UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO Departamento de Engenharia Mecânica DEM/POLI/UFRJ PROTÓTIPO DE UM AEROGERADOR DE EIXO HORIZONTAL Raoni Martins Salomão DRE: 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

2 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 ii

3 . Salomão, Raoni Martins Protótipo de aerogerador de eixo horizontal/ Raoni Martins Salomão Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, p.; il.: 29,7 cm Orientador: Flávio de Marco Filho Projeto de Graduação UFRJ/Escola Politécnica/Curso de Engenharia Mecânica, 2015 Referências Bibliográficas: p 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. 3 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. 4 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. 5 v

6 SUMÁRIO 1) INTRODUÇÃO ) RESUMO DA HISTÓRIA MODERNA DA ENERGIA EÓLICA ) EVOLUÇÃO DA ENERGIA EÓLICA NO MUNDO ) ENERGIA EÓLICA NO BRASIL ) FUNDAMENTOS DE TURBINAS EÓLICAS ) CARACTERÍSTICAS GERAIS ) TURBINA EÓLICA DE EIXO VERTICAL (VAWT) ) TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL (HAWT) ) PROTÓTIPO DE AEROGERADOR DE EIXO HORIZONTAL ) RESUMO DO PROJETO ) CÁLCULO DA POTÊNCIA DISPONÍVEL NO VENTO ) O LIMITE DE BETZ E A POTÊNCIA REAL TEÓRICA EXTRAÍDA ) DETERMINAÇÃO DO PERFIL AERODINÂMICO DAS PÁS ) CÁLCULO DA POTÊNCIA REAL TEÓRICA EXTRAÍDA ) CÁLCULO DAS FORÇAS AERODINÂMICAS ENVOLVIDAS ) PÁS DO ROTOR ) CUBO DO ROTOR ) ÁRVORE DE POTÊNCIA ) CHAVETAS DA ÁRVORE DE POTÊNCIA ) FREIO ) MANCAIS ) ACOPLAMENTOS ) CAIXA MULTIPLICADORA DE VELOCIDADES ) GERADOR ELÉTRICO ) ESTRUTURA ) NACELE ) CAUDA ) TORRE ) SISTEMA DE GUINADA ) CONCLUSÃO ) REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS APÊNDICE A: DESENHOS TÉCNICOS 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] 7

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] 8

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 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 9

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 [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 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 10

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 GW em 2013, conforme é possível ver na figura 4. [6] Figura 4 - Evolução da capacidade global de energia eólica entre [6] 11

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 De qualquer maneira, somente nos últimos 5 anos a média de capacidade instalada adicionada por ano no mundo foi de 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 [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 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 12

13 número representa quase cinco vezes mais do que o adicionado pelo segundo colocado do ranking, a Alemanha, com 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] 13

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] 14

15 O primeiro incentivo a geração eólica começou com a criação do PROEÓLICA Programa Emergencial de Energia Eólica, cujo objetivo era a contratação de MW de projetos de energia eólica até dezembro de 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-3 1 e o A-5 2 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 15

16 de suprimento em 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 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 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. 16

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 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

18 UF Capacidade Instalada (MW) Quantidade Usinas Geração (MWmed) Fator de Capacidade Médio RN CE RS BA SC PB SE RJ PE PI PR Total 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 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 MW. Os projetos eólicos outorgados representam 37.8% de toda a capacidade instalada outorgada no país. Se somadas, o país irá adicionar 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] 18

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 associada: Os aerogeradores também podem ser classificados pela potência a eles 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) 19

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 20

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. 21

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] 22

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 23

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] 24

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 25

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] 26

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 27

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. 28

29 3) PROTÓTIPO DE AEROGERADOR DE EIXO HORIZONTAL 3.1) RESUMO DO PROJETO O protótipo que foi projetado neste trabalho partiu de requisitos préestabelecidos 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. 29

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: Ou ainda P disp = ρ A varrida V projeto 3 2 P disp = ρ π D rotor 2 V projeto

31 Onde: P disp é a potência total disponível no vento V projeto é a velocidade de projeto do vento incidente = 8 m/s D rotor é o diâmetro do rotor = 3 m ρ é a densidade do ar = 1,225 kg/m 3 Então: P disp = 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 (C p), que é a relação entre a potência real e a potência nominal que pode ser extraída do vento. C p = P real P disp No início do século XX, o físico alemão chamado Albert Betz apresentou a conclusão de que nenhuma turbina eólica pode ter um C p 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 31

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

33 Para determinarmos o coeficiente de potência C p 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 (D rotor)/2 V projeto 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) D rotor é o diâmetro do rotor = 3 m V projeto 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. 33

34 CS = z A pá A varrida Onde: CS é o coeficiente de solidez z é o número de pás do rotor = 3 A pá é a área da superfície de cada pá A varrida é a área varrida pelo rotor = 7,07 m 2 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 C p 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. 34

