Dimensionamento de Turbinas Eólicas

Prévia do material em texto

Centro Universitário do Distrito Federal – UDF 
Coordenação do Curso de Engenharia Mecânica 
 
 
 
 
 
 
 
Álax Jean Pereira Costa 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO NUMÉRICA DO PERFIL GÖTTINGEN 428 EM TURBINAS EÓLICAS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Brasília 
2016
ii 
 
Álax Jean Pereira Costa 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO NUMÉRICA DO PERFIL GÖTTINGEN 428 EM TURBINAS EÓLICAS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Trabalho de conclusão de curso apresentado à 
Coordenação de Engenharia Mecânica do 
Centro Universitário do Distrito Federal - UDF, 
como requisito parcial para obtenção do grau de 
bacharel em Engenharia Mecânica. 
Orientador: Ms. Tiago de Melo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Brasília 
2016
iii 
 
Reprodução parcial permitida desde que citada à fonte. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
COSTA, Álax Jean Pereira. 
Avaliação numérica do perfil Göttingen 428 em turbinas eólicas 
/ Álax Jean Pereira Costa. – Brasília, 2016. 
 
Trabalho de conclusão de curso apresentado à 
Coordenação de Engenharia Mecânica do Centro Universitário 
do Distrito Federal - UDF, como requisito parcial para obtenção 
do grau de bacharel em Engenharia Mecânica. Orientador: Ms. 
Tiago de Melo 
 
1. Energia Eólica. 2. Turbinas Eólicas. 3. Dimensionamento. 
 
CDU 
iv 
 
Álax Jean Pereira Costa 
 
 
 
AVALIAÇÃO NUMÉRICA DO PERFIL GÖTTINGEN 428 EM TURBINAS EÓLICAS 
 
 
 
Trabalho de conclusão de curso apresentado à 
Coordenação de Engenharia Mecânica do Centro 
Universitário do Distrito Federal - UDF, como 
requisito parcial para obtenção do grau de bacharel 
em Engenharia Mecânica. 
Orientador: Ms. Tiago de Melo 
 
 
 
Brasília, 02 de dezembro de 2016. 
 
 
Banca Examinadora 
 
 
 
_________________________________________ 
Tiago de Melo 
Mestre 
Centro Universitário do Distrito Federal - UDF 
 
 
 
__________________________________________ 
Willian Arvey Molano Gabalan 
Mestre 
Centro Universitário do Distrito Federal - UDF 
 
 
 
__________________________________________ 
Jhony J. O. Lopez 
Mestre 
Centro Universitário Planalto do Distrito Federal - UNIPLAN 
 
 
 
 
Nota: ______ 
v 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dedico à minha futura esposa, minha 
família e aos amigos pelo apoio na 
realização deste trabalho. 
.
vi 
 
AGRADECIMENTO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Agradeço primeiramente a Deus, por mais uma 
conquista; ao meu orientador pela paciência e 
apoio, aos meus amigos que me ajudaram em 
horas de trabalho árduo; e a todos os 
envolvidos neste projeto. 
vii 
 
RESUMO 
 
A busca por fontes de energia alternativas vem crescendo gradativamente com a 
demasiada utilização de recursos não renováveis e o impacto ambiental gerado. O 
possível esgotamento destas fontes, bem como a poluição e o aquecimento global são 
consequências dessa utilização exacerbada. A geração descentralizada e o uso de 
fontes renováveis de energia podem diminuir os impactos da exploração de recursos 
não renováveis na produção energética, colaborando com o desenvolvimento 
sustentável da humanidade. Este trabalho demonstra em seu objetivo, uma simulação 
computacional de um perfil aerodinâmico levando em consideração caracteristicas 
gerais de ventos brasileiros. A fim de explanar a melhor aplicabilidade do mesmo em 
tecnologias de turbinas eólicas, seja em uso de pequeno ou grande porte, foi projetado 
uma turbina eólica para uma residência particular que demanda de 99 kWh de consumo 
mensal médio. Para tal foram aplicadas leis e equações que definem o 
dimensionamento, a escolha e a confecção de uma turbina eólica. Dar-se-a ao termino 
deste projeto simulações de escoamento através do software ANSYS 17.2, afim de 
atestar o dimensionamento feito neste projeto. 
 
Palavras-chave: Energia Eólica, Aerodinâmica, Campo de Velocidade, CFD. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
viii 
 
ABSTRACT 
 
The search for alternative energy sources has been growing gradually with the excessive 
use of non-renewable resources and the environmental impact generated. The possible 
exhaustion of these sources, as well as pollution and global warming are consequences 
of such use exacerbated. Decentralized generation and the use of renewable energy 
sources can reduce the impacts of the exploitation of non-renewable resource in energy 
production, contributing to the sustainable development of mankind. This work 
demonstrates in its objective, a computational simulation of an aerodynamic profile taking 
into account general characteristics of Brazilian winds. In order to explain its best 
applicability in wind turbine technologies, whether in small or large size, a wind turbine 
was designed for a private residence that demands 99 kWh of average monthly 
consumption. For this, laws and equations have been applied that define the design, 
choice and construction of a wind turbine. At the end of this project, the flow simulations 
will be done through the software ANSYS 17.2, in order to attest to the sizing done in this 
project. 
 
Key words: Wind Energy, Aerodynamic, Speed’s field, CFD. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ix 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 2.1.1 - Capacidade Eólica anual instalada globalmente........................................... 3 
Figura 2.1.2 - Capacidade Eólica anual acumulada globalmente......................................... 3 
Figura 2.1.3 – Modelo de Rugosidade sobreposto ao relevo sombreado............................ 5 
Figura 2.1.4 – Medidas anuais de direção preferencial dos ventos...................................... 5 
Figura 2.1.5 – Modelo de Relevo.......................................................................................... 6 
Figura 2.1.6 – Média anual de velocidade dos ventos.......................................................... 6 
Figura 2.1.7 – Média anual do fator de forma de Weibull..................................................... 6 
Figura 2.1.8 - Potencial eólico estimado para vento médio anual igual ou superior a 7,0 
m/s........................................................................................................................................ 6 
Figura 2.2.1 - Ilustração da circulação das massas de ar na atmosfera da Terra................ 9 
Figura 2.3.1 - Gráfico de potência no vento, por metro quadrado de seção transversal, a 15 
oC e 1 atm........................................................................................................................... 10 
Figura 2.4.1 - Diferença entre uma turbina downwind e uma upwind................................. 13 
Figura 2.4.2 - Principais componentes de uma turbina eólica............................................. 14 
Figura 2.4.3 - Vários modelos de turbinas com eixo vertical............................................... 15 
Figura 2.4.4 - Forças de arrasto e sustentação de uma hélice........................................... 16 
Figura 2.4.5 - Relação entre a potência disponível e a potência máxima que pode ser 
extraída por uma turbina ideal, em acordo ao Limite de Betz............................................. 17 
Figura 2.4.6 - Fluxo aderente ao perfil................................................................................. 18 
Figura 2.4.7 - Fluxo separado (estol) em volta do perfil...................................................... 18 
Figura 4.1.1– Triângulo de velocidades de uma turbina eólica axial.................................. 23 
Figura 4.1.2 - Perfil aerodinâmico Göttingen 428................................................................ 24 
Figura 4.2.1 - Divisão dos elementos de pá........................................................................ 27 
Figura 4.2.2 – Representação em perspectiva da pá de rotor........................................... 28 
Figura 4.2.3 – Representação do cubo do rotor................................................................ 28 
x 
 
Figura 4.2.4 – Representação da turbina eólica................................................................ 28 
Figura 4.3.1 – Domínio computacional para simulação..................................................... 29 
Figura 4.3.2 – Comportamento do escoamento do fluido em relação a velocidade do 
vento.................................................................................................................................. 30 
Figura 4.3.3 – Comportamento do escoamento do fluido em contato imediato com a 
superfície a turbina............................................................................................................. 30 
Figura 4.3.4 – Redirecionamento de fluxo devido a rotação aplicada no rotor................... 31 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xi 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 2.1.1 - Os 10 maiores mercados de energia eólica ao fim de 2015......................... 4 
Tabela 2.1.2 – Valores estimados do potencial eólico brasileiro por regiões do território 
nacional................................................................................................................................ 7 
Tabela 2.2.1 - Direção predominante dos ventos segundo a latitude................................... 9 
Tabela 2.3.1 – Fator de rugosidade para terrenos planos................................................... 12 
Tabela 4.1.1 - Principais rendimentos para cálculos de um aerogerador........................... 22 
 
xii 
 
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS 
 
ABREVIATURAS 
3D Tridimensional 
kW Quilo Watts (103) 
GW Giga Watts (109) 
MW Mega Watts (106) 
 
SIGLAS 
CEPEL 
CFD 
DWIA 
HALT 
GWEC 
VAWT 
WWEA 
Centro de Pesquisas de Energia Elétrica 
Computational Fluid Dynamic 
Danish Wind Industry Assocation 
Horizontal Axis Wind Turbine 
Global Wind Energy Council 
Vertical Axis Wind Turbine 
World Wind Energy Association 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xiii 
 
