterior. Os cálculos apresentados a seguir são referentes a
chaveta do cubo do rotor. As chavetas projetadas seguem a norma NBR 6375. [18]
Cálculo do fator de segurança para compressão:
𝐹𝑆𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠ã𝑜 =𝑆𝑦,1020
𝜎
Onde:
𝑆𝑦,1020 é o limite de escoamento do material = 390 𝑀𝑃𝑎
𝜎 é a tensão de compressão; 𝜎 = 4∗𝑇𝑚á𝑥
𝑑𝑐∗𝑏𝑐∗𝐿𝑐= 30,5 𝑀𝑃𝑎
𝑑𝑐 é o diâmetro do eixo na seção da chaveta = 0,030 𝑚
𝑏𝑐 é a largura da seção da chaveta = 0,010 𝑚
𝐿𝑐 é o comprimento da chaveta = 0,030 𝑚
Logo:
𝐹𝑆𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠ã𝑜 = 11,0
Cálculo do fator de segurança para cisalhamento:
𝐹𝑆𝑐𝑖𝑠𝑎𝑙ℎ𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 =0,577 ∗ 𝑆𝑦,1020
𝜏
Onde:
𝜏 é a tensão de cisalhamento; 𝜏 = 2∗𝑇𝑚á𝑥
𝑑𝑐∗𝑏𝑐∗𝐿𝑐= 15,3 𝑀𝑃𝑎
52
Logo:
𝐹𝑆𝑐𝑖𝑠𝑎𝑙ℎ𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 = 12,7
3.11) FREIO
O freio é o elemento responsável por parar o rotor em caso de rajadas de vento
muito acima da velocidade de vento de projeto, bem como manter o rotor parado para
eventuais manutenções nos equipamentos. O freio selecionado é do fabricante Mayr,
modelo ROBA-quick tamanho 6, e funciona por atuação eletromagnética ligado a uma
fonte de 24V, sendo capaz de gerar um torque de até 80 N.m, ou seja, proporcionando
um fator de segurança igual a 2.
O freio ficará localizado entre os dois mancais, e será fixado em suporte
específico através de parafusos M6 à estrutura principal. As figuras a seguir apresentam
as principais propriedades do freio:
Figura 33 – Ilustração do freio selecionado.
53
Figura 34 - Desenho esquemático do freio selecionado.
Figura 35 - Propriedades do freio selecionado.
3.12) MANCAIS
Os mancais de rolamento são os elementos responsáveis por suportar toda a
carga do conjunto do rotor, bem como garantir um bom alinhamento para o eixo. Eles
serão fixados na estrutura através de suportes específicos.
Os mancais selecionados neste projeto são da marca japonesa SKF, modelo
SNL 509, cujos rolamentos são autocompensadores de rolos modelo 22209 EK. Este
54
tipo de rolamento permite que sejam compensados erros de alinhamento em eixos e
alojamentos ou até flexão do eixo, reduzindo a ocorrência de cargas não esperadas
sobre os mancais. As figuras 36 e 37 mostram detalhes dos mancais e dos rolamentos
selecionados.
Figura 36 - Detalhes do rolamento selecionado.
55
Figura 37 - Detalhes do mancal de rolamento selecionado.
3.13) ACOPLAMENTOS
Os acoplamentos são os elementos responsáveis por fazer a união entre a
árvore principal e o eixo de entrada da caixa multiplicadora, bem como entre o eixo de
saída da caixa multiplicadora e o eixo do gerador elétrico. Os acoplamentos escolhidos
são do fabricante Mayr, modelo ROBA-ES. Este modelo é um acoplamento flexível e foi
selecionado pois permite desalinhamento paralelo, angular e axial, além de ser de fácil
montagem e trabalhar a seco.
Os tamanhos selecionados foram o 24 e 28, por se adequarem as características
desse projeto. O acoplamento é fixado nos eixos através de chaveta, para transmissão
de torque, e um parafuso radial, a fim de restringir o movimento axial do eixo. A figura
56
38 ilustra o acoplamento selecionado. As principais características desse modelo são
descritas a seguir e na figura 39:
Absorve vibrações e choques, permite desalinhamento paralelo, angular
e axial
Tem grande elasticidade torcional e não dá origem a forças axiais
prejudiciais aos mancais
Apto para trabalhar em altas e baixas velocidades, em posição horizontal
e vertical
Não requer manutenção preventiva, nem lubrificação
Figura 38 – Ilustração do acoplamento selecionado
57
Figura 39 – Informações técnicas do acoplamento selecionado.
3.14) CAIXA MULTIPLICADORA DE VELOCIDADES
O variador de velocidades é o equipamento responsável por elevar o giro do eixo
principal até uma rotação mais alta, compatível com o necessário para o gerador elétrico
funcionar adequadamente. A carcaça do variador é formada por três partes: a base, o
meio e a tampa. Ela é fabricada em ferro fundido e feita dessa forma a fim de que os
eixos possam ser montados adequadamente. A base é fixa na estrutura por parafusos
M12 em um suporte especifico.
58
O variador de velocidades projetado é de dois estágios de redução iguais, de
2,65:1, sendo sua relação de transmissão total de aproximadamente 7:1, elevando a
rotação de 255 rpm para aproximadamente 1790 rpm. Como veremos mais adiante, o
gerador elétrico selecionado é um motor trifásico de 4 pólos de 1,1 kW, cuja potência
nominal se dá na rotação de 1800 rpm. Logo, essa relação de transmissão se mostrou
ideal pois permitiu um número de dentes inteiro tanto para a coroa quanto para o pinhão.
Além disso, ao adotar pares de engrenagens iguais, facilita-se a fabricação das
mesmas.
As engrenagens serão cilíndricas de dentes retos, com ângulo de pressão de
20°. Os dentes serão fabricados através de fresamento, com acabamento retificado. A
confiabilidade adotada é de 95%, a temperatura de trabalho é inferior a 120ᵒC e o ciclo
de vida maior que 108 ciclos. O coeficiente de segurança (CS) adotado é igual a 4.
O dimensionamento levará em consideração três critérios: critério da AGMA,
critério de falha por fadiga e critério de desgaste superficial.
Seja:
Número de dentes do pinhão (zp): 20
Número de dentes da coroa (zc): 53
Módulo da engrenagem (M): 1,5 mm
Ângulo de pressão (θp): 20ᵒ
Relação de Transmissão (i): 2,65:1
Potência do eixo: 𝑃𝑒 = 𝑇 ∗ 𝑤 = 1070 𝑊
Material das engrenagens: Aço 1030 Temperado e Revenido
o 𝑆𝑢𝑡 = 848 𝑀𝑃𝑎
o 𝑆𝑦 = 648 𝑀𝑃𝑎
o 𝐻𝐵 = 495
Da figura a seguir, estima-se o valor para o fator de forma J:
59
Figura 40 – Gráfico utilizado para estimar o fator de forma J.
CRITÉRIO DA AGMA
Do gráfico estima-se J = 0,325. Tem-se ainda:
𝑑𝑝1= 𝑚 ∗ 𝑧1 = 79,5 𝑚𝑚
𝑑𝑝2= 𝑚 ∗ 𝑧2 = 30𝑚𝑚
𝑝 = 𝜋∗𝑑𝑝
𝑧= 4,71 𝑚𝑚
𝑣 =𝑑𝑝
2∗ 𝑤 = 1,06 𝑚/𝑠
Carga transmitida: 𝑊𝑡 =𝑃𝑒
𝑣= 1010 𝑁
Fator dinâmico (dentes fresados): 𝐾𝑣 =50
50+√200∗𝑣= 0,77
𝜎𝑎𝑑𝑚 =𝑆𝑦
𝐶𝑆= 162 𝑀𝑃𝑎
Largura mínima do dente (F):
o 𝐹 = 𝑊𝑡
𝐾𝑣∗𝐽∗𝜎𝑎𝑑𝑚∗𝑚= 16,5 𝑚𝑚
60
Largura do dente escolhida: 𝐹𝑝 = 17 𝑚𝑚
𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴 = 𝑊𝑡
𝐾𝑣∗𝐽∗𝐹𝑝∗𝑚= 157,3 𝑀𝑃𝑎
Fator de Segurança: 𝐹𝑆 = 𝑆𝑢𝑡
𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴= 5,4
CRITÉRIO DE FALHA POR FADIGA
Fator de acabamento superficial (retificado) – Ka1
o a = 1,58
o 𝑏 = −0,085
o 𝐾𝑎1 = a ∗ [𝑆𝑢𝑡 ∗1
𝑀𝑃𝑎]
𝑏= 0,891
Fator de dimensão – 𝐾𝑏1 = 1
Fator de Confiabilidade (99%) - 𝐾𝑐1 = 0,814
Fator de temperatura (<350ᵒC) – 𝐾𝑑1 = 1
Fator de concentração de tensões (já incluído no fator de forma J) - 𝐾𝑒1 = 1
Fator de efeitos diversos - 𝐾𝑓1 =2
1+(700
𝑆𝑢𝑡)
= 1,10
Como 𝑆𝑢𝑡 < 1400 𝑀𝑃𝑎:
o 𝑆′𝑒 = 0,5 ∗ 𝑆𝑢𝑡 = 424 𝑀𝑃𝑎
Logo:
o 𝑆𝑒 = 𝐾𝑎1 ∗ 𝐾𝑏1 ∗ 𝐾𝑐1 ∗ 𝐾𝑑1 ∗ 𝐾𝑒1 ∗ 𝐾𝑓1 ∗ 𝑆′𝑒 = 337 𝑀𝑃𝑎
Então:
𝑛𝑔 =𝑆𝑒
𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴= 2,1
Para força motriz uniforme e máquina movida uniformemente:
Fator de correção de sobrecarga: 𝐾0 = 1
Para força montagem acurada e largura do dente F < 50 mm:
Fator de distribuição de carga no dente: 𝐾𝑚 = 1,13
61
Então:
𝑛 =𝑛𝑔
𝐾0∗𝐾𝑚= 1,8
Coeficiente de segurança estático: 𝐶𝑆𝑒𝑠𝑡 =𝑆𝑦
𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴∗𝐾0∗𝐾𝑚= 4,6
Coeficiente de segurança dinâmico: 𝐶𝑆𝑑𝑖𝑛 =2∗𝑆𝑒∗𝑆𝑢𝑡
(𝑆𝑒+𝑆𝑢𝑡)∗𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴∗𝐾0∗𝐾𝑚= 2,6
CRITÉRIO DESGASTE SUPERFICIAL DA ENGRENAGEM
Resistencia ao desgaste superficial – Sc (para vida de até 108 ciclos)
o 𝑆𝑐 = (2,76 ∗ 𝐻𝐵 − 70) = 1296 𝑀𝑃𝑎
Fator de relação de durezas - 𝐶𝐻 = 1
Fator de Temperatura - 𝐶𝑇 = 1
Fator de Confiabilidade - 𝐶𝑅 = 0,8
Fator de Correção para a vida - 𝐶𝐿 = 1
𝑆𝐻 = 𝑆𝑐 ∗𝐶𝐿∗𝐶𝐻
𝐶𝑇∗𝐶𝑅= 1620 𝑀𝑃𝑎
𝑛𝑔 =𝑆𝐻
𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴= 10,3
𝑛 =𝑛𝑔
𝐾0∗𝐾𝑚= 8,8
DIMENSIONAMENTO DOS EIXOS DO VARIADOR
Os eixos do variador foram dimensionados seguindo os mesmos critérios
aplicados no dimensionamento da árvore de potência principal do rotor.
Resumidamente, baseado na carga transmitida pelas engrenagens, e a distância
entre os rolamentos de cada eixo, calcula-se o momento fletor máximo em cada
eixo, e consequentemente as tensões atuantes. Então se aplica o Critério de
Soderberg para calcular o diâmetro mínimo em cada eixo. A partir disso, define-se
o diâmetro mínimo escolhido para cada eixo.
62
O eixo de entrada do variador possui engrenagem acoplada por chaveta. Os
eixos intermediário e de saída possuem o pinhão usinados diretamente no eixo, de
forma que eles sejam inteiriços. No eixo intermediário a coroa é fixada através de
chaveta. Todos os rolamentos são fixados por anéis elásticos.
Ambos os eixos de entrada e saída possuem vedação em suas saídas da
carcaça. As extremidades dos eixos possuem chavetas que foram dimensionadas
seguindo os mesmos procedimentos descritos anteriormente no dimensionamento
da chaveta da árvore principal. Os anéis elásticos e os rasgos nos eixos foram
dimensionados de acordo com as figuras a seguir:
Figura 41 – Dimensões geométricas de anel elástico.
Figura 42 – Dados técnicos dos anéis elásticos utilizados.
63
Os diâmetros críticos, no acoplamento das engrenagens, são:
Eixo de entrada – 𝑑𝑐,𝑒 = 32𝑚𝑚
Eixo intermediário – 𝑑𝑐,𝑖 = 25 𝑚𝑚
Eixo de saída – 𝑑𝑐,𝑠 = 20 𝑚𝑚
Os diâmetros mínimos dimensionados são:
Eixo de entrada – 𝑑𝑚𝑖𝑛,𝑒 = 25 𝑚𝑚
Eixos intermediário e saída – 𝑑𝑚𝑖𝑛,𝑖 & 𝑠 = 15 𝑚𝑚
SELEÇÃO DOS ROLAMENTOS DO VARIADOR
Foram selecionados rolamentos de esferas rígidas de acordo com o tamanho
dos eixos de entrada e saída do variador. Os rolamentos são da marca SKF modelos
6205-2RSL e 6002. Os mancais da caixa do variador foram dimensionados em
função dos rolamentos escolhidos, de forma a acomodá-los perfeitamente. A figura
44 apresenta os dados técnicos dos rolamentos selecionados.
64
Figura 43 – Dados técnicos dos rolamentos selecionados para o variador.
3.15) GERADOR ELÉTRICO
O gerador elétrico é o equipamento responsável por transformar a energia
mecânica de rotação do eixo em energia elétrica. Para este projeto foi selecionado um
motor trifásico da marca WEG, de baixa tensão e altíssimo rendimento para atuar como
gerador de eletricidade.
O modelo selecionado é o W22 Quattro de 4 pólos, 1,1 kW, 220V, cuja rotação
nominal se dá a 1800 rpm. Sua construção é feita em uma carcaça compacta
padronizada L80. Este modelo é o de mais alto rendimento da fabricante, como será
65
mostrado a seguir. As figuras a seguir apresentam as principais características do motor
elétrico selecionado:
Figura 44 – Comparação de rendimento entre os modelos do fabricante.
Figura 45 – Principais características do motor elétrico selecionado.
66
Figura 46 - Detalhes geométricos do motor elétrico selecionado.
Figura 47 - Características geométricas do motor elétrico selecionado.
3.16) ESTRUTURA
A estrutura é o componente responsável por suportar todo o peso dos
equipamentos, bem como todos os esforços gerados pelos mesmos. Ela foi projetada
toda em tubos retangulares de aço de 70 x 40 mm, e chapas de aço de 5 e 8 mm
dobradas para formarem suportes para fixação dos componentes.
67
A estrutura é composta por dois tubos longitudinais com tubos transversais
soldados nos pontos onde serão fixados os componentes. As chapas dobradas são
soldadas transversalmente e servem como suporte para parafusar os componentes.
Uma outra peça também de aço é soldada na parte inferior da estrutura para
servir como base de fixação no sistema de guinada do aerogerador, que será descrito
mais detalhadamente posteriormente. Uma ilustração em três dimensões da estrutura
projetada pode ser vista na figura a seguir.
Figura 48 – Ilustração da estrutura projetada indicando a fixação dos componentes.