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. 35

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 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 C L C D máxima ocorre quando o ângulo de ataque for: 36

37 α = 9,5ᵒ Os valores dos coeficientes de sustentação e arrasto para este ângulo são, respectivamente: C L = 0,954 C D = 0,034 Sabe-se que o número de Reynolds para um escoamento ao redor de um aerofólio é dado por: Re = V vento c ν Onde: Re é o número de Reynolds do escoamento = V vento é 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 m 2 /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: L pá = R rotor R cubo Define-se o raio do cubo como sendo: R cubo = 0,15 m Então: L pá = 1,35 m 37

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: A pá = c L pá Onde: c é a corda calculada anteriormente = 0,094 m L pá é o comprimento da pá calculado anteriormente = 1,35 m Logo: A pá = 0,127 m 2 3.5) CÁLCULO DA POTÊNCIA REAL TEÓRICA EXTRAÍDA equação De posse da área da pá, pode-se calcular o coeficiente de solidez utilizando a CS = z A pá A varrida 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 38

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: C P = 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: Pot Real = C P η multiplicador η eq.elétrico Pot Disp Os valores estimados para as eficiências dos equipamentos são: η multiplicador = 95% η eq.elétrico = 88% Então tem-se que a potência mecânica disponível na entrada do gerador é: Pot Mec na entrada gerador = C P η multiplicador Pot Disp = 737 W 39

40 E portanto, a potência real gerada estimada é dada por: Pot Real = Pot Mec na entrada gerador η eq.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. 40

41 Figura 25 - Forças de sustentação e arrasto decompostas Onde: V res é o vetor velocidade de vento aparente V vento é o vetor velocidade do vento incidente V tan é o vetor velocidade da ponta da pá F L é o vetor força de sustentação F D 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: V tan = w r Onde r é o raio do rotor. Para calcular w usa-se a relação: 41

42 TSR = w (D rotor)/2 V projeto Resolvendo a equação acima para w com os dados do projeto tem-se: w = 26.7 rad s = 255 rpm Então temos também: V pá = 40,0 m/s Para calcular a velocidade do vento aparente, utiliza-se o teorema de Pitágoras: V res = V vento 2 + V tan 2 V res = 40,8 m/s Para calcular o ângulo de escoamento Φ utiliza-se a seguinte relação: Φ = arctan ( V vento V tan ) = 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 V res 2 z c (C L cosφ C D senφ ) ( D rotor 2 D cubo 2 ) 42

43 T = 1 4 ρ V res 2 z c (C L senφ C D cosφ ) ( D rotor 2 D cubo 2 ) Onde: ρ é a massa específica do ar = 1,225 kg/m 3 V res 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 C L é o coeficiente de sustentação = 0,954 C D é o coeficiente de arrasto = 0,034 Φ é o ângulo de escoamento = 11,3ᵒ D rotor é o diâmetro do rotor = 3,0 m D cubo 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; L pá = 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. 43

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; S u,4340 = 1170 MPa Resistência ao escoamento; S y,4340 = 1080 MPa Módulo de elasticidade; E 4340 = 200 MPa 44

45 Alongamento = 13% Redução da área = 51% Dureza = 360 HB Massa específica; ρ = 7850 Kg/m 3 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. 45

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; S u,1020 = 470 MPa Resistência ao escoamento; S y,1020 = 390 MPa Módulo de elasticidade; E 1020 = 200 MPa Alongamento = 15% Redução da área = 40% Dureza = 131 HB 46

47 Massa específica; ρ = Kg/m 3 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. 47

48 Figura 30 - Diagrama de esforço cortante do eixo. Figura 31 - Diagrama de momento fletor do eixo. 48

49 Então, dos gráficos temos: R A = 559 N R B = 215 N V máx = 344 N M máx = 43 Nm Para o cálculo do diâmetro mínimo considerando flexão variável combinada e torção variável, temos: 16 FS inicial 4 M 2 2 máx + 3 T máx d 3 min = π S y,1020 Onde: d min é o diâmetro mínimo calculado FS inicial é o fator de segurança adotado inicialmente = 3 M máx é o momento fletor máximo = 43 Nm T máx é o torque máximo vindo do freio selecionado (será visto em detalhes mais adiante) = 80 Nm S y,1020 é a resistência ao escoamento do material = 390 Mpa Logo, tem-se: d min = 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. 49