SUMÁRIO 
1. INTRODUÇÃO.............................................................................................................. 1 
1.1. CONTEXTUALIZAÇÃO.................................................................................. 1 
1.2. OBJETIVOS................................................................................................... 2 
1.2.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS..................................................................... 2 
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA......................................................................................... 3 
2.1. MERCADO EÓLICO...................................................................................... 3 
2.1.1. O POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO.................................................... 4 
2.2. O VENTO....................................................................................................... 7 
2.2.1. FONTES DE VENTO............................................................................... 7 
2.2.2. VENTOS GLOBAIS................................................................................. 8 
2.3 ENERGIA EÓLICA.......................................................................................... 9 
2.3.1. POTÊNCIA DO VENTO............................................................................. 9 
2.3.2. INFLUÊNCIAS NA ENERGIA DO VENTO............................................... 11 
2.4 TURBINAS EÓLICAS..................................................................................... 12 
2.4.1. CONSERVAÇÃO DE ENEREGIA........................................................... 12 
2.4.2. CLASSIFICAÇÃO.................................................................................... 13 
2.4.2.1. TURBINA DE EIXO HORIZONTAL.................................................. 13 
2.4.2.2. TURBINA DE EIXO VERTICAL........................................................ 15 
2.4.3. FORÇAS DE SUSTENTAÇÃO................................................................ 16 
2.4.4. LIMITE DE LANCHESTER-BETZ-JOUKOWSKI..................................... 17 
2.4.5. CONTROLE DE POTÊNCIA.................................................................... 17 
2.4.6.1. CONTROLE DE PASSO.................................................................. 17 
2.4.6.2. CONTROLE POR ESTOL................................................................ 18 
2.4.6.3. CONTROLE ATIVO DE ESTOL....................................................... 19 
2.5. DINÂMICA DE FLUIDOS COMPUTACIONAL.............................................. 19 
3. CARACTERÍSTICAS METODOLÓGICAS................................................................. 20 
4. APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DE RESULTADOS.................................................. 21 
4.1. DETERMINAÇÃO DOS PARÂMETROS INICIAIS DO PROJETO............. 21 
4.1.1. POTÊNCIA TEÓRICA DISPONÍVEL...................................................... 22 
4.1.2. CARACTERÍSTICAS DA TURBINA EÓLICA......................................... 23 
4.1.3. CARACTERIZAÇÃO DE SUPERFÍCIES EM VÁRIOS DIÂMETROS.... 24 
xiv 
 
4.2 MODELAGEM E MONTAGEM DO ROTOR................................................ 27 
4.3 SIMULAÇÃO COMPUTACIONAL DO ROTO DE TURBINA EÓLICA......... 28 
4.3.1. RESULTADOS OBTIDOS PELA SIMULAÇÃO COMPUTACIONAL...... 29 
5. CONSIDERAÇÕES FINAIS....................................................................................... 32 
REFERÊNCIAS.................................................................................................................. 33 
APÊNDICE A - RESULTADOS DO MEMORIAL DE CÁLCULOS..................................... 34 
ANEXO A - VELOCIDADE DOS VENTOS NO CENTRO-OESTE..................................... 36 
ANEXO B - HISTÓRICO DE CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA................................. 37 
 
1 
 
1. INTRODUÇÃO 
1.1. CONTEXTUALIZAÇÃO 
 
A preocupação mundial com as consequências da demasiada exploração dos 
recursos energéticos tem aumentado nos últimos anos. O possível esgotamento de fontes 
não renováveis de energia, bem como a poluição e o aquecimento global são 
consequências dessa exploração, consequências essas que criam uma demanda 
crescente por fontes renováveis de energia. A geração descentralizada e o uso de fontes 
renováveis de energia podem diminuir os impactos da exploração de recursos não 
renováveis na produção, colaborando com o desenvolvimento sustentável da humanidade 
(AKWA, 2010). 
Como solução para o uso demasiado de recursos naturais não-renováveis e afim 
de suprir a demanda por fontes renováveis de energia, o desenvolvimento tecnológico e o 
investimento no segmento de geração eólica, tem proporcionado grande inserção da 
produção eólica na matriz energética mundial. 
Turbinas eólicas, ou aerogeradores, são equipamentos com capacidade de 
transformar energia cinética proveniente dos ventos em energia elétrica. Caracteriza o 
funcionamento das turbinas eólicas, a rotação das hélices de um rotor devido à força dos 
ventos, rotacionando um eixo à baixa velocidade, acionando um gerador elétrico através de 
umeixo de alta rotação. A quantidade de energia transferida é dada por uma função da 
densidade do ar, da velocidade do vento, do diâmetro do rotor e da eficiência do sistema 
(OHARA, 2014). 
Mesmo com o avanço em geração eólica, áreas remotas acabam excluídas dos 
beneficiados, a solução para tais exclusões, por se tratarem de locais de difícil acesso, pode 
vir a ser a implementação de Turbinas Eólicas de pequeno porte, entretanto estes locais 
não possuem velocidades de vento satisfatórias, além de, em sua maioria, contarem com 
terrenos irregulares. 
É necessário a otimização da captação de energia eólica gerada pelos ventos 
de baixas velocidades, afim de justificar economicamente a instalação de turbinas de 
pequeno porte para se produzir uma potência razoável. Implica-se disto que estas turbinas 
necessitam ser projetadas para operar com número de Reynolds na escala de 105. 
Através da dinâmica computacional dos fluidos (CFD, Computational Fluid 
Dynamics) é possível obter soluções aproximadas para o desenvolvimento global de uma 
 2 
turbina eólica, salvo que este se sujeite a efeitos tridimensionais e a instabilidades 
aerodinâmicas não consideradas em sua concepção e que as equações que regem o 
escoamento sobre um aerofólio se mostrem bastante complicadas e muitas vezes sem 
respostas analíticas. (SEVERINO, 2015) 
 
1.2. OBJETIVOS 
 
Este projeto tem por objetivo definir um perfil aerodinâmico, considerando os 
dados obtidos a partir do “Atlas de Pesquisas de Energia Eólica Brasileira” sendo este 
publicado em 2001 pelo CEPEL, a fim de avaliar a sua aplicação em sistemas de geração 
de energia elétrica via tecnologias de turbinas eólicas e com este dimensionar uma turbina 
eólica com capacidade de produzir 99 kWh. 
 
1.2.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
Por objetivos específicos tem-se: 
 Conhecer o consumo elétrico do local (Residência particular localizada no Incra 08 - 
Brazlândia); 
 Dimensionar o rotor eólico de acordo com a potência solicitada; 
 Definir perfil aerodinâmico das pás; 
 Caracterizar as dimensões das pás para modelagem geométrica do rotor; 
 Modelar as pás e o rotor tridimensionalmente através do software Solidworks; e 
 Simular o escoamento do fluído nas pás do rotor por meio do software ANSYS 17.2, 
a fim de comprovar a veracidade do dimensionamento do rotor eólico. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 3 
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 
2.1. MERCADO EÓLICO 
 
A indústria de turbinas eólicas se tornou de alta tecnologia nas últimas três 
décadas. O grande responsável pelo crescimento da energia eólica no cenário mundial é a 
Dinamarca, que possui fabricantes que chegaram a suprir mais de 60% da demanda 
mundial de turbinas eólicas tendo como maiores clientes, a Alemanha, a Espanha e a 
Inglaterra. 
Nos Estados Unidos a capacidade de produção de energia eólica supera os 35 
GW em 2015 e a Europa bateu a marca de 75 GW neste mesmo ano. Em 2009, mais de 
37 GW foram adicionados mundialmente a capacidade eólica, entretanto, ainda há uma 
enorme carência de linhas de transmissões para transportar a energia eólica de áreas com 
melhores ventos para os centros de carga. 
Segundo relatórios do Conselho Global de Energia Eólica (GWEC em inglês), a 
capacidade eólica chegou a marca de 282,4 GW em 2012 e 432.9 GW em 2015. Sendo 
desse total 84,5% da capacidade eólica produzida nos 10 maiores mercados de energia 
eólica. 
As figuras 2.1.1 e 2.1.2 mostram o crescimento da capacidade eólica mundial 
nos últimos 15 anos. 
 
Figura 2.1.1 - Capacidade Eólica anual instalada globalmente (GWEC, 2016). 
 
Figura 2.1.2 - Capacidade Eólica anual acumulada globalmente (GWEC, 2016). 
 4 
A Tabela 2.1.1 mostra os 10 maiores mercados de energia eólica acumulada em 
dezembro de 2015. 
Tabela 2.1.1 - Os 10 maiores mercados de energia eólica ao fim de 2015 (GWEC, 2016). 
País Capacidade Acumulada 
[MW] 
Compartilhamento Acumulado 
[%] 
China 145,362 33,6 
EUA 74,471 17,2 
Alemanha 44,974 10,4 
Índia 25,088 5,8 
Espanha 23,025 5,3 
Reino Unido 13,603 3,1 
Canadá 11,205 2,6 
França 10,358 2,4 
Itália 8,958 2,1 
Brasil 8,715 2,0 
Resto do Mundo 67,151 15,5 
Total do TOP 10 365,731 84,5 
Total mundial 432,863 100 
Ainda de acordo com o GWEC, 2015 teve um investimento recorde total de USD 
329 bilhões no setor de energias limpas, isso caracterizou um aumento de 4% em relação 
a 2014 (USD 316 bilhões) e bateu o recorde estabelecido em 2011 de 3%. 
 
2.1.1 O POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO 
Para medir o potencial eólico, medições com equipamentos de grande precisão, 
em detrimento do local e da altitude em que se deseja instalar uma turbina eólica durante 
um período determinado mostram-se ideais, mas inviáveis devido ao longo período de 
medições. 
A medição meteorológica capitada ao passar das décadas, entretanto, vem a ser 
de grande valia, a fim de indicar o potencial eólico. Contudo, utilizar-se exclusivamente 
destes dados pode ocasionar problemas devido à corriqueira imprecisão de dados 
meteorológicos na previsão do tempo e na aviação. 
A fim de resolver este problema, podem-se utilizar dados meteorológicos 
combinados a condições geográficas (interações térmicas entre a atmosfera e a superfície 
terrestre, relevo, etc.) (AMENDOLA, 2007). O potencial eólico obtido por procedimento 
computacional, levando em considerações essas interações é apresentado em mapas, 
podendo servir de referencial para instalação e/ou fabricação de turbinas eólicas (CEPEL, 
2001). 
 5 
Em 2001 o “Atlas de Pesquisas de Energia Eólica Brasileira” foi publicado pelo 
CEPEL (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica), através de um sistema computacional, 
desenvolveu-se uma resolução numérica para o modelo dinâmico atmosférico, abrangendo 
variáveis atmosféricas e da superfície do solo. Este sistema é alimentado, para resultados 
confiáveis, por parâmetros do modelo dinâmico mais próximos da realidade, bem como 
dados geográficos obtidos através de curvas de nível digitalizadas, radio sondagens e 
dados meteorológicos, dados estes coletados entre os anos de 1983 e 1999 (AMENDOLA, 
2007). Estima-se os recursos eólicos brasileiros, para uma altitude de 50 m através do 
sistema MesoPan (sistema computacional utilizado no Atlas de Pesquisas de Energia 
Eólica Brasileiro), recursos estes, apresentados em mapas relativos aos seguintes 
modelos: 
 Rugosidade (Figura 2.1.3); 
 Direções Predominantes Anuais (Figura 2.1.4); 
 Relevo (Figura 2.1.5); 
 Velocidade Média Anual (Figura 2.1.6); 
 Fator de Forma Weibull – Média Anual (Figura 2.1.7); e 
 Potencial Eólico Estimado (Figura 2.1.8). 
 
Figura 2.1.3 – Modelo de Rugosidade sobreposto 
ao relevo sombreado (CEPEL, 2001). 
 
Figura 2.1.4 – Medidas anuais de direção 
preferencial dos ventos (CEPEL, 2001). 
 6 
 
Figura 2.1.5 – Modelo de Relevo (CEPEL, 2001). 
 
Figura 2.1.6 – Média anual de velocidade dos 
ventos (CEPEL, 2001). 
 
Figura 2.1.7 – Média anual do fator de forma de 
Weibull (CEPEL, 2001). 
 
Figura 2.1.8 - Potencial eólico estimado para vento 
médio anual igual ou superior a 7,0 m/s (CEPEL, 
2001). 
Junto aos parâmetros de desempenho e de produção de energia de turbinas 
eólicas atuais, o adequado processamento das informações existentes nos mapas é 
demonstrado na Tabela 2.1.2. 
 
 
 
 7 
Tabela 2.1.2 – Valores estimados do potencial eólico brasileiro por regiões do território nacional 
(CEPEL, 2001). 
 
 
INTEGRAÇÂO POR FAIXAS DE VELOCIDADES INTEGRAÇÃO CUMULATIVA 
REGIÃO VENTO 
[m/s] 
ÁREA 
[km2] 
POTÊNCIA 
INSTALÁVEL 
[GW] 
FATOR DE 
CAPACIDADE 
ENERGIA 
ANUAL 
[TWh/ano] 
 VENTO[m/s] 
ÁREA 
(cumulativa) 
[km2] 
POTÊNCIA 
INSTALÁVEL 
[GW] 
ENERGIA 
ANUAL 
[TWh/ano] 
Norte 6 – 6,5 11460 22,92 0,13 25,58 >6 24206 48,41 70,49 
 
6,5 – 7 6326 12,65 0,17 18,46 >6,5 12746 25,49 44,91 
7 – 7,5 3300 6,60 0,20 11,33 >7 m/s 6420 12,84 26,45 
7,5 – 8 1666 3,33 0,25 7,15 >7,5 3120 6,24 15,11 
8 – 8,5 903 1,81 0,30 4,65 >8 1454 2,91 7,96 
>8,5 551 1,10 0,35 3,31 
 
>8,5 551 1,10 3,31 
 
Nordeste 6 – 6,5 146589 293,18 0,13 327,19 >6 245105 490,21 649,50 
 
6,5 – 7 60990 121,98 0,17 178,02 >6,5 98516 197,03 322,31 
7 – 7,5 24383 48,77 0,20 83,73 >7 m/s 37526 75,05 144,29 
7,5 – 8 9185 18,37 0,25 39,43 >7,5 13143 26,29 60,56 
8 – 8,5 3088 6,18 0,30 15,91 >8 3958 7,92 21,13 
>8,5 870 1,74 0,35 5,23 >8,5 870 1,74 5,23 
 
Centro-Oeste 6 – 6,5 41110 82,22 0,13 91,76 >6 50752 101,50 120,83 
 
6,5 – 7 8101 16,20 0,17 23,65 >6,5 9642 19,28 29,07 
7 – 7,5 1395 2,79 0,20 4,79 >7 m/s 1541 3,08 5,42 
7,5 – 8 140 0,28 0,25 0,60 >7,5 146 0,29 0,63 
8 – 8,5 6 0,01 0,30 0,03 >8 6 0,01 0,03 
>8,5 0 0 0,35 0 >8,5 0 0 0 
 
Sudeste 6 – 6,5 114688 229,38 0,13 255,99 >6 175859 351,72 446,07 
 
6,5 – 7 46302 92,60 0,17 135,55 >6,5 61171 122,34 190,08 
7 – 7,5 11545 23,09 0,20 39,64 >7 m/s 14869 29,74 54,93 
7,5 – 8 2433 4,87 0,25 10,44 >7,5 3324 6,65 15,29 
8 – 8,5 594 1,19 0,30 3,06 >8 891 1,78 4,84 
>8,5 297 0,59 0,35 1,78 >8,5 297 0,59 1,78 
 
Sul 6 – 6,5 121798 243,60 0,13 271,86 >6 171469 342,94 424,74 
 
6,5 – 7 38292 76,58 0,17 111,77 >6,5 49671 99,34 152,88 
7 – 7,5 9436 18,87 0,20 32,40 >7 m/s 11379 22,76 41,11 
7,5 – 8 1573 3,15 0,25 6,75 >7,5 1943 3,89 8,71 
8 – 8,5 313 0,63 0,30 1,61 >8 370 0,74 1,95 
>8,5 57 0,11 0,35 0,34 
 
>8,5 57 0,11 0,34 
 
 
 
 
TOTAL 
BRASIL 
ESTIMADO 
 >6 667391 1334,78 1711,62 
>6,5 231746 463,49 739,24 
>7 m/s 71735 143,47 272,20 
>7,5 21676 43,35 100,30 
>8 6679 13,36 35,93 
>8,5 1775 3,55 10,67 
 
2.2. O VENTO 
2.2.1 FONTES DE VENTO 
Os diferentes ângulos de incidência dos raios solares no globo terrestre aquecem 
o planeta não uniformemente. Este aquecimento não uniforme circula as camadas de ar da 
atmosfera, este movimento chama-se “Vento”. 
 8 
O aquecimento dessas camadas de ar cria uma corrente ascendente e uma área 
de baixa pressão nas camadas inferiores da atmosfera, isso graças ao fato de o ar quente 
ser menos denso que o ar frio. Esse ar aquecido sobe e se separa em duas correntes em 
direção aos pólos terrestres. 
O vento é uma grandeza vetorial, sua direção indica a direção de onde provém 
e o nível de perturbação vinda de flutuações, geralmente sofridas pelo vento, é denominado 
de rajada. Por se tratar da movimentação das massas de ar na atmosfera, para artificio de 
estudo, considera-se o vento como uma corrente continua de parcelas de ar. (PINTO, 2013) 
Cinco forças atuam nas parcelas de ar: 
 Força do gradiente de pressão; 
 Força de Coriolis; 
 Força centrifuga; 
 Força de atrito; e 
 Força da gravidade. 
 
2.2.2 VENTOS GLOBAIS 
Em detrimento a incidência de raios solares e o fenômeno observado pelo efeito 
de Coriolis, gradientes de pressão são gerados na atmosfera: baixa pressão na região do 
equador, onde a incidência de raios solares é maior (aquecimento do ar), alta pressão nos 
pólos, devido à baixa incidência de raios solares (resfriamento do ar) e alta pressão nas 
latitudes de 30o em ambos os hemisférios (Efeito de Coriolis). 
As massas de ar escoam das regiões de alta pressão para as de baixa pressão, 
devido a força de gradiente da pressão. O aquecimento solar e a rotação da Terra mantêm 
as diferenças de pressão e a circulação constante do ar. Essa circulação segue o padrão 
demonstrado na Figura 2.2.1, e mesmo regiões com baixas altitudes, existem regiões em 
que os ventos não cessam (AHRENS, 2012). 
Por ventos globais denominam-se estes ventos permanentes. Os mesmos são 
classificados, nas camadas inferiores da atmosfera, como: Alísios (Fluentes dos trópicos 
para o Equador), Ventos do Oeste (Fluentes dos trópicos para os Pólos) e polares (Fuentes 
dos Pólos para as zonas temperadas). 
 9 
 
Figura 2.2.1 - Ilustração da circulação das massas de ar na atmosfera da Terra (AMENDOLA, 2007). 
Ventos globais determinam a direção predominante dos ventos nas camadas de 
atmosfera. Os desvios de trajetória causados pela rotação da Terra e os movimentos 
circulares do fluxo de ar estabelecem a predominância na direção dos ventos, conforme a 
Tabela 2.2.1. 
Tabela 2.2.1 - Direção predominante dos ventos segundo a latitude (DWIA, 2003). 
 Latitude 90-60o N 60-30o N 30-0o N 0-30o S 30-60o S 60-90o N 
Direção Nordeste Sudoeste Nordeste Sudeste Noroeste Sudeste 
 
2.3. ENERGIA EÓLICA 
2.3.1 POTÊNCIA DO VENTO 
A quantidade de energia que uma turbina eólica pode converter em eletricidade 
está diretamente relacionada à velocidade do vento. A velocidade do vento (deslocamento 
do ar) gera energia cinética denominada energia eólica, para este caso. 
A energia cinética do vento (Ec), dada uma velocidade v passando 
perpendicularmente através de uma área circular, com toda a massa de ar representada 
por m é: 
 
(2.3.1). 
A variação dessa energia ao passar de tempo é chamada de Potência do vento. 
Então, a derivada da energia cinética para um determinado intervalo de tempo é a Potência 
P: 
21
2
CE mv
 10 
 
 
(2.3.2). 
Substituindo o fluxo de massa (dm/dt) por ρ na Equação (2.3.2), passa-se a 
ter: 
 
(2.3.3), 
P/A é a densidade de potência fornecida em uma determinada área, dependendo da 
massa específica do ar e a velocidade do vento. 
A Figura 2.3.1 mostra que a uma velocidade de vento de 8 metros por segundo 
(𝑚 𝑠⁄ ), obtêm-se uma potência (quantidade de energia por segundo) de 314 Watts por 
metro quadrado (𝑊 𝑚2⁄ ) exposto ao vento (o vento está vindo de uma direção 
perpendicular à área varrida do rotor). 
 
Figura 2.3.1 - Gráfico de potência no vento, por metro quadrado de seção transversal, a 15 oC e 1 atm 
(DWIA, 2003). 
A avaliação do potencial eólico necessita de trabalhos sistemáticos a fim de 
coletar e analisar dados sobre o regime e a velocidade dos ventos. Uma avaliação 
detalhada requer levantamentos mais específicos, embora dados coletados em estações 
meteorológicas, aeroportos e outras aplicações similares podem fornecer uma estimativa 
do potencial bruto ou teórico de nível de proveito da energia eólica. 
2
2
cdE dm vP
dt dt
   
    
    
31
2
P
v
A
   
 
 11 
Para que a energia eólica seja analisada como aproveitável, é preciso que sua 
densidade seja, em uma altura de 50 𝑚, maior ou igual a 500 𝑊/𝑚2, o que necessita uma 
velocidade mínima dos ventos de 7 a 8 𝑚/𝑠 (GRUBB & MEYER, 1993). 
 
2.3.2 INFLUÊNCIAS NA ENERGIA DO VENTO 
Ventos turbulentos são causados pela dissipação de energia cinética em energia 
térmica por meio da criação e destruição de pequenas rajadas progressivas. A velocidade 
do vento que escoa perto de uma superfície é nula, em função da superfície do solo e do 
atrito entre o ar. No perfil vertical do vento a velocidade passa de nula a uma velocidade de 
escoamento v. (CUSTÓDIO, 2013) 
Os ventos sofrem influências de vários fatores pertinentes ao local e estes 
precisam ser analisados quando quer-se estimar o regime de vento num determinado local. 
Fatores que influenciam diretamente no perfil vertical da velocidade dos ventos em local 
determinado são: 
 Rugosidade do terreno: construções tipo de utilização do terreno e tipo de vegetação; 
 Orografia: existência de colinas e/ou depressões;e 
 Obstáculos próximos ao local de medição. 
A respeito das condições de contorno do local, informações podem ser obtidas 
por meio de mapas topográficos, visitas ao local de instalação e/ou análise de dados de 
satélites. 
A altura em relação ao solo com a variação da velocidade do vento influencia 
diretamente na avaliação de recursos eólicos, como também no projeto de uma turbina. 
Torna-se importante saber a distribuição da velocidade dos ventos em relação à 
altura, salvo que as turbinas eólicas são instaladas no interior da camada limite (até 150 
m), tendo em vista que o perfil vertical de ventos altera a vida útil das pás do rotor, devido 
a estes girarem dentro do perfil vertical dos ventos submetendo-se a cargas cíclicas, e que 
estas determinam a produtividade de uma turbina (FADIGAS, 2011). 
Portanto, para um determinado local, a velocidade do vento varia com a altura 
acima do nível do terreno ao menos até os níveis de interesse prático (camada limite). Dois 
modelos matemáticos são comumente aplicados para representar o perfil vertical dos 
ventos em estudos de aproveitamento energético dos ventos: “Lei logarítmica” e “Lei da 
potência”. A lei da potência resulta de estudos da camada limite sobre uma superfície plana. 
Esta é expressada por: 
 12 
 
(2.3.4), 
em que: 
V – Velocidade do vento na altura desejada; 
Vr – Velocidade do vento na altura de referência; 
H – Altura desejada; 
Hr – Altura de referência; e 
n – Expoente da lei de potência. 
Obstáculos como árvores e construções, e a topografia do terreno alteram o perfil 
vertical dos ventos. A influência do terreno é considerada na equação 2.3.4 através do fator 
n. A tabela 2.3.1 apresenta alguns valores deste fator para diferentes tipos de superfície. 
Tabela 2.3.1 – Fator de rugosidade para terrenos planos (Adaptado - FADIGAS, 2011). 
Descrição do Terreno n 
Superfície lisa, lago ou oceano 0,10 
Grama baixa 0,14 
Vegetação rasteira (até 0,3m) árvores ocasionais 0,16 
Arbustos, árvores ocasionais 0,20 
Árvores, construções ocasionais 0,22 – 0,24 
Áreas residenciais 0,28 – 0,40 
 
2.4. TURBINAS EÓLICAS 
 
Turbinas eólicas podem trabalhar em diversas faixas de velocidade do vento, de 
3 até 25 m/s (equivalente a um vendaval). As turbinas de hoje fazem uso da constante 
variação da velocidade do vento, da melhor forma possível, alterando o ângulo de suas pás 
(hélices) por meio de controle de passo ao girar ou dar uma guinada na hélice, mudando 
sua direção. 
 
2.4.1 CONSERVAÇÃO DE ENERGIA 
A conversão de energia em turbinas eólicas segue duas etapas: na turbina, é 
removida a energia cinética disponível pelo vento para a conversão em energia mecânica 
e no gerador, essa energia mecânica é recebida e convertida em energia elétrica, 
transmitida assim para a rede de concessionárias. 
n
r
r
H
V V
H
 
  
 
 13 
A potência fornecida é controlada pelo sistema, que pode realizar esse controle 
em ambas as etapas de conversão, de modo independente, dependendo das condições de 
funcionamento. Condições essas que, dependem principalmente das condições do vento, 
sobre as quais nenhuma ação é possível, exceto tomar determinadas medidas, tão 
eficientes quanto possíveis, de condições operacionais, tendo assim, um controle da real 
energia convertida pela turbina e pelo gerador elétrico. 
 
2.4.2 CLASSFICAÇÃO 
As turbinas eólicas (aerogeradores) são classificadas em pequeno, médio e 
grande porte, quanto a sua capacidade de geração de potência. Aerogeradores são 
considerados de pequeno porte quando produzem até 500kW, médio porte os que operam 
na faixa de 500 a 1000kW e de grande porte os que operam a partir de 1000kW. 
Quanto a características de projeto do rotor, as turbinas eólicas modernas são 
classificadas em duas grandes categorias: turbinas de eixo horizontal (HAWT, sigla em 
inglês) e turbinas de eixo vertical (VAWT, sigla em inglês). 
 
2.4.2.1 TURBINAS DE EIXO HORIZONTAL 
Turbinas de eixo horizontal são as mais difundidas no mercado atual (Figura 
2.4.1). Turbinas horizontais são ainda divididas em upwind, onde o vento incide diretamente 
no rotor, e downwind, nas quais o vento passa primeiro pela torre antes de chegar ao rotor. 
A maior vantagem de turbinas downwind é seu ajuste automático à direção do vento, uma 
característica fundamental para máxima eficiência, além de segurança. Porém, dados de 
campo indicam que esse ajuste não é possível quando há mudanças bruscas na direção 
do vento. 
 
Figura 2.4.1 - Diferença entre uma turbina downwind e uma upwind (MARQUES, 2004). 
 14 
O número de pás está ligado de forma indiretamente proporcional à velocidade 
do rotor. Menores velocidades necessitam de uma área de contato com o vento mais 
abrangente, portanto, mais pás. Devido ao alto custo dessas pás, projetos com uma 
quantidade reduzida de pás são mais viáveis. Pode-se destacar também que turbinas de 
alta potência têm, de modo geral, três pás. Isso se dá porque turbinas com duas pás de 
grande porte, apesar de mais baratas, produzem rotações tão altas que prejudicam sua 
estabilidade dinâmica e têm eficiência mais baixa que turbinas de três pás. 
Em geral, os aerogeradores são de eixo horizontal, upwind e com rotor de três 
pás. A Figura (2.4.2) mostra um desenho esquemático de uma turbina com seus principais 
componentes. 
 
Figura 2.4.2 - Principais componentes de uma turbina eólica (OHARA, 2014). 
Pode-se explicar, brevemente, acerca dos principais componentes de uma 
turbina eólica: 
 Pás: Convertem o movimento de translação do vento em rotação do rotor. 
 Cubo: Conecta as pás ao eixo de entrada. 
 Rotor: Conjunto formado pelas pás e o cubo. 
 Eixo de baixa velocidade: Eixo de entrada que conecta o rotor à caixa de 
engrenagens. 
 Caixa multiplicadora: Conjunto de engrenagens responsável por transmitir energia 
mecânica do rotor para o gerador. Transforma a baixa velocidade de rotação do eixo 
de entrada em alta velocidade no de saída. Algumas configurações de 
aerogeradores utilizam geradores síncronos de baixa velocidade e que, portanto, 
não necessitam da caixa multiplicadora. 
 Eixo de alta velocidade: Conecta a caixa multiplicadora ao gerador. 
 Gerador: Converte a energia mecânica de rotação em energia elétrica. 
 15 
 Sensores de vento: Medem a direção e a velocidade (anemômetro) do vento e 
transmitem essas informações para o controlador. 
 Nacele: Estrutura responsável por proteger os componentes da turbina contra 
condições ambientais adversas. Pode-se referir também a todo o sistema 
eletromecânico instalado no topo da torre com exceção das pás e do cubo do rotor. 
 Sistema de controle: É utilizado para partida e/ou desligamento da turbina através 
do monitoramento de todas as partes dela. 
 Motor de orientação direcional: é utilizado para posicionar a nacele de forma que o 
rotor se mantenha de frente para o vento. 
 Torre: Estrutura de sustentação e posicionamento do aerogerador a uma altura 
conveniente para seu funcionamento. 
 
2.4.2.2 TURBINAS DE EIXO VERTICAL 
Turbinas de eixo vertical (Figura 2.4.3) consistem de uma superfície vertical com 
rotação em torno de um eixo central. Têm em geral pouca capacidade e eficiências menores 
em comparação com turbinas horizontais semelhantes sendo mais utilizadas para 
aplicações de baixa potência. 
 
Figura 2.4.3 - Vários modelos de turbinas com eixo vertical (PINTO, 2013). 
Devido a suas baixas eficiências não são comercialmente rentáveis em longo 
prazo em operações de alta potência. Por isso, são utilizados principalmente em locais sem 
acesso à rede energética como faróis, ou aplicações onde é necessáriocarregamento de 
baterias. Sua maior vantagem é que a caixa multiplicadora e o gerador podem ser 
colocados na base da torre, facilitando sua manutenção. 
 16 
Sustentação é a componente da Resultante Aerodinâmica perpendicular ao 
vento relativo. A Resultante Aerodinâmica (RA) é uma força que surge a partir do diferencial 
de pressão entre o intradorso e o extradorso do aerofólio e tende a empurrá-lo para cima, 
auxiliada pela reação do ar na parte inferior da mesma. Representada como um vetor que, 
quando decomposto, dá origem a duas forças componentes que são: a força de 
sustentação e a força de arrasto (NASA, 2015). 
 
2.4.3 FORÇAS DE SUSTENTAÇÃO 
“Aerofólio é uma estrutura com formas geométricas especificas, usada para 
gerar forças mecânicas. Tais forças surgem devido ao movimento relativo entre o aerofólio 
e o fluido que o circula” (PINTO, 2013). 
De acordo com a teoria de aerofólios, as principais propriedades de um rotor se 
dão pela força de arrasto e de sustentação de uma hélice. 
A relação entre o coeficiente de atrito e o coeficiente de sustentação é 
denominada taxa de deslizamento, em outras palavras, a relação entre sustentação e 
arrasto. Esses coeficientes são características do perfil da hélice dependentes do ângulo 
de incidência 𝛼. As turbinas eólicas de eixo horizontal são máquinas de sustentação, isso 
implica que turbinas eólicas se utilizam da força de sustentação para gerar potência 
(PINTO, 2013). 
 
Figura 2.4.4 - Forças de arrasto e sustentação de uma hélice (PINTO, 2013). 
 
2.4.4 LIMITE DE LANCHESTER-BETZ-JOUKOWSKI 
A quantidade máxima de energia cinética que pode ser extraída do vento por 
uma turbina eólica ideal é de 16/27 do total (Figura 2.4.5), quando a velocidade 
 17 
descendente do vento na turbina é 1/3 da velocidade do vento crescente. Isso foi deduzido 
em 1919 pelo físico alemão Albert Betz (DWIA, 2003). 
 
Figura 2.4.5 - Relação entre a potência disponível e a potência máxima que pode ser extraída por uma 
turbina ideal, em acordo ao Limite de Betz (AMENDOLA, 2007). 
Por se tratar de um limite para turbinas ideais, naturalmente, o valor em uma 
turbina real é ainda menor devido a perdas, desta forma, é necessário determinar as 
características operacionais da turbina eólica para determinar a quantidade de energia 
eólica convertida em elétrica. 
 
2.4.5 CONTROLE DE POTÊNCIA 
A fim de manter a potência nominal o mais estável possível, são projetadas as 
pás eólicas. Seguindo o mesmo padrão é preciso limitar a potência fornecida para que 
esforços excessivos nos componentes mecânicos sejam evitados em ventos de elevadas 
velocidades. Três formas construtivas permitem este controle de potência: controle de 
passo, controle por estol e controle ativo de estol (ARAÚJO, 2013). 
 
2.4.5.1 CONTROLE DE PASSO 
Neste tipo de controle a potência nominal é superada devido ao aumento na 
velocidade do vento, as pás alteram seu ângulo de passo para reduzir o ângulo de ataque, 
isto implica em uma redução na extração de potência do vento e nas forças aerodinâmicas 
atuantes. Isto faz com que a turbina eólica sempre produza no máximo a potência nominal, 
alterando seu ângulo de ataque. Este tipo de controle ainda necessita de informações 
vindas do sistema de controle. 
 18 
O fluxo de vento em torno dos perfis aerodinâmicos da pá se mostram bem 
aderente devido ao autocontrole do ângulo de ataque. Como mostrado na figura 2.4.7 está 
aderência produz uma sustentação aerodinâmica a pequenas forças de arrasto. (ARAÚJO, 
2013) 
 
Figura 2.4.6 - Fluxo aderente ao perfil (ARAÚJO, 2013). 
 
2.4.5.2 CONTROLE POR ESTOL 
Este controle é um sistema passivo que reage à velocidade do vento. Há uma 
faixa de operação considerada como velocidade nominal, as pás são fixadas no ângulo de 
passo para esta faixa. O ângulo de ataque tende a crescer até que o escoamento se 
desloque da face superior das pás (estol), devido a rotação constante ou quase constante 
e com aumento da velocidade do vento, isto é, o fluxo se afasta da superfície da pá, 
aparecendo assim, zonas de turbulência entre o escoamento e a superfície. Este efeito 
produz um fenômeno que atua como um freio aerodinâmico, limitando a potência de saída 
da turbina como mostrado na figura 2.4.8, aumenta a de arrasto e reduzindo a força de 
sustentação. (ARAÚJO, 2013) 
 
Figura 2.4.7 - Fluxo separado (estol) em volta do perfil (ARAÚJO, 2013). 
Ainda segundo Araújo (2013), para evitar que este efeito ocorra em todas as 
superfícies ao mesmo tempo, as pás devem possuir uma pequena torção longitudinal que 
criam um suave desenvolvimento de estol. Este tipo de controle é aplicado em turbinas de 
classes pequenas e médias, devido ao fato deste tipo de controle para grandes turbinas ser 
demasiadamente arriscado por conta de sua intensidade de esforços mecânicos e 
estabilidade dinâmica. 
 19 
 
2.4.5.3 CONTROLE ATIVO DE ESTOL 
Este sistema de controle ativo consiste na junção das técnicas de controle de 
passo e por estol. A máquina normalmente é programada da mesma forma que é feita a 
programação no controle de passo em baixas velocidades, a fim de obter um alto torque 
para velocidades baixas. Muitas vezes apenas em alguns passos fixos, alternando com a 
velocidade do vento. 
Araújo (2013) destaca ainda que, uma vantagem do controle ativo de estol é a 
capacidade de controlar a potência de saída com maior precisão que o controle por estol 
passivo. 
 
2.5. DINÂMICA DE FLUIDOS COMPUTACIONAL (CFD) 
 
Dinâmica de fluidos computacional (CFD) é uma vertente da mecânica dos 
fluidos que utiliza de análises numéricas e algoritmos para analisar e solucionar problemas 
que envolvem escoamentos de fluidos. Computadores são utilizados para realizar os 
cálculos pertinentes a simulações de interação de líquidos e gases, com superfícies 
definidas por condições de contorno (ANDERSON, 1995). 
CFD simula um fluido (líquido ou gás) que passa através ou em torno de um 
corpo. A análise pode ser complexa, contendo cálculos de transferência de calor, mistura e 
fluxos instáveis e compressíveis. SolidWorks Flow Simulation fornece ampla gama de 
modelos físicos e capacidades de fluxo de fluido para que seja possível obter uma melhor 
visão sobre o comportamento do produto (DASSAULT SYSTEMES, 2016). 
Fundamentalmente quase todos os problemas de CFD são resolvidos com 
as equações de Navier-Stokes, que definem vários fluxos de fluido monofásico. Estas 
equações podem ser simplificadas pela remoção de termos que descrevem ações de 
viscosidade obtendo-se as equações de Euler. Maiores simplificações, através da remoção 
de termos que descrevem vorticidade, produz as equações potenciais totais (ANDERSON, 
1995. 
 
 
 
 20 
3. CARACTERÍSTICAS METODOLÓGICAS 
 
O dimensionamento das hélices foi realizado, levando em consideração dados 
do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, em uma residência particular situada no Incra 08 
(Brazlândia) que apresenta um consumo médio de 99kWh/mês. 
Um memorial de cálculos foi realizado a fim de dimensionar as hélices do rotor 
de eixo axial, utilizando-se primariamente dos métodos sugeridos por Henn (2006), através 
de cálculos matemáticos em função das potências, perfis aerodinâmicos e das relações 
entre ângulos e velocidades. Considerando critérios técnicos e econômicos, segundo Henn 
(2006), para este projeto utilizou-se de uma turbina de eixo horizontal composta por três 
hélices, pois estas são de construção mais barata e apresentam menos vibrações. 
Para representar o perfil vertical dos ventos em estudos do aproveitamento 
energético dos ventos, dois modelos matemáticos são utilizados em maior escala: da 
potênciae logarítmica. Neste projeto utilizou-se a lei da potência, por ser mais simples e 
por ser resultado de estudos da camada limite sobre uma placa, embora sem uma precisão 
muito elevada (FADIGAS, 2011). 
Não é simplório obter a frequência de ventos em locais que não foram 
monitorados, e isto levaria tempo demasiado, foi considerado para este projeto que apenas 
1/3 do período do mês (240 horas/mês) tenha ventos médios para a produção da energética 
da turbina eólica, estas suposições corroboram com o Limite de Betz, que quantifica a 
máxima energia cinética extraída do vento por uma turbina eólica em 16/27 do total. Em 
sequência, a equação da Potência Final da Turbina, determinará a potência que a turbina 
deverá fornecer para suprir a necessidade energética mensal estipulada nos limites de faixa 
de produção. 
A partir dos resultados obtidos foi feita a modelagem geométrica computacional 
das hélices e a montagem total do rotor da turbina eólica em 3D no software SolidWorks, 
possibilitando visualizar e compreender suas dimensões estruturais e suas complexidades. 
A elaboração da modelagem em 3D permitiu a simulação do escoamento do 
fluído sobre as hélices com o uso o software ANSYS 17.2. Essas simulações possibilitaram 
análises detalhadas do comportamento do fluido nos pontos anteriores à turbina, incidentes 
e ao passar pela turbina a fim de atestar a veracidade do dimensionamento realizado. 
 
 
 21 
4. APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DE RESULTADOS 
4.1. DETERMINAÇÂO DOS PARÂMETOS INICIAIS DO PROJETO 
 
Seguindo critérios técnicos e econômicos (HENN, 2006), o projeto foi definido 
com três pás, pois a construção de turbinas com esta configuração é mais robusta e 
apresenta menos problemas com vibração. 
Com base no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro (vide anexo A), elaborado pelo 
Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL, 2001), a velocidade média anual do vento 
a 50 metros de altura na cidade de Brasília é de aproximadamente 6m/s. Esta velocidade 
corrobora com a posição geográfica da residência que será tomada como local de 
instalação da turbina eólica dimensionada, local este que tem um consumo médio mensal 
de 99 kWh, correspondente ao cálculo de consumo de médio no período de outubro de 
2015 à setembro de 2016 e validado como a necessidade energética do projeto (vide anexo 
B). Foi definido ainda uma altura de torre igual a 30m, devido à esta altura estar contida na 
camada limite (50 m) e compensar o diâmetro do rotor. 
Neste projeto utilizou-se a lei da potência para representar o perfil vertical dos 
ventos em estudos do aproveitamento energético dos ventos, por ser mais simplório e por 
ser resultado de estudos da camada limite sobre uma placa plana, embora sem uma 
precisão muito apurada. (FADIGAS, 2011) 
A influência da natureza do terreno no perfil vertical da velocidade do vento pode 
ser representada por um fator n, que indica a correspondência entre o perfil do vento e o 
fluxo sobre uma placa plana (Tabela 2.3.1). 
A cerca das características do local de instalação da turbina eólica, utilizou-se 
um fator n=0.28, e a partir da equação de potência (Equação 2.3.6), determinou-se a 
velocidade considerada do vento de 5,2003623 m/s em consideração a altura da torre da 
turbina eólica. 
 
 
 (4.1.1). 
Não sendo simples obter informações precisas da frequência de ventos em 
locais não monitorados, definiu-se que a incidência de vento seguiria o limite de distribuição 
de Weibull, isto é, foi considerado que apenas 1/3 (240 horas/mês) do período do mês tenha 
ventos médios para a produção eólica. Através da equação de potência final de uma turbina 
5,2003623 /
n
r
r
H
V V
H
V m s
 
  
 

 22 
(Equação 4.1.2), foi determinada a potência que a turbina deve fornecer de modo a suprir 
a necessidade energética do local selecionado, esta demonstrou um valor de 0,4125 kW 
(FADIGAS, 2011), onde, Pft é a potência final da turbina e Ne é a necessidade energética. 
Logo: 
 
 
(4.1.2). 
 
4.1.1 POTÊNCIA TEÓRICA DISPONÍVEL 
A estimativa de rendimento é proposta como uma primeira orientação de cálculo 
da potência teórica disponível no vento. Devido aos cálculos propostos por Henn (2006) 
estarem voltados para turbinas hidráulicas os mesmos se tornam pouco práticos, deste 
modo os rendimentos para os mecanismos de turbina foram adotados de acordo com a 
Tabela 4.1.1. 
Tabela 4.1.1 - Principais rendimentos para cálculos de um aerogerador (Adaptado – PINTO & PASA, 2013). 
Rendimentos (%) 
Rendimento de Beltz (𝑪𝒑) 59,3 
Rendimento de Hélice (𝜼𝒉) 85 
Rendimento da caixa de redução (𝜼𝒄) 98 
Rendimento do gerador (𝜼𝒈) 95 
Rendimento do transformador (𝜼𝒕) 98 
O coeficiente ou Rendimento de Beltz demonstra o rendimento aerodinâmico 
máximo que um gerador eólico pode alcançar. Os demais rendimentos, foram agrupados 
em rendimentos mecânico e elétrico. 
 
(4.1.3), 
 (4.1.4). 
Calcula-se a Potência de Eixo (Peixo) com a utilização da equação 4.1.5 que 
relaciona a Potência Final da Turbina (Pft) e o rendimento global da mesma, esta é a 
potência a ser fornecida pelo eixo da turbina ao sistema e apresentou o valor de 0,53189912 
kW, essa por sua vez determinou a potência teórica (Equação 4.1.6) que delimita o 
potencial eólico que a área de varredura da turbina possui com grandeza igual a 0,8969631 
kW. 
(horas/ mês)
0,4125
e
ft
ft
N
P
P kW


*
0,833
m h c
m
n n n
n


*
0,931
el g t
el
n n n
n


 23 
 
(4.1.5), 
 
 
 (4.1.6). 
 
4.1.2 CARACTERÍSTICAS DA TURBINA EÓLICA 
No momento anterior a penetração axial no rotor da velocidade absoluta da 
corrente fluida é a própria velocidade do vento sem perturbações, isto demonstra que, 
C3=Cm3=C∞ (HENN, 2006). Após passar pela turbina atinge valor C6 devido uma redução 
demonstrada na figura 4.1.1. Esta redução pode ser calculada por: 
 (4.1.7), 
onde a é o fator de redução da velocidade do vento e varia com a quantidade de pás e o 
tipo de turbina, sendo para uma turbina axial de 3 pás o valor é de 0,12 (adimensional), 
vinculado ao menor ou maior aproveitamento eólico (HENN, 2006). 
 
Figura 4.1.1 – Triângulo de velocidades de uma turbina eólica axial (PINTO & PASA, 2013). 
Esta redução causada na energia do vento caracteriza-se como aumento 
energético específico disponível na turbina. Este salto (Y) de 5,71164379 J/kg é 
demonstrado na equação 4.1.8. 
 
(4.1.8). 
Considerando a velocidade Cm e desconsiderando a área do cubo do rotor 
determinou-se a vazão de ar (128,1968558 m3/s) que passa pela turbina através da 
equação 4.1.9. 
6 (1 2 )mC C a 
p
0,896
/
963
 
1
C
teórica
teórica eixo
kW
P
P
P


 / ( )*
0,53189912
m el
e
eixo f
o
t
ix
n n
P
P P
kW


22 (1 a)
Y 5,71164379 /
Y C a
J kg
 

 24 
 
(4.1.9). 
Em seguida, determinou-se o diâmetro exterior do rotor (De=5,972217418 m) 
com a utilização da equação 4.1.10. O diâmetro De determina a área varrida pelo rotor. 
 
 
 
(4.1.10). 
Henn (2006) afirma que Di (diâmetro interno) deve variar entre 15 a 25% de De 
(diâmetro externo), para este projeto utilizou o valor de porcentagem mínimo conforme a 
equação 4.1.11. 
 
 
(4.1.11). 
Utilizando a relação entre o fator de celeridade (λ) sugerida por Henn (2006) com 
valor adimensional igual a 4,5 para rotores de 3 pás foi possível determinar o número de 
rotações do rotor eólico. Este resultado de 1,47270446 rps demonstrado na equação 4.1.12, 
permite o melhor aproveitamento da potência do vento.(4.1.12). 
 
4.1.3 CARACTERIZAÇÃO DE SUPERFÍCIES EM VÁRIOS DIÂMETROS 
Segundo Henn (2006) o perfil aerodinâmico Göttingen é o mais adequado para 
turbinas eólicas. Inúmeros perfis podem ser utilizados, entretanto oeste projeto utilizou-se 
do perfil Göttingen 428 (fugira 4.1.2) para todo o comprimento da pá. 
 
Figura 4.1.2 – Perfil aerodinâmico Göttingen 428 (PINTO & PASA, 2013). 
3
/
128,1968558 /
teórict a aeóric QY Q P Y
Q m s
P    

 
2
(1 ) (Q*4) / * (1 )
4
5,972217418
e
e
e
D
Q C a D C a
D m
      

0,15
0,895832613
i
e
i
D
D
D m


   * / *
1,247270446
r e
r
N C D
N rps


 25 
Ainda segundo Henn (2006), é sugerido dimensionar no mínimo 5 seções ao 
longo da pá, e para este projeto, foram dimensionados 13 elementos (seções) para 
amenizar relativamente as curvas das pás durante sua modelagem. Estes elementos 
correspondem ao diâmetro exterior, ao diâmetro médio, ao diâmetro interior e mais 6 
intermediários a estes. Assim, através da equação 4.1.13 a distância radial entre os cortes 
(b) foi determinada com o valor de 0,323032067 m. 
 
