LUIZ FERNANDO NAZÁRIO CORRÊA
ESTUDO DE UMA MICRO CENTRAL HIDRELÉTRICA COM GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Tubarão 2019
ESTUDO DE UMA MICRO CENTRAL HIDRELÉTRICA COM GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Universidade do Sul de Santa Catarina como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
Orientador: Prof. Vilson Luiz Coelho, Dr.
Tubarão 2019
ESTUDO DE UMA MICRO CENTRAL HIDRELÉTRICA COM GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgado adequado à obtenção do título de Engenheiro Eletricista e aprovado em sua forma final pelo Curso de Engenharia Elétrica da Universidade do Sul de Santa Catarina.
Tubarão, (05) de (novembro) de (2019).
______________________________________________________ Prof. Vilson Luiz Coelho, Dr.
Universidade do Sul de Santa Catarina
______________________________________________________ Prof. Kassia Toccolini
Universidade do Sul de Santa Catarina
______________________________________________________ Eng. Eletricista Régis Maciano Beckauser
essencial em nossas vidas, e a nossas famílias, que sempre nos deram apoio nos momentos mais difíceis.
Agradecemos a Deus primeiramente, por ter nos dado forças para nunca desistir, nem ganhar, nem perder, mas procurar evoluir. Por ter dado a dedicação necessária para a conclusão deste trabalho.
A todos os nossos familiares, que nos apoiaram em todas as nossas decisões e torceram pelo sucesso.
Aos professores do curso, que não mediram esforços para transmitir conhecimento aos alunos, e que ajudaram nos ensinamentos, e aos colegas, pelo companheirismo e amizade. Ao professor Vilson Luiz Coelho, por ter aceitado ser nosso orientador.
Apresenta-se neste trabalho um estudo de viabilidade técnica e econômica de aproveitamento de uma queda-d’água para fins de geração de energia elétrica. Para a obtenção dos objetivos iniciou-se o trabalho com um levantamento de dados em campo e uma pesquisa bibliográfica sobre o assunto envolvendo questões ambientais, topográficas e hidrológicas. É mostrado um pequeno histórico do setor elétrico brasileiro, assim como um resumo do estado da arte no que se refere a centrais hidrelétricas, tanto as de grande como pequeno porte, e a contribuição deste tipo de geração para o desenvolvimento do Brasil. Apresenta-se também uma fundamentação teórica sobre o processo de construção de uma micro central hidrelétrica (MCH), que é o modelo de usina recomendado para o aproveitamento hídrico do local selecionado. As visitas técnicas a projetos similares serviram como um modelo para o desenvolvimento desse estudo. Como resultado foi obtido um projeto de micro central hidrelétrica economicamente viável e fisicamente aplicável.
This paper presents a study of the technical and economic feasibility of using a waterfall for the purpose of electricity generation. To achieve the objectives, the work began with a field data survey and a bibliographic research on the subject involving environmental, topographic and hydrological issues. A brief history of the Brazilian electricity sector is presented, as well as a summary of the state of the art regarding both large and small hydroelectric power plants, and the contribution of this type of generation to the development of Brazil. It also presents a theoretical foundation on the process of construction of a micro hydroelectric power plant (MCH), which is the recommended plant model for the hydro use of the selected site.
Technical visits to similar projects served as a model for the development of this study. As a result an economically viable and physically applicable micro hydroelectric plant project was obtained.
Figura 1 – Modelo de medição de vazão...25
Figura 2 – Medição de queda...28
Figura 3 – Barragem de alvenaria de pedra argamassada...29
Figura 4 – Canal de fuga...31
Figura 5 – Diagrama unifilar...36
Figura 6 – Localização geográfica MCH...39
Figura 7 – Elevação do nível do mar na casa de máquinas...40
Figura 8 – Elevação do nível do mar na barragem...40
Figura 9 – Medição da área...41
Figura 10 – Medição pelo método flutuador...42
Figura 11 – Medição das secções transversais...43
Figura 12 – Medida da área transversal em milímetros...44
Figura 13 – Barragem...45
Figura 14 – Vertedouro...46
Figura 15 – Desenho da tomada d’água...47
Figura 16 – Conjunto turbina e gerador Michell Banki...51
Figura 17 – Tabela de dimensão de condutores...53
Tabela 1 – Número de polos...34
Tabela 2 – Ensaios de velocidade de água...42
Tabela 3 – Espaçamento entre selas...49
Tabela 4 – Custos de obras civis...55
Tabela 5 – Custo grupo turbina-gerador...56
Tabela 6 – Projeção valores de geração e consumo (em R$)...56
1 INTRODUÇÃO...12 1.1 JUSTIFICATIVA...12 1.2 DEFINIÇÃO DO PROBLEMA...13 1.3 OBJETIVOS...13 1.3.1 Objetivo geral...13 1.3.2 Objetivos específicos...14 1.4 DELIMITAÇÕES...14 1.5 METODOLOGIA...14 1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO...15
2 CENÁRIO BRASILEIRO DE GERAÇÃO DE ENERGIA HIDRELÉTRICA...16
2.1 FONTES PRIMÁRIAS DE ENERGIA ELÉTRICA...16
2.2 PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA...16
2.3 ENERGIA HIDRÁULICA...19
2.4 MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDAS...20
2.4.1 Principais inovações...21
2.4.2 Condições para adesão...21
2.5 TIPOS DE CENTRAIS HIDRELÉTRICAS...22
2.5.1 Usina fio d’água...22
2.5.2 Usinas com reservatórios de acumulação...22
2.5.3 Usina reversível...22
2.6 ANÁLISE INICIAL PARA O PROJETO DE MICRO CENTRAL HIDRELÉTRICA. 23 2.6.1 Classificação de potências...23
2.6.2 Vazão...23
2.6.2.1 Medição de vazão com flutuador...24
2.6.3 Outorga e cobrança do uso da água...25
2.6.4 Licenciamento ambiental...26
2.6.5 Tomada d’água...26
2.6.6 Adução...27
2.6.7 Definição de queda...27
2.6.8 Casa de máquinas...28
2.6.9 Forma de captação de água...28
2.6.13 Tubulação...32 2.6.14 Turbinas hidráulicas...32 2.6.15 Geradores síncronos...34 2.6.15.1 Regulador de velocidade...34 2.6.15.2 Volante de inércia...34 2.6.15.3 Sistema de excitação...35 2.6.15.4 Aterramento...35 2.6.15.5 Quadro de comando...35 2.6.15.6 Dispositivo de proteção...35 2.6.16 Subestação...37 2.6.17 Linhas de transmissão...37
3 DADOS E ESTRUTURA DA MICRO CENTRAL HIDRELÉTRICA...39
3.1 LOCALIZAÇÃO...39
3.2 CLASSIFICAÇÃO...39
3.3 ESTUDO HIDROENERGÉTICO INICIAL...39
3.4 VAZÃO DE PROJETO...41
3.5 DETERMINAÇÃO DE CHEIAS MÁXIMAS...44
3.6 RESERVATÓRIO...45
3.7 BARRAGEM...45
3.8 VERTEROURO...46
3.8.1 Determinação da vazão de cheias máximas...46
3.9 TOMADA DA ÁGUA...46
3.10 TUBULAÇÃO...48
3.10.1 Diâmetro interno do conduto forçado...48
3.10.2 Espessura do conduto forçado...48
3.11 DIMENSIONAMENTO DOS BLOCOS DE APOIO OU SELAS...49
3.12 CÁLCULO DE POTÊNCIA BRUTA...50
3.13 SELEÇÃO DO TIPO DE TURBINA...50
3.14 DETERMINAÇÃO FINAL DA QUEDA LÍQUIDA E DA POTÊNCIA INSTALADA PARA EFEITO DE GERAÇÃO...51
3.14.1 Gerador...51
3.16 LINHA DE ALIMENTAÇÃO...53
3.17 SISTEMA DE MEDIÇÃO COM MEDIDOR BIDIRECIONAL...53
4 ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICA...55
4.1 CUSTO DE OBRAS CIVIS...55
4.1.1 Tomada d’água...55
4.1.2 Conduto forçado...55
4.1.3 Casa de força...55
4.2 CUSTO DE INSTALAÇÃO DO GRUPO TURBINA-GERADOR...56
4.3 VALORES REAIS DE GERAÇÃO E CONSUMO...56
4.4 PAYBACK SIMPLES E DESCONTADO...57
4.5 VALOR PRESENTE LÍQUIDO (VPL)...58
4.6 TAXA INTERNA DE RETORNO (TIR)...58
4.7 VIABILIDADE ECONÔMICA...59
5 CONCLUSÃO...60
1 INTRODUÇÃO
A principal forma de se gerar energia no Brasil, se dá por meio hidrelétrico, devido ao grande potencial disponível (ANEEL,2015). Apesar de serem consideradas energias renováveis, surgem questionamentos as grandes usinas hidrelétricas relacionadas a impactos ambientais, por alagarem grandes áreas e destruindo vegetações nativas.
Contudo, devido ao desenvolvimento acelerado, a uma melhor qualidade de vida para as pessoas, o mundo demanda de energia, sendo assim expandindo a produção e consumo. Entretanto, pode-se gerar energia com combustíveis fósseis, lamentavelmente eles geram gases, que estão relacionados com mudanças climáticas globais.
A micro e mini geração (pequenas usinas de energia elétrica) estão relacionadas diretamente à proteção do meio ambiente, pois os impactos ambientais são mínimos, sendo elas sistemas locais, descentralizadas, que geram maior autonomia.
O aumento da demanda no setor energético brasileiro está preocupando muito as autoridades competentes para que de fato não venha a acontecer o famoso apagão. As formas de se explorar a produção de energia são inúmeras. O “Brasil tem um enorme potencial e, por consequência, uma predominância em sua matriz energética, 70,6% da energia ofertada se dá através da geração hidráulica” (ANEEL, 2011).
Nosso país tem uma geografia favorável a essa forma de gerar energia. As regiões Norte, Centro-Oeste e Nordeste possuem grandes rios com grandes volumes de água. Já na região Sul fica disponível menos volume de água e maiores quedas, por isso nessa região a quantidade de usinas é maior, mas com suas potências menores. Mesmo assim encontram-se condições de aproveitar cada vez mais as quedas utilizando sistemas de micro e mini geração para pequenos volumes de água.
Atualmente, a modalidade para micro e mini gerações comumente utilizada é a fotovoltaica, no entanto, pode-se dizer que o com mesmo investimento consegue-se construir uma micro ou mini geração de energia hídrica. A energia gerada por fonte hídrica é mais constante do que a fotovoltaica, que gera somente no período solar. Essa ideia trará ao sistema de energia maior estabilidade.
1.1 JUSTIFICATIVA
A demanda por energia aumenta todos os anos, já que os países buscam o desenvolvimento e meios de proporcionar melhor qualidade de vida às suas populações, ampliando a produção e consumo de energia elétrica.
De acordo com o Ministério de Minas e Energia (2018), o consumo cresce à taxa média de 2,3% anuais entre 2017 e 2027. A intensidade energética reduz no período, graças à eficiência energética e a uma mudança na participação dos setores no consumo de energia.
Uma das formas eficientes de produzir energia é com combustíveis fósseis (carvão, gás natural e petróleo), porém tais formas geram emissões de gases, que influenciam no comportamento do clima.
A principal forma de gerar energia elétrica no Brasil é hídrica. Aproximadamente 70,6% de toda produção, conforme informações da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL, 2011). Mesmo sendo uma energia renovável, existem questionamentos em razão dos impactos ambientais causados pelos grandes alagamentos em áreas de vegetação nativa.
As MCHs (micro centrais hidrelétricas) contribuem diretamente para a proteção ao meio ambiente, pois nestes casos os impactos ambientais são mínimos, além de serem sistemas de alta eficiência. A região sul de Santa Catarina tem grande disponibilidade de córregos e pequenas cachoeiras.
Com a elaboração desse estudo, será verificada a viabilidade de implementação de uma MCH, com aproveitamento de uma queda-d’água localizada no município de Armazém/SC.
1.2 DEFINIÇÃO DO PROBLEMA
O problema consiste em aproveitar o potencial hídrico de um pequeno rio, em um sítio na cidade de Armazém, sul de Santa Catarina, com o objetivo de aproveitar a energia gerada no consumo próprio, sendo o excedente injetado na rede de distribuição da concessionária local, resultando em uma boa rentabilidade com pouco investimento.
1.3 OBJETIVOS 1.3.1 Objetivo geral
Verificar a viabilidade técnica e econômica, para a implantação de uma micro central hidrelétrica (MCH), em um local pré-determinado com um possível potencial energético.
1.3.2 Objetivos específicos
a) Realizar o levantamento e análise dos dados hidrológicos; b) Dimensionar a potência elétrica a ser instalada;
c) Levantar as informações técnicas sobre componentes; d) Selecionar e dimensionar a turbina;
e) Realizar estudo de viabilidade técnica e econômica.
1.4 DELIMITAÇÕES
Trata-se de um estudo de viabilidade técnica e econômica de uma usina hidrelétrica em um local determinado, buscando informações necessárias do córrego onde será implementada, determinando a potência total a ser instalada. Como é um pequeno córrego, estima-se que será uma micro central hidrelétrica (MCH). Deste modo, terá que ter potência abaixo de 75 kW, caso contrário será uma míni.
1.5 METODOLOGIA
O método de pesquisa será de natureza aplicada, fazendo levantamento dos dados necessários já coletados, através de trabalhos anteriores e pesquisas de campo. O estudo de campo conta com as avaliações quantitativas descritivas das condições topográficas e hídricas.
A sequência apresentada a seguir mostra de maneira mais objetiva as etapas que deverão ser seguidas para se chegar ao projeto final de possível implantação. Estas etapas apresentam o projeto de uma pequena central hidrelétrica (PCH), no entanto, podem ser utilizadas em uma micro central hidrelétrica.
b) Aspectos socioambientais;
c) Aspectos de infraestrutura e logística;
d) Identificação e aproveitamento de locais potenciais para MCH; e) Modelos digitais de terreno;
f) Avaliação da disponibilidade hídrica;
g) Disponibilidade de estudos de regionalização hidrológica no Brasil; h) Avalição do potencial energético;
i) Definição da queda líquida;
j) Estimativa da energia média gerada; k) Definição da potência instalada; l) Avaliação econômica energética; m)Visita a campo;
n) Análise dos resultados.
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO
O trabalho a seguir está dividido em três partes. A primeira parte, contida no capítulo 2, refere-se à fundamentação teórica. Nesta, é feito um breve histórico do setor energético brasileiro, abordando os diversos tipos de geração de energia e destacando a importância da energia hidráulica em nosso país. Apresenta-se também nesse capítulo uma fundamentação sobre a geração distribuída e suas diversas classes de potências, e os principais procedimentos para se projetar uma micro central hidrelétrica (MCH).
No capítulo 3 foram descritos todos os estudos de campo, assim como os cálculos referentes à potência mínima de geração, definição de turbina, e toda a parte civil necessária para que ela possa entrar em operação.
Concluiu-se o estudo com o capítulo 4, onde apresentou-se os cálculos e levantamento dos custos necessários para a implantação da micro central hidrelétrica, além de um estudo de viabilidade técnica e econômica do projeto.
2 CENÁRIO BRASILEIRO DE GERAÇÃO DE ENERGIA HIDRELÉTRICA
No Brasil, a principal fonte de geração de energia elétrica é a hidrelétrica, o que deve se alongar por um bom tempo devido o potencial ainda disponível. No entanto, é necessário ter precaução quando se refere à legislação ambiental (REIS, 2017).
Por conta de suas grandes dimensões e potencial hídrico, o Brasil tem a maior parte de sua energia elétrica gerada por esse tipo de aproveitamento. No final da década de 1990, cerca 80% de toda potência instalada no país era de energia hidrelétrica. (REIS, 2017).
2.1 FONTES PRIMÁRIAS DE ENERGIA ELÉTRICA
Fontes primárias de energia são definidas em duas categorias, as fontes renováveis e as não renováveis. São consideradas fontes não renováveis, aquelas que podem se esgotar por serem utilizadas com velocidade superior de que os anos para sua formação. Nessa categoria estão derivados de petróleo, o carvão mineral, os combustíveis radioativos (urânio, tório, plutônio etc.) e o gás natural. Hoje em dia, a utilização de tais fontes para produzir eletricidade se dá principalmente por uma transformação da fonte primária em energia térmica, por exemplo, através da combustão ou fissão nuclear do átomo. Esse processo de obtenção de energia elétrica é conhecido como geração termelétrica (REIS, 2017).
Fontes renováveis são aquelas que a reposição pela natureza é mais rápida que sua utilização energética (como água dos rios, marés, sol, ventos, a energia geotérmica) ou cuja gestão pode ser feita de forma compatível com as necessidades de sua utilização energética (como a biomassa, cana-de-açúcar, florestas energéticas e resíduos animais, humanos, industriais). A maioria dessas fontes apresenta características estatísticas e estocásticas, de certa forma cíclica durante períodos compatíveis com requisitos de operações das usinas elétricas e inferiores a sua vida útil. Tais fontes podem ser usadas para produzir eletricidade principalmente por meio de usinas hidrelétricas, eólicas, solares e de geração geotérmica (REIS, 2017).
2.2 PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Com desenvolvimento tecnológico foi possível a construção da turbina hidráulica, capaz de transformar a energia cinética e potencial da água em energia mecânica, que é, então, transformada em energia elétrica por meio de geradores elétricos (REIS, 2017).
A potência de um aproveitamento hidrelétrico depende diretamente da maior queda-d’água e da vazão da água passando pela turbina. Essa vazão é medida em metros cúbicos por segundo (m³/s) (REIS, 2017).
Com o aproveitamento hidrelétrico é possível se verificar a potência elétrica, a ser obtida pela equação (1):
P= TOT*g*Q*Hƞ (1) Tal que:
ƞ TOT = rendimento total,
G = aceleração da gravidade: 9,8 m/s²; Q = vazão (m³/s),
H = queda bruta (m) e
P = potência elétrica (kW) (REIS, 2017).
O valor da vazão e suas características estão relacionados com onde o córrego se encontra, com o tipo de usina, se ela for a fio d’água ou de reservatório ou com uma característica que considere outras formas de utilização da água. Se o aproveitamento for totalmente voltado à produção de energia elétrica, toda vazão poderá ser turbinada. Já em um aproveitamento que faz outros usos da água, como irrigação, navegabilidade e geração de energia elétrica, por exemplo, a vazão poderá ser apenas parte da vazão total (REIS, 2017).
O regime fluvial natural do rio determina a vazão que pode ser utilizada para gerar energia elétrica. É bastante variável, dependendo de diversos fatores, entre eles o regime fluvial da bacia hidrográfica à qual pertence (REIS, 2017).
Centrais hidrelétricas “fio d’água” são aquelas que não têm reservatório de acumulação de água ou cujo reservatório tem capacidade de acumulação insuficiente para que a vazão disponível para as turbinas seja muito diferente da vazão estabelecida pelo regime fluvial. Nessa condição, podem estar situadas as centrais de pequeno porte, tais como mini hidrelétricas e também micro hidrelétricas com potências iguais ou menores que 1 MW; parte das pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), que são centrais com potências de até 30 MW; assim como centrais de grande porte que utilizam tecnologias específicas, como no caso das usinas de Santo Antônio e Jiral, no rio Madeira, onde se utiliza turbina do tipo bulbo. Há, também, usinas hidrelétricas com reservatórios de acumulação que operam a maior parte do tempo “a fio d’água”, ou seja, sem utilizar sua capacidade de regulação e turbinando a vazão estabelecida pelo projeto, como é o caso da usina Itaipu (REIS, 2017).
Centrais hidrelétricas que efetuam regularização da vazão, por sua vez, estão associadas à construção de reservatórios que permitem o armazenamento da água e o controle
da vazão, e até mesmo a obtenção de uma vazão constante durante certo período. Essa vazão é garantida pelo armazenamento de água durante o período de chuva, para encher o reservatório, que será esvaziado durante o período da seca. O máximo volume teórico efetivo de um reservatório seria aquele que permitisse o alcance de apenas uma vazão regularizada durante o período de análise, utilizando toda a água que passasse no local onde está construída a barragem. Qualquer volume maior que esse máximo teórico não aumentaria a vazão regularizada e seria menos econômico em razão da maior altura da barragem (REIS, 2017).
Na prática, pelos aspectos técnicos e econômicos, na definição da melhor altura da barragem sempre foram considerados critérios que, geralmente, resultaram em dimensionamento menor que o correspondente ao maior volume teórico. O aumento da importância dos aspectos sociais e ambientais tem enfatizado ainda mais a importância do compromisso entre a altura da barragem, os limites relacionados com a área inundada e o volume do reservatório, o que tem conduzido o projeto com regularização parcial (diferentes razões regularizadas em diferentes períodos) e, consequentemente, menores áreas inundadas e volumes (REIS, 2017).
Além de aspectos ambientais e sociais específicos, o uso múltiplo das águas deve ser considerado no estabelecimento dos limites de área inundada e volume. Além disso, o conjunto possível de vazões regularizadas pode ser avaliado pelo desempenho da usina no sistema elétrico interligado (REIS, 2017).
As primeiras centrais hidrelétricas construídas no mundo, foram com
aproveitamento das quedas naturais já existentes no curso dos rios onde foram instaladas. Na América do sul, a primeira hidrelétrica determinada para atendimento ao público, foi a de Marmelos, construída em 1889, para atendimento da cidade de Juiz de Fora, com potência de 250kW. Nessa época a geração de energia elétrica tinha basicamente o objetivo de suprir iluminação residencial e iluminação pública. (REIS, 2017).
No Brasil, o conceito de usinas hidrelétricas (UHE) compreende usinas geradoras de energia com mais de 30 MW de potência instalada. Usinas com potência entre 3 MW e 30 MW são consideradas pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), usinas com potência inferior a 75 kW são comumente chamadas de micro centrais hidrelétricas, e usinas com 75 KW até 3 MW de potência instalada são chamadas de mini centrais hidrelétricas. Essas últimas podem ser utilizadas com geradores do tipo assíncrono, que são máquinas mais acessíveis do ponto de vista econômico, mas que, por motivos técnicos, não podem ser utilizados em grandes usinas (REIS, 2017).
Conhecer essa classificação é importante, uma vez que as leis e regulamentação que existem estabelecidas tanto pela Aneel como pelos órgãos e entidades ambientais, seguem essa divisão estabelecida de acordo com a potência instalada (REIS, 2017).
Para a Aneel (2015), um dos pontos mais importantes é o aproveitamento integral das d’água existentes ao longo do córrego. Assim, o córrego é dividido em quedas-d’água aproveitáveis para a construção de usinas, e cada usina aproveita o máximo da queda-d’água do seu local,visando sempre a um dimensionamento para uma maior eficiência (REIS, 2017).
Com relação aos reservatórios, aqueles de maior porte, associados a maiores problemas socioambientais, são usualmente encontrados nas grandes e médias centrais. Em alguns casos, as PCHs também podem apresentar reservatórios, porém de menores capacidades volumétricas (REIS, 2017).
Além de possível retirada de água para irrigação, as centrais hidrelétricas contêm vertedouros que permitem extravasar água acima de certo limite, quando necessário, de forma similar ao “ladrão” da caixa d’água; comportas que propiciam o desvio da água para que ela não passe pelas turbinas; eclusas que facilitam a navegação fluvial; e escadas de peixe que permitem a piracema (REIS, 2017).
A determinação das melhores características de um reservatório depende de diversos fatores, que incluem os apontados anteriormente, relacionados com a hidrologia, o dimensionamento mecânico e elétrico, desempenho no sistema elétrico interligado, os requisitos ambientais e sociais e usos múltiplos da água. Trata-se de uma tarefa multidisciplinar e interativa (REIS, 2017).
2.3 ENERGIA HIDRÁULICA
No final do século XX, a maior parte da energia produzida no Brasil foi gerada com base na construção de grandes usinas. Referente aos aspectos econômicos, houve um esforço de capitalização, que resultou em custos menores de energia elétrica.
Esses custos, atrativos mesmo com a inclusão da transmissão, e a avaliação inadequada para os impactos ambientais e sociais dos projetos nos estudos de planejamento e das decisões do setor elétrico resultaram não só no aumento dos esforços para implementação de usinas de menor porte, com as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), atualmente consideradas até 30 MW, e também as micro e mini usinas (REIS, 2017).
Houve expectativa de grande crescimento do número de PCHs instaladas, devido programa de incentivo às fontes alternativas (Proinfa), do governo federal, que criou uma série de facilidades para as PCHs, a possibilidade de inserção de muitos projetos no Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) e consequente atuação no mercado de crédito de carbonos. No entanto, mudanças corporativas envolvendo a agência reguladora resultaram em uma duração da ordem de nove anos do processo de total instalação de PCHs, inviabilizando a grande maioria dos projetos e afugentando investidores potenciais.
Essa situação continuou até 2015, embora cada ano aumente expectativas positivas relacionada às PCHs, que acabam por não se realizar. Atualmente, esforços têm sido feitos para incentivar a execução de usinas menores em locais e a recapacitação de centrais desativadas (REIS, 2017).
2.4 MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDAS
A partir de 17 de abril de 2012, quando entrou em vigor a Resolução Normativa Aneel nº 482/2012, “o consumidor brasileiro pode gerar sua própria energia elétrica a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada e de inclusive fornecer o excedente para a rede de distribuição de sua localidade”.
Refere-se à micro e mini geração distribuída de energia elétrica, onde as inovações podem associar-se a economia financeira, consciência socioambiental e um desenvolvimento sustentável (ANEEL, 2015).
Os incentivos à geração distribuída justificam-se pelos benefícios que ela pode favorecer ao sistema elétrico. De acordo com a Aneel (2015), entre eles está a prorrogação de investimentos em ampliações dos sistemas de transmissão e distribuição, o pequeno impacto ambiental, a redução das perdas e a diversificação da matriz energética.
Com o propósito de redução de custos e minimização do tempo para se conectar á micro geração e mini geração a rede elétrica, a solução é integrar o Sistema de Compensação de Energia Elétrica com as Condições Gerais de Fornecimento (Resolução Normativa nº 414/2010), ampliar o público-alvo e melhorar as informações na fatura, a Aneel publicou a Resolução Normativa nº 687/2015, revisando a Resolução Normativa nº 482/2012 (ANEEL, 2015).
2.4.1 Principais inovações
De acordo com a Aneel (2015), pode-se conectar à rede de distribuição por meio de unidades consumidoras, todas as fontes renováveis denominadas micro usinas hidrelétricas, até 75 quilowatts (kW) ou mini usina hidrelétrica, acima de 75 kW e igual ou menor 5 MW.
A partir do momento em que a quantidade de energia gerada em um determinado mês, for maior do que a energia consumida nesse período, o consumidor ficará com crédito de energia que poderá ser creditado nas faturas futuras. Os créditos têm validade de 60 meses, e podem ser utilizados para abater no consumo de unidades consumidoras do mesmo titular, porém localizadas em outros locais, no entanto, deve estar localizada dentro da área de abrangência da distribuidora. Esse tipo de utilização dos créditos foi denominado “autoconsumo remoto”.
Existe outra inovação da norma, relacionada à geração distribuída em condomínios. Nesse modo a energia gerada, pode ser dividida entre os moradores do local. A Aneel criou a “geração compartilhada”, proporcionando que um grupo de interessados se unam em um consórcio ou em uma cooperativa, e instalem uma micro ou mini geração distribuída, e empreguem a energia gerada para redução de futuras faturas dos consorciados ou cooperados.
Quanto aos procedimentos obrigatórios para se conectar a micro ou mini geração distribuída a rede distribuidora, a Aneel elaborou regras que descomplicam o processo. Foram estabelecidos formulários padrões, para o pedido de acesso pelo consumidor, e um prazo total de 34 dias para a distribuidora vincular usinas de até 75 kW (ANEEL, 2015).
2.4.2 Condições para adesão
A determinação de instalação de um micro ou mini geração distribuída compete ao consumidor. A Aneel não estipula custo de equipamentos sequer condições de
financiamentos.
Deve-se analisar custo/benefício, tanto em equipamentos como em diversas variáveis, tais como: tipo da fonte de energia, tecnologia dos equipamentos, porte da unidade geradora e consumidora, localização, valor da tarifa, condições de pagamento/financiamento do projeto e se houver outras unidades consumidoras, que possam utilizar créditos do sistema.
Para unidades de baixa tensão (grupo B), mesmo que a energia injetada na rede for superior a consumida, será necessário o pagamento referente ao custo de disponibilidade, valor em reais proporcional a 30 kWh (monofásico), 50kWh (bifásico) ou 100kWh (trifásico). Para os consumidores do (grupo A), a parcela pode ser zerada, sendo que a demanda contratada seja faturada normalmente (ANEEL, 2015).
2.5 TIPOS DE CENTRAIS HIDRELÉTRICAS
A classificação das usinas hidrelétricas se dá: devido ao uso da vazão natural, potência, forma de captação de água e função dos sistemas.
Para usinas que utilizam vazões naturais, existem: centrais a fio d’água, centrais de acumulação e centrais de armazenamento por bombeamento ou com reversão (REIS, 2017).
2.5.1 Usina fio d’água
Apesar de ter amplos reservatórios de acumulação, a usina a fio d’água não é empregada para armazenamento de água, por esse motivo, não opera no sentido de regularização das vazões. De modo geral, utiliza-se somente a vazão natural do curso do rio.
Existem usinas com um pequeno reservatório para represar água durante os horários que não são de pico, para utilizá-las em horário de pico do mesmo dia. Embora tenha um grande reservatório e capacidade 14.000MW, a Itaipu opera a fio d’água (REIS, 2017). 2.5.2 Usinas com reservatórios de acumulação
Dispõe de um reservatório para armazenar água no período de cheias, para uso em épocas de estiagem. Contudo pode dispor de uma vazão uniforme, maior que a vazão mínima natural (REIS, 2017).
2.5.3 Usina reversível
Usada para geração de energia, assim atender a carga máxima, mas, durantes as horas de baixa demanda é bombeada a água de um represamento do canal de fuga para um reservatório a montante, para posterior a utilização. As bombas atuam com energia de qualquer outra usina do sistema. Como há perda de energia na operação dessas usinas, faz-se
necessário um planejamento estratégico para o alcance de rendimento econômico desse sistema (REIS, 2017).
2.6 ANÁLISE INICIAL PARA O PROJETO DE MICRO CENTRAL HIDRELÉTRICA
As micros centrais hidrelétricas operam fundamentalmente por três etapas: a captação, adução e a casa de máquinas, onde irá processar a geração de energia elétrica, logo passará pelo canal de fuga, onde voltara ao córrego.
Quando a água sofre amplas variações de nível, poderá ser necessária a construção de barragem com uma estrutura vertedora.
Normalmente as micros centrais hidrelétricas, são a fio d’água, neste caso a vazão natural do curso d’água será pelo menos igual ou maior que a vazão necessária para atender a potência elétrica desejada (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
2.6.1 Classificação de potências
De acordo com Reis (2017), as potências das centrais podem ser: a) Micro: P ≤ 75 kW;
b) Míni: 75 < P ≤ 3.000 kW;
c) Pequenas: 3.000 < P ≤ 30.000 kW; d) Médias: 30.000 < P ≤ 100.000 kW; e) Grandes: P ≥ 100.000 kW.
Nessa situação, deve se dar destaque às PCHs, com potência na faixa de 3 a 30 MW e área de reservatório de até 3 km² (área poderá ser maior, até 13 km², dependendo do atendimento de certos critérios técnicos), que, em razão do grande número de locais inventariados, do impacto no atendimento a cargas locais e regionais e de uma melhor adequação ambiental, têm tido a utilização incentivada em programas governamentais. Além disso, os requisitos relacionados ao licenciamento ambiental são bem mais simples que para as usinas maiores. As micro e mini usinas, em virtude de suas pequenas dimensões e áreas de influência, também tem tratamento diferenciado em relação às exigências da Aneel: as minis devem ser comunicadas apenas ao órgão regulador (Aneel), e as micros não devem cumprir nenhum requisito com relação à ANEEL (REIS, 2017).
2.6.2 Vazão
Os estudos das vazões a serem realizados nos projetos de micro centrais hidrelétricas visam basicamente à definição, em caráter estimativo, de:
a) Vazão ou descarga de projeto, Q (m³/s), corresponde ao volume de escoamento para dimensionar a parte hidráulica dos sistemas de alta e baixa pressão, dos grupos geradores e do canal de fuga;
b) Vazão ou cheia de desvio, Qcd (m³/s), é utilizada para dimensionar as obras de desvio, tais como ensecadeiras, canais e condutos de desvio;
c) Vazão de projeto das estruturas extravasoras ou cheia de projeto, Qcp (m³/s), é utilizada para dimensionar as obras fixas, como barragens, vertedouros, tomada d’água e pertences, comportas para cheias, alturas das paredes laterais de canais na parte de adução e da câmara de carga.
Estas vazões, para cada aproveitamento estabelecidas com riscos pré-estabelecidos. É indisponível o conhecimento, no local do rio, ou o mais próximo possível, onde a central será instalada, de um histórico de vazões diárias de no mínimo 10 anos. Sem esse histórico, podem ser outros na mesma bacia hidrográfica ou em bacias que sejam iguais à do aproveitamento, utilizando os mesmos critérios específicos, porém com maiores riscos (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
2.6.2.1 Medição de vazão com flutuador
É escolhido um trecho reto do curso da água com leito uniforme e onde a água flua sem turbulência. Medindo o seu comprimento L, que, se possível, deve ser superior a 10 m, marcando o início e o seu fim, o que pode ser feito com duas cordas amarradas em estacas fincadas nas margens em posição perpendicular ao sentido do rio.
Em seguida é colocado, a alguns metros a montante do início do trecho escolhido e no meio do rio, um flutuador tipo uma garrafa PET fechada com 30% de água do seu volume total. Com um cronômetro, determina-se o tempo em segundos que o flutuador leva para percorrer o trecho escolhido para a medição da vazão.
As áreas das secções transversais limitadas pelo nível d’água à profundidade do córrego deve ser determinadas no mínimo para os pontos iniciais e finais do trecho da medição. Se a distância desse trecho for longa, aconselha-se medir a área em mais pontos a jusante e a montante (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
Figura 1 – Modelo de medição de vazão
Fonte: ELETROBRAS; DNAEE (1985).
2.6.3 Outorga e cobrança do uso da água
Princípios básicos da Lei n.º 9.433, que se referem a outorga, destaca-se: o controle pelo setor público, a gestão participativa e descentralizada, a gestão por bacia hidrográfica e a gestão conjunta dos aspectos qualitativos e quantitativos (REIS, 2017).
Pela lei, no art. 12, a água é um bem público, onde há um bem comum para todos, sendo o poder público o outorgado. Essa decisão pode ser compartilhada com os comitês de bacia. Assim, a gestão por bacia hidrográfica aponta para um trabalho interligado entre todas as autoridades outorgantes em qualquer bacia.
Além do poder público, representado pelas autoridades outorgantes, o Conselho Nacional ou Conselhos Estaduais de Recursos Hídricos, os Comitês Estaduais de Recursos Hídricos, os Comitês de Bacias Hidrográficas e as Agências de Água.
A cobrança pelo uso da água foi formalmente estabelecida no Brasil pela Lei n.º 9.433/97. Está prevista a cobrança pela derivação da água ou pela introdução de efluentes nos corpos d’água, tendo em vista sua diluição, transportes e assimilação, dependendo da classe de enquadramento do corpo d’água em questão.
A cobrança do uso da água tem sido apontada como uma das ferramentas para indução do uso eficiente desse recurso, principalmente na irrigação, que é o setor em que
encontra a maior parcela de desperdício. Além do uso eficiente, outro aspecto tão ou mais importante refere-se ao tratamento de efluentes (domésticos, industriais e agropecuários) despejados nos cursos d’água, para os quais preveem-se cobranças. Constituirá um custo adicional, similar ao dos combustíveis das usinas termelétricas (REIS, 2017).
2.6.4 Licenciamento ambiental
De acordo com Banco Mundial (2008), O licenciamento ambiental para atividades potencialmente poluidoras, é um dos instrumentos da Política Nacional do Meio Ambiente que mais recebeu atenção do poder público nos últimos 26 anos, em função de seus impactos para investimentos de grande porte (Lei Federal nº 6.938/81).
A Resolução CONAMA nº 001/86 enuncia, em seu artigo 2º, as atividades que dependerão obrigatoriamente de EIA-RIMA (Estudo de Impacto Ambiental/Relatório de Impacto Ambiental) por serem potencialmente poluidoras do meio ambiente, tais como obras hidráulicas para exploração de recursos hídricos como, por exemplo, barragem para fins hidrelétricos, acima de 10 MW, retificação de cursos d’água entre outras.
O Decreto Federal n° 99.274/90, suplementado pela Resolução CONAMA n° 237/97, estabeleceu três processos de emissão de licenças:
a) Primeira parte é a licença prévia (LP), concedida na fase antecedente do planejamento da atividade, onde aprova sua localização, viabilidade ambiental e estabelece os requisitos básicos a serem atendidos nas fases seguintes da implantação;
b) Segunda parte é licença de instalação (LI), onde autoriza a instalação do empreendimento, de acordo com as especificações dos planos, projetos e programas aprovados, contendo as medidas de controle ambiental e as demais condicionantes;
c) Terceira parte é licença de operação (LO), onde autoriza a operação do empreendimento, após o cumprimento das exigências anteriores. A licença de operação deverá ser renovada no prazo estabelecido pelo órgão ambiental competente, pode-se variar de 4 a 10 anos (BANCO MUNDIAL, 2008).
2.6.5 Tomada d’água
A água é captada pela tomada d’água, que é localizada o mais próximo possível da casa de máquinas, diminuindo o trecho de adução para a mesma altura de queda. Sua implantação é feita em terreno firme, em posição que capte as vazões da água (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
2.6.6 Adução
Compreendendo o sistema de ligação da água entre a tomada d’água e a casa de máquinas e apresentado em três concepções nos arranjos, que são:
a) Adução entre a tomada d’água e a câmera de carga com um escoamento livre por canal de adução em alta pressão entre a câmara de carga e a turbina, através da tubulação forçada;
b) Adução entre tomada d’água e a câmara de carga em baixa pressão, por meio de tubulação, e adução entre a câmara de carga e a turbina, em alta pressão, através de tubulação forçada;
c) Adução em canal ou tubulação em baixa pressão, sem tubulação forçada, nos casos de turbinas tipo caixa aberta.
A escolha final de um dos tipos descritos acima dependerá das condições topográficas e geológicas que apresenta o local da central.
Para o caso de sistemas de adução longos, quando há inclinação de encosta e o material do terreno for favorável à construção de um canal a baixo custo, esta deverá ser, em geral, a solução mais econômica, por diminuir o comprimento em tubulação entre a tomada d’água e a casa de máquinas.
Para sistemas de aduções curtos, deverá ser estudada opção para uma tubulação única para os trechos de baixa e alta pressão (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
2.6.7 Definição de queda
A diferença de altura entre casa de máquinas e barragem é definida como queda bruta da água, e pode ser medida conforme a Figura 2. Contudo, pode ser usado o Google Earth para obter essas informações. As alturas das quedas são definidas como:
b) Baixa: 10 < H ≤ 50 m; c) Média: 50 < H ≤ 250 m;
d) Alta: H ≥ 250 m (ELETROBRAS; DNAEE, 1985). Figura 2 – Medição de queda
Fonte: ELETROBRAS; DNAEE (1985).
2.6.8 Casa de máquinas
Toda a energia hidráulica é convertida em energia elétrica na casa de máquinas. As variações de níveis d’água a jusante da casa de máquinas condicionam o funcionamento da turbina (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
Desta forma, a escolha da cota de piso da casa de máquinas deverá ser por um valor suficientemente alto para ficar protegido das vazões de cheia, sem prejudicar, contudo, a altura de queda conveniente ao grupo gerador (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
Nos casos em que haja possibilidade de abaixamento do nível d’água além do limite suportável pelo tubo de sucção da turbina, prejudicando seu funcionamento, será necessário adotar uma solução adequada. Nestes casos, ou ainda em situação topograficamente favorável, esta necessidade pode ser atendida por uma soleira de controle de níveis d’água a jusante do tubo de sucção, capaz de criar as referidas condições de funcionamento do tubo.
Outro aspecto a ser considerado no posicionamento da casa de máquinas consiste na estrutura do terreno onde será implantada. A natureza deste terreno irá determinar fundações mais robustas em áreas escavadas maiores e até mesmo tratadas
estruturalmente. Assim sendo, a escolha inicial afeta fundamentalmente o custo final (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
2.6.9 Forma de captação de água
A forma de captação de água pode ser classificada como: a) Desvio e em derivação;
b) Leito de rio, de barragem ou de represamento (REIS, 2017). 2.6.10 Barragem
As barragens têm como principais finalidades: a) Represar água para captação e desvio;
b) Elevar o nível d’água para aproveitamento elétrico e navegação;
c) Represar água para regularização de vazões de amortecimento de ondas e enchentes (REIS, 2017).
Se necessária a construção de uma barragem para garantir a funcionalidade da tomada d’água, deve-se escolher o tipo de barragem levando em consideração os seguintes fatores:
a) A barragem de terra é apropriada para vales abertos, em locais onde haja grande disponibilidade de solo argiloso ou arenoargiloso, e espaço suficiente para situar o vertedouro em uma das margens. O material escavado para a construção do canal de adução e do vertedouro pode ser utilizado para sua construção;
b) Barragem de alvenaria de pedra argamassada, barragem de concreto e barragem de Ambursen.
Esses tipos de barragem são recomendados para vales, com no máximo 100 m de largura, apresentando boas condições de fundação em rocha pouca fraturada, e onde a construção de um vertedouro lateral seria problemática devido a encostas íngremes e rochosas, sendo, portanto, necessário que a água verta por sobre o corpo da barragem. A decisão entre a barragem de alvenaria de pedra e a barragem de concreto deve ser tomada após considerar as condições locais, disponibilidade local de materiais de construção, dimensões, tempo de construção e custo. Modelo de barragem pode ser visualizado na Figura 3 (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
Figura 3 – Barragem de alvenaria de pedra argamassada
1) Mureta de proteção 2) Crista da barragem 3) Crista do trecho vertedouro 4) Corpo da barragem
5) Parede lateral da bacia de dissipação 6) Parede final da bacia
7) Enrocamento de proteção
8) Laje da bacia de dissipação (para rocha fraturada) 9) Superfície natural da rocha
10)Superfície natural do terreno Fonte: ELETROBRAS; DNAEE (1985).
2.6.11 Canal de fuga
Canal de fuga é a estrutura por onde a água vai voltar ao córrego após a passagem pela turbina. Na saída da turbina a água pode apresentar velocidade razoável, e para evitar erosão, tanto no fundo como nas paredes do canal.
No caso de turbinas com tubo de sucção, quando se quer colocar a casa de máquinas mais afastada da margem do rio, em terreno mais alto para diminuir o comprimento da tubulação forçada e ficar fora da área de inundação, torna-se necessário a instalação de uma soleira afogadora na saída do tubo de sucção. A soleira tem função de afogar a boca do tubo de sucção com criação de um nível d’água de restituição artificial mais alto que o nível d’água natural do rio (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
Figura 4 – Canal de fuga
Fonte: ELETROBRAS; DNAEE, 1985.
2.6.12 Blocos de apoio e de ancoragem
A tubulação que traz água da tomada d’água até a casa de máquinas, quando fabricada em aço, deve ser instalada sobre blocos de apoio e de ancoragem. Os blocos de apoio dão o necessário apoio à tubulação, permitindo o deslizamento livre sobre eles, e são construídos em espaçamentos iguais entre si. Os blocos de ancoragem têm função de absorver os esforços ao longo da tubulação e são construídos em trechos retos longos e em pontos de mudanças de direção, logo antes da casa de máquinas (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
2.6.13 Tubulação
São usados dois tipos de tubulação em projetos de centrais hidrelétricas, tubulação em baixa pressão e tubulação forçada. Se for possível, sempre utilizar um canal aberto para conduzir água desde a tomada d’água até a câmara de carga, por questões econômicas.
Quando as condições ambientais não forem favoráveis, então se constrói um canal a céu aberto, com intuito de levar água em uma tubulação de baixa pressão, que tem função de transferir carga hidráulica existente na tomada d’água para câmara de carga.
Já para conduzir água da câmara de carga para a turbina, na casa de máquinas é necessária uma tubulação que suporte uma maior pressão, por isso que se denomina tubulação forçada.
Pode-se determinar o diâmetro interno da tubulação para os dois tipos mencionados, sob pressão, através da equação (2):
D=K* Q0,388*
(
LH)
0,204 (2) Tal que: Q = vazão do projeto, em m³/s, D = diâmetro da tubulação, em cm, L = comprimento da tubulação, em m, H = altura da queda bruta d’água, em m eK = uma constante (ELETROBRAS; DNAEE, 1985). 2.6.14 Turbinas hidráulicas
A turbina hidráulica efetua a transformação da energia hidráulica em energia mecânica. Seu funcionamento é simples, é o mesmo princípio da roda d’água, que é movimentada pela água. O gerador elétrico tem seu rotor acionado por acoplamento mecânico com a turbina que transforma energia mecânica em elétrica. São usados geradores síncronos porque o sistema deve operar em frequência fixa. Para controlar a potência elétrica do conjunto, são usados reguladores de tensão e velocidade (REIS, 2017).
A quantidade de turbinas e seu tipo devem ser definidos dependendo das especificações a que sua central hidrelétrica deve atender, técnica e economicamente, durante sua vida útil – uma programação específica de carga (SOUZA, 1992).
Então é necessário conhecer, além da programação específica de carga, o seguinte:
a) Vazão de descarga e queda líquida de projeto; b) Queda máxima, com a vazão de projeto; c) Queda mínima;
d) Níveis máximos e mínimo do canal de fuga; e) Análise físico-química da água;
f) Topografia, geologia e geotecnia da região onde será implantada a casa de máquinas;
g) Características do sistema de baixa e alta pressão.
Temos quatro tipos de turbinas mais utilizadas em hidrelétricas, que são: a) Pelton;
b) Francis; c) Kaplan;
d) Propeller (SOUZA, 1992).
A escolha da turbina simplificadamente depende da queda e vazão d’água. Assim, pode-se dizer que a Pelton é a mais utilizada em grandes quedas, a Francis é utilizada em quedas médias, entre 40 e 500 m, e a turbina Kaplan é utilizada em baixas quedas, assim como a Propeller. A diferença entre a Propeller e a Kaplan é que a primeira tem as pás fixas, já na Kaplan as pás são reguláveis (REIS, 2017).
As turbinas Francis, Propeller e Kaplan desenvolvem potência com ação da pressão constante da água e sua velocidade, e são chamadas de turbinas de reação.
Nos dias de hoje existem turbinas do tipo “S” para baixas quedas tipo a Bulbo. Essas turbinas têm eixo na posição horizontal e o conduto forçado da entrada de água e o tubo de sucção formam um S deitado. As turbinas tipo Bulbo alojam o gerador dentro de uma carcaça em formato de bulbo, com a água passando pelo seu lado externo para acionamento da turbina por meio de suas pás (REIS, 2017).
Ressalta-se que os tipos de turbinas descritos acima são os mais usados no mundo. Existem outros tipos de turbinas e poderão ser encontrados, principalmente, em usinas de pequeno porte (mini e micro usinas) nas quais a simplicidade e criatividade são muito importantes para garantir a economia e eficiência do projeto. Em geral são usadas em comunidades isoladas, sítios, fazendas etc. (REIS, 2017).
2.6.15 Geradores síncronos
Como o nome já diz, o gerador é uma máquina que recebe energia mecânica da turbina e converte em energia elétrica, usando o princípio da indução magnética.
A potência do gerador será determinada com a potência da turbina. O gerador deverá ser trifásico, com tensões de 220 ou 380 V, entre fases, dependendo de cada região. O fator de potência deverá ser de 0,92 e determinação do número de polos e sobrevelocidades (60 Hz).
Nesta faixa de potência é utilizado o acionamento direto ou indireto (correia ou redutor) do gerador, com número de polos e velocidade mostrados na Tabela 1.
Tabela 1 – Número de polos
RPM NÚMERO DE POLOS
900 8
1800 6
1200 4
Fonte: ELETROBRAS; DNAEE, 1985.
O gerador deverá suportar uma velocidade de arranque 180% maior que a velocidade nominal, quando estiver acoplado em uma turbina hidráulica com queda de 20 a 100 m, com queda abaixo de 20 m, o gerador deverá suportar uma velocidade de arranque de 230% da velocidade nominal (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
2.6.15.1 Regulador de velocidade
Quando se for comprar o regulador de velocidade, têm que ser levados em conta o custo, a distância da central até a carga e o tipo de carga. Se levarmos em conta o custo, se a potência for acima de 20 kW, é viável e é utilizado um regulador hidráulico que é acoplado dentro da turbina, regulando a entrada de água para que a rotação não aumente e não diminua. Esses reguladores consomem cerca de 20% da energia elétrica gerada. Agora, se for abaixo de 20 kW, a regulação de frequência deverá ser feita pelo controle manual da vazão da água e/ou da carga (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
2.6.15.2 Volante de inércia
Eletrobras e DNAEE (1985) Afirma que o volante de inercia é um disco de ferro fundido ou aço, instalado no eixo da turbina, que dá um auxílio no controle de variação de carga. Quando estiver em movimento, a sua massa absorverá pequenas variações de carga, atrasando assim o efeito da variação de rotação.
2.6.15.3 Sistema de excitação
De acordo com Eletrobras e DNAEE (1985), o sistema deve ser capaz de manter a tensão nos terminais do gerador dentro de uma faixa razoável de regulação de tensão.
2.6.15.4 Aterramento
Como aponta Eletrobras e DNAEE (1985) “neutro do gerador e o quadro de comando deverão ser aterrados, com uma haste de 3 m com 16 mm de diâmetro. Deverá ser enterrada para servir de ponto de aterramento”, pode se acrescentar sal grosso ou mineral ao redor da haste para tratar o solo e diminuir a resistência de aterramento.
2.6.15.5 Quadro de comando
Os instrumentos de medição e dispositivos de controle necessários para operação do gerador devem ser montados em um quadro de comando do gerador (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
2.6.15.6 Dispositivo de proteção
Recomenda-se utilizar dispositivos de proteção, tanto contra curto-circuito ou sobrecarga logo se emprega um disjuntor termomagnético, para proteção do gerador contra sobretensões de origem atmosférica. Deve-se considerar os seguintes casos:
a) Conexão direta do gerador à linha de transmissão;
b) Conexão do gerador à linha de transmissão através de transformador.
No primeiro caso é recomendada a instalação de para-raios tipo distribuição na linha, para-raios especiais de 650 V e capacitores de 1 µF por fase nos terminais do gerador. No segundo caso recomenda-se a instalação de para-raios somente junto ao transformador
elevador. Geradores não ligados a linhas aéreas não necessitam de capacitores e para-raios para sua proteção (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
Figura 5 – Diagrama unifilar
Fonte: ELETROBRAS; DNAEE (1985).
2.6.16 Subestação
As subestações funcionam como ponto de controle em um sistema de transmissão de energia elétrica, direcionando fluxo, transformando os níveis de tensão para redução perdas.
Contudo nas micros centrais hidrelétricas devem ser instaladas junto à casa de máquinas. Para o dimensionamento do transformador, igual à potência máxima do gerador em kVA. A tensão nominal do secundário deve ser igual à tensão do gerador, e a tensão nominal do primário igual à tensão adotada para a linha.
No transformador não pode usar fluido isolante que polua o meio ambiente. A ligação do gerador e subestação deverá ser feita por meio de cabos isolados (ELETROBRAS; DNAEE, 1985).
2.6.17 Linhas de transmissão
Tem finalidade de transmitir a energia gerada até algum ponto de consumo, para que isso ocorra, é necessário que se encontre conectada com cabos condutores.
Os elementos a serem considerados no projeto da linha para conduzir a energia elétrica até o local de consumo são apresentados a seguir:
a) Tensão na transmissão; b) Escolha do cabo condutor.
A tensão de transmissão depende de diversos parâmetros, tais como a potência a ser transmitida e o comprimento da linha.
A tensão de transmissão deve ser igual à do gerador sempre que possível. Quando isso não for possível, devido ao limite de perdas de potência ou à necessidade de condutores, de bitolas exageradamente grande e de alto custo, a tensão de geração deve ser aumentada através de um transformador elevador instalado na saída da casa de força.
As tensões do gerador padronizadas usadas pela maioria dos fabricantes de geradores são as de 110 V, 220 V e 380 V.
A escolha do cabo condutor para adequação da linha deve ser projetada para os sistemas monofásicos ou trifásicos, dentro das seguintes condições:
a) Tipo de cabo;
b) Bitola do cabo com 6 fios; c) Queda de tensão na linha; d) Fator de potência;
e) Temperatura do ambiente; f) Frequência da corrente;
3 DADOS E ESTRUTURA DA MICRO CENTRAL HIDRELÉTRICA
3.1 LOCALIZAÇÃO
O local onde foram realizados os estudos relacionados à micro central hidrelétrica fica no município de Armazém, no sul do Estado de Santa Catarina, conforme mostra a Figura 6. Na propriedade a casa de força situa-se nas coordenadas 28°16'17,17"S e 49°3'4,56"O, e a barragem nas coordenadas 28°16'22,23"S e 49°3'5,41"O.
Tendo em vista que o local onde será feito o estudo já possui estrutura de barragem, esta será aproveitada, assim condicionando uma viabilidade atrativa para o investidor.
Figura 6 – Localização geográfica MCH
Fonte: os autores.
3.2 CLASSIFICAÇÃO
De acordo com Eletrobras e DNAEE (1985), foi classificada a micro central hidrelétrica como uma usina a fio d’água.
3.3 ESTUDO HIDROENERGÉTICO INICIAL
Concluído o trabalho de campo, foi constatada uma queda bruta de 13 m, segundo o Google Earth, como mostra a Figura 7, sendo que a casa de máquinas consta a 65 m acima
do nível do mar. Na barragem, como mostra a Figura 8, a elevação é de 78 m, onde constatamos que o desnível entre barragem e casa de máquinas é de 13 m.
Figura 7 – Elevação do nível do mar na casa de máquinas
Fonte: os autores.
Figura 8 – Elevação do nível do mar na barragem
3.4 VAZÃO DE PROJETO
Escolheu-se um terreno com as melhores características técnicas, para obtenção dos cálculos para o dimensionamento da micro central hidrelétrica. Considerando que as medições foram realizadas em um longo período de estiagem, para efeito de dimensionamento adotou-se como vazão mínima.
Foram utilizadas estacas de madeira e fixadas para determinar a área do leito do rio, mostrada na Figura 9. As estacas foram interligadas entre si com uma corda, para que fosse possível com um cronômetro a marcação da velocidade.
Figura 9 – Medição da área
Fonte: os autores.
Seguiu-se o manual técnico da Eletrobras e DNAEE (1985) para todo equacionamento e utilizando o método flutuador, como mostra a Figura 10, em uma distância de 1,5 m entre a primeira e a segunda estaca, foram obtidos os seguintes resultados de velocidade:
Tabela 2 – Ensaios de velocidade de água
Medição Tempo medido Distância (fixa) Velocidade
1ª 3,61 s 1,5 m 0,415 m/s (v1) 2ª 3,86 s 0,388 m/s (v2) 3ª 3,73 s 0,402 m/s (v3) 4ª 3,67 s 0,408 m/s (v4) Média 3,71 s 0,404 m/s (Vméd) Fonte: os autores.
Figura 10 – Medição pelo método flutuador
Fonte: os autores.
Para obter definitivamente o valor da vazão, fez-se necessário mensurar a área das secções transversais do rio, mostrada na Figura 1. Assim, utilizou-se um instrumento de medição, metro, onde foi mensurado a profundidade do córrego a cada 20 cm no ponto inicial e final de uma margem à outra, como mostrado na Figura 11.
Figura 11 – Medição das secções transversais
Fonte: os autores.
Foi utilizado o software Autocad para realizar o layout, contendo todas as informações necessárias para encontrar a área das secções transversais nos dois pontos, conforme Figura 12.
Figura 12 – Medida da área transversal em milímetros
Fonte: os autores.
Cálculo de área média das secções, segundo equação (3): Amed=área1+área2
2 (3)
Amed=0,268108m²+0,2705m²
2 =0,269304m²
Logo, obtendo a área com as velocidades, conseguimos calcular a vazão mínima do córrego, de acordo com a equação (4):
Q=Vmed∗Amed (4) Onde:
Q = vazão mínima;
Vmed = Velocidade média; Amed = Área média.
Q=0,404m
s *0,268304m²= 0,1084m³/s
3.5 DETERMINAÇÃO DE CHEIAS MÁXIMAS
Para se determinar a vazão de cheia máxima é necessário um estudo hidrológico do córrego através de uma campanha de medição de longa data. Não havendo essas
informações disponíveis em um banco de dados, adotamos a vazão mínima para efeito de geração e cálculo de potência instalada.
Segundo o proprietário o córrego encontra-se em vazão mínima durante a maior parte do ano, porém nos períodos de fortes chuvas a água escoa rapidamente, não aproveitando esse potencial.
3.6 RESERVATÓRIO
De acordo com a Aneel (2011), pequena central hidrelétrica a fio d’água só utiliza reservatório suficiente para atender à demanda diária ou semanal, ou que utilize diretamente a vazão do córrego para geração de energia.
3.7 BARRAGEM
A barragem é uma estrutura já existente construída há 20 anos, segundo o proprietário do terreno, o mesmo foi construído para outros fins, conforme a Figura 13. A barragem foi construída com pedra e concreto armado, no modelo muro de gravidade, com as seguintes dimensões: 4,5 m de largura, 2 m de altura.
Projetou-se um compartimento de entrada para tomada d’água, logo fixando uma grade para proteção de corpos flutuantes.
Figura 13 – Barragem
3.8 VERTEROURO
Segundo a Eletrobras DNAEE (1985), o vertedouro pode ser incorporado sobre o próprio corpo da barragem, ao longo de toda a extensão da crista ou parte dela, isto é, a água ao exceder sairá por cima da barragem seguindo o curso natural do rio, como mostrado na Figura 14.
Figura 14 – Vertedouro
Fonte: os autores.
3.8.1 Determinação da vazão de cheias máximas
Não foi determinada uma vazão de cheia máxima para o dimensionamento do vertedouro porque na concepção do projeto não foi previsto um vertedouro com capacidade vertente específica para esse tipo de vazão. A barragem terá apenas a função de manter o nível mínimo na entrada do conduto forçado, ficando submersa durante os períodos de cheia do córrego em questão.
3.9 TOMADA DA ÁGUA
Para o dimensionamento da boca da tomada d’água, de acordo com Eletrobras e DNAEE (1985), “deve-se primeiramente dimensionar a comporta, que será construída de pranchões de madeira instalada sobre a parede divisória, entre a secção desarenadora e o compartimento da tomada da tubulação forçada”. Para o dimensionamento da área da comporta segue-se a equação (5).
A velocidade máxima recomendada para tubulação onde passa a comporta não pode ser superior a 3 m/s segundo a equação (5), e a dimensão da boca da tomada d’água deve ser definida de forma que a velocidade não seja superior a 1 m/s segundo a equação (6), e que seja respeitada uma submergência mínima em relação ao teto da comporta de 1,5 vezes a altura da comporta segundo a equação (8). O desarenador terá uma pequena comporta de madeira de 30 cm × 30 cm. área mín. da comporta=Q v v ≤ 3 m/s (5) área mín. da comporta= 0,104 3 = 0,03613 m² área da boca=Q v v ≤ 1 m/s (6) área da boca=0,1081 1 = 0,1084 m²
Adotando-se uma largura de boca de 40 cm, pela equação (7): HT = área da boca
0,40 = 0,271 m
(7)
Respeitando a submergência de 1,5*HT:
Altura da boca = 1,5 * 0,271 = 0,4065 m (8) Diante dos cálculos, foi assumida uma boca superdimensionada de tomada d’água de 80 cm × 118 cm (A × L), para que em níveis de extrema chuva ela não fique submersa.
Figura 15 – Desenho da tomada d’água
Fonte: os autores.
3.10 TUBULAÇÃO
Segundo Eletrobras e DNAEE (1985), existem dois tipos de tubulações para micro centrais hidrelétricas, as tubulações de baixa pressão e as tubulações de alta pressão, ou conduto forçado. Pode-se determinar o diâmetro interno da tubulação de baixa e alta pressão através da equação (9):
D=K* Q0,388L0,204
H0,204 (9) 3.10.1 Diâmetro interno do conduto forçado
Considerando tubulação de aço e os valores encontrados em campo, temos os seguintes cálculos de diâmetro interno da tubulação:
D=52,815*0,10840,3881640,204 130,204 (9)
D = 37,4 cm
Conhecendo o diâmetro interno, e a vazão (Q), na tubulação, calcula-se a velocidade de escoamento no conduto forçado, pela equação (10):
V=Q
V=4*0,1084
π*0,374² = 0,986 m/s
De acordo com Eletrobras e DNAEE (1985), o conduto de aço, pode-se obter uma velocidade máxima de 5 m/s, então calculamos o mínimo da secção do conduto, aumentando a velocidade da água no mesmo.
Como foi realizada a medição em um período de baixo nível de água, foi adotado uma velocidade de 3,5 m/s e com esse resultado foi possível calcular o diâmetro do conduto forçado utilizando a equação (11).
3,5=4*0,1084 π* D2 (11)
3,5*(π*D²) = 0,4336
D = 0,1985 m, adotado o de 0,20 m padrão de vendas. 3.10.2 Espessura do conduto forçado
De acordo com Eletrobras e DNAEE (1985), a parede da tubulação interna de aço é submetida a uma pressão interna, considerando uma sobrepressão de 35%, a resistência do aço a tração é de 1400 kgf/cm² e uma eficiência de junta de solda igual a 80%, e adicionando uma espessura de corrosão “es” de 1 mm, representado na equação (12).
e = HD 16600+es (12) Tal que: e = espessura da parede em mm, D = diâmetro interno em mm,
H = pressão estática (altura da coluna de água), es = espessura de corrosão e
e = 13∗198,5
16600 +1 = 1,1554 mm
De acordo com Eletrobras e DNAEE (1985), a espessura mínima para a tubulação deve ser de 4,76 mm.
3.11 DIMENSIONAMENTO DOS BLOCOS DE APOIO OU SELAS
O dimensionamento dos blocos de apoio foi projetado para terrenos que tenham uma resistência mínima a compressão de 1,5 kgf/cm². Segundo Eletrobras e DNAEE (1985), “areia grossa e areia pedregosa, bem graduadas e fofas, possuem valores básicos de compressão de 8 kgf/cm²”, que é o caso do terreno da micro central hidrelétrica em questão, logo, na Tabela 3 consta as dimensões dos espaçamentos entre elas.
Tabela 3 – Espaçamento entre selas Diâmetro
D (m) Espaçamento L (m) Diâmetro D (m) Espaçamento L (m) Diâmetro D (m) Espaçamento L (m)
0,15 3,00 0,55 5,50 0,95 6,80 0,20 3,50 0,60 5,70 1,00 6,90 0,25 3,90 0,65 5,90 1,05 7,10 0,30 4,20 0,70 6,00 1,10 7,20 0,35 4,50 0,75 6,20 1,15 7,30 0,40 4,80 0,80 6,40 1,20 7,40 0,45 5,00 0,85 6,50 - -0,50 5,30 0,90 6,70 -
-Fonte: ELETROBRAS; DNAEE (1985).
Como foi adotado um conduto de aço com diâmetro de 0,20 m, o espaçamento entre selas será de 3,5 m.
3.12 CÁLCULO DE POTÊNCIA BRUTA
Para o cálculo da potência bruta não foi considerado perdas de tubulação e rendimento da turbina, como descrito na equação (13):
P= g*Q*H (13) P= 9,81*0,1084*13 P= 13,82 kW h Tal que: P = Potência (kW), G = Gravidade (m/s²), H = Vazão (m³/s) e Q = Queda bruta (m)
3.13 SELEÇÃO DO TIPO DE TURBINA
Para se determinar o modelo de turbina mais adequado para cada instalação, vários fatores devem ser levados em consideração, entre eles, queda, vazão e velocidade de rotação. Assumimos a queda líquida de 13 m e uma distância de 163 m entre casa de máquinas e barragem e uma vazão de 0,108 m³/s. De acordo com a empresa Betta Hidroturbinas (2019), a qual realizou análises dimensionais e técnicas da micro central hidrelétrica, foi determinada a escolha da turbina, que deverá ser uma Michell Banki 10 kva. Como trata-se de uma microturbina, o rendimento da mesma será de 75%, do multiplicador de rotação será de 80% e do gerador 85%.
Figura 16 – Conjunto turbina e gerador Michell Banki
Fonte: Betta Hidroturbinas.
3.14 DETERMINAÇÃO FINAL DA QUEDA LÍQUIDA E DA POTÊNCIA INSTALADA PARA EFEITO DE GERAÇÃO
De acordo com Reis (2017), para determinar a potência líquida instalada, utilizou-se a equação (1). Segundo a Betta Hidroturbinas (2019), devido à longa distância do conduto forçado, que é 163 m, haverá uma perda de carga de 2,1 m. Logo, para os cálculos, a altura da casa de máquinas até a barragem deve ser considerada de 10,9 m.
P= TOT*g*Q*Hƞ (1) P= 0,75*0,8*0,85*9,81*0,1084*10,9