50 Então, para o cálculo do fator de segurança segundo o critério de falha por fadiga resultante de carregamento variável, tem-se: FS fadiga = π d proposto 3 k a k b k c k d k e k f S e 16 4 M máx T máx 2 Onde: d proposto é o diâmetro proposto = 30 mm k a é o fator de modificação de condição de superfície = 0,8832 k b é o fator de modificação de tamanho = 0,8787 k c é o fator de modificação de carga = 1 k d é o fator de modificação de temperatura (T< 350 ᵒC) = 1 k e é o fator para 99% de confiabilidade = k f é o fator de modificação por efeitos variados = 1 Sabe-se que: S e = 0,5 S u,1020 = 235 MPa Então, temos: FS fadiga = 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 50

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 [18] Cálculo do fator de segurança para compressão: FS compressão = S y,1020 σ Onde: S y,1020 é o limite de escoamento do material = 390 MPa σ é a tensão de compressão; σ = 4 T máx d c b c L c = 30,5 MPa d c é o diâmetro do eixo na seção da chaveta = 0,030 m b c é a largura da seção da chaveta = 0,010 m L c é o comprimento da chaveta = 0,030 m Logo: FS compressão = 11,0 Cálculo do fator de segurança para cisalhamento: FS cisalhamento = 0,577 S y,1020 τ Onde: τ é a tensão de cisalhamento; τ = 2 T máx d c b c L c = 15,3 MPa 51

52 Logo: FS cisalhamento = 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. 52

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 EK. Este 53

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. 54

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 55

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 56

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. 57

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 10 8 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 (z p): 20 Número de dentes da coroa (z c): 53 Módulo da engrenagem (M): 1,5 mm Ângulo de pressão (θ p): 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 o S ut = 848 MPa S y = 648 MPa o HB = 495 Da figura a seguir, estima-se o valor para o fator de forma J: 58

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: d p1 = m z 1 = 79,5 mm d p2 = m z 2 = 30mm p = π d p z v = d p 2 = 4,71 mm w = 1,06 m/s Carga transmitida: Wt = P e v = 1010 N Fator dinâmico (dentes fresados): K v = v = 0,77 σ adm = S y = 162 MPa CS Largura mínima do dente (F): o F = W t = 16,5 mm K v J σ adm m 59

60 Largura do dente escolhida: F p = 17 mm σ AGMA = W t = 157,3 MPa K v J F p m Fator de Segurança: FS = S ut σ AGMA = 5,4 CRITÉRIO DE FALHA POR FADIGA Fator de acabamento superficial (retificado) Ka 1 o a = 1,58 o b = 0,085 o Ka 1 = a [S ut 1 MPa ]b = 0,891 Fator de dimensão Kb 1 = 1 Fator de Confiabilidade (99%) - Kc 1 = 0,814 Fator de temperatura (<350ᵒC) Kd 1 = 1 Fator de concentração de tensões (já incluído no fator de forma J) - Ke 1 = 1 Fator de efeitos diversos - Kf 1 = 2 1+( 700 S ut ) = 1,10 Como S ut < 1400 MPa: o S e = 0,5 S ut = 424 MPa Logo: o S e = Ka 1 Kb 1 Kc 1 Kd 1 Ke 1 Kf 1 S e = 337 MPa Então: n g = S e σ AGMA = 2,1 Para força motriz uniforme e máquina movida uniformemente: Fator de correção de sobrecarga: K 0 = 1 Para força montagem acurada e largura do dente F < 50 mm: Fator de distribuição de carga no dente: K m = 1,13 60

61 Então: n = n g K 0 K m = 1,8 Coeficiente de segurança estático: CS est = Coeficiente de segurança dinâmico: CS din = S y σ AGMA K 0 K m = 4,6 2 S e S ut (S e +S ut) σ AGMA K 0 K m = 2,6 CRITÉRIO DESGASTE SUPERFICIAL DA ENGRENAGEM Resistencia ao desgaste superficial Sc (para vida de até 10 8 ciclos) o S c = (2,76 HB 70) = 1296 MPa Fator de relação de durezas - C H = 1 Fator de Temperatura - C T = 1 Fator de Confiabilidade - C R = 0,8 Fator de Correção para a vida - C L = 1 S H = S c C L C H C T C R = 1620 MPa n g = S H σ AGMA = 10,3 n = n g K 0 K m = 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. 61

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. 62

63 Os diâmetros críticos, no acoplamento das engrenagens, são: Eixo de entrada d c,e = 32mm Eixo intermediário d c,i = 25 mm Eixo de saída d c,s = 20 mm Os diâmetros mínimos dimensionados são: Eixo de entrada d min,e = 25 mm Eixos intermediário e saída d min,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 RSL e 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. 63

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 64

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. 65

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. 66

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. 67

68 Figura 49 Ilustração tridimensional da nacele projetada ) 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. 68

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% D rotor = 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: 69

70 A cauda = 5% A molhada = 5% π D rotor 2 = 0,35 m 2 4 Desta forma foi projetada uma cauda com o formato específico com área calculada em 0,354 m 2. 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. 70

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. 71