(4.1.13). 
A equação 4.1.14 determina as velocidades tangenciais para cada diâmetro de 
superfície adotada (vide Apêndice A). 
(4.1.14). 
A velocidade do vento é dada na equação 4.1.15 e está é a velocidade relativa 
da corrente não perturbada para cada diâmetro de superfície adotado (vide Apêndice A). 
 (4.1.15). 
A velocidade relativa da corrente não perturbada forma um ângulo com a direção 
da velocidade tangencial em cada diâmetro adotado, analiticamente demonstrado pela 
equação 4.1.16 (vide Apêndice A). O passo para cada diâmetro é dado pela equação 4.1.17 
(vide Apêndice A). 
(4.1.16), 
 (4.1.17). 
A função de relação L/t para cada diâmetro determina a corda do perfil (L) para 
turbinas eólicas axiais com reduzido número de pás é demonstrado pela equação 4.1.18 
para o comprimento externo (Le) e a equação 4.1.19 para o comprimento interno (Li). Os 
demais valores de corda foram determinados tomando por valor inicial o comprimento Le e 
somando-se a equação 4.1.20 até o comprimento Li (vide Apêndice A). 
(4.1.18), 
(4.1.19), 
(4.1.20). 
 Afim de determinar a relação entre diversos diâmetros que são presos em grau 
de declínio do cubo para a periferia do rotor. Isto implica um aumento da resistência 
mecânica na raiz das pás (Di). Para tal foram utilizadas as equações 4.1.21 e 4.1.22 para 
* * ru D N
*(C / u)arctg ( * ) / rt D N
2
e i
o
e i
*(0,494 / )
0,07*(D D )
d (L L ) / n superfícies
e e
i e
L t
L L

  
 
(De Di) / *(n int )
b 0,423032067
b ervalos
m
  
 2 2W u c  
 26 
determinar respectivamente, o ymáx para perfil junto ao Di e o ymáx para o perfil junto ao De. 
(Henn, 2006) 
(4.1.21), 
(4.1.22). 
A relação ao perfil normalizado Göttingen 428 é dada na equação 4.1.23, onde 
é lida a diferença máxima entre os valores das ordenadas, onde x=0,3*L (HENN, 2006). 
 
 
 
 
(4.1.23). 
O dimensionamento do fator de afinamento ou engrossamento é dado pela 
equação 4.1.24, onde e>1 demonstra um engrossamento e e<1 demonstra afinamento. 
Relacionado o ymáx/L junto a diâmetro interno e a equação 4.1.23, tem-se: 
 
(4.1.24). 
Deste modo o ymáx para cada elemento da pá e determinado na equação 4.1.25 
em função da respectiva corda (L), deste modo: (vide apêndice A) 
(4.1.25). 
Para verificação do ângulo de deslizamento (ε) nos 13 elementos de pá, fez-se 
uso da equação 4.1.26, pois como as turbinas eólicas possuem uma extremidade livre, isto 
gera o aparecimento de vórtices de ponta de asa e uma resistência induzida que provocam 
um maior coeficiente de arrasto (Ca) e por consequência do ângulo de deslizamento. De 
acordo com os resultados de ε (vide apêndice A) (HENN, 2006). 
 
 (4.1.26). 
Deste modo a equação 4.1.27 determinou o coeficiente de sustentação (Cs) para 
cada diâmetro das superfícies adotadas (vide Apêndice A). 
 
(4.1.27), 
0,17*
0,053*
máx i
máx e
y L
y L


padrãoy * *(y / L)máx máxe L
3
h
2
4 (1 a) t
u sin( ) L
s
C a
C
w

 

 



s i máx
padrão
padrão
(y y ) y
L
y (8,55 0,3)
100
0,0825
máx
máx
máx
máx
y
L
y
L
 
 
   
 
 
 
 
padrão
y / L
2,0606
(y / L)
máx
máx
e  
(0,012 0,06 )
*
máx
e
y L
arctg
L D
   
 27 
onde o rendimento hidráulico em turbinas axiais (ηh) é recomendado estar contido entre 
70% e 85%. Para este projeto utilizou-se o rendimento mínimo recomendado, para tal, ηh 
=0,7. 
Para o cálculo do ângulo de ataque (∂) do perfil para os diferentes diâmetros foi 
utilizada a equação 4.1.28, onde k1=4,8 e k2=0,092 para perfis Göttingen 428, e o ângulo 
de inclinação das pás tangencial ao perfil (β) e formado em relação a direção da velocidade 
tangencial u, considerando cada diâmetro adotado, foi calculado através da equação 4.1.29 
(HENN, 2006). 
 
 
(4.1.28), 
(4.1.29). 
 
4.2. MODELAGEM E MONTAGEM COMPUTACIONAL DO ROTOR 
 
Através do software SolidWorks e com a utilização de suas ferramentas foi 
modelada a pá do rotor (figura 4.2.1) seguindo os dados gerados pelo memorial de cálculos 
anteriormente elaborado, afim de demonstrar as curvas e superfícies dos 13 elementos 
definidos para este projeto. Cada elemento foi distanciando em 0,423m no diâmetro, isto 
implica que, para o modelamento houve um distanciamento de 0,2115m entre os 
elementos, valor este correspondente ao raio do espaçamento. 
 
——Elemento 1 
——Elemento 2 
——Elemento 3 
——Elemento 4 
——Elemento 5 
——Elemento 6 
——Elemento 7 
——Elemento 8 
——Elemento 9 
——Elemento 10 
——Elemento 11 
——Elemento 12 
——Elemento 13 
 
 
Figura 4.2.1 - Divisão dos elementos de pá 
1
2
máx
s
y
C k
L
k
 

 
 
 28 
A figura 4.2.2 apresenta o modelamento final da pá bem como as arestas de 
ponta de pá e as curvas próximas ao cubo do rotor. O cubo demonstrado na figura 4.2.3 foi 
modelado para ser utilizado na montagem posterior da turina eólica. 
 
 
 
 
Figura 4.2.2 – Representação em perspectiva da pá de rotor 
Figura 4.2.3 – Representação do cubo do rotor 
 
Após as modelagens feitas para cada componente da turbina eólica foi realizada 
a montagem das 3 pás junto ao cubo do rotor. Posicionou-se uma pá ao eixo do rotor e o 
recurso de “Padrão circular de componente” pode-se posicionar as demais pás numa 
relação de igualdade perante a pá previamente posicionada. A figura 4.2.4 demonstra a 
montagem completa da turbina eólica. 
 
Figura 4.2.4 – Representação da turbina eólica 
 
 29 
4.3. SIMULAÇÃO COMPUTACIONAL DO ROTOR DE TURBINA EÓLICA 
 
Afim de analisar o comportamento dos fluidos a figura 4.3.1 demonstra o domínio 
computacional utilizado para a simulação no software ANSYS 17.2. 
 
Figura 4.3.1 – Domínio computacional para simulação 
 
4.3.1 RESULTADOS OBTIDOS PELA SIMULAÇÃO COMPUTACIONAL 
O software ANSYS 17.2 limita a criação de malha em até 512 mil elementos em 
analises de fluído dinâmica para sua licença de estudantes (licença esta, utilizada para este 
projeto). Deste modo a malha computacional foi definida automaticamente pelo software 
contendo 364743 elementos e 67258 nós. 
A simulação deu-se através da inclusão de parâmetros iniciais bem como a 
velocidade absoluta do vento de 5,2003623 m/s demonstrada na Equação 4.1.1, a rotação 
do rotor de 1,247370446 rps apresentada pela Equação 4.1.12 e uma pressão decontrole 
igual a 101325Pa (1 atm). Ainda por parâmetros de simulação utilizou-se o método de 
cálculo hibrido do software, possibilitando assim a simulação de 100 etapas de tempo igual 
0,02s e com um número de 20 iterações para cada etapa, totalizando assim 2000 iterações 
correspondentes a um tempo total de 2s. 
 30 
Apresentou-se por resultado um comportamento do escoamento do fluido em 
relação a velocidade do vento sobre as pás muito próximo do calculado, demonstrando 
(Figura 4.3.2 e Figura 4.3.3) uma constância considerável. 
 
Figura 4.3.2 – Comportamento do escoamento do fluido em relação a velocidade do vento 
 
 
Figura 4.3.3 – Comportamento do escoamento do fluido em contato imediato com a superfície a turbina 
 31 
 
 
 
O redirecionamento de fluxo em consideração a velocidade axial máxima 
suportada pelo rotor definida pela Equação 4.1.12 e com grandeza igual a 1,247370446 
rps, demonstra na Figura 4.3.4 uma redução considerável na velocidade de fluxo, isto 
implica que o perfil aerodinâmico selecionado demonstra demasiado grau de turbulência 
devido ao ângulo de incidência adotado, mesmo este não influenciando diretamente na 
capacidade energética do rotor. 
 
Figura 4.3.4 – Redirecionamento de fluxo devido a rotação aplicada no rotor 
 
 
 
 
 
 
 
 32 
5. CONSIDERAÇÕES FINAIS 
 
Com o avanço das energias renováveis, grandes parques eólicos começam a 
surgir em diferentes pontos do mundo, dando considerável avanço no desenvolvimento 
tecnológico para este fim. O tamanho das turbinas está ficando cada vez maior. O projeto 
europeu UpWind procura desenvolver uma turbina com capacidade de 20 mil kWh, 
capacitando o abastecimento de 15 a 20 mil residências. Para que projetos de tal magnitude 
tenham o menor impacto possível, estudos e implementações marítimas são cada vez mais 
comuns. Tais operações exigem esforços consideráveis de engenharia, especialmente em 
se tratando de parques offshore. 
Tais projetos têm levado também vertentes da engenharia a seguir o caminho 
oposto, a fim de miniaturizar a geração eólica. Turbinas eólicas de pequeno porte tem se 
popularizado cada vez mais. Estas podem ser instaladas em casas, escolas e indústrias. 
Turbinas de pequeno porte são fáceis de implementar e a microgeração de energia eólica 
é a forma mais barata de se ter acesso a energia em pontos distantes do abastecimento. 
Esse recurso tem tido grande aceitação em países emergentes. “Sem comparação, a maior 
parte dessas turbinas eólicas estão localizadas na China, no momento”, diz Stefan 
Gsänger, da Associação Mundial de Energia Eólica (WWEA). 
Este projeto teve por objetivo o dimensionamento aerodinâmico de rotor eólico 
que atendesse a demanda energética de uma residência urbana situada na cidade satélite 
de Brazlândia. Através de definições proporcionadas pelas referências neste utilizadas, 
pôde-se verificar que inúmeros fatores afetam o dimensionamento de um rotor eólico, isto 
possibilitou a aplicação do roteiro de cálculos proposto por Henn (2006) a fim de buscar os 
melhores resultados para este dimensionamento. 
Os resultados de modelagem neste projeto descritos permitem a visualização e 
a compreensão das dimensões estruturais de um rotor eólico, ao mais demonstrar os 
aspectos aerodinâmicos como a torção das pás que proporciona uma potencialização na 
conversão de energia cinética do vento em energia mecânica. Destaca-se também, que a 
simulação de escoamento do fluído elaborada neste projeto, corrobora com valores 
teóricos, evidenciando sua veracidade. 
De tal modo, pôde concluir-se que embora a complexibilidade deste projeto, o 
mesmo atende aos objetivos iniciais e isto proporcionou o dimensionamento de um rotor 
eólico que atenderá as necessidades do local de instalação. 
 
