1.
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
Faculdade de Engenharia Mecânica
THIAGO CANALE
INVESTIGAÇÃO DOS PARÂMETROS
GEOMÉTRICOS E OPERACIONAIS NO
DESEMPENHO DE ROTORES EÓLICOS DE
PEQUENO E MÉDIO PORTE
CAMPINAS 2019
THIAGO CANALE
INVESTIGAÇÃO DOS PARÂMETROS
GEOMÉTRICOS E OPERACIONAIS NO
DESEMPENHO DE ROTORES EÓLICOS DE
PEQUENO E MÉDIO PORTE
Dissertação de Mestrado apresentada à Faculdade de Engenharia Mecânica da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para obtenção do título de Mestre em Engenharia Mecânica, na Área de Térmica e Fluídos.
Orientador: Prof. Dr. Kamal Abdel Radi Ismail
ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FINAL DA DISSERTAÇÃO DEFENDIDA PELO(A) ALUNO THIAGO CANALE, E ORIENTADA PELO(A) PROF(A). DR(A) KAMAL ABDEL RADI ISMAIL
______________________________________________ ASSINATURA DO(A) ORIENTADOR(A)
CAMPINAS 2019
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
COMISSÃO DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA
MECÂNICA
DEPARTAMENTO DE TÉRMICA E FLUÍDOS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO
INVESTIGAÇÃO DOS PARÂMETROS
GEOMÉTRICOS E OPERACIONAIS NO
DESEMPENHO DE ROTORES EÓLICOS DE
PEQUENO E MÉDIO PORTE
Autor: Thiago Canale
Orientador: Prof. Dr. Kamal Abdel Radi Ismail
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta dissertação:
Prof. Dr. Kamal Abdel Radi Ismail Universidade Estadual de Campinas
Prof. Dr. Eduardo Morgado Belo Universidade de São Paulo
Prof. Dr. Vicente Luiz Scalon Universidade estadual Paulista
A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
Resumo
A energia eólica é um dos recursos limpos e sustentáveis de energia que podem ser aproveitados sem qualquer impacto perceptível no meio ambiente. Grandes aerogeradores são geralmente instalados em terra e no mar, enquanto pequenos aerogeradores são normalmente instalados em áreas isoladas e rurais, geralmente longe da rede de distribuição. Este estudo é dedicado a investigar os parâmetros geométricos e operacionais no desempenho aerodinâmico de pequenos aerogeradores. Os parâmetros investigados incluem a seção do aerofólio e sua variação ao longo do comprimento da pá, número de pás e distribuição de corda e dos ângulos torção ao longo da pá. Seus efeitos no aerogerador e seu desempenho são determinados em termos de coeficientes de torque, potência, empuxo, eficiência e produção anual de energia. Gottingen e Joukowski foram as duas seções de aerofólio investigadas para uso em rotores de 10 kW a 200kW. O método do momento do elemento de pá foi usado para calcular o desempenho destes rotores eólicos. O código numérico foi validado com resultados experimentais e numéricos mostrando boa concordância. O código validado foi então usado para avaliar os efeitos do número de pás, distribuição linear e constante do ângulo de torção, três diferentes distribuições de corda também foram avaliadas, incluindo distribuição obtida pela metodologia, linear e elíptica, bem como o uso de múltiplos aerofólios ao longo do comprimento da pá. A distribuição de corda elíptica foi obtida para aumentar as forças nas regiões da base e intermediária e isso aumentou o torque e a potência gerada. A distribuição de corda linear resultou em um elevado coeficiente de potência na faixa de baixas velocidades de até λ = 8 e, consequentemente, alta produção anual de energia. A distribuição linear de β resultou em redução significativa do empuxo na região intermediária da pá e redução dos momentos fletores na base da torre, o que também reduziu a eficiência e os coeficientes de potência para ambos os aerofólios. A potência gerada aumentou com o aumento do número de pás até cerca de quatro pás, onde o ganho de potência não foi suficiente para compensar o custo do rotor, já que uma parte substancial do custo é devido ao rotor e suas pás. O aumento do número de pás aumentou o torque, a potência gerada e a produção anual de energia. Os rotores baseados em Gottingen e Joukowski mostraram bom desempenho para turbinas eólicas de pequeno e médio porte.
Abstract
Wind energy is one of the clean and sustainable resources of energy that can be tapped without any noticeable impacts on the environment. Big wind mills are generally installed on-shore and offshore while small windmills are usually installed in isolated and rural areas generally away from the distribution network. This study is devoted to investigate the geometrical and operational parameters on the aerodynamic performance of small windmills. The investigated parameters include the airfoil section and its variation along the blade length, number of blades, and distribution of chord and twist angles along the blade. Their effects on the wind turbine and its performance are determined in terms of coefficients of torque, power, thrust, efficiency and annual power production. Gottingen and Joukowski were the two investigated airfoil sections for use in rotors from 10 kW to 200kW. The blade element momentum method was used to calculate the performance of these windmill rotors. The numerical code was validated against experimental and numerical results showing good agreement. The validated code was then used to assess the effects of number of blades, linear and constant distribution of the twist angle, three different chord distribution were also assessed including constant, linear and elliptic as well as the use of multiple airfoils along the blade length. The elliptic chord distribution was found to increase the forces at the root and intermediate regions and this increased the torque and generated power. The linear chord distribution resulted in high power coefficient in the
small velocity range up to = 8 and consequently high annual power production. The linear
distribution of β resulted in significant reduction of thrust in the intermediate region of the blade and reduction of bending moments at the base of the tower, also this reduced the efficiency and the power coefficients for both airfoils. Generated power increased with the increase of the number of blades up to about four blades where the power gain was not enough to compensate the rotor cost since a substantial part of the cost is due to the rotor and its blades. The increase of the number of blades increased the torque, generated power and annual power production. The Gottingen and Joukowski based rotors showed good performance for small and medium power wind turbines.
Lista de figuras
Figura 1: Países com maior capacidade eólica instalada. ... 15
Figura 2: Posição do eixo de rotação de aerogeradores ... 19
Figura 3: Detalhamento das partes de um aerogerador de eixo horizontal. ... 21
Figura 4: Aerogeradores posicionadas na rota de aves. ... 23
Figura 5: Densidade de potência por velocidade do vento em condições atmosféricas padrão. ... 25
Figura 6: Partes do aerofólio ... 26
Figura 7: Componentes de velocidade e forças que agem sobre o perfil. ... 39
Figura 8: Componentes de velocidade e forças que interagem com o rotor. ... 42
Figura 9: Limite de Betz-Joukowski ... 46
Figura 10: Coeficiente de potência com efeitos da esteira. ... 49
Figura 11: Efeito do número de pás sobre o valor de CP ... 50
Figura 12: Valores de coeficiente de potência para rotor com três pás considerando todos os fatores. 51 Figura 13: Modelo de rotor utilizado ... 54
Figura 14: Fluxograma do procedimento de cálculo dos parâmetros geométricos ... 59
Figura 15: Fluxograma do procedimento de cálculo das características de desempenho ... 62
Figura 16: Distribuição de corda e ângulo de posição ao longo da pá do rotor UAE phase-VI apresentado por Hand et al.(2001) e Lindemburg (2003) ... 65
Figura 17: Comparação dos resultados de torque como apresentado por Hand et al.(2001) e Lindemburg (2003) ... 65
Figura 18: Comparação dos resultados de potência como apresentado por Hand et al.(2001) e Lindemburg (2003). ... 66
Figura 19: Comparação dos resultados do coeficiente de torque como apresentado por Hand et al.(2001) e Lindemburg (2003). ... 66
Figura 20: Comparação dos resultados do coeficiente de potência como apresentado por Hand et al.(2001) e Lindemburg (2003). ... 67
Figura 21: Distribuição de corda e ângulo de posição ao longo da pá do rotor apresentado por Anderson (1981) e Wood (2011). ... 67
Figura 22: Comparação dos resultados de coeficiente de potência como apresentado por Anderson (1981) e Wood (2011). ... 68
Figura 23: Distribuição de corda e ângulo de posição ao longo da pá do rotor apresentado por Hernández et al. (1987). ... 69
Figura 24: Comparação dos resultados de coeficiente de potência com resultados experimentais e numéricos apresentado por Hernández et al. (1987). ... 70
Figura 25: Comparação dos resultados do fator de interferência axial a 40% do raio da pá com ângulo de torção da pá sendo β + 9,5° com resultados experimentais e numéricos apresentado por Hernández et al. (1987). ... 71
Figura 26: Distribuição de pressão sobre o perfil da região da base S807 para Cl/Cd máximo. ... 73
Figura 27: Distribuição de pressão sobre o perfil da região da base GO255 para Cl/Cd máximo. ... 74
Figura 28: Distribuição de pressão sobre o perfil da região da base J9,520 para Cl/Cd máximo. ... 75
Figura 29: Distribuição de pressão sobre o perfil da região central S805A para Cl/Cd máximo. ... 76
Figura 30: Distribuição de pressão sobre o perfil da região central GO447 para Cl/Cd máximo. ... 76
Figura 31: Distribuição de pressão sobre o perfil da região central J9,513 para Cl/Cd máximo. ... 77
Figura 32: Distribuição de pressão sobre o perfil da região da ponta S806A para Cl/Cd máximo. ... 78
Figura 34: Distribuição de pressão sobre o perfil da região da ponta J0910 para Cl/Cd máximo. ... 79
Figura 35: Distribuição de pressão sobre o perfil da região da ponta J0910 para Cl/Cd máximo. ... 80
Figura 36: Diferentes distribuições de corda para rotor SERI. ... 82
Figura 37: Diferentes distribuições de corda para rotor Joukowski. ... 83
Figura 38: Diferentes distribuições de corda para rotor Gottingen. ... 83
Figura 39: Coeficiente de torque para diferentes distribuições de corda para rotor SERI. ... 85
Figura 40: Coeficiente de torque para diferentes distribuições de corda para rotor J9,513. ... 85
Figura 41: Coeficiente de torque para diferentes distribuições de corda para rotor GO447. ... 86
Figura 42: Coeficiente de potência para diferentes distribuições de corda para rotor SERI. ... 87
Figura 43: Coeficiente de potência para diferentes distribuições de corda para rotor Joukowski. ... 87
Figura 44: Coeficiente de potência para diferentes distribuições de corda para rotor Gottingen... 88
Figura 45: Distribuição de corda para força de sustentação constante nos rotores de 10kW e 200kW. 90 Figura 46: Distribuição de corda elíptica nos rotores de 10kW e 200kW. ... 91
Figura 47: Distribuição de corda afilada nos rotores de 10kW e 200kW. ... 91
Figura 48: Distribuição de empuxo nos rotores com distribuição para força de sustentação constante.92 Figura 49: Distribuição de empuxo nos rotores com distribuição elíptica. ... 93
Figura 50: Distribuição de empuxo nos rotores com distribuição afilada. ... 94
Figura 51: Coeficiente de potência para rotores com distribuição de corda para força de sustentação constante. ... 94
Figura 52: Coeficiente de potência para rotores com distribuição de corda elíptica. ... 95
Figura 53: Coeficiente de potência para rotores com distribuição de corda afilada... 96
Figura 54: Distribuição do ângulo de posição dos rotores SERI para diferentes distribuições de corda. ... 98
Figura 55: Distribuição do ângulo de posição dos rotores Joukowski para diferentes distribuições de corda. ... 98
Figura 56: Distribuição do ângulo de posição dos rotores Gottingen para diferentes distribuições de corda. ... 99
Figura 57: Distribuição do ângulo de posição dos rotores para distribuição de corda elíptica. ... 100
Figura 58: Distribuição do ângulo de posição dos rotores para distribuição de corda afilada. ... 100
Figura 59: Potência gerada para rotores com diferentes números de pás. ... 101
Figura 60: Distribuição de corda para diferentes números de pás nos rotores Joukowski. ... 103
Figura 61: Distribuição de corda para diferentes números de pás nos rotores SERI. ... 103
Figura 62: Distribuição de corda para diferentes números de pás nos rotores Gottingen. ... 104
Figura 63: Distribuição de ângulo de posição para diferentes números de pás nos rotores SERI. ... 105
Figura 64: Distribuição de ângulo de posição para diferentes números de pás nos rotores Joukowski. ... 105
Figura 65: Distribuição de ângulo de posição para diferentes números de pás nos rotores Gottingen. ... 106
Figura 66: Coeficiente de torque para rotores SERI com diferentes números de pás. ... 107
Figura 67: Coeficiente de potência para rotores SERI com diferentes números de pás. ... 107
Figura 68: Coeficiente de torque para rotores Joukowski com diferentes números de pás... 108
Figura 69: Coeficiente de potência para rotores Joukowski com diferentes números de pás. ... 108
Figura 70: Coeficiente de torque para rotores Gottingen com diferentes números de pás. ... 109
Figura 71: Coeficiente de potência para rotores Gottingen com diferentes números de pás. ... 109
Figura 72: Distribuição de corda para rotores de 10kW e 200kW com 2 pás. ... 111
Figura 73: Distribuição de corda para rotores de 10kW e 200kW com 4 pás. ... 111
Figura 74: Distribuição de empuxo para rotores Joukowski de 200kW com 2 e 4 pás. ... 112
Figura 75: Distribuição de empuxo para rotores Gottingen de 10kW com 2 e 4 pás. ... 113
Figura 76: Variação no coeficiente de potência entre rotores Joukowski com 2 pás de diferentes capacidades. ... 113
Figura 77: Variação no coeficiente de potência entre rotores Gottingen com 2 pás de diferentes
capacidades. ... 114
Figura 78: Variação no coeficiente de potência entre rotores SERI com 2 pás de diferentes capacidades. ... 115
Figura 79: Variação no coeficiente de potência entre rotores Joukowski com 4 pás de diferentes capacidades. ... 116
Figura 80: Variação no coeficiente de potência entre rotores Gottingen com 4 pás de diferentes capacidades. ... 116
Figura 81: Variação no coeficiente de potência entre rotores SERI com 4 pás de diferentes capacidades. ... 117
Figura 82: Diferentes distribuições do ângulo de posição para os rotores Gottingen. ... 118
Figura 83: Diferentes distribuições do ângulo de posição para os rotores Joukowski. ... 118
Figura 84: Distribuição de empuxo para diferentes distribuições de ângulo de posição nos rotores Joukowski. ... 119
Figura 85: Distribuição de empuxo para diferentes distribuições de ângulo de posição nos rotores Gottingen. ... 119
Figura 86: Coeficiente de torque nos rotores Joukowski com diferentes distribuições de ângulo de posição... 120
Figura 87: Coeficiente de torque nos rotores Gottingen com diferentes distribuições de ângulo de posição... 121
Figura 88: Coeficiente de potência nos rotores Joukowski com diferentes distribuições de ângulo de posição... 121
Figura 89: Coeficiente de potência nos rotores Gottingen com diferentes distribuições de ângulo de posição... 122
Figura 90: Distribuição de potência em rotores com um, dois e três perfis o longo da pá. ... 123
Figura 91: Ângulo de fluxo para rotores SERI simples e com múltiplos perfis. ... 124
Figura 92: Ângulo de fluxo para rotores Joukowski simples e com múltiplos perfis. ... 125
Figura 93: Ângulo de fluxo para rotores Gottingen simples e com perfis múltiplos. ... 125
Figura 94: Ângulo de posição da pá para rotores SERI simples e com múltiplos perfis. ... 126
Figura 95: Ângulo de posição da pá para rotores Joukowski simples e com múltiplos perfis. ... 126
Figura 96: Ângulo de posição da pá para rotores Gottingen simples e com múltiplos perfis. ... 127
Figura 97: Distribuição de corda para rotores SERI simples e com múltiplos perfis. ... 128
Figura 98: Distribuição de corda para rotores Joukowski simples e com múltiplos perfis. ... 128
Figura 99: Distribuição de corda para rotores Gottingen simples e com múltiplos perfis. ... 129
Figura 100: Distribuição do coeficiente de força axial para rotores SERI simples e com múltiplos perfis. ... 130
Figura 101: Distribuição do coeficiente de força axial para rotores Joukowski simples e com múltiplos perfis. ... 130
Figura 102: Distribuição do coeficiente de força axial para rotores Gottingen simples e com múltiplos perfis. ... 131
Figura 103: Distribuição do coeficiente de força tangencial para rotores SERI simples e com múltiplos perfis ... 132
Figura 104: Distribuição do coeficiente de força tangencial para rotores Joukowski simples e com múltiplos perfis. ... 132
Figura 105: Distribuição do coeficiente de força tangencial para rotores Gottingen simples e com múltiplos perfis. ... 133
Figura 106: Distribuição de torque para rotores SERI simples e com múltiplos perfis. ... 133
Figura 107: Distribuição de torque para rotores Joukowski simples e com múltiplos perfis. ... 134
Figura 108: Distribuição de torque para rotores Gottingen simples e com múltiplos perfis. ... 134
Figura 109: Distribuição de potência para rotores SERI simples e múltiplos perfis. ... 135
Figura 111: Distribuição de potência para rotores Gottingen simples e múltiplos perfis. ... 136
Figura 112: Função de distribuição e Weibull para condições de vento no território Brasileiro. ... 137
Figura 113: Produção de energia dos rotores de 10 kW para K=2 e C=4. ... 138
Figura 114: Produção de energia dos rotores de 10kW para K = 2 e C = 6. ... 138
Figura 115: Produção de energia dos rotores de 10kW para K = 4 e C = 4. ... 139
Figura 116: Produção de energia dos rotores de 10kW para K = 4 e C = 6. ... 139
Figura 117: Produção de energia dos rotores de 200kW para K = 2 e C = 4. ... 140
Figura 118: Produção de energia dos rotores de 200kW para K = 2 e C = 6 ... 140
Figura 119: Produção de energia dos rotores de 200kW para K = 4 e C = 4. ... 141
Lista de Símbolos
A Área varrida pelo rotor (m2)
a Fator de interferência axial a’ Fator de interferência tangencial AEP Produção anual de energia (kWh) Ap Área das pás (m2)
B Número de pás do rotor c Corda (m)
C Fator de escada de Weibull Ca Coeficiente de força axial
Cd Coeficiente aerodinâmico de arrasto
Cl Coeficiente aerodinâmico de sustentação
CM Coeficiente aerodinâmico de torção
Cp Coeficiente de pressão
CP Coeficiente de potência
CParrasto Perdade eficiência devido ao arrasto
CPesteira Coeficiente de potência máximo considerando apenas os efeitos da rotação na esteira
Cq Coeficiente de torque
Ct Coeficiente de força axial
D Diâmetro do rotor (m) EC Energia cinética (J)
ƒ Função de perdas combinadas Fa Força axial (N)
ƒR Função de perda na base da pá (%)
Ft Força tangencial (N)
Ƒ(v) Função de distribuição de Weibull ƒT Função de perda na ponta da pá (%)
k Fator de forma de Weibull
l Distância entre vórtices na esteira (m) m Massa (kg)
ṁ Fluxo de massa (kg/s)
Ncr Modelo de turbulência ou rugosidade do aerofólio
P+ Pressão do ar a jusante do rotor (kgf/m2)
p- Pressão do ar a montante do rotor (kgf/m2)
P Potência (W) P0 Potência eólica (W)
patm Pressão atmosférica (kg/m3)
Pe Potência nominal (kW)
R Raio do rotor (m)
r Posição do elemento de pá em relação ao centro do rotor (m) r1 Raio da base da pá (m)
Rair Constante universal dos gases (kgf.m/kg.K)
Re Número de Reynolds rLE Raio do bordo de ataque
RW Raio do disco de vórtice na esteira (m)
T Torque (N.m)
Tair Temperatura do ar (K)
uaxial Velocidade induzida axial (m/s)
utan Velocidade induzida tangencial (m/s)
u Velocidade induzida resultante (m/s) Uaxial Componente de velocidade axial (m/s)
Us Velocidade do fluxo na esteira (m/s)
Utan Componente de velocidade tangencial (m/s)
v Velocidade de escoamento atrás do rotor (m/s) V0 Velocidade do vento (m/s)
V0
̅̅̅ Velocidade média do vento (m/s)
vm Velocidade de escoamento média no plano do rotor (m/s)
Vtan Velocidade tangencial do elemento de pá (m/s)
W Velocidade resultante (m/s)
Ws Velocidade resultante na esteira (m/s)
α Ângulo de ataque (rad) β Ângulo de posição da pá (rad) ΔθTE Ângulo do bordo de fuga (rad)
ηB Fator de redução de potência devido ao número de pás (%)
ηm Eficiência dos mancais do rotor (%)
ηr Eficiência do rotor (%)
λ Relação de velocidade de ponta λr Relação de velocidade local
μ Posição adimensional do elemento de pá μR Raio adimensional da base da pá
ν Viscosidade cinemática (m²/s) ρ Densidade do ar (kg/m3) σ Solidez
ϕ Ângulo de fluxo (rad) Ω Velocidade angular (rad/s)
Sumário
1 INTRODUÇÃO ... 14
2 REVISÃO DA LITERATURA ... 19
2.1 Avaliação ambiental ... 22
2.2 Energia dos ventos ... 23
2.3 Efeito do aerofólio no desempenho aerodinâmico dos rotores eólicos de eixo horizontal 26 2.3.1 Perfis para geradores eólicos ... 31
2.3.2 Xfoil ... 34
2.4 Aerodinâmica de rotores eólicos de eixo horizontal ... 35
2.4.1 Área varrida e solidez ... 36
2.4.2 Velocidades e forças atuantes ... 37
2.4.3 Número de pás e relação de velocidade de ponta... 43
2.4.4 O limite de Betz-Joukowsky ... 45
2.4.5 Torque e potência ... 47
2.4.6 Perda na ponta e base das pás ... 52
3 MÉTODOS E MATERIAIS ... 54
3.1 Convalidação da metodologia ... 64
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 72
4.1 Análise dos perfis ... 72
4.1.1 Perfis para região da base ... 72
4.1.2 Perfis para região central da pá ... 75
4.1.3 Perfis para região de ponta ... 77
4.1.4 Perfis para rotores com perfil único ... 79
4.2 Estudo da variação de corda ao longo da pá ... 80
4.2.1 Rotores de 10 kW ... 81
4.2.2 Estudo de diferentes distribuições de corda para diferentes valores de potência ... 89
4.2.3 Efeito da distribuição da corda no valor de β ... 97
4.3 Estudo da variação do número de pás ... 101
4.3.1 Rotores de 10kW ... 102
4.3.2 Estudo de diferentes quantidades de pás para diferentes valores de potência... 110
4.4 Estudo de diferentes distribuições de ângulo de posição da pá ... 117
4.5 Estudo de rotores com aerofólios múltiplos ... 122
4.6 Produção anual de energia ... 136
1 INTRODUÇÃO
A energia é um dos insumos preciosos para o desenvolvimento socioeconômico de um país. A taxa em que a energia está sendo consumida por uma nação geralmente reflete seu nível de prosperidade.
A demanda global de energia é geralmente atendida por uma variedade de fontes. Os combustíveis fósseis satisfazem cerca de 74% das necessidades com uma pequena contribuição de fontes renováveis (eólica, solar, etc.) cerca de 26%. Os combustíveis fósseis são finitos e possivelmente estarão completamente esgotados no futuro, levando a uma possível crise energética global.
A produção de energia e a utilização de energia com base em combustíveis fósseis emitem para a atmosfera gases de efeito estufa (GEE) e particulados, responsáveis por 50% a 60% dos GEE liberados na atmosfera em uma base global.
Devido ao compromisso global de reduzir as emissões de GEE e fornecer fontes de energia sustentável para o mundo, estão sendo feitos esforços para suplementar a base energética mundial com fontes renováveis. E o vento é uma das fontes renováveis comercialmente viáveis e economicamente competitivas.
Algumas nações investem significativamente no desenvolvimento de tecnologias e principalmente na quantidade de megawatts produzidos anualmente por instalações eólicas. A China, os EUA e União Europeia se destacam no cenário atual. A Figura 1 apresenta os 10 países com maior capacidade instalada no fim de 2017.
O primeiro sítio eólico do mundo foi instalado nos EUA em 1980, com grande potencial eólico distribuído em todos os estados, o país possui a segunda maior capacidade eólica instalada do mundo. Segundo American Wind Energy Council (2018) no fim de 2017 os EUA possuíam uma capacidade instalada de 89077MW sendo o Texas o estado com maior parcela do total com 22637MW. O relatório apresenta o potencial instalado como sendo capaz de fornecer energia para aproximadamente 26 milhões de casas.
A China atualmente lidera o aumento de produção anual promovida pela política de geração de energia renovável de forma descentralizada e doméstica no país e pelo grande potencial eólico em seu território. Klagge et al. (2012) discutiu através de pesquisas com especialistas em energia eólica o grande desenvolvimento da China na produção, instalação de unidades eólicas e seu papel na inovação de geradores para uso domésticos. No final de 2017 a
China atingiu a capacidade instalada de 188392MW cerca de 35% de todas as instalações mundiais segundo Global Wind Energy Council (2018).
Figura 1: Países com maior capacidade eólica instalada.
Na Europa a pequena extensão territorial e a necessidade de reduzir as emissões de gases de efeito estufa propiciaram a instalação de vários parques eólicos offshore nos últimos anos. E o desenvolvimento de novas tecnologias possibilita principalmente a redução nos custos. Os países que mais investem em pesquisas no setor são a Dinamarca, Alemanha e Reino Unido.
Dentre todos os países da união Europeia o Reino Unido é o que mais possui recursos eólicos e possui a maior capacidade offshore instalada do mundo. Higgins et al. (2014) avaliou o crescimento, custos e políticas de incentivo do mercado eólico offshore no Reino Unido. No estudo foi concluído que as políticas de incentivos possibilitaram ao Reino Unido se tornar o líder no desenvolvimento e implementação de sítios eólicos offshore no mundo. Segundo o autor o Reino Unido possui cerca de 48GW em projetos de parques eólicos em diferentes estágios de operação e desenvolvimento.
O Brasil está entre os maiores consumidores de energia elétrica do mundo e sua matriz energética é mais voltada para fontes hidráulicas. Martins et al. (2011) apresenta uma revisão sobre a tecnologia, políticas e incentivos do governo para utilização de energia eólica e solar no Brasil, apontando as maiores dificuldades e obstáculos para a implementação destes sistemas.
Juarez et al. (2014) apresentou uma revisão da contribuição da energia eólica para a matriz energética brasileira. A evolução da capacidade eólica instalada em todo o território nacional e os impactos para a sociedade foram discutidos. O autor destacou a importância da indústria e das universidades do país na evolução da tecnologia para produção de componentes de aerogeradores.
De Jong et al. (2013) analisou a utilização da energia solar e eólica no nordeste do Brasil para auxiliar em épocas de pico de consumo. Os resultados apontaram que a utilização destas fontes renováveis é viável, eficiente e apresentou baixo impacto ambiental, além de favorecer a geração de energia em épocas de seca quando os reservatórios das hidrelétricas da região estão com níveis baixos.
Filgueiras (2003) discutiu a utilização de pequenas instalações eólicas no nordeste do Brasil para geração descentralizada de energia, devido ao potencial eólico da região. A utilização deste potencial segundo o autor preveniria a degradação do rio São Francisco e
reduziria significativamente a emissão de CO2 para a atmosfera.
O potencial eólico nacional se estende por todas as regiões, segundo Amarante et al. (2001), o Brasil possui um potencial onshore estimado de 143.470 MW, podendo gerar 272.220 GW.h/ano, com velocidade média dos ventos de 7m/s utilizando uma área de 0,8% do território
do Sul, Rio Grande do Norte, Paraná, Espírito Santo, São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Bahia, Alagoas, Ceará, Roraima. Cada um dos estados citados possui um atlas eólico apresentado por seus respectivos órgãos responsáveis
Segundo Operador Nacional do Sistema Elétrico (2018) o Brasil possui 11,7 GW de capacidade instalada com aerogeradores que variam de 800 kW até 2,1 MW produzindo cerca de 21,6 TW.h. O fator de capacidade médio de todas as instalações eólicas é de 38%.
Apesar de possuir grande potencial eólico, a instalação de parques eólicos no país depende da política de incentivos do governo. Dutra et al. (2008) discutiu o programa de incentivo de fontes alternativas (PROINFA) apontando a capacidade e os benefícios a longo prazo da utilização de fontes eólicas no país.
A força dos ventos sempre é mais forte sobre os oceanos, países com grandes áreas costeiras apresentam uma grande densidade de energia eólica. Em relação a grande costa nacional Ortiz et al. (2011) demonstrou que o potencial brasileiro offshore é cerca de doze vezes maior que o potencial onshore, as médias de velocidade do vento variam de 7m/s na costa sudeste e até 12m/s no litoral nordestino.
Dentro de todo o território nacional alguns estados se destacam, tendo um potencial diferenciado e em algumas regiões costeiras permitindo a instalação de aerogeradores offshore. Uma grande vantagem do aproveitamento deste potencial nacional é a distribuição em todas as regiões de concentração demográfica, o que reduz custo com linhas de transmissão, tornando a produção mais descentralizada. Pimenta et al. (2008) desenvolveu um mapa das velocidades, da densidade do vento e calculou a capacidade de geração por aerogeradores na costa sul do Brasil. O resultado apresentou um potencial de geração de 102 GW, sendo aproximadamente o consumo energético do país inteiro.
De Lucena et al. (2010) avaliou os impactos de uma possível mudança climática global no potencial eólico. Diferente de outros países o estudo apontou que o potencial eólico irá aumentar na região nordeste do país e o autor destacou que investimentos na utilização da energia eólica é um caminho favorável para expandir a geração de energia renovável no Brasil.
Oebels et al. (2013) calculou a emissão de CO2 das instalações eólicas do nordeste
brasileiro que totalizam 141,5 MW gerados por aerogeradores em todo seu ciclo de vida. Os resultados apresentaram vantagens na utilização de energia eólica, favorecendo ainda mais a
redução de CO2 no país.
Os aerogeradores de grande porte são usados para geração de energia e muitas fazendas são instaladas em terras costeiras, áreas montanhosas e locais offshore. Os aerogeradores de até 200 kW geralmente são capazes de trabalhar dentro de uma ampla gama de velocidades de
vento sem controle de inclinação das pás e são relativamente simples e os custos de instalação e manutenção são baixos. Essas características as tornam adequadas para gerar eletricidade para áreas isoladas da rede elétrica principal, pequenos vilarejos e propriedades rurais, como nas regiões norte e nordeste do Brasil e de países vizinhos da América Latina.
Por causa da pequena energia gerada na inicialização, menor eficiência de geração, poluição sonora, os aerogeradores não são bem aceitos para gerar energia em áreas povoadas. A revisão da literatura revela um número relativamente pequeno de estudos relacionados à aerodinâmica de aerogeradores e aerofólios de pequena potência em comparação com os de alta capacidade. Há necessidade de mais pesquisas para reduzir seus custos de fabricação e instalação, investigar novos aerofólios de maneira eficiente e de fácil fabricação, e criar políticas públicas intensivas e adequadas para estimular o uso de pequenos aerogeradores.
Possibilitando um aperfeiçoamento no desempenho aerodinâmico de rotores de pequeno porte, tornando-os mais viáveis e eficientes, este trabalho avalia os efeitos da seção do aerofólio, as distribuições de corda, o ângulo de posição, o número de pás e a geometria da pá, incluindo a seção do aerofólio e sua variação ao longo do comprimento da pá, e as características de desempenho de rotores de pequeno porte, como coeficientes de potência e de torque.
2 REVISÃO DA LITERATURA
De acordo com Islam et al. (2013) para que a energia dos ventos seja convertida para energia elétrica é necessário gerar a rotação de um eixo através de um conjunto aerodinâmico, conhecido como aerogeradores. Em sua maioria são de eixo horizontal e atualmente há um aumento na utilização de eixo vertical com pás retas devido ao baixo custo de produção e manutenção. A Figura 2 apresenta os diferentes tipos de aerogeradores em relação a posição do eixo do rotor.
Sendo assim, cada um dos tipos possui suas particularidades com vantagens e desvantagens. Eriksson et al. (2008) em seu estudo comparativo apresentou os rotores de eixo vertical como uma máquina simples, que não necessita de um sistema de guinada e possui estrutura menor, porém os geradores de eixo horizontal apesar da complexidade desenvolvem maior coeficiente de potência em uma faixa de relação de velocidade de ponta mais abrangente, além de possuir a capacidade de entrar em funcionamento sem o auxílio de sistemas de partida.
Figura 2: Posição do eixo de rotação de aerogeradores
Fonte: Traduzido de Al-Shemmeri (2010)
Nos aerogeradores de eixo horizontal a captação da energia cinética dos ventos segue o mesmo conceito de sustentação e arrasto aerodinâmico de propulsores aeronáuticos. A
capacidade de um aerogerador pode variar de poucos quilowatts para rotores de pequeno porte até 8 MW para rotores de grande porte.
De acordo com a norma internacional IEC 61400–2 (2013) para que um aerogerador seja de pequeno porte, a área varrida pelo rotor deve ser inferior a 200 m², com potência nominal de até 50 kW. No entanto, além dessa norma, alguns países definem um aerogerador de pequeno porte até a potência de 100 kW ou ainda 200 kW.
Os aerogeradores de pequeno e médio porte possuem rotores leves, necessitam de pouca velocidade de vento para que entre em movimento, atingem rotações mais elevadas e não possuem problemas estruturais como os rotores de grande porte, devido ao baixo peso de suas partes.
O custo de operação e manutenção são menores, o que permite sua viabilidade mesmo em locais isolados da rede elétrica central, desde que apresentem condições atmosféricas e características geográficas que favoreçam sua aplicação, como a ausência de obstáculos físicos e ventos constantes na maior parte do tempo.
Conforme a necessidade de maior geração, maiores são os problemas estruturais, dinâmicos e ambientais. Em aerogeradores de grande porte o peso das pás pode ocasionar a ruptura no pé das pás, este problema é evitado com o aumento da espessura do perfil aerodinâmico nos pontos mais próximos ao cubo do rotor.
Além dos problemas com o peso, o diâmetro do rotor chega a ser de 120 m ou até 160 m, fazendo com que a velocidade do fluxo de ar da ponta das pás seja alta mesmo em baixas rotações, podendo atingir um número de Mach suficiente para gerar vibrações, causando sérios problemas em sua estrutura. Nestes casos é necessária uma redução na rotação do rotor ou até mesmo paralisá-lo através de sistemas de controle.
A grande vantagem dos aerogeradores de grande porte é a eficiência aerodinâmica que este tipo de equipamento pode ter, chegando a superar 54%.
Quanto ao local de instalação, os aerogeradores podem ser instalados em terra (onshore) ou no mar (offshore). De acordo com Junginger et al. (2004) as instalações offshore são submetidas a ventos mais fortes, mas tem a necessidade de transmissão por cabeamentos especiais e sua estrutura deve ser fixada no fundo do mar gerando um maior custo na instalação. As instalações onshore são significativamente mais baratas sendo favorável sua instalação, porém é necessária a disposição da área, o que acarreta em alguns impactos aos moradores da região.
Um aerogerador sob funcionamento está sempre sob a influência do vento, suas partes geram turbulências e afetam a velocidade do vento na parte traseira do rotor, o que
consequentemente reduz sua eficiência aerodinâmica, porém em contrapartida a dimensão da estrutura deve ser resistente o suficiente para suportar os esforços e o peso de seus componentes.
Um aerogerador de eixo horizontal pode ser dividido em torre, nacele e rotor. Todas as três partes abrigam componentes indicados na Figura 3, e possuem importantes detalhes e funções.
Figura 3: Detalhamento das partes de um aerogerador de eixo horizontal.
Fonte: Centro Brasileiro de Energia Eólica (2016).
O rotor é o conjunto das pás, cubo e mecanismos de controle das pás, fixado através de seu eixo a um conjunto de mancais no interior da nacele e conectado ao sistema de transmissão. Devido a sua importância na eficiência do aerogerador como um todo, de acordo com Hansen et. Al (2006) o rotor é o componente que foi mais desenvolvido e aprimorado nos últimos anos.
2.1 Avaliação ambiental
A utilização da energia dos ventos é classificada como fonte alternativa de energia, como observado por Chow et al. (2003) nenhuma fonte de energia é considerada completamente limpa. A utilização de geradores eólicos demanda a construção de toda uma infraestrutura que provoca objeções no local e pode gerar a morte de várias aves migratórias.
De acordo com Turkenburg (2000) de todos os métodos de geração de energia elétrica, o sistema eólico é o menos impactante quando se diz respeito ao meio ambiente, não gera emissões de poluentes e não é necessário desmatamento ou alagamento de grandes áreas, tanto para seu funcionamento quanto para a extração de matéria-prima. Como em outros métodos de geração em hidrelétricas (alagamento) e coletores fotovoltaicos (extração de silício).
De certa forma a não geração de emissão de dióxido de carbono resulta em uma redução significativa nas emissões e como apresentado pela European Wind Energy Association (2011) a estimativa é que em 2020 as instalações eólicas europeias irão prevenir a emissão de 1,4 – 2,5 milhões de toneladas de dióxido de carbono por ano, além das reduções significativa no consumo de combustíveis fósseis.
Um pequeno impacto gerado é na fauna, causando mortes de aves que sobrevoam as fazendas eólicas, porém este número é extremamente baixo, segundo Hötker et al. (2006) a escolha da construção de geradores eólicos em uma determinada região deve sempre considerar as rotas migratórias de pássaros, o que reduz significativamente a mortalidade de pássaros. A única preocupação de órgãos ambientais é com as mudanças climáticas e a rota de migração de aves, ilustrado na Figura 4.
Drewitt et al. (2006) ressalta que os relativamente poucos estudos que indicam um impacto significativo são um aviso claro de que a localização inadequada dos parques eólicos pode afetar negativamente as populações de aves selvagens.
Figura 4: Aerogeradores posicionadas na rota de aves.
Fonte: American Eagle Foundation (2018)
Devido ao grande diâmetro dos rotores e da altura das estruturas, os sítios eólicos acarretam poluição sonora e visual em meio a paisagem natural, e nas proximidades das instalações há interferência em ondas de rádio, TV e sinais de radar, que de acordo com De la Veja et al. (2011) é resultado da reflexão do sinal causado pelas grandes partes móveis e principalmente pela estrutura do gerador.
A esteira aerodinâmica causada pelas pás gera uma variação cíclica de baixa frequência da pressão na parte posterior do rotor podendo causar dores de cabeça, náusea, insônia e em longo prazo danos ao sistema auditivo dos moradores de regiões próximas, esta diferença de pressão está sendo estudada em instalações offshore. Segundo Pelc (2002) os mamíferos marinhos se comunicam através de baixa frequência e as vibrações geradas nos geradores eólicos causam distúrbios em sua comunicação.
2.2 Energia dos ventos
O vento é o ar em movimento proveniente do aquecimento desigual do planeta pela radiação solar. De acordo com De Oliveira Pinto (2013) a radiação solar total incidente na Terra
é equivalente a 1367 W/m2, porém essa radiação é mais concentrada na linha do equador deixando esta faixa com uma massa de ar mais aquecida do que nos polos.
Do total de energia solar que chega à terra, 30% é refletida de volta para o espaço, 19% é absorvida pelas nuvens e pela atmosfera, e 51% pela superfície terrestre. Segundo Boyle (2004) apesar da grande energia em forma de radiação incidente, apenas uma pequena parcela de 1 a 2% é convertida em energia eólica, um total de 63,2 milhões de TWh/ano considerando toda a superfície terrestre.
Burton (2011) destacou que as características mais importantes do vento é a sua variabilidade, sendo distribuída de forma aleatória pela superfície terrestre e também com uma aleatoriedade em sua intensidade.
Alguns países possuem uma capacidade maior que outros, porém não é apenas a presença do vento que torna viável a instalação de aerogeradores, pois os custos com manutenção e distribuição devem ser considerados na escolha do local.
Para quantificar a potência eólica é necessário primeiramente identificar a quantidade de
energia cinética Ec calculada a partir da expressão:
2
.V02
m
Ec (2.2.1)
De acordo com Grogg (2005) e Hansen (2015) a energia cinética varia linearmente de
acordo com o fluxo de massa de ar ṁ e com o quadrado da velocidade do vento V0. Desta forma
quando se dobra a velocidade do vento aumenta-se quatro vezes a energia cinética.
A potência eólica P0 é a derivada da energia cinética do vento em relação ao tempo,
considerando o fluxo de massa a massa específica ρ multiplicada pela velocidade do vento e por uma determinada área A, podemos escrever:
2 . . 03 0 V A t E P c
(2.2.2)Então se dividir a potência eólica pela área, é possível quantificar a densidade de potência disponível, como se observa na expressão:
2
.
03 0V
A
P
(2.2.3)Na Figura 5 verifica-se a variação da densidade de potência em função da velocidade do vento a uma pressão de 1 atm e temperatura de 300 K.
Nota-se que a densidade de potência é diretamente proporcional ao cubo da velocidade do vento, portanto um pequeno aumento de 25% na velocidade do vento gera um aumento de 95% na potência.
Figura 5: Densidade de potência por velocidade do vento em condições atmosféricas padrão.
Fonte: Próprio autor
No dimensionamento de um aerogerador é utilizado a velocidade nominal que de acordo com a norma internacional IEC 61400–2 (2013) é a velocidade do vento onde o aerogerador apresenta a maior potência.
A velocidade do vento em um determinado local não é constante, tendo uma pequena ou grande variação, portanto o cálculo da capacidade em um determinado período deve-se considerar esta variação.
As análises das variações de velocidade do vento são feitas estatisticamente a partir de dados obtidos em estações anemométricas, De Oliveira Pinto (2013) destacou que a função da densidade e da probabilidade de Weibull é a mais utilizada para caracterizar as variações das velocidades do vento. 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 0 5 10 15 De n sid ad e d e p o tên cia, P /A (W/m2 ) v (m/s)
2.3 Efeito do aerofólio no desempenho aerodinâmico dos rotores eólicos de eixo horizontal
Um perfil aerodinâmico é desenvolvido para gerar reações a partir das diferenças de velocidade do ar em suas superfícies. O escoamento em maior velocidade no extradorso do aerofólio (superfície superior) e a menor velocidade do escoamento no intradorso (superfície superior) produz uma diferença de pressão.
O efeito das diferenças de pressões nas superfícies do aerofólio gera uma força vertical ascendente conhecida por sustentação aerodinâmica. O efeito da viscosidade do ar sobre toda a superfície do aerofólio gera uma força contrária ao escoamento, conhecida como arrasto aerodinâmico.
As forças de sustentação e de arrasto são representadas de forma adimensional, relativas
ao comprimento da corda do perfil com os coeficientes de sustentação Cl e de arrasto Cd.
De acordo com a aplicação, os aerofólios podem apresentar uma geometria específica para privilegiar determinadas características. Os parâmetros geométricos apresentados na Figura 6 são utilizados como referência para o desenvolvimento de perfis de forma analítica e experimental.
Glauert (1927) em seu trabalho apresentou todos os efeitos aerodinâmicos de um aerofólio, bem como a influência de seus elementos no escoamento, a relação entre a viscosidade e o arrasto, as características de um aerofólio analisado de forma bidimensional e os efeitos de uma asa finita.
Figura 6: Partes do aerofólio
A linha da corda determina o comprimento do perfil desde o bordo de ataque até o bordo de fuga. A corda é um parâmetro utilizado como referência para todas as outras dimensões do aerofólio.
O comprimento da corda tem relação direta com a geração de forças de sustentação e arrasto, além de influenciar o número de Reynolds do escoamento. O número de Reynolds (Re) de um escoamento por um aerofólio é definido como:
c W .Re (2.3.1)
onde, W é a velocidade resultante do escoamento, c a corda aerodinâmica e υ a viscosidade cinemática do ar.
Com o aumento da corda e/ou a velocidade do escoamento ocorre uma elevação nas forças inerciais do escoamento em relação a forças de origem viscosa. Nesse caso, a separação da camada limite do escoamento no extradorso do aerofólio se move em direção ao bordo de fuga, aumentando a superfície submetida a baixa pressão favorecendo uma elevação no coeficiente de sustentação do perfil.
A espessura máxima do perfil bem como sua localização ao longo da corda não tem implicações significativas em suas características aerodinâmicas.
A linha equidistante entre o intradorso e o extradorso é a linha de arqueamento. A distribuição do arqueamento tem influência direta na distribuição das pressões no aerofólio. O arqueamento indica de forma qualitativa o comportamento da sustentação.
Em um aerofólio simétrico com um ângulo de ataque α = 0, a sustentação do perfil é nula devido a igual distribuição de pressões entre o intradorso e extradorso. Com o aumento do arqueamento o perfil apresenta sustentação positiva em valores de α < 0.
Miley (1982) apresentou todas as relações entre a geometria dos aerofólios e seus efeitos sobre o desempenho dos aerogeradores. Miley (1982) apontou que apesar de utilizarem perfis de baixa velocidade, inicialmente projetados para aviação, rotores eólicos possuem características únicas de escoamento que os diferenciam de aplicações aeronáuticas.
A pá de um rotor eólico pode ser dividida em três regiões, podendo apresentar a mesma geometria do perfil ou não. Cada uma das regiões é suscetível a diferentes esforços e características de escoamento.
As características aerodinâmicas dos aerofólios nas seções da pá são importantes para a obtenção das características geométricas e na predição do desempenho dos aerogeradores de eixo horizontal.
Os aerofólios devem apresentar maior coeficiente de sustentação e menor coeficiente de arrasto mínimo e/ou elevada relação entre sustentação e arrasto.
O perfil aerodinâmico pode ser designado ou escolhido de acordo com sua localização ao longo da pá, para gerar elevada contribuição de uma forma geral para o desempenho do rotor, Abdelrahman et al. (2012), Singh et al. (2013), Kanya et al. (2010).
A utilização de múltiplos perfis é comum em rotores de grande porte. Em aplicações de potências mais baixas os valores de empuxo e torque aplicado em cada uma das pás não resulta em esforços mecânicos que necessitem de perfis mais espessos na região da base da pá ou uma redução das forças de sustentação e arrasto na região das pontas das pás.
A região da base representa os primeiros 20% do comprimento da pá e deve suportar o momento gerado pelo empuxo e pelo torque produzido pelas forças tangenciais. Como apresentado por Wood et al. (2011) a base da pá é a principal região na geração de torque em baixas velocidades, sendo a mais importante, principalmente na partida do rotor devido a sua solidez.
Nessa região em rotores com múltiplos perfis são utilizados perfis mais espessos com maior área, gerando maior resistência mecânica na base.
Em relação ao escoamento, a região da base é submetida a velocidades tangenciais menores que nas demais regiões, sendo necessária a utilização de maior corda aerodinâmica elevando a solidez local. A direção do escoamento apresenta um maior ângulo de fluxo ϕ, necessitando de um maior ângulo de posição β.
Entre 20% e 95% do comprimento da pá, a região central contribui com a maior parcela na geração da potência do rotor, esta região não é submetida a perdas por arrasto das pontas e base das pás, portando é a região de maior importância na eficiência global do rotor.
Nessa região são utilizados perfis finos para redução do peso da pá e consequentemente oferecem menor arrasto, devido a importância dessa região os perfis também devem apresentar elevados valores de sustentação favorecendo uma maior eficiência.
A região da ponta localizada a partir de 95%, não contribui significativamente com a geração de potência no rotor, devido ao efeito finito da ponta da pá, porém a área varrida por comprimento da pá nessa região eleva os valores de empuxo, sendo responsável por uma grande parcela do momento gerado na base das pás.
Os perfis utilizados nas pontas das pás devem apresentar valores mínimos de arrasto e possuir espessura limitada, para reduzir o efeito do arrasto induzido na ponta da pá. O escoamento nessa região apresenta elevada velocidade tangencial o que reduz o ângulo ϕ e consequentemente o ângulo β.
O funcionamento dos rotores eólicos de eixo horizontal se baseiam na utilização da força de sustentação dos perfis para geração de força tangencial nas pás e de torque no cubo do rotor. As características dos perfis que relacionam as condições do escoamento, os ângulos relativos a cada elemento da pá e principalmente os coeficientes aerodinâmicos, tem influência no desempenho do rotor em todas as faixas de velocidade e condições de funcionamento.
Devido a rotação, cada região das pás são submetidas a velocidades e ângulos de fluxo diferente, para obter a melhor eficiência possível em uma determinada faixa de relação de velocidade de ponta é necessário proporcionar uma condição da qual toda a pá desenvolva o mesmo valor de força de sustentação.
Para que haja força de sustentação constante a corda aerodinâmica e o ângulo de posição
de cada uma das seções das pás devem ser relativas ao coficiente de sustentação Cl e ao ângulo
de ataque escolhido. Adotando a força de sustentação constante, a corda é calculada a partir da expressão:
𝑐 =
8.𝜋.𝑟𝐵.𝐶𝑙
(1 − cos 𝜙)
(2.3.2)onde, ϕ é o ângulo de fluxo formado pelo plano de rotação do rotor e a direção do vento, obtido a partir da expressão:
𝜙 = 𝑎𝑡𝑎𝑛 (
𝑈𝑡𝑎𝑛𝑈𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙
)
(2.3.3)Do qual Utan e Uaxial sãoas resultantes de velocidade do vento tangencial e axial, portanto
a medida com que se afasta do centro do rotor os elementos das pás estão sujeitos a incidência de maiores fluxos na direção tangencial devido ao aumento da velocidade linear, sendo assim o ângulo de posição é diferente para cada elemento de pá.
A definição matemática para Utan e Uaxial será apresentada na Seção 2.4.2.
Para fins de projeto utiliza-se o ângulo de posição β como referência, sendo o ângulo entre o plano de rotação e a linha de corda individual em cada elemento da pá, podendo ser calculado subtraindo o ângulo de ataque α do ângulo de fluxo ϕ:
𝛽 = 𝜙 − 𝛼 (2.3.4)
O ângulo de ataque adotado para se obter a maior eficiência na faixa de relação de velocidade de ponta adotada deve ser o ângulo do qual o perfil desenvolve a melhor relação
Cl/Cd gerando mais sustentação e menor arrasto por unidade de corda.
Karthikeyan et al. (2015) observou que os parâmetros associados à otimização da geometria da pá são importantes, pois, uma vez otimizados, as pás mais curtas do rotor poderiam produzir energia comparável às pás maiores e menos otimizadas. Uma análise detalhada de vários perfis e processos de otimização de geometria aerodinâmica para alcançar um alto coeficiente de potência em aerogeradores de pequeno porte que estão abaixo do número de Reynolds 500.000, foram apresentadas no estudo.
Em projetos específicos, onde é necessário favorecer o desempenho em regimes de velocidades mais baixas ou mais elevadas a corda aerodinâmica pode ser calculada em função da solidez σ através da expressão:
𝑐 = 𝜎.
2𝜋.𝑟𝐵 (2.3.5)
A solidez representa a relação entre a área das pás e a área varrida pelo rotor.
Com o aumento da solidez as forças de sustentação do perfil são elevadas de forma linear, favorecendo o aumento do torque do rotor, porém quando se eleva a velocidade tangencial ocorre um aumento do arrasto em uma taxa superior ao aumento da sustentação, reduzindo a eficiência do rotor.
Portanto, a solidez tem relação direta com a faixa de relação de velocidade de ponta onde se obtém o melhor desempenho, ou seja, quanto maior a solidez maior a potência gerada em regimes de baixa velocidade e quanto menor a solidez melhor é o desempenho em altas velocidades.
Hassanzadeh et al. (2016) apresentou os resultados de um estudo para otimizar a distribuição do ângulo de posição e da corda de pequenas pás de aerogeradores, para maximizar sua produção anual de energia. Uma pá de aerogerador de eixo horizontal foi otimizada usando um código de cálculo baseado na teoria da quantidade de movimento e do elemento de pá. Os resultados mostraram a alta capacidade deste método em prever o desempenho de pequenos aerogeradores.
Como em propulsores aeronáuticos, os perfis mais apropriados para serem utilizados em
rotores eólicos devem apresentar a maior relação Cl/Cd possível no regime de Re que será
submetido.
Uma outra característica importante é a variação dos coeficientes aerodinâmicos em relação ao ângulo de ataque. Um rotor eólico em funcionamento pode sofrer variações significativas em sua rotação e na velocidade do vento que é submetido, dessa forma a relação entre as velocidades na direção axial e tangencial se alteram variando o ângulo de ataque.
Portanto, os perfis que apresentam o valor de Cl/Cd máximo em um ângulo de ataque
próximo ao regime de estol ou próximo a Cl = 0, podem apresentar dificuldade em partidas
com baixas velocidades de vento e/ou redução significativa na potência em elevadas velocidades.
Em rotores de pequeno e médio porte a utilização de perfis com características que favoreçam a partida e os regimes de operação de baixa velocidade podem significar uma maior geração anual.
A aplicação doméstica ou em pequenos vilarejos não permitem a instalação em locais afastados, o que implica em condições de vento não favoráveis a operação constante durante um longo período de tempo. Sendo necessário várias partidas do rotor e principalmente uma operação prolongada em regimes de vento de baixas velocidades.
Schubel et al. (2012) apresentaram uma revisão detalhada da literatura com o estado da arte para projetos das pás de aerogeradores, incluindo eficiência máxima, geometria da pá e cargas nas pás.
2.3.1 Perfis para geradores eólicos
Para aplicação em aerogeradores, os perfis NACA 44XX, NACA 23XXX, NACA 63-XXX e LS(1) foram utilizados devido as boas características em escoamento em baixa velocidade. Tangler (2000) ressaltou que os perfis NACA foram inicialmente desenvolvidos para utilização em asas de aeronaves e apresentaram perdas quando submetidos a baixos valores de Reynolds. Hsiao et al. (2013) e Manikandan et al. (2013) apresentaram os resultados experimentais e numéricos com diferentes geometrias de pás utilizando os perfis NACA 4418 e NACA 63-215. E compararam as predições com os resultados experimentais.
Law et al. (1987) compararam o desempenho do perfil NACA64-625, com o bordo de fuga cortado, com os resultados obtidos dos perfis simétricos NACA 0025, NACA 0030 e NACA 0035. Com melhor desempenho aerodinâmico que nos perfis simétricos os autores recomendaram a utilização do perfil NACA64-625 sem o bordo de fuga na região da base da pá. Singh et al. (2012) modificou um aerofólio de baixo número Reynolds usual em pequenas aerogeradores para aplicações em aerogeradores de eixo horizontal, para obter o melhor desempenho na partida e em baixas velocidades do vento. Os experimentos foram realizados no aerofólio melhorado (AF300) em um túnel de vento de circuito aberto nos números Reynolds de 38.000, 75.000, 128.000 e 205.000. Em comparação com outros aerofólios para baixo número de Reynolds, o AF300 obteve elevado desempenho com elevado coeficiente de sustentação e elevada relação entre sustentação e arrasto.
O desempenho em elevados ângulos de ataque e o valor de sustentação do perfil são parâmetros importantes para o desempenho do rotor de forma geral. Mehta et al. (2017) apontou o perfil NACA 4412 como o mais indicado entre os perfis analisados em seu estudo.
Vendan et al. (2010) indica os perfis NACA 63-xxx para aplicação em baixas velocidades. As características aerodinâmicas do aerofólio NACA63-415 foram avaliadas numericamente, apresentando Cl máximo em α = 8°, e a máxima relação entre sustentação e arrasto foi obtida em α = 2°.
Janiszewska et al. (1996) conduz um teste experimental com o perfil LS(1)-417MOD para aperfeiçoar o desenvolvimento de aerofólios, tornando-os menos sensitivos a variações aerodinâmicas causadas por acúmulo de sujeira na superfície da pá.
Os perfis NACA e NASA/Langley são apontados por Tangler et al. (1995) como perfis que desenvolvem perdas significativas de geração anual. Para melhorar o desempenho de rotores eólicos, o NREL (National Renewable Energy Laboratory) desenvolveu a família de perfis NREL.
As designações destes aerofólios iniciam com a letra S, as iniciais de SERI (Solar Energy Research Institute) iniciando em S801 com sua numeração seguindo a ordem de desenvolvimento. A letra A colocada após o código de alguns perfis representa um aperfeiçoamento na geometria.
A família de perfis NREL foi testada em túneis de vento e em condições atmosféricas por Tangler (1990), sendo que cada aerofólio foi desenvolvido e alguns aprimorados para a utilização específica para uma faixa de potência e localização da pá. Tangler (1990) ressaltou
geração anual e nos benefícios econômicos para aplicações domésticas em comparação com os perfis NACA utilizados anteriormente.
As utilizações de pás com aerofólios especificamente desenvolvidos para aplicação em rotores eólicos, apresentam vantagens no funcionamento. Tangler et al. (1991) avaliou o desempenho de dois modelos de pás, com os aerofólios finos S807, S805A e S806A e espessos S811, S812 e S813. Os resultados demonstraram melhorias no desempenho viabilizando a utilização de geradores eólicos em regiões de baixas e médias velocidades do vento.
O aperfeiçoamento e melhorias relacionadas diretamente com o desempenho aerodinâmico e estrutural dos perfis e pás de rotores eólicos, os tornam cada vez mais viáveis em relação as outras fontes de energia. Lee et al. (2011) desenvolveram um estudo para otimizar a eficiência e geração anual da pá SERI-8 com 7,9 m de comprimento que utilizam perfis S805A, S806A, S807 e S808 minimizando os custos da geração de energia.
Vasjaliya e Gangadharan (2013) através de uma análise em CFD propuseram uma otimização da pá SERI-8 através de mudanças na geometria e material. Foram observados redução de peso, melhorias estruturais na pá e de desempenho, gerando até 3,53% mais potência com a velocidade do vento de 10 m/s.
Para utilização em áreas específicas, os aerogeradores de baixa potência, preferencialmente utilizam aerofólios que podem operar eficientemente com baixo número de Reynolds, facilitando a partida, produzindo mais energia em baixas velocidades de vento e com baixos custos de manutenção.
Selig e McGranahan (2004) investigaram experimentalmente seis aerofólios para baixos números de Reynolds para determinar suas características aerodinâmicas para a utilização em pequenos aerogeradores. Os testes utilizaram os aerofólios E387, S822, S834, SD2030, FX63-137, e SH3055 para um número de Reynolds variando de 100000 até 500000. Os resultados se assemelharam com os dados de referência da NASA.
Timmer et al. (2003) testaram em túnel de vento os perfis Delft DU 91-W2-250, DU 93-W-210, DU 95-W-180, DU 96-W-180 e DU 97-W-300 apresentando todos os resultados experimentais e compararam com os resultados numéricos obtidos pelo XFOIL.
Os perfis mais espessos são destinados a região principalmente da base da pá, onde a estrutura é mais importante que o desempenho aerodinâmico. Van Rooji et al. (2003) avaliaram o desempenho dos perfis DU, FFA, SERI, AH, Riso e NACA com espessura de 25% até 40%. Entre os perfis analisados, o DU 97-W-300 apresentou o melhor desempenho. Os resultados para os aerofólios DU 91-W2-250, S814 e Riso-A1-24 foram similares.
Giguere e Selig (1997) apresentaram um estudo experimental de aerofólios de baixo número de Reynolds para aplicação em pequenos geradores eólicos. Fuglsang et al. (1998) avaliou experimentalmente os aerofólios FFA-W3-241, FFA-W3-301 e NACA 63-430 para
Re=1,6x106 e apresentou os resultados experimentais.
Os perfis na seção de base das pás são submetidos a maiores variações nas condições de velocidade e no ângulo do escoamento. Os perfis FFA-W3-211 e FFA-W3-360 designados para aplicação na base foram testados em diferentes condições de escoamento e avaliados as características de estol por Ziquan et al. (2003).
Giguere et al. (1998) testaram em túnel de vento, os aerofólios Selig / Giguere SG60xx
em uma faixa de número de Reynolds de 105 até 5x105 e concluíram que os aerofólios SG6042
e principalmente o SG6043 apresentaram elevada relação entre sustentação e arrasto.
2.3.2 Xfoil
Um dos procedimentos mais difíceis a serem realizados no desenvolvimento de máquinas aerodinâmicas é a escolha do perfil aerodinâmico mais apropriado e a obtenção de suas características aerodinâmicas. Drela (1989) apresentou um procedimento para análise das características aerodinâmicas dos aerofólios. A metodologia conhecida como Xfoil apresentou resultados fiéis a dados experimentais, sendo adequado para análise em baixos números de Reynolds.
A utilização de Computational Fluid Dynamics (CFD) é cada vez mais utilizado no desenvolvimento de equipamentos aerodinâmicos, porém o código Xfoil apresenta uma alta capacidade e simplicidade na utilização.
Morgado et al. (2016) apresentou um estudo para avaliar os aerofólios com sustentação máxima com baixos números de Reynolds através do código Xfoil em diferentes modelos de turbulência. Com resultados obtidos pelo Xfoil e CFD, o Xfoil foram mais adequados e fornecendo melhores dados de previsão do desempenho dos aerofólios.
Günel et al. (1916) utilizou o código Xfoil e o modelo de Transição SSR k-omega com a finalidade de avaliar o desempenho de diferentes aerofólios na faixa de Reynolds de 300000 e 400000. Os resultados foram similares até o ângulo de estol e ambos apresentaram boa aproximação com a literatura.
Devido a elevada precisão com baixos valores de Reynolds, o código Xfoil é apropriado para utilização no desenvolvimento de rotores eólicos. O desenvolvimento e as análises experimentais em túneis de vento são procedimentos caros.
Parezanovic et al. (2006) utilizou o CFD Fluent e Xfoil para comparar os resultados com testes experimentais em túneis de vento. Os resultados obtidos por ambos os códigos apresentaram elevada fidelidade aos valores experimentais e os autores destacaram que estes códigos computacionais são apropriados para desenvolver e aprimorar aerofólios para aplicação em rotores eólicos.
2.4 Aerodinâmica de rotores eólicos de eixo horizontal
Os aerogeradores devem possuir características relacionadas ao local de instalação, pois em cada local há variação de temperatura, pressão atmosférica, direção e intensidade do vento. A consideração destas características proporciona uma melhora significativa na eficiência de geração anual.
O maior rendimento aerodinâmico possível é de 59%, também conhecido como o limite de Betz, mas com a tecnologia atual é possível apenas alcançar valores próximos a 52%.
De acordo com De Oliveira Pinto (2013), o aerogerador deve estar em funcionamento cerca de 80% do tempo para ser viável. Portanto, o dimensionamento deve possibilitar a geração mínima mesmo em épocas do ano onde a velocidade dos ventos é abaixo da média.
Os rotores eólicos de eixo horizontal seguem o mesmo conceito dos propulsores aeronáuticos. Wald (2006) apresentou todo o desenvolvimento numérico e analítico sobre propulsores e cata-ventos, apontando uma única diferença, sendo respectivamente a aceleração e a desaceleração do escoamento.
Os conceitos aerodinâmicos dos rotores eólicos de eixo horizontal são abordados por Hansen (2015), Manwell et al. (2009). Wood (2011) aplicando uma abordagem específica sobre aerogeradores de pequeno porte.
2.4.1 Área varrida e solidez
A potência disponível em um aerogerador é proporcional a três fatores, sendo eles a velocidade do vento, o peso especifico do ar e a área do fluxo. Destes três fatores, as características do vento são determinadas a partir da escolha do local de instalação do aerogerador
A área do fluxo é a área do rotor (área varrida), calculada de acordo com a estimativa da eficiência aerodinâmica e a potência a ser gerada. Para o cálculo do raio do aerogerador utiliza-se o valor da potência efetiva a utiliza-ser gerada na equação da potência, substituindo a área varrida A pela fórmula da área da circunferência A=π.R2, obtendo a expressão:
𝑃
𝐶𝑃
=
𝜌.𝜋.𝑅2.𝑉03
2 (2.4.1)
Resultando o valor do raio:
𝑅 = √
𝜌.𝜋.𝑉2.𝑃03.𝐶𝑃
(2.4.2)
Mesmo sendo uma característica importante no dimensionamento de um rotor, a área varrida representa apenas a potência disponível. A relação entre a área varrida A e a área das
pás Ap , é conhecida como solidez σ representada por:
𝜎 =
𝐴𝐴𝑝 (2.4.3)
Para facilitar a aplicação da solidez no dimensionamento de uma pá, utiliza-se a solidez local como parâmetro, podendo ser escrita dividindo o comprimento da corda em todas as pás em um anel do rotor de raio r pelo perímetro do anel, portanto:
𝜎 =
𝐵.𝑐2.𝜋.r (2.4.4)
Considerando que a relação da área varrida e da área das pás é igual a relação entre o fluxo de massa que passa pelo anel e o fluxo de massa que atinge as pás, podemos escrever a solidez a partir do fator de interferência axial a de acordo com a interação das teorias do elemento de pá e da quantidade de movimento:
