O USO DE BFTS ACIONANDO GERADORES DE INDUÇÃO COMO SOLUÇÃO DE BAIXO CUSTO E EFICIÊNCIA NO QUE SE REFERE A MICRO E MINE CENTRAIS HIDRELÉTRICAS

Grupo: (Sistemas de Energia)

O USO DE BFTS ACIONANDO GERADORES DE

INDUÇÃO COMO SOLUÇÃO DE BAIXO CUSTO E

EFICIÊNCIA NO QUE SE REFERE A MICRO E MINE

CENTRAIS HIDRELÉTRICAS

Rafael Emilio Lopes1_{, Flavia Morato Duarte}2_{, Robinson Percy Holder}2_{, Selenio Rocha Silva}2 _{e Carlos Barreira} Martinez2

Universidade de Itaúna – Rodovia M.G. 431, Km 45 Caixa Postal 99.100 - CEP

35.680.000 Itaúna, M.G.

rafaelel@uit.br

UFMG / CPH – Universidade Federal de Minas Gerais/Centro de Pesquisas Hidráulicas e Recursos Hídricos

Av. Antônio Carlos 6227, CEP 31 270-901 Belo Horizonte-M.G.-Brasil

martinez@cce.ufmg.br

Resumo. Este trabalho apresenta um estudo sobre BFT´s acionando geradores de induçâo como uma solução que

preencha a necessidade de baixo custo e eficiência no que se refere a micro e mine centrais hidrelétricas. A partir do estudo de BFT’s, se obteve um equacionamento que permite definir a rotação, altura de queda e vazão para que uma bomba possa operar como turbina e juntamente com o Gerador de Indução as BFT´s oferecem uma solução para aproveitamento de pequenos potenciais residuais e assim ser colocada em paralelo com o sistema elétrico local, ou então para que opere isoladamente. O equipamento pode operar em uma gama de pontos de operação, como turbina, o que se obtém com o equacionamento são as condições na qual o seu desempenho apresentará maior rendimento. Este trabalho apresenta uma proposta de construção de uma micro_central Hidrelétrica composta de uma BFT e Gerador de indução ambos selecionados à partir das características do aproveitamento.

Palavras-chave: BFT, potenciais residuais, microgeração, vazão ecológica

1. INTRODUÇÃO

Atualmente o aproveitamento dos potenciais hidráulicos residuais no Brasil, através da implantação de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), se constitui em uma importante oportunidade de expansão da base de geração alternativa. Sabe-se que as PCHs possuem características singulares que as distinguem das usinas hidrelétricas de médio e grande portes. Face ao montante envolvido em sua construção, as PCHs são alternativas tangíveis à autogeração e à produção independente por parte dos grupos empresariais de porte médio.

A partir do lançamento do PROINFA, programa da ELETROBRAS destinado ao incentivo de geração de fontes alternativas, vislumbra-se um nicho de mercado que pode ser ocupado, em parte por micro e mini centrais hidrelétricas.

Entretanto, apesar deste esforço, o efeito de escala penaliza pesadamente este tipo de empreendimento. Desta forma, iniciou-se um estudo visando a redução do investimento inicial na implantação das micro e mini usinas. A alternativa contemplada privilegia a utilização de equipamentos de série, que possuem um baixo custo e que podem ser adquiridos no mercado nacional.

Assim baseado na literatura nacional e internacional (Viana (1987), Willians (1994)), se buscou uma solução que preencha esta necessidade de baixo custo e eficiência. A partir do estudo de BFT’s, se obteve um equacionamento que permite definir a

rotação, altura de queda e vazão para que uma bomba possa operar como turbina e juntamente com o Gerador de Indução as BFT´s oferecem uma solução para aproveitamento de pequenos potenciais residuais e assim ser colocada em paralelo com o sistema elétrico local, ou então para que opere isoladamente. O equipamento pode operar em uma gama de pontos de operação, como turbina, o que se obtém com o equacionamento são as condições na qual o seu desempenho apresentará maior rendimento.

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2. DESENVOLVIMENTO

Este trabalho apresenta uma proposta de construção de uma micro_central Hidrelétrica composta de uma BFT/Gerador de indução ambos selecionados à partir das características do aproveitamento.

Considera-se que as Bombas funcionando como turbina podem ser utilizadas para arranjos individuais com potências entre 1 kVA à 150 kVA. Desta forma as instalações utilizando este equipamento serão classificadas como micro e mini centrais hidrelétricas. Assim faz-se, a seguir, uma série de comentários sobre procedimentos para a instalação deste tipo de central.

2.1. Tomada D’água

A estrutura da barragem e tomada d’água pode ser dividida em quatro partes:

• Tomada d’água; • Desarenadores; • Grades;

• Pequeno vertedouro para escoar o excesso de água em caso de cheia ou outra razão qualquer.

Um esquema deste tipo de arranjo é mostrado na fig 1 , onde pode-se observar as diferentes partes da barragem e tomada d’água.

1 - Muro de concreto para conter o fluxo d’água. 2 - Tubulação de drenagem (desarenador) da barragem para retirada de areia e pedras. 3 e 4 - Base de concreto, para evitar erosão da barragem.

5 – Tela de contenção de partículas flutuantes. 6 – Tubulação de adução .

Figura 1 - Barragem de concreto convencional e tomada d’água. (ref.: Willians 1995)

Na fig 1 o muro de concreto terá as características necessárias ao funcionamento de uma barragem de concreto convencional em seção tipo gravidade, que juntamente com base de concreto, formam a estrutura fixa da barragem.

Da mesma forma que os demais aproveitamentos hidráulicos deve-se uma atenção especial à proteção do sistema de adução, já que areia e pequenas pedras podem realmente danificar o funcionamento da usina.

O sistema de drenagem (desarenador) da barragem é constituído por uma câmara, posicionada a jusante da estrutura da tomada d’água, destinada à decantação da totalidade ou parte do material sólido grosso, com granulometria compreendida entre 0,1 mm e 10 mm, transportado pelo escoamento. Para se obter a melhor eficiência do desarenador, a velocidade do escoamento de aproximação à tomada d’água deve ser inferior a 1,0 m/s.

Na região mais baixa do desarenador, a jusante da tomada d’água, normalmente, prevê-se um orifício lateral, com uma comporta de fundo, com o objetivo de possibilitar a limpeza do material sedimentado.

A prática tem demonstrado que a abertura brusca dessa comporta possibilita o expurgo apenas do material depositado, no desarenador, junto à comporta, formando uma cunha com ângulo igual ao ângulo de repouso do material submerso. A limpeza total do desarenador deverá ser feita manualmente, durante o período de manutenção programada.

A tela ou grade de contenção é a responsável por impedir a entrada de partículas flutuantes na BFT.

A tubulação de adução deve ficar, neste caso, a montante do desarenador (ver figura 4.01) e como critério, deve-se adotar uma submergência mínima igual a 1,0 m, em relação ao NA mínimo operativo, para evitar a formação de vórtices.

Neste caso a tubulação é quase sempre a parte do sistema de adução cujo custo envolvido é o maior. A escolha da tubulação deve levar em conta o local de instalação, a pressão envolvida no projeto, as dificuldades de transporte e as dificuldades de instalação da tubulação. Outro ponto a ser observado é o número de emendas a ser utilizado. A durabilidade também é outro ponto. Os tubos de aço são de durabilidade e resistência maior que os de PVC, porém necessitam de transporte mais pesado. O mangote flexível tem instalação mais fácil, porém possui uma dificuldade maior em fazer emendas e conexões.

Depois da escolha do tipo de tubulação, é necessário ainda o cálculo da perda de carga da instalação. Além do mais, os diâmetros dos flanges de pressão e sucção da BFT são de tamanho reduzido, se comparados com os seus respectivos pares que compõe turbinas, isso deve ser levado em consideração pois quase sempre é necessário a instalação de reduções antes de válvulas, ver fig 2.

Figura 2 - Arranjo de tubulação para BFT. (ref.: Willians 1995)

É necessário o uso de uma válvula no final da tubulação de adução e antes da BFT. Para o bom funcionamento da instalação é aconselhável o uso de uma válvula que não interrompa o fluxo de água rapidamente, por isso o modelo mais indicado é o de gaveta. Isso é necessário para evitar golpe de aríete na tubulação de adução. O custo com a válvula pode ser reduzido se a mesma for instalada imediatamente antes da BFT logo após a redução, pois para o diâmetro menor, as válvulas são mais baratas, esta forma de instalação é mostrada na fig 2 .

Na saída da BFT é recomendada a utilização de um tubo de sucção de diâmetro maior para devolver o fluxo de água à pressão próxima da atmosfera. Isso

evita problemas como erosão do solo na restituição e ainda a recuperação da energia residual na BFT, fig 2 .

2.2. Seleção da BFT a partir das características do aproveitamento hidráulico

Para selecionar uma bomba para funcionar como turbina a partir de um arranjo particular é preciso obter a queda bruta “H”, a perda de carga “Hf” e a vazão “Q”.

A queda e vazão do local serão denominados como Hbft

e Qbft, queda e vazão da BFT, respectivamente.

Após a determinação da queda e vazão do local começa o processo de determinação da bomba que irá funcionar como turbina. Para determinar a bomba que irá trabalhar neste local utiliza-se as equações de Sharma [1] :

(1) (2) O processo para determinar o ponto da máxima eficiência da bomba é iterativo e necessita de um valor inicial para o rendimento da bomba funcionando como bomba, ou seja , uma valor inicial para ηmax.

Em resumo , uma bomba é selecionada em função de sua altura manométrica Hbep e de sua vazão

Qbep. Inicialmente determina-se Hbep e Qbep utilizando

as equações de Sarma (1) e (2), arbitrando-se ηmax.

Após várias seleções, concluiu-se que 70% é um valor para o rendimento que atende a maioria das situações pesquisadas.

Em seguida pesquisa-se nos catálogos de fabricantes um equipamento que atenda a essa combinação de Qbep e Hbep. O rendimento da máquina ,

lido no catálogo do fabricante, é utilizado nas equações de de Sharma (1) e (2), para se determinar novo Hbep e

Qbep.

O processo termina quando se encontrar a menor diferença entre os dois últimos Hbep e Qbep

calculados. É importante priorizar máquinas de alto rendimento.

Com a bomba e sua rotação selecionadas, o próximo passo é identificar o gerador a ser utilizado. Inicialmente se determina a potência e o número de pares de pólos do gerador a partir da rotação da BFT. Em seguida, é preciso verificar se a combinação da bomba selecionada como BFT e do gerador formam um conjunto adequado. A velocidade de rotação da bomba é Nb ; porém funcionando como turbina será aquela necessária para funcionamento do gerador a ela acoplado, denominada Nbft.

O ponto de operação do equipamento funcionando com essa rotação é definido por Hbft e Qbft

calculado pelas equações de Willians (3) e (4).

(3)

(4) Se o ponto de operação do equipamento , em termos de Hbft e Qbft estiver muito longe do seu ponto

de rendimento máximo ou do ponto de máxima transformação de energia, então será necessário selecionar uma nova bomba.

Um fator importante para seleção do conjunto BFT/gerador é a velocidade de rotação; deve-se selecionar equipamentos cujas velocidades de rotação nominais sejam próximas, o que evitaria que os pontos de operação de bomba e BFT fossem muito distantes, implicando em funcionamento de BFT em zonas de baixo rendimento, ou seja o número de polos do gerador deve ser o correspondente à velocidade de rotação da bomba como bomba.

2.3. Seleção de gerador e forma de ligação

Se o gerador escolhido for de indução, não necessitará de dispositivos de sincronismo e/ou controladores para funcionar em paralelo, já que a própria rede irá suprir o reativo necessário ao funcionamento do motor de indução para funcionar como gerador, assim como impor a rotação de trabalho. Porém se o mesmo for utilizado na configuração isolado deve-se determinar a forma com que o mesmo irá alimentar a carga.

Sugere-se que para a maioria dos casos que a forma de conecção seja trifásica. Porem em pequenos aproveitamentos onde a carga é essencialmente monofásica sugere-se que o fornecimento de potência seja na forma monofásica. Sugere-se ainda que por motivos de rendimento, custo e proteção que para potências maiores que 15kVA o gerador trabalhe fornecendo potência na forma trifásica.

Para fornecer energia na configuração isolada, o gerador terá que possuir um sistema de excitação próprio que na maioria dos casos é um banco de capacitores.

Para trabalhar na forma trifásica é necessário o cálculo da capacitância por fase.

Figura 3, Capacitores de excitação em uma máquina trifásica (fonte: Niguel Smith, 2001).

Considere a figura 3, para esse tipo de acoplamento temos duas possibilidades, Estrela e delta.

(

)

0.8 max

η

bep bft

Q

Q

=

(

)

1.2 max

η

bep bft

H

H

=

(

)



_





_



=

b bft bep bft

N

N

Q

Q

_0.8

*

max

η

(

)

2 2 . 1 max

*

_











=

b bft bep bft

N

N

H

H

η

Xc

C

=

1

_ω

,

C

_∆

=

Cs

₃

(5) Onde o subscritos indicam:

s , Estrela . ∆ , Delta.

Para dimensionar o banco de capacitores para o funcionamento da máquina de indução como gerador auto excitado o ideal é conhecer a curva de magnetização do motor e então determinar a reatãncia capacitiva necessário à autoexcitação do gerador.

Isso pode ser fornecido pelo fabricante , ou levantado em laboratório. Porém na falta da curva de magnetização o banco de capacitores para o funcionamento do motor de indução como gerador pode ser determinado pela potência aparente, sem carga, da máquina funcionando como motor. O banco calculado desta segunda maneira tem valor muito próximo do calculado pela curva de magnetização e viabiliza o uso de máquinas onde a curva de magnetização não é conhecida.

Logo: linha linha load no

V

I

S

=

3

*

*

∑

− (6)

∑

Q

=

∑

S

no−load (7)

3

Q

Q

_fase

=

(8)

3

linha fase

V

V

=

(9) fase fase fase

_V

Q

I

=

(10)

fC

I

V

Xc

fase fase fase

=

=

1

₂

π

(11) Assim o valor da capacitância por fase será de:

fase

fase

fV

I

C

=

₂

_π

(12)

O motor de indução monofásico pode ser usado como gerador, porém existem alguns problemas que inviabilizam sua execução. Os motores monofásicos existem em faixa de potência menor que o trifásico, são mais caros e possui uma dificuldade maior em se dimensionar um sistema de excitação que funcione com uma qualidade aceitável. Porém a possibilidade de se gerar energia em um sistema

monofásico não foi descartada. Para isso pode-se utilizar um motor trifásico operando como gerador monofásico.

Para isso tem-se o sistema de conexão “ C – 2C” que consiste em:

• Usar uma máquina trifásica ligada em delta. • Calcular a capacitância por fase como se fosse um

sistema trifásico operando em ligação delta. • Conectar a capacitância em uma fase, deixar uma

fase sem capacitãncia e conectar o dobro da capacitância na fase restante.

A carga deve ser conectada na fase que contém uma capacitância somente como mostrado no circuito abaixo, fig 4.

Figura 4, Capacitância de excitação no sistema “ C-2C ” (fonte: Niguel Smith, 2001).

O arranjo desbalanceado dos capacitores irão compensar o desbalanceamento da carga visto pelo gerador, esse método é utilizado para compensar cargas desbalanceadas em geradores.

Para esse tipo de conexão a direção de rotação influi brutalmente, e sempre deve ser respeitado o sentido C, 2C e 0, isso porque a fase 2C tem que produzir o pico de tensão logo após a fase C, para que o desbalanceamento seja compensado, caso contrário a máquina apresentará mal funcionamento.

Para determinar a carga máxima para a operação nominal temos:

3

arg

=

∑

Q

P

_{c a} (13) Onde:

Pcarga Potência dissipada na carga.

∑

Q

Potência reativa total dos capacitores.

c

r

I

I

=

3

*

Para cargas acima e abaixo dessa condição a máquina irá operar desbalanceada e por isso com mal funcionamento. Porém dentro da faixa de potência corrigida pelos capacitores a máquina terá um rendimento de 80% do funcionamento como motor e isso é geralmente suficiente para compensar o desbalanceamento.

Se a carga for em sua maioria resistiva, a possibilidade de trabalhar fora da faixa aumenta, isso porque sobra mais potência reativa para compensar o fator de potência baixo.

3.

REFERÊNCIAS

[1] SHARMA, K. R, ‘Small hydroelectric projects – Use of centrifugal pumps as turbines’, Kirloskar Electric Co., Bangalore, India, 1985.

[2] WILLIAMS, A A, ‘Pumps as turbines: a user’s guide’, IT Publications, London, ISBN 1-85339-285-5, 1995.

[3] WILLIAMS, A A, ‘The turbine performance of centrifugal pumps: a comparison of prediction methods’, Proc. ImechE, Vol. 208, Pt A, pp 59-66, 1994.

[4] WILLIAMS, A A, ‘The Selection and Application of centrifugal pumps as water turbines’, 10th

Conference on fluid Machinery’ Hungarian Academy of Sciences, Budapest, September, 1995.

[5] SMITH, NIGEL, Motors as Generator for Micro-Hydro Power, LONDON UK, 2001.

[6] VIANA, AUGUSTO N. C. Comportamento de Bombas Centrífugas Funcionando como Turbinas Hidráulicas. Dissertação de Mestrado, Itajubá – MG,1987.

[7] OLIVEIRA, DORIANA M.N; MARTINEZ, Carlos B; SILVA, Selênio R; ALVIM FILHO, Aymoré de C. Sistemas de fornecimento de energia elétrica híbrido solar hidráulico. 3º Encontro de energia no meio rural -2000, UNICAMP -Campinas – SP