CAMPUS DE PARNAÍBA
Sistemas de
Potência
Prof. Celso Rogério Schmidlin Júnior, M.Sc.
APRESENTAÇÃO ... .iv
1. VISÃO GERAL ... ..1
1.1. Introdução ... ..1
1.1.1. Função dos Sistemas Elétricos de Potência... ..1
1.1.2. A Corrente Alternada ... ..1 1.1.3. Sistemas Polifásicos ... ..2 1.1.4. O Transformador ... ..2 1.2. Estrutura ... ..3 1.2.1. Rede de Transmissão... ..5 1.2.2. Rede de Sub-Transmisão ... ..5 1.2.3. Redes de Distribuição... ..5
1.2.4. Interconexão de Sistemas de Potência ... ..6
1.2.5. Sistema Elétrico Brasileiro ... ..7
1.3. Representação... ..8
1.3.1. Diagrama Unifilar ... 10
1.3.2. Diagrama Multifilar ... 10
1.3.3. Diagrama Equivalente por Fase ... 10
1.3.4. Comparando os Diagramas ... 11
2. GERAÇÃO ... 13
2.1. Alternador ... 13
2.1.1. Gerador Síncrono Trifásico... 14
2.2. Máquina Primária... 15 2.2.1. Turbinas Hidráulicas ... 16 2.2.2. Motor Diesel... 20 2.2.3. Turbinas a Vapor ... 22 2.2.4. Turbinas a Gás de Combustão ... 26 2.2.5. Turbinas Eólicas ... 29 2.3. Cogeração ... 35
ii
3. SUBESTAÇÕES ... 37
3.1. Introdução ... 37
3.2. Equipamentos... 38
3.2.1. Transformador de Potência ... 38
3.2.2. Disjuntores de Alta Tensão... 39
3.2.3. Relés de Proteção ... 42 3.2.4. Transformadores de Instrumentos ... 47 3.2.5. Chaves e Seccionadores ... 48 3.2.6. Religador Automático... 53 3.2.7. Capacitores de Potência... 54 3.2.8. Identificação de Equipamentos... 55 3.3. Arranjos de Subestações ... 57 3.3.1. Barramento Simples ... 57
3.3.2. Duplo Barramento Simples ... 58
3.3.3. Barramento Simples Seccionado... 58
3.3.4. Barramento Principal e de Transferência... 59
3.3.5. Barramento Duplo com um Disjuntor ... 60
3.3.6. Barramento Duplo com Disjuntor Duplo... 60
3.3.7. Barramento de Disjuntor e Meio ... 61
3.3.8. Barramento em Anel ... 62 3.4. Sistema de Proteção ... 63 3.4.1. Seletividade ... 63 3.4.2. Rapidez e Velocidade ... 65 3.4.3. Sensibilidade ... 65 3.4.4. Confiabilidade ... 66 3.4.5. Custo ... 66 4. LINHAS DE TRANSMISSÃO... 67 4.1. Parâmetros... 67
4.1.1. Resistência e Efeito Pelicular ... 67
4.1.2. Indutância e Seqüência dos Condutores ... 68
4.1.3. Capacitância ... 70
4.2. Representação... 70
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4.2.2. Linha de Transmissão de Comprimento Médio ... 72
4.2.3. Linha de Transmissão de Comprimento Longo ... 74
4.3. Exercícios ... 74
Apresentação
A importância da eletricidade em nossas vidas é inquestionável. Ela ilumina nossos lares, movimenta nossos eletrodomésticos, permite o funcionamento dos aparelhos eletrônicos e aquece nosso banho. Por outro lado, a eletricidade quando mal empregada traz alguns perigos, como o choque e o curto-circuito, causador de tantos incêndios.
A melhor forma de convivermos em harmonia com a eletricidade é conhecê-la, tirando-lhe o maior proveito, desfrutando de todo o seu conforto com a máxima segurança.
O objetivo desta publicação é o de fornecer, em linguagem simples e acessível, as informações mais importantes relativas aos sistemas de potência, seu funcionamento e quais seus principais componentes.
Para tal, visando à melhor compreensão dos alunos dos cursos de Eletrotécnica Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Estado do Piauí, UNED de Parnaíba, fizemos uso de diversas bibliografias, sendo que, em alguns pontos as modificamos para facilitar o entendimento dos alunos de nível técnico.
Com isto, esperamos contribuir para a melhor formação de técnicos que possam vir a trabalhar diretamente com sistemas de potência.
Visão Geral
1.
Neste capítulo faremos uma apresentação dos sistemas de potência: suas funções, crescimento ao longo dos anos, estrutura e representação por meio de diagramas. No decorrer da exposição, são indicados alguns vídeos que auxiliam no entendimento. Neste capítulo: Introdução Estrutura Representação 1.1. Introdução
1.1.1. Função dos Sistemas Elétricos de Potência
A função de um sistema elétrico de potência (SEP) é gerar, transmitir e distribuir energia elétrica atendendo a determinados padrões de confiabilidade, disponibilidade, qualidade, segurança e custos, com o mínimo impacto ambiental e o máximo de segurança pessoal.
Confiabilidade e disponibilidade são duas importantes e distintas características que os SEP’s devem apresentar. A confiabilidade pode ser definida como a probabilidade do SEP prover um adequado suprimento de energia elétrica dentro de um período de tempo desejado de modo a satisfazer as necessidades do usuário. Já a disponibilidade é definida como a probabilidade do SEP prover suprimento de energia quando requisitado pelo usuário.
Qualidade da energia é a condição de compatibilidade entre sistema supridor e carga atendendo critérios de conformidade senoidal.
Segurança está relacionada com a habilidade do sistema de responder a distúrbios que possam ocorrer no sistema. Em geral os sistemas elétricos são construídos para continuar operando após ser submetido a uma contingência. 1.1.2. A Corrente Alternada
A maioria dos SEP’s são em corrente alternada (CA). Seu desenvolvimento teve início nos Estados Unidos em 1885, quando George Westinghouse comprou as patentes americanas referentes ao sistema de transmissão em CA desenvolvido por L. Gaulard e J. D. Gibbs, de Paris.
Nessa época, William Stanley, antigo sócio de Westinghouse, testava transformadores no seu laboratório, em Great Barrington, Massachussets, onde, no inverno de 1885-1886, instalou o primeiro sistema experimental de distribuição em CA, que alimentava 150 lâmpadas na cidade.
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A primeira linha de transmissão em CA dos Estados Unidos foi posta em funcionamento em 1890. Ela transportava a energia elétrica gerada em uma usina hidroelétrica desde Willamette Falls até Portland, Oregon, percorrendo uma distância de 20 km.
1.1.3. Sistemas Polifásicos
As primeiras linhas de transmissão eram monofásicas e a energia era consumida em geral apenas em iluminação. Também os primeiros motores elétricos eram monofásicos.
Isso começou a mudar no dia 16 de maio de 1888, quando Nikola Tesla apresentou um trabalho em que descrevia os motores de indução difásicos e os motores síncronos difásicos. As vantagens dos motores polifásicos tornaram-se logo evidentes e na “Columbian Exposition” de Chicago em 1893 foi mostrado ao público um sistema de distribuição difásico.
A partir de então a transmissão de energia elétrica em CA, principalmente trifásica, foi substituindo gradualmente os sistemas de corrente contínua (CC) existentes. Em janeiro de 1894 havia nos Estados Unidos cinco usinas geradoras polifásicas, sendo uma difásica e as demais trifásicas. Atualmente, naquele país, a transmissão de energia elétrica é feita inteiramente em CA. 1.1.4. O Transformador
Um dos motivos da rápida aceitação dos sistemas de CA foi o transformador, que tornou possível a transmissão da energia elétrica em tensão maior do que a de geração ou de utilização. Com uma tensão mais elevada, uma dada potência pode ser transmitida com menor corrente, resultando em menores perdas ôhmicas na linha (dadas por RI2 ).
Nos primeiros tempos da transmissão em CA nos Estados Unidos a tensão de operação aumentou rapidamente. Em 1890 a linha Willamette-Portland funcionava com 3,3kV; em 1907 já funcionava uma linha com 100kV. A tensão subiu para 150kV em 1913, 220kV em 1923, 244kV em 1926 e 287kV na linha que vai de Hoover Dam a Los Angeles, que começou a funcionar em 1936. Em 1953 a “American Electric Power Company” colocou em operação a primeira linha de seu sistema de 345kV.
Nos Estados Unidos o número de companhias que possuem linhas de 345kV aumentou rapidamente. Mais adiante, quando ficou provada a viabilidade econômica, foram adotadas linhas com tensões superiores a 750kV, o que se deu após 1970.
Durante quase 10 anos uma linha de transmissão experimental em CC esteve em funcionamento entre Schenectady e Mechanicville, no estado de New York, cobrindo uma distância de 27 km. Ela deixou de funcionar em 1945, quando se tornou evidente que nenhuma outra informação útil ou experiência resultaria do seu funcionamento.
3 0 50 100 150 200 250 300 350 1890 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 Ano Te ns ã o [ k V ]
Figura 1.1 – Crescimento da Tensão de Transmissão nos Estados Unidos
Estudos mostraram que um sistema aéreo de transmissão em CC não é econômico atualmente nos Estados Unidos para distâncias inferiores a 560 km. Na Europa, onde em geral as linhas de transmissão são muito mais longas do que nos Estados Unidos, existem linhas em CC operando em várias localidades, quer em instalações aéreas quer em subterrâneas.
Os níveis de tensões praticados no Brasil são: 765 kV, 525 kV, 500 kV, 440 kV, 345 kV, 300 kV, 230 kV, 161 kV, 138 kV, 132 kV, 115 kV, 88 kV, 69 kV, 34,5 kV, 23 kV, 13,8 kV, 440 V, 380 V, 220 V, 110 V.
De acordo com a Resolução No456/2000 da ANEEL, a tensão de fornecimento para a unidade consumidora se dará de acordo com a potência instalada:
• Tensão secundária de distribuição: quando a carga instalada na unidade consumidora for igual ou inferior a 75 kW;
• Tensão primária de distribuição inferior a 69 kV (normalmente 13,8 kV): quando a carga instalada na unidade consumidora for superior a 75 kW e a demanda contratada ou estimada pelo interessado, para o fornecimento, for igual ou inferior a 2.500 kW;
• Tensão primária de distribuição igual ou superior a 69 kV: quando a demanda contratada ou estimada pelo interessado, para o fornecimento, for superior a 2.500 kW.
1.2. Estrutura
De forma que um SEP cumpra sua função, o mesmo consiste em três componentes principais: as estações geradoras, as linhas de transmissão e os sistemas de distribuição, cada qual com uma função específica:
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• As estações geradoras têm a função de converter outras formas de energia (como combustíveis fósseis, urânio, quedas de água, vento, etc.) em energia elétrica;
• Já as linhas de transmissão têm como função transportar a energia elétrica das estações geradoras até os sistemas de distribuição;
• Um sistema de distribuição, por sua vez, liga todas as cargas individuais de uma determinada área às linhas de transmissão.
Assim, a estrutura do sistema elétrico de potência compreende os sistemas de geração, transmissão, distribuição e subestações de energia elétrica, em geral cobrindo uma grande área geográfica.
Figura 1.2 – Estrutura Básica de um Sistema Elétrico de Potência
Na geração de energia elétrica uma tensão alternada é produzida, a qual é expressa por uma onda senoidal, com freqüência fixa e amplitude que varia conforme a modalidade do atendimento em baixa, média ou alta tensão. Essa onda senoidal propaga-se pelo sistema elétrico mantendo a freqüência constante e modificando a amplitude à medida que trafega por transformadores. Os consumidores conectam-se ao sistema elétrico e recebem o produto e o serviço de energia elétrica.
O sistema atual de energia elétrica é baseado em grandes usinas de geração que transmitem energia através de sistemas de transmissão de alta tensão, que é então distribuída para sistemas de distribuição de média e baixa tensão. Em geral o fluxo de energia é unidirecional e a energia é despachada e controlada por centro(s) de despacho com base em requisitos pré-definidos.
Normalmente os sistemas de transmissão e de distribuição são gerenciados por monopólios empresariais, nacional ou regional, enquanto a geração apresenta certa competitividade em um sistema verticalmente integrado.
5 1.2.1. Rede de Transmissão
A rede de transmissão liga as grandes usinas de geração às áreas de grande consumo. Em geral apenas poucos consumidores com um alto consumo de energia elétrica são conectados às redes de transmissão onde predomina a estrutura de linhas aéreas.
A segurança é um aspecto fundamental para as redes de transmissão. Qualquer falta neste nível pode levar a descontinuidade de suprimento para um grande número de consumidores. A energia elétrica é permanentemente monitorada e gerenciada por um centro de controle. O nível de tensão depende do país, mas normalmente está entre 220 kV e 765 kV.
1.2.2. Rede de Sub-Transmissão
A rede de sub-transmissão recebe energia da rede de transmissão com objetivo de transportar energia elétrica a pequenas cidades ou importantes consumidores industriais. O nível de tensão está entre 35 kV e 160 kV.
Em geral, o arranjo das redes de sub-transmissão é em anel, para aumentar a segurança do sistema. A permissão para novas linhas aéreas está cada vez mais demorada devido ao grande número de estudos de impacto ambiental e oposição social. Como resultado, é cada vez mais difícil e caro para as redes de sub-transmissão alcançar áreas de alta densidade populacional. Os sistemas de proteção são do mesmo tipo daqueles usados para as redes de transmissão e o controle é regional.
1.2.3. Redes de Distribuição
As redes de distribuição alimentam consumidores residenciais e industriais de médio porte. As tensões estão entre 4 a 35 kV para a média tensão e algumas centenas de volts para a baixa tensão (440/381/220/110 V). A Figura 1.3 mostra um diagrama com a representação dos vários segmentos de um sistema de potência com seus respectivos níveis de tensão.
Redes de Média Tensão (MT)
O objetivo das redes de distribuição em média tensão é transportar energia das redes de sub-transmissão para pontos de consumo médio (p.ex. 250 kVA). O número de consumidores é apenas uma pequena proporção do número total de consumidores suprido diretamente em baixa tensão. O setor terciário, tais como hospitais, edifícios administrativos, pequenas indústrias, etc., são os principais usuários da rede.
A estrutura é do tipo linhas aéreas ou subterrâneas. A operação dessas redes pode ser realizada manualmente ou por controle remoto a partir de centros de controle fixo/móvel, diferentemente do tipo usado nas redes de transmissão e sub-transmissão.
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Redes em Baixa Tensão (BT)
O objetivo das redes em baixa tensão é transportar eletricidade das redes de média tensão para pontos de baixo consumo (p.ex. < 250 kVA). A rede BT representa o nível final na estrutura de um sistema de potência. Um grande número de consumidores, setor residencial, é atendido pelas redes em BT. Tais redes são em geral operadas manualmente.
Figura 1.3 – Faixas de Tensão de Sistemas Elétricos
1.2.4. Interconexão de Sistemas de Potência
Até 1917 os sistemas elétricos nos Estados Unidos funcionavam em geral como unidades separadas, isso porque eles começaram como sistemas isolados e foram se estendendo a fim de cobrir todo o país. A necessidade de grandes “blocos” de potência e de maior confiabilidade de funcionamento deu origem à interconexão dos sistemas próximos.
Um sistema de potência bem projetado compreende um grande número de estações geradoras interligadas de modo que a energia total produzida possa ser utilizada em toda a região coberta pelo sistema.
A interconexão é vantajosa economicamente porque requer menor número de máquinas de reserva destinadas a operar em condições de pico (capacidade de reserva) e porque é necessário um menor número de máquinas funcionando em vazio para atender repentinos e inesperados aumentos de consumo (reserva girante). A redução do número de máquinas torna-se possível porque, geralmente, uma companhia pode solicitar a outra próxima a potência adicional de que necessita.
Por outro lado, a interconexão de sistemas trouxe novos problemas, a maioria dos quais foi resolvida satisfatoriamente. A corrente que circula durante
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um curto-circuito é aumentada, obrigando à instalação de disjuntores de maior capacidade. As perturbações causadas por um curto-circuito em um sistema podem se estender aos sistemas a ele interligados, a menos que sejam instalados, nos pontos de interligação, relés apropriados e disjuntores. Os sistemas a serem interligados devem apresentar não só a mesma freqüência como também suas máquinas síncronas devem estar em fase.
Vantagens dos sistemas interligados:
• Aumento da estabilidade – sistema torna-se mais robusto podendo absorver, sem perda de sincronismo, maiores impactos elétricos.
• Aumento da confiabilidade – permite a continuidade do serviço em decorrência da falha ou manutenção de equipamento, ou ainda devido às alternativas de rotas para fluxo da energia.
• Aumento da disponibilidade do sistema – capacidade de uma unidade de um sistema de realizar a função requerida em qualquer momento de sua operação. A operação integrada acresce a disponibilidade de energia do parque gerador em relação ao que se teria se cada empresa operasse suas usinas isoladamente.
• Mais econômico – permite a troca de reservas que pode resultar em economia na capacidade de reservas dos sistemas. O intercâmbio de energia está baseado no pressuposto de que a demanda máxima dos sistemas envolvidos acontece em horários diferentes. O intercâmbio pode também ser motivado pela importação de energia de baixo custo de uma fonte geradora, como por exemplo, a energia hidroelétrica para outro sistema cuja fonte geradora apresenta custo mais elevado.
Desvantagens dos sistemas interligados:
• Um distúrbio em um sistema afeta os demais sistemas interligados. • A operação e proteção tornam-se mais complexas.
1.2.5. Sistema Elétrico Brasileiro
Grande parte dos sistemas de geração e transmissão de energia elétrica do Brasil é controlada pela Eletrobrás, por intermédio de seis subsidiárias: Chesf, Furnas, Eletrosul, Eletronorte, CGTEE e Eletronuclear.1
O sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil pode ser classificado como hidrotérmico de grande porte, com forte predominância de
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A empresa também controla 50% da Itaipu Binancional e também o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel), o maior de seu gênero no Hemisfério Sul. Ainda, dá suporte a programas estratégicos do governo federal, como o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), o Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica (Luz para Todos) e o Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel).
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usinas hidrelétricas, que se distribuem em 12 diferentes bacias hidrográficas nas diferentes regiões do país.
Por outro lado, existe uma concentração de demanda em localidades industrializadas onde não se concentram as centrais geradoras. Estas características são imperativas para a implantação de um sistema de transmissão de longa distância.
Com o objetivo de ampliar a confiabilidade, otimizar os recursos energéticos e homogeneizar mercados foi criado o sistema interligado nacional (SIN), o qual é responsável por mais de 95% do fornecimento nacional. Sua operação é coordenada e controlada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Figura 1.4 – Integração eletro-energética no Brasil
Grande parte da região norte e uma parcela reduzida da região centro-oeste, além de algumas pequenas localidades esparsas pelo território brasileiro, ainda não fazem parte do sistema interligado, sendo o suprimento de energia elétrica efetuado, quando existente, por meio de pequenos sistemas elétricos isolados. Nesses casos, a produção de eletricidade normalmente se dá por meio de unidades geradoras de pequeno porte, utilizando freqüentemente motores a
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Diesel como equipamento motriz. Esses sistemas isolados, em algumas situações (como é o caso dos sistemas das cidades de Manaus, Boa Vista e Porto Velho), assumem proporções de relativa significância, com demandas superiores a 100MW, e são responsáveis pela predominância da geração termelétrica a diesel.
Para atender às políticas externa e energética, o Brasil está interligado aos países vizinhos como Venezuela (para fornecimento a Manaus e Boa Vista), Argentina, Uruguai, e Paraguai.
1.3. Representação
Os símbolos para representação dos vários equipamentos que compõem um SEP (os quais serão tratados nos capítulos seguintes) são apresentados na figura abaixo:
Figura 1.5 – Símbolos de Componentes Elétricos
Os SEP’s apresentam as seguintes características principais: • Normalmente são trifásicos;
• Apresentam um grande número de componentes (mostrados na figura anterior);
• Possuem transformadores que particionam o sistema em seções de diferentes níveis de tensão.
10 • Diagramas Unifilares;
• Diagramas Multifilares;
• Diagrama Equivalente por Fase. 1.3.1. Diagrama Unifilar
• Representa os principais componentes por símbolos e suas interconexões com a máxima simplificação e omissão do condutor neutro;
• Representa apenas uma fase do sistema;
• Representam sistemas monofási-cos ou trifásicos. Na Figura 1.3 é apresentado um
diagrama unifilar de um SEP. 1.3.2. Diagrama Multifilar
Os diagramas multifilares têm tantas fases quantas tiverem o circuito que estejam representando.
A figura ao lado ilustra um diagrama trifilar representando um circuito de saída de linha. Já a figura abaixo mostra uma linha de transmissão interligando subestações.
Figura 1.7 – Diagrama Trifilar de uma LT Interligando Subestações
1.3.3. Diagrama Equivalente Por Fase
Representa as grandezas normalizadas e, com isso: • Simplifica a análise numérica;
Figura 1.6 – Saída de um Circuito de uma Subestação de Sub-Transmissão
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• Elimina o efeito particionador dos transformadores; • Usado para mostrar os dados de impedância2
de geradores, linhas, transformadores, capacitores, cabos, etc.
Diagrama Unifilar de Sistema Elétrico de Potência
Figura 1.8 – Diagrama de Impedâncias Obtido a Partir do Diagrama Unifilar
1.3.4. Comparando os Diagramas
A Figura 1.9 mostra um SEP representado pelos três diagramas mostrados anteriormente.
Destes, o que mais nos interessa é o diagrama unifilar, o qual será bastante utilizado no Capítulo 3, para representar subestações.
O diagrama equivalente monofásico, mostrado na Figura 1.9 (c) trata-se, também, de um diagrama unifilar. Este também será bastante utilizado, em especial no Capítulo 4, para representar linhas de transmissão.
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As impedâncias são usadas para cálculos de queda de tensão, curto-circuito, carregamento de circuitos, etc.
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Geração 2.
Neste capítulo trataremos da geração de energia grandes blocos de elétrica, em especial do alternador e das diversas máquinas primárias que podem acioná-lo. Ainda, comentaremos um pouco sobre o conceito de co-geração.
Neste capítulo:
Alternador
Máquina Primária Cogeração
2.1. Alternador
A geração de energia elétrica em grandes blocos processa-se pela ação de geradores que, acionados mecanicamente por uma máquina primária, produzem, através de campos de indução eletromagnéticos, uma onda senoidal de tensão com freqüência fixa e amplitude definida pela classe de tensão do gerador.
Toda máquina que gera corrente alternada é chamada de alternador. Durante cinqüenta ou sessenta anos tem-se fabricado diferentes tipos de alternadores, com formas e tamanhos que foram se modificando dentro da linha evolutiva do progresso industrial.
Os alternadores são construídos com dois tipos de rotores: de pólos salientes e de pólos lisos (ou simplesmente cilíndricos). Os rotores de pólos salientes são, em geral, acionados por turbinas de baixa velocidade (entre 50 e 300 rpm). Já os rotores cilíndricos, por sua vez, são acionados por turbinas de alta velocidade (até 3.600 rpm).
Figura 2.1 – Rotor de Pólos Lisos Figura 2.2 – Rotor de Pólos Salientes
Os dois modelos são muito parecidos e possuem um induzido fixo e um indutor móvel. Dá-se também à parte fixa de uma máquina CA o nome de estator e à parte móvel o nome de rotor.
14 2.1.1. Gerador Síncrono Trifásico
O gerador síncrono trifásico representa a máquina mais comum de geração em um sistema de potência. A palavra síncrona significa que o campo girante no entreferro tem a mesma velocidade angular que a do rotor. A freqüência da tensão induzida é diretamente proporcional ao número de pólos e à velocidade de rotação do rotor, sendo determinada por:
120 N P f = ⋅ ,
onde f é a freqüência da tensão induzida, em [Hz], P é o número de pólos da máquina e N é a velocidade (síncrona) do rotor, em [rpm].
O circuito equivalente por fase de um gerador síncrono sob condição de estado permanente é mostrado na Figura 2.3. Em uma máquina síncrona, os enrolamentos de campo estão situados no rotor e os enrolamentos de armadura no estator.
A corrente nos enrolamentos de campo é contínua e produz um fluxo magnético constante por pólo. A rotação do rotor com relação ao estator causa a indução de tensão nos enrolamentos de armadura (Eg).
A Figura 2.4 mostra o esquema de funcionamento de um gerador elementar.
Os enrolamentos de armadura de um gerador trifásico podem ser associados em estrela ou triângulo. A ligação estrela (Figura 2.5) é utilizada na maioria dos geradores dos sistemas de energia elétrica. Geralmente, o neutro (N) é aterrado neste tipo de ligação, sendo este aterramento feito através de uma resistência ou reatância cuja finalidade é a de reduzir a corrente de curto-circuito.
Nas máquinas de pólos salientes, porque o rotor está diretamente ligado ao eixo da turbina e o valor de freqüência nominal é de 60 Hz, é necessário um grande número de pólos. Por isso, os rotores de baixa velocidade possuem um grande diâmetro para prover o espaço necessário aos pólos.
Figura 2.3 – Circuito Equivalente por Fase de um Gerador Síncrono
Figura 2.4 – Esquema de funcionamento de um gerador elementar (armadura fixa).
15 Os geradores síncronos de
alta rotação são mais eficientes que seus equivalentes de baixa rotação. Para gerar a freqüência desejada, o número de pólos não poderá ser inferior a dois e assim a velocidade máxima fica determinada: em 60 Hz é igual a 3.600 rpm. A alta velocidade de rotação produz uma alta força centrífuga, a qual impõe um limite superior ao diâmetro do rotor (em um rotor a 3.600 rpm, o limite elástico do aço impõe um diâmetro máximo de 1,2 m). Por outro lado, para construir um gerador de 1.000 a 1.500 MVA, o volume do rotor tem de ser grande. Para isso os rotores de alta potência e alta velocidade são bastante longos.
A potência aparente de uma máquina síncrona é expressa por: F FN I U m S = ⋅ ⋅ , onde m = Número de Fases
UFN = Tensão de Fase (Fase-Neutro)
IF = Corrente de Fase
A tabela abaixo apresenta os dados dos geradores da usina Xingó, pertencente à CHESF.
Tabela 2.1. Dados dos Geradores da Usina Xingó.
Tipo Síncrono Vertical Velocidade Nominal 109,1 rpm
Quantidade 6 Freqüência 60 Hz
Fabricante Siemens Numero de Pólos 66
Potência de cada unidade 527.000 kW Tensão Fase-Fase 18.000 V Corrente Nominal 16.679 A Classe de isolamento do
rotor e estator F Fator de Potência 0,95
2.2. Máquina Primária
A máquina primária é o dispositivo que faz a transformação de qualquer tipo de energia em energia cinética de rotação para ser aproveitada pelo gerador. As principais máquinas primárias utilizadas hoje são: motor Diesel, turbinas hidráulicas, turbina a vapor, turbinas a gás e eólicas.
Eg-A Eg-C Eg-B IA IB IC Rs Xs Rs Rs Xs Xs N
16 2.2.1. Turbinas Hidráulicas
Toda eletricidade é proveniente de uma fonte de energia encontrada na natureza, como os combustíveis fósseis, os ventos, entre outros. Nas hidrelétricas este princípio não é diferente. A fonte de energia é a energia potencial de um volume de água, em função da diferença de altitude entre o montante (antes da turbina) e a juzante (depois da turbina).
A turbina hidráulica é uma máquina com a finalidade de transformar a energia cinética do escoamento contínuo da água que a atravessa em trabalho mecânico. Para isso elas são equipadas com uma série de pás (ou conchas, no caso das turbinas Pelton). Quando a água atravessa essas pás, as turbinas giram com uma grande força. A força com que gira essa turbina depende inicialmente da altura da queda de água, que corresponde, aproximadamente, à diferença de altitude entre a adução e a entrada da turbina.
Existem várias formas de conseguir um desnível aproveitável:
• Por represamento, onde uma barragem acumula as águas dos rios em alturas necessárias para obtenção dessa energia. Neste caso as casas de máquinas são localizadas nos pés das barragens.
• Por desvio, onde uma parte do rio é desviada de seu curso normal para aproveitar-se um desnível de terreno.
• Por derivação, onde parte da água de um rio é desviada e jogada em outro rio aproveitando-se o desnível entre os dois rios. Nestes últimos, as casas de máquinas são localizadas o mais próximo possível da jusante dos desníveis.
Basicamente existem 2 tipos de turbinas hidráulicas: as turbinas de reação ou propulsão, e turbinas de ação ou impulso.
• Turbinas de Reação (ou propulsão): são turbinas em que o trabalho mecânico é obtido pela transformação das energias cinéticas e de pressão da água em escoamento através do rotor. As turbinas de reação são as do tipo Francis e Kaplan.
• Turbinas de Ação (ou impulso): Aquela em que o trabalho mecânico é obtido pela obtenção da energia cinética da água em escoamento através do rotor. As turbinas de ação são as do tipo Pelton.
Cada um destes tipos é adaptado para funcionar em usinas com faixa de altura de queda e vazão determinadas. As vazões volumétricas podem ser igualmente grandes em qualquer uma delas, mas a potência será proporcional ao produto da queda (H) e da vazão volumétrica (Q).
Em todos os tipos há alguns princípios de funcionamento comuns. A água entra pela tomada de água, a montante da usina hidrelétrica que está num nível mais elevado, e é levada através de um conduto forçado até a entrada da
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turbina. Lá a água passa por um sistema de palhetas guias móveis, que controlam a vazão volumétrica fornecida à turbina. Para se aumentar a potência, as palhetas se abrem, para diminuir, elas se fecham. Após passar por este mecanismo a água chega ao rotor da turbina. Nas turbinas Pelton, não há um sistema de palhetas móveis, e sim um bocal com uma agulha móvel, semelhante a uma válvula. O controle da vazão é feito por este dispositivo.
Figura 2.6 – Exemplos de Turbinas em Barragens
Parte da energia potencial da água é transferida para o rotor na forma de conjugado e velocidade de rotação. Devido a isto a água na saída da turbina estará a uma pressão bem menor do que a inicial.
Após passar pelo rotor, um duto chamado tubo de sucção conduz a água até a parte de jusante da casa de força, no nível mais baixo. As turbinas Pelton, têm um princípio um pouco diferente (impulsão), pois a pressão primeiro é transformada em energia cinética, em um bocal, onde o fluxo de água é acelerado até uma alta velocidade, e em seguida choca-se com as pás da turbina imprimindo-lhe rotação e conjugado.
2.2.1.1. Potência de uma Turbina Hidráulica
A potência de uma turbina pode ser calculada pela seguinte expressão: η
ρ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
= Q H g
P ,
onde ρ é a densidade da água (que em condições normais de temperatura e pressão é igual a 1.000 kg/m3), Q é a vazão (em m3/s), H a altura (em m), g é a aceleração da gravidade (aproximadamente 10 m/s2) e η é a eficiência total da turbina. A eficiência é a fração da energia total da fonte de energia primária (no
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caso a água) que é convertida em energia útil (no caso potência de eixo). As principais causas da "perda" de energia nas turbinas são:
• Perdas hidráulicas: a água tem que deixar a turbina com alguma velocidade, e esta quantidade de energia cinética não pode ser aproveitada pela turbina.
• Perdas mecânicas: são originadas por atrito nas partes móveis da turbina e calor perdido pelo aquecimento dos mancais.
Tipicamente turbinas modernas têm uma eficiência entre 85% e 95%, que varia conforme a vazão de água e a queda líquida.
2.2.1.2. Potencial Hidrelétrico Brasileiro
Estima-se que o Brasil tenha um potencial de geração de energia hidrelétrica da ordem de 200.000 MW, capaz de fornecer 1 milhão de GWh de eletricidade anualmente, dos quais somente 25% estão sendo utilizados.
A capacidade nominal instalada de geração de energia elétrica no Brasil é de 110.993 MW, dos quais 69,84% (77.523 MW) são derivados de hidrelétricas. Em 1996 o sistema teve energia disponível da ordem de 311.379 GWh para um consumo de 260.908 GWh, empregava 157.063 trabalhadores e tinha aproximadamente 39,8 milhões de consumidores.
O Brasil, juntamente com o Paraguai, possui uma das maiores usinas hidrelétricas do mundo, a Itaipú Binacional, com capacidade instalada de 12.600 MW, localizada no rio Paraná, fronteira dos dois países.
2.2.1.3. Turbina Pelton
São adequadas para operar entre quedas de 350 m até 1.100 m, sendo comuns em países montanhosos. A Usina Hidrelétrica Governador Pedro Viriato Parigot de Souza, no Paraná, utiliza turbinas Pelton.
Este modelo de turbina opera com velocidades de rotação maiores que os outros, e tem o rotor de característica bastante distinta. Os jatos de água ao se chocarem com as "conchas" do rotor geram o impulso.
O número normal de bocais varia de dois a seis, igualmente espaçados angularmente para garantir balanceamento dinâmico do rotor. Dependendo da potência que se queira gerar todos podem ser acionados simultaneamente.
Um dos maiores problemas destas turbinas, devido à alta velocidade com que a água se choca com o rotor, é a erosão provocada pelo efeito abrasivo da areia misturada com a água, comum em rios de montanhas. As turbinas Pelton, devido à possibilidade de acionamento independente nos diferentes bocais, tem uma curva geral de eficiência plana, que lhe garante boa performance em diversas condições de operação.
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Figura 2.7 – Corte transversal em uma turbina Pelton de dois injetores, eixo horizontal e coroa em uma única peça. 1- rotor, 2- pá, 3- coroa de pás, 4- tampa, 5- desviador frontal, 6- poço, 7- blindagem, 8- canal de fuga, 9-eixo de turbina, 10- injetor, 11- freio de jato, 12- agulha, 13-
cruzeta Pelton, 14- defletor.
Figura 2.8 – Corte longitudinal em uma turbina tipo Francis, eixo vertical.
1- rotor, 2- pá, 3- labirinto interno, 4- labirinto externo, 5- orifícios de equilíbrio de pressão, 6- tubo de equilíbrio de pressão, 7- palheta diretriz, 8- tampa, 9- caixa espiral, 10- palheta fixa, 11-
20 2.2.1.4. Turbina Francis
São adequadas para operar entre quedas de 40 m até 400 m. As Usinas hidrelétricas de Itaipu, Tucuruí, Furnas e outras no Brasil funcionam com turbinas tipo Francis com cerca de 100 m de queda d' água.
2.2.1.5. Turbina Kaplan
São adequadas para operar até 60 m de queda. A única diferença entre as turbinas Kaplan e a Francis é o rotor. Este se assemelha a um propulsor de navio (similar a uma hélice). Um servomotor montado normalmente dentro do cubo do rotor é responsável pela variação do ângulo de inclinação das pás.
O acionamento das pás é conjugado ao das palhetas do distribuidor, de modo que para uma determinada abertura do distribuidor, corresponde um determinado valor de inclinação das pás do rotor.
As Kaplans também apresentam uma curva de rendimento "plana" garantindo bom rendimento em uma ampla faixa de operação. A usina hidroelétrica de Três Marias funciona com turbina Kaplan.
Figura 2.9 – Corte longitudinal em uma turbina tipo hélice, Kaplan, de eixo vertical. 1- rotor, 2- pá, 3- palheta diretriz, 4- tampa intermediaria, 5- tampa externa, 6- tampa interna, 7-
anel periférico, 8- caixa, 9- palheta fixa, 10- tubo de sucção, 11- eixo, 12- flange de acoplamento.
2.2.2. Motor Diesel
O motor Diesel é uma maquina térmica, ou seja, transforma energia térmica em energia mecânica através do mesmo principio de funcionamento dos motores a explosão, como os conhecidos motores de automóveis. Esses
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motores são chamados de máquinas térmicas a pistão ou motores de combustão interna. Seu objetivo é a obtenção de trabalho através da liberação da energia química do combustível.
A Figura 2.10 mostra um grupo gerador onde um motor Diesel é a máquina térmica motora que está acoplada a um alternador. Observa-se que o motor Diesel fornece na árvore um trabalho em uma unidade de tempo (potência), entregando ao meio externo, através de seus sistemas de refrigeração e nos produtos de combustão, calor.
Figura 2.10 – Grupo gerador com motor Diesel. 1- Máquina térmica motora, motor Diesel. 2- Máquina elétrica geradora. 3- Árvore, através da qual o motor Diesel fornece a potência para o
gerador. 4- Saída dos produtos da combustão. 5 - Entrada ou saída do fluido refrigerante.
2.2.2.1. Motores a Pistão de Combustão Interna
Os motores a pistão de combustão interna podem ser classificados de várias maneiras, entre as quais:
• Quanto às propriedades do gás na fase de compressão: motores Otto e Diesel;
• Quanto ao ciclo de trabalho: Motores de 2 e 4 tempos. Nos motores de 2 tempos ocorre um processo de trabalho a cada giro da árvore, e no motor 4 tempos são necessários 2 giros para completar um ciclo do processo;
• Quanto ao movimento do pistão: rotativos ou alternativos; • Quanto ao número de cilindros: 1, 2, 4, 6, 8 ou 12 cilindros.
• Quanto à disposição dos cilindros: com cilindros em linha, V, L, H, W, em estrela e com cilindros opostos.
22 Os motores a pistão de combustão interna mais utilizados em grupos geradores são os motores Diesel. Diferentemente dos motores Otto, em que a mistura combustível e comburente é preparada fora do motor pelo carburador e injetada no cilindro, nos motores Diesel o ar é admitido no cilindro, comprimido, e o combustível é injetado na massa de ar, comprimido através de um circuito independente ocasionando assim a inflamação espontânea.
O ciclo de funcionamento de um motor Diesel é a 4 tempos (1o tempo: admissão; 2o tempo: compressão; 3o tempo: injeção, combustão e expansão; e 4o tempo: escape), onde a combustão ocorre com pequena variação de pressão a volume constante sendo sua maior parte desenvolvida a pressão constante. Tal fato é uma característica única nos motores a Diesel.
No caso do motor Diesel, a regulação de velocidade é feita a partir da injeção de combustível no motor, tal como é feita nos motores Diesel convencionais. Esta regulação de velocidade é fundamental para que a freqüência do grupo gerador seja constante, em 60 ou 50 Hz dependendo do sistema, independentemente da variação da carga.
As centrais Diesel, apesar de sua limitação de potência, ruído e vibração, constituem um tipo de central muito utilizado até potências de 40 MW. Isto porque são bastante compactas, entram em carga em um tempo muito pequeno, são de fácil operação e apresentam um plano de manutenção de fácil execução, entre outros motivos.
2.2.3. Turbinas a Vapor
As máquinas a vapor foram as primeiras a produzirem energia mecânica aproveitável para processos industriais. Por isto, essas máquinas foram fundamentais para o acontecimento da revolução industrial. Com o aparecimento da eletricidade, as máquinas a vapor se tornaram peças fundamentais para a geração de energia elétrica, uma vez que já existia o domínio dessa tecnologia.
As instalações de potência com turbinas a vapor podem visar apenas à obtenção de energia elétrica ou mecânica ou simultaneamente elétrica ou mecânica e vapor para o processo. Essas centrais podem trabalhar em circuito aberto ou fechado, sendo o circuito aberto muito utilizado quando se pretende utilizar calor para o processo.
Figura 2.11 – Corte no cabeçote de um motor de combustão interna.
PM1- Ponto morto superior. PM2- Ponto morto inferior. 1- Cilindro. 2- Pistão ou êmbolo.
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De acordo com o combustível utilizado para a geração de vapor, as termelétricas podem ser classificadas em dois tipo: Clássicas e Nucleares. 2.2.3.1. Termelétricas Clássicas
Nas usinas termelétricas clássicas, o aquecimento da água é feito através da queima de algum combustível, que, de um modo geral, é qualquer corpo cuja combinação química com outro seja exotérmica. Devido a condições de preço, existência na natureza ou processo de fabricação em grande quantidade, o número de combustíveis usados, tecnicamente, torna-se limitado.
Tendo em vista seu estado físico, os combustíveis podem ser classificados em sólidos, líquidos ou gasosos. Os combustíveis sólidos são formados de C, H2, O2, S, H2O e cinzas. Sendo combustíveis apenas os 4 primeiros elementos. Entre os combustíveis sólidos há os minerais como turfas linhitos e carvão, e os não-minerais como lenha, serragem, bagaço de cana, de pinho etc.
Os combustíveis líquidos também podem ser minerais ou não-minerais. Os minerais são obtidos pela refinação do petróleo, destilação do xisto betuminoso ou hidrogenação do carvão. Os mais usados são a gasolina, o óleo diesel e o óleo combustível. Os combustíveis líquidos não-minerais são os alcoóis e os óleos vegetais, como o biodisel.
Os combustíveis gasosos são divididos em naturais e artificiais. Entre os naturais destacam-se o gás dos pântanos CH4 e os gases de petróleo. Entre os artificiais temos o gasogênio, gás de alto-forno e gás de esgoto.
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A Figura 2.12 mostra o esquema de uma usina termelétrica clássica, sendo que os seus elementos básicos: caldeira (1), turbina (3), condensador (7) e bomba do circuito de refrigeração (8) e torre de refrigeração (11).
A combustão ocorre na caldeira (1), dentro da câmara de combustão, onde são injetados o combustível (2) e o comburente (ar). Após a combustão são retirados como produto do processo, através do equipamento de redução de emissões (9) e da chaminé (10), gases e cinzas constituídos de produtos não queimados. A energia térmica liberada aquece a água na caldeira até evaporar. Uma vez na tubulação, o vapor é conduzido à turbina (3), fazendo-a girar juntamente com o alternador (4). Ao passar pela turbina o vapor perde pressão e vai para o condensador (7) onde volta ao estado líquido e é bombeado de volta para a caldeira.
A turbina é a máquina que transforma a energia da pressão do vapor em energia cinética de rotação e, através de um eixo de acoplamento, transmite essa energia para o gerador.
A transformação do vapor em água novamente é feita com o auxílio de um circuito de água de refrigeração, o chamado condensador. Essa água pode provir de um rio, lago ou mar, dependendo da localização da usina. Ressalta-se que essa água de refrigeração não tem contato direto com o vapor, e somente circula no interior dos tubos do condensador.
Caso a instalação esteja à beira-mar ou próxima de um rio, a preferência é pelo condensador a água, com passagem única. Se isto não for possível, podem-se utilizar torres de resfriamento ou mesmo, caso não haja água disponível, radiadores resfriados a ar. Neste último caso, os investimentos tendem a crescer e a eficiência térmica da planta fica reduzida.
2.2.3.2. Termonucleares
As usinas termonucleares funcionam utilizando o mesmo princípio de funcionamento das usinas térmicas clássicas, ou seja, as máquinas que entregam energia para o gerador são as turbinas a vapor. O que torna essas usinas especiais é o combustível utilizado. Ao invés de uma reação química de combustão, o que acontece é uma liberação de energia a nível atômico.
A fissão nuclear é a reação na qual um núcleo pesado (normalmente urânio), quando bombardeado por nêutrons, divide-se em dois núcleos, um com aproximadamente metade da massa do outro. Esta reação libera uma grande quantidade de energia e emite dois ou três nêutrons. Estes por sua vez podem causar outras fissões interagindo com outros núcleos que vão emitir novos nêutrons, e assim por diante, proporcionando uma liberação de energia em progressão geométrica. Este efeito é conhecido como reação em cadeia. Em uma fração de segundos o numero de núcleos que foram divididos liberam 106 vezes mais energia do que a obtida na explosão de um bloco de dinamite de mesma massa. Em vista da velocidade com que a reação nuclear ocorre, a energia é liberada muito mais rapidamente do que em uma reação química. Este é o princípio no qual a bomba nuclear é baseada.
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Figura 2.13 – Esquema de uma Usina Termonuclear
Se, por outro lado, apenas um desses nêutrons liberados produz uma fissão, o numero de fissões por segundo passa a ser constante e a reação é controlada. Este é o principio de operação dos reatores nucleares, os quais são fontes controláveis de energia proveniente de fissões nucleares.
A maioria dos reatores usa como combustível o urânio enriquecido, em que a porcentagem de U-235 é elevada de 1 para 3%1. O urânio, normalmente em forma de óxido, encontra-se acondicionado no interior de longas hastes. Estas são arranjadas paralelamente, formando elementos cilíndricos. Inicia-se a reação em cadeia bombardeando com nêutrons esses elementos de combustível. Ao se fissionarem, os núcleos de U-235 liberam nêutrons animados de alta energia para que estes possam ser usados na fissão de novos núcleos. Sua velocidade de deslocamento precisa ser reduzida.
Nesse momento, entra em cena um moderador, substância que envolve os elementos de combustível no núcleo do reator. Os moderadores mais comuns são a água pesada e o grafite. Há dois tipos básicos de reatores nucleares modernos. O primeiro deles emprega grafite como moderador e um gás no circuito de refrigeração. O segundo utiliza água pesada como moderador e água comum pressurizada como refrigerante. A água é mantida sob uma
1
O elemento natural mais pesado que se encontra na Natureza é o urânio . A maior parte dele constitui-se de átomos estáveis, dotados de 92 prótons e 146 nêutrons. A soma dessas quantidades determina o número atômico 238. Aproximadamente 1% do urânio, porém, é constituído de átomos com apenas 143 nêutrons, o que resulta no número atômico 235: estes são instáveis.
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pressão tão alta que, mesmo em temperaturas na faixa de 300 graus centígrados, mantém seu estado liquido.
Em ambos os tipos de reator, o fluido refrigerante passa através de um trocador de calor que contém água comum, que se transforma em vapor. Este vapor é usado para mover uma turbina, que por sua vez gera eletricidade.
Regula-se a taxa com que se dá a reação em cadeia por meio de hastes de controle, que podem ser introduzidas entre tubos de combustível. As hastes são feitas de materiais capazes de absorver nêutrons: quanto mais nêutrons forem absorvidos, menos núcleos experimentam a fissão e menor a energia produzida. O calor gerado na reação nuclear é absorvido no circuito de refrigeração. Na ausência deste, o núcleo do reator aqueceria de tal forma que acabaria por derreter.
Em muitos países a utilização da energia nuclear é tão grande que ultrapassa 60% de toda a energia gerada. A Tabela 2.2 mostra o quanto alguns países produzem de energia nuclear em relação ao total de energia gerada.
Tabela 2.2 – Percentual de Eletricidade de Origem Nuclear
País Eletricidade de Origem Nuclear
França 70% Bélgica 67% Suécia 50% Suíça 39% Alemanha 30% Espanha 29% Japão 25% 2.2.4. Turbinas a Gás de Combustão
As primeiras turbinas a gás de combustão foram idealizadas a mais de 150 anos. No entanto, o desenvolvimento e a implementação dessa tecnologia foi dificultada por uma série de motivos. Destacamos entre eles:
• A máquina a vapor era o grande avanço da engenharia na época, e todo o desenvolvimento industrial estava fundamentado neste tipo de máquina. Portanto, para que houvesse concorrência, um novo tipo de máquina teria que possuir rendimento muito alto, o que só era possível a temperaturas próximas de 500oC. Essas temperaturas só foram alcançadas nos últimos 50 anos, com o avanço da metalurgia, que passou a fornecer materiais que suportassem esses níveis de temperatura por longos períodos de tempo;
• Em função do número excessivo de estágios do turbocompressor, a potência para instalações estacionárias era limitada. Apesar dos avanços consideráveis na resolução deste problema, ele ainda ocupa a cabeça de muitos engenheiros encarregados de desenvolver esta tecnologia;
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• Baixo rendimento dos compressores, problema que só foi resolvido nas últimas décadas através do desenvolvimento da mecânica dos fluidos, das técnicas construtivas, da teoria dos modelos e dos respectivos ensaios, que permitiram a fabricação de turbocompressores com rendimentos superiores a 85%.
Não há duvidas que os grandes avanços tecnológicos que viabilizaram o desenvolvimento das turbinas a gás de combustão é mérito da indústria aeronáutica que, necessitando aumentar a velocidade dos aviões, abandona os motores a pistão e se dedicam ao desenvolvimento de motores a reação. Desta forma, surgiram as primeiras turboélices e turbojatos na 2a Guerra Mundial. 2.2.4.1. Princípio de Funcionamento
As turbinas a gás de combustão têm sua tecnologia em grande parte proveniente dos jatos desenvolvidos para as aeronaves militares e civis, onde o combustível é o querosene. Nas termelétricas, o combustível mais utilizado é o gás natural, embora seja quase sempre dada a possibilidade de operar com um segundo combustível, como o óleo diesel, por exemplo, para evitar interrupções no caso de problemas no suprimento do gás2.
As turbinas a gás são ótimas máquinas para a produção de energia elétrica, principalmente ao ser utilizado o gás natural ao invés de combustíveis líquidos. Quando se utiliza o gás natural como combustível, as emissões de poluentes, tais como NOX, SO2 e CO, são muito baixas.
Figura 2.14 – Grupo Gerador a Gás de Combustão com Turbina em Circuito Aberto
Podemos distinguir três componentes principais em uma turbina a gás de combustão: o compressor, a câmara de combustão (CC) e a turbina propriamente dita, sendo que esta última é a fonte de acionamento mecânico tanto do compressor como do gerador elétrico.
2
Note que a turbina a gás de combustão não usa, necessariamente, o gás como combustível. A combustão é feita com qualquer produto combustível com a intenção de fornecer energia térmica ao sistema.
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Durante a partida, a turbina necessita de um sistema de arranque para pôr o compressor em funcionamento. Assim que este alcança uma dada velocidade, o ar atmosférico é aspirado, comprimido e conduzido à câmara de combustão, onde é misturado ao combustível (líquido ou gasoso).
A energia resultante da combustão libera gases quentes que se expandem através da turbina, produzindo energia mecânica. Desprezando as perdas, uma parte desta energia mecânica é utilizada para o acionamento do compressor, sendo a outra parte empregada no acionamento de um gerador síncrono trifásico.
A estabilidade da combustão, bem como a temperatura na seção da turbina, é mantida através do controle da relação ar/combustível. O ar atmosférico captado pelo compressor é comprimido (pressão aproximada de 13 bar e temperatura aproximada de 375 °C) e direcionado para a câmara de combustão. Após, a temperatura se eleva para 1.250 °C, aproximadamente, devido à queima do gás. Em seguida a mistura é direcionada para o acionamento da turbina, onde a pressão é reduzida à pressão atmosférica e a temperatura para aproximadamente 550 °C (gases de exaustão da turbina).
De uma forma bem geral podemos classificar as instalações de turbinas a gás de combustão em dois grandes grupos: em circuito aberto e fechado.
2.2.4.2. Instalações em Circuito Aberto
A Figura 2.14 mostra um grupo gerador a gás de combustão com turbina em circuito aberto. Neste tipo de arranjo a eficiência térmica é baixa, da ordem de 34%. Ou seja, cerca de 66% do calor gerado pela queima do combustível é perdido nos gases de exaustão. Poderia se elevar esta eficiência térmica através da elevação de temperaturas e pressões de entrada, porém isto elevaria demasiadamente o custo de construção e manutenção dos equipamentos do processo, inviabilizando o projeto.
2.2.4.3. Instalações em Ciclo Combinado
Os gases de escape de uma turbina a gás de combustão contêm uma enorme energia térmica. Esta energia é recuperada numa caldeira de recuperação de calor (HRSG3) para a produção de vapor que, por sua vez, pode ser expandido numa turbina a vapor. A esta configuração denomina-se geração em ciclo combinado, ou circuito fechado.
Usando um HRSG, a eficiência térmica eleva-se substancialmente, pois o vapor produzido aciona uma turbina, sem necessidade de queima de combustível adicional. Um sistema de ciclo combinado requer menos combustível para produzir a mesma potência elétrica que seria produzida em dois sistemas simples separados. Com turbinas modernas, o rendimento de uma instalação em ciclo combinado é superior a 50%.
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Figura 2.15 – Central Térmica a Gás de Combustão em Ciclo Combinado.
A temperatura máxima que pode ser obtida no vapor depende da temperatura dos gases de exaustão da turbina a gás, que é da ordem de 550 °C. A quantidade de vapor produzido é suficiente para acionar uma turbina a vapor capaz de gerar a metade da energia elétrica da turbina a gás correspondente. Em conseqüência, um dos arranjos clássicos de uma usina de ciclo combinado é composto por duas turbinas a gás e uma a vapor, todas da mesma capacidade (por exemplo, 150 MW em cada turbina a gás e 150 MW na turbina a vapor).
A função desta turbina a vapor é gerar energia elétrica adicional a partir do vapor produzido no HRSG e seu funcionamento não difere das turbinas usadas em termelétricas convencionais a vapor. O vapor saído da turbina é condensado e volta a ser usado como água de alimentação do HRSG.
2.2.5. Turbinas Eólicas
A energia eólica é a energia que provém do vento e tem sido aproveitada desde a antiguidade para mover os barcos impulsionados por velas ou para fazer funcionar a engrenagem de moinhos, ao mover as suas pás. Nos moinhos de vento a energia eólica era transformada em energia mecânica, utilizada na moagem de grãos ou para bombear água para drenagem de canais, sobretudo nos Países Baixos (Holanda). Na atualidade utiliza-se a energia eólica para mover aerogeradores.
Um aerogerador é um gerador elétrico integrado ao eixo de um “cata-vento” cuja missão é converter energia eólica em energia elétrica. Este tipo de geração tem se popularizado rapidamente devido ao fato de a energia eólica ser um tipo de energia renovável, diferente da queima de combustíveis fósseis. É também considerada uma "energia limpa" (que respeita ao meio ambiente), já que não produz resíduos poluentes nem a destruição de recursos naturais.
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No entanto, a quantidade de energia produzida por este meio é ainda uma mínima parte da que se consome pelos países desenvolvidos. Na Dinamarca, esta representa 23% da produção, 6% na Alemanha e cerca de 8% em Portugal e na Espanha (dados de setembro de 2007).
O uso de aerogeradores acarreta alguns problemas:
• Nas proximidades dos parques eólicos é detectada poluição sonora, devido ao ruído produzido. Há também quem considere que sua silhueta afeta a paisagem. Tem sido estudada, recentemente, a hipótese da construção de parques eólicos sobre plataformas ancoradas no mar, não muito longe da costa, mas situadas de tal forma que não incidam de forma excessiva sobre a paisagem;
• Os lugares mais apropriados para sua instalação coincidem com as rotas das aves migratórias, fazendo com que centenas de pássaros possam vir a morrer ao se chocarem contra as suas hélices;
• Os aerogeradores não podem ser instalados de forma rentável em qualquer área, já que requerem um tipo de vento constante, mas não excessivamente forte.
2.2.5.1. Tipos de Sistemas Eólicos
• Sistemas isolados: São todos os sistemas que se encontram privados de energia elétrica proveniente da rede pública. Para tal, armazenam energia em baterias estacionárias que mantém o fornecimento nas temporadas em que não se verifique vento, evitando que a energia elétrica falhe quando o aerogerador pára.
• Sistemas híbridos: São todos os sistemas que produzem energia elétrica em simultâneo com outra fonte de energia, que pode ser de origem fotovoltaica, de motores a diesel/biodiesel, ou qualquer outra fonte. Nestes sistemas temos o mesmo funcionamento que nos sistemas isolados, a única alteração é que o carregamento das baterias estacionárias é feito por mais do que um gerador.
• Sistemas de injeção na rede: São todos os sistemas que inserem a energia que produzem na rede elétrica pública.
2.2.5.2. Tipos de Turbinas Eólicas
Os aerogeradores costumam ser classificados pela posição do eixo do seu rotor que pode ser vertical ou horizontal.
EIXO HORIZONTAL
Esta disposição necessita de mecanismo que permita o posicionamento do eixo do rotor em relação à direção do vento, principalmente onde este
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apresente muita variação de direção. Os principais modelos diferem quanto às características que definem o uso mais indicado, sendo eles:
• Rotor multipás: atualmente representa a maioria das instalações eólicas, tendo sua maior aplicação no bombeamento de água. Suas características tornam seu uso mais próprio para aeromotores, pois dispõe de uma boa relação conjugado de partida/área de varredura do rotor, mesmo para ventos fracos. Em contrapartida, seu melhor rendimento encontra-se nas baixas velocidades, limitando a potência máxima extraída por área do rotor, tornando este tipo pouco indicado para geração de energia elétrica.
• Rotor de três ou duas pás: é praticamente o padrão de rotores utilizados nos aerogeradores modernos. Isto se deve ao fato da grande relação de potência extraída por área de varredura do rotor, muito superior ao rotor multipás (embora isto só ocorra em velocidades de vento superiores), pois além do seu rendimento máximo ser o melhor entre todos os tipos, situa-se em velocidades mais altas. Entretanto, apresentam baixos valores de conjugado de partida, e de rendimento para velocidades baixas, características que são aceitáveis em sistemas de geração de eletricidade.
Figura 2.16 – Rotor Multipás
Figura 2.17 – Visão Geral de uma Turbina Eólica com Três Pás
Figura 2.18 – Rotor Savonius
EIXO VERTICAL
A principal vantagem das turbinas de eixo vertical é não necessitar de mecanismo de direcionamento, sendo bastante evidenciada nos aeromotores, por simplificar bastante os mecanismos de transmissão de potência.
Como desvantagens apresentam o fato de suas pás, devido ao movimento de rotação, terem constantemente alterados os ângulos de ataque e de deslocamento em relação à direção dos ventos, gerando forças resultantes
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alternadas, o que além de limitar o seu rendimento, causa vibrações acentuadas em toda sua estrutura.
• Rotor Savonius: Apresenta sua curva de rendimento em relação à velocidade próxima à do rotor de multipás de eixo horizontal, sendo, por isso, mais indicado para aeromotores, em especial para pequenos sistemas de bombeamento de água.
• Rotor Darrieus: Por ter curva de rendimento característica próxima à dos rotores de três pás de eixo vertical são mais compatíveis com o uso em aerogeradores. Necessita de sistemas de limitação e controle de potência, de forma a ampliar a faixa de utilização em relação à velocidade dos ventos, dado ser muito susceptível a danos provocados por ventos muito fortes. Desta forma, o Darrieus fica em plena desvantagem em relação ao rotor de eixo horizontal, sendo seu uso pouco notado.
2.2.5.3. Potencial Eólico do Brasil
A avaliação precisa do potencial de vento em uma região é o primeiro e fundamental passo para o aproveitamento do recurso eólico como fonte de energia. Para tal, faz-se necessária a coleta de dados de vento com precisão e qualidade.
A análise dos dados de vento de vários locais no Nordeste confirma as características dos ventos comerciais (trade-winds) existentes na região: velocidades médias de vento altas, pouca variação nas direções do vento e pouca turbulência durante todo o ano. Além disso foram observados fatores de forma de Weibull (da distribuição estatística de Weibull), k, maiores que 3 – valores considerados muito altos quando comparados com os ventos registrados na Europa e Estados Unidos.
Dada a importância da caracterização dos recursos eólicos da região Nordeste, o Centro Brasileiro de Energia Eólica, com o apoio da Agência Nacional de Energia Elétrica e do Ministério de Ciência e Tecnologia lançou, em 1998, a primeira versão do Atlas Eólico do Nordeste do Brasil. Um mapa de ventos preliminar do Brasil gerado a partir de simulações computacionais com
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modelos atmosféricos é mostrado na Figura 2.20. Com isso, o CBEE estima que o potencial eólico existente no Nordeste seja de 6 GW.
Figura 2.20 – Mapa de Ventos do Brasil
2.2.5.4. Turbinas Eólicas de Três Pás
Para “captar” a energia cinética do vento e transferir para a flange do rotor transformando em energia cinética de rotação, as pás do rotor são desenhadas conforme as asas de um avião. Ou seja, o
desenho aerodinâmico cria regiões de diferentes pressões em torno das pás fazendo com que elas se movam. Em uma turbina de 600 kW moderna, as pás do rotor medem cerca de 20 metros.
O corpo da turbina eólica faz o encapsulamento dos componentes principais, incluindo o redutor e o gerador elétrico. O pessoal da manutenção pode entrar no corpo a partir da torre da turbina quando houver necessidade. Em uma das extremidades do corpo fica o rotor, isto é, as pás interligadas pela flange, na outra o namômetro e o “cata-vento”.
À flange do rotor está ligado um eixo de baixa rotação que é acoplada a um ampliador. Uma turbina de 600 kW possui uma rotação relativamente baixa, cerca de 19 a 30 rpm. No eixo de baixa rotação estão localizadas bombas para o sistema hidráulico que opera o freio aerodinâmico.
Figura 2.21 – Princípio de Funcionamento de uma Asa de Avião
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Figura 2.22 – Corpo da Turbina
O ampliador é um dispositivo mecânico que transmite potência através de dois eixos girando em velocidades diferentes. Em uma turbina de 600 kW, por exemplo, o ampliador transmite uma potência recebida da turbina através do eixo de baixa rotação a uma velocidade de 19 a 30 rpm para um gerador através do eixo de alta rotação a uma velocidade de aproximadamente 1.500 rpm, isto é, 50 vezes mais rápido. Por causa das perdas em função do atrito mecânico das engrenagens, a temperatura do ampliador aumenta e um sistema de refrigeração a óleo é responsável pela manutenção da temperatura dentro de faixas aceitáveis.
O eixo de alta rotação interliga o ampliador e o gerador. Ele esta equipado com um freio a disco mecânico de emergência que é usado no caso do freio aerodinâmico falhar ou quando a turbina está em manutenção.
O gerador usado nas turbinas eólicas é um gerador de indução ou gerador assíncrono, que utiliza o mesmo princípio de funcionamento do motor assíncrono. Esta característica torna os geradores de turbinas eólicas mais baratos e com um menor custo de manutenção. No entanto, isso só é possível porque a potência máxima das turbinas eólicas fica compreendida em uma faixa que vai de 500 a 1.500 kW.
O controlador eletrônico é um computador que monitora continuamente as condições do vento na turbina e controla o mecanismo de direcionamento da turbina, que tem a função de manter a turbina sempre perpendicular à incidência do vento. No caso de algum defeito, como o sobreaquecimento do gerador ou do ampliador, o controlador comanda a parada da turbina e avisa o computador do operador via linha telefônica através de um modem.
O mecanismo de direcionamento utiliza um motor elétrico para virar o corpo da turbina, posicionando-o totalmente contra o vento. Ele é operado por um controlador eletrônico que monitora a direção do vento utilizando o cata-vento.
O sistema hidráulico é utilizado para operar o freio aerodinâmico da turbina. Mudando-se o ângulo de ataque das pás, pode-se variar a velocidade da turbina. Desta forma o controlador atua no sistema hidráulico com o objetivo de manter a velocidade da turbina constante.
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A unidade de refrigeração é responsável por manter a temperatura do gerador e do ampliador dentro de uma faixa aceitável para que não se diminua a vida útil destes equipamentos. Por isso o sistema de refrigeração possui um ventilador elétrico independente que tem a função de resfriar o gerador, bem como o óleo que é utilizado pelo ampliador.
O papel da torre da turbina eólica é sustentar o corpo e o rotor da turbina. Geralmente é uma vantagem a utilização de torres altas uma vez que a velocidade do vento cresce conforme a distância do solo. Uma turbina de 600 kW, hoje, fica suspensa a uma altura que varia entre 40 e 60 metros. As torres podem ser tubulares ou em treliça. Torres tubulares são mais seguras para as pessoas que trabalham na manutenção, uma vez que é utilizado o interior da torre para se alcançar o topo. A vantagem da torre em treliça é que ela é bem mais barata.
O anemômetro é usado para medir a velocidade enquanto o cata-vento mede a direção do vento. Os sinais eletrônicos enviados pelo transdutor de velocidade do anemômetro são utilizados pelo sistema de controle da turbina para acioná-la quando a velocidade do vento chegar a 5 m/s. O computador também pára a turbina automaticamente se a velocidade do vento chegar a 25 m/s, com a finalidade de proteger a turbina e seus arredores. Os sinais eletrônicos utilizados pelo transdutor de direção do cata-vento são utilizados pelo sistema de controle para acionar o mecanismo de direcionamento.
2.3. Cogeração
De acordo com a ANEEL (Agencia Nacional de Energia Elétrica), “Cogeração de energia é definida como o processo de produção combinada de calor e energia elétrica (ou mecânica), a partir de um mesmo combustível, capaz de produzir benefícios sociais, econômicos e ambientais. A atividade de cogeração contribui efetivamente para a racionalização energética, uma vez que possibilita maior produção de energia elétrica e térmica a partir da mesma quantidade de combustível”.
Diferentemente da geração, na cogeração a energia térmica, ou outro tipo de energia, é utilizada diretamente nos processos de manufatura, tais como fornos, caldeiras, entre outros. A cogeração é o reaproveitamento dos “resíduos” de energia dessas fontes para a geração de energia elétrica diminuindo, assim, as perdas e, conseqüentemente, aumentando o rendimento e o aproveitamento das fontes de energia.
A cogeração é a forma mais eficiente de gerar calor e energia elétrica a partir de uma mesma fonte de energia. Comparando a utilização de combustíveis fósseis com a quantidade de calor que é normalmente gasta no processo de geração de energia, a cogeração alcança níveis de eficiência de 3 a 4 vezes maiores do que no processo convencional de geração.
No entanto a cogeração passou a ser utilizada há muito pouco tempo. No meio da década de 80, com o preço do gás natural relativamente baixo, a cogeração tornou-se uma alternativa atrativa como uma nova forma de geração
