Nas últimas duas décadas, a capacidade instalada de produção de energia eólica vem crescendo de forma significativa no mundo e no Brasil. Dentre os componentes de uma turbina eólica, as pás são de suma importância por serem as responsáveis pela conversão da energia cinética dos ventos em energia mecânica no rotor. Seu projeto e construção são complexos, e por conta disso são componentes de alto custo. Devido a este componente ficar em operação por 20 anos, existe a degradação da superfície desta peça por causa de intempéries climáticas e erosão por partículas e insetos, o que faz sua eficiência diminuir. É proposto então realizar uma otimização com o objetivo de aumentar a produção de energia total para que se mantenha uma produção de energia com perda minimizada quando a pá está em operação degradada. Para tanto utilizaram-se ferramentas como Blade Element Momentum, para simulação da máquina; Dinâmica dos Fluidos Computacional (CFD) usando método dos volumes finitos, para simulação do aerofólio com superfície lisa e rugosa para a obtenção de coeficientes aerodinâmicos, e algoritmos de otimização como o algoritmo genético para a obtenção da melhor geometria da pá, sendo modificados as cordas dos perfis aerodinâmicos e os ângulos de torsão da pá. Empregando essa metodologia, foram obtidas pás que tinham produção anual de energia até 7% maior que as pás geradas utilizando a otimização clássica de Glauert. Assim, foi pás de duas turbinas diferentes, uma com funcionamento com velocidade angular constante do rotor e outra com velocidade angular variável do rotor, de modo a otimizar a produção anual de energia (AEP). Para cada turbina foram desenvolvidas duas pás, uma otimizada considerando a condição de superfície lisa e outra otimizada considerando a condição de superfície rugosa. A conclusão segundo um indicador comparativo de AEP proposto no trabalho é que, para as pás estudadas, a otimização considerando a pá rugosa tem melhor desempenho em turbinas eólicas com velocidade de rotação fixa quando a pá trabalha em condição rugosa em 26% ou mais da sua vida útil e a otimização considerando a pá lisa tem melhor desempenho em turbinas com velocidade de rotação variável quando a pá trabalha em condição rugosa em 59% ou menos da sua vida útil. Foram realizadas também simulações em três dimensões do rotor e de uma turbina completa, utilizando a geometria da pá desenvolvida pelo instituto de pesquisa NREL. Nas simulações em três dimensões o rotor liso teve diferença percentual na potência, em relação aos testes feitos pelo NREL, de 7,4% e diferença percentual no empuxo de 9,1%. Com o rotor no estado rugoso os resultados de potência e empuxo apresentaram uma queda significativa de performance da máquina, com a potência diminuindo 2,2 MW e o empuxo diminuindo 150,5 kN. Nas simulações da turbina completa, considerando nacele, torre, solo e perfil de camada limite atmosférica, foi observada uma queda de performance da máquina já para o estado liso, apresentando potência média de 1,1 MW e empuxo médio de 478,3 kN. Entretanto, para a turbina rugosa a queda de produção não foi tão grande obtendo potência média de 0,85 MW e empuxo médio de 451,3 kN.

In the last two decades, the installed capacity of wind energy production has been growing significantly in the world and in Brazil. Among the components of a wind turbine, the blades are extremely important because they are responsible for the conversion of wind kinetic energy to mechanical energy in the rotor. Their design and construction are complex, and because of this they are costly components. Due to this component being in operation for 20 years, there is surface degradation of this part due to weather and erosion by particles and insects, which makes its efficiency decrease. It is then proposed to perform an optimization with the aim of increasing total energy production to maintain minimized loss energy production when the blade is in degraded operation. For this, tools like Blade Element Momentum were used to simulate the machine; Computational Fluid Dynamics (CFD) using finite volume method to simulate the smooth and rough surface aerofoil to obtain aerodynamic coefficients, and optimization algorithms as the genetic algorithm to obtain the best blade geometry, being modified the chords aerodynamic profiles and the torsion angles of the blade. Using this methodology, blades were obtained that had annual energy production up to 7% higher than the blades generated using the classic Glauert optimization. Thus, the blade geometry of two different turbines was optimized, one operating at constant rotor angular velocity and the other at variable rotor angular velocity to optimize annual energy production (AEP). For each turbine two blades were developed, one optimized considering the smooth surface condition and the other optimized considering the rough surface condition. The conclusion according to a comparative AEP indicator proposed in this paper is that, for the studied blades, the optimization considering the rough blade has better performance in fixed rotation speed wind turbines when the blade works in rough condition at 26% or more of its life and optimizing considering the smooth blade has better performance in turbines with variable rotation speed when the blade works in rough condition at 59% or less of its service life. Simulations were also performed in three dimensions of the rotor and a complete turbine, using the blade geometry developed by the research institute NREL. In the three-dimensional simulations, the smooth rotor had a percentage difference in power compared to NREL tests of 7.4% and a percentage difference in thrust of 9.1%. With the rotor in the rough state the power and thrust results showed a significant decrease in machine performance, with power decreasing 2,2 MW and thrust decreasing 150,5 kN. In the simulations of the complete turbine, considering nacelle, tower, ground and atmospheric boundary layer profile, it was observed a performance decrease of the machine already in the smooth state, presenting average power of 1,1 MW e average thrust of 478.3 kN. However, for the rough turbine the production drop was not so great obtaining average power of 0.85 MW and average thrust of 451.3 kN.