grupos geradores utilizando bomba funcionando como turbina

Universidade Federal de Minas Gerais - UFMG Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Engenharia Elétrica – CPDEE

Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica – PPGEE

Grupos Geradores Utilizando Bomba Funcionando Como Turbina:Um Estudo de Viabilidade Técnica

e Econômica

Robinson Percy Holder

Belo Horizonte Fevereiro de 2005

Robinson Percy Holder

Grupos Geradores Utilizando Bomba Funcionando Como Turbina:Um Estudo de Viabilidade Técnica

e Econômica

Dissertação apresentada à banca examinadora designada pelo Colegiado do Programa de Pós Graduação em Engenharia Elétrica, da Escola de Engenharia da Universidade Federal de Minas Gerais, como parte dos requisitos necessários à obtenção do grau de Mestre em Engenharia Elétrica.

Orientador: Prof. Carlos Barreira Martinez Co-Orientador: Prof. Selênio Rocha Silva

Belo Horizonte

Robinson Percy Holder. Grupos Geradores Utilizando Bomba Funcionando Como Turbina:Um Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica. Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, da Escola de Engenharia da Universidade Federal de Minas Gerais.

____________________________________________________________ Carlos Barreira Martinez (Orientador) – UFMG

____________________________________________________________ Selênio Rocha Silva (Co-Orientador) – UFMG

i

Agradecimentos

Aos meus pais, por todo o apoio dado, compreensão, amor e tudo mais que somente

pais como vocês sabem dar. Amo vocês!

Aos meus irmãos, que mesmo tão longe não perderam o carinho e afeto. Mana, Mano

e Juju: Que nosso companheirismo seja sempre prioridade em nossas vidas.

À minha linda sobrinha Isabela.

À minha namorada (Nauana), pelo companheirismo, compreensão e amor dedicado em

todos os momentos.

Ao amigo e orientador Prof. Carlos Barreira Martinez, pela confiança apoio e

paciência. Com certeza aprendi muitas coisas que vão além de tudo que desenvolvi neste

tempo em que estou no CPH.

Ao amigo e co-orientador Prof. Selênio Rocha Silva, que da mesma que forma que o

Martinez me ensinou muita coisa desde o tempo de graduação.

Ao Prof. Walmir Matos Caminhas, pelo apoio dado em forma de acesso ao laboratório

de máquinas elétricas.

Aos amigos da turma 97-02: Criolo, Fru, Malone, Chinês, Fábio, Pep e Daniel. Com

certeza pessoas pelas quais tenho grande carinho.

Aos amigos Torinha, Flavinha, Cris, Everton e Doriana. Amizades que fiz no CPH e

pessoas que sabem a parcela de contribuição que cada uma têm na minha vida.

Aos amigos da sala “Hudson Gotardo Costa”, atualmente conhecida como

almoxarifado do Departamento de Engenharia Elétrica, Hudim e Birusca.

Aos amigos do LEAT e CPH, que de alguma forma me ajudaram nesta etapa.

Aos que por hora não me recordo de agradecer.

ii

Ao sô Robinson e Verinha,

Para Mana, Mano, Juju e Belinha.

À minha Morena.

iii

“Ando devagar porque já tive pressa

e levo este sorriso, porque já chorei demais

Hoje me sinto mais forte, mais feliz quem sabe

eu só levo a certeza de que muito pouco eu sei, eu nada sei...

Todo mundo ama um dia, todo mundo chora,

Um dia a gente chega, no outro vai embora

Cada um de nós compõe a sua história,

e cada ser em si carrega o dom de ser capaz,

e ser feliz.”

(Renato Teixeira)

iv

Resumo

Este trabalho apresenta um estudo sobre máquinas de fluxo originalmente projetadas

para trabalharem como bomba, sendo utilizadas como turbinas. O equipamento, operando

dessa forma, é chamado de Bomba Funcionando como Turbina (BFT).

O modelo utilizado neste trabalho para conversão dos modos bomba / turbina utilizado

foi aquele desenvolvido por Willians (1995). Uma bancada protótipo foi desenvolvida, onde

foram realizados ensaios de rendimento e desempenho. Nos ensaios de rendimento e

desempenho foi utilizado como carga um freio do tipo Prony. Posteriormente, foi acoplada ao

eixo da BFT uma máquina de indução, onde este novo arranjo juntamente com um módulo de

medição de grandezas elétricas constituíram uma bancada de estudos de fluxo de potência

com a rede elétrica.

Finalizando o trabalho, foi feito o dimensionamento de uma unidade piloto a ser

implantada na vazão sanitária da usina hidroelétrica Ervália, pertencente à Companhia Força e

Luz Cataguazes-Leopoldina. Além do dimensionamento, foi feito o estudo de viabilidade

econômica, sendo seus resultados apresentados na forma de um ábaco, que possibilita a

determinação do valor mínimo de venda da energia gerada em função da taxa de interesse e

do tempo de retorno esperado, levando-se em consideração os encargos com impostos

atualmente praticados no Setor Elétrico Brasileiro.

v

Abstract

This work deals with a study about the performance and efficiency of conventional

pumps working as turbines. Those flow machines performing as turbines are called “pumps as

turbines” (PAT).

The model proposed by Willians (1995) to convert the operating mode from pump to

turbine is used in this work. A test bench is specially built with a prototype of a PAT to allow

the development of the performance and efficiency tests on the machine. In those tests, a belt

brake system, similar to a Prony brake system, is employed to provide torque to the rotating

machine shaft. Afterwards, a measurement module using an induction electrical machine has

been connected to the PAT shaft in order to permit the evaluation of the power flow exchange

between the hydrogenerator unit and the electrical grid.

At the final part of this work, a pilot unit has been designed to be installed into the

sanitary discharge of the hydroelectric power plant Ervália, which is owned by Companhia

Força e Luz Cataguaes-Leopoldina (CFLCL). Also, a study about the economical feasibility

with respect to the use of PATs on Ervália has been carried out. The results generated by the

economical analysis are presented on charts, which allow to estimate the minimum market

price for the electric energy being generated in function of the interest rate and of the financial

return rate of the capital investment, taking into account all taxes and financial costs required

by Brazilian law for the electrical sector.

Sumário

1 Aspectos Gerais ______________________________________________ 1

1.1 Introdução _________________________________________________________ 1

1.2 Objetivos da dissertação ______________________________________________ 2

1.3 Revisão histórica ____________________________________________________ 3

1.4 A oportunidade do trabalho proposto ___________________________________ 5

1.5 Aplicação __________________________________________________________ 6

1.6 Organização do texto ________________________________________________ 8

2 Conceitos Básicos ____________________________________________ 11

2.1 Introdução ________________________________________________________ 11

2.2 Os sistemas elétricos de potência ______________________________________ 11 2.2.1 Sistemas isolados _____________________________________________________________ 12 2.2.2 Sistemas interligados __________________________________________________________ 16

2.3 Sistemas hidrogeradores _____________________________________________ 19 2.3.1 Unidades hidrogeradoras convencionais ___________________________________________ 19

2.3.1.1 Turbinas Pelton ____________________________________________________________ 20 2.3.1.2 Turbinas Francis ___________________________________________________________ 23 2.3.1.3 Turbinas Kaplan ___________________________________________________________ 27 2.3.1.4 Tubos de sucção de turbinas convencionais ______________________________________ 31

2.3.2 Unidades hidrogeradoras BFT ___________________________________________________ 34 2.3.2.1 Pesquisa em BFTs no mundo __________________________________________________ 36

2.4 Comentários finais do capítulo _______________________________________ 41

3 O Trabalho Desenvolvido _____________________________________ 42

3.1 Introdução ________________________________________________________ 42

3.2 Máquina de indução ________________________________________________ 42 3.2.1 Estudos da máquina de indução como gerador ______________________________________ 44

3.3 Estudo de perdas energéticas _________________________________________ 46 3.3.1 A BFT _____________________________________________________________________ 46 3.3.2 Estudo das equações de transformação ____________________________________________ 47 3.3.3 Determinação do rendimento da BFT _____________________________________________ 50

3.4 Estudos do Sistema BFT – Máquina de Indução: ________________________ 54

4 Estudo de Caso ______________________________________________ 64

vii

4.1 Introdução ________________________________________________________ 64

4.2 Caracterização do aproveitamento da água residual da UHE Ervália _______ 66

4.3 Dimensionamento de um conjunto BFT-MI a ser instalado na vazão sanitária da UHE Ervália ___________________________________________________________ 67

4.4 Estudos da unidade ITAP 125-200 ____________________________________ 71

4.5 O sistema elétrico proposto __________________________________________ 76

4.6 Análise de viabilidade _______________________________________________ 78 4.6.1 Conceitos básicos de Engenharia Econômica _______________________________________ 79 4.6.2 Resultados das simulações ______________________________________________________ 81

5 Conclusões _________________________________________________ 90

5.1 Conclusões ________________________________________________________ 90

5.2 Recomendações para trabalhos futuros ________________________________ 91

Referências Bibliográficas _______________________________________ 94

Anexos _______________________________________________________ 99

A - Desenhos da UHE Ervália: ___________________________________________ 99

B - Ábacos de Simulação do Estudo de Viabilidade – Horizonte 10 anos _______ 106

C - Ábacos de Simulação do Estudo de Viabilidade – Horizonte 15 anos _______ 110

D - Ábacos de Simulação do Estudo de Viabilidade – Horizonte 20 anos _______ 114

E - Ábacos de Simulação do Estudo de Viabilidade – Horizonte 30 anos _______ 118

viii

Abreviaturas

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica.

BFT – Bomba funcionando como turbina.

CA – Corrente alternada.

CC – Corrente contínua.

CFLCL – Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina.

CPH – Centro de Pesquisas Hidráulicas e Recursos Hídricos.

cv – Cavalo vapor.

DFIG – Doubly Fed Induction Generator.

DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica.

FRC – Fator de recuperação de capital.

GI – Gerador de indução.

H x Q – Altura x Vazão.

LT – Linha de transmissão.

MI – Máquina de indução.

MME – Ministério de Minas e Energia.

ONS – Operador Nacional do Sistema.

ix

PAT – Pump as turbine.

PCH – Pequena Central Hidroelétrica.

PIA – Produtores Independentes Autônomos.

PNPCH – Programa Nacional de Pequenas Centrais Hidroelétricas.

PME – Ponto de melhor eficiência.

PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia.

SIN – Sistema Elétrico Interligado Nacional.

UHE – Usina hidroelétrica.

x

Lista de Símbolos

γ – Peso específico.

σ – Coeficiente de Thoma.

g – Aceleração da gravidade.

máxη – Rendimento máximo no ponto de operação como bomba.

ω – Rotação.

BFTω – Rotação no modo turbina.

Bombaω – Rotação no modo bomba.

A/div – Ampère por divisão.

Ce – Custo da energia gerada.

Ci – Custo da instalação.

d – Diâmetro do jato.

D – Diâmetro do rotor.

fcQ – Fator de correção de vazão.

fcH – Fator de correção de altura.

g - Gravidade

H – Altura manométrica.

Hb – Pressão barométrica.

xi

HBFT – Altura disponível.

HBomba – Altura como bomba.

Hs – Altura de sucção.

hv– Tensão de vapor na temperatura do escoamento.

i = Taxa de juros.

JTS – Perdas no tubo de sucção.

l – Comprimento.

Lanual – Lucro anual.

m- Massa.

M – Momento.

ms/div – Milisegundo por divisão.

mD,d – Relação diâmetro rotor / diâmetro jato.

ns – Velocidade específica.

n – Velocidade de operação.

np – Horizonte de análise.

psr – Pressão na saída do rotor.

P – Potência.

Peixo – Potência no eixo da BFT.

Pinst – Potência da unidade.

Q – Vazão.

QBFT – Vazão disponível.

xii

QBomba – Vazão como bomba.

s – Escorregamento.

snom – Escorregamento nominal.

t – Tempo de operação.

Ve – Tarifa de venda de energia.

Vsr – Velocidade na saída do rotor.

Vss – Velocidade na saída do tubo de sucção.

xiii

Lista de Figuras

Figura 1.1: Estudo de viabilidade do uso de BFTs sob taxa de 18% a.a. _____________________________ 8 Figura 2.1: Conexão de banco de capacitores em estrela. _______________________________________ 13 Figura 2.2: Conexão de banco de capacitores em delta. ________________________________________ 13 Figura 2.3: Conexão C-2C para operação monofásica de um gerador trifásico. ______________________ 13 Figura 2.4: Compensação paralelo com conversor CA-CC-CA. __________________________________ 14 Figura 2.5: Compensação série-paralelo com conversor CA-CC-CA. ______________________________ 15 Figura 2.6: Sistema de transmissão do Brasil _________________________________________________ 17 Figura 2.7: Turbina Pelton de duas rodas e 4 injetores _________________________________________ 21 Figura 2.8: Funcionamento da agulha e do defletor no jato de uma turbina Pelton ____________________ 21 Figura 2.9: Turbina Pelton de eixo horizontal com dois jatos ____________________________________ 22 Figura 2.10: Turbina Pelton de eixo vertical com seis jatos _____________________________________ 23 Figura 2.11: Modelo da caixa espiral em aço da turbina Francis _________________________________ 24 Figura 2.12: Modelo da caixa espiral de concreto da turbina Francis de baixa queda _________________ 25 Figura 2.13: Forma do rotor da turbina Francis em função de ns _________________________________ 26 Figura 2.14: Corte esquemático da turbina Kaplan ___________________________________________ 27 Figura 2.15: Curvas de rendimentos das turbinas Pelton, Francis e Kaplan em função da carga _________ 28 Figura 2.16: Campo de aplicação de turbinas convencionais em função da altura e velocidade específica _ 29 Figura 2.17: Perfil do rotor x velocidade específica __________________________________________ 30 Figura 2.18: Tubo de sucção detalhado ____________________________________________________ 32 Figura 2.19: Tubo de sucção reto-cônico ___________________________________________________ 33 Figura 2.20: Vista superior da instalação ___________________________________________________ 38 Figura 2.21: Vista lateral da instalação ____________________________________________________ 39 Figura 2.22: Vista frontal da instalação ____________________________________________________ 39 Figura 2.23: Vista aérea do aproveitamento _________________________________________________ 40 Figura 2.24: Hidrogerador BFT com GI ___________________________________________________ 40 Figura 2.25: Tubo de sucção do hidrogerador BFT ___________________________________________ 40 Figura 2.26: Conversor CA-CC-CA com regulação de carga ___________________________________ 41 Figura 3.1: Curva de desempenho da máquina de fluxo operatriz EHF 32-16 ________________________ 47 Figura 3.2: Tela do programa BFT-CPH ____________________________________________________ 49 Figura 3.3: Desenho esquemático do freio de Prony ___________________________________________ 50 Figura 3.4: Vista superior do freio de Prony _________________________________________________ 51 Figura 3.5: Vista Frontal do freio de Prony __________________________________________________ 51 Figura 3.6: Gráfico de potência no eixo x rotação _____________________________________________ 53 Figura 3.7: Gráfico de rendimento da BFT __________________________________________________ 54 Figura 3.8: Curva de desempenho da máquina de fluxo operatriz EHF 32-16 ________________________ 56 Figura 3.9: Conjunto BFT-GI de 1,5 cv _____________________________________________________ 57 Figura 3.10: Medidor de energia de quatro quadrantes ________________________________________ 57 Figura 3.11: Quadrantes de potência ______________________________________________________ 58 Figura 3.12: Diagrama esquemático da bancada de testes ______________________________________ 59 Figura 3.13: Bancada de medição utilizada nos ensaios _______________________________________ 60 Figura 3.14: TCs do sistema de medição ___________________________________________________ 61 Figura 4.1: Vista de jusante do vertedouro da UHE Ervália _____________________________________ 65 Figura 4.2: Detalhe do sistema de vazão residual acoplado a barragem da UHE Ervália _______________ 66 Figura 4.3: Esquema da instalação da unidade hidrogeradora BFT na vazão residual da UHE Ervália ____ 67 Figura 4.4: Curva dinâmica da máquina de fluxo operatriz ITAP 125-200 __________________________ 68