3.17) NACELE
A nacele é a carcaça do aerogerador e não tem qualquer função estrutural. Ela
funciona tão somente como proteção aos efeitos diretos do meio ambiente. Ela será
fabricada de fibra de vidro, por ser um material leve e bastante resistente aos efeitos
climáticos. Vedações de silicone são aplicadas tanto no furo da árvore principal, quanto
no rasgo da cauda.
A nacele está dividida em duas partes, a base e a tampa, que possuem encaixes
através de rasgo e saliência. A base é reforçada no fundo e possui furos de tamanho
M12 para fixação no sistema de guinada. A figura a seguir ilustra em três dimensões a
nacele projetada.
68
Figura 49 – Ilustração tridimensional da nacele projetada.
.
3.18) CAUDA
A cauda é o componente responsável por impulsionar o sistema de guinada
(yaw) do aerogerador, com o objetivo de manter o rotor sempre na direção que maximize
a sua eficiência, ou seja, perpendicular à direção do vento incidente. Este sistema é
passivo e o próprio vento faz o alinhamento do aerogerador. Ele é composto por uma
chapa de alumínio em formato de cauda, um tubo de alumínio de perfil retangular onde
a chapa é parafusada, e um suporte especifico onde o tubo será parafusado.
Este suporte especifico é fixado dentro do tubo da estrutura, na parte de trás da
mesma, através de parafusos
Segundo recomendação encontrada em sítio específico de debates sobre
turbinas eólicas, Windy Nation [19], o dimensionamento da cauda deve levar em conta
principalmente dois fatores. O primeiro é a distância do centro do rolamento da base da
nacele até 1/3 da corda da cauda, conforme é mostrado na figura a seguir.
69
Figura 50 – Recomendação sobre parâmetros do dimensionamento da cauda. [19]
A recomendação é que seja utilizado o fator de 60% do diâmetro do rotor como
o comprimento L descrito. Desta forma, temos que:
𝐿 = 60% ∗ 𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = 1,8 𝑚
O segundo fator a ser levado em consideração é a área da cauda. A figura a
seguir mostra recomendações de valores para a área de cauda em relação a área
molhada total do aerogerador.
Figura 51 –Percentual da área de cauda em função da área molhada. [19]
A recomendação mínima é de 5% de área de cauda em relação a área molhada.
Então, a área de cauda é dada por:
70
𝐴𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎 = 5% ∗ 𝐴𝑚𝑜𝑙ℎ𝑎𝑑𝑎 = 5% ∗𝜋 ∗ 𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟
2
4= 0,35 𝑚2
Desta forma foi projetada uma cauda com o formato específico com área
calculada em 0,354 𝑚2. A figura a seguir ilustra o modelo em três dimensões da cauda
projetada.
Figura 52 – Ilustração tridimensional da cauda projetada.
3.19) TORRE
A torre é o componente responsável por suportar o peso de todo o equipamento
suspenso. Além disso, em seu topo é montado o sistema de guinada da nacele. A torre
será feita de tubos de aço ST-52 de 153 mm de diâmetro externo e 8 mm de parede.
Ela será dividida em duas partes de 4,9m conectados por flange através de parafusos,
totalizando 9,8m de altura. O sistema de guinada, descrito mais adiante, terá 0,2 m de
altura. Logo, no total a torre terá 10m, conforme pré-requisito do projeto.
A torre e o aerogerador serão içados através de guindastes. Uma fundação de
concreto será usada para fixar uma base que será parafusada e soldada no flange do
tubo inferior. O sistema de guinada é montado no tubo superior da torre ainda no solo.
71
Após a fixação do tubo inferior, a parte superior – onde foi montado o sistema de guinada
– é içada e parafusada no tubo inferior. Em seguida, o aerogerador montado é içado e
parafusado no sistema de guinada, completando a montagem.
A massa total suspensa calculada é de 165 kg. A torre será modelada em seu
estado mais crítico, considerando uma velocidade de vento incidente de 24 m/s, isto é,
de três vezes a velocidade de projeto, agindo sobre o rotor e sua área longitudinal. A
torre será considerada como uma viga engastada na horizontal com a força de pressão
do vento agindo sobre sua área longitudinal e com a força de empuxo do rotor atuando
juntas de forma concentrada na ponta livre do tubo.
O tubo será fabricado com aço ST-52, cujas propriedades são descritas a seguir:
Figura 53 – Propriedades do material do tubo selecionado.
As figuras a seguir mostram o diagrama de corpo livre e os diagramas de esforço
cortante e momento fletor do tubo modelado como viga.
72
Figura 54 – Diagrama de corpo livre do tubo atuando como viga.
Figura 55 – Diagrama de esforço cortante no tubo atuando como viga.
73
Figura 56 – Diagrama de momento fletor no tubo atuando como viga.
Então tem-se:
𝑉𝑚á𝑥 = 1.616 𝑁
𝑀𝑚á𝑥 = 16.160 𝑁𝑚
𝜎 =𝑀𝑚á𝑥 ∗
𝐷𝑡𝑢𝑏𝑜2
𝐼𝑡𝑢𝑏𝑜= 128,2 𝑀𝑃𝑎
𝜏 =2 ∗ 𝑉𝑚á𝑥
𝐴= 0,554 𝑀𝑃𝑎
𝜎𝑉𝑜𝑛 𝑀𝑖𝑠𝑒𝑠 ≅ 𝜎 = 128,2 𝑀𝑃𝑎
𝐹𝑆 = 𝑆𝑦
𝜎𝑉𝑜𝑛 𝑀𝑖𝑠𝑒𝑠= 2,7
Onde:
𝑉𝑚á𝑥 é o esforço cortante máximo
𝑀𝑚á𝑥 é o momento fletor máximo
74
𝐷𝑡𝑢𝑏𝑜 é o diâmetro externo do tubo
𝐼𝑡𝑢𝑏𝑜 é o momento de inércia do tubo
𝐹𝑆 é o fator de segurança calculado
𝑆𝑦 é o limite de escoamento do material
𝜎𝑉𝑜𝑛 𝑀𝑖𝑠𝑒𝑠 é a tensão de Von Mises calculada
A carga crítica de flambagem é dada por:
𝑃𝑐𝑟 = 𝜋2 ∗ 𝐸𝑡𝑢𝑏𝑜 ∗ 𝐼𝑡𝑢𝑏𝑜
4 ∗ ℎ𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒2 = 48,6 𝑘𝑁
Onde:
𝑃𝑐𝑟 = é a carga crítica de flambagem
𝐸𝑡𝑢𝑏𝑜 é a espessura do tubo = 8 mm
ℎ𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 é a altura da torre = 10 m
Desta forma, o fator de segurança obtido é dado por:
𝐹𝑆𝑓𝑙𝑎𝑚𝑏𝑎𝑔𝑒𝑚 = 𝑃𝑐𝑟
𝑀𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 ∗ 𝑔= 24,8
Onde:
𝑀𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 é a massa total suspensa calculada = 165 kg
3.20) SISTEMA DE GUINADA
O sistema de guinada (yaw) pode ser descrito como o mecanismo responsável
por alinhar a direção ótima do rotor com a direção do vento incidente, de forma a
maximizar a eficiência da turbina. Ele é composto pela cauda, descrita anteriormente,
suporte do eixo, rolamentos e eixo. O suporte do eixo tem 200 mm de comprimento e
faz o acoplamento do eixo com a torre. O eixo tem 265 mm e é apoiado em dois
75
rolamentos, um axial e um radial. Além disso, possui um furo no meio para que se
passem os fios e cabos necessários à operação do aerogerador.
O eixo possui um flange que será parafusado na base da estrutura, juntamente
com a base da nacele. O eixo é vedado por um O’ring na extremidade superior a fim de
evitar que entre água e poeira no sistema. Um anel elástico posicionado na parte inferior
do eixo evita que ele saia do suporte. A figura 57 ilustra a seção transversal do sistema
de guinada projetado.
Figura 57 – Desenho esquematico do mecanismo de guinada do aerogerador.
76
4) CONCLUSÃO
O projeto mecânico do aerogerador proposto neste trabalho é capaz de gerar 1,1
kW de energia elétrica nas condições de projeto.
Durante o projeto diversos problemas foram abordados do ponto de vista da
engenharia mecânica, englobando áreas como elementos de máquinas, mecânica dos
fluidos, projeto de máquinas, fabricação mecânica e desenho técnico. As abordagens
feitas foram baseadas nos conhecimentos adquiridos ao longo do curso de engenharia
mecânica, além da literatura disponível em livros, teses, artigos e sítios especializados
da internet.
Foi apresentado ao longo deste trabalho que a energia eólica para gerar
eletricidade está crescendo de uma forma cada vez mais acelerada, com a China não
só liderando de forma isolada o ranking dos países com maior capacidade instalada
(MW) do mundo, como também sendo o país que mais acrescenta aerogeradores no
mundo por ano.
No Brasil, vem sendo observada nos últimos anos uma rápida elevação da
capacidade instalada de energia eólica, com a fonte competindo fortemente nos últimos
leilões de energia nova do governo. A cada leilão a fonte vem mostrando ainda mais
competitividade, revelando também o desenvolvimento da indústria local e o forte apetite
dos investidores para investir na tecnologia no país.
O consumo atual de eletricidade no mundo é baseado principalmente em usinas
térmicas movidas a combustíveis fósseis ou nuclear, o que agrava os riscos ambientais.
Portanto, o desenvolvimento tecnológico da energia eólica para gerar eletricidade é
tema de grande interesse da sociedade moderna, visto que a geração de energia
elétrica é essencial para o desenvolvimento econômico e social da sociedade como um
todo.
77
5) REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] DO AMARANTE, O.A.C., BROWER, M., ZACK, J., LEITE DE SÁ, A., Atlas do
Potencial Eólico Brasileiro. Brasília, 2001.
[2] DUTRA, R.M., 2001. Viabilidade Técnico-Econômica da Energia Eólica face ao novo
Marco do Setor Elétrico Brasileiro. Dissertação de M.Sc., Programa de Planejamento
Energético, COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, Brasil, 309 p.
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aerogeradores: o uso do vento, Rio de Janeiro, 1997.
[4] SHEFHERD, D.G. Historical Development of the Windmill. In: SPERA, S.A. Wind
Turbine Technology – Fundamental Concepts of Wind Turbine Engineering,. New York,:
ASME Press, 1994. p. 1-46
[5] DIVONE, L.V. Evolution of Modern Wind Turbines. In: SPERA, S.A. Wind Turbine
Technology – Fundamental Concepts of Wind Turbine Engineering,. New York,: ASME
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Fiscalização de Geração – Acompanhamento dos Projetos de Geração. Dezembro de
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http://www.portalabeeolica.org.br. Acessado em 20/07/2014
[9] CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – CCEE. Boletim das
Usinas Eólicas. Nº 005 – Junho/2014
[10] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA - EPE. www.epe.gov.br. Acessado em
20/07/2014.
78
[11] SÍTIO DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco de
Informações de Geração. http://www.aneel.gov.br. Acessado em 20/07/2014.
[12] CENTRO DE REFERÊNCIA PARA ENERGIA EÓLICA SÉRGIO DE SALVO BRITO.
Energia Eólica: Princípios e Tecnologia. Organização: Dutra, R.M. CEPEL, 2008.
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and Operation. 2nd ed. Springer, Germany, 2012.
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Nottingham, UK, 2012.
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[19] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 6375. Junho, 1985
[20] Sítio de debate sobre a tecnologia eólica. http://www.windynation.com. Acessado
em 01/08/2014.
79
APÊNDICE A: DESENHOS TÉCNICOS
3000
10250
2745
Escala: 1: 50
Flávio de Marco Filho
Data: 13/03/2015
1º Diedro
Engenharia Mecânica
Projeto Final
Universidade Federal do Rio de Janeiro
Raoni Martins Salomão
Cotas:
mm
Orientador:Peça:
Montagem AerogeradorAluno:
