UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
CENTRO DE TECNOLOGIA
GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
UNIDADE DE ENERGIA EÓLICA APLICADA AO
BOMBEAMENTO DE ÁGUA
Francisco de Almeida Torres Neto
Fortaleza
Novembro de 2010
ii
FRANCISCO DE ALMEIDA TORRES NETO
UNIDADE DE ENERGIA EÓLICA APLICADA AO
BOMBEAMENTO DE ÁGUA
Monografia submetida à Universidade Federal
do Ceará como parte dos requisitos para
obtenção do Diploma de Graduação em
Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Paulo César Marques de
Carvalho, Dr.
Co-orientador:
Prof.
Oliveira Júnior, Dr.
Fortaleza
Novembro de 2010
Demercil
de
Sousa
iv
“O destino dos homens é a liberdade”
(Vinicius de Moraes)
v
,
Aos meus pais, Edilson e Rejane,
Aos meus irmãos, Athos e Priscilla,
A todos os familiares e amigos.
vi
AGRADECIMENTOS
Ao meu pai por ter me ensinado da forma mais difícil a ser forte.
À minha mãe por ter me auxiliado diversas vezes nos momentos difíceis e ter me dado
todo o amor.
Ao meu irmão que é o meu melhor amigo e uma pessoa maravilhosa.
À minha irmã que sempre foi a mais forte da família e ela é o exemplo que eu tento
seguir.
Ao meu tio Djoni pelos momentos de companheirismo e alegria.
Aos meus primos que tanto me divertem.
Aos meus amigos que fizeram essa odisséia ficar um pouco menos difícil.
Ao professor Paulo Carvalho por me orientar no trabalho final de curso.
Ao professor Luiz Carlos que me acompanhou na realização deste trabalho.
Ao professor Demercil por ajudar diretamente e indiretamente no trabalho.
vii
RESUMO
Este projeto está instalado no Departamento de Engenharia de Pesca do Centro de
Ciências Agrárias da UFC e tem como propósito avaliar um sistema de bombeamento de água
acionado por um aerogerador, como sua eficiência operacional e energética.
O princípio de funcionamento é o aerogerador que fornece eletricidade, através da
conversão de energia eólica em mecânica e depois em elétrica, a um conjunto motor-bomba
que opera em velocidade variável, este por sua vez, impulsiona a água pelo circuito hidráulico
promovendo a oxigenação.
No trabalho foi avaliado o desempenho de um gerador eólico de imã permanente de
fluxo axial. Para a avaliação de desempenho foram utilizados um anenômetro, um sensor de
vazão e um transmissor de pressão conectados a um datalogger que armazena os dados e
podem ser transferidos para um computador.
Palavras-Chave: Bombeamento de água, turbina elétrica e energia eólica.
viii
ABSTRACT
This project is installed in the Engineering Department of Fisheries of the Agricultural
Science Center at the UFC and is designed to assess a water pumping system driven by a
turbine, as its operating efficiency and energy.
The operating principle is that the turbine provides electricity by converting wind
energy into mechanical and then electric, a motor-pump assembly that operates at variable
speed, this in turn drives the water through the hydraulic circuit promoting oxygenation.
In the study evaluated the performance of a permanent magnet wind generator axial
flow. To evaluate performance we used a anenômetro, a flow sensor and a pressure
transmitter connected to a datalogger that stores data and can be downloaded to a computer.
Keywords: Water pump, turbine electric and wind energy.
ix
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS -----------------------------------------------------------------------------
xi
LISTA DE TABELAS ----------------------------------------------------------------------------
xiii
SIMBOLOGIA -------------------------------------------------------------------------------------
xiv
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO ----------------------------------------------------------------
1
1.1 ENERGIA EÓLICA NO MUNDO ------------------------------------------------------
1
1.2 ENERGIA EÓLICA NO BRASIL -------------------------------------------------------
2
1.3 OBJETIVOS E ORGANIZAÇÃO DA MONOGRAFIA -----------------------------
4
CAPÍTULO 2 - O VENTO E A POTÊNCIA EÓLICA --------------------------------------
6
2.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS -----------------------------------------------------------
6
2.2 O VENTO E A SUA IMPORTÂNCIA -------------------------------------------------
6
2.3 EFEITO CORIOLIS -----------------------------------------------------------------------
7
2.4 O VENTO GEOSTRÓFICO --------------------------------------------------------------
8
2.5 TEMPERATURA E CIRCULAÇÃO GERAL DO VENTO -------------------------
9
2.6 CIRCULAÇÃO SECUNDÁRIA DO VENTO -----------------------------------------
10
2.7 CIRCULAÇÃO TERCIÁRIA DO VENTO --------------------------------------------
11
2.8 POTÊNCIA DISPONÍVEL NO VENTO -----------------------------------------------
12
2.9 COEFICIENTE DE POTÊNCIA ---------------------------------------------------------
14
2.10 FORÇAS EXERCIDAS NAS PÁS DA TURBINA ---------------------------------
16
2.11 CONSIDERAÇÕES FINAIS ------------------------------------------------------------
18
CAPÍTULO 3 - INFLUÊNCIA DO TERRENO NO VENTO ------------------------------
19
3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS -----------------------------------------------------------
19
3.2 COMPORTAMENTO DO VENTO -----------------------------------------------------
19
3.3 RUGOSIDADE DO TERRENO ---------------------------------------------------------
23
3.4 TURBULÊNCIA ---------------------------------------------------------------------------
25
3.5 OBSTÁCULOS -----------------------------------------------------------------------------
27
3.6 ESCOLHA DO TERRENO ---------------------------------------------------------------
28
3.7 CONSIDERAÇÕES FINAIS -------------------------------------------------------------
28
CAPÍTULO 4 - ARQUITETURA DE UMA TURBINA EÓLICA ------------------------
29
4.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS -----------------------------------------------------------
29
4.2 TURBINA EÓLICA E SUAS COMPONENTES -------------------------------------
30
4.3 NACELE ------------------------------------------------------------------------------------
32
4.4 ROTOR --------------------------------------------------------------------------------------
33
x
4.4.1 EIXO VERTICAL --------------------------------------------------------------------
33
4.4.2 EIXO HORIZONTAL ----------------------------------------------------------------
34
4.5 TRANSMISSÃO E CAIXA MULTIPLICADORA -----------------------------------
35
4.6 TORRE --------------------------------------------------------------------------------------
36
4.7 GERADOR ----------------------------------------------------------------------------------
36
4.8 CONSIDERAÇÕES FINAIS -------------------------------------------------------------
37
CAPÍTULO 5 - METODOLOGIA E RESULTADOS ---------------------------------------
38
5.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS -----------------------------------------------------------
38
5.2 COMPONENTES DO SISTEMA DE BOMBEAMENTO DE ÁGUA ------------
38
5.3 DESCRIÇÃO DA PLANTA DE BOMBEAMENTO DE ÁGUA ------------------
39
5.4 GERADOR EÓLICO DE IMÃ PERMANENTE --------------------------------------
40
5.5 PERDAS NO MECANISMO -------------------------------------------------------------
42
5.5.1 EFEITO JOULE -----------------------------------------------------------------------
42
5.5.2 PERDAS POR CORRENTES PARASITAS --------------------------------------
42
5.5.3 PERDA POR HISTERESE ----------------------------------------------------------
43
5.5.4 PERDAS NO DIODO E POR VENTILAÇÃO -----------------------------------
43
5.6 CONJUNTO MOTOR-BOMBA ---------------------------------------------------------
44
5.7 ANALISADOR DE ENERGIA ----------------------------------------------------------
45
5.8 SISTEMA DE AQUISIÇÃO DE DADOS ----------------------------------------------
46
5.9 BOMBA CENTRÍFUGA OPERANDO EM VELOCIDADE VARIÁVEL -----
49
5.10 INVERSOR DE FREQÜÊNCIA -------------------------------------------------------
50
5.11 CARACTERÍSTICAS EÓLICAS DO LOCAL ------------------------------------
50
5.12 GERADOR GRW246 --------------------------------------------------------------------
52
5.13 EXPERIMENTOS REALIZADOS NO GPEC --------------------------------------5.14 CONSIDERAÇÕES FINAIS ------------------------------------------------------------
54
CAPÍTULO 6 – CONCLUSÃO -----------------------------------------------------------------
67
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ----------------------------------------------------------
69
66
xi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 – Velocidade média anual do vento a 50m de altitude ---------------------------
3
Figura 1.2 – Central Eólica Mucuripe – Fortaleza/CE ----------------------------------------
4
Figura 2.1 – Formação do vento -----------------------------------------------------------------
6
Figura 2.2 – Efeito Coriolis na Terra ------------------------------------------------------------
7
Figura 2.3 – Gradiente de pressão e Coriolis agindo numa partícula de ar -----------------
8
Figura 2.4 – Raios chegando ao planeta de acordo com a latitude --------------------------
9
Figura 2.5 – Deslocamento do ar de acordo com a pressão e a densidade -----------------
10
Figura 2.6 – Ciclone e Anti-ciclone -------------------------------------------------------------
11
Figura 2.7 – Brisas marítima e terrestre respectivamente ------------------------------------
12
Figura 2.8 – Ventos nas montanhas -------------------------------------------------------------
12
Figura 2.9 – Deslocamento da massa de ar através da turbina eólica -----------------------
13
Figura 2.10 – Curva coeficiente de potência x velocidade angular -------------------------
15
Figuras 2.11 – Coeficiente de potência versus Velocidade de ponta das pás --------------
16
Figura 2.12 – Esforços em uma pá de turbina eólica ------------------------------------------
17
Figura 3.1 – Comportamento do vento ----------------------------------------------------------
20
Figura 3.2 – Perfis do vento na camada limite -------------------------------------------------
22
Figura 3.3 – Imagem microscópica da rugosidade de uma superfície ----------------------
23
Figura 3.4 – Intensidade da turbulência versus altura -----------------------------------------
26
Figura 3.5 – Comportamento do vento após um obstáculo -----------------------------------
27
Figura 3.6 – Exemplos de turbulências causadas por diferentes obstáculos ---------------
27
Figura 4.1 – Moinho de vento --------------------------------------------------------------------
29
Figura 4.2 – Turbinas Eólicas de eixos vertical e horizontal ---------------------------------
30
Figura 4.3 – Desenho esquemático de uma turbina eólica moderna ------------------------
31
Figura 4.4 – Nacele utilizando gerador convencional -----------------------------------------
32
Figura 4.5 – Nacele com gerador de multipolos -----------------------------------------------
32
Figura 4.6 – Rotor Darrieus e Savonius respectivamente ------------------------------------
33
Figura 4.7 – Aerogeradores com diferentes números de pás ---------------------------------
34
Figura 4.8 – Rotor de eixo a montante e a jusante respectivamente ------------------------
35
Figura 4.9 – Gerador convencional --------------------------------------------------------------
36
Figura 5.1 – Diagrama de ligação entre o aerogerador e o conjunto motor-bomba -------
39
Figura 5.2 – Seção transversal da máquina de imã permanente -----------------------------
41
41
Figura 5.3 – Trajetos principais do fluxo mostrados em linhas pontilhadas ---------------
xii
Figura 5.4 – Curva de histerese ------------------------------------------------------------------
43
Figura 5.5 – Conjunto motor-bomba ------------------------------------------------------------
44
Figura 5.6 – Analisador de energia --------------------------------------------------------------
45
Figura 5.7 – Ligação dos sensores de pressão, vazão e anemômetro ao datalogger -----Figura 5.8 – Entradas do datalogger -------------------------------------------------------------
46
Figura 5.9 – Datalogger utilizado no projeto ---------------------------------------------------
47
Figura 5.10 - Curvas de vazão em função da freqüência para cada altura AMT -----------
48
Figura 5.11 - Curvas de potência em função da vazão para diferentes AMT --------------
49
Figura 5.12 - Curvas do rendimento em função da vazão para diferentes AMT ----------
49
Figura 5.13 – Topologia do sistema eólico/elétrico de bombeamento de água ------------
50
Figura 5.14 - Freqüência de distribuição da velocidade entre janeiro e junho de 2010 --
51
Figura 5.15 – Aerogerador sendo erguido ao topo da torre ----------------------------------
51
Figura 5.16 - Freqüência de distribuição da velocidade entre janeiro e junho de 2010 --
52
Figura 5.17 - Curva de potência em função da velocidade para o GRW 246 --------------
53
Figura 5.18 – Produção mensal em função da velocidade média anual -------------------------------
53
Figura 5.19 – Tensão 1 e corrente 1 com a chave aberta ---------------------------------------
46
Figura 5.20 – Tensão 2 e corrente 2 com a chave aberta ---------------------------------------
54
55
Figura 5.21 – Tensão 3 e corrente 3 com a chave aberta ---------------------------------------
55
Figura 5.22 – Tensão 1 e corrente 1 com a chave fechada -------------------------------------
56
Figura 5.23 – Tensão 2 e corrente 2 com a chave fechada -------------------------------------
56
Figura 5.24 – Tensão 1 e corrente 1 ---------------------------------------------------------------
59
Figura 5.25 – Tensão 2 e corrente 2 ---------------------------------------------------------------
60
Figura 5.26 – Tensão 3 e corrente 3 ---------------------------------------------------------------
60
xiii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1.1 – Potencial Eólico Mundial -----------------------------------------------------
1
Tabela 1.2 – Classes de Energia -------------------------------------------------------------
2
Tabela 3.1 – Classificação do terreno quanto a rugosidade ------------------------------
24
Tabela 3.2 – Intensidade de turbulência para alguns tipos de terreno ------------------
26
Tabela 5.1 – Características técnicas do gerador utilizado -------------------------------
40
Tabela 5.2 – Exposição dos dados para chave aberta ------------------------------------Tabela 5.3 – Exposição dos dados para chave fechada ----------------------------------Tabela 5.4 – Resultado da média achada --------------------------------------------------Tabela 5.5 – Diferentes valores achados na freqüência igual a 60 Hz -----------------Tabela 5.6 – Valor da impedância achada --------------------------------------------------
58
58
58
61
61
xiv
SIMBOLOGIA
SÍMBOLO
T
VP

SIGNIFICADO
Velocidade angular da Terra
Velocidade da partícula
Latitude em graus
Pv
Potência total disponível no vento
Pm
Potência mecânica
Pd
Potência dissipada
Av
Área de entrada do vento
a
Densidade do ar
Ec
Energia cinética do vento

Rendimento
CP
Coeficiente de potência

Ângulo de pitch

Velocidade de ponta da pá
R
Comprimento da pá da turbina
g
Velocidade angular do rotor
F1
Força de sustentação
Fd
Força de arrasto
utan
Velocidade tangencial do vento
ures
Velocidade resultante do vento
xv
u*
Velocidade do atrito
k
z0
Constante de Von Karman
Comprimento de rugosidade aerodinâmica
h
Altura acima do solo
W
Tensão de cisalhamento na superfície do solo
AH
Área horizontal média dos elementos de rugosidade uniformemente
distribuídos
PE
Bp
Perda por correntes parasitas
Pico de densidade de fluxo magnético
e
Velocidade angular elétrica da tensão gerada
d
Diâmetro do núcleo do estator

EGP
f v
P v
Resistividade do condutor
Energia gerada no período
Freqüência das velocidades de vento
Potência do gerador para cada velocidade de vento
1
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
1.1 ENERGIA EÓLICA NO MUNDO
O petróleo é uma das maiores fontes de poluição do ar e devido as suas reservas
se concentrarem em poucos países é motivo de guerras e conflitos armados. A
exploração e a queima do carvão mineral degradam o ecossistema, reduzem a
biodiversidade e comprometem os recursos hídricos. Embora o gás natural seja menos
poluente que os outros dois citados ele é finito, não-renovável e contribui para as
mudanças do clima do planeta. Esses são uns dos motivos porque deve-se substituir as
fontes sujas pelas limpas [03].
A energia eólica é advinda do movimento do ar, o vento, ou seja, da energia
cinética contida nas massas de ar em movimento. Através da conversão da energia
cinética de translação em energia cinética de rotação que se dá o seu aproveitamento. O
aproveitamento desta em turbinas eólicas, também chamadas de aerogeradores, por
gerar eletricidade, pode ser utilizado para vários tipos de trabalhos mecânicos, dentre
elas, o bombeamento de água. Em 1976, na Dinamarca, foi instalada de forma pioneira
uma turbina eólica comercial ligada a uma rede elétrica.
Tabela 1.1 – Potencial Eólico Mundial [02].
ESTIMATIVAS DO POTENCIAL EÓLICO MUNDIAL
Região
África
Austrália
América do Norte
América Latina
Europa Ocidental
Europa Ocidental & URSS
Ásia
Mundo
Porcentagem Potencial Densidade Potencial
de Terra
Bruto Demográfica Líquido
Ocupada (TWh/ano) (hab/km²) (TWh/ano)
24
17
35
18
42
29
9
23
160000
30000
139000
54000
31400
106000
32000
498400
20
2
15
15
102
13
100
-
10600
3000
14000
5400
48000
10600
4900
530000
2
Um dos entraves ao desenvolvimento das fontes de energia limpa até pouco
tempo atrás era a pouca confiabilidade e desempenho do equipamento, assim como o
seu elevado custo. Com o recente desenvolvimento tecnológico – sistemas avançados de
transmissão, melhor aerodinâmica, estratégias de controle e operação de turbinas, enfim
– esses problemas foram bastante reduzidos nas duas últimas décadas, favorecendo um
crescente avanço.
1.2 ENERGIA EÓLICA NO BRASIL
Segundo o vice-presidente da Associação Mundial de Energia Eólica, Everaldo
Feitosa, a energia eólica é um mercado em franca expansão e o Brasil despertou tarde
para essa nova realidade.
Uma das grandes vantagens do Brasil quando falamos de energia eólica é que
aproximadamente 70% da população moram em região litorânea, área que se encontra,
por sua vez, o maior potencial eólico. No geral, nossos ventos, em média, têm
velocidades altas e são estáveis.
O primeiro aerogerador instalado no Brasil deu-se em Fernando de Noronha em
1992. Embora existam muitas divergências quando o assunto é o potencial eólico do
Brasil, isso se dá principalmente da falta de informações e do tipo de metodologia
empregado, estima-se que, segundo a maioria dos estudos atuais, o valor seja maior que
60GW [04].
A topografia brasileira é bastante diversificada e cada uma delas está sendo
citada na tabela 1.2 em função da velocidade média do vento Vm e da energia média
gerada
Em . As classes 1 e 4 apresentam baixo e alto potencial eólico respectivamente.
As classes 2 e 3 podem ou não ser favoráveis para o aproveitamento do vento,
dependendo da condição topográfica.
Tabela 1.2 – Classes de Energia [02].
Definição das classes de energia
Classes
4
3
2
1
Mata
Vm
Em
Campo Aberto
Zona Costeira
Vm
Vm
Em
Em
Morros
Vm
Em
Montanhas
Vm
Em
> 6,0
> 200
> 7,0
> 300
> 8,0
> 480
> 9,0
> 700
> 11
> 1250
4,5 - 6,0 80 - 200 6,0 - 7,0 200 - 300 6,5 - 8,0 250 - 480 7,5 - 9,0 380 - 700 8,5 - 11 650 - 1250
3,0 - 4,5 25 - 80 4,5 - 6,0 80 - 200 5,0 - 6,5 100 - 250 6,0 - 7,5 200 - 380 7,0 - 8,5 300 - 650
> 3,0
< 25
< 4,5
< 80
< 5,0
< 100
< 6,0
< 200
< 7,0
< 300
3
A tabela 1.2 é referente ao mapa da figura 1.1. Os valores registrados da
velocidade média anual do vento em m/s, altitude de 50m, e da densidade média de
energia média em W/m2.
Os valores foram obtidos em condições padrão – altitude igual ao nível do mar,
temperatura de 20oC e fator de forma de Weibull de 2,5.
Figura 1.1 – Velocidade média anual do vento a 50m de altitude [13].
4
Como podemos verificar de acordo com a figura 1.1, a região Nordeste possui
velocidade de ventos propícios ao aproveitamento da energia eólica em larga escala e a
região Norte é a menos propícia ao aproveitamento da energia eólica.
Figura 1.2 – Central Eólica Mucuripe – Fortaleza/CE [13].
A figura 1.2 ilustra a Central Eólica Mucuripe situada em Fortaleza que foi
repotenciada e passou a ter 4 turbinas eólicas E-40 de 600 kW somando um total de
2400kW. Antes disso, ela tinha uma potência de apenas 1200 kW e foi desativada em
2000.
1.3 OBJETIVOS E ORGANIZAÇÃO DA MONOGRAFIA
O projeto em estudo tem como objetivo avaliar um sistema de bombeamento de
água através do acionamento elétrico de um gerador eólico de imã permanente de 1KW
de fluxo axial.
Para isso foram usados vários componentes que serão descritos mais adiante a
fim de saber as curvas características do sistema.
O capítulo 1 é uma introdução à energia eólica e sobre o potencial eólico nas
regiões brasileiras.
O capítulo 2 mostra como ocorre a formação do vento e o motivo dos tipos de
formação dos ventos.
5
O capítulo 3 fala sobre os tipos de terreno e a influência que eles causam à
velocidade do vento.
No capitulo 4 é abordado sobre a arquitetura de uma turbina eólica, assim como
seus componentes.
No capítulo 5 apresentamos a metodologia usada no projeto.
O capítulo 6 é a conclusão do trabalho.
6
CAPÍTULO 2
O VENTO E A POTÊNCIA EÓLICA
2.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Neste capítulo será discutido sobre o aquecimento desigual que gera alguns tipos
de movimentos das massas de ar.
Por fim far-se-á uma análise do potencial eólico de uma turbina qualquer
analisando o comprimento das pás, densidade do ar e velocidade do vento.
2.2 O VENTO E A SUA IMPORTÂNCIA
É de fundamental importância no potencial eólico de qualquer região ou país. O
vento ocorre quando duas massas de ar de densidade e pressão diferentes interagem.
Numa tentativa de igualar essas pressões surge um fluxo de ar da região de maior
pressão para a de menor pressão [09].
Figura 2.1 – Formação do vento [09].
Parte dos raios solares ao chegar à atmosfera sofre reflexão e outra parte sofre
refração. Essa energia solar que chega à Terra não é recebida de forma homogênea,
7
portanto é um dos fatores predominantes para a formação do vento, pois daí surge a
diferença de densidades e pressões em cada região de ar.
O processo de formação inicial do vento é realizado pela força, também
chamado de gradiente de pressão que são causados pelo aquecimento distinto da
atmosfera, que leva a massa de ar da alta para a baixa pressão. À medida que o vento
aumenta a velocidade a influencia da rotação da terra começa a interferir.
Outro quesito bastante importante para compreender esses movimentos de ar é o
efeito coriolis.
2.3 EFEITO CORIOLIS
Em um sistema de referência em rotação uniforme, os corpos presentes nesse
referencial estão sujeitos a uma força perpendicular à direção do seu movimento
conhecida por Coriolis.
Também conhecido por força de Coriolis é uma aceleração aparente provocada
pela rotação da Terra que faz com que os objetos movam-se de forma livre e atua sobre
o deslocamento do vento, mudando sua velocidade e principalmente direção do
movimento [09].
Figura 2.2 – Efeito Coriolis na Terra [05].
8
A força de Coriolis por unidade de massa é representada através da seguinte
expressão matemática:
C  2.T .VP .sen
(2.1)
Em que:
T  Velocidade angular da Terra rad/s.
VP  Velocidade da partícula em m/s.
  Latitude em graus.
Uma massa que se desloque de um ponto a outro no planeta terá a trajetória do
seu movimento angular alterado e também será alterada em outra direção com
proporção inversa, devido a quantidade de movimento, de modo que haja uma
quantidade de movimento transversal ao seu movimento, por isso são movimentos
tipicamente circulares [05].
2.4 O VENTO GEOSTRÓFICO
De acordo com a fórmula 2.1, quando a latitude for 0o teremos que a
componente sen será zero, portanto a força Coriolis será praticamente nula na região
do equador. Isso implica que as massas de ar farão um deslocamento retilíneo uniforme
devido às diferenças de pressão [09].
O vento geostrófico é resultante do equilíbrio entre a força de gradiente de
pressão horizontal e a força de Coriolis, portanto o fluxo de ar é horizontal, não
acelerado e retilíneo.
Figura 2.3 – Gradiente de pressão e Coriolis agindo numa partícula de ar [17].
9
A figura 2.3 representa uma partícula de ar saindo de uma região de alta pressão
para uma região de baixa pressão devido ao gradiente de pressão que é sempre
perpendicular as linhas isobáricas. A partícula está sujeita a uma força resultante,
portanto ela está acelerada. O movimento do ar faz com que a força de Coriolis seja
contra a rotação da Terra, note também que ela é sempre perpendicular à trajetória da
partícula.
Do ponto A ao ponto C a força de Coriolis vai aumentando até atingir o
equilíbrio. Até chegar ao ponto C a trajetória foi ficando cada vez mais acentuada
devido ao aumento da velocidade. Então, no ponto C as forças se anulam e a partícula
fica com o movimento horizontal sem aceleração, ou seja, retilíneo e uniforme. A partir
daí recebe o nome de vento geostrófico.
2.5 TEMPERATURA E CIRCULAÇÃO GERAL DO VENTO
A diferença entre a densidade em regiões de ar se deve principalmente às
diferenças de temperatura e a desigualdade da radiação solar no planeta. Como dito
anteriormente, parte dos raios solares sofre reflexão. A parte que sofre refração na
atmosfera chega da seguinte forma.
Figura 2.4 – Raios chegando ao planeta de acordo com a latitude [05].
10
A figura 2.4 deixa bem claro que os raios chegam mais rápidos e mais intensos
na linha equatorial, latitude próxima de 0o, do que nos pólos.
O fato dos raios solares chegarem mais intensos na região equatorial implica que
o ar é mais quente e menos denso do que nos pólos.
O ar quente da linha equatorial sobe deixando uma pressão menor, quando chega
a uma latitude próxima de 30o a força Coriolis impede que ele continue subindo, essa
região que por sua vez tem a pressão maior força que o ar quente desça e volte a fechar
o ciclo.
Esse movimento é conhecido por convecção e pode ser observado na figura 2.5,
o movimento que está ilustrado de vermelho é composto pelo ar quente e o de azul é
composto pelo ar frio [09].
Lembrando que a figura 2.5 ilustra apenas os movimentos do ar de levando em
consideração as diferenças de pressão e densidade das regiões.
Figura 2.5 – Deslocamento do ar de acordo com a pressão e a densidade [05].
2.6 CIRCULAÇÃO SECUNDÁRIA DO VENTO
A circulação secundária do vento se dá quando a formação de zonas de alta ou
baixa pressão é causada através do aquecimento ou resfriamento da atmosfera. Podemse citar como exemplos os furacões, as monções e os ciclones.
O furacão é uma poderosa tempestade que produz ventos que podem chegar a
uma velocidade superior a 80 m/s. Este fenômeno pode durar semanas e percorrer
11
milhares de quilômetros. Ocorre geralmente em períodos quentes e pode compreender
centenas de tempestades.
As monções são formadas devido às diferenças de temperatura e pressão entre as
massas continentais e marítimas. É bastante comum no sul e no sudeste da Ásia.
Um ciclone é uma região de baixa pressão em que o vento circula. Podem
apresentar diâmetro de milhares de quilômetros.
Figura 2.6 – Ciclone e Anti-ciclone [18].
2.7 CIRCULAÇÃO TERCIÁRIA DO VENTO
A circulação terciária do vento, também conhecida por circulação local, é
formada por ventos locais, dentre elas as brisas marítimas e terrestres.
A brisa acontece quando existe uma diferença grande de temperatura entre a
terra e a água e acaba por gerar um gradiente de pressão que é responsável pelo
movimento do ar. Existem as brisas marítima e terrestre.
A brisa marítima ocorre durante o dia, quando a temperatura do ar sobre a terra é
mais quente que do ar sobre a água. Como a pressão do ar em cima da água é maior que
o do ar cima da terra, ocorre um movimento do ar da alta pressão para a baixa pressão.
Ocorre exatamente o contrário nas brisas terrestres, mas elas são menores que as
marítimas, pois a diferença de temperatura é menor durante a noite que o dia [05].
12
Figura 2.7 – Brisas marítima e terrestre respectivamente [19].
Os ventos em vales e montanhas ocorrem de formar análoga. Durante o dia o sol
aquece a parte inclinada da montanha que aquece o ar que sobe a montanha. Devido à
troca com o ar frio que por ser mais pesado vai descer o vale. De noite ocorre o
processo inverso.
Figura 2.8 – Ventos nas montanhas [09].
2.8 POTÊNCIA DISPONÍVEL NO VENTO
Nenhuma máquina possui rendimento de 100% e não seria diferente com o rotor,
apenas uma parte da energia eólica total disponível é transformada em energia mecânica
e transmitida para o eixo. A intensidade do fluxo de ar influencia na velocidade angular
do rotor.
A potência mecânica é igual à potência total disponível no vento menos a
potência dissipada. O conceito de rendimento é bem simples, seria a potência mecânica
absorvida dividida pela potência total disponível e pode ser facilmente calculada. Ela é
representada da seguinte forma:
13
Pm  Pv  Pd
Pm
Pv
(2.3)
Pv  Pd
Pv
(2.4)
Pd
Pv
(2.5)


(2.2)
  1
Figura 2.9 – Deslocamento da massa de ar através da turbina eólica [16].
A figura 2.9 representa uma turbina como se estivesse dentro de um tubo de ar
que e mostra os parâmetros usados para o cálculo do potencial disponível no vento.
Em que:
Pv  Potência total disponível no vento.
Pm  Potência mecânica.
Pd  Potência dissipada.
Av  Área de entrada do vento.
u  Velocidade do vento.
 a  Densidade do ar.
Ec  Energia cinética do vento.
  Rendimento.
14
Supondo-se que um fluxo de ar de massa m que flui no sentido axial com
velocidade u possui certa energia cinética, pode-se dizer que a derivada dessa energia
cinética seja a potência disponível no vento.
Antes de calcular a potência disponível defini-se potência como a grandeza que
determina a quantidade de energia concedida por uma fonte a cada unidade de tempo. A
partir da fórmula geral da potência calcula-se a potência disponível no vento.
Ec
t
(2.6)
m.u 2
2
(2.7)
m
V
(2.8)
m   a .V
(2.9)
m   a . Av .L
(2.10)
Pv 
Ec 
a 
Ec 
Pv 
 a . Av .L.u 2
(2.11)
 a . Av .L.u 2
(2.12)
 a . Av .u 3
(2.13)
2
Pv 
2t
2
Finalmente, foi definida a expressão matemática que melhor representa a
potência disponível no vento de acordo com a densidade do ar, a área varrida e a
velocidade do vento [16].
2.9 COEFICIENTE DE POTÊNCIA
Defini-se o coeficiente de potência como a relação entre a potência mecânica
extraída da potência disponível. Pode-se então dizer que o coeficiente é o próprio
rendimento da turbina, ou seja, se o coeficiente é 0,45 significa que 45% da energia
cinética da massa de ar que incide na turbina é transmitida para o eixo.
A equação abaixo expressa a potência mecânica em função do coeficiente de
potência e da potência disponível.
15
Pm  C p .Pv
(2.14)
  . A .u 3 
Pm  C p .  a v 
2


(2.15)
É importante saber que o coeficiente é em função da velocidade do vento u , da
velocidade angular do rotor wg , do ângulo de pitch 
e das características
aerodinâmicas da pá da turbina [16].
Figura 2.10 – Curva coeficiente de potência x velocidade angular [16].
A figura 2.10 demonstra que para cada velocidade do vento tem-se uma curva do
coeficiente diferente representada e que quanto maior for essa velocidade maior será o
máximo do coeficiente de potência.
Existem testes que são realizados em túneis de vento pelos fabricantes para
determinar o coeficiente de potência de turbinas eólicas.
Outra curva muito importante para o reconhecimento das características
dinâmicas da turbina eólica é do coeficiente de potência versus a velocidade de ponta da
pá  .
O parâmetro  combina os efeitos da velocidade angular do rotor com a
velocidade do vento e pode ser definida através da equação 2.16.

 g .R
u
(2.16)
16
Em que :
  Velocidade de ponta da pá em m/s.
R  Comprimento da pá da turbina em m.
 g  Velocidade angular do rotor em rad/s.
u  Velocidade do vento em m/s.
A figura 2.11 mostra uma curva do coeficiente de potência versus relação da
velocidade de ponta. De acordo com o valor do parâmetro  temos um coeficiente de
potência C p máximo diferente.
Figuras 2.11 – Coeficiente de potência x velocidade de ponta das pás [16].
2.10 FORÇAS EXERCIDAS NAS PÁS DA TURBINA
As pás das máquinas modernas são dispositivos aerodinâmicos com perfis
especialmente desenvolvidos, equivalentes às asas dos aviões, e que funcionam pelo
princípio físico da sustentação [ 20].
A força de sustentação é perpendicular ao fluxo do vento resultante, ures visto
pela pá que é resultado da subtração vetorial da velocidade do vento incidente u com a
velocidade tangencial utan da pá da turbina eólica, conforme a equação a seguir e a
velocidade tangencial é produto da velocidade angular do rotor pelo raio do rotor. A
força de arrasto é produzida na mesma direção da velocidade resultante. A resultante
das componentes da força de sustentação e de arrasto na direção da velocidade
17
tangencial produz o torque mecânico da turbina eólica. A potência mecânica extraída do
vento é igual ao torque multiplicado pela velocidade angular do rotor, conforme as
equações abaixo.
  
ures  u  utan
(2.17)
utan   g  R
(2.18)
Pmec  Tmec   g
(2.19)
O diagrama a seguir descreve as forças aerodinâmicas vistas no corte de uma pá
de aerogerador.
Figura 2.12 – Esforços em uma pá de turbina eólica [14].
Em que:
F1  Força de sustentação em N.
Fd  Força de arrasto em N.
utan  Velocidade tangencial em m/s.
ures  Velocidade resultante em m/s.
u  Velocidade do vento em m/s.
18
2.11 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Este capítulo mostra como ocorre a formação dos diferentes tipos de vento
devido ao aquecimento desigual da Terra pelo Sol e a importância desses ventos para
uma turbina eólica.
Mostrou-se também o típico gráfico do coeficiente de potência e como ele varia
de acordo com a velocidade do vento.
A potência eólica foi calculada e exibida nas equações e também foi explanado
os esforços existentes nas pás elétricas.
19
CAPÍTULO 3
INFLUÊNCIA DO TERRENO NO VENTO
3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS
É de suma importância determinar o tipo de terreno de determinada região, pois
dessa forma pode-se avaliar com mais fidelidade o seu potencial eólico. Este, por sua
vez, é afetado pelo tipo de terreno, pois a topografia e a rugosidade podem variar
bastante a direção e a velocidade do vento.
Para administrar melhor o aumento da geração eólica no sistema de potência é
útil que se tenha o domínio da sazonalidade, da variabilidade e da imprevisibilidade da
velocidade do vento.
Diante dos fatos, faz-se mister que haja uma boa análise a fim de maximizar o
rendimento do potencial eólico na instalação do aerogerador.
3.2 COMPORTAMENTO DO VENTO
A potência eólica depende diretamente da quantidade de vento disponível e da
sua velocidade no sistema e por sua vez, o comportamento do vento depende fortemente
da área geográfica. Adotando uma escala de tempo anual, essa mudança na velocidade
do vento apresenta certa sazonalidade. Já em tempos menores, dias e semanas, as
variações são mais acentuadas, pois dependem também das perturbações climáticas. Em
escalas de tempo ainda menores, minutos e segundos, as variações são turbulentas e
causam um importante impacto no desempenho dos aerogeradores [09].
Quanto maior a superfície de contato entre o ar e a terra, maior a força de atrito
existente entre eles. Ocorre a formação de uma componente horizontal da força de atrito
contra o movimento, diminuindo a velocidade do vento. Portanto, quanto menor a altura
do vento maior será essa força. Com o aumento dessa altura, a força diminui e a partir
de certa camada ela torna-se desprezível.
Existe também uma região de camada livre, nessa área o vento está livre da força
de atrito com o solo. A figura 3.1 ilustra bem essa camada, assim como a camada limite
atmosférica e mostra como o vento se comporta nessas camadas e de acordo com a
altura.
20
Figura 3.1 – Comportamento do vento [07].
O comprimento da rugosidade z0 é aonde a velocidade do vento é nula.
Dependendo do local, na terra, a velocidade do vento pode ser apenas 40% do vetor
gradiente e na água 70%. Isso mostra que a rugosidade do terreno também deve ser
levada em consideração. Na camada limite a rugosidade afeta diretamente a velocidade
do vento quando próximo à superfície do solo.
A velocidade do vento também varia de acordo com a altura na atmosfera livre,
apesar da força de atrito ser considerada desprezível, de forma quase linear até a
tropopausa, limite entre a troposfera e a estratosfera, depois a velocidade passa a
diminuir novamente. Essa variação se deve principalmente pela variação da pressão
atmosférica de acordo com a altura.
O ar sempre procura sair das regiões de maiores pressões para os de menores
pressões, portanto a direção do vento também muda de acordo com a altura. A direção
varia até que fique em uma linha isóbara, onde a pressão é igual. Quando se encontra
próximo ao solo essa variação é praticamente nula, considerado constante, com exceção
de quanto o terreno apresenta alta orografia, neste caso a direção vai mudar de acordo
com a topografia do terreno [05].
Analisando a figura 3.1 verifica-se que a curva da velocidade do vento dentro da
camada limite trata-se de uma curva logarítmica ou exponencial. É de enorme utilidade
saber a velocidade do vento de acordo com a altura. A variação da velocidade com a
altura z até aproximadamente 100m acima de uma superfície rugosa pode ser
representada pela relação logarítmica, através da expressão.
21
U ( h)  (
u*
h
) ln( )
k
z0
(3.1)
Em que:
U (h)  Velocidade média do vento em m/s.
u*  Velocidade do atrito em m/s.
k  Constante de Von Karman.
z0  Comprimento de rugosidade aerodinâmica em m.
h  Altura acima do solo em m.
O comprimento de rugosidade z0 é a altura média das saliências apresentadas no
terreno, são responsáveis pela força de atrito que se opõe ao movimento do ar e por isso
acabam diminuindo a velocidade do vento.
A velocidade de atrito u* pode ser representada da seguinte forma:
u* 
W

(3.2)
Em que:
 W  Tensão de cisalhamento na superfície do solo em N/m3.
  Massa específica do ar em Kg/m3.
É possível determinar a velocidade do vento em certa altura se ela for
determinada em outra altura. Trata-se de uma comparação logarítmica como mostra a
equação.
h1
)
z0
U (h1 )

U (h2 ) ln( h2 )
z0
ln(
Em que:
h1  Altura no ponto 1 em m.
h2  Altura no ponto 2 em m.
U (h1 )  Velocidade no ponto 1 em m/s.
U (h2 )  Velocidade no ponto 2 em m/s.
(3.3)
22
A lei de potência é muito utilizada em estudos de engenharia e serve para
determinar, neste caso, a velocidade do vento com alturas diferentes. Também é
conhecida por perfil exponencial.

U (hr )  hr 
 
U (hn )  hn 
(3.4)
Nessa equação as entradas são basicamente as mesmas da anterior, com exceção
do expoente  que é adimensional e depende da velocidade do vento, da rugosidade e
da estabilidade atmosférica. Dependendo da rugosidade pode variar de 0,06 até 0,6. [10]
Figura 3.2 – Perfis do vento na camada limite [12].
Como mostrado na figura 3.2 a velocidade do vento vai aumentando de acordo
com a altura, até chegar à camada limite que ele cresce de forma linear. Também fica
claro que a velocidade do vento na cidade é menor que na grama que é menor que na
água devido à rugosidade da superfície.
23
Dentre os fatores que alteram o aproveitamento do vento como fonte de energia
estão a rugosidade que é a variação do vento com a altura ao solo, turbulência ou a
presença de obstáculos, entre outros.
3.3 RUGOSIDADE DO TERRENO
A rugosidade do solo pode ser definida como as irregularidades que essa
superfície apresenta. De modo geral, pode-se dizer que superfícies lisas apresentam
baixa rugosidade e superfícies ásperas apresentam alta rugosidade.
Figura 3.3 – Imagem microscópica da rugosidade de uma superfície [09].
Quanto maior a rugosidade de uma superfície, maior a força de atrito, pois
existirão vários pontos de contato, aumentando, assim, a aderência entre os dois meios
que estão em contato.
A rugosidade representa a influência que a superfície do solo e os obstáculos
fazem na velocidade e direção do vento.
Dentre os fatores que influenciam na rugosidade estão o tipo e o tamanho da
vegetação, as construções em volta, entre outros. Usualmente, o coeficiente de
rugosidade z0 é parametrizado em metros e é a altura em que a velocidade do vento é
zero.
A equação 3.5 mostra como calcular o coeficiente de rugosidade z0 em função
de outros parâmetros.
24
z0  0,5.
h.S
AH
(3.5)
Em que:
h  Altura do elemento de rugosidade em m.
S  Seção transversal, na direção do vento, do elemento de rugosidade em m2.
AH  Área horizontal média dos elementos de rugosidade uniformemente distribuídos
em m.
Tabela 3.1 – Classificação do terreno quanto a rugosidade [09].
Classes de
cobertura do solo
Água
Solo exposto
Descrição
z0 (m)
Áreas representadas por lagoas e represas.
0,0002
Regiões não ocupadas por edificações e sem
qualquer tipo de cobertura vegetal.
0,03
Vegetação de pequeno porte ou com obstáculos
Vegetação rasteira
esparsos em altura que podem ser árvores ou
0,1
construções
Vegetação arbórea
Áreas com vegetação arbórea significativa, que
podem ser remanescentes de florestas.
Área urbana
Regiões com edificações de até dois pavimentos,
residencial
tipologia típica de bairros residenciais.
Área urbana densa
de altura média
Área urbana de alta
densidade
1,0
0,33
Áreas compostas por residências uni familiares e
prédios de até 8 pavimentos, com pequeno
0,39
afastamento entre eles.
Regiões de densidade elevada que apresentam
edificações acima de 10 pavimentos, com
3,8
pequenos afastamentos entre eles.
As classes de rugosidade apresentadas na tabela 3.1 vêem sendo vastamente
utilizadas em trabalhos, pesquisa, estudos e desenvolvimentos no setor de energia
eólica, tanto no meio acadêmico quanto no setor comercial.
25
3.4 TURBULÊNCIA
A turbulência pode estar ligada fenômenos naturais como tempestades com
rajadas de vento em várias direções, ou áreas em que a superfície apresenta alto índice
de rugosidade. A turbulência reduz a capacidade de aproveitar o vento de forma eficaz
no aerogerador. As torres geralmente são altas para evitar turbulências, pois elas
desgastam o material e podem causar rupturas.
Como ela pode causar flutuações e variações na potência de saída seu estudo é
muito importante nas turbinas eólicas.
Duas das principais causas da turbulência é o atrito com a superfície da terra e o
efeito térmico. Este último pode modificar a densidade do ar, pois com o aquecimento
descontínuo faz com que haja um movimento vertical da massa de ar.
A turbulência depende de várias situações, da velocidade do vento nas três
dimensões, do tipo de vegetação presente, das construções, temperatura, pressão,
densidade e umidade. Na prática ele pode ser descrito como um movimento randômico,
por isso é melhor desenvolver descrições de turbulência em termos de suas propriedades
estatísticas.
A intensidade da turbulência é mostrada na equação 3.6.
I

VMÉD
(3.6)
Em que:
I  Intensidade da turbulência.
  Desvio padrão da velocidade do vento.
VMÉD  Velocidade média do vento.
Ao analisar a equação 3.6 fica claro ver que a intensidade da turbulência diminui
com a altura, pois quanto maior a altura maior será a velocidade do vento [12].
26
Figura 3.4 – Intensidade da turbulência versus altura [09].
Na tabela 3.2 estão indicados algumas intensidades de turbulência de acordo
com o tipo de terreno.
Tabela 3.2 – Intensidade de turbulência para alguns tipos de terreno [09].
Tipo de Terreno
Intensidade de Turbulência - I
Água aberta (mares, lagos, etc)
0,10
Plano ou levemente ondulado
0,15
Morros
0,20
Pequenas montanhas
0,25
Grandes montanhas
0,30
O problema da turbulência é um dos fenômenos para ser resolvido na física
moderna, sendo que falta uma boa teoria que dê coerência e previsibilidade a uma série
de descrições estatísticas e fenomenológicas.
27
3.5 OBSTÁCULOS
Edifícios, árvores, entre outros, são obstáculos ao vento e diminuem a sua
velocidade. Isso acarreta em turbulências ao redor deles e ocasionam uma queda no
potencial eólico.
A maior parte das turbulências é gerada atrás dos obstáculos e se propagam em
média até dez vezes a dimensão do objeto. Portanto, seria muito útil evitar construções
de obstáculos perto das turbinas eólicas, principalmente na direção do vento.
Figura 3.5 – Comportamento do vento após um obstáculo [09].
O efeito causado pelo obstáculo no fluxo do ar é diferente de acordo com as
próprias dimensões do obstáculo e também depende da velocidade de impacto do vento
na barreira.
A figura 3.6 mostra com clareza que a turbulência é formada de acordo com o
formato da barreira a ser vencida.
Realizar o estudo do comportamento do vento é muito complexo, pois depende
de muitas variáveis, como a velocidade do vento e características do obstáculo.
Figura 3.6 – Turbulências causadas por diferentes obstáculos [01].
28
3.6 ESCOLHA DO TERRENO
Na escolha do terreno deve-se estudar ao máximo as propriedades do mesmo a
fim de maximizar o rendimento da turbina eólica a ser instalada na região. As principais
características a serem observadas são: rugosidade do terreno, obstáculos, turbulência.
Portanto, a superfície perfeita seria a que tivesse menos rugosidade, obstáculos e
com menor turbulência possível. Isso acarretaria numa velocidade de vento maior e sem
mudar a direção do vento.
3.7 CONSIDERAÇÕES FINAIS
A boa escolha do terreno é fundamental para a viabilidade técnica de uma
central eólica. A verificação da topografia e da rugosidade são as principais
preocupações para a escolha da área onde vai ser montada uma turbina eólica, pois elas
fazem com que a direção e a velocidade do vento variem constantemente.
Devido ao fato da velocidade do vento ser bem afetada por diversos fatores,
deve-se realizar medições na velocidade e na direção do vento, assim fica mais fácil
determinar de forma adequada o melhor local para se instalar uma central eólica.
29
CAPÍTULO 4
ARQUITETURA DE UMA TURBINA EÓLICA
4.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS
É notório o grande avanço tecnológico que o aerogerador passou durante a sua
história. Os moinhos de vento foram os pioneiros na área de usar a energia eólica para
realizar trabalho, isso se deve a incansável vontade de sempre entender cada vez mais o
funcionamento do mecanismo e querer melhorar a produção de energia elétrica através
da energia cinética do vento.
A figura 4.1 mostra alguns moinhos da Idade Média na Europa e são os
antecessores das turbinas eólicas modernas.
Para um completo entendimento da turbina eólica é necessário fazer a análise da
arquitetura de um aerogerador, assim como seus componentes: gerador elétrico, torre,
pás, transmissão, entre outros. Com isso o entendimento do fluxo de potência dentro de
um processo de conversão eletromecânico acionado por fonte eólica fica mais fácil de
ser compreendido.
Este capítulo relata os conceitos básicos de energia eólica, mostrando como se
dá a conversão de energia cinética dos ventos em energia mecânica no eixo e por fim
em energia elétrica que pode ser utilizada de varias maneiras.
Por fim far-se-á uma análise do desempenho e dos mecanismos de perda do
gerador síncrono de imã permanente.
Figura 4.1 – Moinho de vento [15].
30
4.2 TURBINA EÓLICA E SUAS COMPONENTES
A turbina eólica é uma máquina que tem como função absorver parte da potência
cinética do vento através de um rotor eólico, convertendo em potência mecânica de eixo
e por fim o gerador transforma em potência elétrica.
Existem dois tipos de turbinas; o de eixo horizontal e o de eixo vertical. A figura
4.2 ilustra um exemplo de cada tipo.
Figura 4.2 – Turbinas Eólicas de eixos vertical e horizontal [20].
Turbinas de eixo vertical são muito pouco produzidos na atualidade, a grande
vantagem desse tipo é que eles têm o gerador na base e eles captam os ventos sem a
necessidade de um mecanismo de orientação.
Existem portes diferentes, tudo depende da potência desejada. Quão maior for a
potência desejada maior será o porte da turbina. Existem torres que chegam até 10MW.
Normalmente a energia produzida é entregue à rede, mas também pode ser armazenada
em baterias.
Elas também podem ter quantidades variadas de pás, apesar de a mais comum
ser de três pás, mas isso não é o que de fato importa para que haja um alto rendimento
na produção de eletricidade, e sim, a superfície varrida por elas.
Os principais componentes da turbina eólica são – nacele, rotor, torre,
transmissão, gerador, entre outros [16].
31
Figura 4.3 – Desenho esquemático de uma turbina eólica moderna [13].
A figura 4.3 ilustra bem o conceito de uma turbina eólica moderna, com três pás,
eixo de rotação horizontal, alinhamento ativo e gerador de indução.
32
4.3 NACELE
O gerador, a caixa de engrenagem, todo o sistema de controle, entre outros ficam
localizados no nacele que é uma caixa que é sustentada pela torre. As figuras 4.4 e 4.5
mostram dois tipos de nacele, um com gerador convencional e outro com gerador de
múltiplos pólos.
Figura 4.4 – Nacele utilizando gerador convencional [11].
Figura 4.5 – Nacele com gerador de multipolos [11].
33
4.4 ROTOR
É o componente do aerogerador responsável por absorver a energia cinética do
vento e converter em energia mecânica do eixo.
Os fluxos de ar que atuam sobre a hélice podem ser decompostos em duas
componentes – força de sustentação, ou empuxo, que tende a levantar a hélice e força de
arrasto, ou arrasto, que tende a fazer com que o rotor gire, tendo como eixo de rotação
sua estrutura de suporte [15].
4.4.1 EIXO VERTICAL
A principal vantagem desse tipo de rotor é que funciona independente da direção
do vento e não necessitam de mecanismos de orientação. Outra vantagem é que o rotor é
acoplado com a máquina próximo ao solo. A desvantagem é que ele desenvolve pouca
potência por unidade de área de captação do vento.
Figura 4.6 – Rotor Darrieus e Savonius respectivamente [20].
Rotor Savonius – São movidos principalmente por força de arrasto, drag, e
possuem alto torque de partida. Sua velocidade é relativamente baixa e possui baixo
rendimento.
34
Rotor Darrieus – São movidos predominantemente por força de empuxo, lift.
Possui um torque de partida relativamente baixo e alto rendimento. Como se vê na
figura 4.6 as lâminas são unidas aos extremos no eixo vertical.
4.4.2 EIXO HORIZONTAL
São os mais comuns e também os mais modernos. Pode ter diferentes números
de pás como mostra a figura 4.7. Os aerogeradores mais modernos são construídos com
três pás embora apresentem desvantagem no custo e no peso se comparados com os de
duas hélices. Uma das vantagens em cima dos de duas pás é que eles produzem a
mesma potência com uma velocidade menor, dessa forma, diminuindo assim o ruído
causado [16].
Figura 4.7 – Aerogeradores com diferentes números de pás [20].
Turbinas com apenas uma pá têm o peso baixo, porém elas precisam de uma
velocidade maior para produzir a mesma potência que outros rotores de pás duplas.
Os rotores de eixo horizontal desenvolvem mais força e potência por unidade de
área de captação de vento, assim como possuem um maior rendimento que os de eixo
vertical.
Podem atingir velocidades maiores que a do vento, o que os torna excelente para
aplicações que precisem de alta velocidade de rotação como geração de energia elétrica.
.
A desvantagem desse tipo de rotor é que ele necessita de um mecanismo de
orientação para que suas lâminas sempre fiquem perpendiculares ao vento incidente.
Os sistemas com eixo horizontal são movidos predominantemente por forças lift.
Afim de que o rotor possa se movimentar em torno do eixo de sustentação ele é
montado em cima de uma gávea giratória.
35
De acordo com a posição das lâminas relativas à torre de sustentação, os rotores
de eixo horizontal podem ser posicionados em montante e jusante.
Figura 4.8 – Rotor de eixo a montante e a jusante respectivamente [20].
A montante – as pás estão à frente da torre de sustentação de acordo com a
figura 4.8. Esse tipo de eixo precisa de um mecanismo de orientação para que as pás
sempre fiquem de frente para o vento.
A jusante – também representado na figura 4.5, nesse caso a torre de sustentação
que se encontra à frente das pás. Normalmente, esse tipo de rotor tem orientação
automática e como a lâmina que está atrás da torre ela não é solicitada pelo vento como
as outras provocando vibrações no rotor [15].
4.5 TRANSMISSÃO E CAIXA MULTIPLICADORA
A transmissão ou multiplicação tem como finalidade entregar a potência
mecânica do eixo do rotor ao gerador. Ela engloba a caixa multiplicadora e é composta
por eixos, mancais, engrenagens de transmissão e acoplamento.
Como a velocidade média de rotação do rotor varia de 20 RPM a 150 RPM, pois
existem restrições de velocidade da ponta da pá, e a velocidade média de rotação do
gerador é bem mais alta, principalmente dos geradores síncronos, variando entre 1200
RPM a 1800 RPM, torna-se necessário a instalação de um sistema de multiplicação
36
entre os eixos. A localização da transmissão é uma das formas para adaptar a baixa
velocidade do rotor em relação à alta velocidade de rotação do gerador.
Alguns fabricantes desenvolveram aerogeradores sem a caixa multiplicadora,
abandonando assim a alta relação de transmissão da engrenagem necessária para atingir
a alta rotação do gerador e passaram a usar geradores multipolos de baixa velocidade e
grande dimensão.
4.6 TORRE
É o componente responsável pela sustentação do rotor a uma altura para que haja
o seu bom funcionamento, portanto está sujeito a vários tipos de esforços.
Inicialmente usavam-se torres de metal treliçados, mas o nacele foi ficando mais
pesado devido ao aumento da potência do gerador. Como tinha que sustentar o nacele a
certa altura e dar mobilidade tornou-se comum o uso de torres de concreto ou de metal
tubular.
A torre é responsável por boa parte do custo do equipamento.
4.7 GERADOR
Existem diversos geradores elétricos disponíveis no mercado que servem para
transformar a energia mecânica de eixo em energia elétrica, portanto trata-se de um
problema tecnologicamente dominado.
Figura 4.9 – Gerador convencional [14].
37
4.10 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Os principais problemas da integração no sistema de conversão eólica são
apontados a seguir.

Variações na velocidade do vento.

Variações do torque de entrada.

Exigência de freqüência e tensão constante na energia final produzida.

Dificuldade de instalação, operação e manutenção devido ao isolamento
geográfico de tais sistemas.
No presente capítulo foi discutido sobre a evolução das turbinas eólicas, assim
como os componentes e suas peculiaridades. Também foi mostrado como a energia
cinética dos ventos é transformada em energia mecânica no eixo e depois em energia
elétrica que pode ser utilizada para bombear água.
Um sistema eólico pode ser utilizado basicamente em três aplicações distintas:

Sistemas isolados.

Híbridos.

Interligados à rede.
Os sistemas obedecem a uma configuração básica, necessitam de uma unidade
de controle de potência e, em determinados casos, conforme a aplicação, de uma
unidade de armazenamento.
38
CAPÍTULO 5
METODOLOGIA E RESULTADOS
5.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS
A energia do vento é uma energia limpa, com alta disponibilidade e trata-se de
uma fonte renovável em abundância. Apesar de a geração eólica brasileira vir se
destacando bastante nos últimos anos ainda tem um enorme potencial eólico a ser
explorado.
O mercado no Brasil quando o assunto é turbina eólica ainda é muito fraco se
comparado ao grande potencial existente no país, a grande maioria das turbinas de
pequeno porte ainda é fabricada pelas empresas estrangeiras.
Aerogeradores de pequeno porte são utilizados principalmente de forma
autônoma ou em sistemas híbridos, para possíveis fins diferentes, seja para carregar
bateria, seja para bombear água. O último é o real motivo deste trabalho.
Este capítulo tem como objetivo avaliar a eficiência operacional e energética de
bombeamento de água acionado por um gerador eólico de imã permanente de 1 KW de
fluxo axial.
5.2 COMPONENTES DO SISTEMA DE BOMBEAMENTO DE ÁGUA
O sistema de bombeamento de água em estudo é composto pelos seguintes
componentes:

Gerador eólico síncrono de imã permanente de fluxo axial de 1kW que utiliza
três pás com 1,23m de comprimento.

Controlador de carga que regula a tensão e a freqüência garantindo que o motor
funcione a uma freqüência próxima de 60 Hz e uma tensão de fase em 220 V.

Motor para acionamento da bomba centrífuga de 0,5 CV de potência trifásica.

Datalogger.

Anenômetro de conchas.

Medidor de vazão e pressão.

Analisador de energia.
39
5.3 DESCRIÇÃO DA PLANTA DE BOMBEAMENTO DE ÁGUA POR
GERADOR EÓLICO
A figura 5.1 mostra o esquema da ligação entre o aerogerador e o conjunto
motor-bomba instalado no Campus do Pici da Universidade Federal do Ceará, UFC,
próximo ao açude, onde os ventos são propícios à geração de energia eólica.
Nesse sistema foram usados os componentes descritos no tópico anterior.
Figura 5.1 – Diagrama de ligação entre o aerogerador e o motor-bomba [07].
Na figura 5.1 fica claro como são as ligações, primeiramente, as fases do gerador
são ligadas ao controlador de carga. Este, por sua vez, é responsável por fazer o
acoplamento elétrico entre o aerogerador e o conjunto motor-bomba.
Quando o acoplamento for realizado o motor passará a girar com velocidade em
RPM múltipla a do gerador e o bombeamento será iniciado assim que o sistema chegar
à velocidade que permita atingir a altura manométrica a qual o sistema estará
submetido, que ocorre em aproximadamente 37 Hz.
40
5.4 GERADOR EÓLICO DE IMÃ PERMANENTE
O gerador eólico de imã permanente, PMSG, tem como características principais
as dimensões físicas reduzidas se comparadas a outros geradores e alta capacidade de
gerar energia em baixas velocidades. Esse é um dos motivos dele ser bastante aplicado
em sistemas eólicos de pequeno porte.
Como o rotor não precisa de excitação externa, as perdas são reduzidas, PMSG
torna-se bastante confiável e de alta eficiência. Os geradores de imãs permanentes
possuem tanto fluxo radial como fluxo axial. A máquina escolhida e utilizada no projeto
trata-se de uma máquina toroidal e axial [ 08].
Tabela 5.1 – Características técnicas do gerador utilizado [07].
Potência a 13m/s
1000 W
Velocidade de partida
3,0 m/s
Torque de partida
0,3 N.m
Sistema magnético
Neodímio
Sistema elétrico
Trifásico
Tensão de saída
220 V
Topologia
Fluxo axial
Peso total
22 kg
Material anti-corrosão
Alumínio / Inox
O imã permanente produz um campo magnético muito forte e como o imã
encontra-se presente nos dois lados do estator torna-se possível uma topologia sem
ranhuras e com enrolamentos fixos no gap. O uso de imãs Nd-Fe-B, Neodímio-FerroBoro, que proporciona um peso reduzido com alto carregamento magnético.
Também, com um alto carregamento magnético, é possível gerar a força
eletromotriz requerida usando um pequeno número de voltas por enrolamento, fazendo
com que as resistências e indutâncias sejam baixas [15].
41
Figura 5.2 – Seção transversal da máquina de imã permanente [16].
Figura 5.3 – Trajetos principais do fluxo em linhas pontilhadas [16].
42
A figura 5.2 representa a geometria do PMSG, o estator é toroidal e laminado,
envolvido por um enrolamento sem a presença de escovas e o seu fluxo é axial. O rotor
é formado por dois discos de alumínio sendo um em cada lado do estator.
5.5 PERDAS NO MECANISMO
5.5.1 EFEITO JOULE
Esta é a principal perda da máquina, com a topologia do projeto, toroidal, esse
tipo de perda é bem reduzido, pois os condutores que envolvem o núcleo do estator
formando os enrolamentos são mais curtos, portanto apresentam uma menor resistência
efetiva. As perdas por correntes parasitas também têm bastante influencia
principalmente se estiver sendo operado em altas velocidades.
A corrente eficaz também influencia no efeito joule, existem projetos que
necessitam de baixa tensão e alta corrente.
5.5.2 PERDAS POR CORRENTES PARASITAS
O enrolamento está localizado entre os imãs, portanto está exposto ao campo
magnético principal. A movimentação dos imãs faz com quem um campo passe entre
cada condutor. Com isso ocorre a indução de correntes parasitas fazendo o campo
uniforme variar ocasionando assim a perda. Pode ser representada de acordo com a
equação 5.1.
PE 
B p2 .e .d 2
32. 2
Em que:
PE  Perda por correntes parasitas.
B p  Pico de densidade de fluxo magnético.
e  Velocidade angular elétrica da tensão gerada.
d  Diâmetro do núcleo do estator.
  Resistividade do condutor.
(5.1)
43
Caso o condutor apresente seção retangular, o termo 32 da equação 5.1 passa a
ser substituído por 24.
5.5.3 PERDA POR HISTERESE
A perda no ferro pode ser considerada baixa, pois a quantidade de ferro usada é
pequena e o mecanismo possui alta densidade de fluxo tangencial e baixo de fluxo axial.
Figura 5.4 – Curva de histerese [ 08].
5.6 CONJUNTO MOTOR-BOMBA
Como já vimos o controlador de carga serve para fazer o acoplamento elétrico
entre o aerogerador e o conjunto motor-bomba, neste projeto usamos um conjunto
motor-bomba com as seguintes características:

Tipo radial.

Grau de proteção IP-21, isolamento classe B e modelo CP-4R.

Motor elétrico trifásico com alimentação de 220 V/380 V de indução.

0,5 CV de potência.

Freqüência de 60 Hz e velocidade de 3450 RPM.
44
Figura 5.5 – Conjunto motor-bomba [07].
Podemos calcular o rendimento de uma bomba através da relação entre a
potência fornecida pela bomba e a potência fornecida pelo eixo do motor. A equação 5.2
mostra essa relação.

Pútil
Pmotriz
(5.2)
O rendimento do conjunto motor-bomba através de acionamento por um gerador
síncrono de imã permanente é mostrado na equação 5.3.
Pmotriz 
 .Q.H
3600. .75
(5.3)
45
Em que:
  Peso específico do líquido em Kgf/m3.
  Rendimento da bomba.
Q  Vazão m3/h.
H  Altura manométrica em metros de coluna de água.
Pmotriz  Potência fornecida pelo motor à bomba em CV.
5.7 ANALISADOR DE ENERGIA
O analisador de energia serve para registrar os dados que vêm da turbina eólica
como tensão, corrente, potência e freqüência. Ele é acompanhado de um programa
computacional que permite descarregar os dados para o computador.
A coleta de dados é feita diretamente no local onde o equipamento é instalado
através de um conversor RS-485 para RS-232.
Figura 5.6 – Analisador de energia [07].
46
5.8 SISTEMA DE AQUISIÇÃO DE DADOS
Para realizar a coleta dos dados usamos um equipamento chamado datalogger
que fica conectado aos sensores de vazão, pressão e ao anemômetro como ilustrado na
figura 5.7. Ele possui entradas para sensores que podem ser analógicos, de pulsos ou
digitais.
Figura 5.7 – Diagrama de ligação dos sensores de pressão, vazão e anemômetro ao
datalogger [07].
Figura 5.8 – Entradas do datalogger [07].
47
A porta serial pode se comportar como entrada e saída de dados. É através dela
que o datalogger se comunica com o computador usando o software fornecido pelo
fabricante. A alimentação do datalogger é feita conectando uma bateria de 12 V nos
terminais G e 12 V.
A medição da vazão é baseada na medição da velocidade do fluido que é feita
pelo rotor magnético. Uma senoinal que é gerada a partir das palhetas do rotor que
passam por uma bobina que fica localizada dentro do corpo do sensor possui freqüência
e amplitude de acordo com a velocidade do fluido. Este sinal é transformado em um
sinal de corrente que será proporcional à vazão.
A medição da pressão é realizada através de um sistema piezo-resistivo com a
ajuda
de
um
elemento
chamado
diafragma.
O
diafragma
é
pressionado
proporcionalmente de acordo com a variação da pressão. Um sensor localizado dentro
do diafragma converte a variação da pressão em uma variação de resistência elétrica.
Essa informação é convertida em um sinal de corrente que pode ser ligada a algum
dispositivo de automação.
A figura 5.9 é o datalogger utilizado no projeto com as devidas ligações, como
as entradas de pulso e as entradas analógicas, inclusive o sistema de alimentação do
mesmo.
Figura 5.9 – Datalogger utilizado no projeto [07].
48
5.9 BOMBA CENTRÍFUGA OPERANDO EM VELOCIDADE VARIÁVEL
A bomba converte a energia mecânica em energia hidráulica e impulsiona o
fluido no sistema. A bomba centrífuga é uma boa carga para a turbina eólica, pois a
energia de entrada é diretamente proporcional ao cubo da velocidade do fluido que
atravessa a bomba.
A figura 5.10 mostra os diferentes tipos de curvas de acordo com a altura
manométricas.
Figura 5.10 - Curvas de vazão em função da freqüência para cada altura AMT [20]
A freqüência de acionamento influencia diretamente na potência, pois a vazão é
função da rotação da bomba como especificado na figura 5.10. O gráfico mostra a
potência requerida pelo conjunto motor-bomba em função da vazão.
Tanto o gráfico 5.10 como o gráfico 5.11 têm as curvas para as três alturas
manométricas.
Em que:
AMT 8  8m.
AMT 11  11m.
AMT 13  13m.
49
Figura 5.11 - Curvas de potência em função da vazão para diferentes AMT [20]
A rotação do conjunto motor-bomba é variável e a característica de
funcionamento da bomba centrífuga é influenciada pela vazão que influenciam na altura
e no rendimento.
Figura 5.12 - Curvas do rendimento em função da vazão para diferentes AMT [20]
O rendimento do sistema depende da eficiência da bomba que é bastante
influenciada pela rotação e pela vazão. O gráfico 5.12 mostra que o rendimento é maior
para menores alturas manométricas.
50
5.10 INVERSOR DE FREQÜÊNCIA
Como dito anteriormente trata-se de um sistema elétrico/eólico com um gerador
de imã permanente de 1 KW.
Figura 5.13 – Topologia do sistema eólico/elétrico de bombeamento de água [20]
O acoplamento entre o gerador e o motor ocorre dentro de uma faixa de
freqüência. O aerogerador e o conjunto motor-bomba são trifásicos e preparados para
funcionar de modo autônomo, mas existe a possibilidade de operar em paralelo com a
rede elétrica, na qual o sistema dispõe de uma rede monofásica 220 Vca / 60 Hz que
através de um inversor aciona a bomba. Esse sistema com o inversor entra em vigor na
ausência de ventos com velocidade suficiente para produzir potência necessária ao
acionamento.
5.11 – CARACTERÍSTICAS EÓLICAS DO LOCAL
Depois de analisar as características do terreno para saber sobre a média da
velocidade do vento de acordo com o período do ano, também sabemos que é de suma
importância o tipo de terreno encontrado e as construções urbanas encontradas, pois
influenciam bastante no fluxo de ar.
Com um anenômetro localizado a 10m de altura, em condições locais, foi feita a
medição da distribuição de freqüência de vento para o período do primeiro semestre do
ano de 2010.
51
O aerogerador do projeto em estudo foi instalado em um terreno de orografia
bastante complexa e apresenta alta rugosidade devido aos obstáculos encontrados. O
local pertence à classe 3, z0 = 0,4m, portanto a velocidade é diminuída.
A figura 5.14 ilustra bem essas medições.
Figura 5.14 - Freqüência de distribuição da velocidade de vento entre janeiro e
junho de 2010 [07].
Para a instalação do gerador eólico foi utilizada uma torre treliçada de 11m de
altura localizada em frente ao açude da UFC.
Figura 5.15 – Aerogerador sendo erguido ao topo da torre [07].
52
O fácil acesso para manuntenção e instalação, sem contar a rapidez da instalação
foram fundamentais para a escolha do tipo de torre.
Como mostrado na figura 5.15 o aerogerador está sobre a torre de 11m, por
tratar de uma altura relativamente baixa, a velocidade do vento é baixa e a turbina fica
sujeita a turbulências. Isso influencia bastante no rendimento do sistema como um todo.
Apesar desses intempéries, as velocidades de vento alcançadas são suficientes para
produzir a potência elétrica necessária para acionar a bomba.
Figura 5.16 - Freqüência de distribuição da velocidade de vento entre
janeiro e junho de 2010 [20].
As figuras 5.14 e 5.16 são oriundas das medições realizadas no local através de
um anemômetro de conchas.
A velocidade elevada do vento ocorre com maior freqüência no segundo
semestre, quando comparado com os resultados obtidos, demonstra que os valores
medidos são compatíveis com as velocidades para o período e o local onde o
aerogerador foi instalado.
5. 12 GERADOR GRW246
Trata-se de um gerador acionado pela turbina elétrica e tem como função gerar
energia elétrica através da conversão eletromecânica. É um gerador síncrono de imã
permanente que consiste em um estator trifásico e um rotor de imã permanente.
53
Figura 5.17 - Curva de potência em função da velocidade para o GRW 246 [21].
Figura 5.18 – Produção mensal em função da velocidade média anual [21]
Se o vento disponível tiver uma velocidade média por volta de 5,5 m/s terá uma
economia de 160KWh a 200KWh.
54
5.13 EXPERIMENTOS REALIZADOS NO GPEC
A fim de saber as características do gerador, foi feito um ensaio para achar a
impedância de uma das fases equilibradas.
Sabendo-se que as fases estão em estrela, ligou-se uma das fases numa fonte de
tensão contínua e aterramos as outras duas e uma delas possui uma chave que está
inicialmente aberta.
Em circuitos de corrente contínua as indutâncias funcionam como se tivessem
em curto-circuito, sobrando, assim, apenas uma resistência equivalente à 2R.
Foi realizado um experimento no laboratório da UFC, Universidade Federal do
Ceará, e com o uso de um osciloscópio obtivemos os seguintes gráficos.
É importante observar que nas figuras 5.19, 5.20 e 5.21 temos a mesma situação
da chave aberta e com a mesma freqüência, a única diferença é que se trata de diferentes
pares ordenados de corrente e tensão, com as três situações expostas, fica fácil achar um
valor médio para a resistência, o que vai ser feito logo em seguida.
O mesmo se repete para as figuras 5.22 e 5.23.
Figura 5.19 – Tensão 1 e corrente 1 com a chave aberta.
55
Figura 5.20 – Tensão 2 e corrente 2 com a chave aberta.
Figura 5.21 – Tensão 3 e corrente 3 com a chave aberta.
56
Figura 5.22 – Tensão 1 e corrente 1 com a chave fechada.
Figura 5.23 – Tensão 2 e corrente 2 com a chave fechada.
57
Para a situação em que a chave está aberta, tem-se:
U  2.R.I
R
U
2I
(5.4)
(5.5)
Caso 1 –
R
9, 086
 18,1 Ώ
0,502
(5.6)
Caso 2 –
17, 71
 17, 67 Ώ
1, 0022
(5.7)
18, 26
 18, 213 Ώ
1, 0026
(5.8)
R
Caso 3 –
R
Agora trabalhando com a chave fechada:
U
3RI
2
(5.9)
R
2U
3I
(5.10)
Caso 1 –
R
17,944
 18,109 Ώ
0,9909
(5.11)
58
Caso 2 –
R
17,944
 17, 712 Ώ
1, 0131
(5.12)
Calculando a resistência média:
R
18,100  17, 670  18, 213  18,109  17, 712
 17,961 Ώ
5
Tabela 5.2 – Exposição dos dados para chave aberta.
Cálculo da resistência - Chave Aberta
Vcc (V)
Icc (A)
2R (Ω)
R (Ω)
9,09
0,25
36,13
18,06
17,71
0,50
35,34
17,67
18,26
0,50
36,43
18,21
35,93
17,97
Média
15,02
0,42
Tabela 5.3 – Exposição dos dados para chave fechada.
Cálculo da resistência - Chave Fechada
Vcc (V)
Icc (A)
R+R//R (Ω)
R (Ω)
8,97
0,33
27,16
18,11
8,97
0,34
26,57
17,71
26,86
17,91
Média
8,97
0,33
Tabela 5.4 – Resultado da média achada.
Cálculo da resistência média
R Chave Aberta (Ω) R Chave Fechada (Ω) Rmédia (Ω)
17,97
17,91
17,94
(5.13)
59
O próximo passo agora é descobrir a reatância das fases, para isso ligamos cada
uma das fases numa fonte de corrente alternada, lembrando que as fases estão em
estrela.
Foi colocado um amperímetro registrando a corrente na fase A e um voltímetro
registrando a tensão entre as fases B e C.
De forma parecida a anterior, existem três situações criadas que representam o
circuito montado no laboratório da UFC.
Sabe-se que quanto maior for o número de amostras realizadas em um
experimento, maior é a precisão para calcular o valor desejado.
Novamente utilizando o osciloscópio obtivemos os seguintes gráficos para as
seguintes tensões da fonte.
Figura 5.24 – Tensão 1 e corrente 1.
60
Figura 5.25 – Tensão 2 e corrente 2.
Figura 5.26 – Tensão 3 e corrente 3.
61
Tabela 5.5 – Diferentes valores achados na freqüência igual a 60 Hz.
Cálculo do módulo da impedância - 60Hz
|V|linha (V)
|V|fase (V)
|I| (A)
|Z| (Ω)
16,03
9,25
0,50
18,48
33,21
19,17
1,03
18,60
39,72
22,93
1,20
19,17
0,91
18,83
Média
29,65
17,12
Tabela 5.6 – Valor da impedância achada.
Cálculo da reatância e da impedância- 60Hz
|Z| (Ω)
Rmédia (Ω)
XL
Z (Ω)
18,83
17,94
5,73
18,83∟-17,71º
Para ligações em estrela fica fácil ver que:
VLINHA  VFASE . 3
(5.14)
I LINHA  I FASE
(5.15)
Observando os três casos pode-se escrever da seguinte forma:
Caso 1 –
VLINHA  16, 03V
VFASE 
VLINHA
(5.16)
(5.17)
3
16, 03
3
(5.18)
VFASE  9, 25V
(5.19)
I FASE  500,8mA
(5.20)
VFASE 
Z 
VFASE
I FASE
(5.21)
62
Z 
9, 25
Ώ
0,5008
(5.22)
Z  18, 48 Ώ
(5.23)
VLINHA  33, 21V
(5.24)
Caso 2 –
VFASE 
VFASE 
VLINHA
(5.25)
3
33, 21
3
(5.26)
VFASE  19,17V
(5.27)
I FASE  1, 031A
(5.28)
Z 
VFASE
I FASE
(5.29)
Z 
19,17
Ώ
1, 031
(5.30)
Z  18, 60 Ώ
(5.31)
VLINHA  39, 72V
(5.32)
Caso 3 –
VFASE 
VFASE 
VLINHA
(5.33)
3
39, 72
3
(5.34)
VFASE  22,93V
(5.35)
I FASE  1,196 A
(5.36)
VFASE
I FASE
(5.37)
Z 
63
22,93
Ώ
1,196
(5.38)
Z  19,17 Ώ
(5.39)
Z 
Após calcular em três situações diferentes as reatâncias das fases, calcula-se a
reatância média.
Z MÉDIA 
Z1  Z 2  Z 3
3
(5.40)
Z MÉDIA 
18, 48  18, 60  19,17
Ώ
3
(5.41)
(5.42)
Z MÉDIA  18, 75 Ώ
Sabe-se que a reatância é composta por uma resistência e uma indutância, daí
calcula-se o valor do módulo da reatância a partir da seguinte fórmula:
2
2
Z  R  XL
2
(5.43)
2
2
18, 75  17,961  X L
2
2
X L  18, 75  17,961
2
2
(5.44)
2
(5.45)
X L  18, 75  17,961
2
X L  5,38
(5.46)
(5.47)
Acha-se, dessa forma, o valor da impedância de cada fase sendo igual a:
Z  17,96  j.5,38
(5.48)
Z  18, 75 16, 680
(5.49)
Por se tratar de uma resistência e uma indutância, a corrente se atrasa em relação
à tensão.
64
A tensão média de fase é igual a 17,12V, portanto adotaremos:
VAN  17,12 00 V
(5.50)
VBN  17,12 1200 V
(5.51)
VCN  17,12 2400 V
(5.52)
Logo:
VAB  VAN  VBN
(5.53)
VAB  17,12 00  17,12 1200
(5.54)
VAB  (17,12.cos 00  17,12.cos1200 )  j.(17,12.sen00  17,12.sen1200 )
(5.55)
VAB  25, 68  j.(17,12.
3
)
2
(5.56)
VAB  29, 65 300
(5.57)
VBC  VBN  VCN
(5.58)
VAB  17,12 1200  17,12 2400
(5.59)
VAB  (17,12.cos1200  17,12.cos 2400 )  j.(17,12.sen1200  17,12.sen 2400 )
(5.60)
VAB  j.(17,12. 3)
(5.61)
VAB  29, 65 900
(5.62)
VCA  VCN  VAN
(5.63)
VCA  17,12 2400  17,12 00
(5.64)
VCA  (17,12.cos 2400  17,12.cos 00 )  j.(17,12.sen2400  17,12.sen00 )
(5.65)
VCA  25, 68  j.(17,12.
VAB  29, 65 2100
3
)
2
(5.66)
(5.67)
65
Cálculo das correntes de linha:
VLINHA
Z
(5.68)
VAN
Z
(5.69)
17,12 00
18, 75 16, 680
(5.70)
I LINHA 
I AN 
I AN 
I AN  0,9116, 680
I BN 
VBN
Z
(5.71)
(5.72)
17,12 1200

18, 75 16, 680
(5.73)
I BN  0,91136, 680
(5.74)
I BN
VCN
Z
(5.75)
17,12 2400
18, 75 16, 680
(5.76)
I CN  0,91 256, 680
(5.77)
I CN 
I CN 
Numa ligação em estrela, a corrente de linha é igual a corrente de fase, portanto
calcula-se o atraso da corrente usando a própria corrente de linha pela seguinte equação:
  TENSÃODEFASE  CORRENTEDEFASE
(5.78)
  00  16, 680
(5.79)
  16, 680
(5.80)
66
5.14 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Após o estudo do sistema de bombeamento hidráulico realizado no Campus do
Pici pode-se dizer que os resultados são satisfatórios. Uma boa média da velocidade do
vento foi encontrada se comparada aos ventos do primeiro semestre que são menos
velozes que os do segundo semestre.
Também foi apresentado o gerador de imã permanente utilizado e sobre a sua
importância para aumentar o rendimento do sistema.
Foram feitos alguns gráficos para mostrar a vazão em função da velocidade, da
potência e do rendimento. Outros dois gráficos do gerador foram apresentados, em um
deles é mostrada a curva de potência em função da velocidade média anual.
67
CAPÍTULO 6
CONCLUSÃO
Foi estudado o comportamento do sistema de acordo com a variação da
velocidade e da utilização da energia eólica disponível no local de instalação para o
bombeamento de água com o uso de um aerogerador e de uma bomba centrífuga.
O bombeamento de água é permitido mesmo em baixas velocidades de vento,
visto que três colunas em paralelo com pontos de descarga em diferentes alturas foram
verificadas no sistema de recalque, porém, à medida que a velocidade do vento aumenta
a vazão também aumenta e ocorre condução através dos três tubos fazendo que o
rendimento energético da bomba seja maior, pois as perdas são minimizadas.
A vazão do sistema começa a partir de uma potência de 50W para uma altura
manométrica de 8m cuja velocidade do vento está em torno de 4m/s.
Foi necessária maior demanda de energia no início do bombeamento, pois os
testes foram realizados no nível mais baixo do poço, pois o nível de água do poço varia
bastante e acaba por alterar a altura manométrica total.
Para que o bombeamento começasse seria necessária uma velocidade mínima do
vento em que o aerogerador fornecesse 37 Hz com uma potência em torno de 100W.
Devido à quantidade de movimento da turbina e à inércia, o bombeamento só pararia
com uma freqüência de 25 Hz.
Com base nas figuras 5.17 e 5.14 estimou-se a energia gerada no período.
EGP    f  v  .P  v   .TP
Em que:
EGP  Energia gerada no período em kWh.
f  v   Freqüência das velocidades de vento em m/s.
P  v   Potência do gerador para cada velocidade de vento em kW.
TP  8.760 h para 1 ano ou 4.416 h para 184 dias.
(6.1)
68
Conclui-se que foram gerados 413,78 kW no primeiro semestre de 2010. A
estimativa para o ano de 2010 é em torno de 1241 kW, já que no litoral do Ceará o
segundo semestre é responsável por 2/3 da eletricidade gerada em 1 ano.
Ainda baseado nas figuras 5.17 e 5.14 podemos calcular o fator de capacidade.
 EGP 
FC  
 .100
 TP .Pn 
(6.2)
Em que:
FC  Fator de capacidade do período.
Pn  Potência nominal do aerogerador em kW.
Como a potência do aerogerador é de 1kW e a carga de apenas 0,37 kW, obtevese um pequeno fator de capacidade igual a 9,37%. O estimado para o ano é um fator de
capacidade 14,17%.
69
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Prof. Luiz Carlos
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ENERSUD, 2010