xiv

Figura 4.5: Curva de desempenho estático da máquina de fluxo operatriz ITAP 125-200 ______________ 69 Figura 4.6: Bancada de ensaios de 20 cv ____________________________________________________ 71 Figura 4.7: Inversores de acionamento da bancada de ensaios de 20 cv ____________________________ 72 Figura 4.8: Medidores da bancada de ensaios de 20 cv _________________________________________ 72 Figura 4.9: Conexão à rede elétrica com 150% de In ___________________________________________ 73 Figura 4.10: Conexão à rede elétrica com 250% de In _________________________________________ 74 Figura 4.11: Conexão à rede elétrica com 500% de In _________________________________________ 74 Figura 4.12: Esquema de conexão unidade da BFT à rede elétrica. _______________________________ 76 Figura 4.13: Esquema de conexão à rede elétrica da unidade piloto ______________________________ 77 Figura 4.14: Simulação de viabilidade da unidade piloto (5 anos e 10% a.a) _______________________ 81 Figura 4.15: Simulação de viabilidade da unidade piloto (5 anos e 12% a.a) _______________________ 82 Figura 4.16: Simulação de viabilidade da unidade piloto (5 anos e 14% a.a) _______________________ 82 Figura 4.17: Simulação de viabilidade da unidade piloto (5 anos e 16% a.a) _______________________ 82 Figura 4.18: Simulação de viabilidade da unidade piloto (5 anos e 18% a.a) _______________________ 83 Figura 4.19: Simulação de viabilidade da unidade piloto (5 anos e 20% a.a) _______________________ 83 Figura 4.20: Simulação de viabilidade da unidade piloto (5 anos e 22% a.a) _______________________ 83 Figura 4.21: Análise da viabilidade do empreendimento em função da taxa de juros para 5 anos________ 85 Figura 4.22: Análise da viabilidade do empreendimento em função da taxa de juros para 10 anos_______ 86 Figura 4.23: Análise da viabilidade do empreendimento em função da taxa de juros para 15 anos_______ 86 Figura 4.24: Análise da viabilidade do empreendimento em função da taxa de juros para 20 anos_______ 87 Figura 4.25: Análise da viabilidade do empreendimento em função da taxa de juros para 30 anos_______ 87 Figura 4.26: Ábaco de viabilidade da instalação em função do tempo e da taxa de interesse ___________ 88 Figura A1: Vista superior da barragem – vazão residual _______________________________________ 100 Figura A2: Vista da tomada d’água - detalhe ________________________________________________ 101 Figura A3: Vista a montante ____________________________________________________________ 102 Figura A4: Diagrama de conexão ao SIN (alta tensão) ________________________________________ 103 Figura A5: Subestação – baixa tensão – baixa tensão e proteção ________________________________ 104 Figura A6: Geração – casa de máquinas e cubículo de neutro ___________________________________ 105 Figura B1: Simulação de viabilidade da unidade piloto (10 anos e 10% a.a) _______________________ 107 Figura B2: Simulação de viabilidade da unidade piloto (10 anos e 12% a.a) _______________________ 107 Figura B3: Simulação de viabilidade da unidade piloto (10 anos e 14% a.a) _______________________ 107 Figura B4: Simulação de viabilidade da unidade piloto (10 anos e 16% a.a) _______________________ 108 Figura B5: Simulação de viabilidade da unidade piloto (10 anos e 18% a.a) _______________________ 108 Figura B6: Simulação de viabilidade da unidade piloto (10 anos e 20% a.a) _______________________ 108 Figura B7: Simulação de viabilidade da unidade piloto (10 anos e 22% a.a) _______________________ 109 Figura C1: Simulação de viabilidade da unidade piloto (15 anos e 10% a.a) _______________________ 111 Figura C2: Simulação de viabilidade da unidade piloto (15 anos e 12% a.a) _______________________ 111 Figura C3: Simulação de viabilidade da unidade piloto (15 anos e 14% a.a) _______________________ 111 Figura C4: Simulação de viabilidade da unidade piloto (15 anos e 16% a.a) _______________________ 112 Figura C5: Simulação de viabilidade da unidade piloto (15 anos e 18% a.a) _______________________ 112 Figura C6: Simulação de viabilidade da unidade piloto (15 anos e 20% a.a) _______________________ 112 Figura C7: Simulação de viabilidade da unidade piloto (15 anos e 22% a.a) _______________________ 113 Figura D1: Simulação de viabilidade da unidade piloto (20 anos e 10% a.a) _______________________ 115 Figura D2: Simulação de viabilidade da unidade piloto (20 anos e 12% a.a) _______________________ 115 Figura D3: Simulação de viabilidade da unidade piloto (20 anos e 14% a.a) _______________________ 115 Figura D4: Simulação de viabilidade da unidade piloto (20 anos e 16% a.a) _______________________ 116 Figura D5: Simulação de viabilidade da unidade piloto (20 anos e 18% a.a) _______________________ 116 Figura D6: Simulação de viabilidade da unidade piloto (20 anos e 20% a.a) _______________________ 116 Figura D7: Simulação de viabilidade da unidade piloto (20 anos e 22% a.a) _______________________ 117 Figura E1: Simulação de viabilidade da unidade piloto (30 anos e 10% a.a) _______________________ 119 Figura E2: Simulação de viabilidade da unidade piloto (30 anos e 12% a.a) _______________________ 119 Figura E3: Simulação de viabilidade da unidade piloto (30 anos e 14% a.a) _______________________ 119 Figura E4: Simulação de viabilidade da unidade piloto (30 anos e 16% a.a) _______________________ 120 Figura E5: Simulação de viabilidade da unidade piloto (30 anos e 18% a.a) _______________________ 120

xv

Figura E6: Simulação de viabilidade da unidade piloto (30 anos e 20% a.a) _______________________ 120 Figura E7: Simulação de viabilidade da unidade piloto (30 anos e 22% a.a) _______________________ 121

xvi

Lista de Tabelas

Tabela 2.1: Níveis de tensão do SIN _______________________________________________________ 18 Tabela 2.2: Tipos de geração no Brasil _____________________________________________________ 18 Tabela 3.1: Vantagens do uso de geradores de indução: ________________________________________ 45 Tabela 3.2: Desvantagens do uso de geradores de indução: ______________________________________ 45 Tabela 3.3: Dados obtidos no ensaio da bomba EHF 32-16 ______________________________________ 52 Tabela 3.4: Dados de placa para condição nominal da máquina de indução 1,5 cv – ligação em delta _____ 54 Tabela 3.5: Determinação do rendimento da unidade EHF 32-16 _________________________________ 55 Tabela 3.6: Discriminação dos componentes da bancada de testes ________________________________ 59 Tabela 3.7: Procedimento de partida da unidade hidrogeradora BFT ______________________________ 61 Tabela 3.8: Resultados de conexão à rede elétrica em velocidade síncrona __________________________ 62 Tabela 3.9: Troca de potência com a rede elétrica em velocidade supersíncrona _____________________ 62 Tabela 3.10: Troca de potência com a rede elétrica em velocidade supersíncrona com banco de capacitores

63 Tabela 4.1: Características da UHE Ervália __________________________________________________ 64 Tabela 4.2: Dados do sistema de manutenção de vazão sanitária da UHE Ervália: ___________________ 65 Tabela 4.3: Dados de placa da máquina de indução de 5 cv – ligação em delta _______________________ 70 Tabela 4.4: Determinação do rendimento exato da máquina de fluxo operatriz ITAP 125-200 ___________ 70 Tabela 4.5: Resultados de conexão à rede elétrica em velocidade síncrona. _________________________ 75 Tabela 4.6: Troca de potência com a rede elétrica em sobrevelocidade. ____________________________ 75 Tabela 4.7: Detalhamento dos itens de do sistema de conexão ___________________________________ 77 Tabela 4.8: Detalhamento dos itens do sistema de conexão ______________________________________ 78 Tabela 4.9: Valores dos componentes da unidade piloto. ________________________________________ 79

Capítulo 1

1 Aspectos Gerais

1.1 Introdução

Ao longo das últimas três décadas, o setor elétrico brasileiro tem enfrentado problemas

no que diz respeito à demanda e ao fornecimento de energia elétrica. Nesse período,

vivenciou-se um verdadeiro carrossel de situações, onde períodos de baixa demanda

conviveram com escassez e até mesmo com um racionamento de energia, que chegou a

inviabilizar o crescimento econômico nacional durante um curto período de tempo.

Apesar da necessidade premente de novas alternativas de geração, sabe-se que os

custos de implantação de unidades geradoras baseadas nas chamadas “energias alternativas”

são elevados, quando comparados com usinas de grande porte, e em alguns casos podem ser

considerados proibitivos. No caso das usinas de pequeno porte (PCH até 30.000 kW), têm-se

como premissa que os custos são elevados, e por isto dificilmente estas podem competir

economicamente com as formas tradicionais de geração.

Dentro desse contexto, desde cedo, o Estado Brasileiro desenvolveu programas que

visavam a viabilização de geração a partir de pequenos potenciais e de fontes alternativas de

energia. Um dos primeiros esforços nesse sentido foi a publicação da Portaria nº 109, de 24 de

novembro de 1982, do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE). Esta

portaria considerava a necessidade de incentivar o aproveitamento de fontes nacionais de

energia renovável e a conveniência de serem criadas condições propícias ao desenvolvimento

de um Programa Nacional de Pequenas Centrais Hidroelétricas – PNPCH.

Capítulo 1 – Aspectos Gerais

2

Em maio de 1984, o Governo Federal aprovou o PNPCH através do Ministério de

Minas e Energia (MME). Ainda neste mesmo ano, no mês de agosto, o DNAEE publica a

Portaria nº 125, onde ficaram redefinidos os aproveitamentos que se enquadrariam como

PCH.

Em 26 de abril de 2002, o MME, através da lei nº 10.438, criou o Programa de

Incentivo à Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. O objetivo do PROINFA era

a diversificação da matriz energética brasileira e a busca de soluções de cunho regional, com a

utilização de fontes renováveis de energia, mediante o aproveitamento econômico de insumos

disponíveis e das tecnologias aplicáveis. Com o programa, almeja-se um aumento da

participação de energia elétrica produzida com base nas fontes eólica, PCHs e biomassa, no

Sistema Elétrico Interligado Nacional – SIN. Além disso a Eletrobrás criou o programa PCH –

COM, que tinha como objetivo viabilizar a implantação ou revitalização de pequenas centrais

hidroelétricas, conectadas ao SIN (PROINFA, 2004).

Apesar dos programas criados, ainda persiste um problema de cunho tecnológico que

diz respeito a compatibilização da alternativa de suprimento aos custos possíveis de serem

praticados no país. Isso se torna mais crítico à medida que se trabalha com aproveitamentos de

menor potência e por isso com menor benefício em função do “fator escala”. As unidades

hidroelétricas que operam com capacidade inferior a 500 kW possuem uma relação custo

benefício elevada e por isso são de difícil implantação (LOPES, 2003).

Como solução para viabilização de instalações, com potência instalada inferior à 500

kW, surgem as unidades geradoras com um tipo de conjunto hidrogerador do tipo Bomba

Funcionando como Turbina (BFT). Este tipo de equipamento pode ser dimensionado em

unidades com potências individuais de até 150 kW, e possui facilidades de operar interligado

à rede elétrica.

1.2 Objetivos da dissertação

Dentro do contexto acima apresentado e da necessidade crescente de geração de

energia elétrica, renova-se a relevância para pesquisas sobre o uso de BFTs em pequenos

aproveitamentos hidroelétricos.


3

O presente trabalho propõe o desenvolvimento experimental, através de ensaios em

unidades hidrogeradoras BFTs, com o intuito de avaliar o desempenho das mesmas e

aprimorar as metodologias de projeto.

Além disso, almeja-se dimensionar uma unidade hidrogeradora BFT a ser implantada,

na condição de unidade piloto, na vazão sanitária1 da UHE Ervália, de propriedade da

Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina (CFLCL). A partir dos custos de implantação

da unidade piloto, um estudo de viabilidade econômica será feito, com o intuito de determinar

o valor de venda da energia gerada pela unidade de forma que a Companhia tenha uma receita

positiva.

Futuramente, já fora do escopo do trabalho, a unidade piloto a ser instalada servirá de

base para a identificação das dificuldades de implantação e operacionais do sistema junto ao

SIN.

1.3 Revisão histórica

Os estudos sobre BFT foram motivados pela necessidade de se obter um equipamento

robusto e de fácil manutenção para ser utilizado em pequenos aproveitamentos.

Kittredge, em 1961, foi o primeiro a fazer estudos sobre esse assunto. Em seu trabalho,

relacionou o desempenho de uma bomba em modo motriz (como turbina) com a sua

velocidade específica. Kittredge assumiu que todas as bombas com a mesma velocidade

específica teriam características de altura x vazão (H x Q) similares como BFT. Seus

resultados baseiam-se em testes feitos em quatro máquinas de fluxo operando tanto em modo

bomba quanto em modo turbina, todos normalizados para o ponto de melhor eficiência (PME)

no modo bomba de cada uma delas. Desta forma, pode-se usar a curva de desempenho de uma

dada bomba e comparar com o conjunto de curvas de desempenho criados por Kittredge. Esta

metodologia é restrita, visto que a mesma apresenta ótimos resultados para bombas similares

às usadas nos ensaios, mas não se ajusta bem quando aplicado a bombas de diferentes

1 Vazão mínima determinada pelos órgãos ambientais, destinada à manutenção da fauna e flora existentes no antigo leito do rio onde foi instalado um aproveitamento. Também conhecida como vazão residual ou vazão ecológica


4

características construtivas e tamanhos diferentes. Posteriormente, com o aumento dos

modelos de bombas no mercado a metodologia desenvolvida por Kittredge se tornou obsoleta.

Diederich (1967), Buse (1981) e Lewinski-Kesslitz (1987) na mesma linha de

Kittredge, utilizam a velocidade específica como parâmetro decisivo para caracterização de

BFTs. Diederich e Lewinski-Kesslitz consideraram uma relação direta entre a operação como

bomba e como turbina somente para o ponto de melhor eficiência (PME) em ambos modos.

Buse afirmou que as curvas de desempenho e eficiência como turbina podem ser estimadas

em função da velocidade específica da bomba. Entretanto, Yang (1983) e Yedidiah (1983),

mostraram que a correlação de Buse pode ser considerada errônea para algumas máquinas.

Cálculos de desempenho da BFT usando parâmetros geométricos foram propostos por

Yedidiah (1983). No entanto, o número de parâmetros envolvidos e as dificuldades em sua

determinação tornaram o método inconveniente para uso prático.

Sharma (1985) propôs um método simples de conversão, onde através de equações de

conversão de vazão e altura, utilizando o rendimento característico da bomba, faz predição da

operação como turbina.

Engeda (1987) utiliza a combinação dos parâmetros de eficiência e velocidade

específica para estimar o desempenho da BFT. Assumindo máxima eficiência nos modos

bomba e turbina.

Chapallaz (1992) sugere um método de seleção de BFT baseado no PME e na

velocidade. O autor sugere a utilização de bombas sem fazer alterações construtivas e ressalta

que, para uma dada velocidade tanto a altura (H) quanto a vazão (Q) aumentam quando

funcionando como turbina e a eficiência diminui de 3 a 5% com relação à operação como

bomba.

Alatorre-Frenk (1994) propõe uma formulação baseada em análises estatísticas dos

testes de desempenho da máquina em modo motriz e operatriz. É um modelo mais

complicado que o de Sharma (1985) e tem a vantagem de ser mais confiável que este.

Burton (1991) usa as características geométricas da máquina de fluxo para estimar a

operação em modo motriz. A análise é feita em função da razão da vazão de saída em modo

operatriz pelo recalque e da razão da vazão de entrada na voluta em modo operatriz pela área


5

da sucção da máquina. A maior dificuldade encontrada no uso deste método é a quantidade de

informação necessária para sua aplicação, muitas vezes sem o auxílio dos fabricantes. A partir

deste modelo observou-se que algumas máquinas originalmente projetadas para operar como

bombas podem ter rendimentos melhores quando operando como turbinas. Além desta

observação, o modelo permite que sejam determinados ajustes na máquina para melhorar o

seu desempenho.

Willians (1995) propõe correções nas equações de Sharma (1985), adicionando fatores

de correção de altura e velocidade. O autor também mostra, através de ábacos, a comparação

da faixa de utilização da BFT com turbinas Pelton.

No Brasil, Viana (1987) apresenta uma metodologia para a escolha da BFT baseada

em coeficientes experimentais de H e Q em função da rotação específica e em conjunto com

os resultados de Kittredge e Buse.

Lopes (2003) apresenta uma metodologia para a utilização de BFT juntamente com um

gerador assíncrono e demonstrou através de estudos de viabilidade econômica que grupos

geradores BFT na faixa de potência de 3 a 150 kW são competitivos para um tempo de

retorno de 4 anos. O autor também sugere a utilização de uma BFT na vazão sanitária de uma

usina, sendo que em operação normal o sistema funcione acoplado à rede elétrica e, em

situação emergencial, que funcione como gerador auxiliar de forma isolada da rede elétrica.

1.4 A oportunidade do trabalho proposto

O setor elétrico brasileiro, face ao crescimento de demanda, necessita de constante

expansão. Tal fato obriga os planejadores da expansão elétrica buscarem meios de suprir as

demandas atual e futura, seja ela através de construção e / ou reforma de novas linhas,

unidades geradoras e até mesmo o investimento em novas formas de geração de energia

elétrica.

Um fator que contribui negativamente no planejamento da expansão, como no caso da

região Sudeste, é o esgotamento de aproveitamentos hidráulicos próximo aos grandes centros

de consumo, o que implica a transmissão de energia elétrica de locais distantes ou a instalação


6

de termelétricas junto a estes centros urbanos, uma vez que os laços de comercialização do gás

natural, cada vez mais estreitos, favorecem este último. A geração térmica, entretanto, é vista

de forma preocupante, uma vez que se trata de energia não renovável e também pelos

impactos ambientais associados.

Os estados do norte do país possuem várias regiões que não são abastecidas por fontes

de energia renováveis. Além disso, estes estados registram mais de 50% da população rural

sem energia elétrica, chegando a mais de 70% no caso do estado do Amazonas. Futuramente,

tal cenário precisará ser revertido, visto que a região norte está com um acelerado processo de

urbanização e industrialização, fato este que demandará um aumento na produção de energia

elétrica. A ELETRONORTE S.A., concessionária responsável pelo fornecimento de energia

elétrica da região, almeja suprir de eletricidade as comunidades não assistidas até 2008,

conforme o prazo determinado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), contido

nas metas do Programa de Universalização do Serviço de Energia Elétrica - Luz Para Todos

(ELETRONORTE, 2004).

A ANEEL, através do Programa de Universalização da Energia Elétrica visa atender

até 2008 cerca de 12 milhões de habitantes, sendo 10 milhões de pessoas residentes em 2

milhões de habitações rurais e 2 milhões em 500 mil residências nas periferias das cidades

(ELETRONORTE, 2004).

Logo, desenvolver uma metodologia para que se possa gerar energia a preços

competitivos se faz necessária, seja ela para operar junto ao SIN, seja ela para atender a

comunidades isoladas da rede elétrica, onde os custos de construção de linhas de transmissão,

distribuição e subestações se mostrarem pouco atrativos.

1.5 Aplicação

A viabilidade do uso de bombas em aproveitamentos hidráulicos em faixas de potência

de até 150kW justifica-se em virtude de diversos aspectos, dos quais destacam-se:

- A instalação é fácil, pois usa tubulações disponíveis no mercado.


7

- As bombas são de fabricação em série e possuem aplicação para uma ampla faixa de

altura e vazão, enquanto as turbinas são feitas sob encomenda.

- Possui apreciável robustez e as peças de reposição das bombas são encontradas

comercialmente.

- O conjunto motobomba pode ser adquirido como uma única peça.

- A manutenção das bombas não exige treinamento específico, tal como em turbinas

convencionais.

- A operação das bombas é simples quando comparada a de uma turbina convencional.

- Pelo fato do gerador ser de indução, o sistema em sua aplicação mais simples (sem

uso de conversor e operando à velocidade supersíncrona2) necessita menos equipamentos para

conexão à rede elétrica do que um gerador síncrono.

Os sistemas de geração BFT podem ser aplicados em diversas situações, sejam elas:

- Isolada da rede elétrica em uma comunidade rural.

- Acoplada à rede elétrica quando instalada em aproveitamentos hidrelétricos próximos

aos grandes centros de consumo, onde a implantação de uma UHE seja inviável.

- Acoplada à rede elétrica quando instalada na vazão sanitária de uma UHE já em

funcionamento.

Neste último caso, o mecanismo de aproveitamento de energia baseado no uso de BFT

serve também como um comprovador da vazão sanitária, substituindo o convencional controle

do fluxo de água normalmente feito pelo ângulo de abertura de uma válvula instalada na

tubulação da vazão ecológica. Com a implantação do grupo hidrogerador BFT na vazão

ecológica é possível determinar a fluxo de água em função da potência elétrica fornecida pela

unidade.

Os estudos de Viana (1987) citam o uso de máquinas síncronas para sistemas isolados.

Atualmente esta aplicação poderia ser feita com o uso de uma máquina de indução juntamente

2 Velocidade de rotação da máquina superior à síncrona. Neste trabalho considerar a velocidade supersíncrona como sendo igual à velocidade síncrona adicionado do escorregamento nominal da mesma.


8

com um conversor de freqüência visto que os avanços em eletrônica de potência tornaram este

conjunto mais atraente economicamente do que a máquina síncrona.

Lopes (2003) contempla o uso da BFT usando máquina de indução, acoplada à rede

elétrica. Em seu trabalho foi feito um estudo de viabilidade, onde a utilização de grupos

geradores BFT mostrou-se viável para um horizonte de quatro anos, com taxas de interesse

entre 18% e 30%, e potências variando de 3 a 150 kW. A figura 1.1 mostra o gráfico de

simulação do estudo de viabilidade feito por Lopes (2003) para uma taxa de 18% ao ano e

horizonte de análise de quatro anos de retorno, onde se observa que as barras verticais que

estão abaixo da linha horizontal (custo da energia em 0,72 R$/kWh) são correspondentes aos

investimentos viáveis.

Figura 1.1: Estudo de viabilidade do uso de BFTs sob taxa de 18% a.a.

(Fonte: LOPES, 2003)

1.6 Organização do texto

Esta dissertação está organizada em 5 capítulos, subdivididos da seguinte forma:

O capítulo 1 apresenta, em sua introdução, os programas tecnológicos desenvolvidos

pelo governo brasileiro nas últimas três décadas e destinados a alavancar o desenvolvimento


9

de fontes alternativas. Faz referência ao PROINFA, ao PCH – COM e ao Programa de

Universalização de Energia Elétrica, procurando mostrar a importância de pesquisas de

alternativas de suprimento de energia a custos competitivos. Dentro desta linha de raciocínio,

é inserida a motivação do presente trabalho: contribuir em conhecimentos referentes à

utilização de BFTs nos níveis de potência em que as unidades tradicionalmente utilizadas são

inviáveis economicamente. Após a exposição da motivação da pesquisa é apresentado o

histórico da pesquisas sobre o uso de BFTs no mundo, abordando as metodologias de

conversão, onde pôde ser verificado que esta técnica é alvo de pesquisadores há quase meio

século. De posse da informação contida nesta primeira parte da pesquisa, sugestões a cerca da

utilização de BFTs são feitas tanto para operação junto ao Sistema Elétrico Nacional

Interligado quanto em comunidades isoladas, onde os custos de implantação de linhas de

transmissão e subestações são visivelmente inviáveis. O fechamento deste capítulo se faz com

o tópico em questão, onde se tem a sinopse de cada um dos capítulos em separado.

O capítulo 2 apresenta alternativas tradicionalmente empregadas no suprimento de

energia elétrica. Nesta parte, apresenta-se a forma de se operar os sistemas isolados, onde são

abordados arranjos para geração independente com suas peculiaridades referentes à excitação

dos geradores de indução e ao modo de ligação do conversor de freqüência (quando

aplicável). Faz-se também uma abordagem sobre sistemas interligados, onde se dá ênfase as

suas características de operação, confiabilidade e robustez. Também é feito um estudo

comparativo sobre os tipos de unidades hidrogeradoras convencionais e BFT, abordando suas

características de operação tais como: aplicação em função da queda e vazão disponíveis,

faixas de operação e rendimento.

No capítulo 3 é feita uma revisão sobre as máquinas de indução – MI. Assim

apresenta-se o estudo da MI, em especial a de rotor em gaiola, onde se abordam aspectos

favoráveis e desfavoráveis à sua utilização como gerador. Após o estudo da máquina elétrica,

o enfoque é voltado para a BFT, onde se apresentam os estudos das equações de

transformações de Willians (1995) e a implementação das mesmas em um programa

computacional. Posteriormente, é mostrado o dimensionamento de um sistema de pequeno

porte (1,5 cv). Neste sistema de pequeno porte, são feitos estudos de rendimento da máquina

de fluxo operando como turbina. Finalizando, testes da unidade de 1,5 cv acoplada à um

gerador de indução, funcionando em paralelo com a rede elétrica, são mostrados.


10

No capítulo 4 apresenta-se um dimensionamento de uma unidade piloto de 5 cv para

operação na vazão sanitária de uma UHE, conforme metodologia proposta por Lopes (2003).

Para a unidade piloto, também são feitos estudos de conexão, uma nova proposta de conexão

ao SIN e um estudo de viabilidade da implantação da unidade.

Finalmente apresentam-se no capítulo 5 os progressos obtidos nesse trabalho e faz-se

uma análise comparativa com estudos anteriores. Apresenta-se neste capítulo também, as

conclusões a cerca do uso desta alternativa para geração de energia elétrica, e sugestões para

continuidade deste trabalho.

Capítulo 2

2 Conceitos Básicos

2.1 Introdução

Os atuais sistemas elétricos de potência utilizam, em sua maioria, geradores de

corrente alternada do tipo síncronos. Estas máquinas elétricas são movidas por motores à

combustão externa e turbinas hidráulicas ou a vapor (ONS, 2004).

Uma outra forma de geração de energia elétrica é a utilização de painéis fotovoltaicos

em conjunto com baterias e conversores estáticos. Estes sistemas, apesar do esforço

desenvolvido no sentido de torná-los competitivos, eles ainda apresentam um custo elevado.

Desta forma, esta alternativa é apenas empregada em comunidades isoladas ou em situações

consideradas especiais, tal como estações de telecomunicação e em sistemas de emergência

(MARINHO, 2001).

2.2 Os sistemas elétricos de potência

Tradicionalmente o suprimento de energia elétrica é feito por um sistema do tipo

centralizado onde a energia elétrica é gerada3 e posteriormente é distribuída para os pontos de

consumo. Estes sistemas podem ser considerados como isolados ou interligados. Os sistemas

isolados normalmente contam com um pequeno número de unidades geradoras de energia

3 As centrais de geração, na realidade, convertem energia mecânica em energia elétrica.

Capítulo 2 – Conceitos Básicos

12

que estão interligadas entre si e que abastecem uma região eletricamente limitada. Os sistemas

elétricos isolados podem ter apenas uma unidade geradora (termo ou hidroelétrica) ou até

mesmo, dezenas de unidades geradoras. Exemplos desse tipo de sistema podem ser

encontrados na região norte do Brasil, nos estados de Rondônia, Amazonas, Roraima, Amapá,

Acre e parte do Pará. Já os chamados sistemas interligados são constituídos por unidades

geradoras de grande, médio e pequeno porte do tipo eólica, termelétrica ou hidroelétrica,

interligadas entre si e operando dentro do espaço geo-elétrico nacional ou continental. A

seguir faz-se uma descrição sumária desses sistemas.

2.2.1 Sistemas isolados

Um sistema isolado é normalmente composto por unidades geradoras termo e

hidroelétricas. As unidades termoelétricas são normalmente do tipo diesel elétrico, e se

constituem em uma alternativa para o suprimento de energia em regiões onde existe uma

crônica deficiência energética. As unidades hidroelétricas são normalmente constituídas por

pequenas centrais que atuam interligadas com os demais grupos geradores. Além desse tipo de

arranjo, pode-se ter uma configuração própria para sistemas isolados de pequeno porte, com

baixa capacidade instalada4 e com configurações típicas de micro sistemas elétricos. Nos

casos de baixas potências, pode-se utilizar uma máquina de indução em conjunto com um

conversor de freqüência ao invés de uma máquina síncrona, haja vista que o uso desta última

implica investimentos maiores. Devido ao escopo desse trabalho, é abordado aqui apenas a

geração de energia elétrica isolada com o uso de máquina de indução, acoplada a bancos de

capacitores e a conversores CA-CC-CA.

Para que uma MI opere de forma isolada é necessária que a mesma seja magnetizada,

ou seja, esta demanda potência reativa para sua magnetização (SEN, 1989). Nas figuras 2.1 e

2.2, apresentam-se uma máquina de indução acoplada à bancos de capacitores conectados em

estrela e em delta respectivamente.

4 Potências que chegam até centenas de kW, dependendo da demanda local e da capacidade financeira da região.


13

Figura 2.1: Conexão de banco de capacitores em estrela.

Figura 2.2: Conexão de banco de capacitores em delta.

No caso em que se tem uma máquina de indução trifásica e uma carga monofásica ou

até mesmo quando a carga trifásica não é equilibrada, o banco de capacitores pode ser

configurado para o funcionamento da máquina como um gerador monofásico. Neste caso,

chamamos o arranjo do banco de capacitores com a máquina de conexão C-2C, onde toda a

carga estará ligada entre dois dos terminais de saída, conforme ilustrado na figura 2.3.

Figura 2.3: Conexão C-2C para operação monofásica de um gerador trifásico.


14

As principais características da máquina de indução auto-excitada são:

- Em caso de variação de carga tem-se uma variação no nível de tensão e de

freqüência. Estas variações estão intimamente ligadas ao fornecimento de reativos do banco

de capacitores, visto que a reatância capacitiva é dependente da freqüência, podendo fazer

com que um aumento excessivo da carga acarrete a perda capacidade de manter o fluxo

magnético em valor estável.

- Ao conectar uma carga nos terminais da máquina de indução uma carga com

característica indutiva, parte da potência reativa utilizada para a magnetização, será agora

utilizada pela carga, o que implica perda de fornecimento de potência e possível perda de

magnetização do gerador.

A partir das premissas acima, conclui-se que a auto-excitação é pobre em regulação de

tensão e freqüência.

Como alternativa para solução deste problema, pode-se utilizar um conversor CA-CC-

CA entre a carga e a máquina. Assim, pode-se ter a máquina trabalhando em freqüência

variável e, em caso do aumento excessivo da carga, o conversor poderá suprir o excesso

extraindo potência do barramento CC. Dentre as topologias utilizadas, citam-se as

compensações paralelo e série-paralelo (MULJADI, 2000).

Na compensação paralelo, conforme figura 2.4 a seguir, o conversor é acoplado entre a

máquina e a rede elétrica.

Figura 2.4: Compensação paralelo com conversor CA-CC-CA.

(fonte: MULJADI, 2000)


15

Na compensação paralelo, a ponte retificadora a diodo e a carga têm fator de potência

unitário, o que implica consumo de potência ativa somente. Mesmo com o comportamento de

uma carga resistiva, a corrente que flui entre a ponte retificadora (a diodo) e o gerador é

distorcida. Esta distorção pode ser amenizada ou amplificada pelo próprio banco de

capacitores utilizado na magnetização da máquina de indução. No terminal de saída do

conversor temos uma ponte retificadora a tiristor, que tem a função de regular a potência de

saída através da variação do ângulo de disparo dos tiristores.

Na compensação série-paralelo, conforme figura 2.5 a seguir, o conversor é acoplado

entre a máquina auto-excitada com capacitores em série e em paralelo e a rede elétrica.

Figura 2.5: Compensação série-paralelo com conversor CA-CC-CA.

(fonte: MULJADI, 2000)

Nesta topologia, tanto o banco série quanto o paralelo participam da magnetização da

máquina. No entanto, o banco paralelo fornece a maior parte potência reativa necessária à

magnetização e os capacitores em série têm a função de compensar a queda de tensão na

reatância de dispersão. Esta topologia tem como vantagem sobre a compensação paralelo o

fato de não se necessitar de mudanças na capacitância dos capacitores em paralelo para se

manter a magnetização da máquina. Vale ressaltar que os capacitores em série devem possuir

capacidade de conduzir corrente igual a nominal da carga e os capacitores em paralelo de

suportar a tensão nominal do conversor.


16

2.2.2 Sistemas interligados

Os sistemas interligados, mesmo sendo mais complexos quando comparados aos

sistemas isolados, possuem a seu favor uma elevada robustez à transitórios de carga e uma

maior confiabilidade (REIS, 2000). Além disso, a interligação elétrica permite que diversas

regiões compartilhem energia, permitindo um melhor aproveitamento dos potenciais

hidroelétricos existentes. A seguir faz-se uma breve descrição do sistema elétrico nacional.

Pode-se considerar que o início do atual sistema interligado nacional – SIN, deu-se no

ano de 1901, com a implantação da primeira LT trifásica no Brasil. A implantação foi feita

pela empresa Centrais Hidroelétricas do Santana do Parnaíba no interior do estado de São

Paulo e operava na tensão de 40 kV (ONS, 2004).

O SIN, do ponto de vista físico, pode ser dividido em três grandes blocos: geração,

transmissão e distribuição (ONS, 2004). Na geração, têm-se unidades geradoras em sua

grande maioria equipadas com máquinas síncronas operando em tensões nominais entre 2 e 20

kV CA. Na transmissão, têm-se linhas aéreas ou subterrâneas operando em níveis de tensão

que variam entre 69 e 750 kV CA, com exceção de Itaipu, que possui linhas de transmissão de

600 kV em CC (ONS, 2004). Na distribuição, as linhas possuem níveis de tensão de até 34,5

kV, sendo em sua grande maioria redes nos níveis de 13,8 kV. Na figura 2.6 apresentam-se as

diversas LTs distribuídas no território brasileiro. Em traço contínuo são mostradas as linhas

existentes e, em linhas tracejadas, estão as planejadas para serem construídas até 2006.


17

Figura 2.6: Sistema de transmissão do Brasil

(Fonte: ONS, 2004)

Na tabela 2.1, apresenta-se um quadro resumo mostrando a distribuição dos níveis de

tensão no SIN e suas respectivas extensões.

A justificativa para a grande extensão das linhas de transmissão deve-se à construção

da maior parte das usinas no Brasil terem sido feitas em locais onde há o melhor

aproveitamento hidrelétrico, geralmente localizado longe dos grandes centros de consumo.

Assim formou-se uma grande rede de LTs no território nacional, que permite o transporte da

energia oriunda das diversas regiões aos centros de consumo. Este fato também possibilita a


18

otimização do uso das bacias hidrográficas envolvidas, uma vez que o regime hidrológico

delas é diferente entre si.

Tabela 2.1: Níveis de tensão do SIN

Tensão (kV) Extensão (km)

230 3.329,00 345 9.021,00 440 6.667,5 500 19.525,2

600 (CC) 1.612,0 750 2.683,0

Total 72.798,7

(Fonte: ONS, 2004)

O SIN é gerenciado de forma coordenada, visando minimizar os custos da energia

gerada e maximizar a confiabilidade do sistema. A operação é centralizada e baseia-se na

interdependência das usinas, na interconexão dos sistemas e na integração dos recursos da

geração e da transmissão (ONS, 2004).

Geograficamente falando, o SIN é considerado um sistema hidrotérmico de grande

porte com múltiplas empresas, onde a maior parte das unidades geradoras é hidroelétrica,

conforme mostrado na tabela 2.2 a seguir.

Tabela 2.2: Tipos de geração no Brasil

Tipo de Geração Potência (MW) % do total

Hidroelétricas 63.834 87,63 Térmicas’ 7.002 9,61 Nuclear 2.007 2,76 Total 72.843

(Fonte: ONS, 2004)

Devido a base hidroelétrica, existe uma grande interdependência na operação das

usinas. Isso ocorre em virtude da construção de mais de um aproveitamento hidrelétrico em

uma mesma bacia hidrográfica, ou seja, a vazão de uma usina fica dependente da vazão

liberada em uma usina à montante daquela. No caso em que as usinas não sejam de

propriedade da mesma empresa pode haver conflito de interesses. Assim a gerência do SIN

acaba sendo feita pelo ONS, evitando que conflitos de interesse venham a prejudicar a melhor

exploração dos recursos hídricos no país.


19

A integração dos recursos de geração e transmissão é feita de forma a aproveitar o

superávit energético em regiões do sistema, exportando-os para outras áreas onde existe uma

maior demanda e onde a opção de suprimento seja na forma termelétrica. Assim, minimizam-

se os custos de geração e se reduz o consumo de combustível em usinas térmicas. Desta

forma, as usinas térmicas são destinadas a trabalhar na base do sistema em épocas de estiagem

e / ou atendendo a demanda na ponta (ONS, 2004).

Como apresentado anteriormente, os estados do Acre, Amapá, Amazonas, Rondônia,

Roraima e parte do Pará como não são integrantes do SIN. Entretanto, estes estados

representam apenas 3,4% da energia elétrica gerada no país.

2.3 Sistemas hidrogeradores

Um sistema hidrogerador tem por finalidade a conversão da energia hidráulica em

energia elétrica a partir de um aproveitamento hidrelétrico. Os aproveitamentos hidrelétricos

distinguem-se, segundo a potência instalada, em pequeno, médio e grande porte. Se a

classificação for efetuada em função da altura de queda, têm-se usinas de baixa, média e alta

queda. Nas classificações anteriormente citadas, não está incluída a classificação quanto à

forma de produção de energia que originam as usinas a fio d’água e as com bacias de

acumulação. No primeiro caso, as usinas não possuem uma bacia de acumulação significativa

e a produção de energia depende da afluência natural de vazão no rio. No segundo caso, existe

uma bacia de acumulação que permite a regularização das vazões e, portanto, tem-se uma

capacidade de geração de energia elétrica mais constante. A classificação das unidades

hidrogeradoras é discutida nos itens 2.3.1 e 2.3.2.

2.3.1 Unidades hidrogeradoras convencionais

As unidades geradoras convencionais são equipadas por turbinas de ação ou de reação.

No caso das turbinas de ação, há conversão apenas da energia cinética da água em energia

mecânica. Já no caso das turbinas de reação, a energia mecânica é extraída das parcelas de

energias cinética e potencial (de pressão). As turbinas de ação mais comuns são as do tipo


20

Pelton, e a característica marcante deste tipo de turbina é que o rotor não trabalha afogado. As

turbinas de reação mais comuns são as turbinas Francis e Kaplan que trabalham com seus

rotores afogados. A seguir detalha-se cada uma das turbinas citadas anteriormente e também o

tubo de sucção das mesmas.

2.3.1.1 Turbinas Pelton

As turbinas Pelton são utilizadas em aproveitamentos com grandes quedas e baixas

vazões. Seu nome é dado em homenagem ao seu inventor, Lester Allan Pelton, que patenteou

este tipo de turbina em 1889 (INVENTORS, 2004). No Brasil, devido à pequena quantidade

de aproveitamentos com quedas elevadas (acima de 100 metros), existem poucas localidades

que oferecem a possibilidade de implantação deste tipo de turbina. O acionamento da turbina

Pelton é feito através de um ou mais jatos d’água, com velocidades correspondentes à queda

líquida, e que ficam direcionados contra as conchas do rotor. A velocidade em que a turbina

irá operar é dependente da queda e do diâmetro do rotor. Já a potência da turbina é função da

vazão e da queda disponível. A quantidade de injetores está relacionada à rotação, a vazão e

interfere na dimensão das conchas. Quando se tem apenas um jato, as conchas têm um

tamanho maior5, o que, em alguns casos, limita a distribuição destas no perímetro do rotor,

reduzindo o aproveitamento da vazão e o rendimento da turbina. Para solucionar tal problema,

aumenta-se o número de injetores. Esta estratégia permite a diminuição do tamanho das

conchas, possibilitando um aumento na quantidade destas no perímetro do rotor. A

bibliografia existente (SCHREIBER, 1980) cita que, para o projeto de turbinas Pelton de alto

rendimento, deve-se estabelecer uma relação mínima não inferior a 10 entre o diâmetro do

rotor (D) e o diâmetro do jato (d). O diâmetro de rotor é determinado pela distância do centro

do jato ao centro do eixo da turbina, e o diâmetro do jato deve ser obtido após a contração do

mesmo. A equação 2.1 a seguir apresenta esta relação.

10, >=d

Dm dD

(2.1)

Valores maiores para o coeficiente m podem ser alcançados em turbinas de quedas

maiores, chegando a m >24 para turbinas de 2000m de altitude. Entretanto, para quedas

menores que 600 m o coeficiente pode chegar a 8, que é o caso de turbinas Pelton que operem

5 Se comparada a máquinas com maior número de injetores.


21

à queda de 400m, implicando um rendimento um pouco mais baixo. Algumas turbinas Pelton

possuem duas rodas no mesmo eixo. Esta prática visa aumentar a velocidade de operação da

unidade. Além disso, os diâmetros do jato e do rotor ficam reduzidos. A figura 2.7 apresenta a

foto de uma turbina Pelton com duas rodas e quatro jatos6.

Figura 2.7: Turbina Pelton de duas rodas e 4 injetores

(Fonte: WIRZ, 2004)

A vazão que passa pelos injetores é regulada por agulhas, que podem fechar

completamente a abertura do injetor. Além da agulha para controle de vazão, existe em cada

injetor um defletor, cuja função é fazer o desvio do jato d’água. Abaixo, a representação do

funcionamento da agulha e do defletor.

Figura 2.8: Funcionamento da agulha e do defletor no jato de uma turbina Pelton

(Fonte: SCHREIBER, 1980)

6 Os jatos estão indicados pelas setas


22

A função do defletor é desviar o jato d’água quando a carga diminui, enquanto a

agulha fecha o injetor lentamente. Caso não se opere o defletor, pode-se ter golpes de aríete

muito fortes, devido ao transitório de carga imposto à tubulação forçada, que podem danificar

o equipamento e até mesmo a instalação.

A turbina Pelton pode ser de eixo vertical ou horizontal. As unidades de eixo

horizontal, mesmo ocupando uma área maior na casa de máquinas, têm seus componentes

(turbina, mancais, gerador, etc) facilmente acessíveis, o que facilita a manutenção. As

unidades de eixo vertical são empregadas quando se têm mais de dois bicos injetores, pois

facilitam o arranjo destes em potências elevadas. Além dos bicos injetores para acionamento

das unidades, as turbinas Pelton possuem outros bicos menores dispostos em direção contrária

aos injetores principais, com a finalidade de servir de freio da unidade. As figuras 2.9 e 2.10

ilustram os modelos de turbina Pelton horizontal com dois jatos e Pelton de eixo vertical com

seis jatos, respectivamente.

Figura 2.9: Turbina Pelton de eixo horizontal com dois jatos

(Fonte: SCHREIBER, 1980))


23

Figura 2.10: Turbina Pelton de eixo vertical com seis jatos


2.3.1.2 Turbinas Francis

São turbinas utilizadas em aproveitamentos onde se têm vazões e quedas médias. Seu

nome é em homenagem ao seu inventor, James Bicheno Francis, que propôs o modelo desta

turbina em 1848 (SCIENCE FAIR PROJECTS, 2004). São turbinas que podem ser aplicadas

em aproveitamentos com quedas7 entre 600 e 20 m. Nesta turbina, o acionamento é feito pela

água aduzida ao rotor através de uma caixa espiral. O fluxo d’água é orientado na direção

radial e distribuído igualmente na entrada do rotor, saindo na direção axial. Na caixa espiral

tem-se o distribuidor, cuja função é controlar a descarga d’água no rotor. As aletas do

distribuidor possuem eixos passantes pela tampa da turbina e ao final destes estão fixadas

manivelas ligadas por meio de hastes ao anel do distribuidor, que por sua vez recebe o

comando para a regulagem do fluxo d’água. É interessante observar que entre as pás são

formados canais d’água em movimento. A água turbinada sai do rotor e passa pelo tubo de

sucção, onde tem sua velocidade reduzida a até 2,0 m/s, e depois é restituída ao leito do rio.


24

A caixa espiral normalmente é feita em aço, à exceção das usinas de baixa queda em

que são construídas em concreto e possuem forma semi-espiral. A seguir nas figuras 2.11 e

2.12 apresentam-se os desenhos da caixa espiral da turbina Francis convencional e de baixa

queda.

Figura 2.11: Modelo da caixa espiral em aço da turbina Francis


7 São conhecidas instalações de pequeno porte com turbinas do tipo Francis com quedas de até 11 metros, entretanto estes equipamentos apresentam rendimentos baixos e problemas de cavitação (MARTINEZ et al, 2002).


25

Figura 2.12: Modelo da caixa espiral de concreto da turbina Francis de baixa queda


A velocidade específica8 (ns), para este tipo de turbina, varia entre 50 e 410 e a forma

do rotor também muda em função desta variação, conforme pode ser visto na figura 2.13.

8 A velocidade específica é definida como a velocidade, em rpm, na qual uma turbina geometricamente semelhante à analisada, fosse capaz de produzir 1cv de potência à uma queda de 1m (SCHREIBER, 1980).


26

Figura 2.13: Forma do rotor da turbina Francis em função de ns


As máquinas com ns entre 85 e 175 são chamadas máquinas de rotor normal. As

máquinas com ns abaixo de 85 são chamadas de máquinas de rotor lento e as com ns maior

que 175 máquinas de rotor rápido. Nas máquinas com menor ns, tem-se uma curva de

rendimento mais plana (ver figura 2.15), e o rendimento máximo para este modelo chega a

90%, sofrendo redução de cerca de 8% quando operando em 50% da potência nominal. Em

máquinas com ns maior, a curva de rendimento é mais aguda e o rendimento cai cerca de 10%

quando operando em 50% de carga (SCHREIBER, 1980).


27

2.3.1.3 Turbinas Kaplan

São turbinas projetadas para baixas quedas e grandes vazões. O nome desta máquina

foi dado em homenagem a Viktor Kaplan, seu inventor, que patenteou o modelo em 1913

(ENCARTA, 2004). O acionamento desta máquina é feito por água que é aduzida ao rotor em

forma de hélice através da caixa espiral. A caixa espiral e o tubo de sucção têm formato

similar aos da turbina Francis. Nesta turbina, o fluxo d’água é orientado de forma que esta,

tanto na entrada quanto na saída do rotor, esteja no sentido axial. O rotor é dotado de pás com

passos móveis, cuja movimentação é dependente da carga imposta a turbina, e

conseqüentemente da velocidade angular de operação do rotor. A posição das pás do rotor é

ajustada por um mecanismo fixado a um eixo do sistema de regulagem das aletas. Em virtude

da mobilidade das pás, a curva de rendimento da Turbina Kaplan, ao contrário das turbinas

Francis, apresenta como característica o fato de ser pouco influenciado pela variação da vazão,

apresentando um perfil mais suave do que o da turbina Francis, conforme pode ser visto na

figura 2.15. A figura 2.14 a seguir apresenta, o desenho esquemático de um rotor Kaplan.

Figura 2.14: Corte esquemático da turbina Kaplan


O ajuste do passo das pás é feito por manivelas, bielas e uma cruzeta que ficam

alojadas dentro do rotor. A cruzeta é movimentada por um servomotor, que pode estar

localizado na ogiva do cubo do rotor, entre os flanges do eixo principal, ou na extremidade do


28

eixo principal, servindo de cubo para o rotor do gerador. Para lubrificação do sistema de

acionamento das pás, óleo sob alta pressão é conduzido ao servomotor por tubos colocados

dentro do eixo oco.

As curvas de rendimentos das turbinas Pelton, Francis e Kaplan são bem distintas em

virtude do aproveitamento da queda e vazão disponíveis. Para uma melhor análise do

rendimento dos três tipos de turbinas, apresenta-se ma figura 2.15 uma figura ilustrativa, onde

se pode verificar o rendimento da turbina em função da potência útil percentual.

Figura 2.15: Curvas de rendimentos das turbinas Pelton, Francis e Kaplan em função da carga


Para se selecionar qual o tipo de turbina é mais interessante em um aproveitamento

hidrelétrico, torna-se necessário que sejam analisadas a altura disponível, a vazão e a rotação

da mesma. Com esses dados pode-se fazer uma análise comparativa entre os modelos. A

forma de se normalizar as turbinas para que possam ser comparadas é feita através do cálculo

da velocidade específica.

O cálculo da velocidade específica das turbinas é feito de acordo com a equação 2.2 a

seguir:


29

4 5.

H

Pnns = (2.2)

Onde:

n= é a velocidade de operação da unidade em rpm.

P= é a potência útil da unidade em cv.

H= é altura manométrica.

A velocidade de operação n pode ser estimada pela equação 2.3 a seguir:

5,0

75,0

.P

Hkn = (2.3)

Sendo que K é um coeficiente que varia de 1300 a 1900 e que depende da potência da máquina, sendo este valor 1600 para PCHs (ELETROBRAS, 2005). A figura 2.16 apresenta um ábaco mostrando o tipo de turbina em função da

queda disponível e da velocidade específica da turbina.

Figura 2.16: Campo de aplicação de turbinas convencionais em função da altura e velocidade específica

(Fonte: MACINTYRE, 1983)


30

É interessante notar que existe uma zona de transição entre as turbinas Francis e

Kaplan. No caso do equipamento estar localizado em uma zona de transição, é pratica comum

entre os projetistas tentarem fazer o dimensionamento para uma turbina Francis. Isso se deve

em virtude do custo total de instalações com turbinas Francis serem considerados a princípio

menores quando comparado com uma máquina do tipo Kaplan (SCHREIBER, 1980).

Entretanto é necessário um estudo econômico para se poder fazer uma escolha correta. Na

figura 2.17 apresenta-se um esquema da transição do rotor das turbinas de reação em função

da queda disponível e da sua velocidade específica.

Figura 2.17: Perfil do rotor x velocidade específica



31

2.3.1.4 Tubos de sucção de turbinas convencionais

Segundo Carvalho (1982), a utilização de tubos de sucção foi proposta primeiramente

por Jonval em 1843. Sua finalidade é conduzir a água até o canal de fuga ou um poço. Por ter

semelhança com o tubo de aspiração de bombas, recebeu o nome de tubo de sucção ou tubo de

aspiração.

A utilização do tubo de sucção, conforme Carvalho (1982), deve-se principalmente aos

seguintes fatores:

- Não convém colocar a turbina submersa e nem muito próxima do canal de fuga

(perigo de inundação da casa de máquinas e para facilidade de inspeção);

- Se a turbina for colocada muito alta e se a água abandona o rotor à pressão

atmosférica, perder-se-á, além de uma considerável fração da queda, uma certa quantidade de

energia cinética correspondente à velocidade da água que abandona o rotor. Esta energia

cinética residual à saída não é grande nas turbinas Pelton (de 1% a 2% da queda), entretanto

pode ser superior a 50% da energia total da queda para as turbinas Kaplan.

- Recuperar a energia correspondente à altura da queda entre a descarga da turbina e o

nível da água à jusante;

A altura de sucção (Hs) é definida pela distância vertical entre a entrada do tubo e o

nível d’água no canal de fuga, e é dada pela equação 2.4 abaixo:

+−−−= TS

sssrsrbs J

g

VVpHH

.2

22

γ (2.4)

Onde:

Hb = pressão barométrica em metros.

JTS = perdas no tubo de sucção em metros.

Vsr = velocidade na saída do rotor em m/s.

Vss= velocidade na saída do tubo de sucção em m/s.


32

g = aceleração da gravidade em m/s2;

psr = pressão na saída do rotor em N/m2.

γ = peso específico em N/m3.

A figura 2.18 mostra o detalhamento do tubo de sucção do tipo curvo.

Figura 2.18: Tubo de sucção detalhado


Para que não ocorra cavitação na turbina, a altura de sucção não pode exceder certos

limites, sendo que a mesma é dependente do coeficiente de cavitação σs, também conhecido

como coeficiente de Thoma.

O coeficiente de cavitação varia em função do tipo de turbina e a velocidade específica

da mesma. A altura de sucção, para que não ocorra cavitação, é definida pela equação 2.5

abaixo:

vbs hHHH −−= σ (2.5)

Onde:

hv = é a tensão de vapor na temperatura do escoamento;

O coeficiente de cavitação pode ser calculado segundo as equações 2.6 ou 2.7 abaixo,

podendo ser também obtido em tabelas e ábacos:

- Fórmula de Graeser:


33

64935

7,1sn

=σ (2.6)

- Fórmula do NBR-USA:

49302

64,1sn

=σ (2.7)

Vale ainda ressaltar com respeito aos tubos de sucção que os mesmos possuem além

da forma curva (figura 2.18), a forma reto-cônica conforme a figura 2.19.

Figura 2.19: Tubo de sucção reto-cônico



34

2.3.2 Unidades hidrogeradoras BFT

As unidades hidrogeradoras BFT surgiram da utilização de uma máquina de fluxo cuja

finalidade é trabalhar como bomba e que foi adaptada para trabalhar como turbina. Uma

bomba hidráulica é uma máquina de fluxo trabalhando na função operadora, ou seja, ela

fornece energia a um fluido para transportá-lo de um local de baixa pressão para um de alta

pressão. Uma turbina é uma máquina de fluxo trabalhando na função motriz, ou seja, ela

transforma a energia disponível na natureza em trabalho mecânico.

Da modificação da condição de trabalho de uma máquina operadora surgiu o termo

Bomba Funcionando como Turbina (BFT, no inglês Pump as Turbine – PAT). O termo BFT

trata-se, pois de resumir a inversão da finalidade de uma bomba hidráulica, que é o nome dado

comercialmente à máquina de fluxo operatriz. Desta forma, a bomba que tradicionalmente

seria usada para acionar o fluido (no caso a água) de um local de menor pressão para um de

maior pressão, agora será usada para transformar energia potencial em energia mecânica.

Quando comparadas às unidades hidrogeradoras convencionais, as unidades BFTs

podem ser referenciadas como um método novo de conversão hidráulico-mecânica, uma vez

que esta tecnologia começou a ser investigada a partir da segunda metade do século XX, ao

passo que as primeiras turbinas convencionais surgiram na primeira metade do século XIX. A

intenção dos estudos deste tipo de unidade hidrogeradora é de minimizar os custos de

implantação do sistema hidrogerador como um todo e assim permitir que comunidades não

assistidas pela energia elétrica passem a ter acesso a esta.

Este tipo de unidade é ideal para aproveitamentos hidrelétricos onde os estudos de

viabilidade de utilização de unidades convencionais mostram-se inviáveis.

Segundo Lopes (2003), os métodos de conversão que apresentam melhores resultados

para as bombas fabricadas no Brasil são aqueles desenvolvidos por Sharma (1985) e Willians

(1995). As equações 2.8 e 8.9 apresentam o modelo de Sharma (1985):

8,0máx

BombaBFT

QQ

η=

(2.8)


35

2,1máx

BombaBFT

HH

η= (2.9)

Onde:

QBFT = Vazão disponível.

QBomba = Vazão como bomba.

máxη = Máximo rendimento como bomba.

HBFT = Altura disponível.

HBomba = Altura como bomba.

O modelo de Sharma (1985) sofreu modificações feitas por Willians (1995), onde este

introduziu os fatores de correção de altura e vazão. As equações 2.10 e 2.11 apresentam os

fatores de correção de vazão e altura respectivamente.

Bomba

BFTcQf

ωω=

(2.10)

2

=

Bomba

BFTcHf

ωω

(2.11)

Onde:

fcQ = fator de correção de vazão.

fcH = fator de correção de altura.

BFTω = Rotação de operação no modo turbina em rpm.

Bombaω = Rotação no modo bomba em rpm.

A metodologia apresentada por Lopes (2003) utiliza o modelo de Sharma (1985) para

a pré-seleção de uma bomba em função de um aproveitamento residual. Feita a pré-seleção, é

possível a partir da curva de desempenho estático determinar qual a rotação da bomba e,

conseqüentemente, a máquina de indução que vem acoplada à mesma. De posse das rotações

nos modos bomba e turbina, é feita a determinação do rendimento máximo como bomba


36

através de iterações feitas segundo o modelo de Willians (1995), mostrados pelas equações

2.12 e 2.13.

Bomba

BFT

máx

Bomba

máx

cQBombaBFT

QfQQ

ωω

ηη⋅=

⋅=

8,08,0 (2.12)

2

2,12,1

⋅=⋅=

Bomba

BFT

máx

Bomba

máx

cHBombaBFT

HfHH

ωω

ηη (2.13)

2.3.2.1 Pesquisa em BFTs no mundo

Os trabalhos mais expressivos nesta área tem sido desenvolvidos, desde 1997, por

pesquisadores da Universidade de Nottingham, pertencente ao grupo Pico Hydro. O grupo tem

buscado cada vez mais trocar experiências com pesquisadores distribuídos em mais de 40

países, visando suprir a necessidade de comunidades carentes com energia elétrica oriunda de

unidades que tenham fácil operação e manutenção. As especialidades deste grupo são:

-Geração de eletricidade com gerador de indução.

- Uso de conversores de freqüência para controle destas máquinas.

- Uso de BFTs.

- Uso de turbinas convencionais.

- Gerenciamento de energia e otimização de aproveitamentos.

Dentre as instalações feitas pelo grupo, pode-se citar a instalação de um grupo

hidrogerador BFT na comunidade de Thima, localizada ao norte de Kerugoya – África. A

comunidade encontrava-se isolada do sistema interligado local e o dinheiro arrecadado pelos

moradores não cobriam os custos da conexão. Assim, a comunidade optou em ter

fornecimento de energia elétrica isolada. A potência total do sistema é de 2,2 kW, que foi

dimensionado a partir das equações de transformação de Sharma (1985). As figuras 2.20 a

2.22 mostram as vistas superior, frontal e lateral da instalação.


37

Esta instalação atende a uma comunidade de 100 residências localizadas no Sub-

Sarahan na África. Cada residência é alimentada em 230V e tem uma capacidade instalada

equivalente a duas lâmpadas econômicas e um rádio. A adução do sistema é feita por um tubo

de PVC com 90 metros de comprimento e 160 milímetros de diâmetro. A queda líquida

disponível é de 18 metros e a vazão de 28 l/s. O sistema BFT-GI possui rendimento baixo

(45%), que é justificado pelo uso do restante da potência disponível no eixo da BFT para

acionar um moedor de milho. Na figura 2.23 pode-se observar uma vista aérea da instalação.

Na figura 2.24 percebe-se o eixo prolongado do rotor do gerador, onde o moedor é acoplado.

Já a figura 2.25 mostra um detalhe do tubo de sucção da BFT.

Para o controle de freqüência, conecta-se aos terminais de saída do gerador um

regulador eletrônico, cuja função é manter a potência fornecida pelo gerador constante. Assim,

quando ocorre uma diminuição do consumo nas residências, o regulador dissipa a potência

gerada em dois resistores de aquecimento. A figura 2.26 apresenta a foto do regulador e dos

resistores de aquecimento.

Esta tecnologia de geração foi implementada em outras comunidades isoladas.

Estimativas dos pesquisadores da Universidade de Nottingham indicam que já existem em

funcionamento mais de cem unidades como esta em todo o mundo (MAHER, 2002).


38

Figura 2.20: Vista superior da instalação

(Fonte: MAHER, 2002)


39

Figura 2.21: Vista lateral da instalação


Figura 2.22: Vista frontal da instalação



40

Figura 2.23: Vista aérea do aproveitamento


Figura 2.24: Hidrogerador BFT com GI


Figura 2.25: Tubo de sucção do hidrogerador BFT


Eixo prolongado


41

Figura 2.26: Conversor CA-CC-CA com regulação de carga


2.4 Comentários finais do capítulo

Neste capítulo, foi feita uma abordagem sobre os tipos de suprimento de energia

elétrica e dos tipos de unidades hidrogeradoras convencionais: turbinas Pelton, Francis e

Kaplan. Ainda sobre as unidades hidrogeradoras convencionais, discorre-se sobre os tubos de

sucção utilizados em turbinas Francis e Kaplan.

Posteriormente, faz-se uma abordagem sobre as unidades BFTs, e dos procedimentos

tomados por Lopes (2003), onde o mesmo utiliza inicialmente metodologia de Sharma (1985)

e depois a de Willians (1995).

Ao final do capítulo, é mostrado um caso real da utilização de unidades hidrogeradoras

BFTs, por pesquisadores da Universidade de Nottingham.

Capítulo 3

3 O Trabalho Desenvolvido

3.1 Introdução

Neste capítulo, apresenta-se a metodologia utilizada para se caracterizar o campo de

aplicação de uma unidade BFT.

Primeiramente apresentam-se os estudos da máquina elétrica, a fim de se identificar a

sua característica de operação, abordando as implicações da utilização da máquina projetada

para funcionar como motor, operando, entretanto, como gerador.

Posteriormente apresenta-se o estudo das equações de transformação que serão

utilizadas nesse trabalho. Em seguida, objetivando-se avaliar a adequação das mesmas, faz-se

o levantamento das curvas de potência e de rendimento de uma bomba de 1,5 cv, do fabricante

EH Bombas. Estes resultados serão posteriormente utilizados em uma análise comparativa.

Um estudo do conjunto BFT-GI é finalmente desenvolvido, onde a troca de potência

com a rede elétrica será observada através de um medidor eletrônico de energia.

3.2 Máquina de indução

Dentre as máquinas elétricas de corrente alternada (CA) , a máquina de indução é mais

robusta em relação à máquina síncrona. Compõe-se basicamente em duas partes:

Capítulo 3 – O Trabalho Desenvolvido

43

- Enrolamento de estator: onde faz-se a sua alimentação. É um enrolamento trifásico

distribuído, onde as fases ficam dispostas 120º magnéticos uma das outras. A disposição dos

enrolamentos é feita de forma que a defasagem angular geométrica dos enrolamentos de

estator e o defasamento angular elétrico das ondas de tensão produzam um campo girante no

interior da máquina.

- Rotor: pode ser do tipo bobinado ou em gaiola. O rotor em gaiola é composto por

barras de alumínio ou cobre dispostas nas ranhuras do rotor e curto-circuitadas por anéis

terminais. Já o rotor bobinado possui um enrolamento do mesmo tipo do estator, com seus

terminais conectados a três anéis, que ficam em contato com escovas estacionárias cuja

finalidade é possibilitar o acesso ao enrolamento de rotor pela parte estacionária da máquina.

As máquinas de indução com rotor bobinado têm como principal vantagem a possibilidade do

controle de velocidade mediante a inserção de resistores ou sendo duplamente excitada,

através de um conversor conectado no enrolamento de rotor. As máquinas de indução com

rotor em gaiola devido à sua simplicidade são mais práticas, robustas, econômicas e são

encontradas com maior facilidade no mercado.

Quando utilizada juntamente com um conversor, de forma que possa operar em

velocidade variável, a máquina de indução pode ser empregada:

- Com um conversor conectado ao enrolamento de estator: neste caso o conversor

possui potência nominal igual à da máquina de indução, fato este que implica um

investimento maior para aquisição do conversor.

- Com um conversor conectado ao rotor: esta configuração também é conhecida como

DFIG – Doubly Fed Induction Generator. Nesta topologia, a máquina de indução deve ter

rotor bobinado. Neste caso, a potência do conversor tem a vantagem de ser cerca de 25% a

30% da potência nominal da máquina, barateando assim o custo do sistema.

Em ambas topologias citadas, a operação do gerador é feita de forma otimizada,

permitindo a extração da potência fornecida pelo agente conversor, sendo este eólico-

mecânico ou hidráulico-mecânico, nos pontos de melhor rendimento da máquina.


44

O enfoque do presente estudo é a utilização de uma unidade hidrogeradora BFT

acionando a máquina de indução com rotor em gaiola, sem o uso de conversores e operando

em velocidade supersíncrona.

3.2.1 Estudos da máquina de indução como gerador

O uso da máquina de indução para fins de geração de energia elétrica iniciou-se por

volta da última década do século XIX.

O gerador de indução necessita de receber a potência reativa necessária para sua

magnetização, logo, esta potência reativa deve ser fornecida ou por geradores síncronos

funcionando em paralelo, fato que se configura quando o gerador está operando em paralelo

com a rede elétrica, ou por um banco de capacitores, quando operando isolado da rede

elétrica. Uma alternativa que se mostra bastante interessante também é a utilização de um

banco de capacitores em paralelo com a máquina quando esta opera acoplada à rede elétrica,

com o intuito de minimizar os reativos consumidos.

Chapallaz (2000), afirma que as MIs podem apresentar melhor desempenho como

motor. Na tentativa de melhorar o rendimento, o autor sugere que se faça o rebobinamento do

estator da máquina. Entretanto deve-se considerar que este tipo de ação implica aumento de

custo e isto deve ser considerado quando da análise de viabilidade deste tipo de instalação.

Nas tabelas 3.1 e 3.2, apresentam-se os quadros comparativos entre os geradores síncrono e de

indução, segundo Chapallaz (2000):


45

Tabela 3.1: Vantagens do uso de geradores de indução:

Gerador de Indução Gerador Síncrono

Custos de implantação

Considerável vantagem para potências de até 100 kW.

Acima de 100 kW é mais competitivo

Disponibilidade da máquina e peças de reposição

Sempre disponível devido ao grande uso de máquinas de Indução.

Dificuldades em países em desenvolvimento em virtude do pequeno mercado.

Construção Robusto e simples. Possui baixo custo de manutenção.

A fonte CC, as escovas e o regulador de tensão tornam o gerador mais susceptível à quebras e altos custos de manutenção.

Sincronismo com a rede elétrica

Não necessita. Basta um circuito de conexão para ser acionado quando a máquina atinge velocidade síncrona.

Necessita de um sincronoscópio para efetuar o paralelismo.

Controle de velocidade em modo Isolado

Equipamentos relativamente simples são utilizados. Na maioria dos casos são usadas resistências de lastro.

Necessita de regulador de tensão e regulador de freqüência

Capacidade de sobrevelocidade

Máquinas de 4 ou mais pólos suportam até o dobro da velocidade nominal

É projetado para atender ao projeto da turbina

(Fonte: CHAPALLAZ, 2000)

Tabela 3.2: Desvantagens do uso de geradores de indução:

Gerador de Indução Gerador Síncrono

Magnetização É feita pela rede elétrica ou através de banco de capacitores.

Pode fornecer ou consumir reativos em função da corrente de excitação.

Rendimento Menor que o do gerador síncrono. Decresce na medida em que a potência das máquinas diminui. É baixo quando operando abaixo das condições nominais .

Mantém a o alto rendimento mesmo operando abaixo das condições nominais.

Fator de potência Decresce quando a velocidade de operação e / ou a potência é diminuída.

Pode ser ajustado em função das necessidades do sistema.

Inércia das massas girantes em rejeição de carga

Seu rotor tem baixa inércia, o que pode necessitar em alguns casos de um volante de inércia.

Inércia de rotor maior do que a do GI.

Qualidade da energia gerada

Altas variações de tensão e freqüência, mesmo com o uso de sistema de controle.

Tensão e freqüência praticamente constante.

Seleção da máquina Pouco suporte dos fabricantes. Risco de baixo desempenho da máquina devido ao fato de ter sido projetada para operar como motor.

Dimensionamento mais simples, muito embora necessite de atenção especial ao regulador automático de tensão.

Partida de motores de grandes potências

Podem perder a magnetização, causando colapso no sistema.

Possui capacidade de suportar o transitório de partida de motores de grandes potências.

(Fonte: CHAPALLAZ, 2000)


46

Com base nas premissas apresentadas, observa-se que o uso da máquina de indução

em grupos geradores BFT mostra-se uma alternativa atraente, seja em modo isolado ou

acoplado à rede elétrica.

É interessante notar também que a faixa de potência (0,5 a 100 kW) em que as

máquinas de indução se sobressaem sobre as síncronas segundo Chapallaz (2000), abrange a

faixa (3 a 85 kW) em que Lopes (2003) concluiu ser factível o investimento para um

horizonte de 4 anos e com taxas de interesse de 18% a.a..

3.3 Estudo de perdas energéticas

Os estudos das perdas energéticas têm por finalidade estimar a eficiência do grupo

gerador BFT. Os testes realizados neste trabalho foram feitos em uma máquina de fluxo de

menor porte, de forma que se pudesse trabalhar em uma bancada de ensaios mais flexível.

3.3.1 A BFT

A bomba hidráulica de menor porte que foi utilizada nos ensaios foi a EHF 32-16, 4

pólos, com rotor de 170mm, fabricada pela EH Bombas Hidráulicas. De posse do catálogo de

especificações técnicas fornecido pelo fabricante, foi possível fazer a conversão da máquina

para utilização como BFT a partir do modelo de Sharma (1985). A figura 3.1 apresenta a

curva de desempenho da bomba EHF 32-16.


47

Figura 3.1: Curva de desempenho da máquina de fluxo operatriz EHF 32-16

Fonte: Catálogo de Bombas EH Bombas

3.3.2 Estudo das equações de transformação

Segundo Lopes (2003), a conversão entre os modos operatriz e motriz inicialmente

seria feito pelo modelo de Sharma (1985) e, após a pré-seleção da bomba hidráulica, ajustes

em função da velocidade de operação seriam feitos através da metodologia de Willians

(1995).


48

Ao se utilizar as equações de Willians (1995) é necessário saber em que velocidade

deseja-se trabalhar com a BFT, a altura e a vazão disponível e o rendimento da máquina no

ponto de operação quando operando como bomba. Assim, definida a velocidade de operação,

faz-se iterações até a convergência dos valores de rendimento e do ponto de operação da

bomba.

Devido ao fato de se prever a utilização da BFT em modo isolado à velocidade

síncrona ou em velocidade supersíncrona quando conectada à rede elétrica, sem uso de

conversores, procedeu-se a algumas modificações nos equacionamentos de modo a facilitar os

cálculos.

Sabe-se que a máquina de indução possui um escorregamento nominal (snom) quando

operada como motor em condições nominais. Para a sua utilização em modo isolado,

dimensiona-se o grupo gerador BFT para operar em velocidade síncrona. Já para o caso de uso

acoplado à rede elétrica sem uso de conversor CA-CC-CA, de acordo com a bibliografia

existente, a máquina e indução tem melhor eficiência quando operando em velocidade

supersíncrona igual à velocidade nominal adicionada do escorregamento nominal. Assim, os

equacionamentos de Willians (1995), mostrados nas equações 2.12 e 2.13, ficaram divididos

em dois blocos, sendo eles:

• Isolado de rede elétrica:

)1(

18,0

nommáx

BombaBFT s

QQ

−⋅=

η (3.1)

2

2,1 )1(1

−⋅=

nommáx

BombaBFT s

HH

η (3.2)

• Conectado à rede elétrica:

)1(

)1(8,0

nom

nom

máx

BombaBFT s

sQQ

−+⋅=

η (3.3)

2

2,1 )1(

)1(

−+⋅=

nom

nom

máx

BombaBFT s

sHH

η (3.4)


49

Após a modificação nas equações de Willians (1995), desenvolveu-se um algoritmo

que agilizasse o processo de cálculo e escolha da BFT. O algoritmo foi implementado em

ambiente Delphi, da Borland. A figura 3.2 apresenta a tela do programa “BFT-CPH”

desenvolvido a partir das duas premissas de modo de operação apresentadas.

Figura 3.2: Tela do programa BFT-CPH

Como pode ser observado na figura 3.2, os dados de entrada são HBFT, QBFT,

rendimento percentual da máquina em modo operatriz (bomba), o tipo de funcionamento

(acoplado ou isolado) e o escorregamento nominal percentual da máquina de indução. Ao

executar o programa, o mesmo retorna ao usuário os dados relativos ao aproveitamento, ou

seja, HBFT e QBFT, a potência hidráulica disponível, o modo de fornecimento de energia

elétrica, o rendimento em modo operatriz e o ponto de operação da bomba.


50

Com as modificações feitas nos equacionamentos de Willians (1995), ficou possível

selecionar o grupo hidrogerador BFT com maior facilidade, pois não se faz mais necessário

pré-selecionar a máquina de fluxo a partir do modelo de Sharma (1985) conforme proposto

por Lopes (2003). Agora, basta estimar um valor de escorregamento nominal inicial e, após

selecionar a unidade hidrogeradora BFT, utilizar o escorregamento nominal da máquina de

indução que vem acoplada à maquina de fluxo para finalmente fazer as iterações.

3.3.3 Determinação do rendimento da BFT

Para se fazer uma estimativa do rendimento da turbina e para se avaliar a

aplicabilidade das equações de Willians (1995), levantou-se a curva de potência em modo

motriz da bomba EHF 32-16, em função da velocidade do rotor. Para tal, foi acoplado ao eixo

da BFT um freio do tipo Prony.

No freio de Prony, o momento (M) de um braço de alavanca de comprimento (l)

definido é calculado através da seguinte fórmula:

gmlM ⋅⋅= (3.5)

onde m é a massa aplicada no braço de alavanca e g é a aceleração da gravidade.

Para o levantamento da curva de momento da BFT, acoplou-se ao eixo da mesma um

sistema com uma polia do tipo chaveta e a esta um braço de alavanca com um comprimento l

de 0,5m. Na ponta do braço de alavanca foi colocado um pino de contato, conforme

apresentado na figura 3.3.

Pino de contato

Figura 3.3: Desenho esquemático do freio de Prony


51

A função do pino de contato é deixar o braço de alavanca na horizontal, evitando

assim componentes horizontais do momento medido.

Apresenta-se nas figuras 3.4 e 3.5, as fotos do freio acoplado ao eixo da bomba EHF

32-16.

Figura 3.4: Vista superior do freio de Prony

Figura 3.5: Vista Frontal do freio de Prony

O pino de contato foi posicionado sobre o prato de uma balança (do fabricante Filizola

tipo L com capacidade máxima de 10 kg de carga e resolução de 10 g), para que fosse possível

obter medidas de massa para determinação do torque e da potência, no eixo da bomba. Assim,

a ponta do braço de alavanca transmitirá um momento, advindo da potência existente na polia

girante no eixo da BFT.

A potência no eixo da máquina é calculada através da equação 3.6:

ω⋅= MPeixo (3.6)

Substituindo-se 3.5 em 3.6, podemos calcular a potência no eixo da BFT através da

equação 3.7:

ω⋅⋅⋅= gmlPeixo (3.7)

Logo, de posse dos valores de massa e velocidade podemos extrair as curvas de

Potência x Velocidade e Rendimento x Velocidade.


52

Para simular o par H e Q de um aproveitamento hidráulico, foi utilizado um conjunto

motobomba, acionado por um inversor de freqüência.

Os dados de rotação, massa e vazão, coletados no ensaio encontram-se na tabela 3.3,

assim como os valores calculados de potência hidráulica de entrada, potência no eixo da BFT,

torque e rendimento:

Tabela 3.3: Dados obtidos no ensaio da bomba EHF 32-16

W (rpm)

Massa (kg)

Vazão (l/s)

Pressão de Recalque (Kgf/cm 2)

Potência Hidráulica

(W)

Potência no eixo

(W)

Torque no eixo (N.m)

Rendimento (%)

1 1450 1,15 5,56 2,40 1308,00 856,51 5,64 65,48 2 1590 1,10 5,21 2,55 1302,89 898,37 5,40 68,95 3 1680 1,05 5,44 2,60 1387,48 906,08 5,15 65,30 4 1780 1,00 5,50 2,65 1429,21 914,30 4,91 63,97 5 1850 0,93 5,44 2,63 1403,49 883,73 4,56 62,97 6 1970 0,89 5,27 2,60 1343,20 900,58 4,37 67,05 7 2060 0,84 5,19 2,80 1424,27 888,82 4,12 62,41 8 2090 0,80 5,32 2,90 1514,65 858,82 3,92 56,70 9 2100 0,78 6,48 2,90 1843,92 841,36 3,83 45,63 10 2180 0,75 7,03 3,00 2067,59 839,82 3,68 40,62 11 2249 0,70 6,89 3,10 2094,28 808,64 3,43 38,61 12 2320 0,65 7,00 3,20 2198,17 774,58 3,19 35,24 13 2450 0,55 6,83 3,20 2143,67 692,14 2,70 32,29 15 2520 0,50 7,29 3,30 2360,53 647,20 2,45 27,42 16 2610 0,45 6,77 3,40 2258,34 603,28 2,21 26,71 17 2650 0,40 6,74 3,40 2246,76 544,47 1,96 24,23 18 2685 0,40 6,54 3,50 2245,29 551,66 1,96 24,57 19 2760 0,35 6,48 3,60 2289,00 496,19 1,72 21,68 20 2830 0,30 6,42 3,60 2268,56 436,09 1,47 19,22 21 2880 0,25 6,54 3,70 2373,59 369,83 1,23 15,58 22 2903 0,26 6,46 3,70 2344,18 380,24 1,25 16,22 23 3015 0,10 6,77 3,85 1308,00 856,51 5,64 65,48

Os dados apresentados na tabela 3.3 foram levantados a partir de ensaios consecutivos

da unidade. É interessante salientar que os valores de vazão e altura, variam em função da

potência solicitada no eixo da BFT, o que implica dizer que, durante o ensaio, o sistema de

simulação de um aproveitamento residual (conjunto motobomba e inversor) não foi

modificado. Em função da potência solicitada, a reação no rotor da máquina provoca um

aumento da pressão na adução do sistema e uma redução na vazão.


53

De posse dos resultados obtidos no ensaio, foi possível traçar o gráfico de potência no

eixo em função da velocidade e de rendimento percentual em função da velocidade. A seguir,

nas figuras 3.6 e 3.7, são apresentados os gráficos obtidos.

Figura 3.6: Gráfico de potência no eixo x rotação


54

Figura 3.7: Gráfico de rendimento da BFT No gráfico da curva de potência na figura 3.6 foram feitas regressões polinomiais,

onde foi observado um melhor ajuste na regressão de 3ª ordem.

No gráfico de rendimento mostrado na figura 3.7, o melhor ajuste obtido com

regressão polinomial, foi o de segunda ordem. A partir deste gráfico é possível observar uma

deficiência do freio de Prony: à medida em que se aumenta a carga no freio tem-se problemas

de vibração do mesmo, fato este que dificulta a leitura das grandezas.

3.4 Estudos do Sistema BFT – Máquina de Indução:

Sabendo-se que a máquina de fluxo projetada para operar em 1750 rpm, selecionou-se

uma máquina de indução compatível para ser acoplada ao eixo da daquela. A máquina de

indução que foi acoplada ao eixo da BFT é do fabricante WEG Motores. Os dados de placa da

máquina encontram-se na tabela 3.4.

Tabela 3.4: Dados de placa para condição nominal da máquina de indução 1,5 cv – ligação em delta

Motor WEG TE 80 Standard


55

Tensão Nominal (V) 220 Corrente Nominal (A) 4,78 Potência (cv) 1,5 IP 54 IP/IN 5,4 Categoria N Classe de Isolação B Rotação (rpm) 1750 Fator de Serviço 1,15 cos φ 0,83 Rendimento (%) 72,3

A partir do ensaio da BFT, observou-se que o melhor rendimento acontece em 1590

rpm e a maior potência fornecida em 1780 rpm. No entanto, sabe-se que a velocidade nominal

da máquina de indução selecionada é de 1750 rpm. Logo, a velocidade de interesse para a

utilização desta como gerador, diretamente conectada à rede, é de 1850 rpm. A partir dos

gráficos das figuras 3.6 e 3.7, observa-se que a bomba EHF 32-16, em 1850 rpm, fornece

cerca de 900 W potência e tem um rendimento de 60%.

O par referente ao aproveitamento residual para velocidade de operação 1850 rpm,

segundo a tabela 3.3, é HBFT = 26,3 m QBFT = 5,44 l/s. Se utilizarmos estes valores no

programa BFT-CPH desenvolvido no âmbito deste trabalho e adotarmos um escorregamento

de 2,73% e um rendimento inicial de 45% como bomba, temos:

Tabela 3.5: Determinação do rendimento da unidade EHF 32-16

Iteração H BFT(m) QBFT(l/s) máxη (%) H BEP(m) QBEP(l/s) QBEP(m3/h)

1ª 26,3 5,44 45,00 9,04 2,72 9,79 2ª 26,3 5,44 48,00 9,77 2,86 10,30 3ª 26,3 5,44 48,00 9,77 2,86 10,30 4ª 26,3 5,44 48,00 9,77 2,86 10,30

Feitas as iterações, o valor de rendimento atingido pela BFT foi de 48%. Tal

rendimento é cerca de 12% abaixo do atingido pela máquina em modo operatriz. Fato este já

citado por Lopes (2003), que contrariamente a Chapallaz (1992) obteve rendimentos em modo

operatriz maiores do que no modo motriz. Abaixo, o ábaco da curva de desempenho estático

da máquina de fluxo EHF 32-16 com os pontos correspondentes às iterações.


56

Figura 3.8: Curva de desempenho da máquina de fluxo operatriz EHF 32-16

Fonte: Catálogo EH Bombas

Substituindo-se o freio de Prony pela máquina de indução, obtém-se a montagem do

conjunto BFT-GI, conforme mostrado na figura 3.9.


57

Figura 3.9: Conjunto BFT-GI de 1,5 cv

O conjunto BFT-GI foi preparado para operar conectado à rede elétrica. Para medir a

troca de potência com a rede elétrica, foi utilizado um medidor de energia de quatro

quadrantes, ou seja, um medidor capaz de medir as potências ativa e reativa em qualquer

sentido entre os dois sistemas. O medidor de energia utilizado é o MKM-D do fabricante

KRON Medidores. Abaixo a foto do medidor.

Figura 3.10: Medidor de energia de quatro quadrantes

(Fonte: KRON, 2004)

Esse equipamento faz a medição da tensão de linha, corrente de linha, fator de

potência, freqüência, potência ativa, potência reativa, potência aparente, energia, demanda

ativa e demanda reativa. Além dessas medições, o medidor possui memória de massa, o que

possibilita o monitoramento de até seis das variáveis citadas.


58

A instalação do medidor foi feita de forma que os valores de potência ativa e reativa

fossem negativos (terceiro quadrante) quando a máquina de indução estivesse motorizando.

No caso da máquina estar gerando, a mesma consume reativos para a sua magnetização e

fornece potência ativa (quarto quadrante). A figura 3.11 ilustra os quatro modos de operação

do medidor.

Figura 3.11: Quadrantes de potência

Em nenhum dos testes houve o fornecimento de potência reativa à rede elétrica, visto

que a máquina utilizada é de indução com rotor em gaiola sem uso de conversor, que implica

dizer que não existe a possibilidade deste fornecimento, salvo quando do uso de um banco

capacitor superdimensionado em paralelo com a máquina.

Para realização dos testes, construiu-se uma bancada móvel. Na figura 3.12, o

diagrama esquemático da bancada e na tabela 3.6 a discriminação dos componentes.


59

Figura 3.12: Diagrama esquemático da bancada de testes

Tabela 3.6: Discriminação dos componentes da bancada de testes

Número Item

1 Gerador de Indução

2 Banco de Capacitores

3 Sistema de Medição

4 Soft-Starter

5 Rede Elétrica

A “soft-starter” em princípio não teve utilidade neste ensaio, contudo como foi

prevista a utilização da bancada em unidades maiores, onde os transitórios de partida são

maiores, e assim montou-se a bancada preparada para tal situação. A soft-starter foi

programada para, após atingir regime permanente, acionar o relé de “bypass”, e assim a

unidade fica diretamente conectada à rede elétrica. Este procedimento foi tomado visando não

danificar o banco de capacitores9 devido aos picos de corrente que acontece, durante o

chaveamento dos tiristores da soft-starter. A desvantagem que se tem com esta medida de

segurança é a falta de monitoramento da corrente pela “soft-starter”, sendo tal perda é

compensada pelo medidor de energia.

As figuras 3.13 e 3.14 a seguir mostram o painel de medição montado no CPH:

9 Quando aplicável.


60

Figura 3.13: Bancada de medição utilizada nos ensaios


61

Figura 3.14: TCs do sistema de medição

O acionamento do sistema em todos os teste foi feito de acordo com os seguintes

passos listados na tabela 3.7.

Tabela 3.7: Procedimento de partida da unidade hidrogeradora BFT

1º Verificou-se a seqüência de fases da máquina de indução de forma a garantir que o sentido de giro da mesma estivesse em conformidade com o da máquina de fluxo em modo motriz;

2º Acionou-se o agente simulador do aproveitamento hidrelétrico (bomba acionada por inversor de freqüência), inicialmente com a válvula de entrada de água na BFT totalmente fechado, onde esta foi sendo aberta gradualmente até que a velocidade da BFT atingisse a velocidade síncrona;

3º Fez-se o paralelismo, dando partida na soft-starter;

4º Coletou-se os dados referentes ao paralelismo, ou seja, em velocidade síncrona, de forma a se obter as perdas na máquina de indução;

5º Acelerou-se a BFT com o aumento da potência hidráulica, ou seja, abrindo a válvula totalmente, até que aquela atingisse a velocidade supersíncrona;

6º Com o sistema em velocidade supersíncrona foram feitas as medições necessárias, para que fosse possível levantar as perdas no sistema.

A tabela 3.8 mostra os resultados coletados ao se acionar o conjunto BFT-MI de 1,5 cv

no momento da conexão com a rede elétrica em velocidade síncrona:


62

Tabela 3.8: Resultados de conexão à rede elétrica em velocidade síncrona

Pressão de recalque (m) 28,0

Vazão (l/s) 3,90

Rotação da BFT (rpm) 1802

Potência hidráulica (W) 1071,25

Potência ativa (W) -151,9

Potência reativa (VAr) -945,0

Potência aparente (VA) 958,0

Fator de potência -0,16

Como pode ser observado, no momento da conexão existe consumo de potências ativa

e reativa, onde para esta potência está associada a magnetização da máquina e àquela as

perdas rotacionais e do cobre.

Ao se acelerar o sistema atingindo a velocidade supersíncrona, os valores coletados

foram:

Tabela 3.9: Troca de potência com a rede elétrica em velocidade supersíncrona


Vazão (l/s) 5,44



Potência ativa (W) 746,5



Fator de potência 0,58

Com esses dados pode-se verificar que:

- O conjunto BFT-MI teve um rendimento global de 53,18%;

- Considerando-se a potência fornecida pela BFT igual à 900 W (conforme gráfico

linearizado da figura 3.6), o gerador de indução teve rendimento de 82.94%.

- A máquina de indução, quando da operação como gerador, teve um fator de potência

igual à 0,58. Este valor é, de acordo com Chapallaz (2000), inferior ao nominal da máquina

(tabela 3.4) devido ao fato desta ter sido projetada para trabalhar como motor.


63

Com o intuito de reduzir o consumo de potência reativa da rede elétrica, e

conseqüentemente melhorar o fator de potência, adicionou-se um banco trifásico de

capacitores de 1 kVAr, assim obtiveram-se os dados apresentados na tabela 3.8:

Tabela 3.10: Troca de potência com a rede elétrica em velocidade supersíncrona com banco de capacitores


Vazão (l/s) 5,44







Como era esperado, o consumo de potência reativa foi reduzido e o sistema continuou

a fornecer potência ativa ao barramento.

Capítulo 4

4 Estudo de Caso

4.1 Introdução

O estudo de caso se refere a motorização da vazão sanitária do aproveitamento

hidroelétrico da PCH Ervália localizada no Estado de Minas Gerais, de propriedade da

Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina. As características desta UHE estão

apresentadas na tabela 4.1.

Tabela 4.1: Características da UHE Ervália

Propriedade CFLCL

Localização Ervália – MG

Início de Operação Abril de 1999

Área do Reservatório 161.037,29 m2

Valor do Empreendimento R$ 8,2 milhões

Rio Bagre

Potência 7,0 MW

Capacidade de Geração 31,0 GWh/ano

A figura 4.1 apresenta uma vista de conjunto da UHE Ervália e a figura 4.2 apresenta

um detalhe do sistema de vazão sanitária acoplado a barragem da usina.

A vazão despachada pelo sistema de manutenção da vazão sanitária, os níveis d’água

de montante, a queda liquida, a vazão e a potência hidráulica disponível estão apresentados na

tabela 4.2. Estes dados são de grande importância, visto que os mesmos são determinantes

para o dimensionamento da unidade piloto.

Capítulo 4 – Estudo de Caso

65

Tabela 4.2: Dados do sistema de manutenção de vazão sanitária da UHE Ervália:

Nível de Água de Montante (m)

Vazão (l/s)

Queda Liquida (m.c.a.)

Potência (cv) Potência (kW)

714,00 50 10 5,7 4,2

713,00 60 8,3 5,6 4,2

712,00 60 7,3 5,0 3,7

711,00 50 7,5 4,3 3,1

É interessante notar que a água que passa no sistema de vazão sanitária não possui

correlação com o seu nível à montante. Tal fato é decorrente do ajuste da válvula colocada na

tubulação não ser feito de forma otimizada. O ajuste da válvula do sistema de vazão sanitária

é feito de forma que se garanta a vazão mínima determinada pelos órgãos ambientais (50 l/s),

assim, quando o reservatório atinge o nível mínimo, a válvula é ajustada para garantir tal

vazão. Caso o nível do reservatório se eleve, a vazão do sistema é aumentada.

A tubulação de manutenção da vazão sanitária da UHE Ervália possui 40 metros de

extensão e possui 150 mm de diâmetro.

Figura 4.1: Vista de jusante do vertedouro da UHE Ervália


66

Figura 4.2: Detalhe do sistema de vazão residual acoplado a barragem da UHE Ervália

4.2 Caracterização do aproveitamento da água residual da UHE

Ervália

O aproveitamento da água residual da UHE Ervália deve ser instalado na tubulação

pré-existente no local, visando atender a proposta de instalação de unidades hidrogeradoras

BFT na vazão residual de usinas.

A figura 4.3 apresenta um desenho esquemático da instalação proposta para a UHE

Ervália.

Saída do sistema de vazão residual


67

Figura 4.3: Esquema da instalação da unidade hidrogeradora BFT na vazão residual da UHE

Ervália

Outros desenhos com detalhamento da usina encontram-se no anexo A.

4.3 Dimensionamento de um conjunto BFT-MI a ser instal ado na

vazão sanitária da UHE Ervália

Um sistema foi dimensionado para operar em paralelo com a rede elétrica. O sistema

em questão após os testes em laboratório deverá ser implantado na vazão sanitária da UHE, na

condição de unidade piloto.

Para o dimensionamento da unidade, foi requisitado junto à CFLCL os dados da vazão

sanitária em função do nível do reservatório. Os valores fornecidos pela Companhia

encontram-se listados na tabela 4.2

Para definir o escorregamento nominal da máquina de indução da unidade

hidrogeradora, inicialmente supôs-se que o dimensionamento seria para um conjunto BFT

acoplado à uma máquina de indução de 4 pólos, de velocidade nominal de 1750 rpm como

motor. Assim fez-se:

%7778,2027778,01800

17501800min_4 ==−=−=−

síncrona

alnosíncronapólosMIs

ωωω

(4.1)


68

Pela tabela 4.2 observa-se que a situação mais crítica para o funcionamento da BFT

será quando o reservatório estiver em seu nível mínimo, com nível de água em 711 m. Neste

ponto a potência hidráulica fornecida à BFT será de 3,1 kW. É necessário encontrar o par H x

Q da máquina de fluxo no modo operatriz (bomba), que possua correlação com os dados do

aproveitamento, ou seja, uma queda líquida de 7,5 m e vazão de 50 l/s em modo motriz

(turbina). Supondo um rendimento máximo da bomba de 75% e utilizando o programa de

dimensionamento BFT-CPH, temos:

mH Bomba 75,4= (4.2)

hmslQBomba /27,135/57,37 3== (4.3)

Através de uma pesquisa nos catálogos de fabricantes de máquinas de fluxo operatriz,

em busca de uma máquina que melhor atendesse ao ponto de operação H x Q = 4,75m x

135,27 m3/h, foi definida a máquina de fluxo ITAP 125-200 de 6 pólos, do fabricante IMBIL.

As curvas dinâmica e de desempenho estático da máquina de fluxo operatriz

encontram-se abaixo nas figuras 4.4 e 4.5 respectivamente:

Figura 4.4: Curva dinâmica da máquina de fluxo operatriz ITAP 125-200

(Fonte: Catálogo Eletrônico IMBIL)


69

Figura 4.5: Curva de desempenho estático da máquina de fluxo operatriz ITAP 125-200

(Fonte: Catálogo Eletrônico IMBIL)


70

A máquina de indução que vem acoplada à bomba é fornecida pelo fabricante WEG e

possui os dados de placa apresentados na tabela 4.3.

Tabela 4.3: Dados de placa da máquina de indução de 5 cv – ligação em delta

Motor WEG TE 80 Standard

Tensão Nominal (V) 220 Corrente Nominal (A) 15,4 Potência (cv) 5 IP 54 IP/IN 6,8 Categoria N Classe de Isolação B Rotação (rpm) 1160 Fator de Serviço 1,15 cos φ 0,75 Rendimento (%) 84

Para esta máquina de indução, o escorregamento nominal é, portanto:

%3333,3333330,01200

11601200min_6 ==−=−=−

síncrona

alnosíncronapólosMIs

ωωω

(4.4)

De posse deste novo valor de escorregamento, faz-se necessário agora determinar o

rendimento exato da máquina de fluxo operatriz para o par HBFT x QBFT= 7,5 m x 50 l/s.

Assim calcularam-se recursivamente os pares H x Q da bomba até que o valor do rendimento

convergisse a um valor. Os valores em cada iteração são apresentados na tabela 4.4.

Tabela 4.4: Determinação do rendimento exato da máquina de fluxo operatriz ITAP 125-200

Iteração HBFT (m) QBFT (l/s) máxη (%) HBEP (m) QBEP (l/s) Q BEP (m3/h)

1ª 7,5 50 75 4,65 37,16 133,78 2ª 7,5 50 76,3 4,74 37,67 135,63 3ª 7,5 50 76,3 4,74 37,67 135,63


71

4.4 Estudos da unidade ITAP 125-200

Antes da implantação da unidade em campo, ensaios de conexão foram feitos em

laboratório para se avaliar o funcionamento da unidade. Os procedimentos tomados para a

conexão da unidade foram os mesmos já citados na tabela 3.5.

A bancada utilizada nos ensaios é dotada de dois conjuntos motobomba de 10cv de

potência cada do fabricante EH Bombas, com possibilidade de operação em série ou em

paralelo. Para acionar os conjuntos motobomba são utilizados dois inversores WEG modelo

CFW-09. Na bancada foram instalados também medidores de pressão e medidores de vazão

eletromagnéticos.

Abaixo, seguem as fotos da bancada de ensaio, nas figuras 4.6 a 4.8:

Figura 4.6: Bancada de ensaios de 20 cv


72

Figura 4.7: Inversores de acionamento da bancada de ensaios de 20 cv

Figura 4.8: Medidores da bancada de ensaios de 20 cv


73

Em virtude da falta de potência suficiente para gerar o par QBFT x HBFT necessário para

funcionamento do conjunto ITAP 125-200, os testes aqui ficaram limitados aos estudos de

conexão da unidade à rede elétrica, visto que a bancada de simulação do aproveitamento

hidrelétrico forneceu potência somente para a BFT em questão chegar à velocidade

supersíncrona de 1208 rpm, quando na realidade a velocidade ideal seria de 1240 rpm.

Como a corrente de partida desta unidade possui picos maiores que 100 A, a soft-

starter foi programada para limitar a corrente de partida aos valores de 150%, 250% e 500%

de In. A intenção destes testes foi de avaliar o tempo gasto pelo sistema para atingir regime

permanente.

Abaixo, nas figuras 4.9, 4.10 e 4.11, são apresentados os transitórios de conexão, para

correntes de partida igual à 150%, 250% e 500% de In respectivamente, feitas com um

osciloscópio Tektronix modelo TDS 340A.

Cor

rent

e (1

0 A

/div

)

Tempo (200 ms/div)

Figura 4.9: Conexão à rede elétrica com 150% de In


74

Cor

rent

e (1

0 A

/div

)

Tempo (200 ms/div)


Cor

rent

e (1

0 A

/div

)

Tempo (200 ms/div)



75

Como pode ser observado nas figuras 4.9 à 4.11, na medida em que se aumenta o

limite da corrente de partida diminui-se o tempo gasto no transitório de partida. Em todos

estes testes a “soft-starter” estava programada para acionar o relé de “bypass” após atingir

regime permanente.

Na tabelas 4.5 e 4.6 encontram-se os dados de conexão da unidade piloto em

velocidade síncrona e os dados referente à troca de potência na máxima sobrevelocidade

atingida.

Tabela 4.5: Resultados de conexão à rede elétrica em velocidade síncrona.


Vazão (l/s) 36,30



Potência ativa (W) -500,0



Fator de potência -0,15

Tabela 4.6: Troca de potência com a rede elétrica em sobrevelocidade.


Vazão (l/s) 37,20







Na tabela 4.6 pode ser observado que, quando o sistema está operando em

sobrevelocidade a potência ativa consumida da rede é menor do que em velocidade síncrona

(ver tabela 4.5). Tal fato mostra que a BFT quando em sobrevelocidade está fornecendo

potência ativa, muita embora esta seja de valor baixo em função da unidade não estar

operando em velocidade supersíncrona adequada à geração de potência nominal.


76

4.5 O sistema elétrico proposto

Lopes (2003), propõe a utilização de um grupo hidrogerador BFT funcionando em

duas situações:

- Em condições normais a BFT trabalha conectada à rede elétrica.

- Em momentos de desconexão da usina a BFT trabalha na configuração C-2C como

gerador auxiliar.

Abaixo na figura 4.12, o sistema proposto por Lopes (2003).

Figura 4.12: Esquema de conexão unidade da BFT à rede elétrica.


Na tabela 4.7 temos o detalhamento da proposta de Lopes (2003):


77

Tabela 4.7: Detalhamento dos itens de do sistema de conexão

Número Item


2 Sistema de seleção Monofásico / Trifásico

3 Sistema de excitação C-2C

4 Disjuntor monofásico

5 Proteção do Sistema Isolado

6 Chaveamento do Sistema Isolado

7 Cargas

8 Transformador de conexão, ligado em delta do lado do gerador e estrela aterrada do lado da rede

9 Disjuntor tripolar

10 Proteção do sistema trifásico

11 Medição

12 Chaveamento do sistema Interligado

13 Disjuntor tripolar de entrada

14 Rede


A interligação da unidade piloto, será provida de sistema de proteção com capacidade

de detecção de faltas, através de relés de sobrecorrente direcional, onde a finalidade destes é

não permitir a entrada da unidade em funcionamento bomba. Além do sistema de proteção,

um conversor de freqüência trifásico e um banco de capacitores serão utilizados, de forma que

o sistema possa trabalhar como gerador auxiliar da casa de máquinas, ou seja, estará

conectado à rede de serviço auxiliar10. Abaixo o esquema proposto para a unidade piloto.

Figura 4.13: Esquema de conexão à rede elétrica da unidade piloto

Onde:


78

Tabela 4.8: Detalhamento dos itens do sistema de conexão

Número Item


2 Sistema de Medição

3 Sistema de Proteção, com Relé de Sobrecorrente direcional

4 Sistema de Conexão à Rede Elétrica

5 Soft-Starter

6 Rede Elétrica

7 Sistema de Chaveamento do Banco de Capacitores

8 Banco de Capacitores

9 Sistema de Conexão do Conversor de Freqüência

10 Conversor de Freqüência

11 Circuito de Serviço Auxiliar

Desta forma o sistema proposto terá, da mesma forma que foi proposto por Lopes

(2003), a função de fornecer potência ao SIN em condições normais e também de trabalhar

como gerador auxiliar quando necessário. A diferença entre as duas propostas reside no fato

deste novo sistema ter um custo mais baixo, visto que a conexão da unidade é feita na baixa

tensão, ao passo que o sistema proposto por Lopes (2003) a unidade é conectada à alta tensão.

Além da diferença do nível de tensão do barramento ao qual a unidade será conectada,

existe também a diferença para operação no modo isolado: nesta nova proposta a potência

elétrica fornecida será trifásica, enquanto que no modelo de Lopes (2003) a conexão seria do

tipo C-2C.

4.6 Análise de viabilidade

Visando demonstrar a potencialidade do ganho auferido pela implantação da unidade

piloto BFT atuando como um sistema recuperador de energia, desenvolveu-se o estudo de

viabilidade do investimento para um horizonte de 5 a 30 anos, taxas variando de 10% a 22%

a.a. e custo da instalação variando entre 1000 R$/kW e 6000 R$/kW. Para fins de análise

considera-se que a energia produzida será valorada entre 127 R$/MWh e 236 R$/MWh e terá

um desconto relativo aos impostos que incidem sobre a energia gerada correspondente a

10 Desenhos do diagrama unifilar de conexão no anexo nas figuras A6 e A7.


79

45%11 do valor bruto. Adotou-se que a unidade piloto BFT irá operar com fator de capacidade

unitário, ou seja, 24 horas por dia durante 30 dias do mês. Adotando-se uma condição de

mínima queda, de acordo com a tabela 4.2, pode-se trabalhar com uma potência média

possível de ser recuperada nesse sistema de 3,5 kW.

A tabela 4.9 apresenta os valores dos componentes da instalação.

Tabela 4.9: Valores dos componentes da unidade piloto.

Item Valor ITAP 125-200 com Máquina de Indução de 6 pólos R$ 3.607,00 Soft-Starter SSW-09 R$ 1.320,00 Banco de Capacitor R$ 140,00 Medidor de Energia e TCs R$ 1.580,00 Relés e Disjuntores R$ 300,00 Conversor de Freqüência R$ 2.500,00 Cabos R$ 200,00 Adaptações hidro-mecânicas e civis R$ 2.500,00 Total R$ 12.147,00 Valor do kW R$ 3.470,57

4.6.1 Conceitos básicos de Engenharia Econômica

As simulações feitas utilizaram os conceitos básicos de Engenharia Econômica12, onde

adotou-se, além das premissas já citadas, que a unidade possuirá um faturamento anual fixo,

ou seja, as simulações são de uma série uniforme de pagamentos, sendo estes feitos

anualmente para cada horizonte de análise.

Para avaliar a viabilidade do empreendimento, as análises foram desenvolvidas em

função do Fator de Recuperação de Capital (FRC). O FRC é um número que, multiplicado

pelo valor atual do investimento, resulta em parcelas fixas sem juros a serem pagas durante o

período considerado, ou seja, no caso presente, através do FRC o valor do custo da energia

gerada foi anualizado (OLIVEIRA, 1982).

Com isso, o cálculo para determinação do custo da energia gerada é feito através da

seguinte equação.

11 Valor estimado segundo UMBRIA (2001). 12 Conjunto de princípios e técnicas necessárias à tomada de decisões sobre alternativas de investimento (OLIVEIRA, 1982).


80

1000⋅⋅

⋅=

tP

FRCCC

inst

ie

(4.5)

Onde:

Ce = Custo da energia gerada em R$/MWh.

Ci = Custo da instalação em R$.

Pinst = Potência da unidade em kW.

t = tempo de operação em horas.

O FRC é calculado segundo a equação 4.5.

( )( ) 11

1

−++⋅=

np

np

i

iiFRC

(4.6)

Onde:

i = taxa de juros, anual ou mensal.

np = horizonte de análise, em anos ou meses.

Para se determinar o valor ganho anualmente com o investimento (lucro), utilizou-se a

expressão 4.6.

( ) tP

CVL insteeanual ⋅⋅−=

1000

(4.7)

Onde:

Ve = tarifa de venda da energia em R$/MWh.

No cálculo do valor ganho anualmente, considerou-se uma indisponibilidade de 5%,

ou seja, os valores de lucro calculados levam em conta o tempo gasto para manutenção da

unidade.


81

4.6.2 Resultados das simulações

De posse do valor referente ao custo da instalação e dando-se um corte transversal nos

ábacos gerados no valor do quilowatt instalado obtido na tabela 4.9, uma análise do

investimento para as taxas de interesse variando de 10 a 22% a.a. e com tempos de retorno de

5 a 30 anos foi feita.

Para ilustrar como se obtém a leitura do corte transversal para este custo da instalação,

mostra-se, nas figuras 4.14 a 2.20, o procedimento para taxas de interesse de 10% a 22% a.a. e

tempo de retorno de 5 anos. Pode-se notar que no primeiro caso, a instalação é viável somente

para valores de venda de energia acima de R$/MWh 200,00, uma vez que no local do corte,

mostrado pela linha vermelha vertical, referente ao custo do kW instalado da unidade piloto,

somente as retas cujo valor de venda de energia são superiores ao valor citado, estão acima da

origem (receita líquida anual nula).

Receita Líquida Anual da BFT (10% a.a.)

-4000,00

-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000

Custo do kW Instalado (R$/kW)

Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)

Valor de venda de 127 R$/MWh







Figura 4.14: Simulação de viabilidade da unidade piloto (5 anos e 10% a.a)


82


-4000,00

-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)










-5000,00

-4000,00

-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)










-5000,00

-4000,00

-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)










83


-5000,00

-4000,00

-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)










-5000,00

-4000,00

-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)










-6000,00

-5000,00

-4000,00

-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)










84

Verifica-se, a partir da análise dos gráficos gerados das simulações, que:

- No caso em que o tempo de retorno for de 5 anos com taxa de interesse 10 % a.a.

(figura 4.14) que os valores de retorno líquido variam de 741,75 R$/ano a -1007,09 R$/ano, o

que corresponde a valores presentes variando de R$ 2811,81 a - R$ 3817,66.

- Para o caso de um tempo de retorno de 5 anos com taxas de interesse de 12 % a.a.

(figura 4.15), observa-se que os valores de retorno líquido variam de 599,00 R$/ano a -

1164,00 R$/ano, o que corresponde a valores presentes variando de R$ 2195,96 a - R$

4195,96. Para esta taxa de interesse, o valor mínimo de venda de energia é de 200,00

R$/MWh.

- Já no caso de um tempo de retorno de 5 anos com taxa de interesse de 14 % a.a.

(figura 4.16) observa-se que os valores de retorno líquido variam de 428,75 R$/ano a -1335,74

R$/ano, o que corresponde a valores presentes variando de R$ 1471,93 a -R$ 4585,70. Nessa

hipótese, o investimento é viável apenas para valores de venda de energia acima de 218,00

R$/MWh.

- Com tempo de retorno de 5 anos com taxa de interesse de 16 % a.a. (figura 4.17)

observa-se que os valores de retorno líquido variam de 256,61 R$/ano a -1505,92 R$/ano

correspondendo a valores presentes variando de R$ 840,22 a -R$ 4930,82, indicando que para

o valor de venda de energia abaixo de 218,00 R$/MWh inclusive, o investimento apresenta

um valor presente negativo, inviabilizando o investimento.

- Aumentando a taxa de interesse para 18 % a.a.e mantendo o tempo de retorno de 5

anos (figura 4.18) observa-se que os valores de retorno líquido variam de 100,11 R$/ano a -

1662,42 R$/ano. Estes valores correspondem a valores presentes variando de R$ 313,06 a -R$

5198,67, assim indicando que, a implantação do sistema só é viável para o valor de venda de

energia igual à 236,00 R$/MWh.

- Adotando-se o mesmo procedimento, para as taxas de interesse de 20% e 22%

observa-se valores de retorno líquido variando de -70,07 R$/ano a -1832,61 R$/ano e de -

262,91 R$/ano a -2002,48 R$/ano respectivamente. Estes valores indicam que, para as taxas

de 20% e 22% a.a. e para os valores de venda da energia simulados, o investimento é inviável,

visto que os valores presentes serão negativos.


85

Repetindo-se as simulações para 10, 15, 20, 25 e 30 anos obtém-se um mapa de

retorno esperado para as taxas de interesse de 10% a 22% a.a. Estes resultados encontram-se

apresentados nos anexos B, C, D e E.

De posse dos valores dos cortes na faixa do custo de instalação, geram-se ábacos

tridimensionais para melhor visualização do impacto da taxa e juros sob o investimento.

Sabendo-se que as taxas de interesse variaram de 10 a 22% a.a. e que os tempos de retorno de

5 a 30 anos, mostra-se os. gráficos nas figuras 4.21 a 4.25.

Figura 4.21: Análise da viabilidade do empreendimento em função da taxa de juros para 5 anos


86




87



Tomando-se os pontos de intersecção das retas com o plano de corte, conforme

indicado na figura 4.21, pode-se traçar o ábaco de viabilidade da instalação em função da taxa


88

de interesse e do horizonte de tempo. Neste ábaco final, mostrado na figura 4.26, é possível

visualizar nitidamente qual ao tempo necessário para que o investimento seja viabilizado em

função de uma dada taxa de interesse.

De posse do ábaco mostrado na figura 4.26, a CFLCL vai poder definir qual a tarifa de

venda da energia gerada pela unidade BFT. Por exemplo, caso a CFLCL fixe como taxa de

interesse o valor de 18%, suas opções de tarifa de energia são: 131,00 R$/MWh para

horizonte de 30 anos, 134,63 R$/MWh para horizonte de 20 anos, 140,55 R$/MWh para

horizonte de 15 anos, 160,23 R$/MWh para horizonte de 10 anos e 230,13 R$/MWh para

horizonte de 5 anos.

Uma outra forma de analisar o ábaco seria, por exemplo: A CFLCL deseja fixar o

valor da tarifa em 150,00 R$/MWh. Com este valor de tarifa, as taxas de interesse para os

horizontes de 10, 15, 20 e 30 anos são, respectivamente. 16,27%, 19,48%, 20,24% e 20,61%.

Já para o horizonte de 5 anos, o empreendimento não é economicamente viável para tarifa de

150,00 R$/MWh.

Figura 4.26: Ábaco de viabilidade da instalação em função do tempo e da taxa de interesse


89

É importante enfatizar que, após o período de análise, o empreendimento será

considerado como depreciado e o lucro com a venda da energia será proporcional ao bloco de

energia disponibilizado e, portanto, maior que o lucro apresentado acima.

Assim pode-se perceber a enorme oportunidade existente no aproveitamento das

vazões residuais, e utilização de BFT nestes sistemas permite um controle eficiente da vazão

aduzida no sistema. Desta forma, vazão necessária para a manutenção ecológica é feita de

forma otimizada, sem se correr o risco de despachar por esse sistema uma vazão maior, o que

implica uma menor disponibilidade para as turbinas da casa de força da usina. Além disso, o

registro de geração do grupo BFT pode servir como um comprovante da manutenção da vazão

para o órgão ambiental.

Capítulo 5

5 Conclusões

5.1 Conclusões

No desenvolvimento do presente trabalho, foram obtidos resultados relevantes, os

quais citam-se:

- Melhoria na metodologia de projeto com a modificação das equações de Willians

(1995), e sua implementação em um programa computacional. Tornando-se mais fácil de se

proceder a seleção da BFT a ser utilizada em um aproveitamento. A rapidez agregada à

seleção deve-se, tanto ao programa computacional desenvolvido, quanto à não necessidade da

utilização da metodologia de Sharma (1985) para pré-seleção da bomba, conforme proposto

por Lopes (2003). Vale ressaltar também que as modificações na metodologia de Willians

(1995) também permitiram a ampliação da seleção de bombas, visto que, para um dado

dimensionamento, a predição da velocidade de rotação da unidade BFT fica em função do

escorregamento nominal da máquina de indução, e não à quantidade de pólos desta.

- Desenvolvimento de uma bancada protótipo para análise do rendimento e da potência

fornecida em função da velocidade. Nos ensaios foi obtido um rendimento no modo motriz

maior do que no modo operatriz, o que demonstra uma melhor adequação das bombas à

metodologia de Willians (1995) do que à de Chapallaz (1992), onde este último em seu

trabalho obtém rendimento no modo motriz menor do que no modo operatriz.

- Estudo de troca de potência com a rede elétrica: como parte integrante da bancada

protótipo, foi construído um painel de medição, onde neste foi instalado um medidor de

Capítulo 5 – Conclusões

91

energia. O painel de medição permitiu avaliar a troca de potência do conjunto BFT-GI com a

rede elétrica, possibilitando a determinação do rendimento do conjunto e também a avaliação

da correção do fator de potência da unidade.

- Teste de robustez: a unidade protótipo foi submetida à operação por 30 dias

consecutivos, com média diária de 6 horas, com pico máximo de 12 horas. Neste teste, a

unidade forneceu potência elétrica sem apresentar quaisquer problemas. O teste permitiu

avaliar o comportamento da unidade em regime de funcionamento típico de comunidades

isoladas, onde somente uma parte do dia a unidade geradora entra em operação.

- Foi feito o dimensionamento de uma unidade piloto real a ser implantada na vazão

sanitária da UHE Ervália de propriedade da CFLCL. A expectativa é que a unidade forneça

uma potência média de 3,5 kW e opere acoplada à rede elétrica em condições normais, ou

como gerador auxiliar nos momentos em que a usina for desconectada do SIN.

- Testes na unidade piloto, onde estes ficaram limitados somente à conexão do mesmo

à rede elétrica, visto que a bancada de simulação montada no CPH tem capacidade para

fornecer o mesmo par HBFT x QBFT do aproveitamento residual onde a unidade será

implantada.

- Determinação do valor mínimo de venda da energia gerada da unidade piloto através

de simulações. Utilizando-se conceitos de Engenharia Econômica, obteve-se um ábaco onde é

possível determinar o valor mínimo de venda da energia gerada, em função de uma dada taxa

de interesse, em um determinado horizonte de análise. Este ábaco é de fundamental

importância, visto que o mesmo permite a avaliação econômica da instalação, permitindo

assim o planejamento do retorno do investimento realizado na implantação do sistema.

5.2 Recomendações para trabalhos futuros

A obtenção das curvas de potência e rendimento da BFT foi de grande importância,

pois foi possível, a partir delas, estabelecer parâmetros para os estudos de conexão com a rede

elétrica e validar metodologia de seleção de BFTs.


92

Seguindo esta linha de raciocínio, conclui-se que, para melhor estudar o

comportamento das BFTs operando junto ao SIN, fazem-se necessário:

- Desenvolvimento de modelos dinâmicos de BFTs para simulações computacionais.

Para que este passo seja dado, mais curvas de potência e rendimento necessitam ser obtidas,

de forma que se chegue a um equacionamento de conversão entre os modos operatriz e motriz

condizente com as máquinas de fluxo nacionais. Nestes equacionamentos, poderão ser

utilizados como coeficientes combinações matemáticas de parâmetros construtivos13 e, as

curvas de potência e rendimento serão obtidas em função dos dados do aproveitamento

hidrelétrico14.

- De posse dos modelos desenvolvidos, será possível prever o comportamento dos

transitórios de unidades hidrogeradoras BFTs durante a conexão com a rede elétrica. Assim,

será possível a simulação de BFTs em diversas topologias de unidades hidrogeradoras, das

quais cita-se:

1. Máquinas síncronas com rotor bobinado ou a imã permanente conectadas à

rede elétrica através de conversores de freqüência.

2. Máquinas de indução com rotor em gaiola operando em velocidade

supersíncrona.

3. Máquinas de indução com rotor em gaiola conectadas à rede elétrica através de

conversores de freqüência.

4. Máquinas de indução com rotor bobinado duplamente excitada.

13 Por exemplo: Diâmetros de rotor, sucção e recalque. 14 Vazão e queda disponíveis.


93

Para as topologias de unidades hidrogeradoras BFTs em que forem utilizados

conversores, será possível também o ajuste destes para que o gerador opere nos pontos de

máxima extração de potência.

- Simular o regime permanente de usinas BFTs em softwares conhecidos em análise de

Fluxo de Potência, tais como Load Flow e ANAREDE.

- Após a implantação da unidade piloto, desenvolver um sistema de controle

automático do ângulo de abertura da válvula borboleta em função da potência despachada da

unidade.

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Anexos

A - Desenhos da UHE Ervália:

Anexos

100

Fig

ura

A1

: V

IST

A S

UP

ER

IOR

DA

BA

RR

AG

EM

– V

AZ

ÃO

RE

SID

UA

L

Anexos

101

Fig

ura

A2

: V

IST

A D

A T

OM

AD

A D

’ÁG

UA

- D

ET

ALH

E

Anexos

102

Fig

ura

A3

: V

IST

A A

MO

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AN

TE

Anexos

103

Fig

ura

A4

: D

IAG

RA

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CO

NE

XÃ

O A

O S

IN (

ALT

A T

EN

SÃ

O)

Anexos

104

Fig

ura

A5

: S

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BA

IXA

TE

NS

ÃO

– B

AIX

A T

EN

SÃ

O E

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ÃO

Anexos

105

Fig

ura

A6

: G

ER

AÇ

ÃO

– C

AS

A D

E M

ÁQ

UIN

AS

E C

UB

ÍCU

LO D

E N

EU

TR

O

106

B - Ábacos de Simulação do Estudo de Viabilidade – Horizonte 10 anos

Anexos

107


-1500,00

-1000,00

-500,00

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)








Figura B1: Simulação de viabilidade da unidade piloto (10 anos e 10% a.a)


-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)










-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)









Anexos

108


-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)










-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)










-4000,00

-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)









Anexos

109


-4000,00

-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)









Anexos

110

C - Ábacos de Simulação do Estudo de Viabilidade – Horizonte 15 anos

Anexos

111


-1000,00

-500,00

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)








Figura C1: Simulação de viabilidade da unidade piloto (15 anos e 10% a.a)


-1500,00

-1000,00

-500,00

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)










-1500,00

-1000,00

-500,00

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

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3500,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)









Anexos

112


-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

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Obt

ida

Anu

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(R$)










-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

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1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

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ida

Anu

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(R$)










-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

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4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

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Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)









Anexos

113


-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)









Anexos

114

D - Ábacos de Simulação do Estudo de Viabilidade – Horizonte 20 anos

Anexos

115


-500,00

0,00

500,00

1000,00

1500,00

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2500,00

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3500,00

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1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

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(R$)








Figura D1: Simulação de viabilidade da unidade piloto (20 anos e 10% a.a)


-1000,00

-500,00

0,00

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Rec

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Rec

eita

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Anu

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(R$)









Anexos

116


-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

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Rec

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Anu

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2000,00

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1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

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Anu

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1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

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Anu

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(R$)









Anexos

117


-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

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3000,00

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1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)









Anexos

118

E - Ábacos de Simulação do Estudo de Viabilidade – Horizonte 30 anos

Anexos

119


-500,00

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

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4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)








Figura E1: Simulação de viabilidade da unidade piloto (30 anos e 10% a.a)


-1000,00

-500,00

0,00

500,00

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1500,00

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Rec

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Rec

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Obt

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Anu

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Anexos

120


-1500,00

-1000,00

-500,00

0,00

500,00

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1500,00

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2500,00

3000,00

3500,00

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Rec

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Rec

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-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)









Anexos

121


-3000,00

-2000,00

-1000,00

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

1000 2000 3000 4000 5000 6000


Rec

eita

Liq

uida

Obt

ida

Anu

alm

ente

(R$)









grupos geradores utilizando bomba funcionando como turbina

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