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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO ANÁLISE COMPARATIVA DE MÉTODOS DE AVALIAÇÃO DE CARGA DE VENTO EM TURBINAS EÓLICAS CAROLINA RIBEIRO FERNANDES 2020

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

ANÁLISE COMPARATIVA DE MÉTODOS DE AVALIAÇÃO DE CARGA DE VENTO

EM TURBINAS EÓLICAS

CAROLINA RIBEIRO FERNANDES

2020

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ANÁLISE COMPARATIVA DE MÉTODOS DE AVALIAÇÃO DE CARGA DE VENTO

EM TURBINAS EÓLICAS

CAROLINA RIBEIRO FERNANDES

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de

Engenharia Civil da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientadores: Sergio Hampshire de Carvalho

Santos

Gabriel Nogueira

RIO DE JANEIRO

Março de 2020

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Fernandes, Carolina Ribeiro

Análise comparativa de métodos de avaliação de carga de

vento em turbina eólica / Carolina Ribeiro Fernandes – Rio de

Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2020.

XVI, 59 p.:il.; 29,7 cm.

Orientadores: Sergio Hampshire de Carvalho Santos

Gabriel Nogueira

Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de

Engenharia Civil, 2020.

Referências Bibliográficas: p. 57-59

1. Turbinas Eólicas 2. Vento 3. Norma Brasileira 4. TurbSim

5. SIMA-RIFLEX 6. Estacas 7. Fundações.

I. Santos, Sergio Hampshire de Carvalho; II. Universidade

Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de

Engenharia Civil. III. Título

.

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Dedicatória

Dedico esta conquista aos meus pais, Rogério e Daisy e às minhas irmãs, Gabriela e Juliana.

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Agradecimentos

Agradeço primeiramente a Deus, por ter me sustentado até aqui com sua mão invisível,

por ter me guiado e cuidado de mim ao longo dessa trajetória.

Aos meus pais e agora também colegas de profissão, Daisy e Rogério, por todo apoio

que me foi dado ao longo da minha vida, pelo cuidado e amor incondicional, por todas as

preocupações e conselhos, por todos os momentos em que tornaram meus sonhos em seus

próprios sonhos e por todas as vezes que lutaram por mim quando eu não acreditava mais.

Agradeço a minha avó, Eurídice, em memória, imprescindível para minhas conquistas.

Agradeço as minhas irmãs mais velhas, Gabriela e Juliana, pelo companheirismo de

sempre, pelas conversas e conselhos, pela amizade sincera que cativamos.

Agradeço ao meu amigo de quatro patas, Paçoca, pelo carinho e felicidade que me traz,

e pela companhia das longas madrugadas durantes os estudos.

Ao meu amor, Luiz Fernando, companheiro de vida e agora também colega de profissão,

pelo apoio emocional e intelectual durante essa caminhada. Agradeço por todo amor e cuidado,

você foi e é fundamental para essa conquista e todas as futuras conquistas que teremos.

Aos meus amigos de faculdade que tornaram esses cinco anos menos árduos, os quais

sempre me ajudaram desde palavras amigas e risadas até materiais de estudos e ensinamentos

técnicos. Aproveito também para agradecer minhas amigas de infância, as quais permanecem

até hoje presentes em minha vida com grande importância nas minhas realizações.

Agradeço aos meus orientadores, Sergio Hampshire e Gabriel Nogueira, por todo

incentivo, por todo conhecimento passado e por acreditarem no meu potencial.

Agradeço a Universidade Federal do Rio de Janeiro, instituição que foi minha casa

durante esses anos de graduação, a qual me ofereceu formação gratuita e de qualidade, à qual

serei eternamente grata e a qual também defenderei até o fim. Aproveito para agradecer também

a todos os mestres da Engenharia Civil da UFRJ, por me inspirarem a ser uma engenheira cada

vez melhor. Que honra é poder, agora, chamá-los de colegas de profissão.

Agradeço também a empresa FURNAS ELETROBRAS a qual me incentivou aos

estudos do tema desse Projeto de Graduação, e aos profissionais com quem lá trabalhei por todo

conhecimento e experiência que me foram passados.

Por fim, agradeço a todos que fizeram parte dessa história e se fizeram presentes ao

longo dessa jornada, os quais não consegui citar nesse breve agradecimento.

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

requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Civil.

ANÁLISE COMPARATIVA DE MÉTODOS DE AVALIAÇÃO DE CARGA DE VENTO

EM TURBINAS EÓLICAS

Carolina Ribeiro Fernandes

Março/2020

Orientadores: Sergio Hampshire de Carvalho Santos

Gabriel Nogueira

Turbinas eólicas têm a capacidade de converter a energia cinética do vento em energia elétrica

e, assim, apresentam-se como uma solução para a geração de energia limpa em todo o mundo.

Essas, possuem geometria favorável, altura propícia à captação do vento, e podem ser

implantadas sobre diversos tipos de fundações, nos mais variados tipos de solo, para resistir às

ações dinâmicas impostas pelo ambiente. O método proposto pela norma brasileira NBR 6123

(1988) para o cálculo da ação do vento em edificações, apesar de prever cálculos dinâmicos do

vento para estruturas esbeltas, não é comumente utilizado no Brasil para turbinas eólicas. A

prática entre as empresas é utilizar softwares especializados para essa análise ou empregar

normas internacionais. Esse trabalho compara as cargas atuantes no topo de uma fundação de

uma turbina eólica, calculadas através de programas computacionais, com os valores calculados

através da norma brasileira. Para isso, analisou-se uma turbina de 5 MW sob condições reais de

vento através dos softwares TurbSim e SIMA-RIFLEX e, depois, realizaram-se os cálculos

previstos na norma. Após isso, foram dimensionadas as estacas de uma fundação profunda com

auxílio do programa SAP2000, associando, portanto, conhecimentos de geotecnia e estruturas

de fundações. Os resultados indicam que a NBR 6123 (1988) fornece esforços menores que os

encontrados pelos softwares, visto que não considera algumas condições referente às turbinas

eólicas. Deste modo, as estacas são dimensionadas para os esforços máximos encontrados pelo

TurbSim e SIMA-RIFLEX.

Palavras-chave: Turbinas Eólicas. Vento. Norma Brasileira. TurbSim. SIMA-RIFLEX.

Estacas. Fundações.

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

requirements for the degree of Civil Engineer.

COMPARATIVE ANALYSIS OF METHODS OF WIND LOAD EVALUATION ON

WIND TURBINES

Carolina Ribeiro Fernandes

March/2020

Advisors: Sergio Hampshire de Carvalho Santos

Gabriel Nogueira

Wind turbines have the capability of converting the kinetic energy of the wind into electrical

energy and, thus, present themselves as a worldwide solution for the generation of clean energy.

The tower, responsible for positioning the blades of a horizontal axis wind turbine at a height

suitable for harvesting the wind energy, can be implanted on several types of foundations, in

the most varied types of soil, to resist the dynamic actions imposed by the environment. The

method proposed by the Brazilian standard NBR 6123 (1988) for the calculation of wind action

in buildings, despite providing dynamic wind calculations for slender structures, is not

commonly used for wind turbines in Brazil. The practice among companies is to use specialized

software for this analysis and international standards. This work compares the loads acting on

the top of a wind turbine foundation, calculated using computer programs, with the values

calculated using the Brazilian standard. For this purpose, a 5 MW turbine was analyzed under

real wind conditions using the TurbSim and SIMA-RIFLEX software, and then the calculations

provided for in the standard were performed. Finally, the piles of a deep foundation were

dimensioned with the SAP2000 program, thus associating knowledge of geotechnics and

foundation structures. The results indicate that NBR 6123 (1988) provides lower efforts than

those found by the software, since it does not consider some conditions related to wind turbines.

In this way, the piles are dimensioned for the maximum efforts found by TurbSim and SIMA-

RIFLEX.

Keywords: Wind Turbine. Wind. Brazilian Standard. TurbSim. SIMA-RIFLEX. Piles.

Foundations.

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LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1 - Evolução da capacidade eólica instalada no Brasil, em MW (ABEEólica, 2018). .............................. 2

Figura 2 – Desenho esquemático de uma turbina eólica moderna (ANEEL, 2005). ............................................ 5

Figura 3 - Aerogeradores do tipo Upwind e Downwind. .................................................................................... 7

Figura 4 - Tipos de Fundações: (a) Fundação em sapata, (b) Fundação em estacas, (c) Fundação em

monoestacas (adaptado de Burton et al, 2011). ................................................................................................. 8

Figura 5 - Processo executivo da estaca raiz (VALERIANO, 2017). .................................................................. 9

Figura 6 - Intervalo de frequências de autoexcitação 1P e 3P da turbina eólica de 5 MW da NREL e de espectro

de vento (adaptado de Nogueira, 2019 apud Letcher, 2017). ............................................................................11

Figura 7 - Perfil médio e real velocidade do vento (Nogueira, 2019 apud Tempel, 2006). .................................12

Figura 8 - Plano de origem do perfil do vento (Nogueira, 2019 apud Barltrop e Adam, 1991). .........................14

Figura 9 - Séries temporais das componentes em x, y e z do vento real (Nogueira, 2019 apud Barltrop e Adam,

1991)...............................................................................................................................................................17

Figura 10 - Plano anular utilizado nas teorias do momentum (Hansen, 2008). .................................................20

Figura 11 – R é o vetor resultante de lift L e drag D. 𝐹𝑛 e 𝐹𝑡 são as componentes normais e tangenciais de R,

respectivamente (Nogueira, 2019 apud Hansen, 2008). ....................................................................................21

Figura 12 - Gráfico que representa o comportamento do gerador de 5MW de acordo com a velocidade do vento

(Adaptado de JONKMAN et al, 2009). .............................................................................................................22

Figura 13 - Formação de vórtices no fluxo por trás de um objeto cilíndrico (IGLESIA, 2018). .........................23

Figura 14- Número de Strouhal em função do número de Reynolds para estruturas de seção tranversal circular

(BLEVINS, 1977). ............................................................................................................................................24

Figura 15 - Exemplo de uma malha retangular gerada pelo TurbSim sobre uma torre de energia eólica

(Adaptado de Jonkman e Kilcher, 2012). ..........................................................................................................25

Figura 16 - Dados de entrada do programa TurbSim. ......................................................................................26

Figura 17 - Modelagem da TEEH de 5MW no programa SIMA-RIFLEX. .........................................................27

Figura 18 - Mapa com isopletas da velocidade básica Vo (m/s) (ABNT, 1988). ................................................28

Figura 19 - Boletim de sondagem típico do local de construção da torre de energia eólica. ..............................31

Figura 20 - Curva p-y de molas translacionais não-lineares (Adaptado de Nogueira, 2019). ............................32

Figura 21 - Tipos de seções para dimensionamento a flexão composta reta (Santos, 2019). ..............................34

Figura 22 - Ábaco adimensional 13 para Seção Tipo 4 (Santos, 2019). ............................................................34

Figura 23 - Dimensões da torre eólica de 5 MW. .............................................................................................39

Figura 24 - Esquema de cargas aplicadas no topo do bloco de fundação. .........................................................40

Figura 25 - Gráfico de variação da força axial atuante no topo da fundação ao longo do tempo. .....................41

Figura 26 - Gráfico de variação do momento torçor atuante no topo da fundação ao longo do tempo...............42

Figura 27 - Gráfico de variação do momento fletor em torno do eixo y atuante no topo da fundação ao longo do

tempo. .............................................................................................................................................................42

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Figura 28 - Gráfico de variação do momento fletor em torno do eixo z atuante no topo da fundação ao longo do

tempo. .............................................................................................................................................................42

Figura 29 - Gráfico de variação do esforço cortante no eixo y atuante no topo da fundação ao longo do tempo.

.......................................................................................................................................................................43

Figura 30 - Gráfico de variação do esforço cortante no eixo z atuante no topo da fundação ao longo do tempo.

.......................................................................................................................................................................43

Figura 31 - Distribuição dos pesos dos elementos da Torre Eólica de 5 MW (dimensões em metros). ...............46

Figura 32 - Seção transversal da fundação (Dimensões em metros). ................................................................48

Figura 33 - Vista superior da fundação (Dimensões em metros). ......................................................................49

Figura 34 - Modelo 3D da fundação em estudo utilizado no programa SAP2000. .............................................49

Figura 35 - Interface do programa SAP2000 relativa à seção transversal da estaca. ........................................51

Figura 36 - Diagramas de esforço axial nas estacas.........................................................................................53

Figura 37 - Diagramas de momento fletor nas estacas. ....................................................................................53

Figura 38 - Deformação da estrutura com as cargas aplicadas no topo do bloco..............................................54

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LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Relação dos diâmetros e armaduras das estacas raiz com a carga estrutural Pe (Adaptado de

VALERIANO, 2017). ........................................................................................................................................ 9

Tabela 2 - Comprimentos de Rugosidades Típicos (adaptado de Burton et al, 2011). ........................................13

Tabela 3 - Valores mínimos do fator estatístico 𝑆3 (ABNT, 1988). ....................................................................29

Tabela 4 – Expoente p e parâmetro b (ABNT, 1988). ........................................................................................29

Tabela 5 - Parâmetros para a determinação de efeitos dinâmicos (ABNT, 1988). .............................................30

Tabela 6 - Coeficientes de arrasto, Ca, para corpos de seção constante com vento perpendicular ao plano da

figura (Adaptado de NBR6123, 1988). .............................................................................................................30

Tabela 7 - Área de aço da seção conforme bitola da barra, para aço CA-50. ....................................................35

Tabela 8 - Coeficientes empíricos k e α (MONTEIRO, 1997). ...........................................................................36

Tabela 9 - Valores dos coeficientes F1 e F2 (MONTEIRO, 1997). ....................................................................37

Tabela 10 - Dados principais da turbina onshore de 5 MW (JONKMAN e KILCHER, 2009). ...........................38

Tabela 11 - Esforços máximos atuantes no topo da fundação para diferentes velocidades de vento incidente com

turbina em operação. .......................................................................................................................................41

Tabela 12 - Parâmetros extraídos da NBR6123 (1998) para cálculo da ação do vento......................................44

Tabela 13 - Forças de vento atuantes na torre da TEEH de 5 MW. ...................................................................44

Tabela 14 - Forças de vento atuantes nas pás da TEEH de 5 MW. ....................................................................45

Tabela 15 - Esforços atuantes no topo da fundação, segundo NBR6123 (1988).................................................45

Tabela 16 - Comparação dos esforços no topo da fundação segundo os dois métodos abordados. ....................47

Tabela 17 - Esforços máximos no topo das estacas. ..........................................................................................50

Tabela 18 - Parâmetros variáveis com a profundidade, para o cálculo da ........................................................51

Tabela 19 - Parâmetros fixos para o cálculo da capacidade de carga geotécnica. ............................................52

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LISTA DE SÍMBOLOS

𝑎’ Fator de indução tangencial

𝑎 Fator de indução axial

A Área varrida pelo rotor da turbina

𝐴𝑐 Área da seção da estaca

𝐴𝑝 Área da seção transversal da ponta da estaca

𝐴𝑠, 𝐴𝑠,𝑚𝑎𝑥 Área de aço requerida na estaca; Área de aço máxima na estaca

𝑏 Coeficiente que depende da categoria de rugosidade do terreno

𝐶𝑎 Coeficiente de arrasto

𝐶𝐷(𝛼) Coeficientes de drag em função do ângulo de ataque local

𝐶𝐿(𝛼) Coeficientes de lift em função do ângulo de ataque local

𝐶𝑝 Coeficiente de potência da turbina

𝑐 Corda de um elemento

D Força de drag ; diâmetro da seção da torre

𝑑 Diâmetro da seção da estaca

𝐹(𝑧) Força estática equivalente às ações estáticas e dinâmicas do vento, por unidade

de altura

𝐹1, 𝐹2 Coeficientes empíricos que dependem do tipo de estaca utilizado

𝐹𝑛 Forças normais no rotor

𝐹𝑡 Forças tangenciais no rotor

𝐹𝑆𝑔 Fator de segurança global

𝑓𝑐 Parâmetro de Coriolis

𝑓 Frequência natural da estrutura

𝑓𝑐𝑑 Resistência de cálculo do concreto

𝑓𝑐𝑘 Resistência característica do concreto à compressão

𝑓𝑦𝑑 Resistência de cálculo do aço

𝐿 Força de lift

𝐿1 Diâmetro da edificação

𝐿𝑖 Parâmetro de escala integral

𝐻ℎ𝑢𝑏 Altura do hub

ℎ𝑔 Altura gradiente

ℎ Altura de uma edificação acima do terreno

𝐼𝑖 Intensidade da turbulência do vento na direção i

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𝐾ℎ Coeficiente de rigidez horizontal

𝐾𝑣 Coeficiente de rigidez vertical

𝑘 Coeficiente empírico definido em função do tipo de solo

𝑀𝑑 Momento fletor atuante de projeto no topo da estaca

𝑁𝑑 Esforço normal atuante de projeto no topo da estaca

𝑁𝑆𝑃𝑇 Número de golpes no ensaio SPT na profundidade da estaca

P Potência extraída pela turbina; força aplicada à mola (curva p-y)

𝑃𝑎 Carga admissível na estaca

𝑃𝑒 Carga estrutural de projeto em uma estaca

𝑝 Expoente que depende da categoria de rugosidade do terreno

𝑄𝑎𝑑𝑚 Capacidade de carga geotécnica

𝑄𝑢𝑙𝑡 Carga última de ruptura do solo

𝑞 Pressão dinâmica de vento

𝑞(𝑧) Variação da pressão dinâmica do vento com a altura

R Vetor resultante de força no rotor

𝑅𝑒 Número de Reynolds

r Distância radial do centro do rotor com espessura dr

𝑆1 Fator topográfico de ajuste da velocidade do vento às condições reais

𝑆3 Fator estatístico de ajuste da velocidade do vento às condições reais

𝑆𝑖(𝑓) Função de densidade espectral da velocidade do vento na direção i

𝑆𝑡 Número de Strouhal

𝑇 Força de thrust (propulsão)

t Espessura

𝑈 Perímetro do trecho da estaca em questão

𝑈(𝑡) Vetor que indica a velocidade instantânea do vento no instante de tempo t

𝑈𝑚 Velocidade do vento médio, com magnitude e direção constantes

𝑈𝑚(𝑧) Velocidade do vento médio em uma altura z

𝑈𝑚,10 Velocidade média do vento medida em um intervalo de 10 minutos em uma

altura z ao longo da direção principal do fluxo

𝑈𝑚,ℎ𝑢𝑏 Velocidade média do vento na altura do hub

𝑈𝑟𝑒𝑙 Velocidade do vento incidente relativa

𝑈𝑥(𝑡) Componente do vetor do vento na direção do eixo x

𝑈𝑦(𝑡) Componente do vetor do vento na direção do eixo y

𝑈𝑧(𝑡) Componente do vetor do vento na direção do eixo z

𝑈∞ Velocidade do vento incidente não-perturbado

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𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡) Vetor que representa a parcela flutuante da velocidade do vento no instante de

tempo t, com magnitude e direção variáveis

u* Velocidade de fricção

𝑢(𝑡) Componente da parcela flutuante da velocidade do vento na direção x

𝑉 Velocidade média do vento local

𝑉𝑐𝑟 Velocidade crítica do vento

𝑉0 Velocidade básica do vento em determinada região

𝑉𝑝 Velocidade de projeto do vento em determinada região

𝑣(𝑡) Componente da parcela flutuante da velocidade do vento na direção y

𝑤(𝑡) Componente da parcela flutuante da velocidade do vento na direção z

y Deflexão da mola (curva p-y)

𝑧 Altura do elemento sobre o nível do terreno

𝑧0 Comprimento de rugosidade

𝑧𝑟 Altura de referência igual a10 m

𝑧𝑟𝑒𝑓 Altura de referência

LETRAS GREGAS

𝛼 Coeficiente empírico que depende do perfil de solo

𝛾 Parâmetros para a determinação de efeitos dinâmicos

Δ𝐿 Variação de comprimento do trecho da estaca em questão

𝜂 Esforço normal adimensionalizado

κ Constante de von Karman

𝜆 Latitude

Λ𝑈 Parâmetro de escala turbulento

𝜇 Momento adimensionalizado

𝜉 Coeficiente de amplificação dinâmica

ρ Densidade do ar

𝜎𝑖 Desvio padrão da velocidade do vento em uma altura z na direção 𝑖

∅ Diâmetro das barras de aço da estaca

ψ Função da estabilidade atmosférica

Ω Velocidade angular de rotação da Terra

𝜔 Velocidade angular; taxa mecânica de armadura na estaca

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SUMÁRIO

LISTA DE ILUSTRAÇÕES .......................................................................................................... IX

LISTA DE TABELAS.................................................................................................................... XI

LISTA DE SÍMBOLOS ................................................................................................................ XII

1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................................... 1

CONSIDERAÇÕES GERAIS ......................................................................................................... 1

JUSTIFICATIVA E OBJETIVO DO ESTUDO .................................................................................. 2

METODOLOGIA ......................................................................................................................... 3

APRESENTAÇÃO DOS CAPÍTULOS ............................................................................................. 3

2 TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL (TEEH) .................................................... 5

ASPECTOS GERAIS .................................................................................................................... 5

FUNDAÇÕES DE TURBINAS EÓLICAS ......................................................................................... 7

2.2.1 ESTACAS RAIZ ........................................................................................................................ 8

AÇÕES E COMBINAÇÕES DE CARGAS NAS FUNDAÇÕES............................................................10

CONSIDERAÇÕES DE OPERAÇÃO DA TEEH ..............................................................................11

3 O VENTO ..................................................................................................................................12

PARCELA ESTÁTICA DO VENTO: PERFIL DO VENTO MÉDIO..................................................13

PARCELA DINÂMICA DO VENTO OU TURBULÊNCIA ...............................................................15

CARREGAMENTOS AERODINÂMICOS......................................................................................19

VELOCIDADE CRÍTICA DO VENTO ...........................................................................................21

TURBSIM E SIMA-RIFLEX....................................................................................................24

CONSIDERAÇÃO DO VENTO SEGUNDO NBR 6123 (1988) ..........................................................27

4 CONSIDERAÇÕES SOLO-ESTACA ......................................................................................31

LOCAL DA FUNDAÇÃO .............................................................................................................31

COEFICIENTE DE RIGIDEZ LATERAL .......................................................................................32

DIMENSIONAMENTO DAS ESTACAS RAIZ ................................................................................33

VERIFICAÇÃO DA CAPACIDADE GEOTÉCNICA DE CARGA NA ESTACA ...................35

5 MODELAGEM DA FUNDAÇÃO ............................................................................................38

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DADOS DA TURBINA EÓLICA ....................................................................................................38

ANÁLISE DOS ESFORÇOS NO TOPO DA FUNDAÇÃO...................................................................39

5.2.1 ANÁLISE DO VENTO SEGUNDO OS SOFTWARES TURBSIM E SIMA-RIFLEX .............................40

5.2.2 ANÁLISE DO VENTO SEGUNDO A NBR 6123 (1988) ................................................................43

5.2.3 COMPARAÇÃO ENTRE OS MÉTODOS .......................................................................................46

MODELAGEM DA FUNDAÇÃO NO PROGRAMA SAP2000............................................................48

DEFINIÇÃO DAS ESTACAS ........................................................................................................50

5.4.1 DIMENSIONAMENTO DAS ESTACAS ........................................................................................50

5.4.2 VERIFICAÇÃO DA CAPACIDADE GEOTÉCNICA ........................................................................51

RESULTADOS OBTIDOS ............................................................................................................52

6 CONCLUSÕES .........................................................................................................................56

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...........................................................................................57

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1 INTRODUÇÃO

CONSIDERAÇÕES GERAIS

A energia eólica é originada do aproveitamento da força do vento para a geração de

energia elétrica. Bem como a energia hidráulica, a energia eólica é utilizada há milhares de anos

para trabalhos que envolvem energia mecânica, como moagem de grãos e bombeamento de

água. Como fonte para gerar energia elétrica, só foi empregada anos depois.

Estima-se que os primeiros experimentos com energia eólica tenham acontecido no final

do século XIX, mas seu desenvolvimento só foi notável quase um século depois (1970) com a

crise do petróleo, sendo a primeira turbina eólica ligada a uma rede elétrica instalada em 1976

na Dinamarca. Já no Brasil, essa tecnologia chegou alguns anos depois, em 1992, com a

primeira instalação, em Fernando de Noronha (ANEEL, 2005).

Nos anos seguintes, pouco se avançou na consolidação da energia eólica. Entretanto,

durante a crise energética de 2001, foram criadas políticas incentivadoras como o Programa

Emergencial de Energia Eólica (Proeólica), sendo este substituído posteriormente pelo

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), o qual impulsionou

o desenvolvimento das fontes renováveis na matriz energética e estimulou a fixação da indústria

eólica no país. Desde então, o Brasil tem mostrado um grande potencial para esse tipo de

energia, ficando entre os 10 países com maior produção de energia eólica do mundo

(ABEEólica, 2018).

A Figura 1 mostra a evolução da capacidade instalada no Brasil e faz uma previsão para

os próximos anos, segundo a Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica). Grande

parte dessa capacidade está localizada no Nordeste e Sul do País.

Por possuir esse potencial, bem como por se tratar de uma fonte de energia limpa e

renovável, muito tem a acrescentar o desenvolvimento de turbinas eólicas cada vez mais

modernas, as quais apresentam alto desempenho com custos reduzidos. Nesse contexto,

ressalta-se a importância das fundações no custo total do projeto e, consequentemente, os

estudos relacionados às fundações e os consequentes avanços nessa área.

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Figura 1 - Evolução da capacidade eólica instalada no Brasil, em MW (ABEEólica, 2018).

JUSTIFICATIVA E OBJETIVO DO ESTUDO

As turbinas eólicas trabalham dentro dos limites da camada atmosférica, estando assim

sujeitas à ação do vento e ao seu caráter dinâmico. Enquanto que nos projetos de edifícios de

baixa altura, por exemplo, pode-se considerar o vento como uma ação estática, no caso de

turbinas eólicas, por se tratar de estruturas esbeltas e com frequência natural maior que 0,5 s, é

necessário que seja considerada a influência da ação da turbulência do vento, e não só da sua

parcela permanente.

Dessa forma, a atual Norma Brasileira de Vento NBR 6123 (1988), a qual está em vigor

há 32 anos, reserva um capítulo para o cálculo da resposta dinâmica do vento em tais estruturas.

Entretanto, é comum que as empresas que projetam turbinas eólicas e suas fundações no Brasil,

utilizem programas sofisticados e normas internacionais que preveem como a estrutura se

comportará frente aos caráteres permanentes e aleatórios do vento.

A consideração de como esse esforço age sobre a turbina causa impactos diretos no

projeto de fundações, visto que a turbulência pode induzir grandes amplitudes de vibrações na

estrutura e esforços maiores do que os previstos para um vento constante, influenciando não só

o desempenho das fundações, como também o investimento que essa etapa requer. Hau (2003)

estima que aproximadamente 20% do custo de implementação de uma turbina eólica seja

destinado à fundação.

Esse Projeto de Graduação tem então o objetivo de comparar as abordagens da NBR

6123 (1988) com os resultados do programa SIMA-RIFLEX (SINTEF OCEAN, 2017), um

software que calcula as cargas e esforços atuantes em turbinas, e consequentemente no topo da

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fundação, de acordo com as condições reais de vento geradas pelo programa TurbSim

(JONKMAN e KILCHER, 2012). O Projeto visa também dimensionar as estacas de uma

fundação profunda de acordo com os carregamentos analisados.

METODOLOGIA

As pesquisas referentes a turbinas eólicas mundo a fora são dificultadas, visto que

informações detalhadas de turbinas, como características geométricas das pás, são mantidas em

sigilo pelos fabricantes, uma vez que estão diretamente relacionadas com a eficiência do rotor.

Optou-se então por usar o modelo disponibilizado pelo NREL (National Renewable

Energy Laboratory ou Laboratório Nacional de Energia Renovável), por meio do Centro

Nacional de Tecnologia Eólica (NWTC – National Wind Technology Center). Trata-se de uma

turbina onshore de 5 MW (JONKMAN et al, 2009), amplamente utilizada nos estudos

referentes às turbinas eólicas ao redor do mundo.

Além disso, utilizaram-se parâmetros reais do litoral do Rio Grande do Norte, no

Nordeste brasileiro, tanto quanto às condições de vento, como quanto às características do solo

local.

Para cumprir com os objetivos anteriormente citados, foi feita a análise do vento

segundo a associação dos programas TurbSim, responsável pela geração aleatória e realística

do vento, e SIMA-RIFLEX, responsável pela análise estrutural de turbinas eólicas, de forma a

obter os esforços gerados pela ação do vento e do peso próprio da estrutura no topo da fundação.

Após isso, compararam-se esses resultados com os esforços calculados, também no topo da

fundação, pelo método dinâmico aproximado previsto na Norma Brasileira de Forças Devidas

ao Vento, NBR 6123 (1988).

Com esses carregamentos, uma fundação do tipo bloco-estacas, foi analisada por meio

de um modelo em elementos finitos no software SAP2000, com o intuito de analisar a influência

dos resultados obtidos com as diferentes abordagens da ação do vento, sobre a fundação.

APRESENTAÇÃO DOS CAPÍTULOS

O presente trabalho está organizado em seis capítulos. Este primeiro descreve, em linhas

gerais, o contexto histórico do setor eólico mundial e a potência futura que esse poderá atingir,

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bem como as motivações que levaram ao desenvolvimento deste trabalho, os objetivos a serem

cumpridos, e a metodologia utilizada na pesquisa.

No segundo capítulo são apresentados os conceitos básicos sobre as Turbinas Eólicas

de Eixo Horizontal (TEEH), descrevendo seus principais componentes e explicando suas

funções, além de apresentar as fundações usuais para esse tipo de estrutura, os esforços atuantes

nestas, e as considerações dinâmicas de operação essenciais ao projeto de aerogeradores.

O terceiro capítulo apresenta o cálculo da ação do vento atuante na TEEH onshore. São

fornecidas as bases teóricas para a modelagem matemática do campo de velocidades de vento

turbulento, baseada em perfis de velocidade média, intensidade de turbulência e funções de

densidade espectral. Na sequência, é brevemente explicado o cálculo de forças aerodinâmicas

no rotor pela teoria do momentum do elemento de pá (BEM), além das forças de vento na torre,

as quais são analisadas através dos programas TurbSim e SIMA-RIFLEX. Nesse capítulo

também são apresentados os cálculos previstos na NBR 6123 (1988) baseados em parâmetros

pré-estabelecidos de geometria da torre, tipo de estrutura e condições de vento.

No quarto capítulo são abordadas as questões relativas ao solo do local e sua

representação no problema em questão, com a apresentação de boletim de sondagem e a escolha

das molas representativas da interação solo-estaca. É onde se apresenta também a teoria

necessária para a determinação da capacidade geotécnica e capacidade estrutural de carga em

uma estaca raiz, para posteriores verificações.

O quinto capítulo descreve o modelo da Turbina Eólica de 5 MW da NREL (JONKMAN

et al, 2009) utilizada para as análises realizadas. Apresenta-se também, os esforços obtidos

pelos softwares TurbSim e SIMA-RIFLEX e os resultados dos cálculos feitos de acordo com a

NBR 6123 (1988) no topo da fundação. Algumas discussões são feitas referentes ao tema. A

modelagem da fundação no programa SAP2000 é detalhada e os resultados são discutidos.

Por fim, no último capítulo são apresentadas as considerações finais do trabalho,

contendo conclusões alcançadas e recomendações, bem como sugestões para trabalhos futuros.

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2 TURBINAS EÓLICAS DE EIXO HORIZONTAL (TEEH)

ASPECTOS GERAIS

Segundo a ANEEL (2005), denomina-se energia eólica a energia gerada através do

aproveitamento das massas de ar em movimento (vento). A geração ocorre com o emprego de

turbinas eólicas, também chamadas de aerogeradores, as quais são capazes de converter a

energia cinética do vento em energia mecânica e, através do gerador, transformá-la em energia

elétrica.

As turbinas eólicas já passaram por várias configurações e adaptações ao longo dos

anos. No decorrer do tempo, consolidou-se o projeto de aerogeradores, conforme mostrado na

Figura 2, com as seguintes características: três pás, alinhamento ativo, gerador de indução,

estrutura não-flexível, com eixo de rotação horizontal, por isso chamadas de TEEH (ANEEL,

2005). Nesse modelo, percebe-se a importância de três componentes principais: rotor, nacele e

torre.

Figura 2 – Desenho esquemático de uma turbina eólica moderna (ANEEL, 2005).

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O rotor é um conjunto formado pelas pás, as quais retardam o fluxo de vento e giram

com a força das massas de ar, e pelo hub, peça que une as pás e conecta esse sistema ao eixo

principal da turbina. É o elemento mais importante quando se trata de cargas aerodinâmicas

sobre a turbina, e consequentemente, da potência que essa produzirá. A seção transversal da pá

é chamada de aerofólio e, possui extrema importância para o cálculo da ação do vento nos

aerogeradores.

A potência da turbina é dada conforme a equação (2-1):

𝑃 =1

2𝜌 𝐴 𝑈∞

3 𝐶𝑝 (2 − 1)

onde,

P: a potência extraída pela turbina;

ρ: a densidade do ar;

A: a área varrida pelo rotor da turbina;

𝑈∞: a velocidade do vento incidente não-perturbado;

𝐶𝑝: coeficiente de potência da turbina.

A nacele é um compartimento instalado no topo da torre que abriga os principais

elementos de conversão da energia mecânica em energia elétrica. É nesta seção que se encontra

o sistema de controle da turbina.

Entre os mais variados sistemas de controle que uma TEEH pode ter, destacam-se as

turbinas que possuem rolamentos na conexão entre as pás e o hub. Essa configuração permite

que a pá gire em torno do próprio eixo, caso seja necessário, ou seja, controlando o ângulo de

incidência do vento sobre as pás, moderando a extração de energia e protegendo a estrutura

contra ventos extremos (HANSEN, 2008).

Os aerogeradores podem ser projetados para trabalhar contra a direção do vento

(upwind) ou a favor da direção do vento (downwind), conforme a Figura 3. Assim, enquanto as

turbinas upwind possuem um mecanismo de giro guiado pelo sistema de controle para garantir

que a turbina opere contra o vento, as turbinas downwind funcionam com mecanismos de giro

livres, fornecendo liberdade para a turbina se alinhar a favor da direção do vento.

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Figura 3 - Aerogeradores do tipo Upwind e Downwind.

A torre, por sua vez, tem a função de sustentar o rotor e a nacele em altura adequada

para o aproveitamento do vento, e de transmitir os carregamentos atuantes na TEEH para a

fundação. A torre deve ter também, uma forma de acesso à nacele para a realização de inspeções

e eventuais manutenções. Associando a altura da torre, de forma que se capte maiores

velocidades de vento, com tamanhos e tipos de pás mais eficientes, potências cada vez mais

elevadas estão sendo geradas pelos aerogeradores, conforme justificado pela equação (2-1).

Quanto ao porte, as turbinas eólicas podem ser classificadas da seguinte forma:

pequenas, caso a potência nominal seja menor que 500 kW; médias, com potência nominal

entre 500 kW e 1000 kW; e grandes, com potência nominal maior que 1 MW (ANEEL, 2005).

FUNDAÇÕES DE TURBINAS EÓLICAS

As fundações estão presentes em todos os sistemas estruturais e têm função de transmitir

as cargas das estruturas para o solo, de modo que se tenha segurança em relação à ruptura e que

se garantam recalques compatíveis com a estrutura (DANZIGER, 2014). Dessa forma, a

escolha do tipo de fundação e o seu correto dimensionamento possuem importância

fundamental na estruturação das torres.

Segundo Faria e Noronha (2013), tal como em qualquer obra geotécnica, o tipo de

fundação de uma TEEH depende principalmente das características resistentes dos solos e da

posição do nível d’água no subsolo onde se irão localizar os equipamentos. Assim, quando o

perfil do solo possuir alta capacidade de suporte ou for encontrada rocha resistente a uma

pequena profundidade, serão escolhidas preferencialmente fundações rasas, em geral sapatas,

conforme a Figura 4(a). Caso o perfil do solo apresente baixa capacidade ou forem encontradas

camadas de solo mole a profundidades dentro da zona de influência sob o bloco de fundação,

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devem-se adotar preferencialmente soluções com fundações profundas, como bloco com

estacas conforme a Figura 4(b) ou monoestacas, conforme a Figura 4(c).

Figura 4 - Tipos de Fundações: (a) Fundação em sapata, (b) Fundação em estacas, (c) Fundação em

monoestacas (adaptado de Burton et al, 2011).

No Brasil, a norma NBR 6122 (ABNT, 2010) trata da segurança em relação às

fundações, adotando critérios e padrões para a investigação geotécnica, para o projeto e a

execução de fundações, e para o desempenho e monitoramento das mesmas. No caso de turbinas

eólicas, as fabricantes também fornecem especificações técnicas com critérios de rigidez, de

forma que complementem as informações da norma (FARIA E NORONHA, 2013), tendo

grande importância para um correto dimensionamento.

Para esta pesquisa, serão analisadas fundações profundas do tipo estacas raiz ancoradas

em blocos de coroamento, elementos rígidos que possuem a função de solidarizar em um único

elemento o topo das fundações profundas, recebendo e distribuindo as cargas da TEEH

(VALERIANO, 2017).

2.2.1 Estacas Raiz

Estaca está definida na norma NBR 6122 (ABNT, 2010) como um elemento de

fundação profunda executada inteiramente por equipamentos ou ferramentas, sem que, em

qualquer fase de sua execução, haja descida de operário. Outra característica relevante das

estacas é que essa fundação transmite a carga ao terreno pela base (resistência de ponta), por

sua superfície lateral (resistência de fuste) ou por combinação das duas, em casos especiais.

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Figura 5 - Processo executivo da estaca raiz (VALERIANO, 2017).

As estacas raiz, por sua vez, são atualmente uma das estacas mais empregadas, visto que

são capazes de resistir a grandes cargas aplicadas, ultrapassam rochas, admitem inclinação,

produzem pouco impacto e vibração durante a construção, não apresentam limitação de

comprimento e o equipamento é relativamente compacto, sem grande custo de mobilização.

Além disso, o mercado dispõe de diversas empresas capacitadas para seu fornecimento.

Tabela 1 - Relação dos diâmetros e armaduras das estacas raiz com a carga estrutural Pe (Adaptado

de VALERIANO, 2017).

Estaca em Solo Pe (kN) E

stri

bos

d Ac As,max Pe

(mm) (cm²) (cm²) (kN) 6,0

cm²

8,0

cm²

9,4

cm²

12,6

cm²

18,8

cm²

25,1

cm²

31,4

cm²

37,7

cm²

44,0

cm²

50,2

cm²

56,5

cm²

62,8

cm²

120 113 6,8 180 180 - - - - - - - - - - - -

150 177 10,6 270 230 270 - - - - - - - - - -

160 201 12,1 310 240 290 320 - - - - - - - - -

200 314 18,8 490 320 370 400 480 - - - - - - - -

250 491 29,5 760 450 500 530 610 760 - - - - - - -

310 755 45,3 1170 630 680 720 800 960 1120 - - - - - -

410 1320 79,2 2050 1030 1090 1120 1210 1370 1540 1700 1870 2040 - - -

450 1590 95,4 2470 1230 1280 1320 1400 1570 1740 1900 2070 2240 2410 - -

500 1964 117,8 3040 1490 1550 1580 1670 1840 2010 2180 2350 2520 2690 2860 3030

3∅16 4∅16 3∅20 4∅20 6∅20 8∅20 10∅20 12∅20 14∅20 16∅20 18∅20 20∅20 ∅

5c.

20

∅6

.3c.

20

∅6

.3c.

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Esta estaca diferencia-se pelo método construtivo, o qual está ilustrado na Figura 5, bem

como pela sua configuração final. Para a construção, utiliza perfuratriz para a escavação que

avança em tubo de revestimento metálico com circulação de água, ou com outras ferramentas

apropriadas no caso de rocha. Uma vez atingida a profundidade desejada, a armação é inserida

no interior do tubo, e depois este é preenchido com argamassa, expulsando-se toda a água no

interior do revestimento. Após o preenchimento, o tubo é recuperado (VALERIANO, 2017).

Dessa forma, para os diâmetros usuais, VALERIANO (2017) fornece estimativas de

carga estrutural de projeto em serviço (𝑃𝑒), ou seja, a força normal que a estrutura da estaca raiz

é capaz de suportar de acordo com as armaduras mais utilizadas, conforme a Tabela 1.

AÇÕES E COMBINAÇÕES DE CARGAS NAS FUNDAÇÕES

Segundo Faria e Noronha (2013), as cargas atuantes na fundação de turbinas eólicas em

terra (onshore) são, basicamente, o peso próprio da estrutura e as cargas devidas à ação do

vento. O peso próprio do conjunto torre-nacele-rotor gera a carga vertical na fundação. Já as

ações aerodinâmicas geram momentos fletores, momento torçor (torque) e forças cortantes;

todas essas são transmitidas pela torre ao topo da fundação. Estas cargas devem ser combinadas

para gerar as situações críticas de projeto.

O peso próprio da estrutura geralmente é determinado pelo fabricante de acordo com as

dimensões e materiais empregados na torre e no rotor, bem como o peso dos equipamentos

presentes na nacele. Entretanto, para as cargas de vento, são necessárias algumas considerações

para melhor determiná-las, conforme será visto no Capítulo 3.

Os carregamentos aqui considerados, portanto, estão divididos em:

Dead: referente ao peso próprio da fundação, incluindo bloco e estacas;

Peso Próprio: referente ao peso próprio da TEEH;

Vento: devido à força do vento que incide na TEEH.

Apenas duas combinações são necessárias, uma no Estado Limite Último (ELU),

utilizada no dimensionamento estrutural das estacas e do bloco de fundação, e uma no Estado

Limite de Serviço (ELS), utilizada na verificação da capacidade geotécnica de carga das

estacas. As equações (2-2) e (2-3), apresentadas a seguir, definem estas combinações.

𝐸𝐿𝑈 = 1,4 (𝐷𝑒𝑎𝑑 + 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑃𝑟ó𝑝𝑟𝑖𝑜) + 1,4 𝑉𝑒𝑛𝑡𝑜 (2 − 2)

𝐸𝐿𝑆 = 𝐷𝑒𝑎𝑑 + 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑃𝑟ó𝑝𝑟𝑖𝑜 + Vento (2 − 3)

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CONSIDERAÇÕES DE OPERAÇÃO DA TEEH

Devido à natureza dinâmica do vento que incide sobre as TEEH, vibrações em diversas

frequências podem surgir na estrutura. Para evitar o fenômeno de ressonância, deve-se projetar

a turbina de forma que a frequência fundamental de flexão lateral desta não coincida com a

faixa de maior energia do vento e com a frequência de rotação de suas próprias pás. Caso

contrário, poderão ocorrer deslocamentos excessivos, mau funcionamento e sérios danos no

aerogerador.

Para tanto, o projetista deve conhecer as frequências naturais da estrutura, buscando

afastá-las dos intervalos de frequências 1P e 3P (respectivamente, as frequências relativas à

uma revolução completa do rotor e à passagem de cada uma das três pás que o compõem), e

das regiões de maior energia dos espectros dos carregamentos ambientais (NOGUEIRA, 2019).

Figura 6 - Intervalo de frequências de autoexcitação 1P e 3P da turbina eólica de 5 MW da NREL e

de espectro de vento (adaptado de Nogueira, 2019 apud Letcher, 2017).

As primeiras frequências naturais de uma turbina são projetadas para cair na região

caracterizada como flexível-rígida, também chamada de frequência de trabalho, definida na

Figura 6. Caso se situassem na região flexível, elas estariam suscetíveis às regiões de maior

energia do espectro de vento, enquanto que, na região após 3P, as torres e fundações seriam

demasiadamente rígidas e pouco econômicas. Nota-se, portanto, a frequência natural da

estrutura em estudo com valor de 0,31 Hz.

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3 O VENTO

O vento é um fenômeno meteorológico formado pelo movimento de ar na atmosfera.

Esse movimento é gerado pela desigualdade da distribuição da incidência solar sobre a

superfície terrestre, criando diferentes zonas térmicas e consequentes regiões de alta e baixa

pressão atmosférica. Assim, deve-se considerar alguns aspectos que influenciam na quantidade

de calor em determinadas áreas como a quantidade de nuvens, latitude da região e natureza do

solo aquecido, como proporção terra-oceano, vegetação, nível de urbanização, entre outros

(BARLTROP e ADAM, 1991).

Conforme mostrado na Figura 7, entende-se que o vento real é composto por duas

parcelas: uma estática e uma dinâmica. A parcela estática do fluxo, também chamada de “vento

médio”, varia lentamente no decorrer de um período de 24 horas; já a parcela dinâmica do fluxo,

chamada de turbulência do vento, consiste em rajadas que variam em questão de segundos, que

estão distribuídas aleatoriamente no espaço e possuem períodos e tamanhos igualmente

aleatórios (BARLTROP e ADAM, 1991).

Figura 7 - Perfil médio e real velocidade do vento (Nogueira, 2019 apud Tempel, 2006).

Em projetos estruturais usuais, é comum assumir como válida a hipótese de que o vento

é uma carga estática para fins de dimensionamento, tendo em vista que a maior parte dessas

estruturas reage de maneira aproximadamente estática à sua passagem. Entretanto, nota-se que,

devido a parcela turbulenta do vento, estruturas como edifícios altos, torres, mastros, postes, e

como nesse estudo, turbinas eólicas (ou quaisquer outras estruturas que possuam o primeiro

período natural maior do que 0,5 s) podem reagir de forma dinâmica à passagem do vento. Esse

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comportamento, por sua vez, pode produzir esforços consideravelmente maiores do que aqueles

calculados através de métodos que assumem o vento como uma carga estática.

Dessa forma, estudar os carregamentos aerodinâmicos incidindo sobre as turbinas

eólicas evita subestimar os carregamentos máximos, bem como evitará falhas por fadiga devido

às cargas cíclicas causadas pelas rajadas de vento (BARLTROP e ADAM, 1991). Assim, essa

análise dinâmica é de extrema importância quando se pensa na viabilidade econômica do

projeto.

PARCELA ESTÁTICA DO VENTO: PERFIL DO VENTO MÉDIO

Este item sintetiza as informações dadas por Nogueira (2019), necessárias ao

desenvolvimento deste trabalho.

Segundo Burton et al. (2011), o perfil do vento médio poderá ser analisado através dos

efeitos que mais o influenciam na camada limite: força do vento geostrófico, rugosidade da

superfície, efeito de Coriolis, o qual ocorre devido a rotação da Terra, e efeitos térmicos. Uma

forma simples de se representar o vento médio é através de um perfil logarítmico, como

apresentado na equação (3-1).

𝑈𝑚(𝑧) = 𝑢∗

𝜅(𝑙𝑛

𝑧

𝑧0− 𝜓) (3 − 1)

sendo:

𝑈𝑚(𝑧): velocidade do vento médio em uma altura z;

u*: velocidade de fricção;

κ: constante de von Karman (aproximadamente igual a 0,4);

𝑧0: comprimento de rugosidade, o qual varia conforme a Tabela 2;

𝜓: função da estabilidade atmosférica.

Tabela 2 - Comprimentos de Rugosidades Típicos (adaptado de Burton et al, 2011).

Tipo de Terreno 𝑧0 (m)

Cidade, floresta 0,7

Subúrbios, campo arborizado 0,3

Vilas, campo com árvores e cercas 0,1

Terras agrícolas abertas, poucas árvores e edifícios 0,03

Planícies gramadas planas 0,01

Deserto plano, mar agitado 0,001

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É importante observar que a altura z é referente ao solo em caso de estrutura onshore ou

em relação ao mar em caso de estrutura offshore. Barltrop e Adam (1991) sugerem também

que, em caso de terrenos acidentados, como cidades densamente urbanizadas ou regiões

montanhosas, o perfil do vento tenha um plano de origem alguns metros acima do nível do solo,

conforme a Figura 8.

Figura 8 - Plano de origem do perfil do vento (Nogueira, 2019 apud Barltrop e Adam, 1991).

O parâmetro ψ é função da estabilidade atmosférica, sendo negativo (ψ < 0) para

condições estáveis como é o caso de noites com ventos fortes; positivo (ψ > 0) para condições

instáveis, dias ensolarados e com poucos ventos, por exemplo; e valor nulo (ψ = 0) quando a

atmosfera é neutra, podendo se tratar de dias nublados e ventos fortes.

A velocidade de fricção 𝑢∗ pode ser encontrada por meio das equações (3-2) de acordo

com a altura gradiente ℎ𝑔 e o parâmetro de Coriolis 𝑓𝑐 , dado pela equação (3-3) em função da

velocidade angular de rotação da Terra (Ω) e da latitude (𝜆). Cabe ressaltar que as equações

citadas só são válidas quando não se está na linha do Equador e dessa forma, a latitude é

diferente de zero.

ℎ𝑔 =𝑢∗

6𝑓𝑐 (3 − 2)

𝑓 = 2 Ω 𝑠𝑒𝑛(|𝜆|) (3 − 3)

Pode-se também analisar o perfil do vento médio em relação a uma altura de referência

𝑧𝑟𝑒𝑓. Essa altura, em geral, é definida como 10 metros, conforme sugerido por Barltrop e Adam

(1991). Essa definição de perfil em função de 𝑧𝑟𝑒𝑓 será utilizada neste estudo, visto que, o

programa utilizado para a análise do vento, TurbSim, conforme será explicado no item 3.5,

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oferece a opção de se utilizar o perfil logarítmico fornecido pela equação (3-4) ou a Lei

Potencial, dada pela equação (3-5).

𝑈𝑚(𝑧) = 𝑈𝑚(𝑧𝑟𝑒𝑓)(𝑙𝑛

𝑧𝑧0

− 𝜓)

(𝑙𝑛𝑧𝑟𝑒𝑓

𝑧0− 𝜓)

(3 − 4)

𝑈𝑚(𝑧) = 𝑈𝑚(𝑧𝑟𝑒𝑓) (𝑧

𝑧𝑟𝑒𝑓)

𝛼

(3 − 5)

A chamada Lei Potencial, também correlaciona a velocidade do vento em duas alturas

distintas e utiliza um expoente (α) de acordo com a localização da torre em estudo e do tamanho

do intervalo da altura na qual a expressão é aplicada (BURTON et al, 2011). Por ser uma

formulação mais simples será utilizada nesse estudo no uso do programa TurbSim.

PARCELA DINÂMICA DO VENTO OU TURBULÊNCIA

A turbulência é formada por redemoinhos de comportamento duplamente aleatório

(tempo e espaço), e isso a torna um tipo de carregamento muito mais complexo de ser avaliado.

Por isso, faz-se necessário o uso da estatística para entender esse efeito. Cabe ressaltar que, as

análises e formulações a seguir, só se aplicam a ventos em que as propriedades da turbulência

são estáveis em função do tempo.

Conforme visto no item anterior, o vento real não possui velocidade constante, mas

consiste em um fluxo médio contendo rajadas turbulentas. As contribuições da parcela estática

e dinâmica do vento podem ser somadas para obter uma quantidade vetorial U que varia

aleatoriamente em magnitude e direção, conforme a equação (3-6).

𝑈(𝑡) = 𝑈𝑚 + 𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡) (3 − 6)

sendo:

𝑈(𝑡): um vetor que indica a velocidade instantânea do vento no instante de tempo t;

𝑈𝑚: velocidade do vento médio, com magnitude e direção constantes;

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16

𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡): vetor que representa a parcela flutuante da velocidade do vento no instante de

tempo t, com magnitude e direção variáveis.

Para descrever a turbulência do vento no sistema de coordenadas x, y e z, adota-se a

convenção de que o vetor velocidade de vento médio 𝑈𝑚 está sempre na direção do eixo x, no

sentido positivo. Portanto, esse vetor dita a direção principal do fluxo. O eixo z aponta para

cima e possui sua origem conforme ilustrado na Figura 8. O eixo y fica definido em decorrência

da definição dos dois eixos anteriores. Assim, decompõe-se a turbulência nos eixos para o

cálculo das propriedades estatísticas do vento (BARLTROP E ADAM, 1991), com módulo

dado pela equação (3-7).

𝑢(𝑡) = componente no eixo 𝑥 de 𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡)

𝑣(𝑡) = componente no eixo 𝑦 de 𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡)

𝑤(𝑡) = componente no 𝑒𝑖𝑥𝑜 𝑧 de 𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡)

|𝑢𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡)| = √𝑢2(𝑡) + 𝑣2(𝑡) + 𝑤2(𝑡) (3 − 7)

Em consequência, os componentes do vetor de vento 𝑈(𝑡) são:

𝑈𝑥(𝑡) = 𝑈𝑚 + 𝑢(𝑡)

𝑈𝑦(𝑡) = 𝑣(𝑡) (3 − 8)

𝑈𝑧(𝑡) = 𝑤(𝑡)

Barltrop e Adam (1991) então apresentam séries temporais nas três direções principais

do vento, na forma expressa pelas equações (3-8), como ilustrado na Figura 9.

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17

Figura 9 - Séries temporais das componentes em x, y e z do vento real (Nogueira, 2019 apud Barltrop e Adam, 1991).

Um parâmetro importante para a descrição do vento é a intensidade da turbulência (𝐼𝑖),

que pode ser quantificada de acordo com a equação (3-9).

𝐼𝑖 =𝜎𝑖

𝑈𝑚,10 sendo 𝑖 = 𝑢, 𝑣, 𝑤 (3 − 9)

onde

𝜎𝑖: desvio padrão da velocidade do vento em uma altura z na direção 𝑖;

𝑈𝑚,10: velocidade média do vento medida em um intervalo de 10 minutos em uma altura

z ao longo da direção principal do fluxo.

Segundo Burton et al (2011), as definições de intensidade de turbulência para aplicação

em projetos, variam consideravelmente entre as diversas normas.

Outro importante fator para a análise da turbulência é o modelo espectral. O espectro

pode ser dividido em faixas de frequência para que seja feita uma transformada de Fourier

inversa, criando uma série temporal aleatória que simula o vento de forma realística (como na

Figura 9) e assim, possibilitando avaliar as cargas aerodinâmicas que agem sobre a turbina

eólica.

Assumindo a hipótese de que o vento pode ser considerado estacionário num intervalo

de tempo de 10 minutos, pode-se construir um espectro a partir de diversas medições da

velocidade do vento em determinado ponto do espaço. A DNV-OS-J101 (2014), norma

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18

norueguesa de projetos de torres eólicas, sugere o uso do espectro de Kaimal definido pela

equação (3-10) (em IEC 61400-1, 2005).

𝑆𝑖(𝑓) =

4𝜎𝑖²𝐿𝑖

𝑈𝑚,ℎ𝑢𝑏

(1 +6𝑓𝐿𝑖

𝑈𝑚,ℎ𝑢𝑏)

5/3 𝑠𝑒𝑛𝑑𝑜 𝑖 = 𝑢, 𝑣, 𝑤 (3 − 10)

onde

𝑆𝑖(𝑓): função de densidade espectral da velocidade do vento na direção i;

𝑓: frequência;

𝑈𝑚,ℎ𝑢𝑏: velocidade média do vento na altura do hub;

𝐿𝑖: parâmetro de escala integral dado por (3-11).

𝐿𝑢 = 8,10 Λ𝑈

𝐿𝑣 = 2,70 Λ𝑈 (3 − 11)

𝐿𝑤 = 0,66 Λ𝑈

Onde Λ𝑈 é um parâmetro de escala turbulento, definido em função do menor valor entre

60 metros e 𝐻ℎ𝑢𝑏 , a altura do hub, definido na equação (3-12).

Λ𝑈 = 0,7 ∙ min (60m, 𝐻ℎ𝑢𝑏) (3 − 12)

A relação entre os desvios padrões, neste espectro, é definida nas equações (3-13):

𝜎𝑣 = 0,8 𝜎𝑢

𝜎𝑤 = 0,5 𝜎𝑢 (3 − 13)

Ainda segundo Barltrop e Adam (1991), os espectros de turbulência aqui apresentados

descrevem a variação temporal de cada componente da turbulência em um ponto. No entanto,

à medida que a lâmina da turbina eólica varre sua trajetória, as variações de velocidade do vento

que ela experimenta não estão bem representados por esses espectros de ponto único, sendo

necessários vários pontos para simular o vento de maneira realística.

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19

Para modelar esses efeitos, a descrição espectral da turbulência deve ser estendida para

incluir informações sobre as correlações entre turbulência em pontos separados lateralmente e

verticalmente. Portanto, eles podem ser descritos por funções de coerência, que descrevem a

correlação como uma função da frequência e da distância.

O TurbSim, faz de forma automática essa correlação, a partir de uma função de

coerência para a componente do vento para os modelos espectrais baseados na norma americana

IEC 61400-1(International Electrotechnical Commission, 2005).

CARREGAMENTOS AERODINÂMICOS

Para o cálculo das cargas aerodinâmicas atuando sobre o rotor de uma turbina eólica,

utiliza-se o BEM (Blade Element Momentum). De maneira resumida, esta teoria trata da

compatibilização das teorias de conservação de momentum axial e angular com os eventos

locais que se desenvolvem nos diversos elementos que compõem a geometria da pá. A teoria

do BEM tem sido amplamente utilizada como modelo confiável para o cálculo das velocidades

induzidas e das forças agindo sobre turbinas eólicas.

Segundo Hansen (2008), a teoria de conservação do momentum axial resulta em uma

força de thrust ou propulsão (T) atuando sobre o rotor. A força de thrust (dT) que atua em

elemento anular infinitesimal de área 2πrdr (Figura 10) é descrita pela equação (3-14). Ela atua

perpendicularmente ao plano de rotação do rotor e é responsável por retardar o vento. Já a teoria

de conservação do momentum angular fornece, em última instância, o torque do aerogerador

induzido pelo vento após a sua passagem pelo plano do rotor (dQ), descrito pela equação (3-

15).

𝑑𝑇 = 4 𝜋 𝑟 𝜌 𝑈²∞ 𝑎 (1 − 𝑎) 𝑑𝑟 (3 − 14)

onde

𝑎: fator de indução axial;

𝑈∞: vento incidente não perturbado;

r: distância radial do centro do rotor ao elemento anelar com espessura dr, conforme

Figura 10;

𝜌: densidade do ar.

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20

𝑑𝑄 = 4 𝜋 𝑟3 𝜌 𝑈∞ 𝜔 (1 − 𝑎) 𝑎′ 𝑑𝑟 (3 − 15)

onde

𝜔: velocidade angular,

𝑎’: fator de indução tangencial.

Figura 10 - Plano anular utilizado nas teorias do momentum (Hansen, 2008).

O BEM, então, compatibiliza as fórmulas (3-14) e (3-15) com a geometria da pá, que

fornece os esforços de lift L (força aerodinâmica que atua em uma direção perpendicular ao

vento relativo incidente) e drag D (força aerodinâmica que atua em uma direção paralela ao

vento relativo incidente), em força por unidade de comprimento, dadas pela equação (3-16).

Com essas componentes, pode-se obter, matematicamente, as forças normais 𝐹𝑛 e tangenciais

𝐹𝑡 no rotor (Hansen, 2008), conforme demonstrado na Figura 11, e chegar às equações de força

de thrust e torque novamente. A descrição completa desta compatibilização se encontra em

Hansen (2008).

𝐿 = 1

2 𝜌 𝑈²𝑟𝑒𝑙 𝑐 𝐶𝐿(𝛼)

𝐷 = 1

2 𝜌 𝑈²𝑟𝑒𝑙 𝑐 𝐶𝐷(𝛼) (3 − 16)

sendo

𝑈𝑟𝑒𝑙 : velocidade do vento incidente relativa;

𝑐: corda de um elemento;

𝐶𝐿(𝛼), 𝐶𝐷(𝛼): coeficientes de lift e de drag de um aerofólio em função do ângulo de

ataque local, respectivamente.

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Figura 11 – R é o vetor resultante de lift L e drag D. 𝐹𝑛 e 𝐹𝑡 são as componentes normais e

tangenciais de R, respectivamente (Nogueira, 2019 apud Hansen, 2008).

Este método requer algumas correções fundamentais para que apresente resultados

condizentes com a realidade, os quais serão apenas citados nesse trabalho. Uma das correções

é referente à suposição inicial de que há um número infinito de pás. Para isso, adicionam-se

fatores de correções às fórmulas (Glauert, 1935). Outra correção é referente à não validade das

equações para valores de indução axial maiores do que 0,4. Para este caso, se propõe uma

relação empírica proposta por Glauert.

VELOCIDADE CRÍTICA DO VENTO

Apesar da velocidade do vento ser variável de acordo com o local analisado, no caso de

estudos de turbinas eólicas nem sempre os esforços máximos são encontrados na maior

velocidade possível de vento atingida em certa localidade.

É importante notar que há outros casos críticos que devem ser verificados, como uma

possível falha do sistema de controle, a norma IEC 61400-1 (2005) prevê essas verificações.

Entretanto, nesse projeto serão estudadas duas hipóteses de condições críticas do vento na

estrutura, analisando duas velocidades diferentes.

A primeira hipótese considera que, segundo Jonkman et al (2009), o ponto crítico da

condição de vento ocorre na velocidade de 11 m/s. Isso ocorre pois, de acordo com o sistema

de controle apresentado no Capítulo 2, a turbina tende a reduzir a captação do vento para evitar

danos, então as pás rotacionam em torno do próprio eixo de forma a permitir que o vento passe

por elas. Assim, os esforços máximos para a turbina de 5 MW, estudada no Capítulo 5, podem

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ser encontrados com esse valor de velocidade do vento. A Figura 12 mostra esse

comportamento.

Destacam-se as nomenclaturas: “GenSpeed” representa a velocidade de rotação do

gerador (eixo de alta velocidade); “RotPwr” e “GenPwr” representam a potência mecânica

dentro do rotor e a saída elétrica do gerador, respectivamente; “RotThrust” representa a força

de propulsão do rotor; “RotTorq” representa o torque mecânico no eixo de baixa velocidade.

Observa-se que, após a velocidade de 11 m/s, a força de propulsão tende a diminuir, enquanto

que os demais parâmetros se mantêm constantes, e consequentemente, os esforços agindo na

turbina também diminuem.

Figura 12 - Gráfico que representa o comportamento do gerador de 5MW de acordo com a

velocidade do vento (Adaptado de JONKMAN et al, 2009).

A segunda hipótese considera o fenômeno de desprendimento de vórtices,

particularmente nocivos em torres cilíndricas metálicas. Os vórtices desprendidos ocorrem

devido à divisão do fluxo do ar quando esse entra em contato com a superfície da estrutura,

como ilustrado na Figura 13. A distribuição assimétrica de pressão, gerada nessa situação pelos

vórtices em torno da seção transversal, resulta em forças transversais que incidem à medida em

que esses vórtices se desprendem (IGLESIA, 2018).

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Figura 13 - Formação de vórtices no fluxo por trás de um objeto cilíndrico (IGLESIA, 2018).

A velocidade crítica é, portanto, a velocidade para a qual a frequência natural da

estrutura coincide com a frequência de desprendimento de um par de vórtices, de forma que

possam ocorrer grandes amplitudes e existir condições de ressonância, podendo ocorrer o

colapso estrutural. Essa velocidade crítica (𝑉𝑐𝑟) está prevista na NBR 6123 (ABNT, 1988) e é

expressa segundo a equação (3-17).

𝑉𝑐𝑟 =𝑓 ∙ 𝐿1

𝑆𝑡 (3 − 17)

onde

𝑓: frequência natural da estrutura;

𝐿1: diâmetro da estrutura;

𝑆𝑡: número de Strouhal.

O número de Strouhal pode ser encontrado na Figura 14, a qual o relaciona com número

de Reynolds (𝑅𝑒), expresso na equação (3-18).

𝑅𝑒 = 70000 ∙ 𝐿1 ∙ 𝑉 (3 − 18)

sendo

𝑉: velocidade média do vento local.

Logo, sabendo que a frequência natural da turbina eólica em estudo é igual a 0,31 Hz,

considerando um diâmetro médio de 4,50 m e o número de Strouhal aproximadamente igual a

0,2, é possível achar uma velocidade crítica do vento igual a 7 m/s.

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Figura 14- Número de Strouhal em função do número de Reynolds para estruturas de seção

tranversal circular (BLEVINS, 1977).

Dessa forma, serão verificados os esforços na base da TEEH para os dois valores de

velocidade do vento, 7 m/s e 11 m/s, e serão analisadas as respectivas variações de esforços no

Capítulo 5.

TURBSIM E SIMA-RIFLEX

Serão apresentados aqui, os programas utilizados para as análises necessárias. Para a

avaliação das turbinas eólicas onshore sob a ação de carregamentos realísticos serão utilizados

os softwares: TurbSim quanto aos aspectos dinâmicos do vento, e o SIMA-RIFLEX, um

programa de análise estrutural que avaliará a turbina escolhida com os carregamentos de vento

dados pelo TurbSim e fornecerá os esforços na base exigidos para o dimensionamento da

fundação.

Segundo o Manual do TurbSim, esse é um software que foi desenvolvido pela NREL,

National Renewable Energy Laboratory. Ele é capaz de gerar ventos que incorporam diversos

aspectos dinâmicos deste fluxo, simulando numericamente séries temporais de vetores

tridimensionais da velocidade do vento em pontos de uma malha retangular, como representado

na Figura 15 (JONKMAN e KILCHER, 2012). O TurbSim oferece a possibilidade de utilizar

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o espectro de Kaimal, sugerido pela DNV-OS-J101 (DET NORSKE VERITAS, 2014) e

presente na IEC 61400-1 (2005), especificação de projeto de turbinas eólicas.

Figura 15 - Exemplo de uma malha retangular gerada pelo TurbSim sobre uma torre de energia

eólica (Adaptado de Jonkman e Kilcher, 2012).

Conforme ilustrado na Figura 16, alguns dados são definidos previamente para que o

programa seja executado. É necessário definir elementos que caracterizam a turbina, a largura

e altura da malha que irá conter os pontos onde o vento está definido, o tamanho das séries

temporais e a inclinação do fluxo. Além disso, definem-se também as características iniciais do

vento, como o modelo de espectro a ser utilizado, o perfil do vento médio, a intensidade de

turbulência, entre outros.

Para esta pesquisa, o TurbSim foi escolhido pela compatibilidade com o software

SIMA-RIFLEX e pela possibilidade de gerar um vento realista caracterizado pelo espectro de

Kaimal. Séries temporais de 4000 segundos foram geradas, dos quais os 400 primeiros foram

desconsiderados por se tratar de uma parte com características transientes (contabilizando uma

hora de duração).

O SIMA-RIFLEX é, na verdade, composto por dois programas diferentes, o RIFLEX,

que é um programa de análise estrutural e empregado com maior eficiência em conjunto com o

SIMA, que fornece uma interface mais intuitiva para modelagem, conforme a Figura 17, e

visualização dos resultados, os quais podem ser apresentados como séries temporais ou

espectros.

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Figura 16 - Dados de entrada do programa TurbSim.

.

Esse programa recebe o arquivo de vento realístico fornecido pelo TurbSim, e, através

da modelagem geométrica da turbina eólica completa e descrição do terreno onde está fixada,

consegue fornecer os esforços atuantes na TEEH. Para esse estudo, foi interessante obter os

esforços na base da TEEH, de forma que se possa dimensionar as fundações segundo os

resultados apresentados.

A escolha pelo SIMA-RIFLEX, portanto, foi devido à possibilidade de incluir o cálculo

de cargas aerodinâmicas e à facilidade em se lidar com diversas estruturas tanto offshore, como

onshore, principalmente com aquelas relacionadas às turbinas eólicas.

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Figura 17 - Modelagem da TEEH de 5MW no programa SIMA-RIFLEX.

CONSIDERAÇÃO DO VENTO SEGUNDO NBR 6123 (1988)

Segundo a NBR 6123 (ABNT, 1988) e conforme explicado anteriormente, o módulo e

a orientação da velocidade instantânea do ar apresentam flutuações em torno da velocidade

média. Dessa forma, o vento é composto por uma parte estática, correspondente à resposta

média, e outra dinâmica, correspondente à resposta flutuante. Essas respostas flutuantes causam

efeitos significativos em estruturas altas e esbeltas com período fundamental superior a 1

segundo, como é o caso da turbina eólica em estudo, e, portanto, é preciso considerá-las quando

se trata dos esforços atuantes numa TEEH.

Assim, faz-se necessário calcular a resposta dinâmica total, ou seja, a superposição das

respostas média e flutuante. Para isso, pode-se utilizar o modelo simplificado da NBR 6123

(ABNT, 1988), aplicado em estruturas com seção aproximadamente constante, distribuição

uniforme de massa, apoiadas exclusivamente na base e de altura inferior a 150 m.

Primeiramente calcula-se a pressão dinâmica de vento (q) em N/m², obtida pela

expressão (3-19):

𝑞 = 0,613. 𝑉𝑝² (3 − 19)

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Sendo 𝑉𝑝 a velocidade de projeto, correspondente à velocidade média do vento em 10

minutos a 10 m de altura sobre o solo, em terreno de categoria II, que é obtida através da

equação (3-20).

𝑉𝑝 = 0,69 ∙ 𝑉0 ∙ 𝑆1 ∙ 𝑆3 (3 − 20)

onde:

𝑉0: é a velocidade básica (m/s), a velocidade de uma rajada de 3 segundos em qualquer

direção horizontal, excedida em média uma vez em 50 anos, 10 m acima do terreno em

campo aberto e plano. Esse valor é obtido através das isopletas reproduzidas na Figura

18;

𝑆1: fator topográfico; para terrenos planos como este caso, considera-se 𝑆1=1,0;

𝑆3: fator estatístico, que considera o grau de segurança exigido e a vida útil da

construção (Tabela 3).

Figura 18 - Mapa com isopletas da velocidade básica Vo (m/s) (ABNT, 1988).

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Tabela 3 - Valores mínimos do fator estatístico 𝑆3 (ABNT, 1988).

Grupo Descrição 𝑆3

1

Edificações cuja ruína total ou parcial pode afetar a segurança ou

possibilidade de socorro a pessoas após uma tempestade destrutiva

(hospitais, quartéis de bombeiros e de forças de segurança, centrais de

comunicação, etc.)

1,10

2 Edificações para hotéis e residências. Edificações para comércio e

indústria com alto fator de ocupação 1,00

3 Edificações e instalações industriais com baixo fator de ocupação

(depósitos, silos, construções rurais, etc.) 0,95

4 Vedações (telhas, vidros, painéis de vedação, etc.) 0,88

5 Edificações temporárias. Estruturas dos grupos 1 a 3 durante a

construção 0,83

Pode-se encontrar a variação da pressão dinâmica com a altura com a equação (3-21),

na qual o primeiro termo dentro dos colchetes corresponde à resposta média e o segundo

representa a amplitude máxima da resposta flutuante:

𝑞(𝑧) = 𝑞 ∙ 𝑏² [(𝑧

𝑧𝑟)

2𝑝

+ (ℎ

𝑧𝑟)

𝑝

(𝑧

ℎ)

𝛾 1 + 2𝛾

1 + 𝛾 + 𝑝𝜉] (3 − 21)

onde:

𝑞(𝑧): variação da pressão dinâmica com a altura (N/m²);

𝑧: altura do elemento sobre o nível do terreno (m);

𝑧𝑟: altura de referência, igual a 10 m;

𝑏: coeficiente que depende da categoria de rugosidade do terreno (Tabela 4);

𝑝: expoente que depende da categoria de rugosidade do terreno (Tabela 4);

ℎ: altura da edificação acima do terreno;

𝛾: parâmetro para a determinação de efeitos dinâmicos (Tabela 5);

𝜉: coeficiente de amplificação dinâmica, encontrado a partir dos ábacos da NBR 6123

(ABNT, 1988).

Tabela 4 – Expoente p e parâmetro b (ABNT, 1988).

Categoria de rugosidade I II III IV V

p 0,095 0,15 0,185 0,23 0,31

b 1,23 1,00 0,86 0,71 0,50

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Tabela 5 - Parâmetros para a determinação de efeitos dinâmicos (ABNT, 1988).

Tipo de Edificação 𝛾 𝜁 𝑇1 = 1/𝑓1

Edifícios com estrutura aporticada de

concreto, sem cortinas. 1,2 0,020

0,05ℎ + 0,015ℎ

(h em metros)

Edifícios com estrutura de concreto, com

cortinas para absorção de forças horizontais. 1,6 0,015 0,05ℎ + 0,012ℎ

Torres e chaminés de concreto, seção

variável. 2,7 0,015 0,02ℎ

Torres, mastros e chaminés de concreto,

seção uniforme. 1,7 0,010 0,015ℎ

Edifícios com estrutura de aço soldada 1,2 0,010 0,29√ℎ − 0,4

Torres e chaminés de aço, seção uniforme. 1,7 0,008 ---

Estruturas de madeira --- 0,030 ---

A força estática equivalente, que engloba as ações estáticas e dinâmicas do vento, por

unidade de altura 𝐹(𝑧) pode ser calculada através da equação (3-22).

𝐹(𝑧) = 𝑞(𝑧) ∙ L1 ∙ 𝐶𝑎 (3 − 22)

onde:

L1: diâmetro da edificação (m);

𝐶𝑎: coeficiente de arrasto, extraído da Tabela 6.

Tabela 6 - Coeficientes de arrasto, Ca, para corpos de seção constante com vento perpendicular ao plano da figura (Adaptado de NBR6123, 1988).

Planta 𝑅𝑒

(𝐴)

× 10−5

ℎ/𝐿1

1/2 1 2 5 10 20 ∞

Liso (metal,

concreto, alvenaria

rebocada)

≤ 3,5

≥ 4,2

0,7

0,5

0,7

0,5

0,7

0,5

0,8

0,5

0,9

0,5

1,0

0,6

1,2

0,6

Com rugosidade ou

saliência = 0,02𝐿1

Todos os

valores

0,7 0,7 0,8 0,8 0,9 1,0 1,2

Com rugosidade ou

saliências = 0,08 𝐿1

Todos os

valores 0,8 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,4

O número de Reynolds (𝑅𝑒), requerido na Tabela 6, pode ser encontrado através da

equação (3-18), com L1 em metros e 𝑉𝑝 em m/s. Para o cálculo da resposta dinâmica transversal

ao vento através das forças efetivas na direção do fluxo médio, a Norma em questão sugere

considerar que 1/3 dos esforços atuantes na direção do vento seja transmitido à direção

transversal.

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4 CONSIDERAÇÕES SOLO-ESTACA

LOCAL DA FUNDAÇÃO

A TEEH desse estudo estará localizada no litoral do Rio Grande do Norte, nas

proximidades da cidade de Natal. Tem-se então, um boletim de sondagem típico representativo

do local na Figura 19.

Figura 19 - Boletim de sondagem típico do local de construção da torre de energia eólica.

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O boletim de sondagem é resultado da sondagem à percussão (sondagem SPT,

(Standard Penetration Test) e, com este, pode-se obter informações importantes de

reconhecimento do solo para dimensionamento da fundação. Nota-se então, através desse

boletim, que o solo tem predominância de areia e apresenta camada impenetrável a

aproximadamente a 12 metros de profundidade.

COEFICIENTE DE RIGIDEZ LATERAL

A reação lateral do solo na estaca, ou seja, a interação solo-estrutura, é modelada através

de molas horizontais distribuídas a cada metro linear da estaca. Para se encontrar os coeficientes

de rigidez que correlacionam essas molas ao solo, utiliza-se a curva de molas p-y não-lineares,

definidas na API-RP2A-WSD (2000). As curvas p-y são um método de analisar a capacidade

de resistência de fundações profundas com cargas aplicadas na direção lateral.

A formulação da curva p-y é variável de acordo com o tipo de solo, sendo areia ou argila,

e depende de fatores como geometria da estaca e características do solo. Utiliza-se para fins de

aproximação a mola p-y definida na Figura 20, representativa para a situação em estudo.

Figura 20 - Curva p-y de molas translacionais não-lineares (Adaptado de Nogueira, 2019).

Os eixos vertical e horizontal correspondem, respectivamente, à reação (p) e à deflexão

(y) da mola. Pode-se estimar coeficiente de rigidez horizontal (𝐾ℎ) através da tangente dessa

curva.

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Será utilizado também molas verticais distribuídas nos mesmo pontos, os coeficientes

de rigidez dessas molas (𝐾𝑣) serão adotados como aproximadamente 60% de 𝐾ℎ. Portanto, os

seguintes valores são propostos:

𝐾ℎ = 48.000 𝑘𝑁/𝑚2

𝐾𝑣 = 30.000 𝑘𝑁/𝑚2

DIMENSIONAMENTO DAS ESTACAS RAIZ

Para o dimensionamento da estaca utilizada, pode-se adotar um dos diâmetros

comerciais sugeridos entre 120mm, 150mm, 160mm, 200mm, 250mm, 310mm, 410mm,

450mm e 500mm, de acordo com a carga axial atuante no topo da estaca em questão.

Segundo Santos (2019), para o cálculo da armadura necessária, pode-se utilizar o

método de dimensionamento a flexão composta reta, com auxílio de ábacos adimensionais, de

acordo com os esforços impostos no topo da estaca. Os parâmetros para entrada nos ábacos são

o esforço normal adimensionalizado 𝜂 e o momento adimensionalizado 𝜇. Os resultados são

dados em termos da taxa mecânica de armadura 𝜔, válidos para CA-50. Estes parâmetros são

definidos nas equações (4-1), (4-2) e (4-3).

𝜂 =𝑁𝑑

𝑑² ∙ 𝑓𝑐𝑑

(4 − 1)

sendo:

𝜂: esforço normal adimensionalizado (dado de entrada, ábaco da Figura 22);

𝑁𝑑: esforço normal atuante de projeto;

𝑑: diâmetro da seção da estaca;

𝑓𝑐𝑑: resistência de cálculo do concreto, igual a 14286 kPa para concreto C20.

𝜇 =𝑀𝑑

𝑑³ ∙ 𝑓𝑐𝑑

(4 − 2)

sendo:

𝜇: momento fletor adimensionalizado, (dado de entrada, ábaco da Figura 22);

𝑀𝑑: momento fletor atuante de projeto.

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34

𝜔 =𝐴𝑠 ∙ 𝑓𝑦𝑑

𝑑² ∙ 𝑓𝑐𝑑

(4 − 3)

sendo:

𝜔: taxa mecânica de armadura;

𝐴𝑠: área de aço requerida

𝑓𝑦𝑑 : resistência de cálculo do aço, igual a 434,8 MPa para aço CA-50.

Para a escolha do ábaco correspondente à situação analisada, é necessário definir o tipo

de seção (Figura 21), de acordo com a forma da seção e à disposição da armadura, e então,

definir a relação entre o cobrimento e o diâmetro do segmento em análise.

Figura 21 - Tipos de seções para dimensionamento a flexão composta reta (Santos, 2019).

Figura 22 - Ábaco adimensional 13 para Seção Tipo 4 (Santos, 2019).

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35

Nesse estudo, escolheu-se o ábaco adimensional 13 (SANTOS, 2019), reproduzido na

Figura 22, correspondente à seção circular da estaca. A lista completa com os ábacos para todas

as seções encontra-se em Santos, 2019.

Utilizando as equações (4-1) e (4-2) é possível se obter 𝜔 de acordo com o ábaco da

Figura 22, e enfim, encontrar a área de aço requerida (𝐴𝑠) pela equação (4-3). Conhecida a

quantidade de armadura necessária na estaca, pode-se escolher a bitola e a quantidade das

barras, conforme a Tabela 7.

Tabela 7 - Área de aço da seção conforme bitola da barra, para aço CA-50.

Bitola (mm) Área de aço (cm²)

8,0 0,50

10,0 0,80

12,5 1,25

16,0 2,00

20,0 3,15

25,0 5,00

VERIFICAÇÃO DA CAPACIDADE GEOTÉCNICA DE CARGA NA ESTACA

Para a determinação da capacidade geotécnica de carga na estaca raiz será utilizado o

método Aoki-Velloso (1975). Este é um método semi-empírico que envolve duas parcelas de

resistência: resistência de ponta e resistência por atrito lateral da estaca.

A resistência de ponta, equivalente à primeira parcela da equação (4-4), é calculada

considerando-se somente a seção da estaca e o SPT da camada de solo referente ao nível da

ponta da estaca. A resistência por atrito lateral, correspondente à segunda parcela da expressão

(4-4), é calculada considerando todo o fuste, portanto, todos os golpes de SPT obtidos ao longo

da altura da estaca, bem como considerando as informações geométricas de cada trecho na

extensão da estaca.

𝑄𝑢𝑙𝑡 = 𝐴𝑝 ∙𝑘 ∙ 𝑁𝑆𝑃𝑇

𝐹1+ 𝑈 ∙ ∑

𝛼 ∙ 𝑘 ∙ 𝑁𝑆𝑃𝑇

𝐹2∙ Δ𝐿 (4 − 4)

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36

sendo:

𝑄𝑢𝑙𝑡: carga última de ruptura do solo (kN);

𝐴𝑝: área da seção transversal da ponta da estaca (m²);

𝑘: coeficiente empírico definido em função do tipo de solo (kN/m²) (Tabela 8);

𝑁𝑆𝑃𝑇: número de golpes no ensaio SPT na profundidade da estaca, obtido no boletim de

sondagem, limitado ao máximo de 40 golpes;

𝛼: coeficiente empírico que depende do perfil de solo (Tabela 8);

𝑈: perímetro do trecho em questão (m);

Δ𝐿: comprimento do trecho em questão (m);

𝐹1 e 𝐹2: coeficientes empíricos que dependem do tipo de estaca utilizado (Tabela 9).

No método original de Aoki-Velloso (1975) são estabelecidos F1 e F2 para quatro tipos

de estacas e os parâmetros 𝛼 e 𝑘 para cada tipo de solo. Os parâmetros desse método passaram

por revisões e consideração de outros tipos de estacas. Nesse trabalho será utilizado a

atualização de Monteiro (1997) para tais parâmetros.

Tabela 8 - Coeficientes empíricos k e α (MONTEIRO, 1997).

Tipo do Solo AOKI-VELLOSO

𝑘 (kN/m²) 𝛼 (%)

Areia 730 1,4

Areia siltosa 680 2,0

Areia silto-argilosa 630 2,1

Areia argilo-siltosa 540 2,8

Areia argilosa 570 3,0

Silte arenoso 480 2,2

Silte areno-argiloso 500 2,8

Silte 450 3,0

Silte argilo-arenoso 320 3,0

Silte argiloso 400 3,4

Argila arenosa 250 2,4

Argila areno-siltosa 440 2,8

Argila silto-arenosa 300 3,0

Argila siltosa 260 4,0

Argila 330 6,0

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37

Tabela 9 - Valores dos coeficientes F1 e F2 (MONTEIRO, 1997).

Tipos de Estacas 𝐹1 𝐹2

Franki de fuste apiloado 2,3 3,0

Franki de fuste vibrado 2,3 3,2

Metálica 1,75 3,5

Pré-moldada de concreto cravada à percussão 2,5 3,5

Pré-moldada de concreto cravada por prensagem 1,2 2,3

Escava com lama bentonítica 3,5 4,5

Raiz 2,2 2,4

Strauss 4,2 3,9

Hélice Contínua 3,0 3,8

Como o método estima a carga última de ruptura do solo (𝑄𝑢𝑙𝑡), deve-se aplicar um fator

de segurança global (𝐹𝑆𝑔 = 2,0) para se definir a capacidade de carga geotécnica (𝑄𝑎𝑑𝑚) e então

tem-se a expressão (4-5).

𝑄𝑎𝑑𝑚 =𝑄𝑢𝑙𝑡

2,0 (4 − 5)

Nota-se que, para o dimensionamento estrutural da estaca definido no item 4.3, os

valores dos esforços de força axial e momento fletor são encontrados na combinação ELU com

fator de majoração igual a 1,4 conforme definido no Capítulo 2. Entretanto, para a verificação

geotécnica, proposta nesse item, as cargas não devem estar majoradas, conforme combinação

ELS.

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38

5 MODELAGEM DA FUNDAÇÃO

DADOS DA TURBINA EÓLICA

Para esta pesquisa, estudou-se o modelo acadêmico proposto pela NREL, National

Renewable Energy Laboratory, de uma turbina onshore de 5 MW. Os principais dados são

apresentados na Tabela 10 e na Figura 23, onde D é o diâmetro e t é a espessura da torre, foi

utilizado um valor de 3% de amortecimento da estrutura.

Tabela 10 - Dados principais da turbina onshore de 5 MW (JONKMAN e KILCHER, 2009).

Potência 5 MW

Comprimento da torre 87,6 m

Diâmetro do rotor 126,0 m

Altura do hub em relação ao solo 90,0 m

Raio do hub 1,50 m

Ângulo de inclinação do eixo 5°

Ângulo de inclinação das pás 2,5°

Distância horizontal entre o eixo

vertical da torre e o hub (overhang) 5,00 m

Diâmetro externo no topo da torre 3,87 m

Diâmetro externo na base da torre 6,00 m

Espessura no topo da torre 24,7 mm

Espessura na base da torre 35,1 mm

Módulo de elasticidade do aço 210 GPa

Módulo de cisalhamento do aço 80,8 GPa

Orientação e configuração do rotor 3 pás, upwind

Massa do rotor 110000 kg

Massa da nacele 240000 kg

Massa da torre 347460 kg

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39

Figura 23 - Dimensões da torre eólica de 5 MW.

ANÁLISE DOS ESFORÇOS NO TOPO DA FUNDAÇÃO

Os esforços no topo da fundação, provenientes do peso próprio da estrutura e das ações

de vento incidentes na TEEH, serão analisados por dois métodos diferentes: através do

programa computacional TurbSim e SIMA-RIFLEX, e pelas considerações na Norma NBR

6123 (ABNT, 1988), para os valores de velocidade de 7m/s e 11m/s, conforme explicado

previamente no Capítulo 3.

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40

5.2.1 Análise do vento segundo os softwares TurbSim e SIMA-RIFLEX

Exportando-se os resultados do TurbSim para o SIMA-RIFLEX, e supondo que a torre

se encontra ancorada na fundação, sendo, portanto, a base engastada no solo, os esforços obtidos

no topo da fundação estão apresentados nas Tabela 11. A Figura 24 mostra a orientação

utilizada de acordo com a direção e o sentido do vento.

Figura 24 - Esquema de cargas aplicadas no topo do bloco de fundação.

Quanto ao estudo da velocidade crítica pode-se fazer algumas considerações:

Quando se analisou a turbina em operação, foram obtidos esforços maiores na

velocidade de 11 m/s em comparação com os esforços referentes à velocidade

de 7 m/s. A Tabela 11 faz essa comparação entre os valores máximos

encontrados para cada tipo de esforço.

Entretanto, deve-se chamar a atenção para os esforços fletores máximos

atuantes na base da estrutura encontrados para a velocidade de vento de 7 m/s

(𝑀𝑦= 1145 kNm) e 11 m/s (𝑀𝑦= 650 kNm) na condição da turbina parada.

Nota-se que, para 7 m/s, foi obtido um valor maior, porém ambos valores

inferiores quando comparados com a turbina em operação. Conclui-se que a

turbina parada não é uma condição crítica em termos de esforços máximos. A

análise dessa verificação mais a fundo foge ao escopo dessa pesquisa.

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41

Tabela 11 - Esforços máximos atuantes no topo da fundação para diferentes velocidades de vento

incidente com turbina em operação.

Esforços no Topo da Fundação Velocidade

crítica de 11m/s

Velocidade

crítica de 7m/s

Força Axial (kN) -6704 -6650

Momento Torçor (kN.m) -2591 -1411

Momento em torno de Y (kN.m) -71050 -35158

Momento em torno de Z (kN.m) -7461 -2857

Cortante em Y (kN) 40 17

Cortante em Z (kN) 807 409

Dessa forma, assume-se que a velocidade crítica do vento será de 11 m/s com a turbina

em operação. As Figuras 25 a 30 mostram as variações de esforços gerados no topo da fundação

devido à carga dinâmica do vento. Nota-se em alguns gráficos um pico nos primeiros segundos,

isso é uma resposta transiente da análise feita pelo programa. Portanto, recomenda-se descartar

os primeiros 400 segundos para a obtenção dos valores máximos atuantes.

Notou-se através do estudo destes esforços quanto à sua amplificação através de

espectros de respostas que, os valores apesar de serem dinâmicos, não apresentaram variações

significativas em torno da resposta máxima. Sendo assim, foi definido utilizar os valores

máximos encontrados para cada esforço para o dimensionamento. Seria apropriado também,

um tratamento estatístico de extremos, devido aos valores serem obtidos através de ventos

aleatórios. Entretanto nesse caso por ser uma série muito grande (3600 s), já se considera que o

valor máximo está obtido.

Figura 25 - Gráfico de variação da força axial atuante no topo da fundação ao longo do tempo.

-7.500

-7.300

-7.100

-6.900

-6.700

-6.500

-6.300

-6.100

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Forç

a A

xial

(kN

)

Tempo (s)

Força Axial

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42

Figura 26 - Gráfico de variação do momento torçor atuante no topo da fundação ao longo do tempo.

Figura 27 - Gráfico de variação do momento fletor em torno do eixo y atuante no topo da fundação

ao longo do tempo.

Figura 28 - Gráfico de variação do momento fletor em torno do eixo z atuante no topo da fundação ao

longo do tempo.

-3.500

-2.500

-1.500

-500

500

1.500

2.500

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Mo

men

to T

orç

or

(kN

.m)

Tempo (s)

Momento Torçor

-100.000

-80.000

-60.000

-40.000

-20.000

0

20.000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Mo

men

to F

leto

r (k

N.m

)

Tempo (s)

Momento fletor em torno do eixo Y

-8.000

-6.000

-4.000

-2.000

0

2.000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Mo

men

to F

leto

r (k

N.m

)

Tempo (s)

Momento fletor em torno do eixo Z

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43

Figura 29 - Gráfico de variação do esforço cortante no eixo y atuante no topo da fundação ao longo

do tempo.

Figura 30 - Gráfico de variação do esforço cortante no eixo z atuante no topo da fundação ao longo do tempo.

5.2.2 Análise do vento segundo a NBR 6123 (1988)

Segundo a NBR 6123 (ABNT, 1988), utilizando-se as equações apresentadas no item

3.6 e empregando os parâmetros apresentados na Tabela 12, tem-se as forças de vento atuantes

na turbina eólica dadas nas Tabelas 13 e 14.

Apesar da recomendação da Norma em utilizar o valor de vento na região fornecido em

suas isopletas (Figura 18), conforme já foi explicado anteriormente no Capítulo 3, serão

verificadas as forças para ventos na velocidade de 7 m/s e 11 m/s sobre a TEEH.

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Forç

a C

ort

ante

(kN

)

Tempo (s)

Cortante no eixo Y

0

200

400

600

800

1.000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Forç

a C

ort

ante

(kN

)

Tempo (s)

Cortante no eixo Z

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44

É importante comentar que esses cálculos, segundo a Norma Brasileira, foram feitos

considerando as pás estáticas, assumindo que a posição crítica de captação do vento é a ilustrada

na Figura 23.

Tabela 12 - Parâmetros extraídos da NBR6123 (1998) para cálculo da ação do vento.

b 1,00

p 0,15

zr (m) 10,00

ℎ𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 (m) 90,00

ℎ𝑝á (m) 150,00

γ 1,70

ε 1,50

L1 (m) 4,50

Ca 0,60

Tabela 13 - Forças de vento atuantes na torre da TEEH de 5 MW.

TORRE (Vento 11 m/s) TORRE (Vento 7 m/s)

z (m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m)

5,00 61,80 185,4 25,11 75,3

10,00 79,61 238,8 32,35 97,0

15,00 94,81 284,4 38,52 115,6

20,00 109,48 328,4 44,48 133,4

25,00 124,29 372,9 50,50 151,5

30,00 139,57 418,7 56,70 170,1

35,00 155,45 466,4 63,16 189,5

40,00 172,03 516,1 69,89 209,7

45,00 189,35 568,1 76,93 230,8

50,00 207,45 622,4 84,29 252,9

55,00 226,34 679,0 91,96 275,9

60,00 246,03 738,1 99,96 299,9

65,00 266,53 799,6 108,29 324,9

70,00 287,82 863,5 116,94 350,8

75,00 309,92 929,7 125,92 377,7

80,00 332,81 998,4 135,22 405,6

90,00 380,97 1142,9 154,78 464,3

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45

Tabela 14 - Forças de vento atuantes nas pás da TEEH de 5 MW.

PÁ 1 (vento 11 m/s) PÁ 1 (vento 7 m/s)

z (m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m)

90,00 250,76 752,3 101,88 305,6

95,00 263,48 790,5 107,05 321,2

100,00 276,51 829,5 112,34 337,0

105,00 289,84 869,5 117,76 353,3

110,00 303,48 910,4 123,30 369,9

115,00 317,42 952,3 128,96 386,9

120,00 331,67 995,0 134,75 404,3

125,00 346,23 1038,7 140,67 422,0

130,00 361,09 1083,3 146,71 440,1

135,00 376,26 1128,8 152,87 458,6

140,00 391,74 1175,2 159,16 477,5

145,00 407,51 1222,5 165,57 496,7

150,00 423,59 1270,8 172,10 516,3

PÁ 2 e PÁ 3 (Vento 11 m/s) PÁ 2 e PÁ 3 (Vento 7 m/s)

z (m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m) q(z) (N/m²) F(z) (N/m)

58,50 240,04 720,1 97,53 292,6

63,50 260,29 780,9 105,75 317,3

68,50 281,35 844,0 114,31 342,9

73,50 303,20 909,6 123,19 369,6

78,50 325,86 977,6 132,39 397,2

83,50 349,31 1047,9 141,92 425,8

88,50 373,54 1120,6 151,77 455,3

Os esforços no topo da fundação resultantes da ação do vento estão mostrados na Tabela

15. Para complementar esse método, se faz necessária a avaliação referente ao peso próprio da

torre e sua distribuição de massa, de forma que somado aos esforços originários do vento, se

obtenham os esforços totais no topo da fundação, também apresentados na Tabela 15.

Tabela 15 - Esforços atuantes no topo da fundação, segundo NBR6123 (1988).

Esforços no Topo da Fundação Vento

11m/s

Vento

7m/s

Peso

Próprio

Total

(Vento 11m/s)

Total

(Vento 7m/s)

Força Axial (kN) - - -6840 -6840 -6840

Momento Torçor (kN.m) -930 -378 - -930 -378

Momento em torno de Y (kN.m) -15687 -6373 940 -14747 -5433

Momento em torno de Z (kN.m) -5229 -2124 - -5229 -2124

Cortante em Y (kN) 60 24 - 60 24

Cortante em Z (kN) 179 73 - 179 73

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46

A Figura 31 mostra um esquema das cargas atuantes na TEEH para justificar os cálculos

de esforços axiais e cortantes, e momentos fletores e torcionais atuantes na fundação.

Figura 31 - Distribuição dos pesos dos elementos da Torre Eólica de 5 MW (dimensões em metros).

5.2.3 Comparação entre os Métodos

Verifica-se, portanto, pelas Tabelas 11 e 15, que o vento com a velocidade crítica de 7

m/s não causa esforços superiores ao vento máximo de 11 m/s suportado pela turbina eólica em

estudo. Assim, a seguir, é feita a comparação entre os dois métodos apresentados para cálculo

das forças e momentos máximos atuantes na TEEH, na velocidade de vento de 11 m/s,

conforme a Tabela 16.

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47

Tabela 16 - Comparação dos esforços no topo da fundação segundo os dois métodos abordados.

Esforços no Topo da Fundação TurbSim e

SIMA-RIFLEX NBR6123

Força Axial (kN) -6704 -6840

Momento Torçor (kN.m) -2591 -930

Momento em torno de Y (kN.m) -71050 -14747

Momento em torno de Z (kN.m) -7461 -5229

Cortante em Y (kN) 40 60

Cortante em Z (kN) 807 179

Nota-se que, para a força axial atuante na fundação, os valores encontrados foram

próximos, com diferença de aproximadamente 2% entre eles. Isso ocorre, pois, esse esforço

independe, em grande parte, da ação do vento, sendo função principalmente do peso próprio da

estrutura da torre, o qual é um valor fixo fornecido pelo fabricante.

No caso dos esforços principais gerados pelo vento, o momento fletor em torno do eixo

y e o esforço cortante gerado na direção do eixo 𝑧, apresentam valores na mesma ordem de

grandeza. Entretanto os valores encontrados pela NBR 6123 são significativamente inferiores

aos valores calculados pelo programa especializado. O TurbSim e o SIMA-RIFLEX,

apresentaram valores de momentos fletores cerca de cinco vezes maiores do que os valores

calculados segundo as considerações da Norma.

Um fator que pode gerar essa diferença é o fato de que, apesar da NBR 6123 calcular os

efeitos dinâmicos no vento, esta não considera o efeito da rotação das pás. Essa rotação, induz

a estrutura a esforços maiores e possui caráter dinâmico no que diz respeito a esforços na

fundação, conforme verificado nos gráficos gerados nas Figuras do item 5.2.1.

Outro fator importante para essa diferença, são as aproximações necessárias que foram

feitas para o cálculo com as ponderações da NBR 6123. Por ser um programa altamente

sofisticado de elementos finitos, o SIMA-RIFLEX, apresenta grande nível de precisão por

conseguir representar geometrias complexas, como por exemplo o aerofólio, a forma das pás.

A Norma prevê parâmetros para geometrias mais simples, o que cria a necessidade de assumir

critérios ao se fazer os cálculos, gerando erros maiores.

Enfim, verifica-se que não há completa garantia ao dimensionar uma TEEH e suas

fundações a partir dos critérios da NBR 6123 (1988) para cálculos da ação de vento, uma vez

que a estrutura poderá ser subdimensionada, causando posteriores danos e um eventual colapso,

sendo portanto, não aplicável a esse tipo de estrutura. Recomenda-se o uso de programas de

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análise estrutural que tenham a capacidade de realizar a análise dinâmica gerada pela ação do

vento e que considere as peculiaridades de uma turbina eólica.

Dessa forma, essa pesquisa seguirá o dimensionamento da fundação com os resultados

previamente fornecidos pelos softwares utilizados. Serão aplicadas, no topo do bloco de

fundação, as seguintes cargas:

Força Axial: - 6704 kN

Momento Torçor: - 2597 kN.m

Momento em torno de Y: - 71050 kN.m

Momento em torno de Z: - 7461 kN.m

Cortante em Y: 40 kN

Cortante em Z: 807 kN

MODELAGEM DA FUNDAÇÃO NO PROGRAMA SAP2000

Para a realização das análises necessárias, foi utilizado um modelo de fundação com

geometria e dimensões ilustradas nas Figuras 32 e 33. O modelo 3D em elementos finitos da

estrutura da fundação é ilustrado na Figura 34, utilizado para análise no programa SAP2000. A

malha está discretizada em elementos finitos de dimensões da ordem de 50 cm.

Figura 32 - Seção transversal da fundação (Dimensões em metros).

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Figura 33 - Vista superior da fundação (Dimensões em metros).

Figura 34 - Modelo 3D da fundação em estudo utilizado no programa SAP2000.

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O bloco de coroamento foi modelado com elementos de casca, em concreto armado

(concreto 𝑓𝑐𝑘= 20 MPa e aço CA-50), com forma tronco-cônica e com um volume total de 403

m³. Desse bloco, ramificam-se as 24 estacas raiz, modeladas como elementos de barra

circulares.

Cabe ressaltar que as estacas raiz possuem restrição ao deslocamento axial na ponta, e

que na modelagem das estacas, foram distribuídas as molas verticais e horizontais calculadas

no item 4.2, a cada metro, para representação da interação solo-estaca. Optou-se por não aplicar

molas na região entre a base do bloco e o solo, pois considera-se que há um inevitável recalque

do solo na situação real, e, portanto, não existirá um contato entre os dois.

As cargas provenientes da TEEH, calculadas no item 5.2, aplicadas no topo do bloco de

fundação são representadas por forças e momentos concentrados num nó fictício originado pelo

cruzamento de barras diametrais muito rígidas, representadas em azul escuro no topo do bloco

(Figura 34).

DEFINIÇÃO DAS ESTACAS

5.4.1 Dimensionamento das Estacas

As estacas foram dimensionadas de acordo com o item 4.3. As cargas utilizadas para os

cálculos foram obtidas com o programa de análise estrutural em elementos finitos, sendo a

estrutura modelada previamente conforme o item 5.3. Os esforços máximos no topo das estacas

para as combinações no Estado Limite Último (ELU) e Estado Limite de Serviço (ELS) estão

apresentados na Tabela 17.

Tabela 17 - Esforços máximos no topo das estacas.

Esforço Normal (𝑁𝑑) Momento Fletor (𝑀𝑑)

ELU -2883,3 kN -31,2 kN.m

ELS -2059,5 kN -22,3 kN.m

Adotando uma seção transversal comercial de 500 mm, e fazendo uso das equações

(4-1), (4-2) e (4-3), chega-se a uma área de aço necessária igual a 25 cm². Pode-se adotar,

portanto, armadura longitudinal igual a 8 barras de aço CA-50, 𝜙=20mm, conforme a Figura

35. O estribo utilizado será composto por barras com 8 mm espaçadas a cada 15 cm.

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Figura 35 - Interface do programa SAP2000 relativa à seção transversal da estaca.

5.4.2 Verificação da Capacidade Geotécnica

Em função do tipo e das dimensões da fundação, pode-se estimar a capacidade de carga

da estaca, conforme explicado no item 4.4. Para a estaca com 50 mm de diâmetro, utilizam-se

os parâmetros apresentados nas Tabelas 18 e 19.

Tabela 18 - Parâmetros variáveis com a profundidade, para o cálculo da

capacidade de carga geotécnica.

Profundidade α (%) k 𝑁𝑆𝑃𝑇 𝑈 ∙ ∑𝛼∙𝑘∙𝑁𝑆𝑃𝑇

𝐹2∙ Δ𝐿

Are

ia f

ina

fofa

1 m 1,4 730 6 40

2 m 1,4 730 6 40

3 m 1,4 730 9 60

4 m 1,4 730 10 67

Are

ia f

ina

med

ian

amen

te

com

pac

ta a

co

mp

acta

5 m 1,4 730 18 120

6 m 1,4 730 19 127

7 m 1,4 730 27 181

8 m 1,4 730 24 160

9 m 1,4 730 33 221

10 m 1,4 730 39 261

11 m 1,4 730 41 274

12 m 1,4 730 42 281

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Tabela 19 - Parâmetros fixos para o cálculo da capacidade de carga geotécnica.

D (m) 0,50

𝐴𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 (m²) 0,196

U (m) 1,57

Δ𝐿 (m) 1,00

𝑘𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 730

𝑁𝑆𝑃𝑇 42

F1 2,2

F2 2,4

Fazendo uso das equações (4-4) e (4-5), chega-se ao valor de capacidade de carga

geotécnica igual a:

𝑄𝑎𝑑𝑚 = 2283,0 𝑘𝑁 > 𝑄𝑠 = 2059,5 𝑘𝑁

Verifica-se, portanto, que a carga admissível para essa estaca com as condições de solo

expostas no boletim de sondagem da Figura 19 é superior ao esforço normal máximo na estaca

para a combinação ELS (Tabela 17). Dessa forma, apresenta segurança em relação aos critérios

geotécnicos.

RESULTADOS OBTIDOS

Assim, após a modelagem da estrutura com as cargas de vento previamente calculadas

e após a verificação das estacas, é possível verificar seu comportamento estrutural segundo seus

diagramas dos esforços axiais e de momentos fletores.

Na Figura 36, tem-se o diagrama de esforço axial nas estacas. Nota-se que, apesar do

esforço axial aplicado no topo do bloco ser distribuído igualmente entre as estacas, a carga de

momento fletor devido ao vento em torno do eixo y é significativa e sobrecarrega as estacas que

estão do lado direito da Figura 36, no qual o maior valor atingido é de 2883 kN de compressão,

enquanto que alivia as estacas do lado esquerdo da Figura, as quais chegam a valores de tração

de 462 kN.

Isso acontece, pois, o bloco se comporta de maneira rígida, transformado o momento

fletor recebido da turbina eólica em binários de forças axiais de compressão e tração nas estacas.

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Figura 36 - Diagramas de esforço axial nas estacas.

Figura 37 - Diagramas de momento fletor nas estacas.

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Já a Figura 37, representa o diagrama de momento fletor nas estacas. Observa-se que

apesar da escala aumentada, os valores são irrisórios, e variam de 10 kNm até 31 kNm. Pode-

se então verificar que, como constatado anteriormente, o momento fletor aplicado no topo do

bloco não é transferido como momento fletor para as estacas, e esses valores encontrados são

oriundos do esforço cortante atuante no bloco.

Cabe ainda ressaltar que os momentos de torção na estaca são nulos e os esforços

cortantes na estaca também possuem valores insignificantes variando de 7 kN a 42 kN.

A Figura 38 mostra a deformada da estrutura quando todas as cargas estão agindo na

fundação. Observa-se a tendência de arrancamento das estacas do lado esquerdo da Figura 38,

enquanto que as estacas do lado direito estão sofrendo compressão. O bloco de coroamento não

se deforma.

Constata-se também que quanto mais profundo o ponto da estaca em análise, menos

esse tende a se deformar e a ter reações às cargas impostas. Isso ocorre, pois, o solo tende a

absorver os esforços da estaca ao longo de seu comprimento, sendo, portanto, as maiores

deformações no topo de cada estaca.

Figura 38 - Deformação da estrutura com as cargas aplicadas no topo do bloco.

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Para o propósito dessa pesquisa, as análises realizadas tanto para o bloco de concreto

armado, quanto para as estacas, foram suficientes. Entretanto, é importante ressaltar que em

uma situação de dimensionamento real, seria necessário o cálculo exato das dimensões e

armadura do bloco, devido à importante função que este elemento tem na fundação, absorvendo

o principal esforço, momento fletor causado pela ação do vento. Seria crucial também, a análise

das condições de ancoragem da torre da turbina eólica ao bloco de coroamento.

Quanto as estacas, se dimensionadas em situação real, recomenda-se a análise da fadiga

e suas influências, devido à característica dinâmica dos carregamentos impostos, bem como o

estudo dos efeitos de grupo, o qual ocorre devido a interação entre estacas de um determinado

conjunto, podendo ou não, interferir na carga última do grupo. Recomenda-se também, a análise

mais aprofundada das estacas tracionadas.

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6 CONCLUSÕES

Esse trabalho tratou de avaliar, para um modelo de turbina eólica de 5 MW, os esforços

de vento gerados em uma fundação profunda, a partir de informações reais do local.

Concluiu-se que, apesar do efeito de desprendimento de vórtice ser um efeito crucial e

gerar uma velocidade crítica para estruturas altas e esbeltas, como é o caso de uma turbina

eólica, não foi o efeito preponderante segundo esta pesquisa. Observou-se que para a velocidade

crítica de 7 m/s associada a esse efeito, os esforços foram menores quando comparados aos

esforços causados pelo vento de 11 m/s, limite de funcionamento imposto pelo projeto da torre.

Essa conclusão foi atingida pelos dois métodos de análise, tanto pelos softwares especializados

quanto pelas considerações da NBR 6123.

Ressalta-se que os esforços encontrados quando a torre estava inoperante para o vento

de 7 m/s foram mais altos que os encontrados para o vento de 11 m/s, porém não se pode afirmar

que isso ocorre devido ao desprendimento dos vórtices, através desse estudo.

Outra conclusão obtida foi quanto aos métodos de avaliação de carga do vento na TEEH

5 MW. Verifica-se que os esforços calculados pelo SIMA-RIFLEX com auxílio do TurbSim,

foram superiores em cinco vezes, aos valores segundo as proposições da NBR 6123. Seja pelo

fato da não consideração da rotação das pás pela norma, ou pelas diferentes ponderações

geométricas entre os métodos. Enfim, pode-se concluir que a NBR 6123, a qual teve sua última

revisão publicada em 1988, não é o método mais adequado para o cálculo de vento incidente

em uma turbina eólica, ou seja, não é aplicável a esses casos.

Nota-se também que, apesar dos esforços gerados na base da torre serem dinâmicos,

esses não apresentaram variações significativas em torno da resposta máxima, tendo sido,

portanto, utilizados nesse estudo, os valores máximos encontrados.

A partir dessas considerações, foi possível dimensionar as estacas de uma fundação

profunda e analisar suas respostas aos esforços impostos. Para a obtenção dos esforços no topo

da estaca e análise de gráficos de momentos fletores e esforços axiais, bem como, visualização

gráfica do seu comportamento, utilizou-se o programa SAP2000. Constatou-se que os esforços

preponderantes nessa situação foram, além da força axial, o momento fletor em torno de y

(causado pelo vento) aplicado no topo do bloco, o qual gerou uma distribuição desigual de

cargas de compressão e tração nas estacas.

Trabalhos futuros deverão investigar se, para a situação de vento máximo da NBR 6123

igual a 30 m/s, mesmo com as pás em situação mais favoráveis, não ocorre uma situação mais

crítica para o dimensionamento das fundações.

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