PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS Aplicação ao seu desenvolvimento na América Latina e no Caribe
Índice PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS .......................................................................... .................................................................................................... .......................... 1 Objetivos do Módulo .............................................................................................................................. 1 1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................... ...................................................................................................................................... 2 1.1 Introdução................................................................................ .................................................................................................................................... .................................................... 2 1.2 Desenvolvimento das pequenas usinas hidrelétricas. ................................................................. 4 1.3 Classificação das pequenas usinas hidrelétricas. ......................................................................... 5 1.4 Potencial hidrelétrico aproveitável....................................................................... ............................................................................................. ....................... 6 1.5 Potencia instalada em pequenas usinas hidrelétricas nos países da América Latina e do Caribe ........................................................................................................................................................... ............................................................................ ............................................................................... 6 Resumo ............................................................................. .............................................................................................................................................. ................................................................. 7 2. ESTUDO DO RECURSO HIDRÁULICO.................................................................................................... 8 2.1 Processo de gestação de um projeto de uma pequena usina hidrelétrica ................................. 8 2.2 Estudo prévios ......................................................................... ............................................................................................................................. .................................................... 8 2.3 Determinação da queda líquida l íquida............................................................................ ................................................................................................. ..................... 45 2.4 Potencia teórica de uma queda d’água ............................................................................ ..................................................................................... ......... 46 2.5 Potencia instalada e produção .................................................................................................. 47 Resumo ............................................................................. ............................................................................................................................................ ............................................................... 49 3. TIPOS DE MINI USINAS .................................................................... ...................................................................................................................... .................................................. 50 3.1 Tipos de mini Usinas Hidrelétricas ............................................................................................. ............................................................................................. 50 Resumo ............................................................................. ............................................................................................................................................ ............................................................... 58 4. OBRA CIVIL ........................................................................................................................................ ................................................................................................................ ........................ 59 4.1
Introdução ........................................................................... ............................................................................................................................. .................................................. 59
4.2
Açude ..................................................................... .................................................................................................................................... ............................................................... 60
4.3
Escada de peixes .............................................................................. ................................................................................................................... ..................................... 62
4.4
Tomada de água ............................................................................... .................................................................................................................... ..................................... 63
4.5
Canal de derivação ........................................................................... ................................................................................................................ ..................................... 63
4.6
Desarenador e câmara de carga ...................................................................... ........................................................................................... ..................... 67
4.7
Conduto forçado .............................................................................. ................................................................................................................... ..................................... 69
4.8
Edifício da usina ............................................................................... .................................................................................................................... ..................................... 72
4.9
Sistema de descarga ........................................................................ ............................................................................................................. ..................................... 73
Resumo ............................................................................. ............................................................................................................................................ ............................................................... 75
Pequenas Centrais Hidreléctricas
Índice PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS .......................................................................... .................................................................................................... .......................... 1 Objetivos do Módulo .............................................................................................................................. 1 1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................... ...................................................................................................................................... 2 1.1 Introdução................................................................................ .................................................................................................................................... .................................................... 2 1.2 Desenvolvimento das pequenas usinas hidrelétricas. ................................................................. 4 1.3 Classificação das pequenas usinas hidrelétricas. ......................................................................... 5 1.4 Potencial hidrelétrico aproveitável....................................................................... ............................................................................................. ....................... 6 1.5 Potencia instalada em pequenas usinas hidrelétricas nos países da América Latina e do Caribe ........................................................................................................................................................... ............................................................................ ............................................................................... 6 Resumo ............................................................................. .............................................................................................................................................. ................................................................. 7 2. ESTUDO DO RECURSO HIDRÁULICO.................................................................................................... 8 2.1 Processo de gestação de um projeto de uma pequena usina hidrelétrica ................................. 8 2.2 Estudo prévios ......................................................................... ............................................................................................................................. .................................................... 8 2.3 Determinação da queda líquida l íquida............................................................................ ................................................................................................. ..................... 45 2.4 Potencia teórica de uma queda d’água ............................................................................ ..................................................................................... ......... 46 2.5 Potencia instalada e produção .................................................................................................. 47 Resumo ............................................................................. ............................................................................................................................................ ............................................................... 49 3. TIPOS DE MINI USINAS .................................................................... ...................................................................................................................... .................................................. 50 3.1 Tipos de mini Usinas Hidrelétricas ............................................................................................. ............................................................................................. 50 Resumo ............................................................................. ............................................................................................................................................ ............................................................... 58 4. OBRA CIVIL ........................................................................................................................................ ................................................................................................................ ........................ 59 4.1
Introdução ........................................................................... ............................................................................................................................. .................................................. 59
4.2
Açude ..................................................................... .................................................................................................................................... ............................................................... 60
4.3
Escada de peixes .............................................................................. ................................................................................................................... ..................................... 62
4.4
Tomada de água ............................................................................... .................................................................................................................... ..................................... 63
4.5
Canal de derivação ........................................................................... ................................................................................................................ ..................................... 63
4.6
Desarenador e câmara de carga ...................................................................... ........................................................................................... ..................... 67
4.7
Conduto forçado .............................................................................. ................................................................................................................... ..................................... 69
4.8
Edifício da usina ............................................................................... .................................................................................................................... ..................................... 72
4.9
Sistema de descarga ........................................................................ ............................................................................................................. ..................................... 73
Resumo ............................................................................. ............................................................................................................................................ ............................................................... 75
Pequenas Centrais Hidreléctricas
5. TURBINAS HIDRÁULICAS ................................................................................................................... ................................................................................................................... 76 5.1
Introducción. Descripción general ............................................................................... ........................................................................................ ......... 76
5.2
Descrição geral. Localização da turbina dentre dentre os componentes principais da usina.......... 77
5.3
Percurso da água na turbina. Elementos fundamentais....................................................... 79
5.4
Fundamento hidráulicos teóricos ................................................................................ ......................................................................................... ......... 82
5.5
Parámetros hidráulicos básicos de una turbina.................................................................... 84
5.6
Tipos de turbinas hidráulicas. Escolha ......................................................................... .................................................................................. ......... 85
5.7
Considerações para sua escolha ...................................................................... ........................................................................................... ..................... 91
Resumo ............................................................................. ............................................................................................................................................ ............................................................... 91 6. EQUIPO ELECTROMECÁNICO ............................................................................................................ ............................................................................................................ 92 6.1
Elemento de fechamento e regulação ......................................................................... .................................................................................. ......... 92
6.2
Turbina Hidráulica ............................................................................ ................................................................................................................. ..................................... 95
6.3
Grupo óleo-hidráulico ...................................................................... ........................................................................................................... ..................................... 95
6.4
Caixa multiplicadora de Velocidade ............................................................................. ...................................................................................... ......... 96
6.5
Gerador síncrono ............................................................................. .................................................................................................................. ..................................... 99
6.6
Equipamento elétrico geral........................................................................... ................................................................................................. ...................... 105
6.7
Equipamentos auxiliares ............................................................................... ..................................................................................................... ...................... 112
6.8
Elementos de regulação, controle e proteção .................................................................... 112
Resumo ............................................................................. .......................................................................................................................................... ............................................................. 115 7. AUTOMATIZAÇÃO E CONTROLE ................................................................... ...................................................................................................... ................................... 116 7.1
Automatização e controle ............................................................................. ................................................................................................... ...................... 116
7.2
Modos de funcionamento................................................... funcionamento................................................................................................... ................................................ 119
Resumo ............................................................................. .......................................................................................................................................... ............................................................. 121 8. IMPACTO AMBIENTAL. GESTÃO ADMINISTRATIVA ........................................................................ 122 8.1
Fases de um estudo de impacto ambiental ........................................................................ 122
8.2
Análises do projeto .......................................................................... ............................................................................................................. ................................... 124
8.3
Identificação e avaliação de impactos ......................................................................... ................................................................................ ....... 124
8.4
Medidas preventivas e corretivas ................................................................................ ....................................................................................... ....... 125
8.5
Efeitos positivos do ponto de vista ambiental .................................................................... 125
8.6
Trâmites Administrativos .............................................................................. .................................................................................................... ...................... 126
8.7
Legislação ............................................................................ ............................................................................................................................ ................................................ 127
Resumo ............................................................................. .......................................................................................................................................... ............................................................. 128 TEMA 9. ASPECTOS ECONÓMICOS ............................................................................... ..................................................................................................... ...................... 129 9.1
Índice de potencia ............................................................................ ............................................................................................................... ................................... 129
9.2
Índice de energia.............................................................................. ................................................................................................................. ................................... 129
9.3
Horas equivalentes de funcionamento ou tempo característico ....................................... 130
Pequenas Centrais Hidreléctricas
9.4
Fator de capacidade ............................................................................................................ 130
9.5
Fiabilidad y disponibilidad................................................................................................... 130
9.6
Critérios para analisar a rentabilidade do investimento .................................................... 131
9.7
Fatores a considerar no estudo econômico........................................................................ 132
9.8
Calculo de investimento de uma mini usina hidrelétrica ................................................... 133
9.9
Exemplo de cálculo de investimento e rentabilidade econômica ...................................... 134
9.10
Conclusões finais ............................................................................................................. 137
Resumo .......................................................................................................................................... 137 Glossário ............................................................................................................................................. 138 Bibliografia .......................................................................................................................................... 143 Páginas de Internet ............................................................................................................................. 145 Índice de figuras .................................................................................................................................. 146 Tabelas/Gráficos/Figuras .......................................................................................................................... 146
Pequenas Centrais Hidreléctricas
PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS Aplicação ao seu desenvolvimento na América Latina e no Caribe
Objetivos do Módulo Pretende-se apresentar os fundamentos teóricos relativos ao estudo de um aproveitamento hidrelétrico em um determinado local, bem como revelar as diferentes tipologias de pequenas usinas hidrelétricas e seus componentes; da obra civil ao equipamento eletromecânico. Os objetivos mais importantes deste módulo são:
Entender como se avalia o recurso hidráulico disponível em um determinado local, para determinar a queda líquida e a vazão de equipamento. Definir a tipologia da usina hidrelétrica a ser instalada em cada local, bem como todos seus componentes relacionados com a obra civil. Entender o funcionamento das turbinas hidráulicas, os tipos que podem ser utilizados e o processo de escolha da turbina ideal. Definir e dimensionar o equipamento eletromecânico da usina. Analisar os distintos modos de funcionamento e o aproveitamento de automatização. Estudar o impacto ambiental que representa a instalação de uma pequena usina hidrelétrica. Considerar aspectos econômicos e estudar a rentabilidade econômica. Estudo de viabilidade de um aproveitamento hidroelétrico aplicado a uma área concreta de LAC (a resposta do exercício está na documentação anexa).
Os conteúdos dos módulos se estruturam nos seguintes temas: 1. Introdução. Estado da arte. Classificação 2. Estudo do recurso hidráulico, como aproveitamento hidroelétrico 3. Tipologias de pequenas centrais hidráulicas 4. Obra civil. Componentes 5. Turbinas hidráulicas. Fundamentos teóricos. Descrição dos elementos básicos 6. Equipamento eletromecânico 7. Automatização e Controle. Modos de funcionamento 8. Impacto ambiental. Legislação 9. Aspectos econômicos e rentabilidade
Pequenas Usinas Hidreléctricas
1
1. INTRODUÇÃO 1.1. Introdução Dentre as energias renováveis, a energia hidrelétrica é a principal aliada na geração limpa, autóctone e inesgotável, constituindo uma das principais fontes de eletricidade. A energia hidráulica é a energia cinética do movimento de massas de água e a energia potencial da água disponível a uma altura determinada. Indiretamente, provém da radiação solar, no que se conhece como ciclo hidrológico (figura 1.1).
Figura 1.1 A energia hidráulica no ciclo hidrológico. Fonte: Centrais de energias renováveis. José Antonio Carta
A produção mundial anual foi de 3288 TWh em 2008 (IEA, “Informações sobre a electricidade” de 2010), equivalente a 16,3% da produção total de eletricidade global.. Em alguns países da América Latina, a fração da energia elétrica gerada com as usinas hidrelétricas alcança um alto nível: Equador 85%, Peru 79%, Brasil 78,2%, Colômbia 77%. Em outros países, a fração da energia elétrica com usinas hidrelétricas é consideravelmente menor: nos Estados Unidos, por exemplo, é somente de 10%; no Japão, 12,2%; na Espanha, 20%, na CEI, 14%, etc. Estes dados justificam-se a partir do ponto de vista de que a energia elétrica nos países é obtida principalmente através da exploração de centrais térmicas (de carvão e gás natural) e nucleares. Em termos de produção mundial, de “Programa Mundial de Avaliação dos Recursos Hídricos” da UNESCO divulga previsões de crescimento para o ano 2010 em que se constata este maior ,
Pequenas Centrais Hidreléctricas
2
potencial de crescimento nos países em desenvolvimento. Na Tabela 1.1 é possível observar como a União Européia e seus países mais próximos, que em 1995 possuíam 18,5% da população mundial, somente representavam uma décima parte no ano 2010. Isso se deve ao crescimento, principalmente, da Ásia e, em menor medida, da América Latina. Tabela 1.1 Produção de energia hidráulica no mundo. Fonte: UNESCO
Localização
Área de mercado
1995 (TWh/ano)
% 1995
2010 (TWh/ano)
% 2010
Mundo
Grandes usinas
2.265
100
3.990
100
Pequenas usinas
115
100
220
100
Total
2.380
100
4.210
100
Grandes usinas
401,5
17,73
443
11,10
Pequenas usinas
40
34,78
50
22,73
Total
441,5
18,55
493
11,71
Grandes usinas
57,5
2,54
83
1,44
Pequenas usinas
4,5
3,91
16
7,28
Total
62
2,60
99
2,35
Grandes usinas
160
7,06
388
9,72
Pequenas usinas
4
3,48
12
5,45
Total
164
6,89
400
9,50
Grandes usinas
635
28,03
685
17,17
Pequenas usinas
18
15,65
25
11,36
Total
653
27,44
710
16,86
Grandes usinas
131
5,78
138
3,46
Pequenas usinas
0,7
0,61
3
1,36
Total
131,7
5,53
141
3,35
Grandes usinas
35,5
1,60
72
1,80
Pequenas usinas
0,5
0,43
0,7
0,32
Total
36
1,51
72,7
1,73
Grandes usinas
65,4
2,89
147
3,68
Pequenas usinas
1,6
1,39
3
1,36
Total
67
2,81
150
3,56
Grandes usinas
24,8
1,09
49
1,23
Pequenas usinas
0,2
0,17
1
0,45
Total
25
1,05
50
1,19
Grandes usinas
291
12,85
1.000
25,06
Pequenas usinas
42
36,52
100
45,45
Total
333
13,99
1.100
26,13
Grandes usinas
461,5
20,37
990
24,81
Pequenas usinas
3,5
3,04
10
4,54
Total
465
19,54
1.000
23,75
UE+AELC
CEE
CIS
NAFTA
OCDE Zona Pacífica
Zona mediterránea
África
Oriente Medio
Asia
América Latina
UE + AELC: União Européia e Associação Européia de Livre Comércio; CEE: Europa Central e do Leste; CEI: Comunidade de Estados Independentes; Países NAFTA: Estados Unidos, Canadá e México; OCDE Zona Pacífica: Austrália, Japão, Nova Zelândia; Zona Mediterrânea: Turquia, Chipre, Gibraltar, Malta; Ásia: Ásia sem incluir a ex-URSS.
Pequenas Centrais Hidreléctricas
3
Em grande escala esta fonte de energia tem um campo de expansão limitado devido a aspectos de caráter financeiros, ambientais e sociais. Em pequena escala (na maior parte dos países com uma potencia instalada menor ou igual a 10 MW), a geração hidrelétrica com pequenas usinas oferece possibilidades de crescimento, em razão da diversidade de vazões que ainda são suscetíveis de aproveitamento. Existem inúmeras vantagens que são compartilhadas entre as pequenas e grandes usinas hidrelétricas. As vantagens gerais são:
Constitui uma fonte de energia renovável
É uma tecnologia madura, consolidada e com alto nível de confiança e rendimento.
Os custos da energia gerada são praticamente independentes dos efeitos inflacionários. Constituem uma fonte de energia autóctone e, portanto, seu aproveitamento reduz a vulnerabilidade energética do país com relação aos mercados internacionais de combustíveis fósseis.
Seus custos de operação e manutenção são relativamente baixos.
Têm uma vida relativamente longa.
Possui um alto grau de disponibilidade operativa.
1.2. Desenvolvimento das pequenas usinas hidrelétricas. A princípios do século XX ocorreu uma intensa construção de pequenas usinas hidrelétricas na América do Norte, Europa e Ásia [1]. Nos anos 1920, a energia hidrelétrica gerada constituía 40% do total produzido mundialmente pelas usinas em seu conjunto. Depois, durante um longo período (50 anos), houve uma queda na construção de pequenas usinas hidrelétricas, dando lugar às grandes usinas hidráulicas que possuíam um maior rendimento econômico. Durante a década dos 70, em muitos países desenvolvidos e em vias de desenvolvimento, devido à crise energética mundial, as usinas hidrelétricas de pequena potencia atraíram novamente a atenção com o auxílio das seguintes razões:
Brusco aumento dos preços do petróleo
Aumento dos requerimentos ecológicos durante a construção
Necessidade de eletricidade nas regiões distantes e de difícil acesso
Tendência ao uso múltiplo dos recursos hidráulicos, o que reduz os investimentos na hidroenergia.
Por estas razões, em muitos países a construção de pequenas usinas recebeu um novo impulso. Assim, ampliou-se a cooperação internacional neste terreno: em 1982 foi realizada a Conferência Européia de Pequenas Usinas Hidrelétricas em Montecarlo e, em 1984, a I Conferência Internacional sobre Pequenas Usinas Hidrelétricas em Singapura. No seio da Comissão Internacional sobre Energia (IEC) fundou-se o grupo de trabalho de pequenas usinas hidrelétricas para desenvolver os requerimentos técnicos no projeto, construção e exploração. Na Espanha, em 1980, criou-se a Comissão de Pequenas Usinas hidrelétricas e uma análise de sua distribuição geográfica. [1] José Mª de Juana. Energias Renováveis para o Desenvolvimento. .Editorial Thomson Paraninfo 2003
Pequenas Centrais Hidreléctricas
4
De acordo com o "Livro Branco para uma a Estratégia Comum e um Plano de Acção para as Energias Renováveis", desenvolvido em 1997 pela Comissão das Comunidades Européias, o objetivo geral fixado pela UE em pequenas usinas hidrelétricas é alcançar 14.900 MW no ano 2010.
1.3. Classificação das pequenas usinas hidrelétricas. As pequenas usinas hidrelétricas podem ser classificadas por distintos parâmetros tais como potencia, altura de carga e regime de trabalho, dentre outros. Na grande maioria dos países toma-se como base a potencia instalada em kW ou MW (Tabela 1.2). Em alguns países consideram-se pequenas usinas hidrelétricas aquelas com um potencial de até 2.000 kW (Itália, Noruega, Suécia, Suíça) ou até 5.000 kW (Áustria, Índia, França, Canadá, Alemanha e outros). A organização das Nações Unidas para o Desenvolvimento Industrial. (ONUDI) tipifica como pequenas usinas hidrelétricas as que possuam uma potencia instalada de até 5.000 kW. Em outros países, consideram esta potencia até 30.000 kW, como nos Estados Unidos e no CEI. A Organização Latino-americana de Desenvolvimento de Energia (OLADE) considera como pequena usina as que possuem uma potencia entre 1.000 e 10.000 kW. Esta diversidade na classificação das pequenas usinas hidrelétricas resulta dos diferentes níveis de desenvolvimento alcançados nos distintos países, das particularidades das condições naturais, dos diferentes procedimentos de reconhecimento dos projetos de aproveitamentos hidrelétricos assim como de outros fatores. Tabela 1.2 Classificação das pequenas usinas hidrelétricas
Potencia limite instalada da central (kW) Pequena usina
Mini usina
Micro usina
País, organização internacional
Pins 30.000
CEI ( antiga URSS)
Pins 30.000
Estados Unidos
Pins 12.000
China e países sudeste da Ásia
Pins 5.000 Pins 5.000 Pins 10.000 (*)
Pequenas Centrais Hidreléctricas
Pins = 100 1000
Pins 100
do
América Latina (OLADE) UNIDO, Áustria, Espanha*, Índia, Canadá, França, Alemanha e outros
5
1.4 Potencial hidrelétrico aproveitável. Para determinar o potencial hidrelétrico aproveitável é necessário avaliar os recursos potenciais que podem ser aproveitados em cursos pequenos, médios e grandes dos rios. Esta classificação, de acordo com seu tamanho, pode ser feita com base em diferentes critérios: por vazão, potencia, comprimento do rio e área da bacia, dentre outros. Segundo o critério da área da bacia, os pequenos rios possuem até 5.000 km 2 e os médios até 100.000km 2. Podemos distinguir três tipos de potencial hidrelétrico (figura 1.2):
Teórico (bruto): energia teórica do curso de água sem considerar perdas
De exploração: energia do curso de água que tecnicamente pode ser aproveitada considerando perdas. Mundialmente esta magnitude é avaliada em uma média de 60%.
Econômico: energia do curso de água cuja utilização resulta economicamente efetiva. Mundialmente representa 47% do potencial de exploração e 26% com relação ao teórico.
O potencial hidrelétrico econômico, diferentemente do teórico e técnico, varia com relação ao tempo e utilização, dependendo das condições energéticas e econômicas.
1.5 Potencia instalada em pequenas usinas hidrelétricas nos países da América Latina e do Caribe Conforme o estudo Climascopio 2012, divulgado na Conferência das Nações Unidas sobre o Desenvolvimento Sustentável Rio+20 e realizado pelo Fundo Multilateral de Investimentos, a porcentagem de potencia instalada em pequenas usinas hidrelétricas em MW até 2011, nos países da América Latina e do Caribe, foi a seguinte: Tabela 1.3 Porcentagem de potencia instalada em MW. Fonte: Climatescope Estudo de 2012
PAÍS Argentina Belize Bolívia Brasil Chile Colômbia Costa Rica República Dominicana Equador El Salvador Guatemala Haiti Honduras Jamaica Nicaragua Panamá Perú
Pequenas Centrais Hidreléctricas
% DE POTENCIA INSTALADA 2 39 18 4 4 3,9 10 7 6 2 10 45 9 3 5 13 6
6
Resumo
Neste tema 1, de introdução, realizou-se uma apresentação do aproveitamento da energia hidrelétrica enfocada em pequenas usinas hidrelétricas com uma potencia média de 10 MW na maioria dos países. Analisou-se seu grau de desenvolvimento em âmbito mundial e sua classificação em micro, mini e pequenas usinas hidrelétricas. Ademais, apresentou-se também o potencial hidrelétrico aproveitável no mundo e a potencia instalada até o ano 2011 nos países da América Latina e do Caribe, de acordo com o estudo Climascopio 2012, divulgado na Conferência das Nações Unidas sobre o Desenvolvimento Sustentável Rio+20 e realizado pelo Fundo Multilateral de Investimentos ( www5.iadb.org /mif/Climatescope/2012).
Pequenas Centrais Hidreléctricas
7
2. ESTUDO DO RECURSO HIDRÁULICO 2.1 Processo de gestação de um projeto de uma pequena usina hidrelétrica O processo de gestação de um projeto de uma pequena usina hidrelétrica pode ter várias origens. As mais frequentes são:
Projeto que faz parte de um desenvolvimento em âmbito nacional ou regional, no qual geralmente são realizados estudos prévios ou existe informação básica preliminar suficiente. Projeto proposto por uma comunidade ou prefeitura diante da necessidade de abastecimento energético de uma população ou região. Projeto proposto por entidades privadas para usos da energia em processos industriais ou comerciais para a venda a populações ou às redes elétricas nacionais.
São vários os recursos que a natureza disponibiliza para a realização, conservação e exploração dos aproveitamentos hidrelétricos, ainda que, por sua importância, é possível citar três:
altura da queda hidrologia vazão sólida: elementos que a água carrega com seu movimento
Os dois primeiros permitem a execução e funcionamento do aproveitamento, enquanto o terceiro, consistente na entrada de elementos estranhos que deve ser evitada, pode resultar em problemas de índole diversa. 2.2 Estudo prévios É necessário dispor de suficiente informação através de diversos estudos do meio físico da área ou região onde se pretende instalar a usina hidrelétrica. Isso permite conhecer com detalhes as características morfológicas, hidrológicas, socioeconômicas e de impacto ambiental para poder definir as alternativas tecnicamente e economicamente viáveis. Na figura 2.1 se apresenta um fluxograma com os tipos de estudos a realizar. 2.2.1
Estudos da demanda
Este tipo de estudo é muito importante, principalmente quando se trata de fornecer energia elétrica a pequenas populações ou comunidades rurais isoladas da rede elétrica nacional. Utiliza-se para avaliar qual é a demanda de energia elétrica dos potenciais clientes da central e a forma do perfil de demanda diário. 2.2.2
Estudo socioeconômico
Neste se realiza a avaliação econômica do projeto, sua organização e desenvolvimento, além do impacto social que causaria na comunidade ou região como a compra de terras, a relocação de
Pequenas Centrais Hidreléctricas
8
comunidades inteiras, etc. Abrange o desenvolvimento e construção da usina, bem como a manutenção, administração e operação da mesma.
Figura 2.1 Fluxograma dos estudos para um aproveitamento hidrelétrico. Fonte: Elaboração própria T. Adrada
Pequenas Centrais Hidreléctricas
9
2.2.3
Estudos de impacto ambiental
As obras a serem construídas e a operação da usina implicam um grande impacto ambiental, pois se inunda uma grande extensão de terra, resultando em perdas agrícolas, de flora e fauna. Uma das barreiras mais importantes para o desenvolvimento desta tecnologia é o impacto ambiental que pode provocar. Na Tabela 2.1 estão presentes alguns destes impactos e as medidas corretoras a serem utilizadas. Tabela 2.1 Impacto ambiental e medidas corretoras. Fonte: elaboração própria.
IMPACTO AMBIENTAL
Detração de vazões (com a conseguinte perda de hábitat fluvial, que por sua vez provoca a diminuição das população de fauna piscícola, a redução da riqueza vegetal das margens, etc.) Destruição de formações vegetais por ocupação das estruturas
Impacto visual
ESTRUTURAS QUE O PROVOCAM
MEDIDAS PROPOSTAS PARA REDUÇÃO
Todas as instalações em conjunto.
Medidas de revegetação e integração paisagística
Medidas de revegetação e integração paisagística
Enterrar estruturas (canal de derivação, câmara de carga e conduto forçado)
Construção das estruturas com tipologia semelhante a do meio
Instalação de grades na entrada do canal
Instalação de uma barreira sônica para peixes na entrada do canal
Todas as estruturas
Todas as estruturas
Estabelecimento de uma vazão ecológica mínima Medidas de revegetação e integração paisagística
Mortalidade de fauna piscícola
Usina (pela ação da turbina)
Efeito barreira ao trânsito de fauna
Açude
Instalação de uma escada para peixes
Usina (turbina e geradores)
Isolamento acústico da usina
Impacto acústico
2.2.4
Estudos geológicos e geotécnicos
Os estudos geológicos e geotécnicos indicam as condições e propriedades dos terrenos. Permitem obter uma boa informação sobre o subsolo. Realiza-se a localização e adequação das obras com relação à estabilidade dos terrenos. O estudos das possíveis falhas geológicas é essencial para o projeto e construção da usina, já que permite aos desenhadores ter uma ideia de quais riscos geológicos devem considerar no momento de projetar a usina. Um estudo completo deverá obter os conhecimento da Geologia Histórica, Geomorfologia, Estratigrafia e Geologia Estrutural da área. Normalmente nos projetos são analisados os seguintes pontos:
Pequenas Centrais Hidreléctricas
10
Disponibilidade de materiais de construção Permeabilidade dos terrenos Estabilidade das encostas Métodos construtivos
O conflito enfrentado pelo planejador de pequenas usinas hidrelétricas consiste em ter que escolher entre:
Custo elevado dos estudos detalhados geotécnicos e hidrotécnicos par a cada projeto. Elevação de custos de construção ao desenhar obras com fatores de segurança elevados.
As falhas mais frequentes correspondem a problemas geotécnicos (40%) e hidrológicos (40%). 2.2.5 Estudos cartográficos e topográficos A cartografia necessária é obtida através dos Institutos Cartográficos existentes nas diferentes comunidades ou regiões e permite fixar as coordenadas geográficas da área do projeto:
- Altitude - Latitude - Longitude Geralmente, quando o estudo começa as informações disponíveis são:
- Mapas do país a escalas de 1:500.000 a 1:2.000.000 - Cartas nacionais a escalas de 1:25.000 a 1:200.000 - Fotografias aéreas a escalas de 1:10.000 a 1:60.000 A partir da informação topográfica, elabora-se um perfil do comprimento do rio ( figura 2.2) que mostra, ao longo do seu curso, quais são as inclinações existentes em seu transcurso segundo a área de estudo, definindo os trechos com potenciais mais interessantes.
Figura 2.2 Perfil longitudinal de um rio. Fonte Adaptado de Rosgen (1996)
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Com este perfil é possível conhecer fatores fundamentais: por um lado, a altura bruta da queda (Hb) em metros, isso é, a diferença de cotas entre o ponto em que se realiza a captação da água do rio e o ponto onde é devolvida a seu curso natural, depois de haver aproveitado sua energia potencial, ou energia de altura (figura 2.3).
Figura 2.3 Esquema geral de uma queda. Fonte: IDAE
Do mesmo modo, define-se a localização do canal, do conduto forçado e do lugar físico das máquinas em que será realizado o retorno das água ao seu curso natural através do canal de escoamento. Recomendações adicionais na informação topográfica •
•
•
O local de descarga e a edificação das máquina deve cobrir pelo menos 50m ao longo do curso e nas margens, até 5m acima do nível de captação. O canal necessita uma faixa não maior que 10m de cada lado do eixo. Para o desarenador a largura do canal aumenta de 25 a 30% em um comprimento de 50m. O mesmo ocorre com a câmara de carga. Aoconduto de pressão é representada sobre um eixo com topografia de 10m para cada lado, e um perfil longitudinal com suficiente detalhe para o desenho das mudanças de direção do conduto de pressão com seus apoios e bases.
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12
A Tabela 2.2 mostra os intervalos entre as curvas de nível recomendáveis Tabela 2.2 intervalos entre as curvas de nível. Fonte: Jairo Arcesio. Tese de Doutorado 1998
ELEMENTO
INTERVALO ENTRE CURVAS (m)
ESCALA
Captação Canal Desarenador Câmara de Carga Descargas Conduto de pressão Edifício de máquinas Caminhos de acesso Linha aérea
0,50
1:200
2,00
1:2000
0,50
1:200
0,50
1:200
0,50
1:200
0,50
1:100
0,50
1:2000
2,00
1:2000
2,00
1:500
Por outro lado, a informação cartográfica e topográfica permite obter a superfície da bacia de drenagem em km2, chamada bacia hidrográfica ou topográfica (a) (figura 2.3.1) , e que desemboca na captação de água ou, em outras palavras, na área na qual a chuva coletada pode ser aproveitada. Pode ser definida como a superfície na qual todas as águas procedentes das precipitações produzidas (em Hm3) (b), desembocarão no rio na área de coleta de água. Equivale à drenagem superficial desta superfície.
Figura 2.3.1. Detalhe de uma bacia hidrográfica
Pequenas Centrais Hidreléctricas
13
Uma bacia de drenagem se separa de suas vizinhas por uma linha de crista de curvas de nível (figura 2.4), cuja longitude será limitada por duas linhas de máxima inclinação.
Figura 2.4 Determinação da superfície de uma bacia
2.2.6 Estudos hidrológicos e pluviométricos Estes estudos são os responsáveis pelo recursos hídrico disponível e determinam a vazão do projeto da usina. Pretende responder duas perguntas: •
•
Qual é a vazão garantida ou projetada existente em um aproveitamento? Qual pode ser o valor do vazão de máxima cheia em um determinado momento? Sua avaliação é muito importante para dimensionar corretamente as obras de proteção e evacuação de enchentes.
A determinação da quantidade de água existente em um rio em um ponto determinado está vinculada às condições físicas de sua bacia de drenagem e às condições meteorológicas presentes na região. Quando se dispõe de estações meteorológicas e de medições dentro da bacia de drenagem, a informação estatística que proporcionam permite determinar a curva de precipitação média, bem como a curva de vazões médias classificadas. Se não se dispõe de estações meteorológicas e/ou pluviométricas dentro da bacia de drenagem, mas se conhecem suas características físicas, é possível avaliar a quantidade de água que pode passar por uma determinada seção de um rio interpretando a correlação destas condições.
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14
2.2.6.1 Determinação da vazão de equipamento da usina hidrelétrica Para a obtenção da vazão de equipamento são considerados três métodos de atuação: •
•
•
Por pluviometria Por estação de Medição Por correlação entre bacias com características, composição e proximidade semelhantes.
Os três métodos são válidos, ainda que a maior efetividade, em princípio, corresponda às estações de Medições. Contudo, sempre que possível, convém utilizar todos os métodos disponíveis devido à incerteza dos resultados, especialmente se somos conscientes de que o trabalho será realizado com base em dados passados e que se acredita que ocorrerão de forma cíclica, em distintos períodos de tempo.
2.2.6.1.1 Determinação da vazão de desenho por pluviometría O estudo das precipitações é básico dentro de qualquer estudo hidrológico regional, para quantificar os recursos hídricos. Também é fundamental na previsão de inundações, desenho de obras públicas, estudos de erosão, etc. A precipitação é qualquer água meteórica coletada sobre a superfície da terra. Isto inclui basicamente: chuva, neve e granizo. A unidade de medida é o milímetro. