UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

Departamento de Engenharia Mecânica

DEM/POLI/UFRJ

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

AGOSTO DE 2017

PROJETO DE UMA TURBINA EÓLICA PARA UMA POUSADA EM FERNANDO

DE NORONHA-PE

Lucas Junior Teodoro

Projeto de Graduação apresentado ao

Curso de Engenharia Mecânica da Escola

Politécnica da Universidade Federal do Rio

de Janeiro como parte dos requisitos

necessários à obtenção do título de

Engenheiro.

Orientador: Prof. Armando Carlos de

Pina Filho, D. Sc.

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

Departamento de Engenharia Mecânica

DEM/POLI/UFRJ

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

AGOSTO DE 2017

PROJETO DE UMA TURBINA EÓLICA PARA UMA POUSADA EM FERNANDO

DE NORONHA-PE

Lucas Junior Teodoro

PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO 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.

Aprovado por:

___________________________________________

Orientador: Prof. Armando Carlos de Pina Filho,

D.Sc.

___________________________________________

Prof. Fernando Pereira Duda, D. Sc.

___________________________________________

Prof. Vitor Ferreira Romano, Dott. Ric.

i

Teodoro, Lucas Junior

Projeto de uma turbina eólica para uma pousada

em Fernando de Noronha, PE / Lucas Junior

Teodoro – Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica,

2017.

IX, 69 p.: il.; 29,7 cm.

Orientador: Armando Carlos de Pina Filho, Dr.

Projeto de Graduação – UFRJ/Escola

Politécnica/Curso de Engenharia Mecânica, 2017.

Referências Bibliográficas: p. 63 – 66.

1. Turbina Eólica. 2. Projeto Mecânico. 3.

Investimento. I. Pina Filho, Armando Carlos de. II.

Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola

Politécnica, Engenharia Mecânica. III. Projeto de

uma turbina eólica para uma pousada em Fernando

de Noronha, PE.

ii

fatti non foste a viver come bruti,

ma per seguir virtute e conoscenza.

Dante Alighieri

iii

AGRADECIMENTOS

À Jaqueline, por estar ao meu lado em todos os melhores e piores momentos da minha

vida. Por todo o amor, apoio, cumplicidade, companheirismo e por estar junto de mim

ainda quando eu mesmo não estava.

Aos meus pais, sobretudo à minha mãe, pois, apesar de todas as suas limitações, jamais

mediu esforços, fazendo o impensável para que eu lograsse êxito nesta jornada.

Ao Professor Armando Carlos de Pina Filho por sua orientação e pela liberdade para que

este trabalho fosse desenvolvido.

iv

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos

requisitos à obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.

PROJETO DE UMA TURBINA EÓLICA PARA UMA POUSADA EM FERNANDO

DE NORONHA, PE

Lucas Junior Teodoro

Agosto – 2017

Orientador: Armando Carlos de Pina Filho, D. Sc.

Curso: Engenharia Mecânica

A energia eólica é uma forma de geração de energia que vem sendo historicamente

utilizada pela humanidade. Nas últimas décadas, seu uso foi ressignificado em duas

acepções ao servir de meio para tornar limpa a matriz energética mundial e ao permitir

maior protagonismo a indivíduos que queiram gerar sua própria energia. Este trabalho

apresenta um projeto de uma turbina eólica para atender a demanda energética de uma

pousada em Fernando de Noronha, uma localidade sabidamente remota. Escolheu-se uma

turbina de eixo horizontal, que teve o seu projeto baseado nas técnicas de engenharia

disponíveis na literatura, bem como nas práticas adotadas pelo setor de energia eólica. O

custo total do projeto foi calculado a partir de consulta a fornecedores do mercado.

Finalmente, foi feita uma análise econômica da viabilidade do projeto comparado ao

investimento realizado.

Palavras-chave: turbina eólica, projeto mecânico, investimento.

v

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Mechanical Engineer.

WIND TURBINE PROJECT FOR AN INN AT FERNANDO DE NORONHA,

PERNAMBUCO

Lucas Junior Teodoro

August – 2017

Advisor: Professor Armando Carlos de Pina Filho, D. Sc.

Course: Mechanical Engineering

Wind energy is a way historically used by mankind to provide energy. In the last decades,

its use has been redefined into two meanings: serving to provide cleaning of world energy

grid and allowing more protagonism from individuals who want to provide their own

energy. This paper delivers a wind turbine project to meet the energy demand from an inn

at Fernando de Noronha, a remote location. A horizontal axis turbine was chosen and its

design was based on engineering techniques from literature and on techniques provided

by the wind energy sector, as well. The total cost was calculated based on quotation with

suppliers. Finally, an economic analysis was used to determine the feasibility of the

project as an investment.

Keywords: wind turbine, mechanical design, investment.

vi

Sumário

1. Organização do Trabalho ................................................................................... 1

2. Motivação ............................................................................................................. 2

3. Objetivo ................................................................................................................ 3

4. Introdução ............................................................................................................ 4

4.1 Energia eólica ............................................................................................................. 4

4.2 Cenário brasileiro ....................................................................................................... 6

4.3 Fernando de Noronha ............................................................................................... 11

4.4 Turbinas eólicas ........................................................................................................ 14

5. Projeto................................................................................................................. 21

5.1 Dados e Premissas .................................................................................................... 21

5.2 Dimensionamento das pás ........................................................................................ 23

5.3 Força axial e torque atuantes .................................................................................... 25

5.4 Projeto das pás .......................................................................................................... 29

5.5 Projeto e dimensionamento dos demais componentes mecânicos ............................ 34

5.5.1 Cubo ......................................................................................................... 34

5.5.2 Eixo e seus elementos ............................................................................... 34

5.5.3 Gerador ..................................................................................................... 42

5.5.4 Caixa de engrenagens ............................................................................... 43

5.5.5 Freio e acoplamentos ................................................................................ 43

5.5.6 Sistema de guinada e orientação ............................................................... 50

5.5.7 Nacele ....................................................................................................... 51

5.5.8 Torre de sustentação ................................................................................. 54

6. Análise Econômica ............................................................................................. 58

6.1 Estimativa de custos ................................................................................................. 58

6.2 Discussão .................................................................................................................. 59

7. Considerações Finais ......................................................................................... 62

7.1 Conclusão ................................................................................................................. 62

7.2 Trabalhos Futuros ..................................................................................................... 62

8. Referências ......................................................................................................... 64

Apêndice ............................................................................................................. 68

vii

Lista de tabelas

Tabela 6.1: discriminação dos componentes do projeto..................................................57

Tabela 6.2: custo dos componentes comerciais...............................................................58

Tabela 6.3: custo dos componentes de projeto................................................................59

Tabela 6.4: confronto entre as entradas de caixa e o investimento

realizado...........................................................................................................................60

viii

Lista de Figuras

Figura 1: Moinho Halnaker. West Sussex, Reino Unido. ................................................ 4

Figura 2: Representação da formação dos ventos [1] ....................................................... 5

Figura 3: Evolução mundial da capacidade eólico-elétrica instalada, em GW ................ 6

Figura 4: Participação por fontes de geração de energia na matriz energética brasileira 7

Figura 5: Situação dos Principais Reservatórios do país - 30.03.2017............................. 7

Figura 6: Complementariedade entre a vazão do Rio São Francisco e o vento típico do

litoral nordestino. .............................................................................................................. 9

Figura 7: Top 10 de maiores produtores do setor eólico em Dezembro de 2016 [11] ... 10

Figura 8: Vista aérea do arquipélago de Fernando de Noronha. .................................... 11

Figura 9: Usina Tubarão em Fernando de Noronha [15]................................................ 12

Figura 10: Usina Noronha I em Fernando de Noronha [16]. ......................................... 13

Figura 11: Fluxo de uma massa de ar através de uma área transversal A [17]. ............. 14

Figura 12: Relação entre λ e o coeficiente de potência Cp[9]. ....................................... 16

Figura 13: Principais turbinas de eixo vertical ............................................................... 17

Figura 14: Aerogerador comercial de eixo horizontal. ................................................... 18

Figura 15: Classificação quanto ao sentido do vento. .................................................... 19

Figura 16: Principais componentes de um aerogerador [9]. ........................................... 20

Figura 17: Relação entre λ e o coeficiente de potência Cp[9]. ...................................... 21

Figura 18: Dados do vento Fernando de Noronha [22] .................................................. 22

Figura 19: aerofólio NREL S822 ................................................................................... 24

Figura 20: Relação entre solidez e a razão de velocidade...............................................24

Figura 21: curva de Cl x α [26]........................................................................................26

Figura 22: curva de Cd x α [26].......................................................................................27

Figura 23: curva da razão de Cl e Cd versus α [26]........................................................28

Figura 24: Pá projetada no Solidworks 2013 a partir do aerofólio NREL S822............29

Figura 25: Representação esquemática do peso distribuído p........................................30

Figura 26: Diagrama de esforços devido ao peso p........................................................31

Figura 27: Representação esquemática da força axial atuante na pá..............................32

Figura 28: Diagrama de esforços devido à força axial...................................................32

Figura 29: Cubo projetado através do Solidworks 2013................................................34

Figura 30: Concepção inicial do eixo.............................................................................35

Figura 31: Forças atuantes no rolamento do eixo do rotor.............................................38

ix

Figura 32: Dimensões do rolamento [30].......................................................................39

Figura 33: Mancal de rolamento recomendado pela SKF [30].......................................40

Figura 34: Dimensões de uma chaveta plana em função do diâmetro do eixo [28].......41

Figura 35: Catálogo do motor WEG W22 IR3 Premium...............................................43

Figura 36: multiplicador de velocidades........................................................................48

Figura 37: Freio eletromagnético ROBA-quick 520.202...............................................49

Figura 38: Acoplamento Acriflex AM...........................................................................50

Figura 39: Projeto em Solidworks 2013 da nacele.........................................................51

Figura 40: Forças atuantes no rolamento da nacele........................................................52

Figura 41: Catálogo do rolamento SKF 1224M empregado na nacele...........................53

1

1. Organização do Trabalho

O capítulo 2 apresenta o contexto em que se insere Fernando de Noronha e as razões que

motivam um projeto de geração de energia por uma fonte alternativa e autônoma naquele

arquipélago.

O capítulo 3 apresenta os objetivos perseguidos pelo presente trabalho.

O capítulo 4 traz a fundamentação teórica em que se baseia o presente trabalho, bem como

apresenta o contexto geográfico em que se situa o arquipélago. Ao longo deste capítulo,

faz-se um resumo do histórico do uso de energia eólica a nível global e no contexto

nacional, sobretudo quanto às políticas públicas adotadas.

O capítulo 5 apresenta o projeto em si, a partir de dados e premissas condizentes com a

geografia de Fernando de Noronha e com a perspectiva de geração de energia. O

procedimental adotado alude à fundamentação teórica apresentada no capítulo 4 e em

técnicas de engenharia de uso majoritário em projetos mecânicos, devidamente

apresentadas nas referências bibliográficas.

O capítulo 6 traz a análise econômica do projeto, em que se calcula o seu custo total e

confronta tal valor com a expectativa de retorno do projeto, de modo que seja analisada

sua viabilidade em relação à vida útil esperada.

O capítulo 7 apresenta as conclusões a que o projeto permite chegar e apresenta um rol

de trabalhos futuros que o projeto permite que sejam realizados.

2

2. Motivação

Atualmente, vivemos em um mundo onde as fontes que compõem a base da matriz

energética, tidas como tradicionais, são cada vez mais sendo tratadas como commodities,

de forma que ficam sujeitas a grandes oscilações em seu custo e disponibilidade, o que

vai ao encontro da segurança energética perseguida pelas nações, quer sejam

desenvolvidas, quer estejam em processo de desenvolvimento.

Neste contexto, torna-se ainda mais crítica a segurança energética e a autonomia quando

se trata de uma localidade remota e que se sujeita permanentemente à tutela estatal para

que tenha assegurado o seu provimento de energia, tal como Fernando de Noronha.

Assim, justifica-se a discussão sobre a consideração de alternativas para se prover tal

demanda energética de modo mais autônomo, o que naturalmente traz à discussão o uso

de energia eólica, dado o contexto em que se insere o arquipélago.

Tratando-se de uma pousada, soma-se a isso o retorno que se espera que tal tecnologia

traga à imagem do empreendimento do ponto de vista do marketing e responsabilidade

social. Assim, o projeto faz sentido em vários aspectos, pois visa não só trazer maior

autonomia e individualização no uso da energia elétrica, como também ressignificar a

marca do empreendimento do ponto de vista comercial e social.

3

3. Objetivo

O objetivo principal do presente trabalho é apresentar um projeto mecânico para uma

turbina eólica que venha a ser uma alternativa à forma como a energia elétrica é

atualmente provida a Fernando de Noronha. Espera-se que o conteúdo deste trabalho seja

suficiente para a fabricação de uma turbina funcional, cujo custo seja determinado e que

seja economicamente discutido como um investimento que possa ser analisado por um

proprietário de uma pousada naquele arquipélago.

Subsidiariamente, o trabalho pode fornecer uma metodologia sumária ao projeto de uma

turbina eólica para outras localidades, bem como a análise de sua viabilidade.

4

4. Introdução

4.1 Energia Eólica

O início do aproveitamento de energia proveniente da natureza pelo homem tem data

bastante imprecisa e se confunde com a própria origem das civilizações. Neste contexto,

também é de longa data o uso da energia eólica pelo homem, provavelmente através de

máquinas e inventos visando à produção de trabalho [1].

Em meados de 300 a.c. os antigos cingaleses foram os primeiros a tirar vantagem de

ventos fortes para alimentar fornos de fundição, elevando muito a temperatura dos fornos

tornando-os capazes de produzir aços de alto carbono [2]. Como forma de prover energia,

os moinhos se espalharam pelo mundo, como visto na Figura 1, que ilustra o moinho

Halnaker em West Sussex, Reino Unido; constituindo verdadeiros testemunhos do

progresso da Humanidade.

Figura 1: Moinho Halnaker. West Sussex, Reino Unido.

Fonte: Wikipedia

A energia eólica é a energia proveniente da força dos ventos e o vento, atmosfera em

movimento, tem sua origem da associação da energia solar e a rotação planetária. Por se

5

tratar de um mecanismo solar-planetário permanente, o vento é considerado fonte de

energia renovável [1]. O mecanismo é ilustrado na Figura 2.

Figura 2: Representação da formação dos ventos [1]

Estima-se que a partir da Idade Média o homem passou a utilizar em grande escala as

forças de sustentação, permitindo as grandes navegações e máquinas eólicas mais efici-

entes. À época da descoberta do Brasil, em 1500, havia muitos milhares de moinhos de

vento em toda a Europa, da Península Ibérica aos países nórdicos. Durante os séculos

seguintes, as máquinas eólicas tiveram grandemente expandida a sua aplicação na Eu-

ropa: em fabricação de papel para atender à demanda após a invenção da imprensa, em

produção de óleos vegetais e até em grandes projetos de drenagem [3]. Com a expansão

do uso de máquinas a vapor, no século XIX, os moinhos de vento europeus entraram

gradualmente em desuso [1].

Apesar de alguns ciclos ulteriores em que o uso de energia eólica novamente foi empre-

gado em escala, dos quais se ressaltam os primeiros aproveitamentos eólio-elétricos

realizados durante as décadas de 1940 e 1950 nos Estados Unidos (Smith-Putnam),

Dinamarca (Gedser) e Alemanha (Hütter), foi a partir da década de 1970 e até meados da

década de 1980, após a primeira grande crise de preços do petróleo, que diversos países

dispenderam esforços em pesquisa sobre utilização da energia eólica para a geração

elétrica e então o aproveitamento eólio-elétrico atingiu uma escala de contribuição mais

significativa ao sistema elétrico, em termos de geração e economicidade [1], conforme

ilustrado na Figura 3:

6

Figura 3: Evolução mundial da capacidade eólico-elétrica instalada, em GW

4.2 Cenário Brasileiro

O Brasil historicamente privilegiou a geração de energia através da hidroeletricidade.

Essa escolha se justifica baseada no fato de que o país possui as maiores reservas de água

doce do mundo [4].

Atualmente, a participação da hidroeletricidade é de 61,4% da matriz energética brasileira

[5], conforme ilustrado na Figura 4 e este percentual vem gradativamente diminuindo,

visto que em 1999 cerca de 93% do consumo total (315 TWh) de energia elétrica no Brasil

foi suprido por usinas hidrelétricas [6]. Ainda assim, o percentual atual ainda demonstra

uma substancial dependência de um regime de chuvas que mantenha estáveis os níveis

dos reservatórios de água no país. Nos últimos anos tem-se verificado um regime

inconstante de chuvas e os longos períodos de estiagem ocasionaram uma crise hídrica

que trouxe grande insegurança energética e refletiu fortemente na economia e política do

país [7]. A Figura 5 evidencia a situação dos principais reservatórios do país [4].

7

Figura 4: Participação por fontes de geração de energia na matriz energética brasileira [5]

Figura 5: Situação dos Principais Reservatórios do país - 30.03.2017

Fonte: Operador Nacional do Setor Elétrico

8

Embora ainda haja divergências entre especialistas e instituições na estimativa do po-

tencial eólico brasileiro, vários estudos indicam valores extremamente consideráveis. Até

poucos anos, as estimativas eram da ordem de 20.000 MW. Hoje, a maioria dos estudos

indica valores maiores que 60.000 MW. Essas divergências decorrem principalmente da

falta de informações (dados de superfície) e das diferentes metodologias empregadas [8].

Neste contexto, o Brasil, em determinados momentos, procurou estabelecer a diversifi-

cação de sua matriz energética através de programas de incentivo a fontes alternativas.

Em 2002, através da lei federal 10438/2002, o Governo Federal criou o Programa de

Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (Proinfa), que visa à diversificação da matriz

energética brasileira incentivando, sobretudo, pequenas centrais hidrelétricas, ter-

moelétricas a biomassa e usinas eólicas [8].

O Proinfa é um programa pioneiro, que impulsionou essas fontes, mas em especial a

energia eólica. O Brasil está atualmente com 423 usinas eólicas em operação que geram

aproximadamente 6,5% da energia elétrica do país [5].

Do ponto de vista técnico, as aplicações mais favoráveis desta fonte energética no Brasil

estão na integração ao sistema interligado de grandes blocos de geração nos sítios de

maior potencial. Em certas regiões, como por exemplo a região Nordeste, no vale do Rio

São Francisco, pode ser observada conforme a Figura 6 uma situação de conveniente

complementariedade da geração eólica com o regime hídrico, seja no período estacional

ou na geração de ponta do sistema - ou seja, o perfil de ventos observado no período seco

do sistema elétrico brasileiro mostra maior capacidade de geração de eletricidade

justamente no momento em que a afluência hidrológica nos reservatórios se reduz. Assim,

a energia eólica se apresenta como uma interessante alternativa de complementariedade

no sistema elétrico nacional [9], sobretudo no momento atual em que o próprio Rio São

Francisco apresenta níveis baixos em seus reservatórios trazendo incertezas ao setor

energético [10].

9

Figura 6: Complementariedade entre a vazão do Rio São Francisco e o vento típico do litoral nordestino.

Em 2016, o Brasil alcançou 10,7 mil MW instalados de energia eólica e assumiu o nono

lugar entre os países com maior capacidade instalada de geração de energia eólica no

mundo [11], conforme indica a Figura 7 e, nos últimos anos, por conta de seu potencial

eólico a explorar, tem sido um mercado relevante para o setor e já figura como o maior

mercado da América Latina [12].

10

Figura 7: Top 10 de maiores produtores do setor eólico em Dezembro de 2016 [11]

A crescente participação do país na geração eólio elétrica evidencia o caráter limpo da

energia eólica, visto que sua geração tem evitado a emissão de cerca de 5,5 milhões de

toneladas de dióxido de carbono na atmosfera por ano no país [12].

11

4.3 Fernando de Noronha

O arquipélago de Fernando de Noronha, apontado como santuário ecológico, está loca-

lizado a 545 km da costa recifense e é constituído por 21 ilhas e ilhotas, entre elas Fer-

nando de Noronha (com 15 km²), Rata, do Lucena, do Meio, Rasa, de S. José, Cuscus e

Cabeluda, que abrigam diversas espécies animais e vegetais. Algumas espécies, inclusive,

em processo de extinção. Também é formado de rochas vulcânicas, escarpadas nas costas,

além de rochedos menores, ocupando ao todo uma área de 26 km², tendo um clima ameno

e o solo fértil. A Figura 8 apresenta uma vista aérea do arquipélago:

Figura 8: Vista aérea do arquipélago de Fernando de Noronha.

Fonte: Diário do Avoante.

O arquipélago foi descoberto em 1503, pela armada de Américo Vespúcio, comandada

por Gonçalo Coelho, que teve um dos seus navios naufragado em 10 de agosto daquele

ano, quando de uma expedição exploradora da costa brasileira [13].

Com uma população de aproximadamente 3500 habitantes, o Arquipélago de Fernando

de Noronha, conforme dispõe o artigo 96 da Constituição Estadual pernambucana, é uma

região geoeconômica, social e cultural do Estado de Pernambuco, instituído sob a forma

de Distrito Estadual [14].

12

Dada a sua localização remota, o provimento de energia elétrica a Fernando de Noronha

sempre foi um desafio à Administração. Por conta disso, a matriz energética de Fernando

de Noronha é 90% à base de termoeletricidade, sendo atendida desde 1988 pela Usina

Tubarão, apresentada na Figura 9, com capacidade para gerar 4759 kW [15]. Os 10%

restantes da energia elétrica em Fernando de Noronha provêm de duas usinas solares,

Noronha I - ilustrada na Figura 10 - e Noronha II. Juntas, Noronha I e Noronha II dispõem

de 3480 módulos de silício cristalino e geram 950 kWp [16]. As usinas solares

representam um entendimento da Administração e do Governo do Estado de Pernambuco

de que são necessárias a diversificação e purificação da matriz energética do arquipélago

que é considerado patrimônio da humanidade pela Unesco [13].

Figura 9: Usina Tubarão em Fernando de Noronha [15]

13

Figura 10: Usina Noronha I em Fernando de Noronha [16].

14

4.4. Turbinas Eólicas

4.4.1. Princípios e Tecnologia

O princípio de funcionamento de uma turbina eólica consiste em captar e converter uma

parte da energia cinética do vento que passa através da área varrida pelo rotor e a trans-

forma em energia elétrica [1].

A energia cinética de uma massa de ar m em movimento a uma velocidade v é dada por

[17]:

𝐸𝑐 = 𝑚𝑣2

2 (1)

Considerando essa mesma massa de ar m em movimento a uma velocidade v, perpendi-

cular a uma seção transversal de um cilindro imaginário como ilustra a Figura 11, pode-

se demonstrar [17] que a potência disponível no vento que passa pela seção A, transversal

ao fluxo de ar, é dada por:

𝑃 = 1

2𝜌𝐴𝑣3 (2)

Figura 11: Fluxo de uma massa de ar através de uma área transversal A [17].

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 pelo aerogerador na conversão de energia

15

elétrica. Para levar em conta esta característica física, é introduzido um índice denomi-

nado coeficiente de potência Cp, que pode ser definido como a fração da potência eólica

disponível que é extraída pelas pás do rotor.

O coeficiente de potência Cp possui um valor máximo denominado Limite de Betz,

determinado pelo físico alemão Albert Betz que indica que existe uma eficiência teórica

máxima para turbomáquinas movidas a energia eólica, sendo que para condições ideais

pré-estabelecidas, um rotor ideal não consegue converter taxas maiores do que a razão

16/27, ou 59% [18]. Assim, a equação (3) ajusta a (2) ao coeficiente de potência Cp

limitado por Betz:

𝑃 = 1

2𝜌𝐶𝑝𝐴𝑣3 (3)

Para determinar Cp, é preciso saber a razão de velocidade de ponta de pá ou Tip Speed

Ratio λ. Esse parâmetro relaciona a velocidade da ponta da pá com a velocidade do vento

no ambiente e é de fundamental importância para o projeto. Se o rotor da turbina rodar

muito devagar, a maior parte do vento vai passar por esse sem interagir com o mesmo,

havendo desperdício de energia. Por outro lado, se o rotor rodar muito depressa, as pás

atuarão quase como uma parede sólida sobre o vento, oferecendo uma enorme resistência

e também tendo um menor aproveitamento de energia. Para turbinas horizontais contendo

3 pás, a razão de velocidade de ponta de pá ótima é de aproximadamente 7 [9]. Esse

parâmetro é dado pela equação [18]:

𝜆 = 𝑅𝜔

𝑣 (4)

E também pode ser obtido [9] a partir do seguinte gráfico, na Figura 12:

16

Figura 12: Relação entre λ e o coeficiente de potência Cp[9].

4.4.2 Tipos de Turbinas eólicas

4.4.2.1 Rotores de eixo vertical

Em geral, os rotores 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 devido às forças de Coriolis. Os rotores de eixo vertical também

podem ser movidos por forças de sustentação (lift) e por forças de arrasto (drag). Os

principais tipos de rotores de eixo vertical são Savonius ilustrado na figura 13.1 e Darri-

eus - figuras 13.2 e 13.3. Os rotores do tipo Darrieus são movidos por forças de sustenta-

ção e constituem-se de lâminas curvas (duas ou três) de perfil aerodinâmico, atadas pelas

duas pontas ao eixo vertical [17]. Porém, esse tipo de turbina tem uma captura de energia

reduzida, pois o rotor intercepta ventos contendo menos energia. Além disso, a

manutenção não é tão simples, pois normalmente requer que o rotor seja retirado. Por

esses motivos, o uso de turbinas de eixo vertical teve um considerável declínio durante as

últimas décadas [19].

17

Figura 13: Principais turbinas de eixo vertical

Fonte: Wikipedia

4.4.2.2 Rotores de eixo horizontal

Os rotores de eixo horizontal são os mais comuns, e grande parte da experiência mundial

está voltada para a sua utilização [19]. Os rotores de eixo horizontal de 3 pás são os mais

comuns, pois constituem um bom compromisso entre coeficiente de potência, custo e

velocidade de rotação assim como um menor ruído. Além disso, possuem uma

distribuição mais balanceada do peso sobre a área de varredura do rotor, desta forma são

dinamicamente mais estáveis [9]. São comercialmente os mais utilizados e constituem

extensos parques eólicos, como ilustra a Figura 14:

18

Figura 14: Aerogerador comercial de eixo horizontal.

Fonte: Huffington Post.

Os rotores de eixo horizontal são predominantemente movidos por forças de sustentação

que permitem liberar muito mais potência do que aqueles que giram sob efeito de forças

de arrasto, para uma mesma velocidade de vento [17].

Quanto à direção do vento, as turbinas de eixo horizontal podem ser classificadas como

upwind ou downwind, ambas ilustradas na Figura 15. Nas turbinas upwind o vento incide

na área de varredura do rotor pela frente da turbina e nas downwind, o vento incidi na área

de varredura do rotor por trás da turbina eólica. A maior parte das turbinas utilizadas

atualmente é do tipo upwind [20].

19

Figura 15: Classificação quanto ao sentido do vento [20].

Visando garantir a conservação e a confiabilidade dos equipamentos constituintes da

turbina, é necessário que se faça o controle de potência para casos em que a velocidade

do vento é superior ao valor da velocidade nominal. Existem dois tipos de controle de

potência: controle de passo e controle de estol. No controle de passo, existe um sistema

que gira as pás posicionando-as perpendicularmente ao vento, diminuindo a estrutura

aerodinâmica e a rotação do rotor. No controle de estol, em altas velocidades de vento,

há um desprendimento de fluxo de vento, no perfil aerodinâmico, gerando vórtices e

assim aumentando o arrasto e diminuindo a velocidade angular ou rotação [9].

Na Figura 16 [9], os principais componentes de uma turbina de eixo horizontal são

ilustrados.

20

Figura 16: Principais componentes de um aerogerador [9].

21

5. Projeto

5.1 Dados e premissas

Conforme estabelecido, o objetivo deste trabalho é apresentar uma alternativa de geração

de energia elétrica para uma pousada em Fernando de Noronha. Por ser o modelo mais

amplamente utilizado e aceito pelo mercado, a turbina escolhida será do tipo eixo

horizontal e com rotor de 3 pás. O consumo médio de uma pousada em Fernando de

Noronha é de 567 quilowatts-hora (kWh), [21] que indica um consumo anual estimado

de 6804 kWh. Dividindo o valor do consumo anual por 8760 horas/ano [22] obtém-se que

a demanda de potência elétrica é de 0,777 kW.

A partir do gráfico da figura 17, conforme mostra a seção 4.4.1, para uma razão de

velocidade de ponta de pá ótima para uma turbina de eixo horizontal com 3 pás, no caso,

7, obtém-se o valor de Cp igual a 0,49.

Figura 17: Relação entre λ e o coeficiente de potência Cp[9].

22

De acordo com [1] e [23], para as coordenadas de Fernando de Noronha, tem-se que a

velocidade média do vento para 50 m é de 6,67 m/s conforme ilustrado na tabela da Figura

18.

Figura 18: Dados do vento Fernando de Noronha [23]

Contudo, dado o porte desejado para a turbina deste projeto, a altura da torre de

sustentação será de 18 m. Assim, deve-se ajustar a velocidade do vento à altura desejada

conforme a expressão [18]:

𝑉(𝑧) = 𝑉(𝑧𝑟) ∗ln(

𝑧𝑧0

)

ln(𝑧𝑟

𝑧0)

Em que V(z) é a velocidade na altura desejada z, zr é a altura de referência, 50 m, e z0 é

um parâmetro de rugosidade da superfície. Para regiões de mar aberto [18], tem-se que z0

é igual a 0.0002 m. Assim:

𝑉(18) = 𝑉(50) ∗ln (

180.0002)

ln (50

0.0002)= 6,12 𝑚/𝑠

Assim, a partir da equação (3) tem-se que a única incógnita é o raio R do rotor:

𝑃 = 1

2𝜌𝐶𝑝𝐴𝑣3

R = 1,89 m

23

Visando-se garantir uma reserva na capacidade de geração de energia e buscando-se

adotar dimensões conforme padronizado pelo mercado, adotar-se-á, para o projeto, o raio

do rotor R =2,5 m.

E então, recalculando a potência, considerando-se um rendimento elétrico de 85% da

potência eólica gerada:

𝑃 = 1

2𝜂𝑒𝑙é𝑡𝜌𝐶𝑝𝐴𝑣3

P = 1500 W

P = 1,5 kW

Assim, multiplicando esse valor obtido por 8760 horas/ano, estima-se a geração anual em

13140 kWh/ano.

E então, por fim, obtém-se a velocidade rotacional do rotor na equação (4):

𝜆 = 𝑅𝜔

𝑣

ω = 18,68 rad/s

ω = 178 rpm

5.2 Dimensionamento das pás

Conforme o diâmetro do rotor estabelecido e geração estimada, a pá terá o perfil do

aerofólio NREL S822 [24], ilustrado na Figura 19:

24

Figura 19: aerofólio NREL S822 [24].

Além do perfil, há outros dois parâmetros que determinam o dimensionamento da pá.

Estes parâmetros são a solidez (σ), definida como sendo a razão entre a área sólida das

pás e a área formada pela rotação destas; e o comprimento da corda ( c), definido como o

comprimento da seção transversal da pá. Há também que se definir o diâmetro do cubo

do aerogerador, que será estabelecido com o valor de 18 cm, ou seja, 0,18 m.

A solidez pode ser determinada em função da razão de velocidade λ [25], usando-se o

gráfico apresentado na Figura 20.

25

Figura 20: Relação entre solidez e a razão de velocidade [25].

Como a razão de velocidade é igual a 7, obtém-se do gráfico que a solidez é de

aproximadamente 5%.

O comprimento da corda pode ser determinado pela expressão [18]:

𝑐 = 𝜎𝜋𝑅2

𝑛(𝑅 − 𝑅𝑐𝑢𝑏𝑜)

Em que σ é a solidez, R é o raio do rotor, n o número de pás e Rcubo.

Como n é igual 3 e o raio do cubo é 0,09 m, temos que:

𝑐 = 𝜎𝜋𝑅2

𝑛(𝑅 − 𝑅𝑐𝑢𝑏𝑜)

c = 0,14 m

26

5.3 Força axial e torque atuantes

A força axial e o torque que atuam no rotor são os únicos esforços expressivos atuantes e

são calculados pelas seguintes expressões [18]:

𝐹𝑎 = 1

2𝜌𝑊2𝑐𝑛(𝐶𝑙𝑐𝑜𝑠𝜑 − 𝐶𝑑𝑠𝑒𝑛𝜑)(𝑅 − 𝑅𝑐𝑢𝑏𝑜)

𝑇 = 1

4𝜌𝑊2𝑐𝑛(𝐶𝑙𝑠𝑒𝑛𝜑 − 𝐶𝑑𝑐𝑜𝑠𝜑)(𝑅2 − 𝑅𝑐𝑢𝑏𝑜

2 )

Em que todos os parâmetros estão determinados, exceto os seguintes, definidos abaixo:

W é a velocidade relativa entre a velocidade do vento e a velocidade do rotor;

φ é o ângulo de escoamento;

Cl e Cd são, respectivamente, os coeficientes de sustentação e de arrasto.

O módulo da velocidade relativa é dado por:

𝑊 = √𝑣2 + (𝜔𝑅)2

W=47,17 m/s

E o ângulo do escoamento φ é o ângulo entre estes dois vetores velocidade, ou seja:

𝜑 = 𝑡𝑎𝑛−1 (𝑣

𝜔𝑅)

φ = 0,142 rad = 8,13°

Para a determinação dos coeficientes de sustentação e de arrasto, é necessária a

determinação do número de Reynolds (Re) para o escoamento, definido por [18]:

𝑅𝑒 =𝑣𝑐

𝜗

Em que v é a velocidade do vento, c o comprimento da corda e 𝜗 é a viscosidade

cinemática, para o ar à temperatura ambiente, igual a 1,5x10-5 m2/s. Logo:

𝑅𝑒 =𝑣𝑐

𝜗

27

Re = 0,06x106

É necessário ainda que se defina o ângulo de ataque (α), parâmetro que relaciona os dois

coeficientes, Cl e Cd.

Para o número de Reynolds obtido, através da ferramenta airfoil tools [26] é possível se

obter as curvas de Cl e Cd para o aerofólio NREL S822. As figuras 21 e 22 apresentam,

respectivamente, as curvas de Cl versus α e Cd versus α:

Figura 21: curva de Cl x α [26].

28

Figura 22: curva de Cd x α [26]

O ângulo de ataque a ser utilizado deve ser aquele que apresenta a maior razão entre Cl e

Cd, visto que é desejável o maior coeficiente de sustentação. Assim, para a escolha do

valor de α é também apresentado na Figura 23 um gráfico que apresenta uma curva entre

a razão de Cl e Cd e o ângulo de ataque:

29

Figura 23: curva da razão de Cl e Cd versus α [26].

A partir do gráfico da Figura 23, conclui-se que o valor de ângulo de ataque que apresenta

a maior razão entre Cl e Cd é de 9,5°.

Dessa forma, nos gráficos das Figuras 21 e 22, determina-se:

Cl = 0,9

Cd = 0,033

Com esses parâmetros determinados, a força axial é então calculada:

𝐹𝑎 = 1

2𝜌𝑊2𝑐𝑛(𝐶𝑙𝑐𝑜𝑠𝜑 − 𝐶𝑑𝑠𝑒𝑛𝜑)(𝑅 − 𝑅𝑐𝑢𝑏𝑜)

Fa = 1186,6 N = 1,2 kN

E, na esteira desse cálculo, o torque:

𝑇 = 1

4𝜌𝑊2𝑐𝑛(𝐶𝑙𝑠𝑒𝑛𝜑 − 𝐶𝑑𝑐𝑜𝑠𝜑)(𝑅2 − 𝑅𝑐𝑢𝑏𝑜

2 )

T = 168 Nm

30

5.4 Projeto das pás

Uma vez definidos o aerofólio e suas dimensões, o projeto da pá segue com a

determinação de seu material e demais propriedades mecânicas. Atualmente o FRP

(Fiberglass Reinforced Plastic) é o material mais amplamente utilizado na fabricação de

pás, pois apresenta alta resistência e baixo peso, além de possuir relativa facilidade para

a fabricação de formas complexas, além de boa resistência à fadiga e corrosão [9]. A sua

massa específica μ é de 1800 kg/m3 e seu limite ao escoamento Sy é de 4000 MPa. Deve-

se agora se obter as tensões atuantes na pá e estabelecer o fator de segurança FS de seu

projeto.

Como já definido, o comprimento da corda c é de 0,14 m. O comprimento da pá l é dado

por:

𝑙 = 𝑅 − 𝑅𝑐𝑢𝑏𝑜

Como o raio do rotor é de 2,5 m e o raio do cubo é de 0,09 m, temos que:

𝑙 = 𝑅 − 𝑅𝑐𝑢𝑏𝑜

l = 2,41 m

Definidas todas as dimensões e propriedades físicas da pá, foi elaborado o seu desenho,

apresentado na Figura 24, através do software Solidworks 2013.

Figura 24: Pá projetada no Solidworks 2013 a partir do aerofólio NREL S822.

31

A partir do desenho gerado, o software Solidworks 2013 permite que seja encontrado o

volume V da pá, no caso, V= 5,1x10-3 m3 e tem-se então que a massa m da pá é:

𝑚 = 𝜇𝑉 = 9,2 𝑘𝑔

E, dessa forma, seu peso P é de 90,3 N, que se distribui ao longo de seu comprimento e

representa o seu peso distribuído p, ilustrado na Figura 25 e dado por [27]:

𝑝 = 𝑃

𝑙=

90,3

2,41= 37,5 𝑁/𝑚

Figura 25: Representação esquemática do peso distribuído p.

O peso distribuído p e a força axial Fa são responsáveis pelas tensões a que a pá deve

resistir. Por isso, para se obter estas tensões é preciso que se conheça o momento fletor

máximo (M) e o esforço cortante máximo (V) devido ao peso da pá e à força axial. Para

que tais cálculos sejam realizados, a pá será analisada como se fosse uma barra de seção

quadrada, adotando-se as seguintes premissas:

O volume da barra é o mesmo da pá, ou seja, 5,1x10-3 m3;

O comprimento da barra será o mesmo da pá, l, igual a 2,41 m;

Sua seção será dada pela corda c = 0,14, como a largura e a altura igual a 0,015m.

O peso distribuído p solicita a barra com os esforços Mp e Vp ilustrados a Figura 26:

32

Figura 26: Diagrama de esforços devido ao peso p.

E esses esforços são dados pelas fórmulas abaixo [27]:

𝑀𝑝 =𝑝𝑙2

2= 108,9 𝑁𝑚

𝑉𝑝 = 𝑝𝑙

2= 45,2 𝑁

A força axial que atua no rotor é distribuída entre as pás, de modo que cada pá

seja solicitada pela terça parte de Fa. Neste modelo da pá enquanto uma barra, Fa

atua em cada barra conforme ilustra a Figura 27:

33

Figura 27: Representação esquemática da força axial atuante na pá

De forma análoga ao peso p a força axial solicita a barra com os esforços MFa e

VFa, ilustrados na Figura 28:

Figura 28: Diagrama de esforços devido à força axial

E esses esforços são dados pelas fórmulas abaixo [27]:

𝑀𝐹𝑎=

𝐹𝑎𝑙

3= 964 𝑁𝑚

𝑉𝐹𝑎=

𝐹𝑎

3= 400 𝑁

34

Pode-se então determinar a tensão normal máxima (σ) pela seguinte fórmula [27]:

𝜎 = 𝑀𝑦

𝐼

Em que y é a distância da extremidade da barra até a linha neutra e I é o momento de

inércia da seção, dados, respectivamente, por [27]:

𝑦 =0,015

2= 0,0075 𝑚

𝐼 = 𝑏ℎ3

12= 3,94𝑥10−8𝑚4

E M é o momento total que atua na barra. Assim:

𝜎 = 𝑀𝑦

𝐼= (𝑀𝑝 + 𝑀𝐹𝑎

)𝑦

𝐼= 204,9 𝑀𝑃𝑎

Pode-se determinar também a tensão cisalhante máxima (τ), dada por [28]:

𝜏 = 1,5𝑉

𝐴

Em que V é o esforço cortante total atuando na barra e A é a área da seção transversal.

Assim:

𝜏 = 1,5𝑉

𝐴= 1,5

(𝑉𝑝 + 𝑉𝐹𝑎)

𝐴= 0,336 𝑀𝑃𝑎

Adotando-se o critério de Von Mises [28], temos que a sua tensão é dada pela expressão:

𝜎𝑀𝑖𝑠𝑒𝑠 = √𝜎2 + 3𝜏2 = 204,9 𝑀𝑃𝑎

E então, pode se determinar o fator de segurança FS:

𝐹𝑆 = 𝑆𝑦

𝜎𝑀𝑖𝑠𝑒𝑠=

4000

204,9= 19,5

Logo, de acordo com os critérios adotados, a pá do rotor é capaz de resistir com larga

margem de segurança a todos os esforços a que estará submetida.

35

5.5 Projeto e dimensionamento dos demais componentes

mecânicos

5.5.1 Cubo

O cubo é o elemento em que as pás serão fixadas e, dessa forma, transmite o movimento

das pás para o eixo e, conforme definido na seção 5.2, o seu diâmetro será de 0,18 m. Seu

projeto é apresentado na Figura 29. O seu formato foi definido de modo que não

interferisse dinamicamente no sistema e o material de sua fabricação também será em liga

de alumínio 7075, da Luna Metais, visando manter o baixo peso do sistema como um

todo. Calculado através do Solidworks 2013, o seu peso é de 12,8 N. Cada pá será fixada

ao cubo por 3 parafusos sextavados M10x30.

Figura 29: Cubo projetado através do Solidworks 2013

5.5.2 Eixo e seus elementos

5.5.2.1 Eixo

36

Em sede de projeto mecânico, o eixo é um dos elementos mais críticos a se dimensionar.

Neste projeto, a configuração do eixo será a de viga biapoiada e a distância entre o cubo,

os mancais e acoplamentos será definida tão menor quanto possível, pois dessa forma se

evita efeitos indesejáveis de deflexão e de flexão. Assim, definir-se-á que o comprimento

total do eixo é de 300 mm, com a seguinte divisão ilustrada na Figura 30:

Figura 30: Concepção inicial do eixo no Solidworks 2013.

A seção 1, à esquerda do eixo, onde serão acoplados o cubo e o rolamento à esquerda é a

seção que será mais demandada e por isso será a primeira dimensionada. Cabe destacar

que nesta seção o comprimento de 25 mm inicial será destinado para o acoplamento do

cubo, de modo que o rolamento e a largura do mancal à esquerda devem ser tais que se

limitem a 75 mm do comprimento dessa seção do eixo.

Para o dimensionamento do eixo, serão adotados o critério de Máxima Energia de

Distorção e o critério de Soderberg [28].

Quanto ao seu material, mais uma vez será adotado um critério de custo e fabricação, de

modo que o material do eixo será o aço SAE 1020 estirado a frio, que possui tensão limite

ao escoamento Sy de 390 MPa e limite de resistência à tração Sut de 470 MPa.

De acordo com o critério de Máxima Energia de Distorção [28], o diâmetro do eixo é

dado pela expressão:

37

𝑑 = √32𝐶𝑆

𝜋𝑆𝑦

√𝑀2 +3

4𝑇2

3

Em que T foi calculado na seção 5.3 e M é o momento fletor máximo que atua na seção

1 do eixo, dado pela seguinte expressão:

𝑀 = 𝑃𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟𝑥𝑙1

Sendo o peso do rotor, neste caso, o peso das 3 pás e do cubo, no caso, 283,6 N. Assim:

𝑀 = 283,6𝑥0,1 = 28,4 𝑁𝑚

O coeficiente de segurança adotado será igual a 2 [29] e então, temos uma estimativa

inicial do diâmetro através do critério da Máxima Energia de Distorção:

𝑑 = √32𝐶𝑆

𝜋𝑆𝑦

√𝑀2 +3

4𝑇2

3

= 0,02 𝑚 = 20 𝑚𝑚

Este diâmetro obtido será utilizado como estimativa inicial para o critério dinâmico de

Soderberg.

O diâmetro de acordo com o critério de Soderberg é dado pela seguinte expressão [28]:

𝑑 = √32𝐶𝑆

𝜋

3

√(𝑀

𝑆𝑒)

2

+ (𝑇

𝑆𝑦)

2

Em que Se é o limite de resistência à fadiga para vida infinita, dado por:

𝑆𝑒 = 𝑘𝑎𝑘𝑏𝑘𝑐𝑘𝑑𝑘𝑒𝑆𝑒′

A partir dessa expressão, tem-se em [28] um modelo de cálculo e determinação de cada

um dos fatores para que se obtenha Se. Assim, o mesmo cálculo será seguido para

determinar cada fator:

Tem-se que:

38

𝑆𝑒’ = 0,5x𝑆𝑢𝑡 = 225,5 𝑀𝑃𝑎, pois Sut < 1400 MPa;

𝑘𝑎 = 4,51𝑆𝑢𝑡−0,265 = 0,893, por conta do acabamento superficial usinado;

𝑘𝑏 = 1,24𝑑−0,107 = 0,865, 𝑝𝑜𝑖𝑠 2,79 𝑚𝑚 ≤ 𝑑 ≤ 51 𝑚𝑚;

𝑃𝑎𝑟𝑎 𝑢𝑚 𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑓𝑖𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 95%, 𝑘𝑐 = 0,868;

𝑘𝑑 = 1, 𝑝𝑜𝑖𝑠 𝑎 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 é 𝑎 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒;

𝑘𝑒 é 𝑜 𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎çã𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠õ𝑒𝑠 𝑞𝑢𝑒 𝑎𝑠𝑠𝑢𝑚𝑖𝑟á 𝑜 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑑𝑒 0,6.

Assim, na expressão do limite de resistência à fadiga, tem-se:

𝑆𝑒 = 𝑘𝑎𝑘𝑏𝑘𝑐𝑘𝑑𝑘𝑒𝑆𝑒′ = 93,62 𝑀𝑃𝑎

E então, na expressão do diâmetro:

𝑑 = √32𝐶𝑆

𝜋

3√(

𝑀

𝑆𝑒)

2

+ (𝑇

𝑆𝑦)

2

= 0,0215 m = 23,5 mm

Visando-se adotar valores padronizados comercialmente, o diâmetro adotado para a seção

1, por fim, será de 30 mm, pois dessa forma se garante a vida infinita do componente.

Como a seção 1 será mais demandada do que a seção 3 [29], far-se-á a opção de utilizar

o mesmo diâmetro para a seção 3 e escolher o diâmetro da seção 2 em função dos

componentes acoplados ao eixo, no caso, os rolamentos. Essa opção visa facilitar a

fabricação do componente e não apresenta impeditivos técnicos, pois a seção mais crítica

já se encontra dimensionada. É previsto também um leve raio de adoçamento entre as

seções 1 e 2 e entre 2 e 3, visando à diminuição da concentração de tensões.

5.5.2.2 Mancais e rolamentos

Para a seleção dos rolamentos e mancais, optou-se pelo uso da solução SKF Bearing

Select, disponibilizada pela fabricante SKF [30]. A solução solicita as forças radial e axial

atuantes no rolamento, a rotação e as condições de trabalho e do ambiente a que o

rolamento estará submetido e fornece uma lista de rolamentos e a respectiva vida

estimada. A Figura 31 ilustra as forças atuantes no rolamento [9]:

39

Figura 31: Forças atuantes no rolamento do eixo do rotor [9].

Conforme já calculadas, as forças são:

P = 0,434 kN

Fa = 1,2 kN

E a velocidade de rotação é de 178 rpm.

Define-se para o projeto que é razoável que o rolamento alcance a vida de pelo menos 20

anos, ou, em horas, 175200 h.

Fornecidos os dados relacionados acima para efeitos de simulação, o rolamento SKF 2306

apresentou uma vida estimada em 253000 h, de mais de 28 anos trabalhando nas

condições fornecidas. Portanto, o rolamento atende ao critério de vida e será utilizado no

projeto. A Figura 32 apresenta parte do catálogo com as especificações para este

rolamento.

40

Figura 32: Dimensões do rolamento [30]

Conforme mostra a Figura 32, o fabricante do rolamento sugere que o diâmetro mínimo

para a seção 2 do eixo, que havia restado a definir na seção 5.2.2.1 deste trabalho, deve

ser de 37 mm. Portanto, define-se que essa seção terá diâmetro de 40 mm.

Através da ferramenta do fabricante [30], ao final, com a escolha do rolamento, a

ferramenta disponibiliza opções de mancais para o rolamento selecionado. Assim, a partir

da sugestão do fabricante, foi escolhido o mancal SE 606, ilustrado na Figura 33, e que

será fixado com parafusos sextavados M12x35.

41

Figura 33: Mancal de rolamento recomendado pela SKF [30].

42

5.5.2.3 Chaveta.

O cubo será acoplado ao eixo através de uma chaveta plana com indicação de dimensões

da chaveta de acordo com o diâmetro do eixo, conforme a norma DIN 6885 apresentada

na Figura 34.

Figura 34: Dimensões de uma chaveta plana em função do diâmetro do eixo [28].

A partir da tabela da Figura 34, têm-se as seguintes dimensões recomendadas para a

chaveta plana:

b = 10 mm e t = 8 mm.

A tensão de cisalhamento τ e a tensão de compressão σ atuantes na chaveta são dadas,

respectivamente, pelas expressões [28]:

𝜏 = 2𝑇

𝑑𝑡𝐿

43

𝜎 = 4𝑇

𝑑𝑏𝐿

Em que T é o torque que atua no rotor, L é o comprimento do cubo em contato e d o

diâmetro do eixo, valores já estabelecidos. Logo:

τ = 44,8 MPa.

σ = 112 MPa.

Com as tensões atuantes determinadas, é preciso que se defina o material da chaveta e se

calcule o seu respectivo coeficiente de segurança. Nesse processo, é necessário que se

considere o caráter de “fusível mecânico” [29] da chaveta e não se escolha um material

de qualidade superior ao do eixo. Logo, uma solução aceitável e de baixo custo para a

chaveta é a escolha do aço SAE 1010 estirado a frio, que possui tensão de limite ao

escoamento de 300 MPa.

Para a chaveta plana, os coeficientes de segurança para resistência à compressão e ao

cisalhamento, respectivamente, são [28]:

𝐶𝑆𝑐𝑜𝑚𝑝. = 𝑆𝑦

𝜎= 2,7

𝐶𝑆𝑐𝑖𝑠. =0,577𝑆𝑦

𝜏= 3,9

5.5.3 Gerador

O gerador elétrico é o componente responsável pela conversão da energia mecânica do

rotor em energia elétrica. Sua seleção deve observar a potência nominal e a rotação de

saída do multiplicador. Assim, o modelo adotado no projeto foi o WEG W22 IR3

Premium, que apresenta potência nominal de 1,5 kW e rotação de 1755 rpm. Conforme

sua furação, o gerador será fixado com parafusos sextavados M10x25. Seu catálogo é

apresentado na Figura 35.

44

Figura 35: Catálogo do motor WEG W22 IR3 Premium

5.5.4 Caixa de engrenagens

Para o funcionamento do gerador elétrico, é necessário que se atenda a sua rotação

nominal que é de 1755 rpm. Porém, conforme calculado na seção 5.1, a rotação do eixo

do rotor é de 178 rpm. Neste caso, é necessário que haja um multiplicador de velocidades

entre o acoplamento do eixo do rotor e o gerador elétrico com relação de transmissão de

9,86. Como este projeto foge dos valores e dimensões típicos de grandes aerogeradores,

o multiplicador será adquirido com um fabricante de caixas de engrenagens a partir do

fornecimento dos dados e dimensões para a fabricação.

45

Assim, serão dimensionadas as engrenagens necessárias para tal tarefa para que seja

possível a fabricação deste equipamento e para que se afira se tecnicamente o

multiplicador solicitado ao fabricante estará devidamente dimensionado.

Haverá apenas um estágio de transmissão e as engrenagens serão do tipo dentes retos e

serão dimensionadas segundo o critério AGMA (American Gear Manufacturers

Association) [28].

As engrenagens serão fabricadas em aço SAE 1050 CD com limite de resistência à tração

Sut igual a 690 MPa e limite de resistência ao escoamento Sy igual a 580 MPa. Para o

dimensionamento das engrenagens, parte-se dos seguintes valores:

Ângulo de pressão θ = 20°;

Módulo m igual a 2;

Número de dentes do pinhão zp igual a 20 dentes.

Tem-se que com uma relação de transmissão de 9,86 o número de dentes da coroa é [28]:

𝑧𝑐 = 9,86𝑥𝑧𝑝 = 198

O diâmetro primitivo para uma engrenagem é dado pela seguinte fórmula [28]:

𝑑 = 𝑚𝑧

Logo, tem-se, respectivamente, para o pinhão e a coroa:

𝑑𝑝 = 𝑚𝑧𝑝 = 40𝑚𝑚

𝑑𝑐 = 𝑚𝑧𝑐 = 396 𝑚𝑚

O passo circular é dado por:

𝑝 = 𝜋𝑑

𝑧

E, a partir dos dados do pinhão, obtém-se que p é igual a 6,28 mm.

A velocidade no círculo primitivo é dada pela seguinte fórmula [28]:

𝑣 = 𝜋𝑑𝑛

60

46

E, a partir dos dados do pinhão, obtém-se que v é igual a 3,3 m/s.

Calcula-se então a força tangencial Wt pela equação [28]:

𝑊𝑡 = 𝑃𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟

𝑣

Com v igual a 3,3 m/s e com a potência do rotor Protor igual a 1,5 kW, tem-se que:

𝑊𝑡 = 𝑃𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟

𝑣= 405,4 𝑁

Para calcular a tensão a que as engrenagens estão submetidas, tem-se o valor conhecido

como tensão σAGMA, obtido a partir de uma recomendação da AGMA. A tensão σAGMA é

calculada pela seguinte fórmula [28]:

𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴 = 𝑊𝑡

𝐾𝑣𝐹𝑚𝐽

Em que m é o módulo das engrenagens, F é a largura da face das engrenagens, J é o fator

geométrico AGMA e Kv é o fator dinâmico para engrenagens.

Como definido m é igual a 2. A dimensão da largura da face F segue a seguinte

recomendação:

3𝑥𝑝𝑎𝑠𝑠𝑜 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑙𝑎𝑟 < 𝐹 < 5𝑥𝑝𝑎𝑠𝑠𝑜 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑙𝑎𝑟

Como o valor do passo circular é de 6,28 mm, tem-se que:

18,84 < 𝐹 < 31,41

E assim, adotar-se-á que a largura da face F será de 20 mm.

O valor do fator geométrico J é dado em função dos números de dentes do pinhão e da

coroa [28]. Para um par de 20 e 198 dentes, tem-se que J é igual a 0,356.

O valor do fator dinâmico Kv é dado pela seguinte fórmula [28]:

𝐾𝑣 = 50

50 + √200𝑣

Como v é igual a 3,3 m/s, tem-se que:

47

𝐾𝑣 = 50

50 + √200𝑣= 0,488

Assim, tem-se que a tensão AGMA é:

𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴 = 𝑊𝑡

𝐾𝑣𝐹𝑚𝐽= 58,3 𝑀𝑃𝑎

A partir deste valor, pode-se verificar a possibilidade de fadiga à flexão, avaliando-se os

coeficientes de segurança. Conforme a literatura [28], o limite de resistência à fadiga Se é

obtido pela fórmula seguinte e segue o procedimento descrito abaixo:

𝑆𝑒 = 𝑘𝑎𝑘𝑏𝑘𝑐𝑘𝑑𝑘𝑒𝑘𝑓𝑆𝑒′

Tem-se que:

𝑆𝑒’ = 0,5x𝑆𝑢𝑡 = 345 𝑀𝑃𝑎, pois Sut < 1400 MPa;

𝑘𝑎 = 1,58𝑆𝑢𝑡−0,085 = 0,92, por conta do acabamento superficial retificado;

𝑘𝑏 = 1, 𝑝𝑜𝑖𝑠 𝑚 𝑖𝑔𝑢𝑎𝑙 𝑎 2;

𝑃𝑎𝑟𝑎 𝑢𝑚 𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑓𝑖𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 95%, 𝑘𝑐 = 0,868;

𝑘𝑑 = 1, 𝑝𝑜𝑖𝑠 𝑎 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 é 𝑎 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒;

ke é igual a 1, pois refere-se à forma geométrica e está incluído em J;

𝑘𝑓 = 2

1+ 𝑆𝑒

′

𝑆𝑢𝑡

= 1,33

Tem-se, então:

𝑆𝑒 = 𝑘𝑎𝑘𝑏𝑘𝑐𝑘𝑑𝑘𝑒𝑘𝑓𝑆𝑒′ = 367,3 𝑀𝑃𝑎

E então, os fatores de segurança recomendados pela AGMA para o caso estático e

dinâmico dados pelas respectivas equações [28]:

𝐹𝑆𝐸𝑆𝑇 = 𝑆𝑦

𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴𝐾𝑜𝐾𝑚

𝐹𝑆𝐷𝐼𝑁 = 2𝑆𝑒𝑆𝑢𝑡

(𝑆𝑒 + 𝑆𝑢𝑡)𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴𝐾𝑜𝐾𝑚

48

Em que Ko e Km são os fatores de sobrecarga e de distribuição de carga,

respectivamente. Considerando-se impacto uniforme na força motriz e as engrenagens

precisas, a AGMA recomenda que adote-se Ko igual a 1 e Km igual a 1,3,

respectivamente. Assim:

𝐹𝑆𝐸𝑆𝑇 = 𝑆𝑦

𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴𝐾𝑜𝐾𝑚

= 7,7

𝐹𝑆𝐷𝐼𝑁 = 2𝑆𝑒𝑆𝑢𝑡

(𝑆𝑒 + 𝑆𝑢𝑡)𝜎𝐴𝐺𝑀𝐴𝐾𝑜𝐾𝑚

= 6,3

Logo, as engrenagens para que o multiplicador seja fabricado estão corretamente

dimensionadas. Ao fabricante, serão fornecidos os seguintes dados e requisitos:

Velocidade de entrada: 178 rpm;

Velocidade saída: 1755 rpm;

Eixo de entrada (rotor): 30 mm;

Eixo de saída (gerador): 24 mm;

Material das engrenagens: aço SAE 1050 CD;

Módulo: 2;

Número de dentes do pinhão: 20;

Número de dentes da coroa: 198;

Pés para fixação com furos para 2 parafusos M10x40;

Componentes internos do multiplicador providenciados pelo fabricante.

Tomando por base modelos comerciais, a representação do multiplicador solicitado está

representada na Figura 36.

49

Figura 36: multiplicador de velocidades.

Fonte: Wikipedia

5.5.5 Freio e acoplamentos

O torque na entrada do multiplicador é de 168 Nm e o torque na saída é dado pela seguinte

expressão:

𝑇𝑠𝑎í𝑑𝑎 = 𝑃

𝜔𝑠𝑎í𝑑𝑎 = 8,16 Nm

Um elemento essencial a ser considerado é o freio responsável pelo sistema de frenagem

visando à proteção dos elementos mecânicos e do gerador para casos em que a velocidade

média do vento for muito superior à velocidade considerada para o projeto.

O freio é dimensionado a partir do torque a que o eixo está submetido, isto é, quanto

maior o torque aplicado, mais robusto será o elemento responsável pela frenagem. Como

prática recorrente nos projetos de aerogeradores, a posição em que o freio será colocado

será a saída do multiplicador de velocidades, pois neste ponto o torque aplicado é

50

consideravelmente menor do que o torque no eixo de entrada e dessa forma o elemento

será menos robusto e, consequentemente, mais barato.

Como o torque na saída do multiplicador é de 8,16 Nm, o freio selecionado para este

projeto foi selecionado para uma capacidade mínima de duas vezes o torque de saída, no

caso, de pelo menos 16,32 Nm. Assim, o freio selecionado foi o freio eletromagnético da

fabricante Mayr, no caso o modelo ROBA-quick 4/520.202 apresentado na Figura 37.

Este componente apresenta capacidade de frenagem de até 17 Nm, valor que atende com

folga o valor estipulado para o projeto.

Figura 37: Freio eletromagnético ROBA-quick 520.202

Para o acoplamento entre os eixos do rotor e de entrada do multiplicador e os eixos de

saída do rotor e o do gerador, foram selecionados acoplamentos da fabricante Acriflex,

modelos AM05 10.27 e AM03 10.25, respectivamente, conforme ilustra a Figura 38. Os

acoplamentos ACRIFLEX AM são compostos por dois cubos simétricos de ferro fundido

cinzento, e um elemento elástico alojado entre eles, de borracha sintética de elevada

resistência à abrasão.

51

Figura 38: Acoplamento Acriflex AM.

5.5.6 Sistema de guinada e orientação

Por conta da dinâmica na formação dos ventos, a direção em que estes chegam às pás da

turbina varia. Com o intuito de se obter sempre o maior aproveitamento da energia eólica,

é necessário que haja um sistema de guinada para orientação das pás da turbina e

consequentemente alinhá-las à direção do vento. Em sede de aerogeradores de grande

porte, o sistema é acionado por motores. Dadas as dimensões deste projeto, conforme a

prática sugere [33], o mecanismo recomendado é utilização um leme para que ocorra o

alinhamento desejado.

De acordo com a fabricante Windy Nation [33], as duas principais orientações que advêm

dos anos de prática e projetos de turbinas e devem ser seguidas no projeto do leme são:

a área do leme deve ser aproximadamente 5% da área varrida pelas pás;

o comprimento da cauda deve ser em torno de 60% do diâmetro do rotor.

Assim, tem-se que a área do leme e o comprimento da cauda serão, respectivamente:

𝐴𝑙𝑒𝑚𝑒 ≈ 5%(𝜋𝑅𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟2 ) = 1 𝑚2

𝐿𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎 ≈ 60%𝐷𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = 3 𝑚

O leme será fabricado a partir de uma chapa de liga de alumínio 7075 e fixado à cauda

por 5 parafusos M10x50. A cauda a partir de um tubo KR-1129, também em liga de

52

alumínio 7075, que oferece baixo peso e resistência mais do que suficiente frente aos

baixos esforços envolvidos.

5.5.7 Nacele

A nacele é o componente que abriga todo os elementos do sistema de geração do

aerogerador e dessa forma protege o conjunto do ambiente externo. É formada por uma

carenagem feita em geral em fibra de vidro e, ao contrário de aeronaves e grandes

turbinas, seu formato não tem grandes implicações aerodinâmicas para turbinas de

pequeno porte [34]. Assim, seu projeto, ilustrado na Figura 39, foi realizado

considerando-se uma pequena espessura de 5 mm e assumindo formas simples visando

facilitar a sua fabricação. A nacele será selada por 23 parafusos M10x30.

Figura 39: Projeto em Solidworks 2013 da nacele.

Para que o sistema de orientação da turbina atue, é necessário que haja um rolamento que

dê mobilidade à nacele em relação ao eixo da torre de sustentação. Atuam neste rolamento

o peso de todos os componentes que compõem a nacele somado ao peso das pás e a força

axial do vento, conforme ilustra o diagrama de forças do rolamento na Figura 40.

53

Figura 40: Forças atuantes no rolamento da nacele

Onde Fa, já calculada, é igual a 1,2 kN e o peso sobre o rolamento, obtido através do

Solidworks 2013 é de 2,05 kN. Assim, da mesma forma que selecionado o rolamento do

eixo do rotor, foi escolhido o rolamento SKF 1224M que obteve 418000 h de vida através

da simulação do fabricante. Seu catálogo está apresentado na Figura 41.

54

Figura 41: Catálogo do rolamento SKF 1224M empregado na nacele.

55

5.5.8 Torre de Sustentação

Conforme definido, a torre de sustentação terá uma altura de 18m e, conquanto a

instalação e montagem dos equipamentos fuja do escopo do presente trabalho, a sua

fixação ao solo será realizada a partir de uma base onde será fixada com 4 parafusos

M16x80. Novamente, visando otimizar seu custo e fabricação, escolhe-se como seu

material o aço 1020 laminado. Em sua fabricação será usado um tubo padrão ANSI 10”

schedule 20, com as suas especificações abaixo:

Limite de escoamento Sy igual a 390 MPa;

Módulo de elasticidade E igual a 206 GPa;

Diâmetro externo De de 273,10 mm;

Espessura t de 6,35 mm;

Diâmetro interno Di de 260,40 mm;

Massa linear q igual a 41,77 kg/m.

Como critérios de projeto, a torre será avaliada quanto à flambagem e ao escoamento,

sendo que, no primeiro caso, avaliar-se-á a torre quanto ao seu peso próprio e quanto ao

peso da estrutura sobre a mesma.

Quanto à força crítica de flambagem, a torre segue o modelo de uma das extremidades

engastadas [27], e a carga crítica de flambagem devido ao próprio peso qcrit é dada pela

expressão:

𝑞𝑐𝑟𝑖𝑡 =7,83𝐸𝐼

𝐿3

Em que I e o momento de inércia da seção da torre, dado por:

𝐼 = 𝜋(𝐷𝑒

4 − 𝐷𝑖4)

64= 4,73𝑥10−5𝑚4

Logo, qcrit é:

𝑞𝑐𝑟𝑖𝑡 =7,83𝐸𝐼

𝐿3= 13081,5 𝑁/𝑚

56

Assim, o fator de segurança quanto a seu peso próprio é:

𝐹𝑆𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑝𝑟ó𝑝𝑟𝑖𝑜 = 𝑞𝑐𝑟𝑖𝑡

𝑞𝑔= 31,9

Quanto à carga sobre a torre, a força crítica de flambagem Pcrit é dada pela seguinte

expressão:

𝑃𝑐𝑟𝑖𝑡 = 𝜋2𝐸𝐼

4𝐿2= 74,2 𝑘𝑁

Na seção 5.5.6, através do Solidworks 2013, calculou-se o peso da nacele a das pás como

2,05 kN. Logo o fator de segurança será:

𝐹𝑆𝑝𝑒𝑠𝑜 = 𝑃𝑐𝑟𝑖𝑡

𝑃= 36,2

Quanto ao limite de escoamento, faz-se a análise das tensões na torre a partir das forças

que nela atuam, no caso o peso P que ela suporta e a força Fa, que apresentam os valores

de 2,05 e 1,2 kN, respectivamente.

O momento fletor Mfletor atuante na torre é dado por:

𝑀𝑓𝑙𝑒𝑡𝑜𝑟 = 𝐹𝑎𝐿 = 21600 𝑁𝑚

E assim, a tensão devido à flexão σflexão é dada por:

𝜎𝑓𝑙𝑒𝑥ã𝑜 = 𝑀𝑓𝑙𝑒𝑡𝑜𝑟𝐷𝑒

2𝐼= 62,4 𝑀𝑃𝑎

E a tensão devido ao cisalhamento 𝜏 é dada por:

𝜏 = 𝑃

𝐴𝑠𝑒çã𝑜

Em que Aseção é a área da seção do tubo, dada por:

𝐴𝑠𝑒çã𝑜 = 𝜋(𝐷𝑒

2 − 𝐷𝑖2)

4= 5,32𝑥10−3𝑚2

Logo:

𝜏 = 𝑃

𝐴𝑠𝑒çã𝑜= 0,4 𝑀𝑃𝑎

57

E então, adotando-se o critério de Von Mises, tem-se que:

𝜎𝑀𝑖𝑠𝑒𝑠 = √𝜎2 + 3𝜏2 = 62,4 𝑀𝑃𝑎

E então, tem-se que o fator de segurança quanto ao escoamento é:

𝐹𝑆𝑒𝑠𝑐𝑜𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 = 𝑆𝑦

𝜎𝑀𝑖𝑠𝑒𝑠= 6,3

58

59

6. Análise Econômica

6.1 Estimativa de custos

Visto que este projeto visa discutir o projeto de um aerogerador do ponto de vista de

projeto mecânico, os custos relativos à logística, instalação e componentes elétricos não

serão considerados no custo total.

Para se estimar o custo total do projeto, os componentes foram separados entre

componentes comerciais e componentes de projeto, sendo que estes serão fabricados e

seu custo será baseado em orçamento fornecido por empresas que tipicamente fabricam

tais componentes e aqueles serão comprados com fornecedores no mercado. Os

parafusos, por conta de seu baixo custo em relação ao montante deste projeto, foram

desconsiderados neste cálculo. A tabela 6.1 apresenta a relação de componentes

comerciais e de projeto.

Tabela 6.1: discriminação dos componentes do projeto.

Componente Quantidade Tipo

Rolamento SKF 2306 2 Comercial

Mancal SKF SE 606 2 Comercial

Rolamento SKF 1224M 1 Comercial

Motor W22 IR3 L90S 2HP 1 Comercial

Freio ROBA-Quick 520.202 1 Comercial

Acoplamento ACRiFLEX AM05 1 Comercial

Acoplamento ACRiFLEX AM03 1 Comercial

Tubo ANSI 10” sch 20 – 6m 3 Comercial

Pá 3 Projeto

Cubo 1 Projeto

Eixo 1 Projeto

Caixa de engrenagens 1 Projeto

Nacele 1 Projeto

Leme 1 Projeto

Cauda 1 Projeto

60

Os componentes comerciais tiveram os seus custos obtidos mediante consulta a

representantes comerciais dos fabricantes e consulta diretamente a fornecedores

comerciais. Assim, tem-se a tabela 6.2 com os preços obtidos para os componentes

comerciais.

Tabela 6.2: custo dos componentes comerciais

Componente Custo (R$) Total (R$) Fornecedor

Rolamento SKF 2306 60,00 120,00 Rolamento Redondo

Mancal SKF SE 606 70,00 140,00 Rolamento Redondo

Rolamento SKF 1224M 1550,00 1550,00 Compre SKF

Motor W22 IR3 L90S 2HP 944,49 944,49 Loja do Mecânico

Freio ROBA-Quick 520.202 1350,00 1350,00 Automotion

Acoplamento ACRiFLEX AM05 100,00 100,00 Acriflex

Acoplamento ACRiFLEX AM03 60,00 60,00 Acriflex

Tubo ANSI 10” sch 20 – 6m 860,00 2580,00 Max Tubos

.

Somando-se, o total obtido para os componentes comerciais é de R$ 6844,49.

Os componentes de projeto tiveram seus custos obtidos a partir da consulta a fabricantes.

Para as peças fabricadas em metal, foi consultado um fabricante do setor metalúrgico. Já

para as peças fabricadas em fibra de vidro, foram consultados fabricantes com mais de 20

anos mercado, mas que geralmente atendem ao mercado náutico e de serviços. Porém,

como a nacele não é solicitada grandemente e as pás estão dimensionadas com um

coeficiente de segurança de 19,5, não há ressalvas no fato de os fabricantes não possuírem

experiência prévia no setor de energia eólica. Os orçamentos fornecidos pelos fabricantes,

entre 02/07/2017 e 05/07/2017, estão apresentados na tabela 6.3.

61

Tabela 6.3: custo dos componentes de projeto

Componente Custo (R$) Total (R$) Fornecedor

Pá 500,00 1500,00 CIEL Fibras

Cubo 100,00 100,00 USITEO

Eixo 200,00 200,00 USITEO

Caixa de engrenagens 350,00 350,00 USITEO

Nacele 1200,00 1200,00 CIEL Fibras

Leme 800,00 800,00 USITEO

Cauda 50,00 50,00 USITEO

Somando-se, o total obtido para os componentes que serão fabricados é de R$ 4200,00 e

somado ao custo dos componentes comerciais obtém-se o custo total do projeto que é R$

11044,49. Visando proteger este valor de eventuais oscilações nestas estimativas, o

projeto terá o custo total definido em R$ 11500,00.

6.2 Discussão

Para análise deste projeto enquanto um investimento, serão confrontados o tempo de vida

estimado para o projeto e o seu período de payback [35].

Para a vida útil, conforme os cálculos dos componentes mecânicos obtidos e um valor

tipicamente considerado para a indústria de energia eólica, considerou-se 20 anos de vida

útil.

O seu período de payback se baseia no valor a ser investido e as entradas de caixa

operacionais que o projeto irá gerar. Neste trabalho, considerou-se que a única entrada

que o projeto irá gerar será o abatimento na conta de luz, isto é, a entrada de caixa

operacional gerada a partir do fato de não consumir energia elétrica gerada pela

fornecedora. Com um consumo médio mensal de 567 kWh a um custo de R$ 0,61080 por

quilowatt-hora [36], tem-se um custo mensal médio igual a R$ 346,32. Considerando-se

que serão 12 entradas anuais, tem-se que, por ano, a entrada de caixa operacional gerada

será de R$ 4155,88. Assim, ao final de um ano, R$ 4155,88 do investimento no projeto

62

haverá sido retornado. Para sistematizar este raciocínio, a tabela 6.4 apresenta o confronto

do investimento e as entradas anuais.

Tabela 6.4: confronto entre as entradas de caixa e o investimento realizado.

Ano Entradas de caixa (R$) Investimento a recuperar (R$)

1 4155,88 7344,12

2 4155,88 3188,24

3 4155,88 0

Alternativamente, de forma mais direta e precisa, com entradas anuais de R$ 4155,88 e

com o investimento inicial de R$ 11500,00, tem-se que o tempo exato para o retorno do

investimento é de:

𝑝𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =𝑅$ 11500

𝑅$ 4155,88 𝑝𝑜𝑟 𝑎𝑛𝑜= 2,77 𝑎𝑛𝑜𝑠

Deste modo, conforme o período de payback, o investimento realizado recuperar-se-á em

2,77 anos, isto é, cerca de 2 anos e 9 meses.

Assim, conforme a vida útil estimada para o projeto, após recuperado o investimento,

haverá 17 anos e 3 meses de uso para a turbina.

63

7. Considerações Finais

7.1 Conclusão

Foi feito um estudo de projeto de um aerogerador para suprir a demanda energética para

uma pousada em Fernando de Noronha. O trabalho desconsiderou os custos envolvidos

com a logística, instalação e as devidas adaptações elétricas para a implementação do

projeto.

O produto final do trabalho é um projeto mecânico funcional feito visando atender as

condições específicas da localidade, de modo que a turbina considerou aspectos

específicos de Fernando de Noronha.

O investimento a ser realizado neste projeto, uma vez confrontado com a sua vida útil,

revela-se pequeno, de modo que, ainda que se acomodem os custos desconsiderados neste

projeto, espera-se considerável período em que seja possível fruir da geração de energia

eólica sem custos, além da eventual manutenção.

E, indiretamente, somam-se os ganhos obtidos: ambientalmente ao não se utilizar uma

fonte de energia altamente poluente em uma localidade considerada patrimônio da

humanidade e em relação à imagem da pousada, evidenciando a sua preocupação e

responsabilidade social.

7.2 Trabalhos Futuros

Conforme comentado ao longo do trabalho, o projeto não contemplou os aspectos de

logística e instalação do aerogerador, assim como as adaptações e instalações elétricas

que por ventura deveriam ser realizadas. Deste modo, é possível propor os seguintes

trabalhos futuros:

A logística de implantação: uma análise das dificuldades envolvidas no transporte

e montagem de um aerogerador em uma localidade remota como Fernando de

Noronha;

Projeto elétrico da turbina: avaliação dos sistemas elétricos necessários para o

fornecimento de energia a partir da turbina eólica projetada;

64

Análise das vibrações: considerando as dimensões e a dinâmica do sistema,

analisar suas frequências e ressonância.

65

8. Referências

[1] – AMARANTE, O. A. C., ZACK, J., BROWER, M. e SÁ, A. L., Atlas do

Potencial Eólico Brasileiro, Brasília, 2001.

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UK WITPress.

[3] ELDRIDGE, F. R., Wind machines, VAN NOSTRAND, 1980

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http://www.ons.org.br/tabela_reservatorios/conteudo.asp >. Acesso em 30 mar. 2017

[5] Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Disponível em:

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Acesso em: 13 abr. 2017

[6] BALANÇO Energético Nacional, 2000. Brasília: DNDE Secretaria de Energia,

Ministério de Minas e Energia, 2000.

[7] Brasil enfrenta a pior crise energética da história. Globo (O), Rio de Janeiro, 21 jan.

2015. Disponível em: <http://noblat.oglobo.globo.com/geral/noticia/2015/01/

brasil-enfrenta-pior-crise-energetica-da-historia.html>. Acesso em: 13 abr. 2017.

[8] Agência Nacional de Energia Elética (ANEEL). Disponível em:

<http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/pdf/06-energia_eolica(3).pdf>. Acesso em:

13 abr. 2017.

[9] VIANNA, C. S. Turbina eólica para utilização em fazendas na região nordeste do

Brasil. Rio de Janeiro, 2016.

[10] Bacia do rio São Francisco pode enfrentar racionamento de água. Valor Econômico,

Rio de Janeiro, 04 abr. 2017.

Disponível em: <http://www.valor.com.br/brasil/4925830/bacia-do-rio-sao-francisco-

pode-enfrentar-racionamento-de-

66

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[11] Brasil assume o 9° lugar em ranking mundial de energia eólica, Valor Econômico,

Rio de Janeiro, 13 abr. 2017.

Disponível em: <http://www.valor.com.br/empresas/4867058/brasil-assume-o-9-lugar-

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[12] GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, Wind in numbers, Bruxelas, Bélgica,

2017. Disponível em: <http://www.gwec.net/global-figures/wind-in-numbers/ >, Acesso

em: 17 abr. 2017

[13] DOBBIN, E., Fernando de Noronha, Recife, 02 fev. 2017. Disponível em:

<http://basilio.fundaj.gov.br/pesquisaescolar/index.php?option=com_content&view=arti

cle&id=452> Acesso em: 13 abr. 2017

[14] Administração de Fernando de Noronha. Fernando de Noronha, 11 jul. 2016.

Disponível em: <http://www.noronha.pe.gov.br/>. Acesso em 13 abr. 2017

[15] Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Brasília, 2016. Disponível em:

<http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp>, Acesso

em: 13 abr. 2017.

[16] Ambiente Energia. Usina Solar Noronha II é inaugurada em Fernando de

Noronha. São Paulo, 30 jun. 2015. Disponível em:

<https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2015/07/usina-solar-noronha-ii-e-

inaugurada-em-fernando-de-noronha/26666>, Acesso em 13 abr. 2017.

[17] BRITO, S. S., Energia Eólica Princípios e Tecnologias, Centro de

Referência para Energia Solar e Eólica, Equipe CEPEL/CRESESB, Brasília, 2008.

[18] MANWELL, J. F., MCGOWAN, J. G., ROGERS, L, A., et. al., Wind energy

explained theory design and application, 2. ed., WILLEY,2009

67

[19] BIANCHI, F. D., BATTISTA, H., MANTZ, R. J., Wind Turbine Control Systems

Principles, Modelling and Gain Scheduling Design. 2007, XIX, 207 p.105, ISBN: 978-

1-84628-492-2.

[20] BURTON, T., SHARPE, D., Wind Energy Handbook. John Wiley and Son, LTD,

2001.

[21] Fernando de Noronha ganha a primeira usina de energia solar. Folha de São Paulo,

São Paulo, 2014. Disponível em:

<http://www1.folha.uol.com.br/mercado/2014/07/1488266-fernando-de-noronha-ganha-

primeira-usina-de-energia-solar.shtml>, Acesso em: 13 abr. 2017

[22] ROSSETTO, C. Avaliação Econômica da Implantação de Turbinas Eólicas por

meio da Análise de Riscos, Porto Alegre, 2016.

[23] CENTRO DE REFERÊNCIA PARA ENERGIA SOLAR E EÓLICA. BRASÍLIA,

2017. Disponível em: <http://www.cresesb.cepel.br/index.php#data>, Acesso em: 13 abr.

2017

[24] TANGLER, J. L., SOMERS, D. M., NREL Airfoil Families for HWATs, National

Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado, Estados Unidos, 1995.

[25] PARK, J., The Wind Power Book, Cheshire Books, 1981.

[26] Airfoil Tools. Disponível em: <http://airfoiltools.com/>. Acesso em: 16 abr. 2017

[27] FEODOSIEV, V. Resistência dos Materiais, Editora Livraria Lopes da

Silva –Porto, 1980

[28] BUDYNDAS, R. G. & NISBETT, J. K., Elementos de Máquinas de Shigley, 8.

ed., McGrawHill, 2011.

[29] DE MARCO FILHO, F., Projeto Preliminar de Aerogeradores, Rio de Janeiro,

1989.

[30] SKF Bearing Select and Calculator. Disponível em:

<webtools3.skf.com/bearingselect/frames_main.jsp> Acesso em: 21 abr. 2017.

68

[31] ABREU E LIMA, T. N. Projeto de um protótipo de uma turbina eólica de eixo

horizontal, Rio de Janeiro, 2015.

[32] WEG Watt Drive. Disponível em < https://cat4cad.wattdrive.com/cat4cad1/ >

Acesso em: 19 mai. 2017

[33] Windy Nation. Disponível em: <www.windynation.com/> Acesso em: 07 mai. 2017.

[34] HAU, Erich. Wind Turbines: Fundamentals, Technologies, Application,

Economics. Springer, 2013

[35] GITMAN, L., Princípios de Administração Financeira, 12. ed., São Paulo, 2010.

[36] Companhia de Energia Elétrica de Pernambuco (CELPE), Recife, 2017. Disponível

em: <servicos.celpe.com.br/CELPE/25/10/2017Tabela_Tarifas_Reh_2067/CELPE%20-

%20Tabela_Tarifas_Reh_2067_2016%20(2017.pdf >. Acesso em: 05 jul. 2017.

69

Apêndice A

Desenhos do software Solidworks.

06/08/2017

5

A

A

B

120

°

5

18,

12

CORTE A-A

ESCALA 1 : 10

6 78

9 1011 12 13

14

151617

DETALHE B ESCALA 1 : 20

1

2

3

4

5

N° Qtde. Componente1 1 Cubo2 3 Pá3 1 Nacele

4 23 Parafuso selamento nacele M10x30

5 1 Torre de sustentação6 2 Mancal SKF SE 6067 1 Eixo8 1 Acoplamento Acriflex AM059 1 Caixa de engrenagens10 1 Freio ROBA-Quick 520.20211 1 Acoplamento Acriflex AM0312 1 Motor W22 IR3 L90S 2HP13 1 Cauda14 1 Leme

15 5 Parafuso de fixação do leme M10x50

16 2 Parafuso de fixação da cauda M10x50

17 1 Rolamento SKF 1224M

Conjunto aerogerador

Lucas Junior Teodoro

Projeto Final de Graduação

Esc. 1:100 A2 Unidades: m