tecnologia em geração eólica - CTgasSenai RN

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TECNOLOGIA EM GERAÇÃO EÓLICA 
TECNOLOGIA EM GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 2 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TECNOLOGIA EM GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 NATAL - RN
2019
 
 
 
 
 
 
 
 2019. CTGAS-ER
Qualquer parte desta obra poderá ser reproduzida, desde que citada à fonte.
Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis – CTGAS-ER 
Diretor ISI-ER
Rodrigo Diniz de Mello 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS -ER 
AV: Cap. Mor Gouveia, 2770 – Lagoa Nova
CEP: 59063-400 – Natal – RN
Telefone: (84) 3204.8100
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http://www.ctgas.com.br/
 
 
Sumário 
INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 5 
CAPÍTULO 1 – ENERGIA EÓLICA NO MUNDO ................................................................. 6 
CAPÍTULO 2 – ENERGIA EÓLICA NO BRASIL ................................................................ 10 
CAPÍTULO 3 – METEOROLOGIA EÓLICA: POTENCIAL EÓLICO ................................... 33 
CAPÍTULO 4 – AERODINÂMICA APLICADA ÀS TURBINAS EÓLICAS ........................... 56 
CAPÍTULO 5 – TECNOLOGIA DOS AEROGERADORES ................................................. 64 
CAPÍTULO 6 – ASPECTOS DE HABILITAÇÃO TÉCNICA DE PROJETOS ...................... 96 
CAPÍTULO 7 – IMPACTOS AMBIENTAIS ....................................................................... 100 
REFERÊNCIAS ............................................................................................................... 106 
 
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INTRODUÇÃO 
 
 
O objetivo do presente curso é apresentar os conceitos fundamentais de geração 
eólica. A presente apostila tem como objetivo complementar as informações apresenta-
das durante as aulas, informações mais detalhadas poderão ser encontradas nas refe-
rências apresentadas no final da mesma. Caso haja necessidade de referenciar alguma 
informação apresentada nesta apostila, fazer referência à fonte original. 
No primeiro capítulo é apresentada a situação da energia eólica no mundo, serão 
abordadas informações referentes à capacidade eólica instalada no mundo; dispersão 
mundial dos 10 países com maior capacidade instalada do Top 10 e crescimento espe-
rado. 
O segundo capitulo mostra informações referentes ao estado atual e perspectivas 
da energia eólica no Brasil, serão apresentadas características da nova oferta, capaci-
dade eólica brasileira, atlas eólico brasileiro, situação da energia eólica no Brasil; com-
plementaridade sazonal eólica-hídrica, fases do Brasil: PROINFA e Leilões, e por último 
as perspectivas do setor eólico Brasileiro. 
O terceiro capítulo intitulado "Meteorologia Eólica: Potencial Eólico" apresenta con-
ceitos acerca de "o que o vento e de onde ele vem", Força de Coriolis, Forças fundamen-
tais que atuam na atmosfera, vento geostrófico, vento gradiente, vento na superfície e 
camada limite, comprimento de rugosidade, modelagem atmosférica e bases de dados. 
No quarto capítulo são apresentadas informações referentes à Aerodinâmica apli-
cada às Turbinas Eólicas como: forças aerodinâmicas e efeito esteira. 
O quinto capítulo mostra informações acerca de Tecnologia dos Aerogeradores, 
evolução histórica, estimativa de instalações vs. tamanho, Evolução do tamanho dos ae-
rogeradores, Número de pás e Tipos de geradores. 
No capítulo seis são apresentadas informações sucintas referentes aos Aspectos 
de habilitação técnica de projetos. 
Por último, no capítulo sete são apresentados os impactos ambientais e uma breve 
referência ao processo de licenciamento ambiental de um empreendimento eólico. 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 1 – ENERGIA EÓLICA NO MUNDO E NO BRASIL 
 
1.1 Introdução 
 
1.1.1 Definição 
É a conversão de energia cinética contida no vento em outra forma de energia como 
energia elétrica. Assim como a maioria das fontes renováveis de energia, exceto a geo-
térmica, a energia eólica provém da ação da radiação solar combinada juntamente 
com a rotação da Terra. 
 
1.1.2 Histórico 
A energia eólica vem sendo utilizada pela humanidade em diversas aplicações há mais de 
3000 anos. O desenvolvimento da navegação e o período das grandes descobertas de 
novos continentes foram propiciados pelo emprego da energia dos ventos (Fig. 1.1a). As 
primeiras aplicações da energia eólica foram os moinhos de vento utilizados em atividades 
agrícolas para moagem de grãos (Fig. 1.1b). Depois surgiram outras aplicações como cata-
ventos para bombeamento de água (Fig. 1.1c). 
 
Figura 1.1 - Aproveitamento da energia eólica a) Caravela b) Moi nho e c) Cata-vento 
 
Mas a aplicação que cada dia vem se tornando mais importante é o aproveitamento da 
energia eólica como forma alternativa de energia para produção de eletricidade através de 
aerogeradores (Fig. 1.2). 
 
Figura 1.2 - Transformação de energia eólica em eletricidade a) Parque eólico [5] b) Linha de trans-
missão e c) Energia Elétrica 
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1.2 Capacidade Eólica Instalada no mundo. 
 
 
 
Tabela 1.1 - Distribuição regional da capacidade eólica instalada no mundo em MW até o final de 2017.
 
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A tabela 1.1 mostra como se apresentava a distribuição regional da capacidade eólica ins- 
talada no mundo até final de 2017. A capacidade instalada é dinâmica e sua taxa de cres- 
cimento anual é uma variável que depende de vários fatores, tais como decisões de go- 
verno, foco na diversificação da matriz energética, política de incentivo fiscal para implan- 
tação de energias renováveis e desenvolvimento da economia do país.
Nessa tabela é possível observar que a capacidade instalada no mundo até o final de 2017 
é de pouco mais de 539 MW e que o continente que possui a maior capacidade instalada 
é a Ásia, seguido pelo continente Europeu e a América do Norte. Observa-se também que 
o continente Africano junto ao Oriente Médio possui a menor capacidade instalada a nível 
mundial. 
 
 
Figura 1.1 – Top 10 da capacidade instalada mundial até o ano de 2017. 
 
Na figura 1.1 podemos visualizar os 10 países com a maior capacidade instalada mundial, 
nele é possível identificar que a China é o país com a maior capacidade eólica instalada 
seguida de países como os Estados Unidos e a Alemanha. Outra informação importante 
é a presença do Brasil entre os 10 países de maior capacidade instalada mundial. 
 
 
 
 
 
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Figura 1.2 – Futuro da capacidade eólica instalada no mundo em GW até 2021. 
 
 
 
 
 
Já na figura 1.2 podemos visualizar o gráfico com a projeção até 2021 do crescimento 
dessa capacidade. Em 2016 estávamos com 486,8 GW, em 2019 com 671,7 GW e até o 
final de 2021 estaremos com 817 GW de capacidade instalada só em geração de energia 
elétrica a partir da energia eólica no mundo.
OBS: Para dados atualizados, veja o site da Abeeólica: http://abeeolica.org.br/
Em nossa Biblioteca no Ambiente Virtual de Aprendizagem também encontrará dados 
atuais.
 
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CAPÍTULO 2 – ENERGIA EÓLICA NO BRASIL 
 
O Brasil, tem como sua principal fonte energética a energia Hidroelétrica, que apesar de 
possuir grande capacidade instalada, vem apresentando escassez de novos projetos 
devido às dificuldades para licenciamento ambiental. As novas usinas a fio d'água tam-
bém afetam a volatilidade do SIN (Sistema Nacional Interligado), pois à redução da ca-
pacidade de regularização plurianual do sistema de reservatórios faz com que variações 
semanais na afluência tenham um efeito amplificado frente ao armazenamento. 
 
Outra fonte energética explorada no país é a partir da energia térmica, as Termelétrica, 
mas essa fonte apresenta custo variável unitário elevado, impacta a segurança do SIN. 
Seu despacho ocorre somente para hidrologias críticas, em montantes e antecedência 
que não são suficientes para recompor os reservatórios. 
 
Já com relação a energia eólica, o primeiro atlas eólico do Brasil realizado em 2001 
estimou um potencial eólico Brasileiro de: 143.000 MW (à 50 metros acima do nível da 
superfície) (Figuras 2.1 e 2.2). Posteriormente, medições realizadas em 2008 e 2009 a 
alturas de 80- 100 metros indicaram um potencial consideravelmente maior, em torno 
de 350 GW. As melhores áreas para a energia eólica se encontram ao longo da costa 
especialmente nos estados do Nordeste (RN, CE, MA, PB) e em certas áreas elevadas 
no interior do país (BA, RN, CE, PE e PI) (Fig. 2.3). O Brasil possui também um bom 
potencial na região sul (RS, SC). 
 
2.1 Complementaridade sazonal Eólica - Hídrica 
 
Um fato importante da energia eólica é a complementaridade sazonal desta fonte com 
a hídrica. Na figura 2.5 é possível observar que os meses de maior produção eólica 
(maior vento) são os meses nos quais os rios se encontram com a menor vazão, ou 
seja, nos meses de menor capacidade de produção de energia hidroelétrica. Tal fato é 
conhecido como Complementaridade sazonal Eólica - Hídrica. 
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Figura 2.1 - Atlas eólico do Brasil indicando a potência de fluxo anual em W/m2 a 50 metros 
acima do nível da superfície. 
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Figura 2.2 - Atlas eólico do Brasil indicando a velocidade média anual do vento a 50 metros 
acima do nível da superfície. 
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Figura 2.3 - Atlas eólico do Nordeste indicando a velocidade média anual do vento a 50 metros acima 
do nível da superfície. 
 
 
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Figura 2.4 - Parques eólicos instalados no Brasil a) Até 2001, b) Até outubro de 2008. 
 
 
 
 
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Figura 2.5 - Complementaridade sazonal Eólica - Hídrica das usinas eólicas e dos reservató-
rios do Nordeste 
 
2.2 Fases do Brasil 
 
Após a crise energética de 2001, ficou evidenciada a necessidade de diversificar a matriz 
energética do Brasil, assim em 2002 foi lançado o Programa de Incentivo às Fontes Al-
ternativas de Energia Elétrica - PROINFA. 
 
2.2.1 O PROINFA 
 
O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA foi lan-
çado em 2002 com os seguintes objetivos: 
 
Objetivos estratégicos: 
 
• Diversificação da matriz energética brasileira, aumentando a segurança
no abastecimento; 
• Valorização das características e potencialidades regionais e locais, com criação de 
empregos, capacitação e formação de mão-de-obra; 
• Redução de emissão de gases de efeito estufa. 
 
Objetivo específico: 
 
• Implantar 3300 MW de capacidade instalada, até dezembro de 2008, distribuída pelas 
fontes eólica, PCH e biomassa. 
 
 
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
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0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
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Eólicas - NE
Vazão do Rio São Francisco
SAZONALIDADE DAS USINAS EÓLICAS DO PROINFA
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Figura 2.6 - Projetos do PROINFA instalados até agosto de 2009 
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Figura 2.7 - Projetos do PROINFA que se encontravam em instalação até agosto de 2009 
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Para o caso especifico dos projetos eólicos contratados no PROINFA, o resultado foi que 
a maioria dos projetos ultrapassou o prazo estabelecido para entrar em operação (2008). 
Devido a esse fato a Lei no 11.94312009, prorrogou o prazo para entrar em operação 
para 30 de dezembro de 2010. 
 
O prazo para o PROINFA foi prorrogado mais uma vez pelo governo mediante na 
Medida Provisória 51712010, para que se tornasse possível obter toda a capacidade eó-
lica contratada (534 MW) e concluído o projeto do programa. 
 
2.3 Situação da energia eólica no Brasil 
 
A figura 2.4a mostra os parques eólicos instalados no Brasil até 2001. Em 2001 o Brasil tinha 
uma capacidade instalada de 22,6 MW, a maior parte dos parques estavam no estado do 
Ceará. Já com o PROINFA em outubro de 2008 o Brasil possuía uma capacidade instalada 
de 272,45 MW, o que representa um incremento de mais de 1000% (Fig. 2.4b). Em outubro 
de 2008 mais da metade da capacidade instalada se encontrava na região sul. Já no final de 
2008 a capacidade instalada no Brasil atingiu 341 MW, 606 MW em 2009 e 931 MW em 
2010. No dia 23 de maio de 2011, com a entrada em operação do parque eólico Elebrás 
Cidreira 1 (RS, 70 MW), a capacidade de energia instalada no Brasil atingiu 1.000 MW um 
marco para o país que hoje aumenta em média mais de 1.000 MW por ano a sua capacidade 
instalada em energia eólica. 
 
Após o PROINFA foram lançados os leilões para energias alternativas. Em 2007 aconteceu 
o primeiro leilão especifico para fontes alternativas (PCHs, Biomassa e Eólica), porém devido 
ao valor baixo oferecido todas as eólicas desistiram. Em 2009, e 2010 aconteceram mais 
três leilões que envolveram energia eólica, em 2011 foram mais três leilões e desde então 
praticamente todos os anos são realizados leilões para ampliar a capacidade instalada e a 
atender a demanda energética do país. 
 
O objetivo dos leilões é de atender o crescimento da demanda de energia elétrica através da 
contratação de novos empreendimentos de geração, cada leilão possui um tempo específico 
de entrega, podendo esse tempo ser de 3, 4, 5, 6 anos ou mais de acordo com o tipo de 
empreendimento e objetivo do leilão. A figura 2.8 mostra dois tipos de leilões em função do 
prazo para entrega da energia. 
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• A-5: energia para entrega daqui a cinco anos; 
• A-3: energia para entrega daqui a três anos. 
 
 
 
Figura 2.8-Tipos de leilões em função do prazo para entrega de energia [19] 
 
 
 
 
 
Figura 2.9-Evolução da capacidade instalada do setor eólico - ABEEólica em dez/17 
 
Na figura 2.9 podemos visualizar a evolução da capacidade instalada no Brasil de 2005 até 
2023, segundo os dados fornecidos pela Associação Brasileira de Energia Eólica(ABEEó-
lica) em 2023 o país apresentará uma capacidade instalada de pouco mais 17.876 MW. 
 
 
t t+1 t+2 t+3 t+4t+5 t+6 t+7 t+8 t+9 t+10
A-3
A-5
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CAPÍTULO 3 – METEOROLOGIA EÓLICA: POTENCIAL EÓLICO 
 
3.1 Introdução 
 
Conforme apresentado no capítulo 1, a apl icação que cada dia vem se tornando mais 
importante é o aproveitamento da energia eólica como forma alternativa de energia para 
produção de eletricidade através de aerogeradores. Para o investidor uma maior produ-
ção significa maior lucro, assim é necessário instalar o parque em locais com potencial 
eólico significativo, mas na figura 3.1 podemos observar o comportamento do vento 
durante um determinado mês (velocidade média em função do tempo). Nessa figura é 
possível identificar que o a velocidade média do vento muda em função do dia e do 
horário do dia. Se observarmos o comportamento do vento em função dos meses, 
anos e décadas veremos que a velocidade média também muda. Então podemos concluir 
que o vento apresenta um comportamento difícil de predizer. 
O conhecimento da meteorologia aplicada a energia eólica é importante devido a que, 
tal conhecimento, nos permitirá entender quais são os fenômenos físicos envolvidos na 
formação do vento. 
 
Figura 3.1- Variação da velocidade média do vento (horária e diária) durante um determi nado 
mês 
 
3.2 O que é o vento e de onde ele vem 
 
Vento significa atmosfera em movimento; os gases na atmosfera se aquecem com 
a radiação solar e se deslocam devido à transformação da energia térmica em 
energia cinética. Embora o ar possa mover-se na direção vertical, a denominação 
vento é aplicada apenas ao movimento horizontal, paralelo à superfície do planeta. 
A componente vertical é tratada como turbulência. 
As regiões próximas ao Equador estão sujeitas a maior irradiação solar e as próximas 
aos polos estão sujeitas a pouca irradiação (Fig. 3.2). Para que os trópicos não se tornem 
cada vez mais quentes e os polos cada vez mais frios, deve haver uma transferência 
continua de energia (Fig. 3.2). 
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Figura 3.2 - Visão simplificada da circulação em grande escala das regiões frias para as quen-
tes e vice-versa. 
 
Dessa forma surgem os movimentos para promover uma redistribuição de calor, ou 
seja, transporte de ar quente para os polos e de ar frio para o Equador (Fig. 3.3). Cada 
tipo de superfície (terra ou oceano) e de cobertura vegetal (floresta ou deserto) reage 
de forma diferente à absorção da radiação. Esse transporte de massa e calor sofre 
influência da rotação da terra através da força de Coriolis (Fig. 3.4). 
 
 
Figura 3.3 - Movimentos para promover a redistribuição de calor entre os polos e o Equador.
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Para um observador externo Para um observador sobre o alvo 
 
Figura 3.4 - Efeito Coriolis a) Para um observador externo b) Para um observador sobre o alvo 
 
Observando a figura 3.4 podemos observar o efeito da rotação da terra no movimento 
de uma partícula de ar para um observador externo (Fig 3.4a) que observa a partícula 
de ar se desloca em linha reta, porém é possível que o alvo (retângulo vermelho se 
desloca). No caso do observador sobre o alvo a partícula de vento descreve uma 
trajetória curva devido a influência do movimento de rotação da terra. 
 
3.3 Forças fundamentais que atuam na atmosfera 
As forças fundamentais envolvidas na formação do vento que atuam na atmosfera são: 
• Gravitacional: Força de atração exercida pela terra sobre um corpo de massa 
“m” sobre a superfície. Orientada para o centro da Terra. 
• Centrifuga: Surge exclusivamente devido a rotação da Terra para equilibrar o 
sistema. 
• Coriolis: Ocorre quando um corpo se movimenta em relação a um referencial 
não inercial (Terra em rotação). 
• Gradiente de pressão: Existe devido a diferença de pressão. Orientada das 
altas pressões para as baixas pressões. 
• Fricção: Devido a "rugosidade" da Terra. Atua no sentido de frear os mo-
vimentos atmosféricos próximos a superfície da terra. 
 
 
3.4 Tipos de vento 
As forças apresentadas anteriormente atuam na formação de diferentes tipos de ventos, 
entre os principais temos: 
 
 
 
3.4.1 Vento Geostrófico 
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O vento geostrófico é um vento não acelerado, que sopra ao longo de trajetórias 
retilíneas, que resulta de um equilíbrio entre a força de gradiente de pressão (hori-
zontal) e a força de Coriolis. Este equilíbrio só é aproximadamente possível em 
altitudes nas quais o efeito do atrito seja omissível (isto é, acima de poucos quilô-
metros) (Fig. 3.5). 
 
