PROJETO DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL
Eduardo Ribeiro Rei Gomes da Silva
Projeto de Graduação apresentado ao Curso
de
Engenharia
Mecânica
da
Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio de
Janeiro,
como
parte
dos
à
obtenção
do
necessários
requisitos
título
Engenheiro.
Orientador: Prof. Flávio de Marco Filho
Rio de Janeiro
Março de 2014
de
PROJETO DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL
Eduardo Ribeiro Rei Gomes da Silva
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO
DE
ENGENHARIA
MECÂNICA
DA
ESCOLA
POLITÉCNICA
DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS
NECESSÁRIOS
PARA
A
OBTENÇÃO
DO
GRAU
DE
ENGENHEIRO MECÂNICO.
Examinado por:
___________________________________
Prof. Flávio de Marco Filho.
___________________________________
Prof. Anna Carla Monteiro de Araujo
___________________________________
Prof. Thiago Gamboa Ritto
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
MARÇO DE 2014
Silva, Eduardo Ribeiro Rei Gomes da
Projeto de uma Turbina Eólica de Eixo Horizontal/Eduardo
Ribeiro Rei Gomes da Silva - Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola
Politécnica, 2013.
VIII, 67 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Flávio de Marco Filho
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/Curso de
Engenharia Mecânica, 2013.
Referências Bibliográficas: p. 33.
1. Projeto Mecânico. 2. Dimensionamento dos Componentes.
3. Conclusão. I. Filho, Flávio de Marco. II. Universidade Federal
do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia
Mecânica. III. Título.
iii
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
PROJETO DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL.
Eduardo Ribeiro Rei Gomes da Silva
Março/2014
Orientador: Flávio de Marco Filho
Curso: Engenharia Mecânica
Este trabalho apresenta o projeto de uma turbína eólica de eixo horizontal desenvolvida
a partir de requisitos estabelecidos no início do projeto. A partir destes requisitos foram
dimensionados e desenhados os componentes mecânicos da turbina eólica utilizando os
conhecimentos adiquiridos durante o curso de engenharia mecânica.
iv
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer.
DESIGN OF A HORIZONTAL AXIS WIND TURBINE.
Eduardo Ribeiro Rei Gomes da Silva
March/2014
Advisor: Flávio de Marco Filho
Course: Mechanical Engineering
This work presents the design of a horizontal axis wind turbine developed after
requirements established at the beginning of the design. The mechanical components of
the wind turbine were designed and drawn following the requirements and applying the
knowledge acquired during the mechanical engineering course.
v
SUMÁRIO
1.
INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 1
1.1.
MOTIVAÇÃO ................................................................................................... 1
1.1.1.
ENERGIA EÓLICA NO MUNDO ............................................................ 1
1.1.2.
ENERGIA EÓLICA NO BRASIL ............................................................. 3
1.2.
TURBINAS EÓLICAS...................................................................................... 5
1.2.1.
TURBINAS EÓLICAS DE EIXO VERTICAL......................................... 6
1.2.2.
TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL................................... 8
1.2.3. COMPONENTES DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL
................................................................................................................................. 10
1.3.
2.
OBJETIVO ...................................................................................................... 12
PROJETO MECÂNICO ......................................................................................... 13
2.1.
DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA .............................................................. 13
2.2.
DIMENSIONAMENTO DOS COMPONENTES MECÂNICOS .................. 27
3.
CONCLUSÃO ........................................................................................................ 31
4.
REFERÊNCIAS ...................................................................................................... 32
APÊNDICE A ................................................................................................................ 33
ANEXO 1 ....................................................................................................................... 60
ANEXO 2 ....................................................................................................................... 63
vi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Comportamento do vento sob a influência das características do terreno. ....... 5
Figura 2: Turbina eólica de eixo vertical tipo Darrieus. ................................................... 6
Figura 3: Turbina eólica de eixo vertical tipo Giromill. ................................................... 7
Figura 4: Turbina eólica de eixo vertical tipo Savonius. .................................................. 8
Figura 5: Turbina eólica de eixo horizontal...................................................................... 9
Figura 6: Componentes de uma turbina eólica de eixo horizontal. ................................ 10
Figura 7: Capacidade de produção acumulada em dezembro de 2012............................. 2
Figura 8: Capacidade de produção instalada de janeiro a dezembro de 2012. ................. 3
Figura 9: Fluxo de ar através de uma área transversal “A”. ........................................... 14
Figura 10: Perdas de velocidade do vento na passagem por um conjunto de pás. ......... 15
Figura 11: Distribuição de cp em função de v3/v1........................................................... 18
Figura 12: Distribuição de cp em função de λ para diversos tipos de rotores. ................ 19
Figura 13: Gráfico da Solidez em função do TSR.......................................................... 20
Figura 14: Velocidades e forças atuando sobre uma seção da pá de um rotor. .............. 22
Figura 15: Perfil do aerofólio NREL S822. .................................................................... 23
Figura 17: Cl em função de α para Re=50.000................................................................ 24
Figura 18: Cd em função de α para Re=50.000. .............................................................. 24
Figura 19: Motor GPA da Bosch .................................................................................... 29
Figura 20: Gráfico característico do modelo Bosch GPA .............................................. 30
vii
1. INTRODUÇÃO
1.1. MOTIVAÇÃO
A produção de energia elétrica através de energia eólica tem várias vantagens
das quais podemos ressaltar as principais: é uma fonte renovável, não emite gases de
efeito estufa, gases poluentes e nem gera resíduos na sua operação, o que a torna uma
fonte de energia de baixíssimo impacto ambiental. Os parques eólicos (ou fazendas
eólicas) são compatíveis com os outros usos do terreno como a agricultura ou pecuária,
já que as atuais turbinas eólicas têm dezenas de metros de altura.
