Projeto de Turbina Eólica de Eixo Horizontal

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PROJETO DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL
Caio Filippo de Faria Machado
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; DSc.
Rio de Janeiro
Agosto de 2014
i
Machado, Caio Filippo de Faria.
Projeto de uma turbina eólica de eixo horizontal/
Caio Filippo de Faria Machado – Rio de Janeiro: UFRJ/
Escola Politécnica, 2014.
VII, 65 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Flávio de Marco Filho.
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Mecânica, 2014.
Referências bibliográficas: p.46 - 47.
1. Introdução. 2. Projeto. 3. Conclusão. I. de Marco
Filho, Flávio. Universidade Federal do Rio de Janeiro,
Escola Politécnica, Curso de Engenharia Mecânica. III.
Projeto de uma turbina eólica de eixo horizontal.
ii
AGRADECIMENTOS
Primeiramente, agradeço a Deus.
Em segundo lugar, devo este diploma aos meus pais e aos meus irmãos. Sempre
fizeram de tudo para que eu me dedicasse ao máximo aos estudos, permitiram que eu
estudasse nos melhores colégios e cursos e nunca saíram do meu lado. Se eu estou me
formando engenheiro é graças a eles.
Não menos importante, à minha namorada, Diana Regalla. Esteve ao meu lado
durante toda a minha graduação, sempre me apoiou em tudo. Exemplo de dedicação e
responsabilidade foi muitas vezes uma inspiração pra mim. Sem dúvidas foi a grande
responsável pela minha evolução no curso.
Dedico também a todos os meus familiares, mas em especial ao meu padrinho
Gilberto, a minha tia Lúcia, ao Tio Maurizio (talvez o grande responsável por eu ter
escolhido Engenharia Mecânica) e ao Tio Wellington. Nos momentos mais difíceis,
estiveram ao lado da minha família, me dando tranquilidade, para me dedicar aos meus
estudos.
À família da minha namorada e à Vitória, por me tratarem sempre com muito
amor e carinho, quase como um filho.
Aos meus amigos de graduação, em especial Maurício Iglesias, Alexandre
Cavalcanti, Rodrigo Picança e João Paulo, pelas diversas horas de estudo em grupo.
Aos meus amigos do São Bento, que mantém firme uma amizade de mais de
uma década, mesmo eu estando ausente em diversas festas por causa dos estudos.
À Technip e à Ipiranga, que permitirem horários flexíveis no meu estágio para
que eu pudesse estudar pras provas.
Por fim, agradeço aos meus professores de graduação, em especial ao professor
Flávio, pela orientação durante o projeto, sendo o responsável pela grande evolução que
obtive desde meu primeiro desenho.
iii
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
Caio Filippo de Faria Machado
Agosto/2014
Orientador: Flávio de Marco Filho
Curso: Engenharia Mecânica
As turbinas eólicas são máquinas que aproveitam a energia cinética do vento e a
converte em energia elétrica através de um gerador elétrico conectado ao seu eixo.
Conjuntos de turbinas eólicas formam usinas ou parques eólicos, que cada vez mais
estão se tornando uma fonte importante de energia limpa e renovável, minimizando a
utilização e dependência de combustíveis fósseis.
Este trabalho apresenta o dimensionamento e os desenhos dos componentes
mecânicos de uma turbina eólica de eixo horizontal, tendo como dados iniciais o
diâmetro do rotor e a altura da turbina.
Palavras-chave: Aerogerador, Turbina eólica, Eixo Horizontal, Projeto.
iv
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
Caio Filippo de Faria Machado
August/2014
Advisor: Flávio de Marco Filho
Course: Mechanical Engineering
Wind turbines are machines that harness the kinetic energy of the wind and
converts it into electrical energy through an electric generator connected to its axis. Sets
of wind turbines forming wind parks or wind farms, which are increasingly becoming
an important source of clean and renewable energy, minimizing the use and dependence
on fossil fuels.
This work presents the design and drawings of mechanical components of a
wind turbine horizontal axis, having as initial data the rotor diameter and the height of
the turbine.
Keywords: Wind Turbine, Horizontal Axis, Project.
v
Índice:
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 1
1.1. Potencial Eólico Mundial e Nacional ................................................................. 2
1.2. Os ventos ........................................................................................................... 5
1.3. Aerogeradores ................................................................................................... 8
1.3.1. Histórico ..................................................................................................... 8
1.3.2. Tipos de Turbinas Eólicas ........................................................................ 10
2. PROJETO DA TURBINA............................................................................................. 14
2.1. Dados iniciais ................................................................................................... 14
2.2. Estimativa Potência.......................................................................................... 15
2.3. Dimensionamento das pás .............................................................................. 20
2.4. Esforços Atuantes na Pá .................................................................................. 23
2.5. Sistema de Frenagem....................................................................................... 25
2.6. Gerador ............................................................................................................ 26
2.7. Engrenagens..................................................................................................... 26
2.8. Eixos ................................................................................................................. 30
2.9. Chavetas........................................................................................................... 37
2.10. Rolamentos .................................................................................................. 38
2.11. Nacele........................................................................................................... 39
2.12. Hub ............................................................................................................... 39
2.13. Torre de Sustentação ................................................................................... 40
2.14. Sistema de Guinada...................................................................................... 42
3. CONCLUSÃO ............................................................................................................ 44
4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................... 45
APÊNDICE A – Diagramas para dimensionamento dos eixos......................................... 47
ANEXO I – TABELAS......................................................................................................... 49
ANEXO II – COMPONENTES E ACESSÓRIOS MECÂNICOS ............................................... 57
ANEXO III – DESENHOS TÉCNICOS.................................................................................. 65
vi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Capacidade instalada total de energia eólica no mundo em MW.................... 2
Figura 2 - Capacidade instalada adicional de energia eólica por ano em MW ................ 3
Figura 3 - Ranking dos países em capacidade instalada de energia eólica em 2011........ 4
Figura 4 - Ranking dos países emcapacidade instalada de energia eólica em 2013........ 4
Figura 5 - Circulação dos ventos globais.......................................................................... 7
Figura 6 - Escoamento sobre uma superfície plana.......................................................... 7
Figura 7 - Turbinas eólicas de eixo vertical modelo Savonius e Darrieus ..................... 11
Figura 8 - Classificação dos rotores quanto à sua orientação......................................... 12
Figura 9 - Exemplo de Hub ........................................................................................... 13
Figura 10 - Partes de uma Turbina de Grande Porte ...................................................... 14
Figura 11 - Perfil do vento ao passar pelas pás de uma turbina ..................................... 15
Figura 12 - Curva de Eficiência Máxima Teórica .......................................................... 17
Figura 13 - Distribuição de Cp em função de λ para diversos tipos de rotores .............. 18
Figura 14 - Pás de rotores existentes .............................................................................. 20
Figura 15 - Gráfico Coeficiente de sustentação x Ângulo de Ataque ........................... 22
Figura 16 - Gráfico Coeficiente de Arrasto x Ângulo de Ataque .................................. 22
Figura 17 - Diagrama de Corpo Livre da Pá .................................................................. 23
Figura 18 - Corte do Freio .............................................................................................. 25
Figura 19 - Forças atuantes e diagramas de esforços cisalhante e momento fletor para o
caso 1 .............................................................................................................................. 32
Figura 20 - Forças atuantes e diagramas de esforços cisalhante e momento fletor para o
caso 2 .............................................................................................................................. 33
Figura 21 - Dimensões consideradas dos anéis de retenção........................................... 37
Figura 22 – Hub da Whisper 100 .................................................................................. 39
Figura 23 - Modo de Içamento ....................................................................................... 41
Figura 24 - Base da Torre ............................................................................................... 41
Figura 25 - Dimensionamento haste e cauda.................................................................. 42
Figura 26 - Haste e cauda do Whisper 100 .................................................................... 43
Figura 27 - Forças atuantes e diagramas de esforços cisalhante e momento fletor para o
eixo intermediário........................................................................................................... 48
Figura 28 – Forças atuantes e diagramas de esforços cisalhante e momento fletor para o
eixo de saída. .................................................................................................................. 49
vii
1
1. INTRODUÇÃO
Por definição, energia eólica é aquela que provém da força do vento. É
uma fonte abundante, renovável, limpa e disponível em muitos lugares. A
transformação de energia elétrica através da força do vento é feita por meio de
aerogeradores, ou turbinas eólicas, que captam a força do vento em suas hélices
ligadas a uma turbina, acionando um gerador elétrico.
A quantidade de energia produzida por uma turbina eólica varia de
acordo com o tamanho das suas hélices, da eficiência de seus componentes
mecânicos e elétricos, e também com o regime de ventos na região onde está
instalada.
A energia eólica já vem sendo utilizada há milhares de anos para
moagem de grãos, para mover barcos impulsionados por velas, para bombeamento
d´água, entre outras aplicações mecânicas. Como o consumo de energia elétrica
tem crescido nas últimas décadas nas áreas residenciais e industriais, os governos
de todo o mundo se viram obrigados a estudar novas fontes de fornecimento de
energia. É nesse contexto que fontes renováveis de energia vêm ganhando
importância.
Energia solar fotovoltaica, energia de biomassa, pequenas centrais
hidrelétricas, e energia eólica, têm sido as principais fontes de investimentos dos
governos para atender a crescente demanda por energia elétrica, e para minimizar
os impactos ambientais causados, principalmente por combustíveis fósseis.
Apesar de grande avanço nos últimos anos, a geração eólica no Brasil
ainda encontra-se em estágio inicial. Entretanto, o Brasil ocupa uma posição
privilegiada na lista dos países com maior potencial de geração de energia eólica
com perspectivas bastante promissoras.
2
1.1. Potencial Eólico Mundial e Nacional
Percebe-se atualmente um crescente e constante desenvolvimento da
energia eólica ao redor de todo o mundo. Na Figura 1, pode-se observar como tem
sido o crescimento da capacidade eólica instalada no mundo desde o ano de 1997
até 2013. Destaque para a intensificação neste crescimento entre 2007 e 2009.
Pode-se creditar esse crescimento ao aumento de investimentos e subsídios sobre
a fonte, junto com uma maior preocupação ecológica e ambiental. Na figura 2,
este comportamento fica mais evidente, quando nestes anos específicos o
crescimento da capacidade instalada aumentou cerca de 50% de ano a ano,
estabilizando em torno de 40 GW a partir de 2009.
Figura 1 - Capacidade instalada total de energia eólica no mundo em MW
3
Figura 2 - Capacidade instalada adicional de energia eólica por ano em MW
As Figuras 3 e 4 apresentam um ranking de países em relação à
capacidade instalada de energia eólica até 2013. É possível observar que países
pioneiros no desenvolvimento da energia eólica, como Alemanha e Espanha,
deram lugar no topo da lista para países maiores, com mais capital para
investimento na fonte. Podemos destacar a China, que em cinco anos aumentou
em mais de dez vezes a capacidade instalada no país.
4
Figura 3 - Ranking dos países em capacidade instalada de energia eólica em 2011 (fonte: WWEA, 2011)
Figura 4 - Ranking dos países em capacidade instalada de energia eólica em 2013 (fonte: WWEA, 2013)
Na figura 3, observa-se que o Brasil, ao final de 2010, ocupava a 21ª
posição no ranking mundial em termos de capacidade eólica instalada, com um
total de 930 MW. Comparando com a capacidade instalada em 2009 (de 600
MW), observa-se que apenas em 2010 o país instalou mais 330 MW, o que
5
representou um aumento de 55%. As previsões para os próximos 20 anos são
animadoras e tendem à manutenção desse crescimento. Estima-se que o país verá
a participação das energias renováveis como um todo crescer para 1250 TWh até
2030.
Em território brasileiro, as regiões onde se encontram os melhores
potenciais para instalação de turbinas eólicas são Norte e Nordeste. Em
comparação a outras fontes alternativas disponíveis nessas regiões, a eólica
apresenta grandes vantagens que a coloca como uma importante opção para novos
investimentos em energia.
A região nordeste é pioneira em instalações de energia eólica devido ao
potencial de ventos favoráveis, e grande parte dos parques eólicos está localizada
na região. Ainda assim, os valores apresentados para as instalações em operação
hoje no país se mostram modestos se comparados às metas estipuladas pelo
governo federal em 2005. Apesar de ainda estarem em fase de crescimento, as
instalações que já estão operando demonstram a importante iniciativa de
concessionárias brasileiras e também de empresas do setor energético, que dentro
do novo cenário elétrico, investiram no desenvolvimento do aproveitamento
eólico para geração de energia [23].
A maior vantagem da energia eólica no Brasil, além de fatores
econômicos como a redução gradual do preço da energia gerada, é a
complementaridade com a fonte hídrica, que é a principal fontena matriz
energética brasileira. A tendência de estabilização sazonal da oferta de energia
utilizando a energia eólica como complemento foi comprovada por estudos dos
níveis médios de vazão dos rios que atendem usinas hidrelétricas nas regiões
nordeste e sul.
A complementaridade na geração de energia tem se mostrado um tema
de grande interesse, uma vez que o consumo de energia elétrica no Brasil
apresenta taxas de crescimento de 5% ao ano, e também pelo fato de garantir
maior segurança ao sistema nacional em caso de escassez de chuvas, o que
prejudica a geração hidrelétrica [22].
Estima-se que até 2020, 12% da energia utilizada no mundo será gerada
pelo vento [21].
1.2. Os ventos
Os ventos que sopram na terra podem ser classificados como ventos de
circulação global ou local. Os ventos de circulação global são resultantes das
6
variações de pressão causadas devido ao aquecimento desigual da terra pela
radiação solar [19].
A radiação solar é mais absorvida pela superfície em regiões próximas a
linha do equador do que em regiões próximas aos pólos. O resultado deste
aquecimento desigual são ventos das superfícies frias dos pólos circulando para o
equador, substituindo o ar quente que sobe nos trópicos e se move pela atmosfera
superior até os pólos, fechando o ciclo.
Além da radiação solar, a rotação da Terra também afeta o ciclo de
ventos. A inércia do ar frio, que se move perto da superfície em direção ao
equador, tende a girá-lo para o oeste, enquanto o ar quente, movendo-se na
atmosfera superior em direção aos pólos, tende a ser desviado para o leste. Isso
causa uma grande circulação anti-horária em torno de áreas de baixa pressão no
hemisfério norte e circulação horária no hemisfério sul.
Como o eixo de rotação da Terra é inclinado em relação ao plano no
qual ela se move em torno do Sol, ocorrem variações sazonais na intensidade e
direção do vento em qualquer lugar na superfície da Terra.
Forças gravitacionais, inércia do ar e fricção do ar com a superfície da
terra, além do gradiente de pressão e as forças causadas pela rotação da Terra
(conhecidas como forças de Coriolis), influenciam os ventos globais.
Já os ventos locais, são influenciados por fatores como: rugosidade do
terreno, tipo de vegetação, construções e relevo, entre outros parâmetros do local
[8].
A Figura 5, a seguir, ilustra a circulação dos ventos globais citados
acima.
7
Figura 5 - Circulação dos ventos globais
Experimentos em mecânica dos fluidos mostram que a velocidade de
um fluido que escoa próximo a uma superfície é nula em função do atrito entre o
ar e a superfície do solo. Ao analisar o perfil de velocidade deste fluido com a
altura, verifica-se que, no sentido perpendicular à altura, a velocidade passa de um
valor nulo e atinge uma velocidade de escoamento U. Esta mudança é mais
acentuada próxima à superfície, e menos acentuada em grandes alturas.
A região junto à superfície em que ocorre esta mudança no valor da
velocidade é conhecida como camada limite. Na Figura 6 é possível notar a
variação da velocidade U na camada limite l, e a sua estabilidade em maiores
alturas [9].
Figura 6 - Escoamento sobre uma superfície plana
8
No interior da camada limite, normalmente o ar escoa com certa
turbulência, tendo em vista a influência de parâmetros como: densidade,
viscosidade, rugosidade e presença de obstáculos.
Como as turbinas eólicas são instaladas no interior da camada limite,
(considerada até 150 metros acima da superfície) é importante conhecer a
distribuição de velocidades em relação à altura para determinar a produtividade da
turbina e para avaliar os esforços sofridos pelos equipamentos, já que esforços
cíclicos podem surgir no caso de instabilidade de ventos, o que pode ocasionar
falhas por fadiga [8].
Para o dimensionamento confiável da capacidade de geração de energia
eólica em uma região, é necessária, após um estudo preliminar de identificação de
locais promissores, a instalação de equipamentos próprios de medição e coleta de
dados por um período de tempo.
A escolha do local de medição, a instalação dos aparelhos e a calibração
dos mesmos, são essenciais para um resultado satisfatório. Recomenda-se também
que as medições sejam executadas por um período mínimo de um ano, devido às
variações sazonais do vento.
Além disso, em um parque eólico, as turbinas devem estar posicionadas
na direção do vento, espaçadas a uma distância de oito a dez vezes o seu diâmetro.
Este espaçamento é necessário tendo em vista a alteração da velocidade e perfil do
vento quando deixa a turbina. Com o espaçamento reduzido, a turbina a montante
funciona como um obstáculo, prejudicando o funcionamento de outras
posicionadas atrás [22].
1.3. Aerogeradores
1.3.1.Histórico
Os aerogeradores, ou turbinas eólicas, possuem um histórico um pouco
diferente se comparados a outras máquinas primitivas. Pode-se dizer que sua
origem está perdida na antiguidade, mas mesmo assim, sua reputação como um
gerador de potência mecânica útil ao longo dos últimos milhares de anos foi
solidamente estabelecida. O moinho de vento, que despontou ao lado da roda
d’água como uma das duas primeiras máquinas baseadas na energia cinética de
recursos naturais alcançou seu apogeu nos séculos XVII e XVIII [17].
9
Há muitas décadas, os moinhos de vento eram parte importante da
economia rural e só caíram em desuso com a invenção e popularização de motores
movidos a combustíveis fósseis e a expansão da energia elétrica em regiões rurais.
O uso de turbinas eólicas para gerar eletricidade surgiu no final do século XIX,
com a turbina de corrente contínua construída por Charles Brush e a pesquisa
desenvolvida por Poul la Cour. Apesar disso, durante grande parte do século XX,
houve pouco interesse em utilizar a energia do vento para gerar eletricidade salvo
para fins de recarga de baterias em localizações remotas, e esses sistemas de baixa
potência foram rapidamente aposentados no momento em que o acesso à rede
elétrica tornou-se disponível.
A partir de 1930, diversas tentativas de configurações em busca de
padrões para a geração de energia elétrica a partir do vento foram observadas ao
redor do mundo. Apesar dos avanços tecnológicos, houve pouco interesse em
empregar a energia eólica até a forte alta do preço do petróleo em 1973.
A subida repentina dos preços do barril de petróleo estimulou alguns
governos a conceder financiamentos substanciais para programas de pesquisa,
desenvolvimento e demonstração de novas tecnologias, os quais favoreceram a
produção de muito conhecimento importante nos campos científico e de
engenharia. No entanto, os problemas de se operar aerogeradores muito grandes,
sem equipes instaladas nas proximidades e em condições climáticas difíceis
foram, de forma geral, subestimados, e a confiabilidade dos protótipos não era
boa. O Conceito Dinamarquês de turbina eólica surgiu a partir de um rotor de três
pás regulado por stall (onde o fenômeno do estol é utilizado para reduzir a
velocidade do rotor), na configuração upwind (no qual o plano do rotor está
localizado à frente da máquina), e um gerador síncrono acoplado ao sistema de
transmissão. Essa arquitetura aparentemente simples mostrou-se bem-sucedida e
foi implantada em turbinas de até 60 metros de diâmetro e com potência de até 1,5
MW [16].
A partir dos anos 1990, a utilização de turbinas eólicas para produzir
eletricidade foi motivado pelo fato das mesmas emitirem baixa quantidade de gás
carbônico (CO2) durante o ciclo de vida inteiro da turbina (desde a manutenção,
instalação, operação até o descomissionamento) e pelo potencial da energia dos
ventos de contribuir para mitigar o fenômeno das mudanças climáticas. Então, por
10
volta de 2006, o altíssimo preço do petróleo e preocupações a respeito da
segurança de recursos energéticos levaram a mais um aumento no interesse em
energia eólica e uma sucessão de políticas foram estabelecidas em muitos países
para fomentar seu uso [15].Como uma tecnologia de geração energética relativamente nova, a
eólica precisa de suporte financeiro para estimular seu desenvolvimento e atrair
investimentos da iniciativa privada. Esse suporte é dado em muitos países e é
visto como um reconhecimento à contribuição da eólica para a atenuação das
mudanças climáticas e para a segurança dos sistemas energéticos nacionais.
Medidas de apoio mais gerais para geração de energia elétrica de baixo nível de
emissões de carbono, como o Sistema Europeu de Comércio de Emissões (EU
ETS), ou outras políticas de comércio de créditos de carbono, fornecem apoio
significativo para o desenvolvimento da energia eólica no futuro [15].
1.3.2.Tipos de Turbinas Eólicas
As turbinas eólicas podem ser classificadas de diversas maneiras, mas a
principal é de acordo com a orientação do eixo do rotor em relação ao solo, que pode
ser vertical ou horizontal.
As turbinas eólicas com eixo vertical têm como principal vantagem, em
relação à horizontal, o fato de funcionarem independentemente da direção que se
encontra o vento. Outra vantagem é a disposição do eixo na vertical, que requer
estruturas de sustentação mais simples.
As TEEV´s (Turbina Eólica de Eixo Vertical) podem ser movidas por
forças de sustentação e de arrasto. Forças de sustentação são forças as quais um
corpo está submetido quando sobre um fluxo de ar, na direção perpendicular. Já as
forças de arrasto, atuam em linhas paralelas à direção do fluxo de ar.
Os principais modelos de eixo vertical são o Savonius e Darrieus
(Figura 7). O primeiro, proposto por S. J. Savonius [10] na década de 30 era
movido pela força de arrasto e foi baseado no rotor de Flettner [12].
O modelo conhecido como Darrieus, foi inventado por G. J. M Darrieus
[13] tem seu funcionamento baseado na força de sustentação de um aerofólio, o
11
que permite que se obtenha uma rotação mais elevada neste modelo em relação ao
Savonius [11].
Além disso, o modelo Darrieus apresenta maior eficiência, permitindo a
construção de modelos maiores e capazes de gerar potências mais elevadas.
Figura 7 - Turbinas eólicas de eixo vertical modelo Savonius (esquerda) e Darrieus (direita)
A principal desvantagem das turbinas eólicas de eixo vertical é sua
baixa eficiência se comparada com a de eixo horizontal.
As Turbinas eólicas de eixo horizontal são as mais difundidas no
mercado, e têm como característica principal a necessidade de um sistema de
controle para posicionar o rotor na direção predominante de vento. Elas extraem
com maior eficiência a energia do vento, se comparadas as TEEV´s.
Os rotores de uma turbina de eixo horizontal são classificados de
acordo com sua orientação em relação ao vento (que pode ser downwind ou
upwind), número de pás, sistema de controle (pitch ou stall) e a forma com que se
alinham à direção do vento (yaw ativo ou passivo). A maioria de seus sistemas
mecânicos e elétricos estão instalados no nível do eixo de rotação. A Figura 8
12
mostra as configurações upwind e downwind de uma Turbina Eólica de Eixo
Horizontal [14].
Figura 8 - Classificação dos rotores quanto à sua orientação: (a) Upwind e (b) Downwind
As principais partes de uma turbina eólica para geração de eletricidade
são:
- Rotor: é o componente que realiza a transformação da energia cinética
dos ventos em energia mecânica de rotação. No rotor são fixadas as pás da turbina
e todo o conjunto é conectado a um eixo que transmite a rotação das pás para o
gerador, através de uma caixa multiplicadora.
- Caixa de Multiplicação: Responsável pelo aumento da velocidade de
rotação do eixo de baixa velocidade.
- Hub: constitui elemento de conexão das pás com o eixo do rotor
transmitindo forças, conjugados e vibrações. Pode ser construído de aço fundido,
placas de aço soldadas ou aço forjado. (Figura 9)
13
Figura 9 - Exemplo de Hub
- Pás do rotor: Aproveitam a energia do vento para girar em torno do
eixo de rotação da turbina. As pás são determinantes para o cálculo da potência da
turbina. Quanto maior o seu diâmetro, maior a área de varredura do rotor.;
- Sistema de Freios: É utilizado como uma forma mecânica de reduzir a
rotação das pás. O sistema de freios trabalha em sincronia com os mecanismos de
controle eletrônico, sendo acionado quando a velocidade de rotação das pás atinge
níveis potencialmente perigosos à estrutura;
- Nacele: compartimento (estrutura de proteção) do conjunto contendo a
engrenagem, eixos, gerador, controlador e freio (todo o mecanismo do gerador);
- Gerador: Responsável pela conversão da energia mecânica em energia
elétrica.
- Mecanismo de Controle de Potência: Responsável controle da
velocidade de rotação das pás;
- Torre: é o componente projetado para sustentar a turbina com todos os
seus componentes. As torres podem ser de concreto, metálicas (de aço) ou
híbridas (com uma parte de concreto e outra de aço), e podem ser de três tipos:
treliçadas, tubulares estaiadas e tubulares livres. As torres representam
aproximadamente 20% do valor final do conjunto instalado;
- Sistema de Controle de Guinada (Yaw Control) – Orienta o rotor na
direção do vento, de modo a manter a turbina em posição perpendicular ao vento,
14
aumentando a potência. Turbinas que trabalham sem este mecanismo estão
sujeitas a maiores cargas de fadiga e danos estruturais.
Figura 10 - Partes de uma Turbina de Grande Porte
2. PROJETO DA TURBINA
Este projeto tem como objetivo o desenvolvimento de uma turbina
eólica de eixo horizontal para geração de energia elétrica. Será projetada uma
turbina de pequeno porte do tipo “UpWind” (recebe o vento frontalmente) e com
sistema passivo de controle de guinada por meio de cauda com os parâmetros
iniciais definidos abaixo.
2.1. Dados iniciais
 Velocidade de projeto: 8m/s;
 Altura da torre: 12m;
 Diâmetro do Rotor: 4m;
15
2.2. Estimativa Potência
A potência gerada pelas turbinas eólicas representa apenas uma fração
de toda a potência contida no vento. Essa quantidade aproveitada é quantificada
pelo Coeficiente de Potência, Cp.
O Cp, é então, a relação entre a potência máxima possível de se extrair
do vento e a quantidade total de potência contida nele. Estas perdas acontecem
devido a características aerodinâmicas das turbinas [11].
O físico alemão Albert Betz, em 1928 formulou a lei Betz,
demonstrando que o máximo físico da utilização da energia cinética do vento
reside nos 59,3%. A sua teoria sobre o design das pás, que otimiza o coeficiente
de potência, continua ainda hoje a ser a base da construção dos equipamentos.
A Figura 11 e as equações a seguir demonstram como Betz chegou a
este resultado, e como é calculado o Cp para turbinas eólicas modernas.
Figura 11 - Perfil do vento ao passar pelas pás de uma turbina
Sendo:
V1 = velocidade do vento não perturbado (antes de passar pela turbina)
V0 = velocidade do vento ao atingir com as pás
V2 = velocidade do vento após passar pelas pás
e V1 > V0 > V2
16
Pela lei da continuidade de fluxo [9]:
1ܸ ∙ 1ܣ = 2ܸ ∙ 2ܣ
Então, todo volume de ar que chega até as pás, deve sair delas. Como a
velocidade V2 do ar na saída é menor que na entrada, este ar ocupará uma área,
A2, maior que A1.
A energia extraída dos ventos nas pás do rotor é a diferença entre a
energia cinética do vento que chega pela parte frontal da turbina e a energia
cinética contida no vento que deixa a turbina. Esta energia pode ser calculada pela
equação abaixo:
Onde ݉ é a massa de ar em quilogramas e ݒ é a sua velocidade em
metros por segundo.
A quantidade, ou massa de ar utilizada para calcular esta energia é
expressa em função da densidade do ar ߩ e do seu volume V. Este volume V é
calculado pela área de varredura das pás da turbina eólica e por uma distância x.
Então, substituindo ݉ ,ݔ∙ܣ∙ߩ= a equação fica:
Para calcular a potência gerada, é necessário considerar a derivada da
energia em relação ao tempo:
17
Ou seja, a potência será:
Como ݔ é uma distância, sua derivada em relação ao tempo resulta em
uma velocidade.ݒ Substituindo mais uma vez na equação acima, chegamos a
equação abaixo:
Onde ߩ é a densidade do ar, ܣ é a área em metros quadrados da seção
transversal do cilindro e éݒ a sua velocidade em m/s.
Porém, esta potência foi calculada até agora considerando o
aproveitamento de toda a energia cinética disponível no vento, o que não acontece
na prática. Como dito anteriormente, a potência gerada pelas turbinas eólicas
representa apenas uma fração de toda a potência contida no vento.
Essa quantidade aproveitada é quantificada pelo Coeficiente de
Potência, Cp, e o restante é desperdiçado no vento que deixa as pás da turbina. A
figura 12 a seguir mostra a curva de eficiência máxima teórica do Cp, de onde
Betz chegou aos 59,3% (ou 16/27) como maior valor teórico de Cp.
Figura 12 - Curva de Eficiência Máxima Teórica
18
Portanto, devemos incluir o termo Cp na equação da potência para ser
possível determinar, de fato, a potência gerada pela turbina eólica.
Além do Cp, os aerogeradores possuem um coeficiente associado à
eficiência do gerador elétrico, transmissão mecânica e elétrica, chamado .ߟ
Esta potência é então expressa da seguinte maneira:
Ou, substituindo a área A:
Onde ߩ é a densidade do ar, ݒ é a sua velocidade em m/s e ܦ é o
diâmetro do círculo gerado pelas pás em metros, ݌ܥ é o coeficiente de potência do
rotor ou eficiência da turbina e éߟ o coeficiente de eficiência do gerador elétrico e
de outros componentes mecânicos da turbina eólica.
De acordo com a figura 13 abaixo, o Cp para uma turbina de 3 pás com
razão de velocidade 5.5 (Retirado da Figura 14) é 0,4. Então, consideraremos que
=ߟ 67.5%.
Figura 13 - Distribuição de Cp em função de λ para diversos tipos de rotores 
19
Substituindo os valores:
=ߩ 1.225kg/m³;
=ݒ 8m/s;
D = 4m;
=݌ܥ 0.5926;
η் = 0.675
ηெ ;ா = 0.95
=ߟ η் . ηா
P = 1497.75 W;
=�ߣ
ܴ߱
ݒ
λ = Tip-Speed Ratio (Retirado da Figura 14)
ݒ= Velocidade do Vento [m/s]
R = Raio do Rotor [m]
ω = Velocidade Rotacional do Rotor [rad/s]
=ߣ 5.5
߱ = 22 rad/s = 210 rpm
σ = Solidez do Rotor = 8.9% (Retirado da Figura 14)
W = velocidades relativa resultante na pá
ܹ = ඥݒଶ + (ωR)ଶ
ܹ = 44.7�݉ ݏ/
20
2.3. Dimensionamento das pás
Os perfis aerodinâmicos são responsáveis em grande parte pelo bom
desempenho dos rotores eólicos, uma vez que as forças de sustentação e arrasto
dependem da geometria do perfil. Encontramos diversos perfis aerodinâmicos
possíveis, mas preferimos nos basear em modelos já existentes e estudados de
rotores de três pás. Pela tabela da figura abaixo [3], um perfil apropriado para um
rotor com as condições iniciais dadas, seria algum da família NACA 44XX.
Figura 14 - Pás de rotores existentes
21
As pás terão o perfil aerodinâmico NACA 4418 constante ao longo da
pá (assim como a corda e o ângulo de passo) e serão feitas a partir de um
esqueleto de aço rígido, suficiente para resistir aos esforços atuantes, preenchido
com bloco de poliuretano, por ser um material leve e resistente, e será coberto de
vibra de vidro, devido à facilidade de laminação, durabilidade e resistência.
Usaremos uma haste para unir a pá ao hub e a uma chapa de aço. Essa
haste passará por boa parte da extensão da pá, para aumentar sua resistência às
cargas aerodinâmicas. A pá será fabricada em duas partes que serão coladas após
a montagem.
A razão entre o diâmetro do bosso e o diâmetro do rotor será 0.2 [5].
Com isso e com os dados da Figura 14, podemos calcular seu tamanho de corda
através da fórmula da solidez.
ܿ= .ߨ.ߣ
஽మ
ସ.௭.௟
c = 0.233 m;
l = comprimento da pá = (2 – 0.4) = 1.6 m;
z = n° de pás = 3
Devemos escolher o ângulo de ataque (α) da pá. O critério utilizado 
para a escolha deste ângulo foi o de se selecionar um que proporcionasse
uma boa razão entre o coeficiente de sustentação e o coeficiente de arrasto. O
ângulo selecionado foi o de 7.25°, e o seu coeficiente de sustentação (Cl) é
igual a 1.15, o coeficiente de arrasto (Cd) é igual a 0.0241 [6].
O ângulo de escoamento é obtido através da fórmula:
ϕ = tanିଵ(
ݒ
ωR
)
ϕ = 10,3° 
Ângulo de Passo (β) = ϕ – α = 3,05° 
22
Figura 15 - Gráfico Coeficiente de sustentação x Ângulo de Ataque [25]
Figura 16 - Gráfico Coeficiente de Arrasto x Ângulo de Ataque [25]
23
Considerando que o perfil aerodinâmico da pá é constante ao longo do
raio do rotor, pode-se considerar, que o torque gerado por um rotor e a força axial
exercida sobre o rotor é:
ܶ ൌ
௉௢௧
ఠ
= 71,68 N.m
ൌݔܨ
1
2
.ρ. WଶǤݖǤܿ Ǥሺܥ Ǥ݈ܿ Ԅെݏ݋ ��Ǥ���Ԅሻሺ�െ ܴܾሻ
=ݔܨ 1,542 KN
2.4. Esforços Atuantes na Pá
Analisando os esforços atuantes nas pás, verificou-se que as forças que
atuam sobre o rotor são de origem gravitacional, aerodinâmica e centrífuga. A
figura 17 mostra o diagrama de corpo livre da pá.
Figura 17 - Diagrama de Corpo Livre da Pá
Para os cálculos, consideraremos a pá como uma viga engastada e que
os maiores cargas atuam de maneira uniforme na pá. O material escolhido para a
24
haste foi o SAE 4340 recozido (tensão de escoamento de 1080 Mpa), que deverá
ser coberto com um filme anticorrosivo e tinta, devido à exposição ao clima. Foi
desconsiderada a resistência da carenagem da pá, no entanto, nos modelos
modernos todo esforço é resistido pela fibra de vidro reforçada.
Força Normal na Estrutura =
ଵହସଶ௄ே
ଷ
= 514ܰ
Força Tangencial na Estrutura =
଻ଵ.଺଼
଺
= 11.95�ܰ
Largura da viga: b = 40mm
Espessura da viga: h = 28mm
Distância do centro de massa da pá ao eixo de rotação: L = 1.6m
Tensão Normal devido à força Normal: ௭ଵߪ = ேܨ .ܮ.
೓
మ
ூ೤
= �ܽܲܯ151
Tensão Normal devido à Força Tangencial: ௭ଶߪ = ்ܨ .ܮ.
್
మ
ூೣ
= ܽܲܯ2.55
Peso Próprio da haste: w = 0.5 kgf/m
Tensão Normal devido ao peso próprio: ௭ଷߪ = ݓ ܮ.
ଶ.
್
మ
ூೣ
= ܽܲܯ2.97
Tensão de cisalhamento devido à força normal: ௭߬௫ =
ிಿ
௕.௛
= ܽܲܯ0.45
A tensão cisalhante devido ao peso próprio e à força tangencial são
desprezíveis.
Utilizando a Teoria de Von Mises:
௏ெߪ = ටߪ௓�
ଶ + 3 ௓߬௑ଶ = 156.22 Mpa
Fator de Segurança: FS =
ఙ೐
ఙೇಾ
=
ଵ଴଼଴
ଵହ଺.ଶଶ
= 6.91
Deflexão na pá: =ߜ ேܨ .
௅య
ଷாூ೤
= 11.36 cm
25
2.5. Sistema de Frenagem
Foi especificado um freio de emergência para impedir que a turbina
continue funcionando com velocidades de vento muito superiores a de projeto. O
freio será acoplado no eixo de alta rotação. Foi desconsiderado o tempo de
frenagem por não ser relevante.
Foi escolhido um freio eletromagnético do fabricante Mayr e
especificado como o ROBA-stop 150m. O catálogo utilizado para esta seleção
encontra-se no Anexo II.
O freio funciona através de um campo eletromagnético que separa dois
discos que giram livremente (freio não acionado), quando esse campo é desfeito
os discos se aproximam e pelo atrito entro os discos o sistema começa a parar de
rodar (freio acionado).
Figura 18 - Corte do Freio
A seleção desse freio se baseou nas condições de torque do sistema e
rotação do eixo. Foi adicionado um fator de segurança de valor 2 e selecionou-se
um freio superior ao necessário.
O suporte do freio será feito de aço 1020 que será coberto por um filme
anticorrosivo e tinta.
26
2.6. Gerador
A função dos geradores é converter a energia mecânica em energia
elétrica.
Para este projeto, foi selecionado um gerador que funcionasse com a
potência disponível de projeto. Optou-se pelo motor trifásico de indução W22
Quattro da marca brasileira WEG, 4 pólos – 1,5kW (@1800RPM), 220/380V e 60
Hz de frequência.
Dados adicionais podem ser encontrados na folha de dados do motor,
no Anexo II.
2.7. Engrenagens
Primeiramente vamos dimensionar as engrenagens. Em nossa turbina
eólica utilizaremos um variador de velocidades em dois estágios. Nos dois
estágios será utilizada a mesma razão de transmissão para que os pares de
engrenagens sejam iguais, facilitando a compra ou fabricação destes.
Primeiramente deve-se estabelecer a razão de transmissão ideal que
possibilite o uso de pares de engrenagens iguais.
௜݅= ඨ
௘݂
௖݂
= 2.928
௘݂= Frequência de saída desejada = 1800 rpm
௖݂ = Frequência na coroa 1 = 210 rpmConforme recomendação [1], o número mínimo de dentes para o pinhão
é 18 e para coroa 12, assim como o módulo do erro entre as rotações teóricas e
reais não deve ultrapassar 2%.
Escolheremos a razão de transmissão 3:1, pois com a razão de
transmissão ideal encontrada não é possível obter um número de dentes inteiro.
i = 3;
27
Número de dentes escolhido para o pinhão (zp) = 20;
Número de dentes para a coroa (zc) = 60;
m = 1mm (módulo);
Foi definido que as engrenagens serão cilíndricas de dentes retos, com
ângulo de pressão de 20°. Os dentes serão fabricados pela operação de
fresamento, e depois sofrerão um acabamento retificado. A temperatura de
trabalho é inferior a ,ܥ120° confiabilidade de 95% e ciclo de vida maior que 10଼
ciclos. O coeficiente de segurança escolhido foi =ܵܥ 4, já que a recomendação é
de que 3 ≤ ܨ ≤ 5 [1]
O dimensionamento levará em consideração três critérios: critério da
AGMA, critério de falha por fadiga e critério de desgaste superficial.
A fim de facilitar a fabricação, todas as engrenagens serão fabricadas
com o mesmo material.
Material escolhido = Aço 1030 Temperado e Revenido
௨ܵ೟ =848 Mpa
௬ܵ =648 Mpa
ܤܪ = 495
Critério da AGMA
௔ௗ௠ߪ =
௬ܵ
ܵܥ
=
648
4
= �ܽܲܯ�162
Interpolando na tabela 2, Anexo I, para z୮ = 20 e zୡ = 60, J =
0,36012.
௣݀ଵ
= ݉ ∙ =ݖ 1 ∙ 60 = 60�݉ ݉
௣݀ଶ
= ݉ ∙ =ݖ 1 ∙ 20 = 20�݉ ݉
=݌
ߨ ∙ ௣݀
ݖ
=
ߨ ∙ 20
20
= 3,14�݉ ݉
=ݒ ߨ ∙ ௣݀ ∙ ݊ =
ߨ ∙ 20 ∙ 630
60 ∙ 1000
= 1,26�݉ ݏ/
ܹ ௧ =
ܲ
ݒ
=
1576,32
1,26
= 1251,05�ܰ
௩ܭ =
50
50 + √200 ∙ ݒ
=
50
50 + √200 ∙ 1,26
= 0,76
28
Recomendação 3 ∙ ≥݌ ܨ ≤ 5 ∙ �݌
Largura de face escolhida: =��௣ܨ 15݉݉
஺ீெߪ ஺ =
ܹ ௧
௩ܭ ∙ ݉ ∙ ∙ܬ ௣ܨ
=
1251,05
0,76 ∙ 1 ∙ 0,36012 ∙ 15
= ܽܲܯ�304,74
Fator de Segurança: FS =
ఙ೐
ఙಲಸಾ ಲ
= 2,8
Critério de falha por fadiga
߬=
ܹ ௧
௩ܭ ∙ ܨ ∙ ݉ ∙ ܬ
=
1251,05
0,76 ∙ 15 ∙ 1 ∙ 0,36012
= ܽܲܯ�304,74
Para acabamento retificado, ܽ= 1,58 e ܾ= −0,085, conforme tabela
3, Anexo I. Então,
௔݇ = ܽ ∙ ௨ܵ೟
௕ = 1,58 ∙ 848ି଴,଴଼ହ = 0,89
Conforme tabela 4, Anexo I, para módulos 1 ≤ ݉ ≤ 2:
௕݇ = 1
Conforme tabela 5, Anexo I, para confiabilidade de 95%:
௖݇ = 0,868
De acordo com a recomendação, para temperaturas inferiores a :ܥ350°
ௗ݇ = 1 [7]
O fator de concentração de tensões ௘݇ já está incluído no fator de forma
,ܬ portanto:
௘݇ = 1 [7]
Conforme recomendação [7], para engrenagens que giram em um único
sentido de rotação:
௙݇ =
2
1 + ൬
700
௨ܵ೟
൰
=
2
1 + ቀ
700
848ቁ
= 1,33
Como ௨ܵ೟ < ܲܯ1400 :ܽ
௘ܵ
ᇱ�= 0,5 ∙ ௨ܵ೟ = 0,5 ∙ 848 = ܽܲܯ�424
Então:
௘ܵ = ௔݇ ∙ ௕݇ ∙ ௖݇ ∙ ௗ݇ ∙ ௘݇ ∙ ௙݇ ∙ ௘ܵ
ᇱ�= 0,89 ∙ 1 ∙ 0,868 ∙ 1 ∙ 1 ∙ 1,33 ∙
424 = ܽ݌ܯ�436
29
௚݊ =
௘ܵ
߬
=
436
304,74
= 1,43
Conforme tabela 6, Anexo I, para força motriz uniforme e máquina
movida uniforme:
଴ܭ = 1
Conforme tabela 7, Anexo I, para força montagem acurada e largura do
dente ܨ < 50�݉ ݉ :
ெܭ = 1,3
Então:
݊ =
௚݊
଴ܭ ∙ ௠ܭ
=
1,43
1 ∙ 1,3
= 1,1
ܥ ௘ܵ௦௧ =
௬ܵ
߬∙ ଴ܭ ∙ ௠ܭ
=
648
304,74 ∙ 1 ∙ 1,3
= 1,7
ܥ ௗܵ௜௡ =
2 ∙ ௘ܵ ∙ ௨ܵ೟
൫ܵ ௘ + ௨ܵ೟൯∙ ߬∙ ଴ܭ ∙ ௠ܭ
=
2 ∙ 436 ∙ 848
(436 + 848) ∙ 305 ∙ 1 ∙ 1,3
= 1,45
Critério de desgaste superficial
Conforme a tabela 8, Anexo I, para pinhão e coroa fabricados de aço:
௣ܥ = 191
௏ܥ =
78
78 + √200 ∙ ݒ
=
78
78 + √200 ∙ 1,26
= 0,83
=ܫ
ߠݏܿ݋ ∙ ߠ݊݅ݏ
2
∙
݅
݅+ 1
=
°20ݏܿ݋ ∙ °20݊݅ݏ
2
∙
3
3 + 1
= 0,12
ு߬ = ௣ܥ ∙ ට
ௐ ೟
஼ೇ ∙ி∙ௗ೛∙ூ
= 191 ∙ ට
ଵଶହଵ,଴ହ
଴,଼ଷ∙ଵହ∙ଶ଴∙଴,ଵଶ
= ܽܲܯ�944,07
஼ܵ = 2,76 ∙ ܤܪ − 70 = 2,76 ∙ 495 − 70 = 1296,20
Conforme recomendação [7], para engrenagens de dentes retos:
ுܥ = 1
Para temperaturas ܶ ≤ 120℃ [7]:
்ܥ = 1
Conforme tabela 9, Anexo I, para ciclo de vida maior ou igual a 10଼:
௅ܥ = 1
Conforme tabela 10, Anexo I,, para confiabilidade de 95%:
ோܥ = 0,80
30
ுܵ = ஼ܵ ∙
௅ܥ ∙ ுܥ
்ܥ ∙ ோܥ
= 1296,20 ∙
1 ∙ 1
1 ∙ 0,80
= 1620,25
௚݊ =
ுܵ
ு߬
=
1620,25
944,07
= 1,72
Conforme tabela 11, Anexo I, para força motriz uniforme e máquina
movida uniforme:
଴ܥ = 1
Conforme tabela 12, Anexo I, para força montagem acurada e largura
do dente ܨ < 50�݉ ݉ :
ெܥ = 1,3
Então:
݊ =
௚݊
଴ܥ ∙ ௠ܥ
=
1,72
1 ∙ 1,3
= 1,33
ܥ ௦ܵ௨௣ =
ுܵ
ு߬ ∙ ଴ܥ ∙ ௠ܥ
=
1620,25
944,07 ∙ 1 ∙ 1,3
= 1,32
2.8. Eixos
Após o dimensionamento das engrenagens, com a largura da face e as
cargas atuantes em cada uma delas conhecida, podemos estimar o comprimento de
cada eixo, calcular os esforços e o diâmetro mínimo recomendado.
Com auxilio do software FTool para calcular os momentos fletores e as
cortantes, através do critério de Sodeberg determinou-se o diâmetro mínimo ௠݀ í௡
dos eixos, conforme equação a seguir:
௠݀ í௡ = ඩ
32 ∙ ܵܥ
ߨ
∙ ඨ(
௠ܯ á௫
௘ܵ
)ଶ + (
ܶ
௬ܵ
)ଶ
మయ
Onde ௠ܯ á௫ é o momento fletor máximo e ܶ é o torque transmitido pelo
eixo.
O coeficiente de segurança escolhido, conforme recomendação [7], foi
=ܵܥ 1,5. A confiabilidade desejada será de 99%. Além disso, a fim de facilitar a
fabricação, todos os eixos serão fabricados com o mesmo material, que possui as
seguintes propriedades:
31
݁ݐܽܯ ܽ݅ݎ ܿݏ݈݁� ݈݋ ℎ݅݀ =݋ �4340��ܶ݋çܣ ݁݉ ݁݌ ܽݎ ܴ�݁�݋݀ ݁݁ݒ ݊݅݀ �݋
௨ܵ೟ =1720 Mpa
௬ܵ = 1590 Mpa
ܤܪ = 486
∆݈
݈
= 10%
Determinação do diâmetro mínimo do eixo de entrada
O eixo de entrada recebe as cargas aerodinâmicas, peso do hub, das pás
e a carga proveniente da primeira coroa. Os cálculos serão feitos considerando o
pior caso (eixo sendo freado, mas sua velocidade angular se mantém constante).
O peso do hub foi estimado como 120N e o peso de cada pá como
250N.
Para calcular as tensões atuantes, foi utilizado o princípio da
superposição.
O primeiro caso foi modelado como uma viga bi apoiada com carga de
balanço. Foram consideradas as cargas oriundas dos pesos do hub (estimado como
120N) e das pás (estimado como 250N cada uma).
32
Figura 19 - Forças atuantes e diagramas de esforços cisalhante e momento fletor para o caso 1
No segundo caso será considerada a carga proveniente da coroa 1.
33
Figura 20 - Forças atuantes e diagramas de esforços cisalhante e momento fletor para o caso 2
Foi calculado o momento fletor combinado na seção da coroa e na
seção do mancal.
Momento fletor na seção da coroa = -79.322 N.m
Momento fletor na seção do mancal = -168.672 N.m
34
Em função do diâmetro da seção crítica, foram feitos os cálculos para a
tensão média equivalente e para a amplitude de tensão equivalente. Após algumas
manipulações geométricas, chegou-se às equações simplificadas:
Tensão média simplificada: ௠ߪ = ܯ ்.
ଵ଺√ଷ
గ
.݀ଷ
Tensão de amplitude simplificada: ௔ߪ = .ଵܨ .ܽ
ଷଶ
గௗయ
Critério de Sodeberg
Fator de acabamento superficial - ௔݇
Para acabamento retificado, ܽ= 1,58 e ܾ= −0,085, conforme tabela
[7]. Então,
௔݇ = ܽ ∙ ௨ܵ೟
௕ = 1,58 ∙ 1720ି଴,଴଼ହ = 0,84
Fator de dimensão - ௕݇
Conforme recomendação [1], para diâmetros 2,79≤ ݀ ≤ 51:
௕݇ = 1,24 ∙ ݀
ି଴,ଵ଴଻
Porém, o diâmetro do eixo ainda não é conhecido, então o fator de
dimensão foi estimado em ௕݇ = 0,90 e, a seguir, calculado após conhecido o
diâmetro mínimo do eixo.
௕݇ = 1,24 ∙ ݀
ି଴,ଵ଴଻ = 1,24 ∙ 25ି଴,ଵ଴଻ = 0,88
O valor encontrado é muito próximo do estimado.
Fator de confiabilidade - ௖݇
Conforme tabela Tabela 5, Anexo I, para confiabilidade de 99%:
௖݇ = 0,814
Fator de temperatura - ௗ݇
De acordo com a recomendação [7], para temperaturas inferiores a
:ܥ350°
ௗ݇ = 1
35
Fator de concentração de tensões - ௘݇
O fator de concentração de tensões ௘݇ é calculado da seguinte forma:
௘݇ =
1
1 + ݍ ∙ ( ௧݇− 1)
Onde ݍ é a sensitividade ao entalhe e ௧݇ é um outro fator de
concentração de tensões.
De acordo com as tabelas 13 e 14, Anexo I, respectivamente, =ݍ 0,9 e
௧݇ = 1,5, então:
௘݇ =
1
1 + ݍ ∙ ( ௧݇− 1)
=
1
1 + 0,9 ∙ (1,5 − 1)
= 0,69
Limite de endurança - ௘ܵ
ᇱ�
Como ௨ܵ೟ > ܲܯ1400 :ܽ
௘ܵ
ᇱ�= ܽܲܯ�700
Então:
௘ܵ = ௔݇ ∙ ௕݇ ∙ ௖݇ ∙ ௗ݇ ∙ ௘݇ ∙ ௘ܵ
ᇱ�= 0,84 ∙ 0,90 ∙ 0,814 ∙ 1 ∙ 0,69 ∙ 700
= ܽ݌ܯ�296,64
E:
௠݀ í௡ = ඩ
32 ∙ ܵܥ
ߨ
∙ ඨ(
௠ܯ á௫
௘ܵ
)ଶ + (
ܶ
௬ܵ
)ଶ
మయ
= 24,216�݉ ݉
A força crítica para o início da flambagem é muito alta, então concluiu-
se que a flambagem não é um fator de risco ao eixo.
Eixo Intermediário e Eixo de Saída
De maneira análoga as demonstradas acima foram feitos cálculos para a
determinaçãodos eixos intermediários e de saída.
Para o eixo intermediário, considerou-se que o eixo suporta o pinhão 1
e a coroa 2.
36
Para o eixo de saída, considerou-se os esforços oriundos do pinhão 2.
Os diagramas com os esforços estão no Apêndice A .
Diâmetro Crítico do eixo Intermediário: 15,132 mm;
Diâmetro Crítico do eixo Saída: 13,367 mm.
Por questões geométricas utilizaremos eixos de 25mm no eixo de
entrada e saída. No eixo intermediário utilizaremos 20mm.
Depois, vamos calcular a espessura recomendada da caixa de
engrenagem. As paredes da caixa serão fundidas em ferro. A espessura
recomendada [2] depende de um fator ܰ , calculado da seguinte maneira:
ܰ =
2 ∙ ݈+ ܾ+ ℎ
3
Onde l é o comprimento, b a largura e h a altura da fundição em metros.
Com todos os elementos principais dimensionados, foram calculadas as
dimensões de fundição:
l=0,150 m
b=0,270 m
h=0,260 m
Então:
ܰ =
2 ∙ ݈+ ܾ+ ℎ
3
=
2 ∙ 0,150 + 0,270 + 0,260
3
= 0,28
De acordo com a tabela 1, Anexo I, para caixas fundidas de ferro
com�ܰ = 0,28, a espessura recomendada é, aproximadamente, ܵ= 7�݉ ݉ . Para as
paredes internas, fundidas para os mancais, a recomendação [2] é que tenham a
espessura de 70% a 90% da parede externa, por isso foi escolhido para as paredes
internas ௜ܵ௡௧௘௥௡௢ = 5�݉ ݉ .
Para a fixação axial das engrenagens, serão utilizados anéis de retenção.
Foram selecionados de acordo com a norma DIN 471. Fabricados em aço mola
beneficiado com acabamento fosfotizado. No projeto serão utilizados anéis de
37
retenção de diâmetros internos 20�݉ ݉ e 25�݉ ݉ , de acordo com o eixo em que
serão fixados.
No Anexo III encontram-se as dimensões a serem consideradas segundo
a norma DIN 471.
Figura 21 - Dimensões consideradas dos anéis de retenção
2.9. Chavetas
Todas as chavetas serão fabricadas do mesmo material.
݁ݐܽܯ ܽ݅ݎ ܿݏ݈݁� ݈݋ ℎ݅݀ =݋ ܵܫܣ�݋çܣ ܽܮ��1020ܫ ݉ ݅݊ ݋݀ܽ
௨ܵ೟ =203,351 Mpa
௬ܵ = 353,039 Mpa
As quatro chavetas do variador de velocidade serão iguais e foram
dimensionadas com base na que sofrerá o maior esforço.
Elas foram dimensionadas segundo a norma NBR 6375.
Os dados das chavetas foram retirados da tabela 15, no anexo I.
Será calculado o coeficiente de segurança de compressão ܥ ௖ܵ௢௠ ௣ e
cisalhamento ܥ ௖ܵ௜௦:
Para a compressão, sabe-se que:
௖௢௠ߪ ௣ =
ସ∙்
ௗ∙௧∙௅
= 187,65 MPa
௔ௗ௠ߪ =
ௌ೤
஼ௌ೎೚೘ ೛
=187,78MPa
38
=ݐ 4݉݉ �(altura do rasgo de chaveta no eixo);
=ܮ 8݉݉ (comprimento da chaveta);
Além disso, para garantir a segurança do projeto:
௖௢௠ߪ ௣ ≤ ௔ௗ௠ߪ
Então:
ܥ ௖ܵ௢௠ ௣ =
ௌ೤∙ௗ∙௧∙௅
ସ∙்
= 1,88
E para o cisalhamento:
௖߬௜௦ =
ଶ∙்
ௗ∙௕∙௅
= 93,8 MPa
௔߬ௗ௠ =
଴,ହ଻଻∙ௌ೤
஼ௌ೎೔ೞ
=93,92MPa
ܾ= 8mm (largura da chaveta).
Da mesma forma, para garantir a segurança do projeto:
௖߬௜௦ ≤ ௔߬ௗ௠
De maneira análoga:
ܥ ௖ܵ௜௦ =
଴,ହ଻଻∙ௌ೤∙ௗ∙௕∙௅
�ଶ∙்
=2,17
As chavetas dos acoplamentos flangeados tiveram suas dimensões
apropriadas para os rasgos já existentes nos freios e gerador e foram
mantidas.
2.10. Rolamentos
Neste projeto foram utilizados rolamentos nos eixos e entre a nacelle e
a torre de sustentação. Todos da marca SKF.
O critério de escolha foi a partir da dimensão do eixo em que eles se
encontram.
Nos eixos foram utilizados o rolamento 22205 E autocompressor de
rolos acompanhado por mancais SNL vedados, que são projetados para resistirem
aos mesmos esforços dos rolamentos e fabricados de ferro fundido. Esse
rolamento é capaz de suportar elevadas cargas radiais e também cargas axiais.
39
Também foram utilizados os rolamentos SKF 6004 e 6005 rígido de esferas, uma
carreira.
Entre a torre e a nacelle foram utilizados dois rolamentos cônicos
modelos 30219 J2 e 30319.
As dimensões dos rolamentos encontram-se no Anexo II.
2.11. Nacele
A nacele será bipartida e fabricada em fibra de vidro de modo a permitir
que ao se encaixar as duas partes, uma extremidade na parte posterior de cada uma
fique posicionada lado a lado com 4 furos comuns, para que sejam parafusados
junto a haste da cauda (para isso, as faces em contato deverão possuir um rasgo e
uma saliência para permitir o encaixe das duas metades) feita de aço AISI 1035
(será explicado mais a frente), fechando assim a nacele.
O design da nacele foi elaborado pensando em simplificar as montagens
dos componentes mecânicos e também para facilitar a manutenção.
2.12. Hub
A principal função do hub é conectar as pás da turbina ao eixo de
rotação. Para a construção do hub utilizaremos aço AISI 1035 forjado.
O hub será fixado às pás e a uma chapa, também de aço 1035 forjado,
por meio de 3 parafusos. O hub terá 200 mm de diâmetro.
Seu design foi inspirado na Whisper 100. Um dos modelos de
aerogerador de pequeno porte mais vendidos do mundo.
Figura 22 – Hub da Whisper 100 [27]
40
2.13. Torre de Sustentação
A torre de sustentação terá que sustentar todos os componentes do sistema,
colocando-os a uma altura de 12 metros acima do solo. A carga atuante na torre
será o peso dos elementos acima dela.
Para a construção da torre foi escolhido um tubo de aço 1030 recozido que
será coberto com um filme anticorrosivo e tinta. Os flanges serão soldados em
ambas as extremidades. Seu diâmetro externo será de 180 mm e o interno de 160
mm.
Demonstrada abaixo está a Teoria de Euller para a flambagem, para
verificar se estas dimensões são admissíveis.
௜݀= 160݉݉ ;
௘݀ = 180݉݉ ;
݀�ݎ݋ݐܽܨ í݊ݒ݁� ܿݑ )�ݏ݈݋ )ܿ = 0,25 ;
Momento de inércia: I = .ߨ
(ௗ೐
రିௗ೔
ర)
଺ସ
= 1,94x10଻݉݉ ସ
Área da seção transversal: A = .ߨ
(ௗ೐
మିௗ೔
మ)
ସ
= 5,34x10ଷ݉ ݉ ଶ
Altura da Torre (h) = 12m
Raio de Giração (ߩ) = ට
ூ
஺
= 60mm
Módulo de Elasticidade (E) = 207 GPa
Força crítica = .ܧ.ଶߨܿ.
஺
ቀ
೓
ഐ
ቁ
మ = 6,8x10
ସ N
Peso da turbina (estimado): ௣ܨ = 2700�ܰ
Coeficiente de Segurança:
଺଼଴଴଴
ଶ଻଴଴
= 25,18
Serão soldados “degraus” a cada 30cm, conforme recomendado por
norma. Esses degraus possuirão 50mm de diâmetro e 200mm de comprimento.
Esses degraus estarão aí para quando precisar ser feita qualquer tipo de
manutenção na turbina. Haverá uma espécie de plataforma para que o responsável
pela manutenção se posicione melhor para realizar o serviço. Ambos serão de aço
AISI 1030. Os degraus deverão ser revestidos com material anti-deslizante.
41
A primeira parte da torre terá 2,5m, a segunda parte 6m e terceira parte da
torre terá 3,1m. Os outros 0,4m serão do sistema de posicionamento, que será
explicado a seguir. Todas terão um parafuso do tipo olhal, para ajudar no
içamento. As dimensões do olhal encontram-se no Anexo II.
A torre possuirá uma base retangular com dois furos para a fixação desta
ao solo através de dois pinos. A fixação da torre na base será feita por intermédio
de um suporte cilíndrico, como mostrado na figura 23. Esta forma de fixação
permite à torre girar até 180º no plano perpendicular ao da base, facilitando a
montagem do conjunto.
Figura 23 - Modo de Içamento
Figura 24 - Base da Torre
42
2.14. Sistema de Guinada
Para que a turbina fique sempre alinhada ao vento foi introduzido o
sistema de Guinada, composto pela cauda, pelo tubo de fixação e por um
mecanismo.
O dimensionamento da cauda e da haste foi baseado em recomendações
da “Windy Nation” utilizadas em aerogeradores horizontais de pequeno porte.
A primeira recomendação é que a área da cauda possua de 5% a 10% da
área total molhada. No nosso caso:
Área molhada = Ǥߨ
஽మ
ସ
ൌ ͳʹ ǡͷ͸݉ ;
Então, é recomendado que nossa causa possua algo entre 0,62m² e
1,25m².
Uma outra recomendação, é a distância entre 1/3 da corda da cauda e o
eixo da torre. Ela deve ter 60% do diâmetro do rotor (Veja a figura 25 abaixo).
No nosso caso, ௥௘௖௢௠ܮ ௘௡ௗ௔ௗ௢ = 4 x 0,6 = 2,4m.
Figura 25 - Dimensionamento haste e cauda
O design e a fixação da haste e da cauda, também foram inspirados no
aerogerador Whisper 100.
43
Figura 26 - Haste e cauda do Whisper 100 [27]
A fixação e o material da haste e da cauda já foram explicados
anteriormente.
Além da cauda e da haste, foi projetado um mecanismo que ficará entre
a torre e a nacelle que, com a ajuda de rolamentos cônicos já especificadosanteriormente, ajudarão no alinhamento do aerogerador com o vento.
Este mecanismo será bipartido. Haverá um eixo vazado ( ௜݀=
25݉݉ �݁�݀ ௘ = 55݉݉ ) de aço AISI 304 recozido em seu interior para que os fios
passem.
De maneira análoga á mostrada anteriormente, foi calculado o
coeficiente de segurança do eixo escolhido, modelando-o como uma viga bi-
apoiada com carga concentrada na extremidade em balanço e a força atuante
sendo a força aerodinâmica normal. O modelo estrutural simplificado foi feito no
programa FTool. A partir de sua análise, foi possível calcular as reações nos
mancais e o momento fletor máximo. Depois calculamos o momento de inércia, a
área da seção transversal, as tensões normal, cisalhante e de Von Mises. Com isso
encontramos um coeficiente de segurança de 5,77.
44
3. CONCLUSÃO
A energia eólica é a forma de eletricidade que pode satisfazer todas as
várias necessidades energéticas de uma economia moderna. Abundante,
inesgotável e barato, o vento prenuncia tornar-se a base da nova economia
energética.
A implantação do uso de energia eólica depende unicamente do
crescimento tecnológico da humanidade com o objetivo de diminuir os custos
relativos à manutenção, diminuir o efeito sonoro e aumentar o rendimento das
turbinas eólicas.
Os custos relativos à implantação de fontes de energia eólica estão em
um declínio gradativo, visto que um em curto espaço de tempo podem ser
implantadas em todas as populações de pequeno porte, suprindo as necessidades
de condomínios e pequenos lugarejos onde a demanda de energia não seja muito
acessível.
O projeto teve como principais objetivos o dimensionamento de
componentes mecânicos de um aerogerador e mostrar seus esquemas de
montagem. Foram realizados cálculos em todos os pontos considerados críticos e
utilizados os coeficientes de segurança mais adequados para cada situação.
Foi utilizada a relação no conjunto de engrenagens que atendesse as
necessidades do gerador e se encaixando na curva de e rotação, obtendo um bom
rendimento.
O resultado encontrado cumpriu com todas as exigências para o projeto
de um aerogerador com vida superior a 20 anos.
Ao longo da vida do aerogerador ele terá que passar por revisões
rotineiras, pois apesar dos cálculos, podem estar presentes falhas nos materiais,
assim necessitando de alguma manutenção.
Poderão ser utilizados também equipamentos de monitoramento, tais
como anemômetros (velocidade do vento) e strain gages (stress nos matriais).
45
A oportunidade de se trabalhar neste projeto foi de suma importância
para a minha formação como engenheiro tendo em vista que pude colocar em
prática os conhecimentos aprendidos ao longo do curso de engenharia mecânica.
Além disto, pude vivenciar as dificuldades e desafios que surgem ao longo de um
projeto de engenharia, as quais muito contribuíram para meu amadurecimento
como engenheiro.
4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Shigley, Joseph E., Mischke, Charles R., Budynas, Richard G., Projeto de
Engenharia Mecânica, 7ª ed., 2005.
[2] Reshetov, D.N., Atlas de construção de máquinas volumes I, II e III,
1979.
[3] HAU, Erich, “Wind Turbines – Fundamentals, Technologies, Aplication,
Economics”, 2ª edição, Reino Unido, 2005..
[4] Norton, R.L., Projeto de Máquinas – Uma abordagem integrada, 2004.
[5] De Marco, Flávio F. “Projeto Preliminar de Aerogeradores”, Tese de
Mestrado, UFRJ, Rio de Janeiro, 1989.
[6] ABBOT, Ira H. e DOEHOFF, Albert E. Von, “Theory of Wing
Sections”, 1ª edição, Dover, New York, EUA, 1959.
[7] De Marco, Flávio, Notas de aula de Elementos de Máquina I e II,
Departamento de Engenharia mecânica, UFRJ.
46
[8] SILVA, P. C. “Sistema para tratamento, Armaenamento e Disseminação
de Dados de Vento”. Dissertação de mestrado, UFRJ, Rio de Janeiro.
[9] FOX, R. W; MCDONALD, A. T.; PRITCHARD, P. J.. “Introdução a
Mecânica dos Fluidos”. LTC. Sexta Edição.
[10] SAVONIUS, S. J. “The S-Rotor and its applications” Mechanical
Engineering, 1931.
[11] BRAGA, S.L., Análise Experimental e Simulação de Desempenho de
Rotores Eólicos do Tipo Darrieus. Dissertação de mestrado, Departamento de
Engenharia Mecânica, PUC-Rio, Rio de Janeiro, Junho de 1981.
[12] A FLETTER, “The Story of the Rotor”. F.O. Willhoft, 1926.
[13] G.J.M. DARRIEUS “Turbine Having its Rotating Shaft Transverse to the
Flow of the Current”, United States Potent No. 1835, 1931.
[14] MANWELL, F.; MCGOWAN, J; ROGERS, A. “Wind Energy
Explained: Theory, Design and Application.” John Wiley & Sons, Chichester,
2002.
[15] BURTON, T.; SHARPE, D.; JENKINS, N; BOSSANYI, E. “Wind
Energy Handbook.” John Wiley & Sons, Chichester, 2001.
[16] GASCH, R; TWELE, J. “Wind Power Plants: Fundamentals, Design,
Construction and Operation. Solarpraxis AG, Berlin, 2002.
[17] SPERA, D. “Wind Turbine Technology: Fundamental Concepts of Wind
Turbine Engineering. 2. Ed. ASME, New York, 2009.
[18] http://ecatalog.weg.net/; Acesso em 15/04/2014
[19] http://www.adinelsa.com.pe/files/publicaciones/Energia_Eolica_-
_Parte_1.pdf; Acesso em 05/05/2014
[20] http://www.skf.com/; Acesso em 20/05/2014.
[21] http://www.gwec.net/; Acesso em 16/07/2014.
47
[22] http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/energia_eolica/6_2.htm; Acesso
em 25/05/2014.
[23] http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/pdf/06-energia_eolica(3).pdf;
Acesso em 25/05/2014.
[24] http://www.mma.gov.br/clima/energia/energias-renovaveis/energia-
eolica; Acesso em 23/06/2014.
[25] http://airfoiltools.com/airfoil/details?airfoil=naca4418-il ; Acesso em
24/05/2014.
[26] www.mayr.de/english/default.htm ; Acesso em 18/06/2014.
[27] http://pdf.wholesalesolar.com/wind%20pdf%20folder/whisper100_Manu
al.pdf; Acesso em 09/08/2014.
APÊNDICE A – Diagramas para dimensionamento dos eixos
Na Figura 27, encontram-se o diagrama de corpo livre (modelo
estrutural simplificado) e os diagramas de esforços no eixo intermediário.
48
Figura 27 - Forças atuantes e diagramas de esforços cisalhante e momento fletor para o eixo intermediário
Na Figura 28, encontram-se o diagrama de corpo livre (modelo
estrutural simplificado) e os diagramas de esforços do eixo de saída.
49
Figura 28 – Forças atuantes e diagramas de esforços cisalhante e momento fletor para o eixo de saída.
.
ANEXO I – TABELAS
Tabela 1 – Gráfico de orientação para escolha de espessuras de paredes de fundição [2].
50
Tabela 2 - Dimensões dos perfis dos canais [7].
Tabela 3 - Valores de Fator de forma da AGMA – J (θ = 20º) [7]. 
51
Tabela 4 - Valores para o fator de acabamento superficial - ࢇ࢑ [7].
Tabela 5 - Valores para o fator de tamanho e dimensão - ࢈࢑ [7].
52
Tabela 6 - Valores para o fator de confiabilidade - ࢉ࢑ [7].
53
Tabela 7 - Valores para o fator de correção de sobrecarga - ૙ࡷ [7].
Tabela 8 - Valores para o fator de distribuição de carga ao longo do dente - ࢓ࡷ [7].
54
Tabela 9 - Valores para o coeficiente elástico - ࢖࡯ [7].
Tabela 10 - Valores para o fator de correção para a vida da engrenagem - ࡸ࡯ [7].
Tabela 11 - Valores para o fator de confiabilidade - ࡾ࡯ [7].
Tabela 12 - Valores para o fator de correção de sobrecarga - ૙࡯ [7].
55
Tabela 13 - Carta de sensitividade ao entalhe – ࢗ [1].
Tabela 14 – Carta de fatores teóricos de concentração de tensão - ࢚ࡷ [1].
Tabela 15 – Dimensões e Tolerâncias para rasgos de chaveta [1].
56
57
ANEXO II – COMPONENTES E ACESSÓRIOS MECÂNICOS
FREIO
58
59
MOTOR ELÉTRICO
60
ROLAMENTOS
61
62
63
PARAFUSO OLHAL
64
ANÉIS DE RETENÇÃO
65
ANEXO III – DESENHOS TÉCNICOS
E
S
C
A
L
A
1
:
2
S
E
Ç
Ã
O
D
-D
E
S
C
A
L
A
1
:
2
E
S
C
A
L
A
1
:
2
0
S
E
Ç
Ã
O
A
-A
E
S
C
A
L
A
1
:
2
A A
D
D
E
B
C
12000
2000
1
2
0
0
1
7
4
0
3
0
0
4
4
D
E
T
A
L
H
E
B
E
S
C
A
L
A
1
:
1
D
E
T
A
L
H
E
C
E
S
C
A
L
A
1
:
1
D
E
T
A
L
H
E
E
E
S
C
A
L
A
1
:
1