 
 
Figura 3.5 - Formação do vento Geostrófico. 
 
3.4.2 Vento gradiente 
O Vento gradiente é o vento geostrófico modificado pelo gradiente de pressão entre 
uma zona de alta e baixa pressão, ele descreve uma trajetória curva conforme obser-
vado na figura 3.6. 
 
Figura 3.6 - Formação do vento gradiente 
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3.4.3 Modelo conceituai de circulação global atmosférica 
 
Os movimentos atmosféricos e os sistemas meteorológicos aos quais estão relacionados 
possuem diferentes padrões de circulação, com diferentes dimensões espaciais e tempos 
de vida, de maneira que o seu estudo, na Meteorologia, é realizado através da subdivisão 
em escalas. Os movimentos atmosféricos são enquadrados nas seguintes escalas de 
tempo e espaço: 
• Microescala: dimensões de menos de 1 km e tempos de vida de segundos a minutos; 
• Mesoescala: dimensões de 1 a 100 km e tempos de vida de minutos a dias; 
• Escala sinótica: dimensões de 100-5000 km e tempos de vida de dias a semana; 
• Escala planetária: dimensões de 1000-40000 km e duração de semanas a anos. 
 
Os movimentos de escala planetária são primeiramente causados pelo aquecimento 
diferencial da superfície terrestre, em que a irradiação solar incide com maior intensidade 
nas regiões próximas ao Equador. Os movimentos que surgem a partir de então agem 
para promover uma redistribuição de calor (transporte de ar quente para os polos e ar 
frio para o Equador, diminuindo as desigualdades térmicas). Além disso deve-se ter em 
mente, que devido ao movimento de rotação da Terra, a circulação atmosférica planetária 
é influenciada pela conservação do momento do sistema Terra-Atmosfera. A figura 3.7 
apresenta um modelo conceitual de circulação atmosférica planetária chamado de modelo 
de três células. Neste modelo, a circulação em cada hemisfério é descrita por três células 
meridionais de circulação, cada qual apresentando direções de vento predominantes à 
superfície. Apesar de algumas limitações, este modelo é considerado o melhor modelo 
simples da circu1ação global atmosférica. 
 
 
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Figura 3.7 -Modelo conceitual de circulação global atmosférica. 
 
Ao aquecer-se próximo à superfície, o ar das vizinhanças do Equador torna-se mais 
leve, ascende, resfria-se, e sua umidade condensa e precipita em forma de chuva. 
Chegando ao topo da troposfera terrestre, o ar, agora frio e seco, desloca-se na 
direção de ambos os polos forçado pelas parcelas de ar que continuamente ascendem 
a parti r da superfície. Nas latitudes entre 20º e 35º Norte e Sul, o ar descende até a 
superfície e parte do ar descendente dirige-se para o Equador em baixos níveis, 
fechando, assim, células de circulação chamadas células de Hadley. Nas células de 
Hadley, as correntes de ar dirigidas para o Equador na superfície,são refletidas pela 
força de Coriolis. Assim, os ventos resultantes possuem uma componente de leste 
para oeste e uma componente dos trópicos para o Equador. 
Esses ventos predominantes em baixos níveis, na região tropical, são chamados de 
alísios. Nas regiões extratropicais, entre 30 e 60º de latitude, a circulação atmosférica 
resulta em outra célula meridional de circulação em cada hemisfério: a célula de 
Ferrel. Nesta célula, parte do ar descendente entre 20º e 35º de latitude escoa em 
direção aos polos nas proximidades da superfície, até ser forçado a subir e encontrar 
o ar mais frio e denso da região polar. Essa ascensão ocorre em torno de 60º de 
latitude, acompanhada de condensação de umidade, precipitação e divergência do ar 
em altos níveis. 
Os ventos próximos à superfície são predominantemente de oeste para leste em 
consequência da ação da força de Coriolis. Existem ainda as células polares, em que 
parcelas do ar, após ascender nas latitudes próximas a 60º, deslocam-se para os 
polos, descendem exatamente sobre eles e retornam em direção ao Equador, sendo 
que o vento em superfície, defletido pela força de Coriolis, é aproximadamente de leste 
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para oeste. Este vento polar, frio e seco, eventualmente encontra os ventos de oeste 
mais quentes das latitudes médias, constituindo uma região chamada frente polar, onde 
em geral ocorrem tempestades. 
A ascensão de ar junto ao Equador ocasiona alta precipitação na região que se caracteriza 
pela presença das florestas tropicais do planeta. Essa zona de convergência de ar úmido 
em superfície e formação de nuvens convectivas é chamada de Zona de Convergência 
Intertropical (ZCIT), e constitui-se uma região de baixas pressões (Baixa Equatorial). A 
descendência de ar seco nos cinturões de 30° de latitude de ambos os hemisférios cons-
titui as regiões de altas pressões (Altas Subtropicais) e coincidem com a ocorrência de 
desertos. A convergência de ar em baixos níveis na frente polar constitui as Baixas Sub-
polares, onde ocorrem movimentos de ascensão de ar e formação de nuvens e precipita-
ção. Finalmente, o ar frio e seco descendente sobre os polos resulta nas Altas Polares. 
Vale enfatizar que os movimentos e células descritos constituem apenas um modelo sim-
plificado da circulação global atmosférica e correspondem às condições médias aproxi-
madamente observadas ao longo do ano e em torno do globo terrestre, indicando os ven-
tos de grande escala predominantes. Na realidade, as circulações atmosféricas e regiões 
de altas e baixas pressões se modificam ao longo do ano (com a modificação da incidência 
de radiação solar) e não são zonalmente uniformes como na Fig. 3.7. 
Essas diferenças ao longo da direção zonal se devem em grande parte à distribuição de 
continentes e oceanos, e às suas diferentes propriedades térmicas. A ZCIT se desloca 
para latitudes a sul do Equador durante o verão do Hemisfério Sul, e para latitudes a norte 
do Equador durante o inverno no Hemisfério Sul, deslocando também os ventos alísios 
que passam sobre a região Nordeste do Brasil. 
 
3.4.4 Partes de um aerogerador 
 
Embora este capítulo trate da meteorologia serão mostradas as principais partes de um 
aerogerador já que esta informação será necessária para os itens seguintes. Na figura 
3.8 são mostradas as principais partes de um aerogerador e são: 
a) Fundação a qual suporta o peso do aerogerador para evitar que a mesma afunde no solo 
e atua como contrapeso; 
b) Torre; 
c) Nacele a qual comporta o gerador e a caixa multiplicadora; 
d) Rotor composto pelas pás. 
 
Esses componentes serão apresentados com maior detalhe no capítulo 5. 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 40 
 
 
Figura 3.8 - Principais partes e nomenclatura de um aerogerador 
 
3.4.5 Vento na superfície e camada limite 
 
O vento na superfície é o vento afetado pelas condições da superfície da terra, sejam rugo-
sidade, temperatura, umidade, orografia, entre outros. Na figura 3.9 podemos observar 
como o vento é afetado pela superfície. O vento que provém do mar é geralmente um vento 
com fluxo laminar devido à baixa rugosidade da água, podemos observar que o perfil do 
vento só é afetado na parte inferior devido à fricção com a água. Quando o vento atinge o 
litoral podemos observar que o perfil vertical do mesmo muda devido à mudança da rugo-
sidade da superfície. Então vemos o surgimento de uma camada limite. 
A camada limite é uma linha imaginária que divide dois tipos de vento, nesse caso o vento 
laminar acima desta linha e vento turbulento abaixo da mesma. Quando o vento atinge uma 
região de floresta o perfil vertical do vento muda novamente devido à mudança da rugosi-
dade e observamos a formação de outra camada limite. Quando o vento passa da região 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 41 
 
de floresta para uma planície sem vegetação muda novamente o perfil do mesmo e se 
forma outra camada limite. 
 
 
Figura 3.9 - Vento na superfície e formação da camada limite 
 
 
 
 
Figura 3.10 - Determinação da altura do aerogerador em função da camada limite 
 
O conhecimento da camada limite é muito importante para a energia eólica já que é impor-
tante instalar um aerogerador da tal maneira que a área varrida pelo rotor fique na região 
do vento laminar evitando assim turbulências (Figuras 3.9 e 3.10). As turbulências além de 
diminuir a potência do vento geram esforços excessivos nos componentes de um aeroge-
rador já a velocidade e a direção do vento mudam constantemente. 
 Perfil do vento Camada limite 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 42 
 
 
 
 
3.4.6 Comprimento de rugosidade 
 
De maneira sucinta o comprimento de Rugosidade (Z0) pode ser definido como a altura da 
superfície onde a velocidade do vento é nula (Fig. 3.11). A velocidade do vento é influenciada 
pela rugosidade do terreno e existe uma determinada altura a partir da superfície do solo 
para cada tipo de terreno até a qual a velocidade do vento é nula. Entre maior for à rugosi-
dade do terreno maior será o comprimento de rugosidade. 
 
 
Figura 3.11 - Determinação da altura do aerogerador em função da camada limite. 
 
 
O conhecimento do valor comprimento de rugosidade de um determinado terreno permite 
estimar a velocidade a uma determinada altura conhecendo uma velocidade medida a uma 
altura diferente. Para esse cálculo é necessário utilizar a equação 3.1 apresentada abaixo: 
 
 
 
Onde: 
V = Velocidade do vento a determinar (m/s) 
Vref = velocidade do vento medida (m/s) 
Z = Altura da velocidade a determinar (m) 
Zref = Altura de medição do vento (m) 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 43 
 
Z0 = Comprimento de rugosidade (m) 
 
Na tabela 3.1 são mostrados valores do comprimento de rugosidade (z0) para 
diferentes tipos de terreno, na mesma é possível observar que entre maior for a 
rugosidade do terreno o valor de z0 é maior. Na figura 3.12 são mostrados perfis 
do vento para três valores diferentes de z0, na mesma é possível observar que o 
perfil vertical do vento sofre maior perturbação com valores maiores de z0. 
 
Tabela 3.1 - Valores do comprimento de rugosidade (z0) em função da classe de terreno. 
 
 
 
Figura 3.12 - Perfis verticais de vento para diferentes comprimentos de rugosidade 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 44 
 
 
 
 
Exemplo 3 . 1 
 
Estime a velocidade do vento a 108 m para uma região de área cultivada partindode 
médias de velocidade do vento de uma torre de 10 m = 4,9 m/s. 
 
Solução: 
Temos que: 
V = Velocidade do vento a determinar (m/s) 
Vref = 4,9 m/s 
Z = 108 m 
Zref = 10 m 
Z0 = 0,1 m (Tabela 3.1) 
 
Aplicando a equação 3.1 temos 
 
 
Resposta: A velocidade para 108 m de altura acima da superfície será 7,43 m/s. 
IMPORTANTE!!! 
Para obter o valor correto da velocidade do vento, utilizando calculadoras, o cálculo do loga-
ritmo utilizado na fórmula é o “ln” e não o “log”. 
 
 
3.5 Lei da Potência 
Outra forma de estimar a velocidade do vento conhecendo a uma determinada velo-
cidade a certa altura e as condições do terreno (rugosidade) é através de Lei da 
Potência dada por: 
 
 
Onde: 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 45 
 
V = Velocidade do vento a determinar (m/s) 
Vref = velocidade do vento medida (m/s) 
Z = A1tura da velocidade a determinar (m) 
Zref = A1tura de medição do vento (m) 
 = Constante em função da estabilidade atmosférica e rugosidade (adimensional) 
 
O valor de alfa pode ser determinado aplicando o logaritmo natural na equação 3.2: 
 
Contudo, o valor de α pode ser encontrado tabelado em função da rugosidade do 
terreno (Tab. 3.2) 
 
Tabela 3.2 - Valor de α em função do ambiente. 
 
Classe Ambiente α 
0 Águas abertas, lagos e oceanos 0,1 
1 Planícies de vegetação, desertos, terreno 
plano 
0,15 
2 Área cultivada, fazendas 0,2 
3 Vilas e florestas baixas 0,3 
 
 
3.6 Potência eólica disponível 
 
Considere um cilindro no espaço de seção transversal de área A onde o vento sopra 
com velocidade v ao longo da direção longitudinal. É possível demonstrar que a potência 
eólica, em Watts, disponível em uma seção circular é expressa pela Equação 3.4. 
𝑃 =
1
2
 𝜌𝐴𝑉3 (3.4) 
 
Onde: 
 
P = Potência disponível no vento (W) 
𝜌 = Densidade do vento (kg/m3), aproximadamente 1,25 kg/m3 
A = Área do rotor (m2 ) 
v = Velocidade do vento (m/s) 
 
 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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P = 0,625v3 (3.5) 
 
Analisando a equação 3.5 podemos observar que a potência do vento é proporcional ao 
cubo da velocidade do vento. 
 
 
3.7 Potência eólica utilizável 
 
Para um aerogerador ser 100% eficiente precisaria provocar uma paragem total na 
massa de ar em deslocação que ocupa a área A1 mostrada na figura 3.13, mas nesse 
caso em vez de pás seria necessária uma massa sólida cobrindo 100% da área de 
passagem e o rotor não rodaria e não converteria a energia cinética em mecânica. 
 
Foi um físico alemão que em 1919 concluiu que nenhuma turbina eólica pode converter 
mais do que 16/27 (59,3%) da energia cinética do vento em energia mecânica no rotor. 
Até aos dias de hoje isto é conhecido pelo limite de Betz ou a Lei de Betz. Este limite nada 
tem a ver com ineficiências no gerador, mas sim na própria natureza das turbinas eólicas. 
 
Na figura 3.14 é mostrada a potência disponível no vento por metro quadrado e da potên-
cia utilizável por metro quadrado (considerando o Limite de Betz) utilizando a equação 3.5. 
 
Figura 3.13 - Mudança da velocidade do vento após a passagem pelo aerogerador. 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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Figura 3.14 - Potência disponível no vento e potência utilizável do vento em função da veloci-
dade do vento. 
 
3.8 Distribuição de frequência 
 
A forma mais utilizada para apresentar o comportamento da velocidade do vento 
durante um ano é distribuição de frequência (Fig. 3.15). Neste gráfico são mostradas 
as horas de vento por ano em função de cada velocidade de vento. Então analisando 
o gráfico da figura 3.15 podemos observar que durante este ano foram registradas 
aproximadamente 320 horas com uma velocidade média de 1 m/s e 570 horas com 
uma velocidade média de 2 m/s. É importante ressa1tar que para o cálculo desse 
gráfico são consideradas 8760 horas para um ano. 
 
Figura 3.15 - Distribuição de frequência das velocidades de vento médias durante um ano. 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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3.9 Distribuição de Weibull 
 
A Distribuição Estatística de Weibull caracteriza-se por dois parâmetros: um de escala 
(C, em m/s) e outro de forma (k, adimensional). A frequência de ocorrência de uma 
velocidade u é representada matematicamente por: 
 
 (4.7) 
Na figura 3.16 é apresentada a distribuição de Weibull para diferentes fatores de forma. 
No caso do fator de forma ser igual a 2, deriva-se a Distribuição de Rayleigh, carac-
terizada apenas pelo fator de escala (C, em m/s), que representa, neste caso, a velo-
cidade média do vento: 
 
(4.8) 
 
 
 
 
Figura 3.16 - Distr ibuições de Weibull e Rayleigh 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 49 
 
Por ser mais geral, a Distribuição de Weibull apresenta melhor aderência às estatísticas 
de velocidade do vento, uma vez que o fator de forma pode assumir valores bastante 
superiores a 2. 
 
3.10 Curva de potência de um aerogerador 
 
Na figura 3.17 é mostrada a curva de potência para um aerogerador. Observando a 
curva de potência do aerogerador podemos observar três parâmetros importantes de 
um aerogerador: 
a) Velocidade de partida: é a velocidade em que o aerogerador começa a 
gerar potência (2 m/s no caso da figura 3.17) 
b) Velocidade da potência nominal: é a velocidade na qual o aerogerador 
atinge a potência nominal (13 m/s no caso da figura 3.17) 
c) Velocidade de parada: é a velocidade que o aerogerador deixa de gerar 
para evitar danos estruturais resultantes das velocidades elevadas de vento 
(25 m/s no caso da figura 3.17). 
 
 
 
 
Figura 3.17 - Curva de potência de um aerogerador E82 da Wobben com potência nominal de 
2 MW. 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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A curva de potência mostra a potência gerada pelo aerogerador a diferentes velocida-
des. Esta curva está disponível geral mente como tabela (tabela 3.3) e ou gráfico (Fig. 
3.17). 
 
3.11 Cálculo da potência anual gerada 
 
Para poder calcular a produção de um determinado aerogerador turbina em um lugar 
específico é necessário conhecer duas coisas: a curva de potência do aerogerador e 
como se comporta o vento neste local. 
 
A informação acerca do vento deve ser bastante detalhada. Não é suficiente conhecer 
a velocidade média anual, também é necessário conhecer a distribuição de frequên-
cias: quantas horas por ano a velocidade do vento será 1, 2, 3, 4, entre outros metros 
por segundo. Além da velocidade do vento, também é necessário conhecer a altura de 
cubo. 
 
Se esta informação está disponível, é bastante simples realizar o cálculo. Multiplica-se a 
potência para cada velocidade do vento vezes a quantidade de horas que este vento 
ocorre. As distribuições da frequência de vento podem estar disponíveis tanto em 
horas por ano como em porcentagem de tempo. No segundo caso, se multiplica a per-
centagem vezes o número de horas em um ano: 8.760. 
 
A tabela 3.4 mostra o cálculo da potência gerada por um aerogerador uti1izando os dados 
de distribuição de frequências mostrada na figura 3.15 e os valores da curva da potência 
de um aerogerador da tabela 3.3 
 
Na tabela 3.4 observa-se que o aerogerador nessas condições de vento gerará 6,3 
GWh/ano. Na figura 3.18 são mostradas as curvas da potência disponível no vento, po-
tência utilizável do vento e a potência gerada por um determinado aerogerador em função 
da velocidade do vento.TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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Tabela 3.3 – Valores da curva da potência de um aerogerador 
 
 
 
 
 
 
 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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Tabela 3.4 – Cálculo da potência anual gerada por um aerogerador 
 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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Figura 3.18 – Potência disponível no vento, potência utilizável do vento e a potência gerada por um 
determinado aerogerador em função da velocidade do vento. 
3.12 Modelagem atmosférica 
Existem dois tipos principais de modelos para tentar prever o comportamento atmosférico 
os modelos globais e os modelos de mesoescala. 
 
3.12.1 Modelo global 
Nos modelos globais as equações de escoamento são modeladas utilizando u m sistema 
global de coordenadas esféricas. 
 