 33 
REFERÊNCIAS 
 
AHRENS, C. D. (2012). Essential of Meteorology: An Invitation to the 
Atmosphere. Estado Unidos: Brooks Cole, 6a Edição. 528 p. 
 
AKWA, J. V. (2010). Análise aerodinâmica de turbinas eólias Savonius 
empregando dinâmica dos fluidos computacional. Dissertação de Mestrado. 128 p. UFRGS, 
Porto Alegre, RS. 
 
AMENDOLA, C. A. M. (2007). Contribuição ao estudo de aerogeradores de 
velocidade e passo variáveis com gerador duplamente alimentado e sistema de controle 
difuso. Tese de Doutorado. 215 p. USP, São Carlos, SP. 
 
ANDERSON, J. D. (1995). Computational Fluid Dynamics: The Basic with 
pAplications. Estados Unidos: Mcgraw-Hill Mechanical Engineering, International 
Edition.574 p. 
 
ARAÚJO, A. M. (2013). Fundamentos de Geração Eólica. UFP. Disponível em: 
<https://www.ufpe.br/mecfluamb/index.php?option=com_content&view=article&id=347&Ite
mid=263>. Acessado em: 19 de outubro de 2016. 
 
CE-EÓLICA – CENTRO DE ENERGIA EÓLICA, PUCRS. (2013). Perguntas 
Frequentes sobre Energia Eólica. Disponível em: <http://www.pucrs.br/ce-
eolica/faq.php?q=18#18>. Acessado em: 17 de junho de 2016. 
 
CPTEC – Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climáticos. (2014). Previsão 
de Tempo para cidades. Disponível em < http://www.cptec.inpe.br/>. Acessado em: 12 de 
outubro de 2016. 
 
CEPEL - CENTRO DE PESQUISAS DE ENERGIA ELÉTRICA. (2001). Atlas do 
Potencial Eólico Brasileiro. Disponível em: <http://cresesb.cepel.br/>. Acessado em: 31 de 
maio de 2016. 
 
CUSTÓDIO, R. S. C. (2013) Energia Eólica para produção de energia elétrica. 
Rio de Janeiro, RJ: Editora Synergia, 2a Edição. 340 p. 
 
DANISH WIND INDUSTRY ASSOCIATION. (2003). Guided Tour on Wind 
Energy. Disponível em: <http://www.windpower.org/en/tour/wres/enrspeed.htm>. Acessado 
em: 9 de maio de 2016. 
 
DIE WELT. Em versão mini, turbina eólica começa a ganhar mercado. Disponível 
em <http://www.dw.com/pt/>. Acessado em: 5 de junho 2016. 
 
DS - DASSAULT SYSTEMES. (2016). Computational Fluid Dynamics (CFD). 
Disponível em: <http://www.solidworks.com/sw/products/simulation/computational-fluid-
dynamics.htm>. Acessado em: 19 de junho de 2016. 
 
FADIGAS, E. A. F. A. (2011). Energia Eólica. São Paulo, SP: Manole Ltda, 1ª 
Edição. 356 p. 
 34 
 
FLORÉZ-ORREGO, D. A (2012). Equações de Navier-Stokes: Formas 
diferenciais em notação Vetorial e Indicial, e na notação Integral. 7 p. USP, Escola 
Politécnica, São Paulo, SP. 
 
GLOBAL WIND ENERGY CONUNCIL. (2016). Global Status of Wind Power in 
2015. Disponível em: <http://www.gwec.net/publications/global-wind-report-2/>. Acessado 
em: 6 de maio de 2016. 
 
GRUBB, M. J; MEYER, N. I. (1993). Wind energy: resources, systems and 
regional strategies. In: JO-HANSSON, T. B. et. al. Renewable energy: sources for fuels and 
electricity. Washington, D.C.: Island Press. 
 
HENN É. A. L. (2006) Máquinas de Fluído. Santa Maria, RS: Editora da UFSM, 
2a Edição. 474 p. 
 
MARQUES, J. (2004) Turbinas Eólicas: Modelo, Análise e Controle do Gerador 
de Indução com Dupla Alimentação. Dissertação de Mestrado. 132 p. UFSM, Santa Maria, 
RS. 
 
MASTERS, G. M. (2004). Renewable and efficient electric power systems. 
Estados Unidos: John Wiley and Sons, 1a Edição. p. 307 - 384. 
 
NASA – NATIONAL AERONAUTICS AND SPACE ADMINISTRATION. (2015). 
What is Lift? Disponível em: <http://www.grc.nasa.gov/WWW/K-12/airplane/lift1.html>. 
Acessado em: 18 de junho de 2016. 
 
OHARA, F. M. (2014). Análise dinâmica do sistema de transmissão 
eletromecânica de uma turbina eólica. Relatório de Graduação. 71 p. UNB, Brasília, DF. 
 
PINTO, M. de O. (2013). Fundamentos de Energia Eólica. Rio de Janeiro, RJ: 
LTC, 1a Edição. 367 p. 
 
PINTO, J. S.; PASA, M. E. (2013). Projeto aerodinâmico de pás de aerogerador 
de eixo horizontal para instalação em uma propriedade rural. Relatório de Graduação. 59 
p. FAHOR, Horizontina, RS. 
 
PORTAL DE ENERGIASRENOVÁVEIS. Conceitos: Ventos Globais. Disponível 
em<http://energiasrenovaveis.com/DetalheConceitos.asp?ID_conteudo=10&ID 
_area=3&ID_sub_area=6>. Acessado em: 9 de maio de 2016. 
 
REN21 – Renewable Energy Police Network for the 21st Century. (2016). 
Renewables 2016 – Global Status Report. Disponível em: <www.ren21.net/wp-
content/uploads/2016/06/GSR_2016_Full_Report.pdf>. Acessado em: 10 de outubro de 
2016. p. 75 – 85. 
 
SEVERINO, A. H. M. (2015). Análise numérica do perfil Naca 4412 aplicado em 
turbinas eólicas de pequeno porte. Relatório de Graduação. 52 p. UDF, Brasília, DF. 52 p. 
UDF, Brasília, DF. 
 
 35 
APÊNDICE A – RESULTADOS DO MEMORIAL DE CÁCULOS 
 
Elemento 
da pá 
Diâmetro 
(m) 
Vel. 
tangencial 
u (m/s) 
Vel. 
relativa 
w∞ 
Ângulo 
de fluxo 
β∞ 
Passo 
entre 
pás t (m) 
Corda 
do 
perfil 
(m) 
ymáx 
do 
perfil 
(m) 
Ângulo 
de desl. 
(ε) 
13 0,89583 3,510245 6,27420 55,98065 2,25640 0,72231 0,12279 3,47349 
12 1,31886 5,16786 7,33148 45,17961 3,32192 0,69270 0,11776 3,38338 
11 1,74190 6,82548 8,58084 37,30395 4,38744 0,66309 0,11273 3,29326 
10 2,16493 8,48309 9,95021 31,50941 5,45297 0,63348 0,10769 3,20312 
9 2,58796 10,14071 11,39639 27,14968 6,51849 0,60386 0,10266 3,11297 
8 3,01099 11,79832 12,89357 23,78651 7,58401 0,57425 0,09762 3,02280 
7 3,43403 13,45594 14,42588 21,13019 8,64953 0,54464 0,09259 2,93261 
6 3,85706 15,11355 15,98322 18,98762 9,71506 0,51503 0,08755 2,84241 
5 4,28009 16,771167 17,55893 17,22749 10,78058 0,48542 0,08252 2,75220 
4 4,70312 18,42878 19,14847 15,75837 11,84610 0,45580 0,07749 2,66197 
3 5,12615 20,08640 20,74867 14,51515 12,91162 0,42619 0,07245 2,57173 
2 5,54919 21,74401 22,35723 13,45038 13,97715 0,39658 0,06742 2,48148 
1 5,97222 23,40163 23,97249 12,52881 15,04267 0,36697 0,06238 2,39121 
 
Elemento 
da pá 
Ângulo 
de 
ataque 
(∂) 
Ângulo de 
passo (β) 
13 9,52819 46,45246 
12 7,08240 38,09721 
11 5,82861 31,47534 
10 4,74717 26,76224 
9 3,88143 23,26825 
8 3,21478 20,57173 
7 2,71816 18,41203 
6 2,36512 16,622506 
5 2,13544 15,092045 
4 2,01538 13,74299 
3 1,99709 12,51805 
2 2,07823 11,37215 
1 2,26198 10,26683 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 36 
ANEXO A - VELOCIDADE DOS VENTOS NO CENTRO-OESTE 
 
 
Atlas do Potencial Eólico Brasileiro – Mapa do Potencial Eólico no Centro-Oeste (CEPEL, 2001) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 37 
ANEXO B - HISTÓRICO DE CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA