ELEMENTOS DE PROJECTO PARA UMA TURBINA EÓLICA OFFSHORE

ESCOLA SUPERIOR NÁUTICA INFANTE D. HENRIQUE DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MARÍTIMA

ORGÃOS DE MÁQUINAS

ELEMENTOS DE PROJECTO PARA UMA TURBINA EÓLICA OFFSHORE

Bruno Madaleno -10652 Professor: Vítor Franco

ENIDH – 2014/2015

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Índice 1.

Introdução ......................................................................................................................... 3

2.

Estado da Arte nas Turbinas Offshore .............................................................................. 4 Etapas de um projecto de engenharia ...................................................................................... 4 Definição do problema ............................................................................................................ 5

3.

Análise das estruturas de base duma turbina eólica .......................................................... 7 Base (Monopile) ...................................................................................................................... 7 Torre ...................................................................................................................................... 10 Outros componentes - Pás ..................................................................................................... 10

4.

Cargas nas estruturas de base da turbina ......................................................................... 11 Momento flector Vante – Ré ................................................................................................. 11 Momento flector lateral ......................................................................................................... 11 Momento torsor ..................................................................................................................... 12 Escolha de materiais para torre e base ................................................................................... 12 Cálculo do Coeficiente de Segurança .................................................................................... 13 Corte A na torre ..................................................................................................................... 14 Corte B ................................................................................................................................... 17

5.

Cálculo do factor de segurança em ligações aparafusadas ............................................. 18

6.

Análise da soldadura dos anéis ....................................................................................... 20

7.

Corrosão em turbinas offshore ........................................................................................ 23

8.

Considerações finais ....................................................................................................... 27

Bibliografia................................................................................................................................... 28 9.

ANEXO 1........................................................................................................................ 31

10.

ANEXO 2........................................................................................................................ 33

11.

ANEXO 3........................................................................................................................ 35

12.

ANEXO 4........................................................................................................................ 38

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Lista de Figuras Figura 1 - Fases do projecto ........................................................................................................... 5 Figura 2- Evolução do tamanho do rotor ....................................................................................... 6 Figura 3 - tipos de base mais utilizados e Estrutura tipo monopile................................................ 8 Figura 4- montagem do monopile .................................................................................................. 8 Figura 5 - Fixação da base monopile à estrutura de transição através de argamassa. .................... 9 Figura 6 - Processo de construção da torre .................................................................................. 10 Figura 7 - Momento flector Vante -Ré e lateral [7] ..................................................................... 12 Figura 8 - Locais críticos na Eólica, zonas de análise e principais dimensões ............................ 13 Figura 9 - Origem dos carregamentos a que a torre está sujeita .................................................. 14 Figura 10 - Dimensões típicas nos monopiles .............................................................................. 17 Figura 11 - Aspecto da flange interior em L ................................................................................ 18 Figura 12 - Tabela relativa às propriedades dos parafusos usados em turbinas [14] ................... 19 Figura 13 - Processo de soldadura por arco submerso na junção dos anéis ................................. 21 Figura 14 - Zona de soldadura na flange em pormenor ............................................................... 21 Figura 15 -Indicação da percentagem do material de base .......................................................... 22 Figura 16 - Zonas sensíveis à corrosão ........................................................................................ 24 Figura 17 - Tipos de incrustações e corrosão ............................................................................... 24

Lista de Tabelas Tabela 1- lista de propriedades a ter em conta para o projecto ...................................................... 6 Tabela 2 -Características do modelo SWT 6.0-154 ....................................................................... 7 Tabela 3 - Propriedades mecânicas para um aço S355N [9] ........................................................ 13 Tabela 4 - Forças axiais em diferentes pontos da turbina ............................................................ 23 Tabela 5- revestimento aplicado em diferentes zonas das turbinas e tempo de vida ................... 25 Tabela 6 - para estruturas categoria C5-M ao ar livre .................................................................. 26 Tabela 7 - Sistemas de pintura para estruturas imersas ................................................................ 26

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1. Introdução As pesquisas efectuadas no campo das alterações climáticas e a progressiva consciência ambiental tem vindo a impor nas diversas indústrias novas regulamentações. Esta tensão entre limitações e produção levou a uma reorganização das empresas quanto à aquisição de máquinas e estruturas, mas por outro desenvolveu novas oportunidades para o surgimento de empresas que se dedicam ao sector das “energias verdes”. Vemos ainda que empresas tidas até então como fontes de poluição1, lentamente introduzem no mercado novas tecnologias ligadas às energias renováveis aproveitando o know how interno contribuindo para a sustentabilidade não só das empresas, mas também do ambiente. Existem diversas tecnologias emergentes e torna-se difícil prever a sua generalização, são exemplo a captura e armazenamento de carbono (CCS), a produção de energia através das ondas e as turbinas eólicas offshore. Qualquer uma destas tecnologias apresenta grandes desafios na fase de projecto, será então do nosso interesse acompanhar o seu desenvolvimento e com isso aprofundar os temas leccionados. Iremos acompanhar o desenvolvimento de uma turbina eólica offshore em particular a torre e as estruturas de base. O trabalho divide-se em duas partes. Na primeira iremos abordar as turbinas offshore em geral e os aspectos relevantes a ter em conta na fase de projecto fazendo a ligação com a temática da disciplina. Na segunda parte iremos centrar a nossa análise numa turbina em particular e utilizando um método de reverse engineering2 iremos através de alguns dados obtidos descobrir os factores de segurança da eólica estudada. Este estudo será feito para uma análise das tensões, para ligações aparafusadas e para soldadura.

1

http://www.statoil.com/en/TechnologyInnovation/NewEnergy/RenewablePowerProduction/Offshore/Hywind/Pages/HywindPuttingWindPower ToTheTest.aspx?redirectShortUrl=http%3a%2f%2fwww.statoil.com%2fhywind 2 «Reverse engineering is a process where an engineered artifact (such as a car, a jet engine, or a software program) is deconstructed in a way that reveals its innermost details, such as its design and architecture.» [22]

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2. Estado da Arte nas Turbinas Offshore Antes de entrarmos no tema das turbinas eólicas offshore importa fazer uma introdução às fases de um projecto e as suas características. Ao longo do texto iremos conciliando o tema das turbinas com as fases de projecto cobrindo grande parte das questões actuais relativas às turbinas eólicas. Etapas de um projecto de engenharia A fase preliminar no projecto envolve o confronto com o problema específico que procuramos resolver. A primeira fase consiste na identificação da necessidade, esta vem do confronto com os problemas do dia a dia. Actualmente temos a necessidade de gerar energia de uma forma sustentável. O mercado das turbinas eólicas é maioritariamente composto de turbinas onshore mas em alguns casos estas apresentaram alguns inconvenientes de impacto ambiental, visual e em termos de variabilidade do vento. Ainda assim era um problema para países onde não existem zonas montanhosas e que apresentam elevada densidade populacional. Numa segunda fase define-se o problema e é feita a especificação do objecto a ser projectado de modo a perfazer as necessidades anteriormente descritas. Ao estarmos a definir já concretizamos algumas características e limitações que o equipamento deve ter tendo em conta o ambiente a operar, o custo, etc... Esta é uma fase em que a cada input corresponde a um output ou seja, para uma determinada característica, como por exemplo a resistência à corrosão, corresponderá um aumento do custo. É nesta fase do projecto que somos confrontados com alguns constrangimentos relativos aos materiais e tamanhos disponíveis. A fase seguinte procura sintetizar sendo posta em análise a viabilidade do projecto. Todas as fases referidas estão interligadas pois a cada passo é necessário fazer uma reanálise às fases anteriores. Por fim é feito um protótipo e realizados testes em laboratório. Identificação do problema No caso das eólicas offshore a primeira fase do projecto surgiu em países europeus com elevada densidade populacional e sem regiões montanhosas em que existia uma elevada demanda por energia aliada a pouca possibilidade de uso de tecnologia onshore. Estes países tentaram responder a um problema e mais tarde se tornaram líderes neste tipo de tecnologia, sobretudo a Dinamarca com a empresa Vestas. O conceito de turbina eólica offshore em águas profundas

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nasceu assim da necessidade de combinar a velocidade do vento que se faz sentir no ambiente marítimo e evitar o impacto visual e sonoro que estas provocam em terra. Na figura seguinte fazemos um resumo das etapas do projecto:

Identificação da necessidade

Definição do problema

Síntese

Análise e Optimização

• Estabelecer um problema a ser resolvido

• características, dimensões, espaço a ser ocupado, meio em que vai operar, expectativa de vida, etc....

• Performance do projecto • Revisão

• Processo de avaliação dos resultados análise e optmização e posterior reanálise.

• teste de protótipo em laboratório Avaliação

Figura 1 - Fases do projecto Definição do problema Colocado o problema, é necessário avançar para a segunda fase do projecto que é também a mais longa. Temos nesta fase que constantemente relacionar um grande número de características, elencando em tabela apenas os aspectos mais importantes. Após a decisão de introduzir eólicas em meio marítimo seria necessário perceber qual a zona mais favorável e que desafios implica em termos de engenharia. O avanço para águas profundas foi gradual, antes foi necessário verificar em ambiente marítimo qual a zona onde os ventos são mais favoráveis à produção de energia e fazer um balanço. Sabe-se que a 10 Km da costa existe um incremento de 20% na velocidade, incremento este que é o cubo da velocidade o que nos leva a concluir que teremos 70% de velocidade a mais do que em terra produzindo assim 50% mais energia do que as turbinas em terra [1]. Chegados à conclusão de localização em ambiente marítimo é necessário verificar em especifico em que profundidade, dado que para diferentes ENIDH /DEM –LEMM

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profundidades teremos diferentes soluções. É feita uma divisão entre zona costeira com 5 a 30 m de profundidade, transitional offshore entre 30-60m e por fim águas profundas com mais de 60m de profundidade [2]. Funcionalidade

Força/tensão

custo

Deformação/flexão/rigidez reciclabilidade vida útil

controlo

Intensidade de Uso

ruído

peso

propriedades térmicas fricção

corrosão segurança

design forma

volume lubrificação

superfície leabilidade

fiabilidade

tamanho

negociabilidade

manutenção

fabricação

utilidade

Tabela 1- lista de propriedades a ter em conta para o projecto Normalmente a altura da torre duma turbina eólica é igual ao diâmetro do rotor (figura 2) ou ainda maior. Nesta situação é possível dimensionar a torre de forma a que a altura seja 75% do diâmetro do rotor levando ao decréscimo dos custos de construção [1].

Figura 2- Evolução do tamanho do rotor Outro factor para a escolha de águas profundas é o facto do vento offshore ter um escoamento menos turbulento que em terra contribuindo para a longevidade da estrutura. Isto pode ser explicado pelo facto de em terra podermos ter maiores diferenças de temperatura entre a superfície terrestre e a do ar o que promove a turbulência do ar.

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3. Análise das estruturas de base duma turbina eólica Iremos centrar agora a nossa análise numa turbina em particular. A turbina escolhida é fabricada pela Siemens e é de momento uma das que apresenta maior diâmetro no rotor e por isso maiores desafios de engenharia. Ao longo da definição do projecto iremos fazer referência a alguns componentes que a constituem e faremos uma análise ao projecto do ponto de vista da disciplina consultando as normas que regulam este tipo de construções. As características gerais da turbina são apresentadas na seguinte tabela: Manufacturer Model Rated power Rotor diameter Swept area Hub height Rotor/hub/nacelle mass Tower mass Diameter tower top Diameter tower bottom Cut out wind speed moment (root)

[-] [MW] [m] [m2] [m] [ton] [ton] [m] [m] [m/s] k.Nm

Siemens SWT-6.0-154 6.0 MW 154 18600 110 360 400 4.0 5.6 25 20.000

Tabela 2 -Características do modelo SWT 6.0-154 Base (Monopile) No caso das turbinas offshore temos uma base que suporta todos os elementos no oceano e possui a impulsão suficiente para suportar a estrutura. A forma da estrutura tem sido discutida, no entanto não é propósito deste trabalho entrar nessa discussão. São apresentadas na figura 3 os tipos mais utilizados, mas o que de entre todos é mais consensual e utilizado nas turbinas da Siemens é o estilo monopile (figura 3). Este tipo de estrutura consiste num pilar único que pode ser fixo no fundo do mar ou flutuante no caso de águas mais profundas. A montagem consiste na instalação dum pilar que em seguida é revestido por uma estrutura de transição fixada ao pilar através duma argamassa (Anexo 1). O tratamento da superfície é feito inicialmente com tinta de zinco, depois com tinta anticorrosiva e por fim é espalhada tinta epóxi sobre a estrutura desde o fundo até à zona de montagem da peça de transição.

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Figura 3 - tipos de base mais utilizados e Estrutura tipo monopile O processo de montagem destas estruturas consiste na elevação do pilar através de navios especializados para o efeito, o pilar é colocado na posição vertical e de seguida um martelo hidráulico fixa o pilar no fundo do mar [3]. A peça de transição só depois é colocada.

Figura 4- montagem do monopile Segundo as normas que regulam as turbinas offshore [4] esta argamassa pode ter ou não o auxílio de shear keys, mas o aumento no tamanho das novas turbinas e novas análises de fadiga

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demonstraram a necessidade de rearranjos na junção entre a base e a peça de transição3. Com o aumento do diâmetro das peças de base a simples junção por argamassa entre duas peças cilíndricas mostrava-se inadequada e demonstrou algumas falhas. Para isso apresentou-se uma solução baseada em cordões de solda ao longo das superfícies em contacto com a argamassa para aumentar a resistência ao deslize (shear keys).

Figura 5 - Fixação da base monopile à estrutura de transição através de argamassa. Segundo a norma se a conexão é para transmitir esforços axiais ela deve ser cónica (outro método além dos cordões de solda) ou deve utilizar as shear keys (nunca a combinação dos dois). Outro aspecto abordado pela norma é a espessura das chapas a maquinar para a torre e o pilar. No caso da turbina que estamos a analisar temos um pilar de diâmetro (D) de 5.6 m e uma espessura (t) de 150 mm [3]. Relativamente ao monopile temos em consideração os seguintes aspectos quanto ao dimensionamento: 

Profundidade da água do local específico



Carregamentos sobre a turbina relativamente ao tamanho e peso

3

«An unintended force transfer through the temporary supports as a result of settlement in some grouted connections has led to concern about fatigue cracking in the structures which would lead to repair needs». [23] ENIDH /DEM –LEMM

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

Propriedades do solo na localização específica



Carregamentos devido a correntes, ondas e marés



Custos de instalação



Tempo de instalação para um parque eólico

Torre As torres são normalmente em aço tubular com cerca de 60 a 80m de altura. Consistem na montagem de três secções no local. A torre tem de suportar o peso do rotor e o estator. A montagem é auxiliada por navios especializados que além do transporte efectuam a montagem. A torre é composta por três segmentos de anéis soldados em fábrica e em cada extremidade do segmento temos flanges que serão aparafusadas no local (figura 6). A flange é soldada em fábrica e a sua espessura varia de acordo com os parafusos sendo entre 100 a 300 mm. Os diâmetros dos parafusos são tipicamente M36 a M42, mas podem ir até M48 [5].

Figura 6 - Processo de construção da torre

Outros componentes - Pás As pás são geralmente três e produzidas em epoxi reforçada com fibra de vidro, também aqui se procura promover o mais baixo custo de modo a aumentar a competitividade. As exigências nestes componentes são de uma boa resistência à fadiga de modo a resistir continuamente a ENIDH /DEM –LEMM

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cargas variáveis, a rigidez de modo a manter a pá longe da torre quando submetida ventos fortes. O peso terá de ser o mais baixo possível para não prejudicar a pá e os componentes a que está ligada e o formato o mais aerodinâmico possível. Deve ter ainda em termos de estrutura um bom amortecimento e por fim um baixo impacto ambiental. As pás desta turbina são feitas em fibra de vidro reforçada com resina epóxi usando uma patente registada pela Siemens (integral blade process). Este processo permite a ausência de juntas o que favorece a resistência e previne o aparecimento de defeitos. Além disso permitiu reduzir o peso 20% em relação ao processo tradicional [6]. Pensava-se que seria possível atingir este peso em relação ao seu tamanho apenas com fibra de carbono, mas a verdade é que foi possível fabricá-la com fibra de vidro. Seria possível ainda descer o peso 10-20% com fibra de carbono só que isso traria um acréscimo no preço o que colocaria em causa a eficiência do projecto [6]. 4. Cargas nas estruturas de base da turbina Normalmente as torres são tubulares cónicas, ou seja, o seu diâmetro aumenta na medida em que nos aproximamos da base. As cargas que a torre sofre no topo são por isso diferentes das que temos na base. A escolha duma estrutura cónica deve-se à sua eficiência dado que poupa material e reduz a resistência ao vento nas zonas superiores da torre pois como iremos ver os esforços a que ela está sujeita são menores a essa altitude não necessitando assim de diâmetros maiores. Podemos dividir as solicitações em termos de vante e ré assim como do tipo lateral. Temos também momentos torsores. Momento flector Vante – Ré O momento flector vante –ré resulta da carga exercida sobre o rotor em conjunto com a força do vento na base. Momento flector lateral O movimento lateral é causado quando o vento muda de direcção e a unidade que muda a direcção da turbina não funciona. Algumas acções do vento podem provocar este tipo de carga, mas em geral é o momento flector vante –ré o que provoca mais solicitações.

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Momento torsor Sempre que a direcção do vento muda a turbina alinha-se, este movimento que acontece no topo da torre na ligação entre a torre e a turbina provoca um momento torsor.

Figura 7 - Momento flector Vante -Ré e lateral [7] Escolha de materiais para torre e base Pelas normas podemos ver que se recomenda a escolha dos aços pela mais baixa temperatura média diária assim como as estruturas externas acima da linha de água devem ser projectadas para as temperaturas de serviço mais baixas registadas na área onde vão operar [4]. O aço a utilizar é um S355N o mais utilizado actualmente [8] neste tipo de estruturas. As propriedades do aço S355N encontram-se disponíveis na norma EN10025-3, é um aço de construção soldável de grão fino e indicado para utiização à temperatura ambiente e a baixas temperaturas. Na tabela seguinte temos uma indicação da tensão de cedência a utilizar para as diferentes espessuras, segundo os dados referidos anteriormente relativamente à espessura dos anéis a tensão de cedência é de 295 Mpa.

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Tabela 3 - Propriedades mecânicas para um aço S355N [9]

Cálculo do Coeficiente de Segurança A seguinte imagem mostra os locais críticos em termos de momentos flectores. Iremos efectuar um cálculo do coeficiente de segurança nos cortes A e B, sendo que em A temos um ponto crítico que se encontra na ligação entre o monopile e a torre.

88 m

≈110 m Corte A Corte B

Figura 8 - Locais críticos na Eólica, zonas de análise e principais dimensões

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Os diferentes carregamentos a que a torre está sujeita são apresentados na figura 9, no entanto para o nosso cálculo não se considerou: 

A estrutura cónica da torre



O momento torsor



Carregamentos devidos à corrente, ondas, vento na torre e impulsão

Figura 9 - Origem dos carregamentos a que a torre está sujeita

Corte A na torre Cálculo da tensão devida à flexão: Para o cálculo do momento flector iremos considerar uma força do vento em condições extremas concentrada equivalente a 3409 kN aplicada a 88 m da base que representará o pior caso. Este valor foi obtido da literatura que estuda os momentos máximos e minimos na base da torre em condições de vento extremo (ver Anexo 4) [10]. 𝑀𝑓 = 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 × 𝐹𝑚á𝑥 = 88 × 3409 × 103 ≈ 300 𝑀𝑁. 𝑚

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Quanto à tensão do momento flector será calculada pela seguinte expressão: 𝑀𝑓 ×𝑟

𝜎𝑓𝑙𝑒𝑥ã𝑜 = 𝐼

𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒

300×2,8

= 𝜋×2,83×0,15 = 81,2 𝑀𝑃𝑎

(2)

O momento de inércia é dado por [11]: 𝐼𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 = 𝜋 × 𝑟 3 × 𝑡

(3)

onde t representa a espessura e r o raio do tubular. Aqui adoptamos a espessura da eólica em estudo de 0,15 m. A tensão mínima é dada pelo momento flector minimo que é de 20 MN.m: 𝜎𝑓𝑙𝑒𝑥ã𝑜 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑛𝑎 =

𝑀𝑓 × 𝑟 20 × 2,8 = = 5,41 𝑀𝑃𝑎 𝐼𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 𝜋 × 2,83 × 0,15

Para o cálculo do factor de segurança pelo critério de Soderberg sabemos que a Tensão alternada (𝜎𝑎 ) corresponde a: 𝜎𝑎 =

𝜎𝑚𝑎𝑥 −𝜎𝑚𝑖𝑛 2

=

81,2−5,41 2

= 37,9 𝑀𝑃𝑎

(4)

E a tensão média obtém-se da seguinte forma: 𝜎𝑚 =

𝜎𝑚𝑎𝑥 +𝜎𝑚𝑖𝑛 2

=

81,2+5,41 2

= 43,3 𝑀𝑃𝑎

(5)

Com a tensão de flexão e a tensão média, pelo critério de Soderberg temos a seguinte expressão: 1 𝑛

≥

𝜎𝑚 𝜎𝑒

𝜎

+ 𝜎𝑎

(6)

𝑛𝑐

Para o cálculo do 𝜎𝑛𝑐 utilizamos a expressão: 𝜎𝑛𝑐 = 𝑘𝑙 × 𝑘𝑎 × 𝑘𝑏 × 𝑘𝑐 × 𝑘𝑑 × 𝑘𝑒 × 𝑘𝑔 × 𝜎𝑛

(7)

𝜎𝑛 = 0,5 × 𝜎𝑟

(8)

Onde:

Fazendo o cálculo de 𝜎𝑛𝑐 fomos obter o factor de carregamento à fadiga (Kl) que iremos considerar 1 por estarmos apenas a tratar de flexão [9]. A consulta dos dados relativos aos K’s encontra-se disponível nos apontamentos da disciplina [9]. ENIDH /DEM –LEMM

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Para o factor de acabamento superficial (Ka) como temos um processo de calandragem [12] iremos seguir a curva “Hot rolled” para uma tensão de rotura 0,45 GPa (tabela 3). Olhando o gráfico temos um Ka= 0,65. Para o cálculo do factor de correcção de dimensão Kb iremos utilizar a expressão seguinte em que o diâmetro será a espessura 0,15 m. Este valor encontra-se entre 8 mm e 250 mm logo utilizaremos a expressão dada [9]: 𝐾𝑏 = 1,189 × 0,15−0,097 = 1,43

(9)

Para o factor de fiabilidade Kc iremos adoptar 50% que corresponde ao valor 1. Para o factor de temperatura, dado o ambiente a operar usaremos a menor temperatura que resulta num Kd=1. Como iremos estudar a base da torre sem entalhe não iremos considerar factor de correcção para concentração de tensões Ke. A tensão normal corrigida resulta assim em: 𝜎𝑛𝑐 = 1 × 0,65 × 1,43 × 1 × 1 × 0,5 × 450 = 209,13 𝑀𝑃𝑎 O factor de segurança na zona de diâmetro maior na torre é: 1 43,3 37,9 ≥ + ↔ 𝑛 ≤ 3,05 𝑛 295 209,13 Podemos ver que o valor do factor de segurança é influenciado pela espessura de 0,15 m. Este valor elevado de espessura é considerado para compensar algum desgaste por corrosão. A zona crítica encontra-se na transição entre o monopile e a torre, o cálculo da secção no monopile baseia-se nas dimensões da figura

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Figura 10 - Dimensões típicas nos monopiles Pela imagem podemos ver que a zona Lg apresenta um reforço dado que se trata de uma zona de transição. Corte B O corte B localiza-se no fundo oceânico, calculou-se o momento neste ponto para a mesma força concentrada: 𝑀𝑓 = 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 × 𝐹𝑚á𝑥 = 110𝑚 × 3409 × 103 = 375𝑀𝑁. 𝑚 Utilizando a espessura do monopile e o seu raio agora com um momento maior temos: 𝜎𝑓𝑙𝑒𝑥ã𝑜 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 =

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𝑀𝑓 × 𝑟 𝐼𝑚𝑜𝑛𝑜𝑝𝑖𝑙𝑒

=

375 × 2,75 = 105,22 𝑀𝑃𝑎 𝜋 × 2,753 × 0,15

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𝜎𝑛𝑐 = 1 × 0,65 × 1,43 × 1 × 1 × 0,5 × 450 = 209,13 𝑀𝑃𝑎 Usando as mesmas equações para tensão alternada e tensão média temos o seguinte coeficiente de segurança: 1 56,39 48,8 ≥ + ↔ 𝑛 ≤ 2,35 𝑛 295 209,13 5. Cálculo do factor de segurança em ligações aparafusadas As ligações aparafusadas apresentam enorme importância no projecto, sabemos que os anéis são soldados e como referimos existem três secções montadas no local e em cada uma temos uma flange em L que é aparafusada à anterior (figura 12). No interior da torre serão utilizados 116 parafusos, isto se considerarmos uma flange central [5]. O parafuso que iremos considerar para os cálculos será o M42 da classe de resistência 10.9 [8]. Pela classe de resistência podemos retirar a tensão limite de elasticidade: 𝜎𝑒 = 10 × 9 = 90 × 10 = 900 𝑁/𝑚𝑚2

(10)

Figura 11 - Aspecto da flange interior em L Pela tabela dada na figura 13 sabemos que temos uma pré-tensão de 510kN em cada parafuso e pela seguinte fórmula podemos calcular o momento de aperto [13]: 𝑀𝑎𝑝𝑒𝑟𝑡𝑜 = 0,2 × 𝑃 × 𝑑 = 0,2 × 510 × 103 × 42 × 10−3 = 4284 𝑁. 𝑚 ENIDH /DEM –LEMM

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A tensão no parafuso considerada será apenas a força de tracção provocada pelo momento de aperto. A tensão normal no parafuso será: 510×103

𝜎𝑛𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑓𝑢𝑠𝑜 = 1121×10−6 = 454 𝑀𝑃𝑎

(12)

Podemos obter assim o factor de segurança: 𝜎𝑒 900 ≥ 𝜎𝑛𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑓𝑢𝑠𝑜 ↔ 𝑛 ≤ ↔ 𝑛 ≤ 1,98 𝑛 454

Figura 12 - Tabela relativa às propriedades dos parafusos usados em turbinas [14]

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6. Análise da soldadura dos anéis A fabricação de torres envolve um processo de calandragem de chapas espessas. No caso que aqui tratamos a espessura é de 150 mm. Sabemos que a espessura vai diminuindo à medida que subimos na torre. Os anéis requerem soldadura longitudinal externa e interna e para formar a torre estes anéis tem de ser soldados uns aos outros. A construção típica A construção de turbinas eólicas, em particular a torre, utiliza uma quantidade substancial de material de soldadura. Os procedimentos de soldagem e consumíveis podem variar com base na altura, design e localização. As torres tipicamente consistem em três ou quatro partes fabricadas, cada uma com 3-5 metros de diâmetro e até 30 m de comprimento. As secções são soldadas com soldas de topo multipasse feitas por solda a arco submerso. As secções menores são soldadas numa grande linha de montagem chamada linha crescente. Depois de montar as secções, elas são transportadas para o local de instalação, erguidas no lugar, e aparafusadas. Os requisitos de soldagem da torre offshore tem em consideração o grande tamanho da torre e naceles associados bem como o aço mais grosso necessário para a força e resistência à fadiga. A utilização de secções de aço mais grossas com maiores juntas soldadas requer o uso de um maior volume de consumíveis de soldagem, exigindo, portanto, soldagem adicional. Isso adiciona tempo e custo ao trabalho. A soldadura de chapas mais espessas é por isso um desafio à produção. Algumas soluções aumentam o controlo da soldadura de modo a que seja possível altas taxas de depósito em comparação com a tecnologia convencional [15]. Adicionalmente vários métodos podem ser utilizados de forma a usar múltiplos arcos aumentando as taxas de depósito e reduzir o número de passagens para preencher a junta. A alta espessura da placa está relacionada com as condições ambientais extremas assim como o tipo de aço, o depósito de solda deverá ser igualmente de aço de alta resistência.

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Figura 13 - Processo de soldadura por arco submerso na junção dos anéis O tipo de fluxo utilizado na indústria de eólicas é o OK Flux 10.72 da ESAB e o fio utilizado um OK Autrod 12.20. Os dados acerca deste produto estão presentes no Anexo 3. A soldadura que iremos fazer referência é a que une a flange ao anel da torre como se pode ver na figura 15.

Figura 14 - Zona de soldadura na flange em pormenor

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Quanto à percentagem do material de base temos a indicação das normas que o mínimo a cumprir é 0,75 do material de base.

Figura 15 -Indicação da percentagem do material de base Os esforços identificados no tubular são os relativos à flexão sendo que a tensão normal axial, identificada na tabela para a flange mais inferior é de 2,38 × 106 𝑁 (tabela 5). Optando por 0,75 do material de base, o valor mínimo das normas [16], podemos obter a tensão admissível no cordão: 𝜎𝑎𝑑𝑚 𝑛𝑜 𝑐𝑜𝑟𝑑ã𝑜 =

0,75×285 𝑛

(13)

O segundo momento de área para junta soldada ao longo do tubo é dado pela seguinte equação: 𝐼𝑢 = 𝜋 × 𝑟 3

(14)

Considerando o momento flector calculado anteriormente fomos somar as tensões presentes no cordão. Como se trata de soldadura por arco imerso consideramos para a espessura do cordão (a) os 150 mm. 𝜎𝑛𝑜 𝑐𝑜𝑟𝑑ã𝑜 = 𝜎𝑛 + 𝜎𝑓𝑙𝑒𝑥ã𝑜 =

𝑁 𝑀×𝑦 2,38 × 106 66 × 106 × 0,075 + = + = 𝐴 𝐼𝑢 × 𝑎 𝜋(2,82 − 2,7252 ) 𝜋 × 2,83 × 0,15

17,1 𝑀𝑃𝑎 + 0,47 𝑀𝑃𝑎 = 17,57 𝑀𝑃𝑎

17,57 ≤

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(15)

0,75×295 𝑛

↔ 𝑛 ≥ 12,59

(16)

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O coeficiente de segurança encontra-se na ordem dos 12 e os cordões com espessuras na ordem dos 45 mm. Os processos de produção gerais utilizam no final da soldadura a rebarba que procura reduzir as tensões. Neste tipo de indústria são utilizados robots que suavizam as zonas de transição em cada lado da soldadura, além disso é possível fazer a inspecção da soldadura através dos mesmos [17].

Tabela 4 - Forças axiais em diferentes pontos da turbina 7. Corrosão em turbinas offshore Nesta parte iremos tratar dos tipos de corrosão existentes nas turbinas e como detectar e controlar este problema. A redução dos custos inerentes aos processos de corrosão obtém-se através da detecção precoce dos mecanismos de corrosão.

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 Veio  Engrenagens  Torre  Portas, escadas  Peça de transição  Monopile

Figura 16 - Zonas sensíveis à corrosão Temos corrosão influenciada e acelerada pela interacção entre actividade microbiológica e os materiais de construção.

Figura 17 - Tipos de incrustações e corrosão

Abaixo da mais baixa linha de água temos problemas de corrosão devido ao crescimento de colónias de bactérias, como solução existe a protecção catódica em forma de ânodos de “sacrificio” ou corrente imposta. Outra solução pode passar pelo revestimento. Outra técnica usada para controlo da corrosão é a introdução de sensores, na nacele temos um sensor de corrosão, na torre um sensor de controle do revestimento e nos locais abaixo da linha de água sensores de corrosão biológica. A recolha deste dados permite uma melhor prevenção e controlo. ENIDH /DEM –LEMM

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Como podemos ver pela tabela são aplicadas diferentes camadas de revestimento de diferentes tipos conforme a zona de exposição. A norma ISO12944 distingue 5 categorias de corrosão: C1 – muito baixo; C2 – baixo; C3 – Médio; C4 – Alto; C5-I – Muito alto (para ambientes industriais); C5-M Muito alto (para ambientes marítimos) [18]. Em termos de durabilidade exigida à pintura, a norma estabelece para o nível baixo cerca de 2 a 5 anos, para o médio 5 a 15 anos e alto cerca de 15 anos. As turbinas offshore encontram-se no nível C5-M com durabilidade prevista de 15 anos. Para cada gama de temperaturas temos diferentes materiais de aplicação. Para a gama de temperaturas das turbinas acima da linha de água temos Epoxy e Poliuretano e ainda epoxy fosfato ou silicato de zinco. Para a parte imersa utiliza-se apenas Epoxi ou Epoxi reforçada com fibra de vidro. Nas tabelas seguintes temos informação consoante a zona da espessura a aplicar e do revestimento a utilizar.

Tabela 5- revestimento aplicado em diferentes zonas das turbinas e tempo de vida A norma DNV –OS-J101-2010 [4] define as zonas de exposição, por Atmospheric Zone entende-se a as estruturas e componentes expostos à zona atmosférica, como Splash Zone temos a zona que suporta a torre que é de forma intermitente exposta ao ar e imersa pelo mar. Por fim Submerged zone são os componentes submersos e que devem ser principalmente defendidos da corrosão por protecção catódica. O uso de revestimento é opcional. Tendo como base o catálogo da Hempel [19] na tabela seguinte escolhemos para a torre o sistema 1 que cumpre o mínimo de 320 μm. ENIDH /DEM –LEMM

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Tabela 6 - para estruturas categoria C5-M ao ar livre Para a zona intermédia de salpicos onde se encontra a peça de transição esta marca desenvolveu um produto específico (Hempadur multi-strength 35460) que cumpre com as específicações da norma.

Tabela 7 - Sistemas de pintura para estruturas imersas Para a zona imersa na tabela 7 temos o sistema 1 que cumpre com a espessura pedida. Em alternativa pode ser utilziada protecção catódica.

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8. Considerações finais Com este trabalho foi possível acompanhar alguns aspectos importantes do projecto de uma turbina offshore em especial nas estruturas estudadas (torre e no monopile). Das análises que fizemos ao factor de segurança verificamos a influência de algumas variáveis tais como a espessura da torre e a transição entre a torre e o monopile. No estudo de ligações aparafusadas foi possível estudar as tensões envolvidas no aperto para que exista segurança assim como os processos utilizados. Estudamos os processos de soldadura dos anéis que constituem a torre e os desafios à soldadura para grandes espessuras. Foi analisado o factor de segurança na soldadura entre a flange e o anel que apresentou um coeficiente de segurança elevado. Por fim estudamos os processos de corrosão nas turbinas offshore aspecto importante no projecto em que temos de ter em conta o ambiente de operação. Em todos os estudos foi possível consultar as diferentes normas existentes para estas estruturas. No que toca à protecção da corrosão consultamos um catálogo de revestimentos e tendo presente as normas que regulam a pintura destas estruturas foram escolhidas soluções para diferentes zonas. Este estudo permitiu conhecer o processo corrosivo em ambiente marítimo.

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[19] Hempel, “How to select the right paint system,” Hempel, Lyngby.

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[20] European Comission, “Energy research,” European Comission, [Online]. Available: http://ec.europa.eu/research/energy/print.cfm?file=/comm/research/energy/nn/nn_rt/nn_rt_ wind/article_1101_en.htm.

[21] Siemens, “Six-Megawatt Wind Turbine without Gearbox,” Siemens, [Online]. Available: http://www.siemens.com/innovation/en/news/2011/six-megawatt-wind-turbine-withoutgearbox.htm.

[22] E. Eilam, Reversing: Secrets of Reverse Engineering, Indianapolis: Wiley Publishing, Inc., 2005.

[23] M. Roggen, “Improving wind turbine support structures,” Offshore wind energy, pp. 2021, December 2012.

[24] ESAB, “Efficient welding in the wind tower manufacturing industry,” Outubro 2005. [Online]. Available: http://www.esab.com/global/en/products/upload/XA00126920.pdf. [Acedido em 12 Maio 2015].

[25] J. Rondal, K.Wurker, D.Dutta, J.Wardenier e N. Yeomans, Structural Stability of Hollow sections, Colónia: Cidect, 1992.

[26] P. W. Sarli, A. Yamaguchi e T. Ishihara, “Load estimation of an offshore wind turbine support structure during operation and validation by measurement,” em EWEA Offshore 2015, Copenhagen, 2015.

[27] W. Wallace, “Applied Bolting & Germanischer Lloyd Work Together For Wind Turbine Tower Flange Bolt Squirter® DTIs,” THE DISTRIBUTOR’S LINK, pp. 40, 168, 170.

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9. ANEXO 1

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10. ANEXO 2

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11. ANEXO 3

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12. ANEXO 4

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