projeto de uma turbina eólica de eixo horizontal

PROJETO DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL

Eduardo Ribeiro Rei Gomes da Silva

Projeto de Graduação apresentado ao Curso

de Engenharia Mecânica da Escola

Politécnica, Universidade Federal do Rio de

Janeiro, como parte dos requisitos

necessários à obtenção do título de

Engenheiro.

Orientador: Prof. Flávio de Marco Filho

Rio de Janeiro

Março de 2014

PROJETO DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL


PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO

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.

Examinado por:

___________________________________

Prof. Flávio de Marco Filho.

___________________________________

Prof. Anna Carla Monteiro de Araujo

___________________________________

Prof. Thiago Gamboa Ritto

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

MARÇO DE 2014

iii

Silva, Eduardo Ribeiro Rei Gomes da

Projeto de uma Turbina Eólica de Eixo Horizontal/Eduardo

Ribeiro Rei Gomes da Silva - Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola

Politécnica, 2013.

VIII, 67 p.: il.; 29,7 cm.

Orientador: Flávio de Marco Filho

Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/Curso de

Engenharia Mecânica, 2013.

Referências Bibliográficas: p. 33.

1. Projeto Mecânico. 2. Dimensionamento dos Componentes.

3. Conclusão. I. Filho, Flávio de Marco. II. Universidade Federal

do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia

Mecânica. III. Título.

iv

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.

PROJETO DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL.


Março/2014

Orientador: Flávio de Marco Filho

Curso: Engenharia Mecânica

Este trabalho apresenta o projeto de uma turbína eólica de eixo horizontal desenvolvida

a partir de requisitos estabelecidos no início do projeto. A partir destes requisitos foram

dimensionados e desenhados os componentes mecânicos da turbina eólica utilizando os

conhecimentos adiquiridos durante o curso de engenharia mecânica.

v

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

the requirements for the degree of Engineer.

DESIGN OF A HORIZONTAL AXIS WIND TURBINE.


March/2014

Advisor: Flávio de Marco Filho

Course: Mechanical Engineering

This work presents the design of a horizontal axis wind turbine developed after

requirements established at the beginning of the design. The mechanical components of

the wind turbine were designed and drawn following the requirements and applying the

knowledge acquired during the mechanical engineering course.

vi

SUMÁRIO

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

1.1. MOTIVAÇÃO ................................................................................................... 1

1.1.1. ENERGIA EÓLICA NO MUNDO ............................................................ 1

1.1.2. ENERGIA EÓLICA NO BRASIL ............................................................. 3

1.2. TURBINAS EÓLICAS ...................................................................................... 5

1.2.1. TURBINAS EÓLICAS DE EIXO VERTICAL ......................................... 6

1.2.2. TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL ................................... 8

1.2.3. COMPONENTES DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL

................................................................................................................................. 10

1.3. OBJETIVO ...................................................................................................... 12

2. PROJETO MECÂNICO ......................................................................................... 13

2.1. DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA .............................................................. 13

2.2. DIMENSIONAMENTO DOS COMPONENTES MECÂNICOS .................. 27

3. CONCLUSÃO ........................................................................................................ 31

4. REFERÊNCIAS ...................................................................................................... 32

APÊNDICE A ................................................................................................................ 33

ANEXO 1 ....................................................................................................................... 60

ANEXO 2 ....................................................................................................................... 63

vii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Comportamento do vento sob a influência das características do terreno. ....... 5

Figura 2: Turbina eólica de eixo vertical tipo Darrieus. ................................................... 6

Figura 3: Turbina eólica de eixo vertical tipo Giromill. ................................................... 7

Figura 4: Turbina eólica de eixo vertical tipo Savonius. .................................................. 8

Figura 5: Turbina eólica de eixo horizontal...................................................................... 9

Figura 6: Componentes de uma turbina eólica de eixo horizontal. ................................ 10

Figura 7: Capacidade de produção acumulada em dezembro de 2012............................. 2

Figura 8: Capacidade de produção instalada de janeiro a dezembro de 2012. ................. 3

Figura 9: Fluxo de ar através de uma área transversal “A”. ........................................... 14

Figura 10: Perdas de velocidade do vento na passagem por um conjunto de pás. ......... 15

Figura 11: Distribuição de cp em função de v3/v1 ........................................................... 18

Figura 12: Distribuição de cp em função de λ para diversos tipos de rotores. ................ 19

Figura 13: Gráfico da Solidez em função do TSR.......................................................... 20

Figura 14: Velocidades e forças atuando sobre uma seção da pá de um rotor. .............. 22

Figura 15: Perfil do aerofólio NREL S822. .................................................................... 23

Figura 17: Cl em função de α para Re=50.000. ............................................................... 24

Figura 18: Cd em função de α para Re=50.000. .............................................................. 24

Figura 19: Motor GPA da Bosch .................................................................................... 29

Figura 20: Gráfico característico do modelo Bosch GPA .............................................. 30

1

1. INTRODUÇÃO

1.1. MOTIVAÇÃO

A produção de energia elétrica através de energia eólica tem várias vantagens

das quais podemos ressaltar as principais: é uma fonte renovável, não emite gases de

efeito estufa, gases poluentes e nem gera resíduos na sua operação, o que a torna uma

fonte de energia de baixíssimo impacto ambiental. Os parques eólicos (ou fazendas

eólicas) são compatíveis com os outros usos do terreno como a agricultura ou pecuária,

já que as atuais turbinas eólicas têm dezenas de metros de altura.

O grande potencial eólico no mundo, aliado com a possibilidade de gerar energia

em larga escala torna esta fonte a grande alternativa para diversificar a matriz energética

do planeta e reduzir a dependência ao petróleo. Com a tendência de redução nos custos

de produção de energia eólica, e com o aumento da escala de produção, deve se tornar

uma das fontes de energia mais barata.

Apesar de todos os pontos positivos, é preciso tomar cuidado antes de apostar na

energia eólica. Se não forem feitos os estudos de mapeamento, medição e previsão dos

ventos, ela não é uma fonte confiável. Não há muitos dados sobre o regime de ventos no

Brasil, e eles costumam serem aproveitáveis somente durante parte do ano. Além disso,

os parques eólicos produzem poluição sonora e visual, e podem interferir na rota

migratória de pássaros.

1.1.1. ENERGIA EÓLICA NO MUNDO

Atualmente mais de 79 países produzem energia eólica, sendo que 29 países

possuem mais de 1.000MW de capacidade de produção anual instalada. A figura 7

mostra a capacidade de produção anual em dezembro de 2012, mostrando os 10 maiores

2

países produtores e a figura 8 mostra o aumento de capacidade de produção instalada de

janeiro a dezembro de 2012.

Figura 1: Capacidade de produção acumulada em dezembro de 2012.

3

Figura 2: Capacidade de produção instalada de janeiro a dezembro de 2012.

1.1.2. ENERGIA EÓLICA NO BRASIL

A energia eólica no Brasil teve seu primeiro indício em 1992 com o início da

operação comercial do primeiro aerogerador instalado no Brasil, que foi resultado de

uma parceria entre o Centro Brasileiro de Energia Eólica (CBEE) e a Companhia

Energética de Pernambuco (CELPE), através de financiamento do instituto de pesquisas

dinamarquês Folkecenter. Essa turbina eólica, de 225 kW, foi a primeira a entrar em

4

operação comercial na América do Sul, localizada no arquipélago de Fernando de

Noronha (Pernambuco). Durante os dez anos seguintes, porém, pouco se avançou na

consolidação da energia eólica como alternativa de geração de energia elétrica no país,

em parte pela falta de políticas, mas principalmente pelo alto custo da tecnologia.

Durante a crise energética de 2001 houve a tentativa de incentivar a contratação

de empreendimentos de geração de energia eólica no país. Criou-se então, o Programa

Emergencial de Energia Eólica – PROEÓLICA. Esse programa tinha como objetivo a

contratação de 1.050 MW de projetos de energia eólica até dezembro de 2003. Já se

falava, então, da complementaridade sazonal do regime de ventos com os fluxos

hidrológicos nos reservatórios hidrelétricos. Esse Programa, no entanto, não obteve

resultados, e foi substituído pelo Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de

Energia Elétrica, o PROINFA. Além de incentivar o desenvolvimento das fontes

renováveis na matriz energética, o PROINFA abriu caminho para a fixação da indústria

de componentes e turbinas eólicas no país.

No final de 2009 ocorreu o Segundo Leilão de Energia Reserva (LER), que foi o

primeiro leilão de comercialização de energia voltado exclusivamente para a fonte

eólica. O Leilão de Energia Reserva contrata um volume de energia além daquele

estimado para suprir a demanda do país, para ser utilizada, conforme a sua

denominação, como reserva de Garantia Física ao sistema elétrico. O 2ºLER foi um

sucesso com a contratação de 1,8GW e abriu portas para novos leilões que ocorreram

nos anos seguintes. Em agosto de 2010 foram realizados o 3ºLER e o Leilão de Fontes

Alternativas (LFA) onde foram contratados 2GW de fonte eólica. Esses leilões não

trabalhavam mais com o modelo exclusivamente eólico, mas sim contemplavam

diversas fontes renováveis competindo entre si para negociar sua energia no leilão. Já

em 2011 contamos com mais três leilões, o 4º LER, o A-3 e o A-5 onde a fonte eólica

teve grande destaque ao negociar o total de 2,9GW. Por fim, no mês de dezembro de

2012 ocorreu o leilão A-5, que contratou energia para início de suprimento em 2017.

Neste leilão foram contratados 281,9MW.

Além do PROINFA e dos leilões, a fonte eólica também comercializa sua

energia, em uma escala menor, no mercado livre onde as condições contratuais são

livremente negociadas entre as contrapartes.

5

Como resultado do PROINFA, dos leilões realizados e do mercado livre, ao final

de 2012, o Brasil possuia 108 parques eólicos que totalizavam 2,5 GW de capacidade

instalada. As perspectivas para o final de 2017 indicam 8,7 GW de energia eólica em

operação na matriz elétrica brasileira.

1.2. TURBINAS EÓLICAS

Turbinas eólicas são equipamentos que transformam a energia eólica em energia

elétrica. Elas são divididas em duas categorias: turbinas eólicas de eixo vertical e

turbinas eólicas de eixo horizontal. A energia proveniente do vento é captada através

de um rotor e transformada em energia elétrica através de um gerador elétrico.

A energia eólica pode ser considerada como uma das formas em que se

manifesta a energia proveniente do Sol, isto porque os ventos são causados pelo

aquecimento diferenciado da atmosfera. Essa não uniformidade no aquecimento da

atmosfera deve ser creditada, entre outros fatores, à orientação dos raios solares e

aos movimentos da Terra. Os ventos que sopram em escala global e aqueles que se

manifestam em pequena escala são influenciados por diferentes aspectos, entre os

quais destacam-se a altura, a rugosidade do terreno, os obstáculos e o relevo.

Figura 3: Comportamento do vento sob a influência das características do terreno.

6

1.2.1. TURBINAS EÓLICAS DE EIXO VERTICAL

Em geral, as turbinas eólicas 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. As turbinas eólicas de eixo vertical

podem ser movidas por forças de sustentação (lift) e por forças de arrasto (drag). Os

principais tipos de turbinas eólicas de eixo vertical são Darrieus, Savonius e Giromill.

As turbinas eólicas do tipo Darrieus são movidas por forças de sustentação e

constituem-se de lâminas curvas (duas ou três) de perfil aerodinâmico, atadas pelas duas

pontas ao eixo vertical.

Figura 4: Turbina eólica de eixo vertical tipo Darrieus.

As turbinas eólicas Giromill são similares às turbinas tipo Darrieus. Neste caso

as lâminas curvas são substituídas por lâminas retas e verticais conectadas ao eixo

central por suportes horizontais.

7

Figura 5: Turbina eólica de eixo vertical tipo Giromill.

A turbina eólica do tipo Savonius é uma das mais simples. São movidas 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”. Por causa da curvatura, as

conchas sofrem menos arrasto quando se movem contra o vento comparado com

quando se movem a favor do vento. Essa diferença na força de arrasto faz a turbina tipo

Savonius 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.

8

Figura 6: Turbina eólica de eixo vertical tipo Savonius.

1.2.2. TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL

As turbinas eólicas de eixo horizontal são as mais comuns, e grande parte da

experiência mundial está voltada para a sua utilização. São movidas por forças de

sustentação (lift) e forças de arrasto (drag). Um corpo que obstrui o movimento do

vento sofre a ação de forças que atuam perpendicularmente ao escoamento (forças de

sustentação) e de forças que atuam na direção do escoamento (forças de arrasto). Ambas

são proporcionais ao quadrado da velocidade relativa do vento. 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).

As turbinas que giram predominantemente sob o efeito de forças de sustentação

permitem liberar muito mais potência do que aquelas que giram sob efeito de forças de

arrasto, para uma mesma velocidade de vento.

As turbinas eólicas de eixo horizontal são predominantemente movidas 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 turbinas podem ser

constituídas de uma pá e contrapeso, duas pás, três pás ou múltiplas pás.

9

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.

Quanto à posição do rotor em relação à torre, o disco varrido pelas pás pode estar a

jusante do vento (down wind) ou a montante do vento (up wind). No primeiro caso, a

“sombra” da torre provoca vibrações nas pás. No segundo caso, a “sombra” das pás

provoca esforços vibratórios na torre. 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.

As turbinas mais utilizadas para geração de energia elétrica são as de eixo horizontal

do tipo hélice, normalmente compostas de 3 pás.

Figura 7: Turbina eólica de eixo horizontal.

10

1.2.3. COMPONENTES DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HO RIZONTAL

Figura 8: Componentes de uma turbina eólica de eixo horizontal.

O rotor é composto pelas pás e pelo bosso, onde são fixadas as pás. Sua função é

extrair a potência do vento e transformá-la em torque. O rotor pode ser composto por 1,

2, 3 ou mais pás, que possuem os mais variados perfis aerodinâmicos. A potência

extraida do vento depende do diâmetro do rotor, do diâmetro do bosso, do número de

pás e do perfil aerodinâmico das pás.

O eixo da turbina eólica tem a função de transmitir o torque gerado pelo rotor

para o gerador elétrico. Dependendo do projeto, a turbina pode ter apenas um eixo

11

ligando o rotor ao gerador elétrico ou pode ter dois eixos: um de baixa rotação

conectado ao rotor e um de alta rotação conectado ao gerador.

O mancal é responsável por suportar cargas, diminuindo o esforço sobre os

eixos. Ele pode suportar cargas radiais ou então pode suportar cargas radiais e axias.

Existem diversos tipos de mancais. A seleção do tipo de mancal, suas dimensões e a

quantidade dependerá do projeto do sistema mecânico da turbina.

Alguns projetos de turbinas eólicas utilizam variadores de velocidade para

aumentar a rotação do eixo e atingir as elevadas rotações de trabalho do gerador

elétrico. Mais recentemente, alguns fabricantes desenvolveram com sucesso turbinas

eólicas sem a caixa multiplicadora e abandonaram a forma tradicional de construí-las.

Assim, ao invés de utilizar um variador de velocidades com alta relação de transmissão,

necessária para alcançar a elevada rotação dos geradores, utilizam-se geradores

multipolos de baixa velocidade e grandes dimensões.

Para limitar a rotação do eixo, algumas turbinas eólicas possuem freios. A alta

rotação do rotor pode causar um esforço excessivo nos componentes mecânicos, além

de gerar vibrações que podem danificar o sistema.

A função do gerador elátrico é converter energia mecânica em energia elétrica.

Atualmente, existem várias alternativas, entre elas: geradores de corrente contínua,

geradores síncronos, geradores assíncronos e geradores de comutador de corrente

alternada. Cada uma delas apresenta vantagens e desvantagens que devem ser analisadas

com cuidado na sua incorporação ao sistema de conversão de energia eólica.

A nacelle é a carcaça que abriga todos os componentes mecânicos da turbina

eólica: eixos, mancais, variador de velocidade, freio, gerador elétrico, etc. Ela fica

montada em cima da torre.

As torres são necessárias para sustentar e posicionar o rotor a uma altura

conveniente para o seu funcionamento. É um item estrutural de grande porte e de

elevada contribuição no custo do sistema. Inicialmente, as turbinas utilizavam torres de

metal treliçado. Com o uso de geradores com potências cada vez maiores, as nacelles

passaram a sustentar um peso muito elevado tanto do gerador quanto das pás. Desta

forma, para dar maior mobilidade e segurança para sustentar toda a nacelle em alturas

12

cada vez maiores, tem-se utilizado torres de metal tubular ou de concreto que podem ser

sustentadas ou não por cabos tensores.

1.3. OBJETIVO

O projeto consiste em desenvolver o protótipo de uma turbina eólica de eixo

horizontal utilizando os conhecimentos adquiridos durante o curso de graduação de

engenharia mecânica. Para tal, foram utilizados como base alguns dados que servirão

como base para o desenvolvimento do projeto. Esses são parâmetros para o

desenvolvimento de um protótipo de pequeno porte de uma turbina eólica de eixo

horizontal. São eles:

• Diâmetro do rotor = 2m

• Número de pás = 3

• Altura da torre = 10m

• Velocidade do vento = 8m/s

13

2. PROJETO MECÂNICO

2.1. DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA

A energia cinética de uma massa de ar “m” em movimento a uma velocidade “v” é

dada por:

(1)

� = 12��

Considerando a mesma massa de ar “m” em movimento a uma velocidade “v”,

perpendicular a uma sessão transversal de um cilindro imaginário (figura 9), pode-se

demonstrar que a potência disponível no vento que passa pela seção “A”, transversal ao

fluxo de ar, é dada por:

(2)

� = 12��

Onde:

P = potência do vento [W]

ρ = massa específica do ar [kg/m3]

A = área da seção transversal [m2]

v = velocidade do vento [m/s]

14

Figura 9: Fluxo de ar através de uma área transversal “A”.

A expressão 2 também pode ser escrita por unidade de área, definindo, desta forma,

a densidade de potência DP, ou fluxo de potência:

(3)

�� = � = 1

2��

Ao reduzir a velocidade do deslocamento da massa de ar, a energia cinética do vento

é convertida em energia mecânica através da rotação das pás. A potência disponível no

vento não pode ser totalmente aproveitada pela turbina eólica na conversão de energia

elétrica. Para levar em conta esta característica física, é introduzido um índice

denominado coeficiente de potência “cp”, que pode ser definido como a fração da

potência eólica disponível que é extraída pelas pás do rotor.

Para determinar o valor máximo desta parcela de energia extraída do vento (“cp”

máximo), o físico alemão Albert Betz considerou um conjunto de pás em um tubo onde

“v1” representa a velocidade do vento na região anterior às pás, “v2” a velocidade do

vento no nível das pás e “v3” a velocidade no vento após deixar as pás, conforme

apresentado na figura 10.

15

Figura 10: Perdas de velocidade do vento na passagem por um conjunto de pás.

Como na figura 10, Betz assume um deslocamento homogêneo do fluxo de ar a uma

velocidade “v1” que é retardada pelo conjunto de pás, assumindo uma velocidade “v3” a

jusante das pás. Pela lei da continuidade, temos que:

(4)

ρ��A� = ρ��A� = ρ��A�

Como a redução da pressão do ar é mínima, a densidade do ar pode ser considerada

constante. A energia cinética extraída pelo aerogerador é a diferença entre a energia

cinética a montante e a energia cinética a jusante do conjunto de pás:

(5)

��í�� = 12��

A potência extraída do vento por sua vez é dada por:

(6)

16

��í�� = 12�� − ��

Neste ponto é necessário fazer duas considerações extremas sobre a relação entre as

velocidades “v1” e “v3”:

• A velocidade do vento não é alterada (“v1” = “v3”): Neste caso nenhuma

potência é extraída;

• A velocidade do vento é reduzida a valor zero (“v3” = 0): Neste caso o

fluxo de massa de ar é zero, o que significa também que nenhuma potência seja

retirada.

A partir dessas duas considerações extremas, a velocidade referente ao máximo de

potência extraída é um valor entre v1 e v3. Este valor pode ser calculado se a velocidade

no rotor v2 é conhecida. A massa de ar é dada por:

(7)

�� = ρA��

Pelo teorema de Rankine-Froude, pode-se assumir que a relação entre as

velocidades “v1”, “v2” e “v3” é dada por:

(8)

�� = �� + ��2

Se a massa de ar apresentada na equação 7 e a velocidade “v2” apresentada na

equação 8 forem inseridas na mesma equação 6, tem-se:

17

(9)

��í�� = 12 ρA��

12 �1 + �� 1 − ��!

�"#

Onde:

(2)

� = 12��

Portanto:

(10)

$% = �12 �1 + �� 1 − ��!�"#

Ao considerar o coeficiente de potência cp em função de v3/v1 temos que:

$%&'() = �*�+ = 0,59 quando

0102 = �

�

18

Figura 11: Distribuição de cp em função de v3/v1

O Tip-Speed Ratio (λ), ou TSR de uma turbina eólica é a razão entre a

velocidade rotacional da ponta da pá do rotor e a velocidade do vento real (U). O TSR

está relacionado com a eficiência, com seu valor ótimo variando com o projeto da

turbina. Quanto maior o TSR, maior o nível de ruídos e mais forte precisam ser as pás

do rotor devido a altas forças centrífugas.

(11)

3 = 456

Onde:

• λ = Tip-Speed Ratio

• U = Velocidade do Vento [m/s]

• R = Raio do Rotor [m]

• ω = Velocidade Rotacional do Rotor [rad/s]

19

A figura 12 mostra a distribuição do coeficiente de potência (cp) em função do TSR

(λ) para diversos tipos de rotores.

Figura 12: Distribuição de cp em função de λ para diversos tipos de rotores.

A Solidez do rotor (σ) é definida como a razão entre a área total das pás e a área

varrida pelas pás. Então, quanto maior for a área das pás, ou menor for a área varrida

pelas pás, maior será a solidez do rotor.

(12)

7 = nA9πR�

Onde:

• σ = Solidez do rotor

• n = Número de pás

20

• Ap = Área da superfície da pá

• R = Raio do rotor

A Solidez e o TSR estão relacionados através do gráfico a seguir:

Figura 13: Gráfico da Solidez em função do TSR

A solidez calculada para este projeto é:

7 = 8,6%

Portanto, a partir do gráfico da Figura 13 temos que:

21

λ = 5

E de acordo com a figura 12:

@% = 0,4

Aplicando os dados abaixo na equação 11:

5 = 1�

6 = 8�B

Temos que:

4 = 401B = 382DE�

Outros dados importantes para o projeto do rotor dependem do perfil

aerodinâmico escolhido para a pá. A figura 13 ilustra as velocidades e as forças atuando

sobre uma seção de uma pá do rotor.

Onde:

• ϕ = Ângulo de escoamento [º]

• α = Ângulo de ataque [º]

• β = Ângulo de passo [º]

• W = Velocidade relativa do vento [m/s]

• U = Velocidade do vento [m/s]

• ωr = Velocidade rotacional [m/s]

22

• L = Força de sustentação [N]

• D = Força de arrasto [N]

Figura 14: Velocidades e forças atuando sobre uma seção da pá de um rotor.

A velocidade relativa resultante na pá é:

(13)

F = G6� + �45��

Portanto:

F = 40,8�B

O ângulo de escoamento ϕ pode ser definido como:

(14)

I = tanL� 645!

23

Portanto:

I = 11,3°

Para este projeto foi utilizado o perfil aerodinâmico das pás de acordo com o

aerofólio NREL (National Renewable Energy Laboratory) S822. Este perfil é indicado

para rotores de até 2 metros de diâmetro. A maior razão entre o coeficiente de

sustentação e o coeficiente de arrasto (quando o número de Reynolds é igual a 50.000)

ocorre quando o ângulo de ataque é igual a 9,5º. Ou seja:

5� = 50.000

OPOQ = 27,7

S = 9,5°

Os gráficos abaixo mostram o coeficiente de sustentação e o coeficiente de

arrasto em função do ângulo de ataque para o aerofólio NREL S822 quando Reynolds é

igual a 50.000.

Figura 15: Perfil do aerofólio NREL S822.

24

Figura 16: Cl em função de α para Re=50.000.

Figura 17: Cd em função de α para Re=50.000.

25

Portanto:

@T = 0,950

@� =0,034

E mais:

(15)

5� = 6$U

Onde:

• U = Velocidade do vento [m/s]

• c = corda [m]

• υ = Viscosidade cinemática do ar [m2/s]

U = 1,5 ∗ 10LW��B

5� = 50.000

6 = 8�B

Portanto:

$ ≈ 0,1�

26

Considerando que o perfil aerodinâmico da pá é constante ao longo do raio do

rotor, pode-se mostrar através da teoria de Glauert que o torque gerado por um rotor é:

(14)

Y = 14 F�Z%$�@T sin I − @� cosI��5� − 5_��

Pode-se mostrar também que a força axial exercida sobre o rotor é:

(15)

�̀ = 12F�Z%$�@T cosI − @� sin I��5 − 5_�

Onde:

• ρ = Massa específica do ar [Kg/m3]

• W = Velocidade relativa [m/s]

• np = Número de pás do rotor

• c = corda da pá do rotor [m]

• Cl = Coeficiente de sustentação

• Cd = Coeficiente de arrasto

• R = Raio do rotor [m]

• Rb = Raio do Bosso [m]

Com:

= 1,225ab��

5_ = 0,1�

27

Temos que:

Y = 23,2c�

�̀ = 254,5c

2.2. DIMENSIONAMENTO DOS COMPONENTES MECÂNICOS

Para esse projeto foi desenvolvido um multiplicador de velocidade com relação

de transmissão 1:3.

As engrenagens do multiplicador de velocidade são cilíndricas de dentes retos,

com ângulo de pressão de 20°, dentes fresados e retificados e módulo 1. Devido ao seu

menor custo e facilidade de fabricação foi escolhido esse tipo de engrenagem. Para o

projeto fora respeitados os critérios de tensões, fadiga e desgaste superficial. Foi

adotada uma confiabilidade de 90%. O material escolhido para as engrenagens foi aço

AISI 4130, temperado e revenido a 315°C, por ter alta dureza e alta resistência ao

escoamento. Encontra-se no Apêndice A, os cálculos para dimensionamento das

engrenagens do multiplicador.

Já definidas as engrenagens, é possível iniciar o dimensionamento dos eixos. O

material escolhido para os eixos foi o aço SAE 4340, temperado e revenido a 315°C.

Esse material possui boas propriedades mecânicas, visto sua alta resistência ao

escoamento e à tração, desta forma foi possível projetar os eixos com tamanho reduzido.

Com a dimensão das engrenagens, o comprimento estimado dos eixos e os esforços

resultantes dos engrenamentos, podemos calcular as reações nos apoios e o momento

fletor nos eixos, que são usinados e foram projetados para uma confiabilidade de 90%.

Os cálculos foram feitos respeitando o critério de Soderberg, que é utilizado para

materiais dúcteis. Os cálculos para dimensionamento dos eixos estão presentes no

Apêndice A.

Sabendo as cargas geradas pelo rotor e pelos engrenamentos e sabendo também

o diâmetro dos eixos é possível selecionar o mancal e os rolamentos. Como foram

utilizadas engrenagens cilíndricas de dentes retos, os rolamentos do variador não sofrem

28

nenhum esforço axial. A carga axial gerada pelo rotor é suportada pelo mancal na

nacelle (que também suporta o peso do rotor) e pelo rolamento radial da torre. O

rolamento axial da torre suporta o apenas o peso da nacelle. Foram utilizados

rolamentos de esferas para o mancal e o variador e uma combinação de rolamentos de

rolos cilindricos e agulhas para a torre. Seguindo as recomendações da SKF, foram

calculadas as vidas dos rolamentos. Os cálculos estão presentes no Apêndice A. Os

catálogos com os rolamentos selecionados são apresentados no Anexo 1.

Para a transmissão de movimento foram utilizadas chavetas paralelas. As

chavetas são fabricadas com o mesmo material dos eixos. O dimensionamento foi feito

seguindo os padrões de largura e altura, de forma que apenas o comprimento foi

selecionado. Os cálculos das tensões atuantes e do coeficiente de segurança das

chavetas encontram-se no Apêndice A.

A torre do gerador éolico é responsável por sustentar o peso da nacelle e as

cargas geradas pelo rotor. Como para este projeto a torre possui 10m de comprimento,

para simplificar o transporte e montagem a torre foi dividida em 3 partes flangeadas. A

torre é fabricada com tubos de aço de medidas comerciais. No Apêndice A são

apresentados os cálculos das tensões atuantes, da carga crítica para flambagem e dos

coeficientes de segurança para a torre.

Para unir a torre à nacelle foi desenvolvido um adaptador flangeado. Ele possui

um conjunto de rolamentos de rolos e agulhas, que permitem a nacelle girar sobre a

torre. Este adaptador possui também um furo central por onde passam os fios do gerador

elétrico.

O projeto da nacelle para este gerador foi feito pensando em simplificar a

montagem dos componentes mecânicos e simplificar tambêm as operações de

manutenção do gerador. Com isso a nacelle ficou dividida em 3 partes: a caixa, que é

fixada no adaptador da torre, a tampa da caixa, que fica aparafusada na caixa e a chapa

onde são fixados os componentes do gerador. A chapa e feita em aço 1020, que é barata

e facilmente encontrada no mercado, e fica aparafusada na caixa. Tanto a tampa quanto

a caixa são fabricadas com ferro fundido.

29

Para este gerador eólico foi selecionado o motor elétrico modelo GPA da Bosch

para gerar energia elétrica. Este é um gerador com dimensões reduzidas, o que é

importante devido ao pequeno porte da turbina, mas capaz de gerar uma potência

elétrica considerável.

Figura 18: Motor GPA da Bosch

A rotação na entrada do gerador é:

4d��e� = 1146DE�

30

Figura 19: Gráfico característico do modelo Bosch GPA

De acordo com o gráfico, a potência elétrica gerada será aproximadamente:

��Té��gh� = 1000F

31

3. CONCLUSÃO

O objetivo do projeto foi desenvolver o protótipo um turbina eólica de eixo

horizontal utilizando como base dados pré definidos e os conhecimentos adquiridos

durante o curso de graduação de engenharia mecânica. O conhecimento de diversas

disciplinas nas áreas de projeto mecânico, elementos de máquinas, fabricação ,materiais,

mecânica dos sólidos e mecânica dos fluidos foram fundamentais para a conclusão do

projeto. Utilizando esses conhecimentos, foi possível projetar uma turbina eólica de

eixo horizontal de pequeno porte capaz de gerar 1.000W de potência elétrica.

O maior desafio foi aplicar estudos complexos, feitos para turbinas eólicas de

grande porte, neste projeto que pode ser considerada uma turbina de pequeno porte.

Outro desafio foi reunir conhecimentos de diversas áreas (mecânica, aerodinamica,

elétrica, etc) em apenas um projeto.

32

4. REFERÊNCIAS

Shigley, Joseph E., Projeto de Engenharia Mecânica/Joseph E. Shigley, Charles R.

Mischke, Richard G. Budynas; Tradução João Batista de Aguiar, José Manuel de

Aguiar.,8. Ed.- Porto Alegre: Bookman, 2005.

Hau, Eric. Wind Turbines: Fundamentals, Technologies, Application, Economics, 2. Ed.

- Springer, 2006.

Calister Jr., William D. Ciência e Engenharia de Materiais: uma introdução, 5. Ed.

Rio de Janeiro: LTC – Livros Técnicos e Científicos Editora S.A, 2002.

Catálogo SKF. Catálogo Geral de Rolamentos SKF, Edição 2003.

33

APÊNDICE A

DETERMINAÇÃO DO TORQUE:

Dr - Diâmetro do rotor

Np - Número de pás

U - Velocidade do vento

Ht - Altura da torre

Ar - Área do rotor

Db - Diâmetro do bosso

ρ - Densidade do ar

c - Corda

Ap - Área da superfície da pá

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σ - Solidez do rotor

λ - Tip Speed Ratio

Cp - Coeficiente de potência

Pv - Potência do vento

Pr - Potência aproveitada pelo rotor

ω - Velocidade angular do rotor

W - Velocidade relativa do vento

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ν - Viscosidade cinemática do ar

Re - Número de Reynolds

α - Ângulo de ataque

ϕ - Ângulo de escoamento

Cd - Coeficiente de arrasto

Cl - Coeficiente de sustentação

T - Torque

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Fx - Força axial

DIMENSIONAMENTO DA ENGRENAGEM:

Potência do eixo - Pe

Módulo da engrenagem - M

Número de dentes do pinhão - Zp

Ângulo de pressão - θp

Relação de transmissão - i

Número de dentes da coroa - Zc

Aço AISI 4130 Q&T @ 315ºC:

37

Fator de forma AGMA - J

Diâmetro primitivo do pinhão - dp

Velocidade Tangencial no diâmetro primitivo - V

Carga Transmitida - Wt

Fator Dinâmico (dentes fresados) - Kv

Coeficiente de Segurança - CS

Tensão Admissível - σadm

Largura do dente - F

38

Distância entre dentes - p

LIMITE DE FADIGA PARA ENGRENAGENS

Fator de acabamento superficial (retificado) - Ka1

Fator de dimensão - Kb1

Fator de Confiabilidade (90%) - Kc1

Fator de temperatura (<350ºC) - Kd1

Fator de concentração de tensões - Ke1

39

(já incluído no fator de forma J)

Fator de efeitos diversos (Sut > 1400MPa) - Kf1

Fator de correção de sobrecarga - Ko

Fator de distribuição de carga ao longo do dente - Km

Tensão atuando na raiz do dente - σAGMA

Fator de segurança estático - FSest

Fator de segurança dinâmico - FSdin

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FADIGA SUPERFICIAL DAS ENGRENAGENS

Resistência ao desgaste superficial - Sc

(para vida de até 108 ciclos)

Fator de relação de durezas - Ch

Fator de Temperatura - Ct

Fator de confiabilidade - Cr

Fator de correção para vida - Cl

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DIMENSIONAMENTO DOS EIXOS:

Material - aço SAE 4340 Q&T @315ºC

EIXO DO ROTOR:

Peso do rotor - Pr

Distância entre o rotor e o mancal - L1

Momento máximo no eixo do rotor - Mmax1

Critério de Soderberg:

Fator de acabamento superficial (usinado) - Ka

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Fator de dimensão - Kb

Fator de confiabilidade (99%) - Kc

Fator de temperatura (T<350ºC) - Kd

Fator de concentração de tensões - Ke

Diâmetro Recomendado - Ds

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Diâmetro Padronizado:

Eixo de Entrada do Variador:

Carga transmitida da engrenagem - Wt

Distância entre rolamentos do variador - L2

Momento máximo no eixo - Mmax2




44






45

Eixo de Saída do Variador:

Carga transmitida da engrenagem - Wt

Distância entre rolamentos do variador - L3

Momento máximo no eixo - Mmax3






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DIMENSIONAMENTO DOS ROLAMENTOS:

Rolamento do Mancal:

(1205 EKTN9 + H 205)

Carga Radial - Fr

Carga Axial - Fa

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Valor limitante de Fa/Fr - e

Fatores para cálculo da carga axial - Y1, Y2 & Y0

Capacidade de carga estática - C0

Capacidade de carga dinâmica - C

Limite de fadiga - Pu

Carga estática equivalente - P0

Carga dinâmica equivalente (quando Fa/Fr > e) - P

Carga mínima - Pm

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Vida nominal - L10

Fator de ajuste de vida para confiabilidade (90%) - a1

Fator de contaminação - ηc

Diâmetro externo do rolamento - D

Diâmetro do eixo - d

Diâmetro médio - dm

Viscosidade cinemática mínima - ν1

Visosidade cinemática do Óleo ISO VG 100 a 40ºC - ν

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Razão de Viscosidade - K

Fator de ajuste de vida SKF - aSKF

Vida nominal ajustada (horas) - Lnm

Rolamento Menor do Variador:

(61800)

Carga Radial - Fr

Carga Axial - Fa



50



Carga dinâmica equivalente - P

Vida nominal - L10






51






Rolamento Maior do Variador:

(61804)

Carga Radial - Fr

52

Carga Axial - Fa






Vida nominal - L10



53









54

Rolamento Radial da Torre:

(NKIS 35)

Carga Radial - Fr

Carga Axial - Fa






Vida nominal - L10

55

Rolamento Axial da Torre:

(AXW 50)

Carga Radial - Fr

Carga Axial - Fa






Vida nominal - L10

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DIMENSIONAMENTO DAS CHAVETAS

Material - aço SAE 4340 Q&T @315ºC

Diâmetro do eixo do rotor no acoplamento - Deixo

Chaveta padronizada:

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Diâmetro do eixo do variador no acoplamento - Deixo

Chaveta padronizada:

DIMENSIONAMENTO DA TORRE:

Altura da torre - Ht

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Módulo da elasticidade - E

Diâmetro externo da torre - Dext

Diâmetro interno da torre - Dint

Carga crítica de flambagem - Pcr

Força axial do rotor - Fx

Momento Fletor Máximo - M.torre

Tensão máxima na torre - σtorre

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ANEXO 1

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ANEXO 2

projeto de uma turbina eólica de eixo horizontal

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