O grande potencial eólico no mundo, aliado com a possibilidade de gerar energia
em larga escala torna esta fonte a grande alternativa para diversificar a matriz energética
do planeta e reduzir a dependência ao petróleo. Com a tendência de redução nos custos
de produção de energia eólica, e com o aumento da escala de produção, deve se tornar
uma das fontes de energia mais barata.
Apesar de todos os pontos positivos, é preciso tomar cuidado antes de apostar na
energia eólica. Se não forem feitos os estudos de mapeamento, medição e previsão dos
ventos, ela não é uma fonte confiável. Não há muitos dados sobre o regime de ventos no
Brasil, e eles costumam serem aproveitáveis somente durante parte do ano. Além disso,
os parques eólicos produzem poluição sonora e visual, e podem interferir na rota
migratória de pássaros.
1.1.1. ENERGIA EÓLICA NO MUNDO
Atualmente mais de 79 países produzem energia eólica, sendo que 29 países
possuem mais de 1.000MW de capacidade de produção anual instalada. A figura 7
mostra a capacidade de produção anual em dezembro de 2012, mostrando os 10 maiores
1
países produtores e a figura 8 mostra o aumento de capacidade de produção instalada de
janeiro a dezembro de 2012.
Figura 1: Capacidade de produção acumulada em dezembro de 2012.
2
Figura 2: Capacidade de produção instalada de janeiro a dezembro de 2012.
1.1.2. ENERGIA EÓLICA NO BRASIL
A energia eólica no Brasil teve seu primeiro indício em 1992 com o início da
operação comercial do primeiro aerogerador instalado no Brasil, que foi resultado de
uma parceria entre o Centro Brasileiro de Energia Eólica (CBEE) e a Companhia
Energética de Pernambuco (CELPE), através de financiamento do instituto de pesquisas
dinamarquês Folkecenter. Essa turbina eólica, de 225 kW, foi a primeira a entrar em
3
operação comercial na América do Sul, localizada no arquipélago de Fernando de
Noronha (Pernambuco). Durante os dez anos seguintes, porém, pouco se avançou na
consolidação da energia eólica como alternativa de geração de energia elétrica no país,
em parte pela falta de políticas, mas principalmente pelo alto custo da tecnologia.
Durante a crise energética de 2001 houve a tentativa de incentivar a contratação
de empreendimentos de geração de energia eólica no país. Criou-se então, o Programa
Emergencial de Energia Eólica – PROEÓLICA. Esse programa tinha como objetivo a
contratação de 1.050 MW de projetos de energia eólica até dezembro de 2003. Já se
falava, então, da complementaridade sazonal do regime de ventos com os fluxos
hidrológicos nos reservatórios hidrelétricos. Esse Programa, no entanto, não obteve
resultados, e foi substituído pelo Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica, o PROINFA. Além de incentivar o desenvolvimento das fontes
renováveis na matriz energética, o PROINFA abriu caminho para a fixação da indústria
de componentes e turbinas eólicas no país.
No final de 2009 ocorreu o Segundo Leilão de Energia Reserva (LER), que foi o
primeiro leilão de comercialização de energia voltado exclusivamente para a fonte
eólica. O Leilão de Energia Reserva contrata um volume de energia além daquele
estimado para suprir a demanda do país, para ser utilizada, conforme a sua
denominação, como reserva de Garantia Física ao sistema elétrico. O 2ºLER foi um
sucesso com a contratação de 1,8GW e abriu portas para novos leilões que ocorreram
nos anos seguintes. Em agosto de 2010 foram realizados o 3ºLER e o Leilão de Fontes
Alternativas (LFA) onde foram contratados 2GW de fonte eólica. Esses leilões não
trabalhavam mais com o modelo exclusivamente eólico, mas sim contemplavam
diversas fontes renováveis competindo entre si para negociar sua energia no leilão. Já
em 2011 contamos com mais três leilões, o 4º LER, o A-3 e o A-5 onde a fonte eólica
teve grande destaque ao negociar o total de 2,9GW. Por fim, no mês de dezembro de
2012 ocorreu o leilão A-5, que contratou energia para início de suprimento em 2017.
Neste leilão foram contratados 281,9MW.
Além do PROINFA e dos leilões, a fonte eólica também comercializa sua
energia, em uma escala menor, no mercado livre onde as condições contratuais são
livremente negociadas entre as contrapartes.
4
Como resultado do PROINFA, dos leilões realizados e do mercado livre, ao final
de 2012, o Brasil possuia 108 parques eólicos que totalizavam 2,5 GW de capacidade
instalada. As perspectivas para o final de 2017 indicam 8,7 GW de energia eólica em
operação na matriz elétrica brasileira.
1.2. TURBINAS EÓLICAS
Turbinas eólicas são equipamentos que transformam a energia eólica em energia
elétrica. Elas são divididas em duas categorias: turbinas eólicas de eixo vertical e
turbinas eólicas de eixo horizontal. A energia proveniente do vento é captada através
de um rotor e transformada em energia elétrica através de um gerador elétrico.
A energia eólica pode ser considerada como uma das formas em que se
manifesta a energia proveniente do Sol, isto porque os ventos são causados pelo
aquecimento diferenciado da atmosfera. Essa não uniformidade no aquecimento da
atmosfera deve ser creditada, entre outros fatores, à orientação dos raios solares e
aos movimentos da Terra. Os ventos que sopram em escala global e aqueles que se
manifestam em pequena escala são influenciados por diferentes aspectos, entre os
quais destacam-se a altura, a rugosidade do terreno, os obstáculos e o relevo.
Figura 3: Comportamento do vento sob a influência das características do terreno.
5
1.2.1. TURBINAS EÓLICAS DE EIXO VERTICAL
Em geral, as turbinas eólicas de eixo vertical têm a vantagem de não
necessitarem de mecanismos de acompanhamento para variações da direção do vento, o
que reduz a complexidade do projeto e os esforços. As turbinas eólicas de eixo vertical
podem ser movidas por forças de sustentação (lift) e por forças de arrasto (drag). Os
principais tipos de turbinas eólicas de eixo vertical são Darrieus, Savonius e Giromill.
As turbinas eólicas do tipo Darrieus são movidas por forças de sustentação e
constituem-se de lâminas curvas (duas ou três) de perfil aerodinâmico, atadas pelas duas
pontas ao eixo vertical.
Figura 4: Turbina eólica de eixo vertical tipo Darrieus.
As turbinas eólicas Giromill são similares às turbinas tipo Darrieus. Neste caso
as lâminas curvas são substituídas por lâminas retas e verticais conectadas ao eixo
central por suportes horizontais.
6
Figura 5: Turbina eólica de eixo vertical tipo Giromill.
A turbina eólica do tipo Savonius é uma das mais simples. São movidas por
forças de arrasto e consistem em duas ou três conchas. Olhando de cima para uma
turbina de duas conchas ela tem o formato da letra “s”. Por causa da curvatura, as
conchas sofrem menos arrasto quando se movem contra o vento comparado com
quando se movem a favor do vento. Essa diferença na força de arrasto faz a turbina tipo
Savonius girar. Por serem tubinas de arrasto, as turbinas tipo Savonius extraem muito
menos da potência do vento quando comparadas com turbinas de tamanho similar
movidas por força de sustentação.
7
Figura 6: Turbina eólica de eixo vertical tipo Savonius.
1.2.2. TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL
As turbinas eólicas de eixo horizontal são as mais comuns, e grande parte da
experiência mundial está voltada para a sua utilização. São movidas por forças de
sustentação (lift) e forças de arrasto (drag). Um corpo que obstrui o movimento do
vento sofre a ação de forças que atuam perpendicularmente ao escoamento (forças de
sustentação) e de forças que atuam na direção do escoamento (forças de arrasto). Ambas
são proporcionais ao quadrado da velocidade relativa do vento. Adicionalmente, as
forças de sustentação dependem da geometria do corpo e do ângulo de ataque (formado
entre a velocidade relativa do vento e o eixo do corpo).
As turbinas que giram predominantemente sob o efeito de forças de sustentação
permitem liberar muito mais potência do que aquelas que giram sob efeito de forças de
arrasto, para uma mesma velocidade de vento.
As turbinas eólicas de eixo horizontal são predominantemente movidas por forças
de sustentação e devem possuir mecanismos capazes de permitir que o disco varrido
pelas pás esteja sempre em posição perpendicular ao vento. Tais turbinas podem ser
constituídas de uma pá e contrapeso, duas pás, três pás ou múltiplas pás.
8
Construtivamente, as pás podem ter as mais variadas formas e empregar os mais
variados materiais. Em geral, utilizam-se pás rígidas de madeira, alumínio ou fibra de
vidro reforçada.
Quanto à posição do rotor em relação à torre, o disco varrido pelas pás pode estar a
jusante do vento (down wind) ou a montante do vento (up wind). No primeiro caso, a
“sombra” da torre provoca vibrações nas pás. No segundo caso, a “sombra” das pás
provoca esforços vibratórios na torre. Sistemas a montante do vento necessitam de
mecanismos de orientação do rotor com o fluxo de vento, enquanto nos sistemas a
jusante do vento, a orientação realiza-se automaticamente.
As turbinas mais utilizadas para geração de energia elétrica são as de eixo horizontal
do tipo hélice, normalmente compostas de 3 pás.
Figura 7: Turbina eólica de eixo horizontal.
9
1.2.3. COMPONENTES DE UMA TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL
Figura 8: Componentes de uma turbina eólica de eixo horizontal.
O rotor é composto pelas pás e pelo bosso, onde são fixadas as pás. Sua função é
extrair a potência do vento e transformá-la em torque. O rotor pode ser composto por 1,
2, 3 ou mais pás, que possuem os mais variados perfis aerodinâmicos. A potência
extraida do vento depende do diâmetro do rotor, do diâmetro do bosso, do número de
pás e do perfil aerodinâmico das pás.
O eixo da turbina eólica tem a função de transmitir o torque gerado pelo rotor
para o gerador elétrico. Dependendo do projeto, a turbina pode ter apenas um eixo
10
ligando o rotor ao gerador elétrico ou pode ter dois eixos: um de baixa rotação
conectado ao rotor e um de alta rotação conectado ao gerador.
O mancal é responsável por suportar cargas, diminuindo o esforço sobre os
eixos. Ele pode suportar cargas radiais ou então pode suportar cargas radiais e axias.
Existem diversos tipos de mancais. A seleção do tipo de mancal, suas dimensões e a
quantidade dependerá do projeto do sistema mecânico da turbina.
Alguns projetos de turbinas eólicas utilizam variadores de velocidade para
aumentar a rotação do eixo e atingir as elevadas rotações de trabalho do gerador
elétrico. Mais recentemente, alguns fabricantes desenvolveram com sucesso turbinas
eólicas sem a caixa multiplicadora e abandonaram a forma tradicional de construí-las.
Assim, ao invés de utilizar um variador de velocidades com alta relação de transmissão,
necessária para alcançar a elevada rotação dos geradores, utilizam-se geradores
multipolos de baixa velocidade e grandes dimensões.
Para limitar a rotação do eixo, algumas turbinas eólicas possuem freios. A alta
rotação do rotor pode causar um esforço excessivo nos componentes mecânicos, além
de gerar vibrações que podem danificar o sistema.
A função do gerador elátrico é converter energia mecânica em energia elétrica.
Atualmente, existem várias alternativas, entre elas: geradores de corrente contínua,
geradores síncronos, geradores assíncronos e geradores de comutador de corrente
alternada. Cada uma delas apresenta vantagens e desvantagens que devem ser analisadas
com cuidado na sua incorporação ao sistema de conversão de energia eólica.
A nacelle é a carcaça que abriga todos os componentes mecânicos da turbina
eólica: eixos, mancais, variador de velocidade, freio, gerador elétrico, etc. Ela fica
montada em cima da torre.
As torres são necessárias para sustentar e posicionar o rotor a uma altura
conveniente para o seu funcionamento. É um item estrutural de grande porte e de
elevada contribuição no custo do sistema. Inicialmente, as turbinas utilizavam torres de
metal treliçado. Com o uso de geradores com potências cada vez maiores, as nacelles
passaram a sustentar um peso muito elevado tanto do gerador quanto das pás. Desta
forma, para dar maior mobilidade e segurança para sustentar toda a nacelle em alturas
11
cada vez maiores, tem-se utilizado torres de metal tubular ou de concreto que podem ser
sustentadas ou não por cabos tensores.
1.3. OBJETIVO
O projeto consiste em desenvolver o protótipo de uma turbina eólica de eixo
horizontal utilizando os conhecimentos adquiridos durante o curso de graduação de
engenharia mecânica. Para tal, foram utilizados como base alguns dados que servirão
como base para o desenvolvimento do projeto. Esses são parâmetros para o
desenvolvimento de um protótipo de pequeno porte de uma turbina eólica de eixo
horizontal. São eles:
•
Diâmetro do rotor = 2m
•
Número de pás = 3
•
Altura da torre = 10m
•
Velocidade do vento = 8m/s
12
2. PROJETO MECÂNICO
2.1. DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA
A energia cinética de uma massa de ar “m” em movimento a uma velocidade “v” é
dada por:
(1)
=
1
2
Considerando a mesma massa de ar “m” em movimento a uma velocidade “v”,
perpendicular a uma sessão transversal de um cilindro imaginário (figura 9), pode-se
demonstrar que a potência disponível no vento que passa pela seção “A”, transversal ao
fluxo de ar, é dada por:
(2)
=
1
2
Onde:
P = potência do vento [W]
ρ = massa específica do ar [kg/m3]
A = área da seção transversal [m2]
v = velocidade do vento [m/s]
13
Figura 9: Fluxo de ar através de uma área transversal “A”.
A expressão 2 também pode ser escrita por unidade de área, definindo, desta forma,
a densidade de potência DP, ou fluxo de potência:
(3)
=
=
1
2
Ao reduzir a velocidade do deslocamento da massa de ar, a energia cinética do vento
é convertida em energia mecânica através da rotação das pás. A potência disponível no
vento não pode ser totalmente aproveitada pela turbina eólica na conversão de energia
elétrica. Para levar em conta esta característica física, é introduzido um índice
denominado coeficiente de potência “cp”, que pode ser definido como a fração da
potência eólica disponível que é extraída pelas pás do rotor.
Para determinar o valor máximo desta parcela de energia extraída do vento (“cp”
máximo), o físico alemão Albert Betz considerou um conjunto de pás em um tubo onde
“v1” representa a velocidade do vento na região anterior às pás, “v2” a velocidade do
vento no nível das pás e “v3” a velocidade no vento após deixar as pás, conforme
apresentado na figura 10.
14
Figura 10: Perdas de velocidade do vento na passagem por um conjunto de pás.
Como na figura 10, Betz assume um deslocamento homogêneo do fluxo de ar a uma
velocidade “v1” que é retardada pelo conjunto de pás, assumindo uma velocidade “v3” a
jusante das pás. Pela lei da continuidade, temos que:
(4)
ρ A =ρ
A =ρ
A
Como a redução da pressão do ar é mínima, a densidade do ar pode ser considerada
constante. A energia cinética extraída pelo aerogerador é a diferença entre a energia
cinética a montante e a energia cinética a jusante do conjunto de pás:
(5)
í
=
1
2
A potência extraída do vento por sua vez é dada por:
(6)
15
1
=
2
í
−
Neste ponto é necessário fazer duas considerações extremas sobre a relação entre as
velocidades “v1” e “v3”:
• A velocidade do vento não é alterada (“v1” = “v3”): Neste caso nenhuma
potência é extraída;
• A velocidade do vento é reduzida a valor zero (“v3” = 0): Neste caso o
fluxo de massa de ar é zero, o que significa também que nenhuma potência seja
retirada.
A partir dessas duas considerações extremas, a velocidade referente ao máximo de
potência extraída é um valor entre v1 e v3. Este valor pode ser calculado se a velocidade
no rotor v2 é conhecida. A massa de ar é dada por:
(7)
= ρA
Pelo teorema de Rankine-Froude, pode-se assumir que a relação entre as
velocidades “v1”, “v2” e “v3” é dada por:
(8)
=
+
2
Se a massa de ar apresentada na equação 7 e a velocidade “v2” apresentada na
equação 8 forem inseridas na mesma equação 6, tem-se:
16
(9)
í
=
1
ρA
2
1
1+
2
1−
! "#
Onde:
(2)
=
1
2
Portanto:
(10)
$% =
1
1+
2
1−
! "#
Ao considerar o coeficiente de potência cp em função de v3/v1 temos que:
$%&'() =
*
+
= 0,59
quando
01
02
=
17
Figura 11: Distribuição de cp em função de v3/v1
O Tip-Speed Ratio (λ), ou TSR de uma turbina eólica é a razão entre a
velocidade rotacional da ponta da pá do rotor e a velocidade do vento real (U). O TSR
está relacionado com a eficiência, com seu valor ótimo variando com o projeto da
turbina. Quanto maior o TSR, maior o nível de ruídos e mais forte precisam ser as pás
do rotor devido a altas forças centrífugas.
(11)
3=
45
6
Onde:
•
λ = Tip-Speed Ratio
•
U = Velocidade do Vento [m/s]
•
R = Raio do Rotor [m]
•
ω = Velocidade Rotacional do Rotor [rad/s]
18
A figura 12 mostra a distribuição do coeficiente de potência (cp) em função do TSR
(λ) para diversos tipos de rotores.
Figura 12: Distribuição de cp em função de λ para diversos tipos de rotores.
A Solidez do rotor (σ) é definida como a razão entre a área total das pás e a área
varrida pelas pás. Então, quanto maior for a área das pás, ou menor for a área varrida
pelas pás, maior será a solidez do rotor.
(12)
7=
nA9
πR
Onde:
•
σ = Solidez do rotor
•
n = Número de pás
19
•
Ap = Área da superfície da pá
•
R = Raio do rotor
A Solidez e o TSR estão relacionados através do gráfico a seguir:
Figura 13: Gráfico da Solidez em função do TSR
A solidez calculada para este projeto é:
7 = 8,6%
Portanto, a partir do gráfico da Figura 13 temos que:
20
λ=5
E de acordo com a figura 12:
@% = 0,4
Aplicando os dados abaixo na equação 11:
5=1
6=8
B
Temos que:
4 = 40
1
= 382DE
B
Outros dados importantes para o projeto do rotor dependem do perfil
aerodinâmico escolhido para a pá. A figura 13 ilustra as velocidades e as forças atuando
sobre uma seção de uma pá do rotor.
Onde:
•
ϕ = Ângulo de escoamento [º]
•
α = Ângulo de ataque [º]
•
β = Ângulo de passo [º]
•
W = Velocidade relativa do vento [m/s]
•
U = Velocidade do vento [m/s]
•
ωr = Velocidade rotacional [m/s]
21
•
L = Força de sustentação [N]
•
D = Força de arrasto [N]
Figura 14: Velocidades e forças atuando sobre uma seção da pá de um rotor.
A velocidade relativa resultante na pá é:
(13)
F = G6 + 45 Portanto:
F = 40,8
B
O ângulo de escoamento ϕ pode ser definido como:
(14)
I = tanL
6
!
45
22
Portanto:
I = 11,3°
Para este projeto foi utilizado o perfil aerodinâmico das pás de acordo com o
aerofólio NREL (National Renewable Energy Laboratory) S822. Este perfil é indicado
para rotores de até 2 metros de diâmetro. A maior razão entre o coeficiente de
sustentação e o coeficiente de arrasto (quando o número de Reynolds é igual a 50.000)
ocorre quando o ângulo de ataque é igual a 9,5º. Ou seja:
5 = 50.000
OP
OQ
= 27,7
S = 9,5°
Os gráficos abaixo mostram o coeficiente de sustentação e o coeficiente de
arrasto em função do ângulo de ataque para o aerofólio NREL S822 quando Reynolds é
igual a 50.000.
Figura 15: Perfil do aerofólio NREL S822.
23
Figura 16: Cl em função de α para Re=50.000.
Figura 17: Cd em função de α para Re=50.000.
24
Portanto:
@T = 0,950
@ =0,034
E mais:
(15)
5 =
6$
U
Onde:
•
U = Velocidade do vento [m/s]
•
c = corda [m]
•
υ = Viscosidade cinemática do ar [m2/s]
U = 1,5 ∗ 10LW
5 = 50.000
6=8
B
B
Portanto:
$ ≈ 0,1
25
Considerando que o perfil aerodinâmico da pá é constante ao longo do raio do
rotor, pode-se mostrar através da teoria de Glauert que o torque gerado por um rotor é:
(14)
Y=
1
F Z% $ @T sin I − @ cos I 5 − 5_
4
Pode-se mostrar também que a força axial exercida sobre o rotor é:
(15)
` =
1
F Z% $ @T cos I − @ sin I 5 − 5_
2
Onde:
•
ρ = Massa específica do ar [Kg/m3]
•
W = Velocidade relativa [m/s]
•
np = Número de pás do rotor
•
c = corda da pá do rotor [m]
•
Cl = Coeficiente de sustentação
•
Cd = Coeficiente de arrasto
•
R = Raio do rotor [m]
•
Rb = Raio do Bosso [m]
Com:
= 1,225
ab
5_ = 0,1
26
Temos que:
Y = 23,2c
` = 254,5c
2.2. DIMENSIONAMENTO DOS COMPONENTES MECÂNICOS
Para esse projeto foi desenvolvido um multiplicador de velocidade com relação
de transmissão 1:3.
As engrenagens do multiplicador de velocidade são cilíndricas de dentes retos,
com ângulo de pressão de 20°, dentes fresados e retificados e módulo 1. Devido ao seu
menor custo e facilidade de fabricação foi escolhido esse tipo de engrenagem. Para o
projeto fora respeitados os critérios de tensões, fadiga e desgaste superficial. Foi
adotada uma confiabilidade de 90%. O material escolhido para as engrenagens foi aço
AISI 4130, temperado e revenido a 315°C, por ter alta dureza e alta resistência ao
escoamento. Encontra-se no Apêndice A, os cálculos para dimensionamento das
engrenagens do multiplicador.
Já definidas as engrenagens, é possível iniciar o dimensionamento dos eixos. O
material escolhido para os eixos foi o aço SAE 4340, temperado e revenido a 315°C.
Esse material possui boas propriedades mecânicas, visto sua alta resistência ao
escoamento e à tração, desta forma foi possível projetar os eixos com tamanho reduzido.
Com a dimensão das engrenagens, o comprimento estimado dos eixos e os esforços
resultantes dos engrenamentos, podemos calcular as reações nos apoios e o momento
fletor nos eixos, que são usinados e foram projetados para uma confiabilidade de 90%.
Os cálculos foram feitos respeitando o critério de Soderberg, que é utilizado para
materiais dúcteis. Os cálculos para dimensionamento dos eixos estão presentes no
Apêndice A.
Sabendo as cargas geradas pelo rotor e pelos engrenamentos e sabendo também
o diâmetro dos eixos é possível selecionar o mancal e os rolamentos. Como foram
utilizadas engrenagens cilíndricas de dentes retos, os rolamentos do variador não sofrem
27
nenhum esforço axial. A carga axial gerada pelo rotor é suportada pelo mancal na
nacelle (que também suporta o peso do rotor) e pelo rolamento radial da torre. O
rolamento axial da torre suporta o apenas o peso da nacelle. Foram utilizados
rolamentos de esferas para o mancal e o variador e uma combinação de rolamentos de
rolos cilindricos e agulhas para a torre. Seguindo as recomendações da SKF, foram
calculadas as vidas dos rolamentos. Os cálculos estão presentes no Apêndice A. Os
catálogos com os rolamentos selecionados são apresentados no Anexo 1.
Para a transmissão de movimento foram utilizadas chavetas paralelas. As
chavetas são fabricadas com o mesmo material dos eixos. O dimensionamento foi feito
seguindo os padrões de largura e altura, de forma que apenas o comprimento foi
selecionado. Os cálculos das tensões atuantes e do coeficiente de segurança das
chavetas encontram-se no Apêndice A.
A torre do gerador éolico é responsável por sustentar o peso da nacelle e as
cargas geradas pelo rotor. Como para este projeto a torre possui 10m de comprimento,
para simplificar o transporte e montagem a torre foi dividida em 3 partes flangeadas. A
torre é fabricada com tubos de aço de medidas comerciais. No Apêndice A são
apresentados os cálculos das tensões atuantes, da carga crítica para flambagem e dos
coeficientes de segurança para a torre.
Para unir a torre à nacelle foi desenvolvido um adaptador flangeado. Ele possui
um conjunto de rolamentos de rolos e agulhas, que permitem a nacelle girar sobre a
torre. Este adaptador possui também um furo central por onde passam os fios do gerador
elétrico.
O projeto da nacelle para este gerador foi feito pensando em simplificar a
montagem dos componentes mecânicos e simplificar tambêm as operações de
manutenção do gerador. Com isso a nacelle ficou dividida em 3 partes: a caixa, que é
fixada no adaptador da torre, a tampa da caixa, que fica aparafusada na caixa e a chapa
onde são fixados os componentes do gerador. A chapa e feita em aço 1020, que é barata
e facilmente encontrada no mercado, e fica aparafusada na caixa. Tanto a tampa quanto
a caixa são fabricadas com ferro fundido.
28
Para este gerador eólico foi selecionado o motor elétrico modelo GPA da Bosch
para gerar energia elétrica. Este é um gerador com dimensões reduzidas, o que é
importante devido ao pequeno porte da turbina, mas capaz de gerar uma potência
elétrica considerável.
Figura 18: Motor GPA da Bosch
A rotação na entrada do gerador é:
4d
e
= 1146DE
29
Figura 19: Gráfico característico do modelo Bosch GPA
De acordo com o gráfico, a potência elétrica gerada será aproximadamente:
Té gh
= 1000F
30
3. CONCLUSÃO
O objetivo do projeto foi desenvolver o protótipo um turbina eólica de eixo
horizontal utilizando como base dados pré definidos e os conhecimentos adquiridos
durante o curso de graduação de engenharia mecânica. O conhecimento de diversas
disciplinas nas áreas de projeto mecânico, elementos de máquinas, fabricação ,materiais,
mecânica dos sólidos e mecânica dos fluidos foram fundamentais para a conclusão do
projeto. Utilizando esses conhecimentos, foi possível projetar uma turbina eólica de
eixo horizontal de pequeno porte capaz de gerar 1.000W de potência elétrica.
O maior desafio foi aplicar estudos complexos, feitos para turbinas eólicas de
grande porte, neste projeto que pode ser considerada uma turbina de pequeno porte.
Outro desafio foi reunir conhecimentos de diversas áreas (mecânica, aerodinamica,
elétrica, etc) em apenas um projeto.
31
4. REFERÊNCIAS
Shigley, Joseph E., Projeto de Engenharia Mecânica/Joseph E. Shigley, Charles R.
Mischke, Richard G. Budynas; Tradução João Batista de Aguiar, José Manuel de
Aguiar.,8. Ed.- Porto Alegre: Bookman, 2005.
Hau, Eric. Wind Turbines: Fundamentals, Technologies, Application, Economics, 2. Ed.
- Springer, 2006.
Calister Jr., William D. Ciência e Engenharia de Materiais: uma introdução, 5. Ed.
Rio de Janeiro: LTC – Livros Técnicos e Científicos Editora S.A, 2002.
Catálogo SKF. Catálogo Geral de Rolamentos SKF, Edição 2003.
32
APÊNDICE A
DETERMINAÇÃO DO TORQUE:
Dr - Diâmetro do rotor
Np - Número de pás
U - Velocidade do vento
Ht - Altura da torre
Ar - Área do rotor
Db - Diâmetro do bosso
ρ - Densidade do ar
c - Corda
Ap - Área da superfície da pá
33
σ - Solidez do rotor
λ - Tip Speed Ratio
Cp - Coeficiente de potência
Pv - Potência do vento
Pr - Potência aproveitada pelo rotor
ω - Velocidade angular do rotor
W - Velocidade relativa do vento
34
ν - Viscosidade cinemática do ar
Re - Número de Reynolds
α - Ângulo de ataque
ϕ - Ângulo de escoamento
Cd - Coeficiente de arrasto
Cl - Coeficiente de sustentação
T - Torque
35
Fx - Força axial
DIMENSIONAMENTO DA ENGRENAGEM:
Potência do eixo - Pe
Módulo da engrenagem - M
Número de dentes do pinhão - Zp
Ângulo de pressão - θp
Relação de transmissão - i
Número de dentes da coroa - Zc
Aço AISI 4130 Q&T @ 315ºC:
36
Fator de forma AGMA - J
Diâmetro primitivo do pinhão - dp
Velocidade Tangencial no diâmetro primitivo - V
Carga Transmitida - Wt
Fator Dinâmico (dentes fresados) - Kv
Coeficiente de Segurança - CS
Tensão Admissível - σadm
Largura do dente - F
37
Distância entre dentes - p
LIMITE DE FADIGA PARA ENGRENAGENS
Fator de acabamento superficial (retificado) - Ka1
Fator de dimensão - Kb1
Fator de Confiabilidade (90%) - Kc1
Fator de temperatura (<350ºC) - Kd1
Fator de concentração de tensões - Ke1
38
(já incluído no fator de forma J)
Fator de efeitos diversos (Sut > 1400MPa) - Kf1
Fator de correção de sobrecarga - Ko
Fator de distribuição de carga ao longo do dente - Km
Tensão atuando na raiz do dente - σAGMA
Fator de segurança estático - FSest
Fator de segurança dinâmico - FSdin
39
FADIGA SUPERFICIAL DAS ENGRENAGENS
Resistência ao desgaste superficial - Sc
(para vida de até 108 ciclos)
Fator de relação de durezas - Ch
Fator de Temperatura - Ct
Fator de confiabilidade - Cr
Fator de correção para vida - Cl
40
DIMENSIONAMENTO DOS EIXOS:
Material - aço SAE 4340 Q&T @315ºC
EIXO DO ROTOR:
Peso do rotor - Pr
Distância entre o rotor e o mancal - L1
Momento máximo no eixo do rotor - Mmax1
Critério de Soderberg:
Fator de acabamento superficial (usinado) - Ka
41
Fator de dimensão - Kb
