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UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESPÍRITO SANTO
CENTRO TECNOLÓGICO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
PROJETO DE GRADUAÇÃO
ESTUDO E PROJETO BÁSICO DE UMA PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA
BRUNO LORENZONI BASSETTI
VITÓRIA – ES DEZEMBRO/2008
BRUNO LORENZONI BASSETTI
ESTUDO E PROJETO BÁSICO DE UMA PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA
Parte manuscrita do Projeto de Graduação do aluno Bruno Lorenzoni Bassetti, apresentado ao Departamento de Engenharia Elétrica do Centro Tecnológico da Universidade Federal do Espírito Santo, para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
VITÓRIA – ES DEZEMBRO/2008
BRUNO LORENZONI BASSETTI
ESTUDO E PROJETO BÁSICO DE UMA PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA
COMISSÃO EXAMINADORA: ___________________________________ Dr. Wilson Correia Pinto de Aragão Filho Orientador ___________________________________ MsC Leandro Matos Riani Examinador ___________________________________ Dr. Paulo José Mello Menegáz Examinador
Vitória - ES, 29, dezembro, 2008
i
DEDICATÓRIA
Aos meus pais, Luiz Carlos e Marlene, por me presentearem com a vida.
ii
AGRADECIMENTOS
A Deus, por proporcionar essa realização na minha vida.
Aos meus familiares e amigos, que dividiram comigo inúmeros momentos de
alegria e aflição durante a jornada da graduação.
Aos companheiros da ArcelorMittal Tubarão, especialmente a Leandro Matos
Riani por todo apoio.
Aos professores e funcionários do departamento de Engenharia Elétrica da
UFES.
iii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 Desenvolvimento Econômico e Planejamento Energético do ES ................ 15
Figura 2 Desenvolvimento Econômico e Planejamento Energético do ES ................ 15
Figura 3 Fluviograma da Estação 55990200 ............................................................. 20
Figura 4 Curva de Permanência da Estação 55990200 ............................................. 21
Figura 5 Curva de Permanência: Determinação da Vazão Média turbinada, QTn, em
função da vazão instalada, QLn. ............................................................................... 24
Figura 6 Curva de energia: vazão instalada versus vazão média turbinada ............... 27
Figura 7 Curva de Energia Gerada ........................................................................... 28
Figura 8 Gráfico de Seleção de Turbinas analisando Potência e Queda .................... 33
Figura 9 Turbina Kaplan ‘S’ com acoplamento do Gerador a Montante ................... 36
Figura 10 Turbina Kaplan ‘S’ com acoplamento do Gerador a Jusante ..................... 36
Figura 11 Sistema de Proteção Proposto para Máquinas Pequenas ........................... 43
Figura 12 Sistema de Proteção Sistema de Proteção Proposto para Máquinas
Pequenas com Múltiplas Máquinas .......................................................................... 43
Figura 13 Modelo no SKM do Sistema de Geração com Níveis de Curto Circuito ... 45
Figura 14 Catalogo Delmar Elos-Fusíveis ................................................................ 46
Figura 15 Folha de Seletividade ............................................................................... 48
Figura 16 Sistema de Excitação sem Escovas ........................................................... 50
Figura 17 Sistema de Excitação Estática .................................................................. 50
Figura 18 Visão parcial da barragem e vertedouro (ao fundo) .................................. 54
Figura 19 Tomada d’água (ao fundo) e Canal desareador (a direita) ......................... 55
Figura 20 Modelo de Câmara de Carga .................................................................... 58
iv
LISTA DE QUADROS
Quadro 1 Classificação das PCH quanto a Potência e Queda do Projeto ................... 12
Quadro 2 Dados da Estação 55990200 ..................................................................... 18
Quadro 3 Vazões Máximas ...................................................................................... 22
Quadro 4 Pontos da Curva de Permanência .............................................................. 26
Quadro 5 Energia Gerada ......................................................................................... 28
Quadro 6 Classificação das Turbinas quanto à Trajetória da Água ........................... 31
Quadro 7 Classificação das Turbinas quanto à Transformação de Energia ............... 32
Quadro 8 Velocidade de Rotação das Turbinas ........................................................ 37
Quadro 9 Tensão do Gerador segundo sua Potência ................................................. 40
Quadro 10 Coeficientes de Rugosidade .................................................................... 57
Quadro 11 Custos percentuais médios para µCH e MCH ......................................... 62
Quadro 12 Estimativa de Despesas ........................................................................... 63
Quadro 13 Custo da Energia Gerada ........................................................................ 64
v
GLOSSÁRIO
Velocidade Específica: Velocidade específica de um turbina é a rotação semelhante capaz de produzir a potência de 1 CV sob a queda de 1 m[14]. Cavitação: Processo de erosão (corrosão) que atinge as pás da turbina, provocado por bolhas de ar que surgem sobre as pás e que entram em colapso por efeito de variações de pressão. SIN: Sistema Interligado Nacional. Depleção: Diminuições do nível do rio ou do reservatório. Vazão média instalada: Valor de vazão na curva de permanência. Vazão média turbinada: Valor médio obtido a partir da curva de permanência de vazão a partir de certo valor de vazão instalada. µCH: Micro Central Hidrelétrica mCH: Mini Central Hidrelétrica SKM: Software desenvolvido pela empresa SKM System Analysis Inc.(www.skm.com), capaz de fazer simulações de fluxo de potência e curto circuito em Sistemas Elétricos de Potência.
vi
SUMÁRIO
DEDICATÓRIA ....................................................................................................... I
AGRADECIMENTOS ............................................................................................ II
LISTA DE FIGURAS ........................................................................................... III
LISTA DE QUADROS ......................................................................................... IV
GLOSSÁRIO........................................................................................................... V
SUMÁRIO ............................................................................................................. VI
RESUMO............................................................................................................ VIII
1 INTRODUÇÃO SOBRE PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS .. 9
1.1 Introdução ....................................................................................................... 9
1.2 Classificação das PCH ..................................................................................... 9
1.2.1 Centrais quanto à capacidade de regularização ....................................... 9
1.2.1.1 PCH a fio d’água ....................................................................... 9
1.2.1.2 PCH de acumulação, com regularização diária do reservatório 10
1.2.1.3 PCH de acumulação, com regularização mensal do reservatório10
1.2.2 Centrais quanto ao sistema de adução ................................................... 11
1.2.3 Centrais quanto à potência instalada e quanto à queda de projeto ......... 11
1.3 Legislação ..................................................................................................... 12
1.4 Histórico ........................................................................................................ 13
1.5 Conclusão ...................................................................................................... 15
2 ESTUDOS HIDROLÓGICOS ................................................................... 17
2.1 Introdução ..................................................................................................... 17
2.2 Estudo Fluviométrico .................................................................................... 17
2.3 Transposição de Vazões ................................................................................ 22
2.4 Estudos Hidroenergéticos .............................................................................. 23
2.5 Conclusão ...................................................................................................... 30
3 TURBINAS HIDRÁULICAS ..................................................................... 31
3.1 Introdução ..................................................................................................... 31
3.2 Classificação das Turbinas Hidráulicas .......................................................... 31
vii
3.3 Seleção da turbina ......................................................................................... 32
3.3.1 Turbina Francis .................................................................................... 33
3.3.2 Turbina Kaplan ‘S’ ............................................................................... 35
3.4 Velocidade de Rotação .................................................................................. 36
3.5 Conclusão ...................................................................................................... 38
4 GERADOR .................................................................................................. 39
4.1 Introdução ..................................................................................................... 39
4.2 Determinação da Potência Nominal ............................................................... 39
4.3 Tensão de Geração ........................................................................................ 40
4.4 Proteção......................................................................................................... 41
4.4.1 Dimensionamento da Proteção ............................................................. 44
4.5 Sistemas de Excitação e Sincronismo ............................................................ 49
4.6 Transformadores Elevadores ......................................................................... 52
4.7 Conclusão ...................................................................................................... 52
5 PROJETOS DAS OBRAS CIVIS .............................................................. 53
5.1 Introdução ..................................................................................................... 53
5.2 Estrutura Civil ............................................................................................... 53
5.3 Conclusão ...................................................................................................... 60
6 ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DO PROJETO ............... 61
6.1 Introdução ..................................................................................................... 61
6.2 Análise de Viabilidade Econômica ................................................................ 61
6.3 Conclusões .................................................................................................... 64
7 CONCLUSÕES ........................................................................................... 65
8 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................... 66
viii
RESUMO
Desenvolveram-se estudos com vista à elaboração de um projeto básico de
uma mini central geradora de energia Hidrelétrica no Rio Barra Seca, município de
Jaguaré dentro da legislação atual. Os estudos abordam a legislação, classificação e
histórico de pequenas centrais hidrelétricas, o levantamento e estudo hidrológico da
estação, aspectos técnicos relacionados às turbinas e ao gerador, além de comentários
sobre as obras civis e análise de viabilidade econômica do projeto. Também se simula
sua entrada no sistema de energia da concessionária local dimensionando-se o sistema
de proteção adequado para tal situação.
9
1 INTRODUÇÃO SOBRE PEQUENAS CENTRAIS
HIDRELÉTRICAS
1.1 Introdução
Este capítulo traz uma pequena introdução sobre a classificação, a legislação e
o histórico das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH), ajudando assim a melhor
entender a importância que empreendimentos como o da pequena central hidrelétrica
no rio Barra Seca possuem atualmente (2008).
1.2 Classificação das PCH
1.2.1 Centrais quanto à capacidade de regularização
Pode-se classificar as Pequenas Centrais Hidroelétricas quanto à sua
capacidade de regularização do reservatório, dividindo-se essas em:
• A Fio d’Água;
• De Acumulação, com Regularização Diária do Reservatório;
• De Acumulação, com Regularização Mensal do Reservatório.
1.2.1.1 PCH a fio d’água
Esse tipo de PCH é empregado quando as vazões de estiagem do rio são iguais
ou maiores que a descarga necessária à potência a ser instalada para atender à demanda
máxima prevista. Nesse caso, despreza-se o volume do reservatório criado pela
barragem. O sistema de adução deverá ser projetado para conduzir a descarga
necessária para fornecer a potência que atenda à demanda máxima. O aproveitamento
energético local será parcial e o vertedouro funcionará na quase totalidade do tempo,
extravasando o excesso de água. Esse tipo de PCH apresenta, dentre outras, as
seguintes simplificações:
• Dispensa estudos de regularização de vazões;
10
• Dispensa estudos de sazonalidade da carga elétrica do consumidor;
• Facilita os estudos e a concepção da tomada d’água.
No projeto:
• Não havendo flutuações significativas do nível a jusante do
reservatório, não é necessário que a tomada d’água seja projetada para
atender a depleções (diminuições) do nível a jusante;
• A adução primária será projetada através de canal aberto, e a
profundidade do mesmo deverá ser a menor possível, pois não haverá a
necessidade de atender às depleções;
• Caso exista necessidade de instalação de chaminé de equilíbrio, a sua
altura será mínima, pois o valor da depleção do reservatório, o qual
entra no cálculo dessa altura, é desprezível;
• As barragens serão, normalmente, baixas, pois têm a função apenas de
desviar a água para o circuito de adução;
• Como as áreas inundadas são pequenas, os valores despendidos com
indenizações serão reduzidos [1].
1.2.1.2 PCH de acumulação, com regularização diária do reservatório
Esse tipo de PCH é empregado quando as vazões de estiagem do rio são
inferiores à necessária para fornecer a potência para suprir a demanda máxima do
mercado consumidor e ocorrem com risco superior ao adotado no projeto [1]. Nesse
caso, o reservatório fornecerá o adicional necessário de vazão regularizada. Uma usina
desse tipo exige muitos estudos hidrológicos, sendo que alguns serão apresentados no
próximo capítulo.
1.2.1.3 PCH de acumulação, com regularização mensal do reservatório
Quando o projeto de uma PCH considera dados de vazões médias mensais no
seu dimensionamento energético, analisando as vazões de estiagem médias mensais,
11
pressupõe-se uma regularização mensal das vazões médias mensais, promovida pelo
reservatório [1], o que exige que este possua dimensões superiores ao reservatório
necessário para regularização diária.
1.2.2 Centrais quanto ao sistema de adução
Quanto ao sistema de adução, são considerados dois tipos de PCH:
• Adução em baixa pressão com escoamento livre em canal e alta pressão
em conduto forçado;
• Adução em baixa pressão por meio de tubulação e alta pressão em
conduto forçado.
A escolha de um ou outro tipo dependerá das condições topográficas e
geológicas que apresente o local do aproveitamento, bem como de estudo econômico
comparativo. É usual a escolha do sistema de adução em canal para um sistema longo,
com baixa inclinação da encosta e as condições de fundação favoráveis, para um
sistema de adução curto, a opção por tubulação única, para os trechos de baixa e alta
pressão, deve ser estudada [1].
1.2.3 Centrais quanto à potência instalada e quanto à queda de projeto
As pequenas centrais hidrelétricas podem ser ainda classificadas quanto à
potência instalada e quanto à queda de projeto, como mostrado no Quadro 1, adiante,
considerando-se os dois parâmetros conjuntamente, uma vez que um ou outro
isoladamente não permite uma classificação adequada.
Para as centrais com altas e médias quedas, onde existe um desnível natural
elevado, a casa de força fica situada, normalmente, afastada da estrutura da barragem.
Conseqüentemente, a concepção do circuito hidráulico de adução envolve,
rotineiramente, canal ou conduto de baixa pressão com extensão longa. Para as
12
centrais de baixa queda, todavia, a casa de força fica, normalmente, junto da barragem,
sendo a adução feita através de uma tomada d’água incorporada à barragem.
Quadro 1 Classificação das PCH quanto a Potência e Queda do Projeto
Classificação
das Centrais
Potência - P
(MW)
Queda de Projeto Hd (m)
Baixa Média Alta
Micro P<0,1 Hd<15 15<Hd<50 Hd>50
Mini 0,1<P<1 Hd<20 20<Hd<100 Hd>100
Pequena 1<P<30 Hd<25 25<Hd<130 Hd>130
Fonte : [1]
1.3 Legislação
A Constituição da República do Brasil [8], promulgada em 5 de outubro de
1988, em seu artigo 20, inciso VIII estabelece como bem da União os potenciais de
energia hidráulica. O artigo 21, no seu inciso XII, alínea b, define como sendo da
competência da União: “Explorar, diretamente ou mediante autorização, concessão ou
permissão, os serviços e instalações de energia elétrica e o aproveitamento energético
dos cursos de água, em articulação com os Estados onde se situam os potenciais
hidroenergéticos”.
Existem ainda outros artigos na constituição que enfocam principalmente
temas relacionados a cursos d’água, mostrando assim a relevância do assunto, sendo
eles:
• Artigo 22, inciso IV, e parágrafo único;
• Artigo 23, incisos VI e XI; artigo 26, inciso I;
• Artigo 175, parágrafo único, e todos os incisos;
• Artigo 176, e parágrafos 1º, 3º, e 4º;
• Artigo 225, parágrafo 1°, incisos IV, e parágrafos 3º, 4º, 5º;
• Artigo 231, parágrafo 3º.
13
Após a promulgação da Constituição, ocorreram ainda a criação de uma série
de resoluções, ementas, decretos e projetos de lei sobre a gestão dos recursos hídricos.
Entre os mais importantes podem ser citados:
• Lei 9.984, de 17 de julho de 2000
Dispõe sobre a criação da Agência Nacional de Águas (ANA), entidade
federal de implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e de coordenação
do Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos.
A Agência Nacional de Águas tem como missão implementar e coordenar a
gestão compartilhada e integrada dos recursos hídricos e regular o acesso à água,
promovendo o seu uso sustentável em benefício da atual e das futuras gerações [2].
• A Lei 9.648, de 27 de maio de 1998
Autoriza a dispensa de licitações para empreendimentos hidrelétricos de até 30
MW de potência instalada, para Autoprodutor e Produtor Independente.
A concessão será outorgada mediante autorização, até esse limite de potência,
desde que os empreendimentos mantenham as características de Pequena Central
Hidrelétrica.
Todas as mudanças na legislação refletem o amadurecimento do sistema
elétrico brasileiro e advêm da experiência adquirida e das restrições ambientais atuais.
1.4 Histórico
As pequenas centrais foram de grande importância durante a implantação do
sistema elétrico brasileiro, mas acabaram sendo esquecidas em torno da década de 60,
época onde houve um grande aumento na demanda. Nesse período o modelo
econômico vigente observou grandes empresas estaduais e federais incorporarem as
pequenas empresas geradoras de sistemas isolados e, estas, priorizaram as grandes
obras, começando neste momento a criar os grandes sistemas interligados [2].
Entretanto, com o decorrer dos anos, a potência instalada do país não acompanhou o
crescimento demográfico da população e a falta de planejamento e os equívocos nas
14
gestões do setor elétrico ocasionaram as crises energéticas. Esta situação de carência
abriu espaço novamente para os pequenos projetos, como pode ser observado na
Figura 1 e na Figura 2, que apresentam as perspectivas do governo do Espírito Santo
para o setor elétrico, onde se visualizam diversos projetos de pequenas centrais, sendo
que respectivamente aparecem os projetos de PCH em construção e aprovados para
construção no estado do Espírito Santo e os em estudo de implantação.
Nesse contexto de insuficiência de geração e previsão de aumento crescente de
cargas, o sistema elétrico tenta atrair novos investimentos, principalmente privados,
para sua própria expansão e modernização. As empresas estatais foram
desverticalizadas e distribuídas de acordo com suas atividades de geração, transmissão,
distribuição e comercialização. Desenvolveu-se ainda uma grande legislação para
amparar projetos que envolvam geração sustentável de energia elétrica, principalmente
os projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas
Entretanto, praticamente todos esses esforços deixaram de fora as µCH e
mCH, limitando-se apenas às PCH, ficando estas tecnologias de menor porte relegadas
a segundo plano. Os marcos desse abandono foram a lei 9.648 já supracitada e a lei
10.438, de abril de 2002, que criou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA e estendeu os benefícios das PCH a empreendimentos de
geração eólica ou a biomassa. Ambas as leis foram grandes avanços para as fontes
renováveis de pequeno porte, contudo não criaram nenhum amparo legal para projeto
com capacidade inferior a 1000 kW, este sendo o nível de geração em que se enquadra
o projeto conforme será verificado nos próximos capítulos.
15
Figura 1 Desenvolvimento Econômico e Planejamento Energético do ES
Fonte : [5]
Figura 2 Desenvolvimento Econômico e Planejamento Energético do ES
Fonte : [5]
1.5 Conclusão
Ao se analisar as características do Rio Barra Seca e os aspectos geográficos
da localidade escolhida, pode-se classificar o projeto como sendo uma Mini-Central
16
Hidrelétrica, com regulação diária e com canal de adução em baixa pressão com
escoamento em canal aberto. A experiência mostra que empreendimentos de pequeno
porte como este acabam ficando restritos a comunidades isoladas, não integrantes do
sistema interligado nacional, contudo a lei 9.648 prevê que gerações maiores que 50
kW podem ser ligadas ao SIN, assim sendo, desenvolve-se o projeto, partindo
inicialmente do estudo hidrológico.
17
2 ESTUDOS HIDROLÓGICOS
2.1 Introdução
Utilizando-se do histórico de vazões disponibilizado pela Agência Nacional de
Águas (ANA) será desenvolvida neste capítulo a curva de permanência e calculada a
vazão máxima para o projeto, criando assim condições de levantamento do potencial
elétrico do local e análise da capacidade da estrutura civil, já presente, para escoar as
vazões previstas.
2.2 Estudo Fluviométrico
A vazão em um curso d’água passa por grandes variações sazonais e
aleatórias. Por isso o seu conhecimento é imprescindível para efetuar um projeto de
sucesso. Durante um estudo hidrológico devem ser determinados diversos valores de
vazão que serão de interesse. Alguns desses valores estão relacionados com a
quantidade de energia que pode ser gerada, enquanto outros estão diretamente ligados
com a segurança, com o meio ambiente e a operação da unidade.
Os estudos de vazão do projeto em questão serão realizados utilizando os
registros históricos do posto fluviométrico 55990200 disponibilizados pela Agência
Nacional de Águas, no seu sistema de banco de dados online, HIDROWEB. Segue
abaixo o Quadro 2 com as principais informações sobre o posto fluviométrico.
18
Quadro 2 Dados da Estação 55990200
Dados da Estação
Código 55990200
Nome São Jorge da Barra Seca
Código Adicional -
Bacia Atlântico, Trecho Leste
Sub-Bacia Rios Mucuri São Mateus,...
Rio Rio Barra Seca
Estado Espírito Santo
Município Vila Valério
Responsável ANA
Operadora CRPM
Latitude -18:50:58
Longitude -40:20:17
Altitude (m) 167
Área de Drenagem (km²) 454,5
Fonte : [7]
Postos Fluviométricos são compostos por um jogo de réguas linimétricas
(escala graduada, de madeira, de metal, ou pintada sobre uma superfície vertical de
concreto) instaladas em um local adequado de forma a obter uma relação entre o nível
d’água e a vazão, conhecida como “Curva Chave” da seção. Esta é obtida mediante a
interpolação de medições de níveis d’água e de vazões, envolvendo períodos de
estiagem e de águas altas. Os postos devem ser regularmente recalibrados, ou seja, a
sua curva chave dever ser conferida, pois podem ocorrer alterações no leito do rio que
modificam o comportamento da função que relaciona a vazão com o nível da água na
seção de medição, onde são instaladas as réguas, que são as referências de nível e os
demais equipamentos.
As informações disponibilizadas foram tratadas no software Hidro 1.0.8 [7],
também fornecido pela Agência Nacional de Águas e disponibilizado para download
19
no site da mesma. Este software teve início com o projeto do DNAEE de desenvolver
um sistema de banco de dados destinado a gerenciar as informações coletadas em toda
a rede hidrometeorológica nacional na década de 70. Sofreu várias evoluções até que
em 2001 desenvolveu-se o aplicativo atual, cujos principais objetivos são:
• Permitir o gerenciamento de uma base de dados hidrometeorológica,
armazenada centralizadamente em um banco de dados relacional.
• Permitir a entrada de dados por parte das entidades que operam uma
rede hidrometeorológica.
• Calcular as funções hidrometeorológicas básicas.
• Visualizar os dados (gráficos, imagens, etc.) [7].
O aplicativo permite entre suas atribuições a visualização do fluviograma, este
gráfico representa as vazões no tempo de uma determinada seção transversal de um
curso d’água. Sendo o gráfico que melhor representa, sob o aspecto visual, o
comportamento variável e aleatório das vazões passadas. A Figura 3, adiante,
apresenta o fluviograma das vazões médias mensais para os dados do posto
fluviométrico estudado no período de novembro de 2005 a abril de 2008. Os demais
gráficos também foram gerados utilizando o programa, ressaltando-se a potencialidade
do aplicativo para o desenvolvimento de análises hidroenergéticas.
20
Figura 3 Fluviograma da Estação 55990200
O registro histórico disponibilizado possui informações diárias de Cotas e
Vazões do Posto Hidrológico desde o ano de 2001, todavia seriam suficientes somente
as médias mensais para efetuar as análises propostas.
55990200 (B
ruto
, Média
Diá
ria, 1
1/2
005 - 0
3/2
008)
2005 - 2
008
31/1
2/2
008
02/1
0/2
008
04/0
7/2
008
05/0
4/2
008
06/0
1/2
008
08/1
0/2
007
10/0
7/2
007
11/0
4/2
007
11/0
1/2
007
13/1
0/2
006
15/0
7/2
006
16/0
4/2
006
16/0
1/2
006
18/1
0/2
005
20/0
7/2
005
21/0
4/2
005
21/0
1/2
005
Vazão (m3/s) 13,5
13,0
12,5
12,0
11,5
11,0
10,5
10,0
9,5
9,0
8,5
8,0
7,5
7,0
6,5
6,0
5,5
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
21
A próxima parte do estudo é considerada a mais importante, trata-se da
construção da curva de permanência. Esta é uma curva acumulativa de freqüência da
série temporal contínua dos valores das vazões, observadas em um posto
fluviométrico, que indica a porcentagem de tempo que um determinado valor de vazão
foi igualado ou ultrapassado durante o período de observação [15]. Ela representa de
forma compacta e elegante todos os dados históricos de vazão de um determinado
local, e é avaliada como principal informação hidrológica, pois identifica a
potencialidade natural do rio em estudo, destacando não só a vazão mínima, mas o
grau de permanência de qualquer valor de vazão. A Figura 4 apresenta a curva de
permanência gerada com auxilio do software Hidro da estação hidrológica estudada.
Figura 4 Curva de Permanência da Estação 55990200
Outro tipo de informação importante para o estudo hidrológico é a
determinação das curvas de vazões máximas para a estação. Estas podem ser
determinadas a partir de vários processos distintos, sendo que no projeto em questão
utiliza-se a distribuição de Gumbell, que é apresentada na referência [2]. Utilizando
55990200 (11/2005 - 03/2008)
Permanência (%)
10095908580757065605550454035302520151050
Vazão (
m3/s
)
10,4
9,4
8,4
7,4
6,4
5,4
4,4
3,4
2,4
1,4
22
essa ferramenta estatística tem-se a seguinte expectativa de máximas representadas no
Quadro 3.
Quadro 3 Vazões Máximas
Tempo de Recorrência Vazão Estimada (m³/s)
10 anos 19,15
20 anos 21,34
40 anos 23,52
As curvas de vazões máximas são utilizadas para a fixação das vazões de
cheia, usadas por sua vez para o dimensionamento dos extravasores da barragem. Estes
são os elementos responsáveis pela segurança das centrais hidrelétricas. Por essa
razão, a determinação das vazões máximas deve ser feita com o maior cuidado
possível. Sugerem-se vinte ou mais anos de observação contínua e nunca menos de dez
anos consecutivos, o que infezlimente não caracteriza o caso estudado, onde detém-se
somente informações a partir de 2001, porém, relatos de moradores locais
caracterizam o ano de 2002 que é contemplado no estudo, como o ano onde
observaram-se as maiores cheias dentre os últimos 15 anos. O que diminui o nível de
erro devido à falta de informações.
As curvas de vazões mínimas também podem ser calculadas pela distribuição
de Gumbell, porém como o efeito de estiagem é muito menos danoso a estrutura da
usina que os efeitos da enchentes elas serão desprezadas no estudo.
2.3 Transposição de Vazões
A transposição de vazões é uma técnica clássica e muito usada para a
determinação das vazões de interesse de certa bacia hidrográfica onde não existem
informações suficientes, mas estão disponíveis dados para bacias próximas ou
vizinhas. A técnica parte do princípio de que se as bacias em questão possuírem (os
elementos): área de drenagem, relevo, (tipo de) solo e cobertura vegetal semelhantes,
23
pode-se afirmar que as mesmas têm comportamento hidrológico parecido, e a
transposição pode ser feita sem erros apreciáveis.
Para se determinar a vazão precisa do local proposto para o projeto deve-se
utilizar o fator de transposição. Porém não há informações suficientes para o cálculo
do mesmo e a aproximação não gera um erro relevante, já que o local escolhido para o
projeto e o local onde são coletados os dados possuem área de drenagem, relevo, solo
e cobertura vegetal semelhantes não existindo ainda, nenhum grande afluente entre os
pontos. Estes são inclusive próximos, já que o ponto escolhido para o projeto, embora
no município de Jaguaré, localiza-se na divisa territorial com o município de Vila
Valério e muito próximo do posto analisado pela ANA.
2.4 Estudos Hidroenergéticos
O Estudo topográfico é tão importante quando o estudo hidrológico na análise
de viabilidade do projeto, dividindo-se em várias partes que incluem a construção da
carta cartográfica, a determinação da queda bruta, o levantamento do perfil do rio, o
estudo da locação do reservatório, entre outros.
A queda, ou o desnível da central é determinado pelo estudo topográfico entre
a altura da barragem e o posicionamento da casa de máquinas. Pela definição, a queda
disponível da central é a diferença entre as cotas do nível da soleira do vertedor e do
nível da água no canal de fuga. No caso do projeto, após medição, verificou-se que o
desnível central é de 13,97 metros, valor aproximado para 14 metros nos cálculos e
que pode ser classificado como uma queda baixa.
De posse do desnível da central, necessita-se definir a vazão do projeto para se
conhecer o seu real potencial energético, para tal utiliza-se a curva de permanência
para se gerar outra curva, conhecida esta como “curva de energia”, que relaciona a
vazão instalada com a vazão média turbinada. A análise desta última curva permite se
definir a vazão ótima para o projeto e conseqüentemente o potencial energético real da
estação.
24
A construção da curva de energia, utiliza o método esboçado na referência 2,
este considera que a curva de permanência mostra, de forma percentual, o período que
uma determinada vazão permanece. Admitindo que um determinado valor de vazão,
QL1, é aquele correspondente à capacidade de turbinamento da central hidrelétrica, a
área sob a curva de permanência referente a esta ordenada (área do trapézio OABC na
Figura 5), é igual à vazão média turbinada referente às permanências p0 e p1.
Figura 5 Curva de Permanência: Determinação da Vazão Média turbinada, QTn, em função da vazão instalada, QLn.
A área sob o primeiro trapézio da figura anterior é dada por.
��� = (��� − ���) × (�� + ��)2
Onde,
��� Vazão média turbinada referente às permanências �� e ��; ��� Vazão instalada, com a permanência ��
��� Vazão instalada, com a permanência ��
�� Permanência da Vazão ���;
�� Permanência da Vazão anterior.
Se o valor da vazão instalada for aumentado para ��� o valor da vazão média
turbinada será acrescido de ∆�� :
��� = ��� + ∆��
Onde,
25
��� Vazão média turbinada referente às permanências �� e ��; ��� Vazão média turbinada referente às permanências �� e ��; ∆�� Acréscimo de área sob a curva e a área anterior.
Observa-se pela Figura 5, que:
∆��= (��� − ���) × (�� + ��)2
Onde,
∆�� Acréscimo de área sob a curva e a área anterior.
��� Vazão instalada, com permanência ��
��� Vazão instalada, com permanência ��
��� = ����(��� − ���) × (�� + ��)2
Onde,
��� Vazão média turbinada referente às permanências �� e ��; ��� Vazão média turbinada referente às permanências �� e ��; ��� Vazão instalada, com a permanência ��;
��� Vazão instalada, com a permanência ��;
�� Permanência da vazão ���; �� Permanência da vazão ���.
E assim, sucessivamente, à medida que se aumenta a vazão a ser turbinada
pela central a energia a ser gerada vai sendo acrescida de um incremento de vazão, de
acordo com a seguinte relação:
��� = ��(���) + ∆�(���) ��� = ��(���)�(��� − ��(���)) × (�� + �(���))2
Com n variando de 0 a i, sendo i o número de discretização adotado para o
levantamento da curva de permanência.
26
Conforme aumenta-se QLN, vão se somando as áreas das figuras e aumentando-
se o valor da vazão média turbinada. A tendência é que conforme-se se aumenta a
vazão instalada diminui-se o incremento na vazão média turbinada. O resultado é uma
curva crescente que vai saturando, ou seja, vai tendendo a um valor constante. A
saturação da curva de energia nos mostra que o ganho de energia gerada que se
consegue com o aumento da vazão turbinada, ou seja, da capacidade do grupo gerador,
acaba por ficar muito pequeno, enquanto que o custo da instalação sobe bastante,
tornando inviável a opção por este valor de vazão.
Para a construção da curva de energia da estação, Figura 6, escolheram-se
alguns pontos da curva de permanência, Figura 4, que estão demonstrados no Quadro
4. A curva em azul é construída com os valores reais e a curva em vermelho é sua
aproximação, feita para efeito de estudos.
Quadro 4 Pontos da Curva de Permanência
Permanência (%) Vazão (m³/s)
0,95 10,40
3,33 8,40
5,71 6,83
11,42 5,4
15 4,97
21,90 4,40
32,05 3,69
42,38 3,22
45,95 3,13
56,59 2,83
65,95 2,59
80 2,13
87,5 1,90
95,95 1,51
97,05 1,24
97,85 0,91
100,00 0,53
27
Figura 6 Curva de energia: vazão instalada versus vazão média turbinada
O valor da vazão ótima para o projeto corresponde à abscissa da intercessão
das tangentes aos pontos inicial e final da curva [12]. Para o posto estudado, conforme
observado na Figura 6 esse valor é de 3,63 m³/s.
De posse da vazão a ser turbinada pode-se quantificar a energia a ser gerada
pelo projeto. Numa primeira situação, considera-se a instalação de uma turbina
Francis, geralmente adotada para projetos dessa magnitude. Neste tipo de turbina a
operação abaixo de 50% de potência é evitada, devido a, nesta situação, ocorrer
desgaste acelerado dos componentes da turbina. A Figura 7 apresenta a Energia
possível de ser gerada ao considerar intervalos de produção, no primeiro se produz a
carga nominal ficando a geração limitada pela vazão da turbina, no segundo intervalo
produz-se abaixo da carga nominal até o limite de 50 % de carga e no terceiro não há
produção para se evitar danos à turbina.
28
Figura 7 Curva de Energia Gerada
Considerando os intervalos descritos pode-se calcular a energia em MWh/ano.
Os valores previstos estão apresentados no Quadro 5, observando-se uma geração de
aproximadamente 2800 MWh em um ano.
Quadro 5 Energia Gerada
Descrição Intervalo I Intervalo II Intervalo III
Vazão Média no
intervalo (m³/s) 3,63 2,73 1 0
Duração (%) 33,09 55,76 11,15
Potência Média
(kW) 424,79 318,59 0
Energia Gerada
(MWh/ano) 1231,51 1556,27 0
Energia Total
(MWh/ano) 2787.78
1 A vazão Média do intervalo é a Média aritmética entre os Valores Máximos e
Mínimos no Intervalo.
29
O fator de capacidade é a relação entre a energia efetivamente gerada pela
central, considerando a disponibilidade de vazão, e a energia que seria gerada caso a
central trabalhasse o tempo todo com potência plena. Ele indica a adequação de
projeto da central sendo calculado através da seguinte Equação:
�� = ����������� × 100!%# Onde:
FC fator de carga da central [%]
����� energia efetivamente gerada pela central [kWh]
������ energia que poderia ser gerada pela central [kWh]
Um baixo fator de capacidade (até 0,5) indica que foi escolhido ou determinado
um valor muito grande para a vazão de projeto, caso em que a central é obrigada a
trabalhar em uma grande porcentagem do tempo com potência reduzida. Neste caso o
custo dos equipamentos é elevado em relação ao volume de energia a ser gerado, e,
por este motivo o tempo de retorno do investimento é maior. Já um alto fator de
capacidade (0,9 a 1,0) indica que foi escolhido ou determinado um valor muito
pequeno para a vazão de projeto, caso em que não será possível um aproveitamento
ótimo das vazões do período úmido. Embora a central neste caso custe menos que no
caso anterior, irá ocorrer uma grande perda de energia, proporcional à vazão que será
vertida, sem turbinamento, no período úmido.
Para a central em questão, o fator de capacidade é:
�� = �$%$.$%&$��.�' × 100!%# = 74,91 %.
O qual pode ser considerado satisfatório, pois não se desperdiça muita água
durante o período de chuvas, e durante a estiagem o equipamento ainda opera com
rendimentos energéticos razoáveis.
30
Através da análise da curva de energia, conclui-se que uma turbina com
capacidade de vazão de 3,63 m³/s (vazão média do intervalo I) ajusta-se à capacidade
fluvial e energética da estação, podendo ainda considerá-la um valor pessimista, pois
as informações fluviométricas utilizadas são de um ponto a montante do local
escolhido para o projeto.
2.5 Conclusão
O estudo hidrológico, através da curva de permanência e curva de energia
permitiu conhecer o potencial energético da estação, assim como a capacidade de
vazão necessária à turbina para tal nível de geração. O próximo capítulo trás a análise
do tipo de turbina ideal a ser instalada no projeto.
31
3 TURBINAS HIDRÁULICAS
3.1 Introdução
O terceiro Capítulo considera já sendo conhecidos os valores do desnível e o
potencial energético do local para dimensionamento da turbina. Serão apresentadas
também as características dos tipos possíveis de turbina, até que se faça a escolha
definitiva.
3.2 Classificação das Turbinas Hidráulicas
Máquina hidráulica é todo aparelho destinado a transformar em trabalho
mecânico a energia hidráulica, isto é, a energia gerada por um gradiente hidráulico
(queda de água).
Definem-se as turbinas hidráulicas como máquinas motrizes que transformam a
energia hidráulica em energia mecânica, que é o torque com o qual o eixo da máquina
gira. Elas podem ser classificadas conforme a maneira com a qual o fluxo passa pelas
pás do rotor, Quadro 6, e conforme a turbina aproveita a transformação da energia
cinética, Quadro 7.
Quadro 6 Classificação das Turbinas quanto à Trajetória da Água
Classificação Trajetória da Água Turbina
Radial Quando o fluxo d’água que passa pelas pás do
rotor se efetua na direção radial Francis
Axial Quando o fluxo d’água que passa pelas pás do
rotor toma a direção do eixo da máquina
Hélice,
Kaplan
Tangencial Quando a água incide nas pás na direção
tangencial ao rotor Pelton
Fonte : [9]
32
Quadro 7 Classificação das Turbinas quanto à Transformação de Energia
Classificação Transformação de Energia Turbina
Impulso ou de
Ação
Quando a turbina aproveita a energia cinética
de um jato d’água sobre as pás e a
transformação se dá a pressão constante
Pelton
Reação Quando a transformação se dá pela variação da
pressão ao longo das pás do rotor
Hélice,
Kaplan e
Francis
Fonte : [9]
Todas as outras variações de turbina como a Tubular, a Bulbo, a Straflo, a
Sifão, a Kaplan S, a Propeller, e a de fluxo livre (hidrocinética), são na verdade
dotadas de um rotor hélice ou Kaplan, enquadrando-se na mesma classificação desta.
3.3 Seleção da turbina
A queda líquida (m) e a vazão de projeto por turbina (m³/s) são os parâmetros
utilizados para a escolha preliminar do tipo de turbina. O gráfico da Figura 8, permite
se determinar a turbina ideal para o aproveitamento através desses dois parâmetros.
A região assinalada pelo circulo em vermelho mostra a região onde está
inserido o projeto considerando a vazão e a queda já apresentadas. Percebe-se que a
região fica no limite entre as turbinas Francis e Kaplan S. Deste modo, serão
apresentadas as características e desenvolvidos os estudos de ambas as turbinas antes
de fazer-se a seleção.
Figura 8 Gráfico de Seleção de Turbinas analisando Potência e Queda
Fonte : [1]
3.3.1 Turbina Francis
As turbinas de reação apareceram em princípios do século XIX. No ano de 1833
o engenheiro francês Fournetron
nome, e que funcionava sempre submersa. H
aspiração, mas foi o engenheiro americano F
mista que leva universalmente o seu nome
Gráfico de Seleção de Turbinas analisando Potência e Queda
As turbinas de reação apareceram em princípios do século XIX. No ano de 1833
ournetron inventou a turbina que ficou, inicialmente
nome, e que funcionava sempre submersa. Henschel e Jonval introduziram o tubo de
aspiração, mas foi o engenheiro americano Francis, que em 1849, inventou a turbina
mista que leva universalmente o seu nome [10].
33
As turbinas de reação apareceram em princípios do século XIX. No ano de 1833
, inicialmente com o seu
introduziram o tubo de
, que em 1849, inventou a turbina
34
Existem duas espécies de turbinas Francis:
• Francis caixa aberta: Recomendáveis para aproveitamentos hidroelétricos com
queda até 10m. O rotor, o distribuidor, o tubo de aspiração e parte do eixo ficam
situados dentro de uma câmara em comunicação direta com a câmara de carga e
abaixo do nível mínimo de montante. O eixo pode ser horizontal ou vertical.
• Francis caixa espiral: Para quedas acima de 10m. Para o caso de minicentrais o
eixo fica disposto horizontalmente, devido às facilidades de instalação e
manutenção.
As turbinas Francis classificam-se, segundo a velocidade específica em:
• Lentas - diâmetro de saída sensivelmente menor que o de entrada.
• Normais - diâmetro de entrada e saída são iguais.
• Rápidas - diâmetro de saída maior que o da entrada.
• Muito rápidas - o bordo de entrada das pás fica muito inclinado até ao eixo.
A turbina Francis possui uma faixa de operação muito abrangente. Ela atende a
quedas de 15 a 250 m e potências de 500 a 15000 kW possuindo ótimas características
de desempenho sob cargas parciais de até 70% da carga nominal, funcionando ainda
adequadamente entre 70 e 50 % da carga, embora com perda progressiva do
rendimento. Não é aconselhável o funcionamento da turbina abaixo de 50% da vazão
nominal, devido principalmente a problemas de cavitação (formação de cavidades
dentro da massa líquida).
O tipo do rotor vai variar de acordo com a relação queda e vazão. Quanto maior for
a queda e menor for a vazão, mais lento será o rotor. Por outro lado quanto menor for à
queda e maior for a vazão mais rápido será o rotor [2].
35
3.3.2 Turbina Kaplan ‘S’
A turbina “S” atende a quedas de 4 a 25 m e potências de 500 a 5000 kW para
vazões de até 22,5 m³/s. Possui ótimas características de operação, mesmo a cargas
parciais, desde que utilizado o rotor Kaplan de pás reguláveis. Se, adicionalmente, o
distribuidor também for regulável, caracterizando uma turbina de dupla regulação, a
faixa de operação irá de 100% até 20% da carga nominal. Caso o distribuidor seja fixo,
o limite inferior de operação se limita a 40% da carga nominal. A utilização de rotor
de pás fixas só é considerada se a variação de carga for pequena (entre 100% e 80% da
carga nominal). Deve ser feita uma comparação econômica entre o custo maior da
dupla regulação e seu benefício de ganho de produção de energia elétrica,
considerando a flexibilidade de operação nesse caso [10].
Na turbina “S”, o rotor está inserido em um conduto que para melhor se adaptar
à instalação do gerador assume a forma de um S. O eixo se prolonga para fora da
blindagem metálica do conduto permitindo que o gerador e eventual multiplicador de
velocidade se situem fora da passagem hidráulica. As Figura 9 e Figura 10 apresentam
Turbinas Kaplan “S” com acoplamento do gerador respectivamente a jusante e a
montante do rotor da turbina.
36
Figura 9 Turbina Kaplan ‘S’ com acoplamento do Gerador a Montante
Figura 10 Turbina Kaplan ‘S’ com acoplamento do Gerador a Jusante
3.4 Velocidade de Rotação
A velocidade de rotação é preliminarmente escolhida em função da queda e da
potência da turbina. No caso considera-se que a turbina Kaplan ‘S’ trabalha
produzindo a mesma potência que as turbinas Francis, embora seja possível gerar mais
com o primeiro tipo de turbina já que essa possui arranjos construtivos que lhe
37
permitem operação à menores cargas sem prejudicar o conjunto. A fórmula a seguir
determina a Velocidade de Rotação.
n = kH012�,$3P�,3
A constante adimensional k varia para cada tipo de turbina, sendo que para
turbina Francis aconselha-se usar valores em torno 1600 e já para turbinas Kaplan ‘S’
o valor gira em torno de 2100 [1], 5��6 e P correspondem respectivamente à altura da
queda em metros e a potencia da turbina em kW.
Substituindo-se a constante e calculando a velocidade de Rotação, alcançam-
se os resultados demonstrados no Quadro 8. Os valores dimensionados levam em
consideração a disponibilidade do mercado e a experiência passada pelo referencia [2]
que aconselha a não construir mini centrais com velocidade de rotação inferior 600
RPM.
Quadro 8 Velocidade de Rotação das Turbinas
Turbina Velocidade de Rotação (RPM)
Calculada
Velocidade de Rotação (RPM)
a ser Projetada
Francis 562,38 600
Kaplan ‘S’ 738,12 720
Aumentar a rotação da turbina para que esta possa ser ligada diretamente ao
eixo do gerador, resulta em perda de rendimento e aumento dos custos do projeto [2].
Outra solução seria utilizar-se de um gerador com mais pólos, o qual necessita de uma
velocidade síncrona menor adaptando-se assim a turbina proposta inicialmente, porém
este caminho também aumenta demasiadamente os custos do projeto. A solução mais
viável utiliza um conjunto mecânico, também denominado multiplicador de velocidade
que permite que o eixo de rotação da turbina seja acoplado a um gerador de maior
velocidade [2].
A Norma NBR 12591 – Dimensões Principais de Turbinas para PCH indica as
dimensões necessárias, por meio de cálculos simplificados, que permitem a
38
determinação de características principais da turbina para facilitar o arranjo civil.
Porém devido ao alto custo de aquisição da norma, os estudos relativos a dimensões
das turbinas serão omitidos e elas terão suas dimensões consideradas satisfatórias para
prosseguimento do projeto.
3.5 Conclusão
As características do projeto permitem que se utilizem dois tipos de turbina,
alcançando altos rendimentos com ambas. Porém opta-se pela escolha da turbina
Francis, devido à velocidade de rotação, que se aproxima mais do recomendado para
projetos dessa natureza, à maior simplicidade da turbina, ao menor preço, quando
comparado ao da turbina Kaplan ‘S’ e ao fato de que a diferença na produção de
energia que se estaria ganhando ao adotar-se o modelo ‘S’ é mínina. É prevista a
utilização de um multiplicador de velocidade de razão 3:1 para acoplamento no eixo
do gerador. Detalhes do Gerador e do Sistema elétrico serão abordados no próximo
capítulo.
As características da turbina especificada estão listadas abaixo:
• Tipo ................................................. Francis, rotor simples, eixo horizontal
• Vazão de projeto............................................................................. 3,63 m³/s
• Altura de queda líquida................................................................. 14,00 m
• Potência nominal.................................................................................. 424 kW
• Rendimento mínimo (no ponto de operação).......................................... 50 %
• Rotação nominal................................................................................ 600 RPM
39
4 GERADOR
4.1 Introdução
Neste capítulo estuda-se o Gerador, levantando-se sua potência, abordando seu
sistema de Sincronismo e Excitação, além do Sistema de Proteção, com estudo de
interligação ao SIN, e do transformador elevador.
4.2 Determinação da Potência Nominal
A potência do gerador é determinada utilizando-se a informação da potência
disponível no eixo da turbina, através da fórmula a seguir.
P7 = P8η7η:cos (φ)
Onde,
PG potência do gerador (kVA);
PT potência no eixo da turbina (kW);
η7 rendimento do gerador;
η: rendimento do acoplador mecânico;
cos(φ) fator de potência do gerador.
O gerador síncrono deve ter capacidade de variar o fator de potência nas
condições de grandezas de entrada e de carga conforme estabelecido pelas normas, de
0.92 indutivo a 0.8 capacitivo. Assim, considerando o rendimento do gerador e do
multiplicador de velocidade sendo respectivamente de 96 % e 98 %, valores típicos
[1], necessita-se de um gerador de potência aparente de 500 kVA para atender o
projeto.
P7 = ?�?×�.@'×�.@%�.% ≈ 500 kVA
40
4.3 Tensão de Geração
Quando o gerador está ligado ao sistema de transmissão através de um
transformador, a determinação da tensão de geração é geralmente baseada em fatores
econômicos. Os custos de um gerador, para uma determinada potência nominal e
velocidade, variam com a tensão.
Para a escolha da tensão de geração devem-se considerar não só os custos do
gerador, mas também os custos da interligação gerador–transformador e dos
equipamentos ligados à tensão de geração.
Recomenda-se que, a menos que haja razões especiais para se adotar uma
determinada tensão, o valor especificado da tensão seja orientado segundo os níveis
padrões. O Quadro 9 serve como orientação para seleção da tensão de geração, e
segundo as recomendações da ELETROBRÁS resulta numa solução economicamente
atraente.
Quadro 9 Tensão do Gerador segundo sua Potência
Tensão do Gerador Potência do Gerador
220/380 ou 480 V Até 2 MVA
2300 V Até 3 MVA
4160 V Até 5 MVA
6900 V Até 15 MVA
13800 V Até 100 MVA
Fonte : [1]
Para aplicação de geradores em baixa tensão, sugere-se que a tensão seja a
maior possível (480 V), visto que os custos dos geradores variam pouco com a tensão
e os custos dos painéis e da instalação elétrica são tanto menores quanto menor for a
corrente nominal do gerador.
Recomenda-se também que a distância entre o gerador e o transformador
elevador não ultrapasse 50 m e que sejam instalados no gerador, resistores de
aquecimento com a finalidade de evitar acumulo de umidade nos enrolamentos.
41
4.4 Proteção
Os geradores constituem as peças mais caras no conjunto dos equipamentos de
um sistema de potência, e estão sujeitos a mais tipos de defeitos que qualquer outro
equipamento. Assim, o desejo de protegê-los contra essas possíveis condições
anormais, ao mesmo tempo mantendo a proteção simples e confiável, pode resultar em
consideráveis divergências de opinião. Isto porque uma operação intempestiva pode
ser, às vezes, tão grave quanto uma falha ou demora de atuação da proteção. Em geral,
a proteção do gerador é feita contra dois tipos de faltas:
• falha de isolamento, conduzindo a curto-circuito entre espiras, fase-fase,
fase-terra ou trifásica;
• condições anormais de funcionamento, como perda de campo, carga
desequilibrada do estator, sobre velocidade, vibrações, sobrecarga, etc.
A falha de isolamento, conduzindo a curtos-circuitos, é devido normalmente a
sobretensões, a sobreaquecimentos (corrente desequilibrada, ventilação deficiente,
etc.), envelhecimento do isolante ou a movimentos do condutor (força do curto-
circuito, perda de sincronismo, etc.). Adicionalmente, a proteção do gerador deve:
• funcionar rápido para faltas internas, reduzindo os estragos
(proporcionais a I²t);
• ser insensível às faltas externas à zona de proteção estabelecida;
• limitar o valor de corrente de defeito para a terra;
• assinalar condições anormais e mesmo eliminá-las quando se tornarem
perigosas.
Finalmente é preciso prover a proteção:
• do gerador, propriamente dito;
• da turbina;
42
• do conjunto gerador-turbina;
• dos auxiliares (fonte de corrente contínua, etc.).
Para desenvolver o sistema de proteção do projeto, utilizam-se os
conhecimentos previstos no capítulo de proteção de geradores da norma IEEE std 242-
2001 “Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and
Commercial Power Systems” [6].
A norma prevê:
“12.5.7 Esquemas recomendados de Proteção de Geradores segundo o
tamanho da máquina.
a) Máquinas Pequenas (i.e., Potência máxima de 1000 kVA com tensão de até 600 V
ou Potência máxima de 500 kVA com tensão superior a 600 V)
b) Máquinas Médias (i.e., das pequenas máquinas até 12500 kVA não importando o
nível de tensão)
c) Máquinas Grandes (i.e., das máquinas médias até aproximadamente 50000 kVA)
Entretanto, definir o nível de proteção atentando-se somente ao tamanho da
máquina não é adequado. Também deve ser levada em consideração a importância da
máquina para o sistema ou processo no qual está inserida.
12.5.7.1 Geradores Pequenos
O nível mínimo de proteção básica para uma máquina única e isolada da rede
está demonstrada na Figura 11 e consiste dos seguintes dispositivos:
— Dispositivo 51V, Relé de sobrecorrente temporizado com restrição ou
bloqueio de tensão.
43
— Dispositivo 51G, Relé de sobrecorrente temporizado de terra.
Proteção Adicional deve ser considerada para o caso de múltiplas máquinas
trabalhando em sistema isolado, conforme Figura 12. Os dispositivos adicionados na
proteção do sistema são.
— Dispositivo 32, Relé direcional de potência-reversa.
— Dispositivo 40, Relé de perda de excitação.
— Dispositivo 87, Relé de Proteção Diferencial [6].”
O Gerador proposto enquadra-se no nível de pequenas máquinas e por ser uma
máquina isolada necessita somente do sistema de proteção proposto na Figura 11.
Figura 11 Sistema de Proteção Proposto para
Máquinas Pequenas
Fonte : [6]
Figura 12 Sistema de Proteção Sistema de Proteção Proposto
para Máquinas Pequenas com Múltiplas Máquinas
Fonte : [6]
44
4.4.1 Dimensionamento da Proteção
O baixo nível de geração do sistema exige um sistema de proteção simples, de
baixo custo de aquisição e sem necessidade de supervisão. A recomendação da norma
exige um relé de sobrecorrente 51V, porém para sua utilização é necessário instalar
outros dispositivos como: um transformador de corrente, um quadro elétrico para
acomodação do transformador de corrente, um disjuntor como chave, entre outros, o
que eleva muito os custos do sistema de proteção. Uma solução mais econômica seria
a substituição do relé de sobrecorrente por um disjuntor com sensor adequado, o que
não traz prejuízos à eficácia do sistema de proteção, conforme poderá ser observado na
análise a seguir.
Para completar o sistema de proteção adota-se um elemento elo fusível (chave
de Mateus) para proteção do transformador. Este dispositivo é a proteção mais adotada
para transformadores de distribuição.O dimensionamento dos dispositivos exige prévio
conhecimento dos níveis de curto-circuito do sistema, sendo que para este estudo
utiliza-se o software SKM, mundialmente conhecido para análises de sistemas
elétricos de potência. O sistema modelado no software encontra-se na Figura 13, onde
o sistema Escelsa é dimensionado como uma barra infinita no 138 kV ligada a um
transformador de 10 MVA (138/13,8 kV z=7%) resultando numa potência de curto
circuito de 143MVA (5,98 kA no 13,8 kV). Esta aproximação não compromete a
confiabilidade da análise. O gerador, o transformador e cabo foram modelados
conforme valores de impedância obtidos na referência instalações elétricas industriais,
de João Mamede Filho [11]. Possuindo todas essas informações o programa é capaz de
calcular as correntes de curto subtransitória (Ik”) e em regime (Ik) esperadas para
defeitos em diversos pontos da instalação. Na mesma figura os pontos I, II e III
apresentam (I) o nível de curto circuito em 13.8 kV no primário do transformador
proveniente da contribuição do sistema e do gerador, (II) o nível de curto circuito em
480 V proveniente do sistema no secundário do transformador e (III) o nível de curto
circuito em 480 V proveniente do sistema e do gerador para um defeito a jusante do
transformador.
45
Figura 13 Modelo no SKM do Sistema de Geração com Níveis de Curto Circuito
46
Com base nos níveis de curto verificados dimensionam-se os dispositivos de
proteção, o elo-fusível segue a recomendação do fabricante, que para a classe de
tenção de 13,2 kV e potência de 500 kVA, aconselha um elo 20k, para
transformadores trifásicos, conforme pode-se verificar na Figura 14. O disjuntor
Merlin Gerin NS630N com sensor STR23SE, atende as especificações de corrente
nominal do gerador e tem flexibilidade de ajuste para coordenar o sistema para
proteção de curto circuito. Usa-se um relé digital 51V para traçar o estudo de
seletividade.
Figura 14 Catalogo Delmar Elos-Fusíveis
A Figura 15 apresenta a folha de seletividade. Nesta tem-se em rosa a curva do
disjuntor, em roxo a curva do relé e em verde a curva do elo-fusível. A curva em azul
apresenta a corrente de curto circuito do gerador (curva de decremento) e em vermelho
o limite térmico do transformador. Observa-se que este último está protegido pelo
fusível, sendo ainda observada no gráfico a corrente de “inrush” do transformador e na
47
margem superior da figura têm-se traços que representam respectivamente a corrente
nominal do gerador, o limite de corrente de partida do relé e o limite nominal de
corrente do cabo todos referidos a 13,8 kV.
Pode-se verificar a coordenação do sistema ao se analisar as ações dos
dispositivos para todas as possibilidades de curto circuito. Para um curto no primário
do transformador, o fusível atua instantaneamente, abrindo o sistema para a corrente
de aproximadamente 6 kA (nível de tensão de 13,8 kV). Para um curto no secundário
do Transformador o fusível, observa uma corrente de aproximadamente 460 A (nível
de tensão de 13,8 kV), e atua com um tempo inferior a 0.1 s, e o disjuntor ou relé
atuariam instantaneamente para este curto, observando uma corrente de
aproximadamente 3 kA (nível de tensão de 480 V). O mesmo acontece para um curto
em qualquer ponto que se localize no trecho entre o gerador e o secundário do
transformador. Assim, conclui-se que o sistema está protegido não importando a
situação de curto ou dispositivo de sobrecorrente, relé ou disjuntor, que se adote.
Obviamente pretende se adotar o mais barato, que seria o disjuntor de baixa tensão
com dispositivo de proteção incorporado.
48
Figura 15 Folha de Seletividade
49
Para a proteção de fase-terra, conforme a norma, adota-se o relé de
sobrecorrente 51G, sendo este dispositivo um reforço ao sistema que poderia até ser
ignorado para simplificação do mesmo. Contudo decide-se adotá-lo, ajustando-o
conforme a recomendação da norma IEEE Guia para proteção de terra de Geradores
[13]. O método proposto protege 95% do enrolamento e parte do pressuposto que a
pior condição de curto a ser experimentada pelo gerador consiste em um curto que
enxergue somente 5 % do enrolamento de fase. O ajuste de corrente do relé indicado
para esta situação é de 5% da corrente de curto monofásico total (curto observando
100 % do enrolamento), este ajuste dá uma margem de segurança para que o
dispositivo não atue observando correntes harmônicas ou desbalanceadas no ramo
neutro e caso deseje-se proteger os outros 5% que ficam expostos a falhas, deve-se
adicionar o relé de subtensão 27TN, o que não será feito para contenção de despesas.
Assim, o ajuste proposto é de 50 A para 500 ms.
4.5 Sistemas de Excitação e Sincronismo
Os sistemas de excitação mais comuns para pequenas centrais hidrelétricas
atualmente são: o de excitação rotativa, sem escovas, e o de excitação estática.
O sistema de excitação sem escovas, ou “brushless”, Figura 16, consiste em um
pequeno gerador síncrono (EXC) com o enrolamento de campo montado no estator e a
armadura montada no eixo do gerador principal. A corrente de armadura é retificada
por diodos montados no eixo da máquina e alimenta diretamente o campo do gerador
principal [1].
50
Figura 16 Sistema de Excitação sem Escovas
Este sistema é comumente adotado para pequenos geradores, onde não há
necessidade de recuperação rápida da tensão para grandes variações de carga (alta
resposta inicial), e torna-se particularmente atraente sob o aspecto econômico para
geradores com rotação nominal acima de 200 RPM, situação atraente para o projeto
em questão.
Já o sistema de excitação estática, Figura 17, consiste em um transformador de
excitação normalmente ligado aos terminais do próprio gerador, cujo secundário
alimenta um conversor tiristorizado que retifica a corrente alternada. A corrente
retificada alimenta o enrolamento de campo do gerador principal através de escovas e
anéis coletores.
Figura 17 Sistema de Excitação Estática
51
Durante a partida da máquina, para os casos em que o magnetismo residual da
máquina não é suficiente para o auto escovamento, torna-se necessária a utilização de
uma fonte externa para a excitação inicial. Para as máquinas de menor porte, utiliza-se,
para esta finalidade, o sistema auxiliar de corrente contínua da usina e, para as
máquinas maiores, quando o tamanho requerido para a bateria tornar-se
exageradamente grande e houver disponível uma fonte externa de alimentação em
corrente alternada, utiliza-se uma fonte retificada incorporada no equipamento de
excitação [1].
Para operação em sistema interligado, o sistema de excitação “brushless”,
entendido como mais adequado para o projeto, deve atender às especificações mínimas
de desempenho relacionadas a seguir.
a) Em Regime Permanente
O sistema de excitação deve ser capaz de manter a tensão nos terminais do gerador
dentro de ± 0.5% do valor ajustado em toda a faixa de operação, desde vazio a plena
carga, com variação de freqüência de ± 5%.
O sistema de excitação deve possibilitar o ajuste da tensão para valores
compreendidos entre ± 10% da tensão nominal.
b) Em Regime Transitório
Para um curto circuito no lado de alta tensão do transformador, o sistema de
excitação deve ser capaz de manter a tensão de excitação em 20% do valor de teto,
quando a tensão terminal do gerador for 20% do valor nominal.
Essas especificações são de maneira geral requeridas em todos os projetos de PCH.
O sistema de Sincronismo será feito manualmente com objetivo de abaixar os
custos do projeto.
52
4.6 Transformadores Elevadores
O transformador elevador deve ter potência nominal igual ou superior à potência
máxima do gerador. Para o projeto aconselha-se utilizar um transformador de potência
igual à do gerador, por ser este um valor padronizado, o que possibilita um prazo de
entrega mais rápido, menor custo de aquisição e mais facilidade de eventual reposição.
Como a potência nominal é baixa para o projeto, o transformador não necessita de
sistema de ventilação forçada.
A instalação do transformador elevador será a mais próxima possível da casa de
força e em um ponto elevado considerado com o nível a montante, se possível até no
próprio poste do sistema de abastecimento, de modo a utilizar um comprimento
mínimo de cabos de interligação. Almeja-se que essa distância seja inferior a 50
metros. Este cuidado possibilita obter uma redução nos custos de aquisição e
instalação dos cabos além de menores perdas.
4.7 Conclusão
O atual capítulo apresentou os aspectos elétricos do projeto, dimensionando o
grupo gerador e transformador, assim como o sistema de proteção deste. Fazem-se
comentários de como podem ser construídos os sistemas de Excitação e Sincronismo,
e uma opção final é feita em favor do sistema de excitação sem escovas (“brushless”).
As características do grupo gerador especificado estão listadas abaixo:
• Gerador............................................................................. Síncrono, trifásico
• Potência............................................................................................ 500 kVA
• Tensão nominal.................................................................................... 480 V
• Fator de potência nominal.......................................................... 0,92 indutivo
• Freqüência............................................................................................... 60 Hz
• Rotação nominal............................................................................. 1800 RPM
• Sistema de Sincronismo..................................................................... Manual
• Sistema de Excitação.................................................................... Sem escovas
• Transformador................................................................................500 kVA
53
5 PROJETOS DAS OBRAS CIVIS
5.1 Introdução
As obras civis são a maior fonte de despesa em um projeto de uma central
hidrelétrica, assim são necessárias soluções inteligentes e eficientes para contornar os
grandes gastos em pequenos projetos, onde existem maiores limitações orçamentárias.
O seguinte capítulo discorre sobre as soluções propostas para o projeto em questão
levantando os principais pontos de cada parte da estrutura civil.
5.2 Estrutura Civil
A barragem é a estrutura que tem a função de represar a água, visando a
possibilitar, com a elevação do nível d’água do rio, a alimentação da tomada d’água.
No caso de locais de baixa queda, a barragem tem também a função de criar o desnível
necessário à produção da energia desejada.
A prática atual em projetos de aproveitamentos hidrelétricos tem adotado,
preferencialmente, os seguintes tipos de barragem:
• de terra;
• de enrocamento;
• de concreto.
A barragem já existente no local do projeto é de concreto, tipo muro-
gravidade, capaz de resistir, com seu peso próprio, à pressão da água do reservatório e
à subpressão das águas que se infiltram pelas fundações. Esse tipo de barragem é
recomendado para vales estreitos, encaixados em maciço rochoso pouco fraturado e
com boas condições de fundação, o que condiz perfeitamente com a localidade.
A construção atual (2008) permite que as vazões de cheia escoem sobre o
corpo da barragem, sendo possível acionar um vertedouro na lateral da mesma, caso
deseje-se aumentar a vazão escoada. Na Figura 18 observa-se a água passando sobre o
corpo da barragem e esta encobre o vertedouro que se encontra fechado.
54
A estrutura de tomada d’água deve ser localizada, sempre que possível, junto à
margem do reservatório, ao longo de trechos retos. Nos trechos em curva, a tomada
d’água deve ser posicionada do lado côncavo, pois os sedimentos transportados pelo
escoamento, na maior parte, se depositam na parte convexa. Além disso, como na
parte côncava as profundidades, geralmente, são maiores, os sedimentos transportados
por arraste não serão captados, no caso da tomada d’água de superfície. Na
Figura 19 observa-se a tomada d’água atual (2008). Esta localiza-se na parte côncava
do represamento do Rio Barra Seca, ou seja, em local adequado. A água flui por um
vão submerso no corpo da barragem protegido este por uma grade sendo que em
55
épocas de estiagem toda a vazão passa por este vão. A situação mostrada na
Figura 19 condiz com uma época de cheia, onde a água chega a escoar sobre o
corpo da barragem. Está vazão que passa pelo vão deságua no canal desareador.
56
Figura 18 Visão parcial da barragem e vertedouro (ao fundo)
57
Figura 19 Tomada d’água (ao fundo) e Canal desareador (a direita)
O desareador é destinado à decantação da totalidade ou parte do material
sólido grosso. Na estrutura da tomada d’água atual não se encontra um desareador a
montante como é usual, mas sim em uma câmera a jusante, com 17 metros de
comprimento, o que não compromete o projeto. A câmara possui profundidade
superior a do canal de Adução e a água flui em baixa velocidade por ela, o que torna
possível a decantação dos corpos sólidos. O desareador demanda limpeza manual e
esta deve ser feita durante o período de manutenção planejado.
A grade da estrutura da tomada d’água visa a impedir a entrada de corpos
flutuantes que possam danificar os equipamentos. Ela obedece à mesma inclinação da
barragem, possuindo barras chatas espaçadas de 12 cm.
A limpeza da grade pode ser feita manualmente, com o auxílio de “ancinho”,
ou mecanicamente através de máquina limpa-grade.
O Canal de adução atual é retangular, em superfície livre, assim como é o
recomendado para estruturas sobre a rocha. Possui extensão de aproximadamente 40
58
metros e dimensões de 3 metros de largura por 1,40 m de profundidade. Está
localizado após o canal desareador. Em muitos projetos, onde a geografia não torna
viável a construção de um canal em superfície livre, utiliza-se do canal em tubulação
de baixa pressão como meio de interligar a tomada d’água e a entrada do canal
forçado.
Como deseja-se manter a estrutura presente, deve-se verificar se a condição
atual é capaz de dar vazão a necessidade da turbina a ser instalada. Para tal, utiliza-se a
Fórmula de Manning, específica para o cálculo da velocidade da água em canais
abertos e tubulações.
Q = AR�/&S�/�n
Onde,
Q Capacidade de Vazão
R Raio hidráulico (m)
S Declividade
n Coeficiente de Rugosidade do Canal.
A Área do Canal de Adução
O raio hidráulico (R) é uma dimensão resultante da relação entre a área
molhada (4,2 m²) e o perímetro molhado do canal (8,8 m). A declividade do canal
deve ser mínima e constante. Recomenda-se adotar um caimento de 40 cm a cada
1.000 m de canal (declividade = 0,0004) [1]. Os coeficientes de Rugosidade
padronizados podem ser verificados no Quadro 10.
59
Quadro 10 Coeficientes de Rugosidade
Natureza das Paredes n
Cimento Liso 0,010
Argamassa de Cimento 0,011
Pedras e Tijolos Rejuntados 0,013
Tijolos Rugosos 0,015
Alvenaria Ordinária 0,017
Canais com Pedregulhos Finos 0,020
Canais com Pedras e Vegetação 0,030
Canais em Mau Estado de Conservação 0,035
Fonte : [1]
Ao se realizar os cálculos, observa-se que é necessária a reforma do
revestimento das paredes do canal de adução, que encontram-se em mau estado de
conservação, a reforma visa a diminuir a sua rugosidade para aumentar-se a vazão
atual que é calculada de 1,46 m³/s. Caso o revestimento novo seja feito em cimento
liso e mantenham-se as dimensões atuais, a vazão de escoamento poderia chegar a
5,13 m³/s, o que supera a necessidade do projeto.
A câmara de carga é a estrutura, posicionada entre o canal de adução e o
conduto forçado, destinada a (Figura 20):
• promover a transição entre o escoamento em superfície livre, no canal de
adução, e o escoamento sob pressão no conduto forçado;
• aliviar o golpe de aríete que se processa no conduto forçado quando
ocorre o fechamento brusco do dispositivo de controle de vazões turbinadas;
• fornecer água ao conduto forçado quando ocorre uma abertura brusca
desse mesmo dispositivo, até que se estabeleça, no canal de adução, o regime
permanente de escoamento.
Dessa forma, seu volume deve ser adequadamente dimensionado. Para alturas
de queda até 10 m, a câmara de carga não precisa ter volume significativo. Para alturas
60
compreendidas entre 10 e 25 m, haverá a necessidade de prever-se, por exemplo, um
alargamento na transição entre o canal de adução e a tomada d’água propriamente dita.
Deve-se prever, na câmara de carga, um sangradouro lateral visando-se a
evitar que as variações bruscas da descarga no conduto forçado produzam flutuações
no nível d’água que se propaguem para montante, pelo canal de adução.
A Figura 20 mostra um exemplo típico de câmera de carga. A estrutura
presente se aproxima desse modelo, tendo como única diferença a presença de
somente um único conduto forçado, a largura máxima da câmera de carga é de 3,6 m
enquanto o canal de adução possui somente 3 m. Ela possui extensão de
aproximadamente 4,2 m e profundidade máxima de 2,2 m.
Figura 20 Modelo de Câmara de Carga
Fonte : [1]
LTa Largura máxima da câmara alargada
dq Descarga pelo vertedouro lateral
VI Vertedouro lateral
61
c Comportas
cf Tubulação forçada (conduto força~do)
Eca Extensão da câmara alargada
Lvl Comprimento da crista do vertedouro lateral de soleira fixa
Bvl Largura do vertedouro lateral de soleira fixa
Para o dimensionamento do diâmetro do conduto forçado utiliza-se a fórmula
de Bondshu que informa o diâmetro econômico para a tubulação do conduto.
DI = 123,7KQ&HL
M
Onde,
DI Diâmetro Econômico (cm)
Q Vazão do Projeto (m³/s)
HL Carga Hidráulica Total (Altura da Queda).
Utilizando-se os dados do projeto dimensiona-se o diâmetro econômico
interno do conduto forçado em 143,13 cm. De posse desta informação, deve-se atentar
para a velocidade necessária do fluido no interior do conduto para atender à vazão da
turbina. A simples divisão da vazão máxima necessária pela área interna fornece esta
informação. No caso é necessária uma velocidade de escoamento de 2,25 m/s, o que
pode ser obtido em condutos de aço ou cimento. Contudo pretende-se utilizar condutos
de aço para suprir tal demanda e conseguir uma melhor confiabilidade no sistema. Pelo
local onde se planeja construir a nova casa de força do projeto, espera se que sejam
necessários apenas 20 metros de tubulação para o canal forçado.
Aspectos como o equacionamento do golpe de aríete, espessura do conduto
forçado, blocos de apoio e ancoragem além das perdas por aproximação (na tomada de
água, em canais por atrito, nas cônicas, nas curvas e por bifurcações) são omitidos do
estudo por fugirem do escopo original e por não acarretarem mudanças importantes
nos estudos econômicos energético.
62
5.3 Conclusão
Observa-se que as edificações já presentes no local, são suficientes para
atender à demanda planejada para o futuro empreendimento, contudo é necessário um
estudo mais aprofundando para medir o verdadeiro estado de conservação da estrutura,
embora se acredite que esta esteja bem conservada.
O conduto forçado e a casa de força precisam ser totalmente refeitos, e a nova
casa de força deverá ser construída no nível a jusante do rio, para melhor
aproveitamento do desnível.
63
6 ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DO PROJETO
6.1 Introdução
A avaliação de custos é um dos mais importantes procedimentos na análise de
sistemas energéticos, junto com a avaliação da disponibilidade e da qualidade da
energia. Qualquer alternativa de projeto implica uma série de custos: equipamento,
instalação, operação, manutenção, perdas, e muitos outros.
Assim, é imprescindível realizar o estudo de viabilidade econômica. Para a
simplificação de tal análise serão levados em conta somente os principais custos do
projeto, aproximando-se os demais nos custos miscelâneas.
6.2 Análise de Viabilidade Econômica
Os custos para implantação de um projeto devem ser calculados de acordo
com a realidade do local da instalação e atendendo a peculiaridades que o local da obra
possa impor. O Quadro 11 retirado da referência 2, demonstra a expectativa que cada
item gera no custo total do projeto. Nota-se que as obras civis junto com a aquisição
dos equipamentos permanentes representam aproximadamente dois terços dos gastos
totais. Assim, utilizando essa perspectiva e levando em consideração a simplicidade e
peculiaridades do projeto, será levantada uma estimativa de preço para as principais
despesas visando a calcular o período de retorno do projeto com os lucros advindos da
comercialização da energia.
64
Quadro 11 Custos percentuais médios para µCH e MCH
Descrição Custo (%)
Estudos Iniciais
Investigação do local 1,0 Estudo Hidrológico 0,5 Avaliação Ambiental 1,0 Projeto Básico 1,0 Estimativa de Custos 0,3 Preparação de Relatórios 0,2 Gerenciamentos do Projeto 1,0 Passagens e diárias 0,6
Desenvolvimento
Negociação do PPA 0,5 Licenças 0,5 Levantamentos Geológicos 0,6 Gerenciamento do Projeto 0,7 Passagens e diárias 0,6
Engenharia
Projeto Executivo 3,0 Contratação 1,0 Supervisão da Construção 3,0
Equipamento de Geração
Turbinas,geradores, reguladores, painéis 22,0 Instalação 3,0 Transporte 2,0
Estruturas Diversas
Entrada de acesso 5,0 Barragem 9,0 Canal de Adução 4,0 Tomada d’água 2,0 Tubulação 5,0 Casa de Máquinas 3,0 Subestação e linhas de Transmissão 10,0 Transporte 2,0
Miscelânea
“Overhead” do Contratante 5,0 Treinamento 0,5 Contingências 12,0
Fonte : [2]
Considerando que o projeto já possui grande parte da estrutura civil
necessária, e esta atende as necessidades calculadas, deve-se apenas planejar despesas
para sua reforma, excluindo-se dos cálculos o conduto forçado e a casa de força, em
65
que não é possível aproveitar a estrutura presente. No Quadro 12 observa-se a
estimativa para as principais despesas do projeto, que foram feitas segundo
informações obtidas no site da Eletrobrás (www.eletrobras.gov.br).
Quadro 12 Estimativa de Despesas
Item Custo Estimado (R$)
Gerador 200.000,00
Turbina 400.000,00
Transformador 50.000,00
Estrutura Civil 120.000,00
Miscelânea 50.000,00
Total 820.000,00
Prevendo-se um período de 10 meses para a conclusão das obras e inicio da
operação, estando o dinheiro a uma taxa de juros de 15% a.a. obtém-se o valor
corrigido de R$ 898.323,11 como custo total da obra.
Para determinar o custo da Energia Gerada, será usada a fórmula do manual da
PCH da Eletrobrás [3].
��N = �O × �P� + � × QRST�
�P� = U(1 + U)�(1 + U)� − 1
Onde,
��N Custo da Energia Gerada (R$/MWh);
�O Custo Total (R$);
�P� Fator de Recuperação do Capital;
� Energia Gerada Anualmente (MWh);
QRST Custo Unitário de Operação e Manutenção;
U Taxa de Juros, anual;
V Vida útil da usina, em anos.
66
No caso, segundo a Escelsa, o custo unitário de operação e manutenção
(OMUN) é de 2,23 US$/MWh [3] e a energia gerada seria de 2787,78 MWh,
conforme os cálculos apresentados nos capítulos anteriores. No Quadro 13 observam-
se os valores do custo da energia para diversos tempos de vida útil, sendo que, como
esperado, quanto mais tempo de operação mas barato fica o custo da energia.
Quadro 13 Custo da Energia Gerada
Vida Útil
FRC Custo da Energia
R$/MWh 50 0,1501 53,50 30 0,1523 54,20 20 0,1597 56,61 15 0,1710 60,23 10 0,1992 69,33 5 0,2983 101,26 4
0,3502 117,99
O preço de comercialização da energia segue um modelo sazonal, onde fica
mais barato no período de chuvas, onde os reservatórios estão mais cheios e podem
oferecer mais energia, e mais fica mais caro nos períodos de estiagem. Contudo o
preço segue uma média de RS 116,00 MWh o que justifica o investimento a partir do
quarto ano.
6.3 Conclusões
Com a análise de despesas e rendimentos feita para o projeto estima-se que a
partir do quarto ano ele se tornará viável. Ao comparar-se esse tempo com a
expectativa de tempo de produção de uma central hidrelétrica o projeto pode ser
considerado interessante. Contudo o período de 4 anos é bastante longo, e pode ser
prorrogado caso observe-se uma situação de estiagem durante o mesmo. Assim, é
muito importante um planejamento bem estruturado antes de se realizar tal
investimento.
67
7 CONCLUSÕES
O projeto apresenta de maneira simples a maioria dos estudos que devem ser
realizados para definir a viabilidade de um projeto de geração hidrelétrica de energia.
Obviamente, que para realizar-se a construção de tal obra, torna-se necessário
aprimorar e refinar os estudos, devido à magnitude dos gastos a serem efetuados. Faz-
se uma ressalva que embora, previsto na lei, não há conhecimento no Brasil de alguma
geração inferior a 1,0 MW que esteja efetivamente ligada ao SIN [2]. Este possível
desinteresse da concessionária local deve ser ponderado na execução do projeto.
Existem alguns estudos apontando que no ano de 2012 a linha de
Mascarenhas, que abastece a região Norte do Estado, irá esgotar sua capacidade de
transmissão [5], o que fez o governo do estado buscar parcerias para a instalação de
algumas termoelétricas na região para suprir tal demanda. Nesse contexto, a mini
central hidrelétrica proposta mostra-se como fonte limpa e sustentável para suprir tal
aumento de demanda, sendo atraente mesmo com a instalação de outras gerações na
região.
O projeto mostrou-se atrativo economicamente ao se analisar somente os
lucros advindos da comercialização da energia gerada, contudo, atualmente, as
pequenas centrais vêm obtendo a maior parte de suas divisas com a comercialização de
créditos de carbono. Assim novos estudos de projetos hidrelétricos podem ser
propostos no sentido de se estudar como funciona esse comércio e sua importância.
68
8 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILIREIRAS S.A. ELETROBRÁS. MINISTÉRIO
DAS MINAS E ENERGIA. Diretrizes para Estudo de Pequenas Centrais. 1.
ed., 2000.
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HIDRELÉTRICAS. Micro e Mini Centrais Hidrelétricas: Soluções para
Comunidades Isoladas da Região Amazônia. 1. Ed., 2008.
[3] ELETROBRÀS. Biblioteca Virtual. [on line]. 2008. Disponível:
http://www.eletrobras.gov.br/elb/portal/data/Pages/LUMISAB255DD0PTBRNN.h
tm [capturado em 25 nov. 2008].
[4] THOMÉ, A. D., Avaliação dos custos de Construção de pequenas
Centrais Hidrelétricas.
[5] AGENDA DE SERVIÇOS PÚBLICOS DE ENERGIA DO ESTADO DO
ESPÍRITO SANTO - ASPE. Crescimento Econômico e Planejamento
do Espírito Santo. [on line]. 2008. Disponível: Disponível:
http://www.aspe.es.gov.br/forumenegiarenovaveis/Apres.%20Des.%20Econômico
%20e%20Planej.%20Energético%20ES%20-%2008-2008.pdf [capturado em 25
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IEEE INDUSTRY APPLICATIONS SOCIETY. IEEE Recommended Practice
for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power
Systems. IEEE Std 242-2001. 2001.
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HIDROWEB. [on line]. 2008. Disponível: http://www.ana.gov.br/ [capturado em
25 de Nov. 2008].
[8] REPÚBLICA FEDERATIVA DO BRASIL. Constituição 1988. 1999.
[9] TURBINAS HIDRAULICAS. Wikipedia. [on line] 2008. Disponível:
http://pt.wikipedia.org/wiki/Turbina_hidráulica [capturado em 25 de Nov. 2008].
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[10] ESCOLA SUPERIOR DE TECNOLOGIA.UNIVERSIDADE DE
ALGAVARDE. Turbo Máquinas Hidraúlicas. Capítulo V. 2001. Disponível:
http://w3.ualg.pt/~rlanca/sebenta-hid-aplicada/ha-06-turbinas.pdf [ capturado 25
de Nov. de 2008].
[11] MAMEDE FILHO, JOÃO. Instalações Elétricas Industriais / João Mamede
Filho. 7. Ed. LTC 2007.
[12] Souza, Z. de Santos, A. H. Borton, E.C. – Centrais Hidrelétricas – Estudos pra
Implantação . Rio de Janeiro – Eletrobrás – 1999
[13] IEEE std C37.101-1993. IEEE Guide for Generator Ground Protection.
[14]CARVALHO, DJALMA FRANCISCO, Usinas Hidrelétricas, Turbinas. Belo
Horizonte.FUMARC/UCMG.1982.
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