Este modelo requer um trabalho computacional muito grande. O Modelo do CPTEC uti-
liza 2,24 milhões de elementos. Embora seja muito pesado este modelo permite modelar 
o comportamento em escala global (Fig. 3.19) 
 
3.12.2 Modelo de mesoescala ou regional 
Os modelos de mesoescala ou regional são modelos de área limitada. Representam pro-
cessos meteorológicos de escala regional ou local (2 a 2000 km). São modelos que re-
querem um esforço computacional bem menor aos de escala global, porém precisam ser 
alimentados de dados de outros modelos. (Fig. 3.20) 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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Figura 3.19 - Modelo de escala global 
 
 
 
Figura 3.20 - Modelo de mesoescala ou regional 
 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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3.13 Bases de dados 
Existem três tipos principais de bases de dados de vento. 
 
3.13.1 Medidas locais 
São importantes para prever com precisão velocidade média do vento. Precisam de 
uma instrumentação para a aquisição de dados deve ser robusta (dados confiáveis 
por períodos suficientemente longos). O posicionamento do anemômetro é fundamental 
e recomenda-se que ele seja posicionado no mesmo local e altura do rotor da turbina 
a ser instalada. 
 
3.13.2 Redes de coleta de dados 
Quando não existem de dados locais o potencial eólico pode ser estimado a parti r 
de dados coletados em regiões próximas com características climáticas e ambientais 
similares. Essas redes estão compostas por institutos de pesquisa, instituições de en-
sino, e outras organizações que oferecem serviços públicos (aeroportos, por exemplo). 
Esses dados podem ser utilizados não só para uso direto no levantamento de recursos 
eólicos disponíveis para um local ou região como também para a validação de estima-
ti vas fornecidas por modelos numéricos de previsão de vento. 
 
 
3.13.3 Reanálises 
 
Disponibilizam dados climáticos em escala global gerados em projetos de reanálise de 
dados meteorológicos. Contemplam um conjunto homogêneo de dados de vento para o 
intervalo de uma década ou mais. Essas reanálises são preparadas com o uso de mode-
los numéricos de previsão do tempo alimentados com dados coletados em estações si-
nóticas, boias oceânicas, radiosondas, satélites, embarcações, entre outros. 
 
Permitem uma visão geral da climatologia global dos ventos e podem ser utilizados como 
estimativas para regiões onde a quantidade de dados coletados em superfície é muito 
pequena. 
 
Não apresentam falhas, isto é, os dados de vento estão disponíveis em todo o período 
englobado pelo projeto. Sua principal desvantagem é a baixa resolução espacial uma vez 
que a malha da grade apresenta dimensões grandes para reduzir a demanda. 
 
 
 
 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 56 
 
CAPÍTULO 4 – AERODINÂMICA APLICADA ÀS TURBINAS EÓLICAS 
 
 
4.1 Introdução 
 
Conforme foi mostrado no capítulo 3 o valor da potência eólica disponível no vento 
em Watts pode ser calculada pela equação 3.4. 
𝑃 =
1
2
 𝜌𝐴𝑉3 
 
Onde: 
 
P = Potência disponível no vento (W) 
ρ = Densidade do vento (kg/m
3
) 
A = Área do rotor (m
2
) 
v = Velocidade do vento (m/s) 
 
Porém, só é possível utilizar 59,3% da energia disponível do vento conforme de-
monstrado por Betz (Capítulo 3). Também foi possível observar que um aerogerador 
não consegue converter toda a potência disponível no vento (Fig. 4.1). 
 
 
Figura 4.1 - Potência disponível no vento, potência utilizável do vento e a potência gerada por um 
determinado aerogerador em função da velocidade do vento. 
 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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4.2 Coeficiente de potência 
 
O valor do coeficiente de potência (Cp) de um aerogerador é o valor que permite 
relacionar a potência disponível do vento e a potência extraída pelo aerogerador. 
Então temos que a equação 3.5 fica da seguinte maneira: 
𝑃 =
1
2
 𝜌𝑉3𝐴𝐶𝑝 
Onde: 
Cp = Coeficiente de potência (adimensional) 
 
Dessa equação termos que o pv 
3 
depende das condições do site (local a onde será 
instalado o aerogerador), ACp é depende do projeto do aerogerador. O projeto aero-
dinâmico do rotor é importante e é um dos principais fatores determinantes do valor do 
Cp. O valor de Cp é geralmente indicado no mesmo gráfico da curva de potência do 
aerogerador ou na tabela dos valores da curva de potência (Fig. 3.15 e Tab. 3.2). 
 
4.3 Razão de velocidades na pá 
 
A relação entre a velocidade linear (em m/s) da extremidade da pá de um rotor de raio R 
(em m), girando à velocidade ωT (em rad/s), e a velocidade do vento u (m/s) que atinge 
perpendicularmente o plano do rotor é caracterizada por um fator adimensional, conhecido 
por razão de velocidades na ponta da pá ou velocidade específica na ponta da pá (λ), em 
inglês Tip-speed ratio, sendo expresso por: 
 
𝜆 =
𝜔𝑡 𝑅
𝑢
 
 
4.4 Força de sustentação 
Os aerogeradores que usam aerofólios como pás são chamados de aerogeradores de 
sustentação. Na figura 4.2 é apresentado um corte transversal de um aerofólio, nela 
são mostrados os temos utilizados para caracterizar um aerofólio. 
 
Na figura 4.3 é representado o fluxo de ar na seção da pá de um aerogerador de susten-
tação. O vento (v) incide sobre a pá com um ângulo de ataque (α) em relação ao eixo da 
pá. O fluxo de ar é forçado a mudar de direção na pá variando sua velocidade dando 
lugar a força de empuxo Fe [43]. Na figura 4.3 são mostrados também o ângulo de passo 
(β) e o ângulo de escoamento (). 
 
A força de empuxo pode ser descomposta em duas componentes, a força de sustentação 
Fs responsável pela sustentação aerodinâmica da pá e a força de arraste Fa, provocada 
pela pressão do vento sobre a superfície da pá. 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 58 
 
 
Figura 4.2 - Nomenclatura de um aerofólio 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.3 - Fluxo na seção de uma pá de um rotor de um aerogerador de sustentação. 
 
O valor do Cs depende das dimensões e características aerodinâmicas da seção da pá. 
O mesmo poderá mudar ao longo do comprimento longitudinal da pá, devido à mudança 
dimensional da mesma nesse sentido. 
 
O desenho da pá e a sua inclinação com relação à direção do vento incidente devem ser 
feitos de forma a direcionar a força de empuxo resultante sobre a pá de forma conveni-
ente, no sentido da rotação do rotor do aerogerador fazendo com que este realize um 
trabalho ou torque. 
β 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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A incidênciado vento sobre as pás de um aerogerador poderá provocar um deslocamento 
do fluxo de ar de parte da superfície da pá, dependendo do ângulo de incidência do fluxo 
do ar, das dimensões e perfil da pá e da velocidade do vento incidente. Na figura 4.4 são 
mostradas duas situações do deslocamento. 
 
É possível observar (Fig. 4.4 a) uma região de fluxo laminar e uma de fluxo turbulento. 
Na região do fluxo laminar o fluxo é aderente à superfície da pá, e a força de sustentação 
é maior, resultando também em uma maior transferência de potência. Na região de fluxo 
turbulento o fluxo laminar se desloca da superfície da pá, resultando em uma região sem 
sustentação aerodinâmica e consequentemente sem transferência de potência. Esta re-
gião é denominada de região de perda, pois há perda de sustentação aerodinâmica. 
Quanto maior for a região de perda em uma pá em relação à região de sustentação, 
menor será a transferência de potência do vento realizada pela pá. 
 
A figura 4.5 mostra dois casos de pás de aerogeradores com fluxo aderente e com fluxos 
separados, com perda de sustentação. 
 
 
 
Figura 4.4 - Fluxos de ar no perfil de uma pá 
 
 
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Figura 4.5 - Fluxos de ar em torno do perfil de uma pá. 
 
 
 
4.5 Coeficiente de potência em função do tipo de aerogerador 
Na figura 4.6 é mostrado um gráfico com as curvas do coeficiente de potência de diferen-
tes tipos de aerogeradores, comparadas com o coeficiente de potência teórico para um 
rotor com um número infinito de pás. Na mesma figura é mostrado também o Limite de 
Betz. As curvas são apresentadas em função da razão de velocidades na pá. 
 
4.6 Efeito esteira 
Outro aspecto a considerar é o chamado efeito de esteira. Uma vez que uma turbina 
eólica produz energia mecânica a partir da energia do vento incidente, o vento que "sai" 
da turbina tem um conteúdo energético muito inferior ao do vento que "entrou" na turbina. 
 
O efeito esteira pode ser definido como a alteração produzida no vento ao passar pelo 
rotor do aerogerador. Depois de passar pelo rotor, a velocidade do vento (v) diminui até 
um terço da velocidade inicial e se forma uma esteira de vento turbulento, o diâmetro 
dessa esteira aumenta conforme o vento se afasta do rotor e se dissolve com uma dis-
tância média de 10 diâmetros do rotor (Fig. 4.7). 
 
A figura 4.8 foi obtida injetando fumaça branca no ar que passa através da turbina para 
mostrar a o efeito esteira. 
 
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Figura 4.6 - Coeficiente de potência para diferentes tipos de aerogeradores. 
 
 
 
 
Figura 4.7 -Efeito esteira. 
 
 
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Figura 4.8 - Experimento mostrando o efeito esteira. 
 
 
Na figura 4.9 é mostrado o efeito esteira de um parque instalado no mar (offshore) essa 
imagem foi capturada por um piloto de avião. Neste caso, a pressão diminuí após a 
passagem do vento pelo aerogerador (e nestas condições de pressão e temperatura) a 
umidade condensou e formou as "nuvens" mostrando o efeito esteira do parque. 
 
 
 
Figura 4.9 - Efeito esteira em um parque eólico offshore (47) 
 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
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É por esta razão (efeito esteira) que a colocação das turbinas dentro de um parque eólico 
tem de ser efetuada de modo criterioso (Fig. 4.10). É habitual espaçar as turbinas de uma 
distância entre cinco e nove diâmetros na direção preferencial do vento e entre três e 
cinco diâmetros na direção perpendicular. Mesmo tomando estas medidas, a experiência 
mostra que a energia perdida devido ao efeito de esteira é de cerca de 5%. 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.10 - Configuração de um parque em função do efeito esteira. 
 
 
 
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CAPÍTULO 5 – TECNOLOGIA DOS AEROGERADORES 
 
5.1 Introdução 
No capítulo três foram apresentados os principais componentes de um aerogerador (Fig 
3.8). No presente capítulo serão apresentadas com maiores detalhes informações refe-
rentes a tecnologia dos aerogeradores. Informações como evolução histórica, estimativa 
de instalações vs. tamanho, evolução do tamanho dos aerogeradores, número de pás e 
tipos de geradores. 
5.2 Evolução histórica 
Conforme mostrado no capítulo 1, e energia eólica vem sendo aproveitada pelos seres 
humanos há mais de 3000 anos para mover embarcações, com o passar do tempo tam-
bém foi utilizada para moinhos e bombeamento de água. Mas as primeiras tentativas para 
aproveitar a energia eólica para gerar eletricidade aconteceram no final do século 19. 
 
A figura 5.1 mostra o primeiro catavento utilizado para gerar energia elétrica, o mesmo 
foi fabricado por Charles Brush nos Estados Unidos da América em 1888 e tinha uma 
capacidade nominal de 12 kW. 
 
Figura 5.1 -Primeiro catavento utilizado para gerar energia eólica em 1888. 
 
 
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Em 1891 o cientista Poul La Cour's foi pioneiro na área de energia eólica na Dinamarca. 
Ele utilizou um aerogerador com uma capacidade nominal de 10 kW (Fig. 5.2) para pro-
duzir energia elétrica para um processo de eletrolise para obter hidrogênio para alimentar 
lâmpadas a gás nas escolas em Askov, o mesmo possuía um diâmetro de rotor de 20 m. 
É interessante ressaltar que a energia eólica é conhecida como uma energia que não 
permite ser armazenada, porém este processo (eletrolise) permitia armazenar o hidrogê-
nio gerado para ser utilizado durante o período noturno. Poul La Cour's foi o criador do 
primeiro curso de engenharia eólica na Dinamarca e a primeira turma foi formada em 
1904 (Fig 5.3). 
 
 
 
Figura 5.2 - Aerogerador de Poul La Cour's na Dinamarca 1891 
 
Em 1931 na Rússia foi instalada o aerogerador Wime D-30 em Balaklava, o mesmo 
possuía um diâmetro do rotor de 30 m e uma potência nominal de 100 kW (Fig. 5.4). 
Um projeto ambicioso com potência nominal 10000 kW foi o de MAN-Kleinhenz na Ale-
manha em 1942, com um aerogerador de quatro pás e diâmetro de rotor de 130 m (Fig. 
5.5). 
 
 
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Figura 5.3 - Primeira turma de engenheiros eólicos na Dinamarca 1904. 
 
 
 
Figura 5.4 - Aerogerador Wime D-30 em Balaklava na Rússia, potência nominal de 100 kW, 
diâmetro do rotor de 30 m. 
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Figura 5.5 - Aerogerador MAN-Kleinhenz na Alemanha de quatro pás com diâmetro de rotor 
de 130 m, potência nominal 10000 kW 1942. 
 
O primeiro aerogerador dos Estados Unidos da América foi fabricado por Jacobs 
em 1931 chamado de "wind charger" o mesmo possui um diâmetro de rotor de 4 m 
e uma potência nominal entre 1.8 a 3 kW (Fig 5.6). 
 
 
Figura 5.6 - Primeiro aerogerador dos Estados Unidos da América o "wind charger", diâmetro 
de rotor de 4 m e potência nominal entre 1.8 a 3 kW [45] 
 
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Na década de cinquenta (1958) na França foi instalado o aerogerador Best-Romani, 
com diâmetro 30,1 m e potência nominal 800 kW (Fig. 5.7). Na mesma década na 
Alemanha era testado o aerogerador Hütter W-34 com diâmetro de rotor de 34 m e 
potência nominal de 100 kW, o mesmo funcionou entre 1959 e 1968 (Fig. 5.8).Figura 5.7 -Aerogerador Best-Romani, com diâmetro 30,1 m e potência nominal 800 kW 
 
 
 
Figura 5.8 - Aeroerador Hütter W-34 com diâmetro de rotor de 34 m e potência nominal 
100 kW. 
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O avanço da energia eólica foi alavancado pela crise do petróleo da década de 70. 
Além dos aerogeradores com três pás que são os mais utilizados atualmente foram 
testados aerogeradores de 1 e 2 pás (Figs. 5.9 e 5.10) e turbinas de eixo vertical (Fig. 
5.11). Na figura 5.9 é mostrado o aerogerador de duas pás MOD-1 com diâmetro do 
rotor de 61 m, potência nominal 2000 kW da General Electric instalado em 1979 nos 
Estados Unidos da América. Na figura 5.10 é mostrado o aerogerador chamado de 
Monopteros, instalado na Alemanha em 1985, o mesmo possuía um diâmetro de rotor 
de 48 m, e potência nominal de 600 kW. 
 
Um tipo diferente de turbina eólica é mostrado na figura 5.11, é a turbina Darrieus, 
com capacidade nominal de 4 MW instalada no Canadá em 1987, esse tipo de turbina 
é conhecida como de eixo vertical. 
 
 
Figura 5.9 - Aerogerador de duas pás MOD-1 com diâmetro do rotor de 61 m, potência no-
minal 2000 kW. 
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Figura 5.10 -Aerogerador Monopteros, diâmetro de rotor de 48 m, potência nominal de 
600 kW. 
 
Figura 5.11 -Turbina Darrieus, capacidade nominal de 4 MW instalada no Canadá. 
 
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5.3 Estimativa de instalações VS tamanho 
 
Na figura 5.12 é mostrada a estimativa de instalação de potencial eólico e o tama-
nho dos aerogeradores desde 2009 até 2025. É possível observar que os aeroge-
radores com potência nominal entre 2,0 e 2.49 MW são os mais representativos 
até 2025. Em segundo Jugar se encontram os aerogeradores com potência nomi-
nal entre 1.50 e 1.99 MW. Espera-se que aerogeradores com potência maior a 3,0 
MW só apresentem um crescimento representativo a partir de 2021. 
 
 
 
Figura 5.12 - Estimativa de instalações vs tamanho do aerogeradores até 2025. 
 
5.4 Evolução do tamanho dos aerogeradores 
Analisando o gráfico apresentado na figura 5.13 é possível observar que o tama-
nho dos aerogeradores comerciais apresenta uma constante evolução. Conforme 
a tecnologia avança é possível construir aerogeradores com rotores e alturas de 
torres maiores. 
 
5.5 Componentes de aerogeradores 
No capítulo 3 foram apresentadas sucintamente as partes de um aerogerador, 
porém além destas, existem outros componentes que serão apresentados as 
seguir. 
 
5.5.1 Fundação 
A fundação de um aerogerador tem duas funções principais, suportar o peso do 
aerogerador para evitar que a mesma afunde no solo e atuar como contrapeso 
para evitar o tombamento do aerogerador. O projeto e o peso das fundações têm 
que ser adaptados não só ao peso do aerogerador como também considerado as 
propriedades específicas do solo no qual o aerogerador será instalado. 
 
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Em solos com condições ordinárias uma cavidade de 2 a 3 metros é cavada for-
mando um quadrado de 7 a 12 metros de lado. As dimensões dependem do ta-
manho do aerogerador, peso e altura do mesmo e das condições do solo. 
Após o nivelamento do fundo da cavidade, uma armadura é montada, no cen-
tro. A partir disso é montado um pilar acima da superfície do solo o qual será 
utilizado para montar a base da torre. Depois é aplicado concreto para preen-
cher a cavidade (Fig. 5.14) . 
 
Figura 5.13 - Evolução do tamanho dos aerogeradores 
 
 
 
Figura 5.14 - Processo de construção da fundação 
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5.5.2 Torre 
 
A maior parte dos fabricantes de aerogeradores utilizam tubos cônicos de aço pintados de 
branco ou cinza os quais são mais grossos na base do que no topo. Na década de 80 quando 
os aerogeradores tinham alturas de apenas 30 metros as torres podiam ser de uma só peça 
soldada. Em aerogeradores com alturas de cuba superiores as torres são construídas por 
seções as quais são aparafusadas ou soldadas no momento da montagem. As torres têm 
uma porta no nível da superfície do solo e o sistema de controle, displays e alguns equipa-
mentos elétricos são montados dentro da torre. Dentro da torre existe também uma escada 
que possibilita o acesso à nacele. Alguns aerogeradores com alturas maiores possuem um 
sistema de elevadores para acesso a nacele (Fig. 5.15). 
 
Alguns fabricantes oferecem a opção de torres de concreto. Essas torres são construídas a 
partir de segmentos os quais são empilhados e depois protendidos (Fig. 5.16). A possibilidade 
de fabricação das torres em segmentos menores facilita o transporte dos mesmos até o local de 
montagem. 
 
Existe também a possibilidade de torres treliçadas as quais têm como vantagem o uso de me-
nos material, menor peso e preço, porém a montagem deste tipo de torres é muito demo-
rada e exigem uma manutenção maior. Outra vantagem é que o vento atravessa melhor a 
torre resultando em menores carregamentos (Fig. 5.15). No caso dos aerogeradores de pe-
queno porte são utilizadas torres tubulares estaiadas. 
 
 
 
Figura 5.15 -Aerogeradores com torres tubulares de aço e treliçadas(à esquerda),torre tubular metá-
lica(centro) e fábrica de torres metálicas(à direita). 
 
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Figura 5. 16 - Aerogerador Enercon com torre de concreto protendido(à esquerda) e montagem de uma 
torre de concreto(à direita) 
 
 
5.5.3 Pás 
Junto com o cubo do aerogerador e o sistema de pitch, as pás compõem o rotor que com-
preende todas as partes rotativas do aerogerador fora da nacele. As pás geralmente são 
fabricadas a partir de material compósito (fibra de vidro e resina epóxi ou de poliéster). A 
função das pás é converter, através da força de sustentação, a energia cinética do vento em 
energia mecânica (rotação). 
 
As pás geralmente são aparafusadas ao cubo mediante um flange (Fig. 5. 17). O cubo (Fig. 
5.18) transmite o movimento de rotação do rotor ao sistema de acionamento mecânico (com-
posto por todos os componentes rotatório depois do rotor). Além disso, é instalado o sistema 
de para-raios nas pás (Fig. 5.19). 
 
5.5.4 Caixa multiplicadora 
Nas turbinas modernas de grande porte, o rotor gira com uma velocidade angular de 20 a 30 rpm, 
enquanto o gerador precisa girar em torno de 1520 rpm. Para incrementar a rotação é utilizado 
uma caixa multiplicadora. Se o rotor do aerogerador girar a 30 rpm será necessária uma razão de 
30 : 1520 = 1 : 50,7 revoluções no eixo de transmissão do aero gerador. A caixa multiplicadora tem 
uma razão fixa. 
 
 
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Figura 5. 17 - Componentes do Aerogerador V39 da Vestas: 1) Placa de apoio da nacele 2) Atuador do 
sistema de pitch 3) Eixo do rotor 4) Pá 5) Cubo 6) Mecanismo de pitch 7) Mancal do rotor 8) Caixa multi-
plicadora 9) Freio do rotor 10) Eixo de transmissão ao gerador 11) Gerador 12) Sistema de medição do 
vento 13) Sistema hidráulico 14) Controle elétrico 15) Sistema de yaw 
 
Uma caixa multiplicadora geralmente tem vários estágios, assim a velocidade rotacional se incre-
menta gradualmente. As perdas são estimadas como 1 por cento por estagio. Nos aerogeradores 
geralmente são utilizadas caixas com 3 estágios assim é considerada uma eficiência de 97% para 
a caixa multiplicadora.Existem aerogeradores com gerador conectado diretamente e de velocidade variável que não pre-
cisam de caixa multiplicadora. Porém a frequência e a voltagem da corrente elétrica irão variar 
com a velocidade rotacional. A corrente será retificada para DC (corrente contínua) e depois con-
vertida por um inversor para corrente alternada (AC) com a mesma frequência (50 Hz ou 60 Hz) e 
a voltagem da rede. A eficiência de um inversor é de aproximadamente 97%, perdas similares às 
da caixa multiplicadora. 
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Figura 5.18 - Sistema de para-raios na pá de um aerogerador e o cubo. 
 
 
5.5.5 Rolamentos 
Todas as turbinas eólicas modernas possuem rolamentos no eixo principal. O rolamento permite 
tanto a absorção de cargas radiais a partir do peso do rotor, eixo, entre outras e as grandes forças 
axiais (ao longo do eixo), resultante da pressão do vento sobre o rotor. Os rolamentos do eixo 
principal são montados em mancais de rolamento. A quantidade de rolamentos e assentos de 
rolamento varia em função dos diferentes tipos de turbinas eólicas. Os rolamentos do eixo prin-
cipal são sempre lubrificados por graxa, independentemente do tipo do mancal. Além dos rola-
mentos do eixo existem outros rolamentos como do sistema de pitch e do sistema de yaw. 
 
5.5.6 Freios e acoplamentos 
A função do sistema de freios é de diminuir ou parar o movimento de rotação do rotor. Um aero-
gerador possui dois sistemas de freio, o aerodinâmico realizado através da aerodinâmica da pá e 
o freio mecânico. 
 
O freio mecânico é um disco de freio colocado sobre o eixo de alta velocidade da caixa de câmbio. 
O disco de freio, geralmente de aço, é fixado ao eixo. O sistema de freio funciona utilizando pres-
são de óleo hidráulico. 
 
Já o acoplamento (Fig. 5.19) é colocado entre a caixa multiplicadora e o gerador. Não é possível 
considerar o acoplamento como uma embreagem em um carro normal. Pois não é possível enga-
tar ou desengatar a transmissão entre a caixa multiplicadora e o gerador pressionando um pedal, 
ou de alguma outra forma. A transmissão é uma união permanente, e o acoplamento deve ser 
visto como uma junção feita para dois componentes da turbina que estão separados(Caixa multi-
plicadora e Gerador). 
O acoplamento é sempre uma unidade flexível, feito de peças de borracha ou fibra de vidro, nor-
malmente permitindo variações de alguns milímetros apenas. Esta flexibilidade permite algumas 
pequenas diferenças de alinhamento entre o gerador e a caixa multiplicadora. 
Isto pode ser de grande importância em montagem e durante a operação em execução, quando a 
caixa multiplicadora e o gerador podem ter tendências para pequenos movimentos de rotação de 
um com relação ao outro. 
 
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Figura 5.19 – Caixa multiplicadora(à esquerda) e acoplamento(à direita). 
 
 
5.5.7 Gerador elétrico 
O gerador é a unidade da turbina eólica, que transforma a energia mecânica em energia elétrica. 
As pás convertem a energia cinética do vento em energia rotacional no sistema de acionamento 
mecânico, e o gerador é o próximo passo no fornecimento de energia do aerogerador à rede elé-
trica, convertendo a energia elétrica em energia mecânica. 
 
5.5.8 Conversor de frequência 
Conversores de frequência são dispositivos utilizados para alterar a energia elétrica de uma forma 
para outra, como no AC para DC, DC para AC, uma tensão para outra, ou uma frequência para 
outra. Os conversores de frequência têm muitas aplicações em sistemas de energia eólica. Estes 
equipamentos estão sendo usados com mais frequência conforme a tecnologia se desenvolve e 
reduções de custos. Por exemplo, conversores de energia são utilizados na partida do gerador, 
nos aerogeradores de velocidade de vento variável e em redes isoladas. 
 
5.5.9 Sistemas elétricos auxiliares. 
Além do gerador, o sistema do aerogerador utiliza uma série de outros componentes elétricos. 
Alguns exemplos são cabos, chaves seccionadoras, transformadores, conversores eletrônicos de 
potência, capacitores de correção de potência, yaw e pitch. 
 
Sistema de yaw: Este sistema é necessário para manter o eixo do rotor devidamente alinhado 
com o vento. Seu principal componente, um grande mancal que conecta a base da nacele à torre. 
Uma unidade de yaw ativo é sempre utilizado em aerogeradores upwind (o vento atinge o rotor 
antes da torre e da nacele) e algumas vezes em aerogeradores downwind (o vento atinge o rotor 
depois da torre e da nacele). Este sistema está composto por um ou mais motores, cada um dos 
quais dirige um peão contra uma engrenagem ligada ao mancal de yaw. Este mecanismo é con-
trolado por um sistema automático de controle de yaw com o seu sensor na direção do vento, 
geralmente montado na nacele dos aerogeradores. 
 
Sistema de pitch: Como regra geral, os aerogeradores de grande porte têm maiores rotores 
equipados com controle de inclinação da pá. O mecanismo necessário para isso deve, basica-
mente, cumprir duas tarefas. A principal tarefa é para ajustar o ângulo de inclinação da pá para 
controlar a potência e a velocidade do rotor. Uma faixa de pitching entre 20 a 25 graus é suficiente 
para esta finalidade. Mas, além desta função principal, há uma segunda tarefa, que tem conside-
rável influência sobre o design do mecanismo de inclinação das pás. Para frear o rotor aerodinâ-
mico, deve ser possível lançar as pás do rotor para a posição de embandeiramento. Isso aumenta 
a faixa de pitching para aproximadamente 90°. 
 
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5.5.10 Sistemas de controle e segurança 
O sistema de controle de um aerogerador é importante com relação a operação da máquina e a 
produção de energia. Um sistema de controle de um aerogerador inclui os seguintes componentes: 
• Sensores: de velocidade, de posição, de fluxo, de temperatura, de tensão, corrente, entre 
outros; 
• Controladores: dos mecanismos mecânicos, circuitos elétricos; 
• Amplificadores de potência: switches, amplificadores elétricos, bombas hidráulicas e vál-
vulas; 
• Atuadores: motores, pistões, ímãs, e solenóides; 
• Inteligência: computadores, microprocessadores. 
 
O projeto de sistemas de controle para a aplicação a aerogeradores segue as práticas tradicio-
nais da engenharia de controle. Muitos aspectos, no entanto, são bastante específicos para ae-
rogeradores. Os aerogeradores envolvem os seguintes três aspectos principais e o equilíbrio 
criterioso de suas necessidades: 
• Definir os limites superiores, limitação do torque e potência experimentada pelo sistema de 
acionamento mecânico; 
• Maximização da vida devido a fadiga do sistema de acionamento mecânico do rotor e ou-
tros componentes estruturais, na presença de mudanças na direção do vento, de velocidade 
de vento (incluindo rajadas), e de turbulência, bem como ciclos de partida-parada do aeroge-
rador; 
• Maximização da produção de energia. 
 
5.5.11 Princípios de funcionamento do aerogerador 
Para explicar sucintamente o funcionamento do aerogerador é necessário conhecer os principais 
componentes do aerogerador envolvidos nesse processo (Fig. 5.20). A função de cada compo-
nente é descrita a seguir: 
a) Controle de yaw: Movimenta a nacele para acompanhar o movimento do vento, ou seja, 
manter o rotor perpendicular à direção do vento; 
b) Gerador: é o equipamento que realiza a conversão da energia mecânica do vento capturada 
pelo rotor em energia elétrica; 
c) Pá: conforme o rotor, a sua função é capturar a energia cinética do vento; 
d) Anemômetros: coleta dados de vento (velocidade e direção) alguns aerogeradores antigos 
utilizam anemômetros de copos para determinar a velocidade dovento e windvent(birutas) 
para determinar a direção; 
e) Central de controle: coleta os dados de vento e realiza o controle dos demais componentes 
para otimizar a produção. 
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Figura 5.20 - Principais componentes de um aerogerador 2) Controle de yaw 3) Gerador 
4) Cubo 6) Pá 7) Anemômetro 
 
 
Para entender o funcionamento do aerogerador será utilizada a curva de potência do mesmo (Fig. 
5.21). Considerando que a velocidade do vento é 0(zero) m/s (medida pelo anemômetro sônico) o 
aerogerador está parado. Se a velocidade do vento medida pelo anemômetro sônico se incre-
menta até atingir a velocidade de partida (nesse caso 2 m/s) a central de controle do aerogerador 
dá a ordem para o rotor começar a girar. Quando a velocidade do vento atinge a velocidade de 
potência nominal a aerodinâmica do aerogerador atua de tal maneira que o gerador continua na 
potência nominal. Quando a velocidade do vento atinge a velocidade de parada da máquina a 
central de controle aciona um freio mecânico para evitar possíveis danos ao aerogerador por es-
forços excessivos (resultantes das velocidades de vento elevadas). 
 
Se acontecer alguma mudança na direção do vento por um período significativo (registrado pelo 
anemômetro sônico ou pelo windvent) a central aciona o controle de yaw que está composto por 
motores localizados na base da nacele para alinhar o rotor de maneira que este fique perpendi-
cular à direção do vento. 
 
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Figura 5.21 - Curva de potência de um aerogerador E82 da Wobben com potência nominal de 2 MW. 
5.7 Tipos construtivos de aerogeradores 
Os tipos construtivos de aerogeradores são agrupados em função da posição do rotor, posição do 
eixo, número de pás, tipo de controle de potência e velocidade fixa ou variável. 
 
5.7.1 Posição do Rotor 
Em função da posição do rotor existem dois tipos de aerogeradores com rotor downwind e com 
rotor upwind. 
 
Com o rotor downwind: nesse tipo de aerogeradores o vento atinge o rotor depois da torre e 
da nacele, permite o auto alinhamento do rotor na direção do vento, mas tem vindo a ser pro-
gressivamente abandonada, pois o escoamento é perturbado pela torre antes de incidir no rotor. 
Na figura 5.22 é mostrado um aerogerador com rotor downwind. 
 
Com o rotor upwind: nesse tipo de aerogeradores o vento atinge o rotor antes da torre. Este 
tipo de aerogeradores generalizou-se devido ao fato do vento incidente não ser perturbado pela 
torre (Fig. 5.23). 
 
5.7.2 Posição do eixo 
Em função da posição do eixo os aerogeradores podem ser construídos em dois tipos, de eixo 
horizontal e de eixo vertical. 
Aerogeradores de eixo horizontal: O tipo de aerogeradores mais conhecido e utili-
zado atualmente no mercado é o de eixo horizontal (Fig. 5.23). 
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Figura 5.22 -Aerogerador com rotor tipo downwind instalado nos Estados Unidos da América em 1985. 
 
 
 Figura 5.23 -Aerogerador com rotor tipo upwitul, com três pás. 
 
Aerogeradores de eixo vertical: Além dos aerogeradores com eixo horizontal com três pás, que 
já estão consolidados como uma tecnologia madura, outro tipo de aerogerador é o de eixo vertical 
que pode ser visualizado na figura 5.24 os três tipos mais utilizados desse tipo de turbina. 
 
Na figura 5.25 é mostrada uma turbina Darrieus instalada nos Estados Unidos da América, com 
diâmetro do rotor de 19 m e potência nominal de 170 kW. Na figura 5.26 é mostrada uma turbina 
tipo H-rotor com diâmetro de rotor de 35 m, e potência nominal de 300 kW. 
 
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Figura 5.24 -Tipos mais utilizados de turbinas de eixo vertical. 
 
5.7.3 Número de pás 
O critério do número de pás é geralmente utilizado apenas paras os aerogeradores de eixo hori-
zontal, os principais tipos são: 
 
Aerogeradores de uma pá: neste tipo de aerogerador, apesar do fato de ter só uma pá significar 
menor peso, é necessário um peso extra para balancear a pá. Um rotor com só uma pá significa 
que a mesma deve girar mais rápido para capturar a mesma quantidade de energia o que resulta 
em maior ruído e impacto visual (Fig. 5.10). 
 
Aerogeradores de duas pás: este tipo de aerogerador apresenta maiores cargas devido à posi-
ção relativa das pás. Esse tipo de aerogerador representa uma solução intermediária entre os 
aerogeradores de uma e três pás (Fig. 5.9). 
 
Aerogeradores de três pás: o fato de ter três pás proporciona maior equilíbrio dos efeitos das 
cargas cíclicas. Precisam de uma menor velocidade de giro que os aerogeradores de uma e duas 
pás (Fig. 5.23). 
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Figura 5.25 -Turbina Darrieus, potência nominal de 170kW. 
 
 
Figura 5.26 -Turbina tipo H-rotor, potência nominal de 300 kW 
 
5.7.4 Tipo de controle de potência 
 
O controle de potência de um aerogerador pode ser efetuado por meios passivos, isto é, dese-
nhando o perfil das pás de modo que entrem em perda aerodinâmica, stall, a partir de determinada 
velocidade do vento, sem necessidade de variação do passo, ou por meios ativos, isto é, variando 
o passo das pás, pitch, do rotor. 
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Controle passivo: Os aerogeradores com controle por stall têm as pás fixas, ou seja, não rodam 
em torno de um eixo longitudinal. Neste tipo de aerogerador o ângulo de passo P é constante. A 
estratégia de controle de potência assenta nas características aerodinâmicas das pás do rotor que 
são projetadas para entrar em perda a partir de uma determinada velocidade do vento. 
 
Uma vez que as pás estão colocadas a um dado ângulo de passo fixo, quando o ângulo de ataque 
aumenta para além de um determinado valor, a componente de sustentação diminui, ao mesmo 
tempo as forças de arrasto passam a ser dominantes. 
 
A curva de potência típica de um aerogerador regulado por stall é mostrada na figura 5.27. É 
possível observar que a partir da velocidade nominal do vento a turbina apresenta variações 
leves da potência em torno do valor nominal. 
Controle ativo: As turbinas "pitch" têm a possibilidade de rodar a pá em torno do seu eixo 
longitudinal, isto é, variam o ângulo de passo das pás, P. A curva de potência de um aerogerador 
regulado por pitch é mostrada na figura 5.21. 
 
Controle por stall ativo: É um sistema de controle de potência e velocidade híbrido entre o con-
trole de passo e por stall. Neste caso o rotor é girado de forma que as pás atinjam uma menor 
sustentação. 
 
Figura 5.27 - Curvas de potência pitch (Aerogerador Bônus) e stall (aerogeradores NEG Micon e Nordex). 
 
É possível identificar qual é o tipo de controle (passivo, ativo ou stall ativo) observando o aeroge-
rador parado. No tipo de controle passivo é possível observar o freio aerodinâmico (Fig 5.28) na 
ponta pá. No caso dos aerogeradores com controle de stall ativo a posição de parada da pá é 
mostrada nas figuras 5.29 e 5.30. No caso do tipo de controle por ativo (pitch) a posição de parada 
da pá é inversa à dos aerogeradores com controle stall ativo (Figs 5.31 e 5.32). 
TECNOLOGIA DE GERAÇÃO EÓLICA 
 
 
CENTRO DE TECNOLOGIAS DO GÁS E ENERGIAS RENOVÁVEIS – CTGAS-ER 85 
 
 
 
Figura 5.28 - Aerogeradores com