Fator de confiabilidade (99%) - Kc
Fator de temperatura (T<350ºC) - Kd
Fator de concentração de tensões - Ke
Diâmetro Recomendado - Ds
42
Diâmetro Padronizado:
Eixo de Entrada do Variador:
Carga transmitida da engrenagem - Wt
Distância entre rolamentos do variador - L2
Momento máximo no eixo - Mmax2
Critério de Soderberg:
Fator de acabamento superficial (usinado) - Ka
Fator de dimensão - Kb
43
Fator de confiabilidade (99%) - Kc
Fator de temperatura (T<350ºC) - Kd
Fator de concentração de tensões - Ke
Diâmetro Recomendado - Ds
Diâmetro Padronizado:
44
Eixo de Saída do Variador:
Carga transmitida da engrenagem - Wt
Distância entre rolamentos do variador - L3
Momento máximo no eixo - Mmax3
Critério de Soderberg:
Fator de acabamento superficial (usinado) - Ka
Fator de dimensão - Kb
Fator de confiabilidade (99%) - Kc
Fator de temperatura (T<350ºC) - Kd
45
Fator de concentração de tensões - Ke
Diâmetro Recomendado - Ds
Diâmetro Padronizado:
DIMENSIONAMENTO DOS ROLAMENTOS:
Rolamento do Mancal:
(1205 EKTN9 + H 205)
Carga Radial - Fr
Carga Axial - Fa
46
Valor limitante de Fa/Fr - e
Fatores para cálculo da carga axial - Y1, Y2 & Y0
Capacidade de carga estática - C0
Capacidade de carga dinâmica - C
Limite de fadiga - Pu
Carga estática equivalente - P0
Carga dinâmica equivalente (quando Fa/Fr > e) - P
Carga mínima - Pm
47
Vida nominal - L10
Fator de ajuste de vida para confiabilidade (90%) - a1
Fator de contaminação - ηc
Diâmetro externo do rolamento - D
Diâmetro do eixo - d
Diâmetro médio - dm
Viscosidade cinemática mínima - ν1
Visosidade cinemática do Óleo ISO VG 100 a 40ºC - ν
48
Razão de Viscosidade - K
Fator de ajuste de vida SKF - aSKF
Vida nominal ajustada (horas) - Lnm
Rolamento Menor do Variador:
(61800)
Carga Radial - Fr
Carga Axial - Fa
Capacidade de carga estática - C0
Capacidade de carga dinâmica - C
49
Limite de fadiga - Pu
Carga estática equivalente - P0
Carga dinâmica equivalente - P
Vida nominal - L10
Fator de ajuste de vida para confiabilidade (90%) - a1
Fator de contaminação - ηc
Diâmetro externo do rolamento - D
Diâmetro do eixo - d
Diâmetro médio - dm
50
Viscosidade cinemática mínima - ν1
Visosidade cinemática do Óleo ISO VG 46 a 40ºC - ν
Razão de Viscosidade - K
Fator de ajuste de vida SKF - aSKF
Vida nominal ajustada (horas) - Lnm
Rolamento Maior do Variador:
(61804)
Carga Radial - Fr
51
Carga Axial - Fa
Capacidade de carga estática - C0
Capacidade de carga dinâmica - C
Limite de fadiga - Pu
Carga estática equivalente - P0
Carga dinâmica equivalente - P
Vida nominal - L10
Fator de ajuste de vida para confiabilidade (90%) - a1
Fator de contaminação - ηc
52
Diâmetro externo do rolamento - D
Diâmetro do eixo - d
Diâmetro médio - dm
Viscosidade cinemática mínima - ν1
Visosidade cinemática do Óleo ISO VG 100 a 40ºC - ν
Razão de Viscosidade - K
Fator de ajuste de vida SKF - aSKF
Vida nominal ajustada (horas) - Lnm
53
Rolamento Radial da Torre:
(NKIS 35)
Carga Radial - Fr
Carga Axial - Fa
Capacidade de carga estática - C0
Capacidade de carga dinâmica - C
Limite de fadiga - Pu
Carga estática equivalente - P0
Carga dinâmica equivalente - P
Vida nominal - L10
54
Rolamento Axial da Torre:
(AXW 50)
Carga Radial - Fr
Carga Axial - Fa
Capacidade de carga estática - C0
Capacidade de carga dinâmica - C
Limite de fadiga - Pu
Carga estática equivalente - P0
Carga dinâmica equivalente - P
Vida nominal - L10
55
DIMENSIONAMENTO DAS CHAVETAS
Material - aço SAE 4340 Q&T @315ºC
Diâmetro do eixo do rotor no acoplamento - Deixo
Chaveta padronizada:
56
Diâmetro do eixo do variador no acoplamento - Deixo
Chaveta padronizada:
DIMENSIONAMENTO DA TORRE:
Altura da torre - Ht
57
Módulo da elasticidade - E
Diâmetro externo da torre - Dext
Diâmetro interno da torre - Dint
Carga crítica de flambagem - Pcr
Força axial do rotor - Fx
Momento Fletor Máximo - M.torre
Tensão máxima na torre - σtorre
58
59
ANEXO 1
60
61
62
ANEXO 2
63
'(61ž
(GXDUGR55HL
(6&$/$
$HURJHUDGRU
)2/+$'(
$
(GXDUGR55HL
'(61ž
(6&$/$
$HURJHUDGRU
)2/+$'(
$
(GXDUGR55HL
'(61ž
(6&$/$
$HURJHUDGRU
)2/+$'(
$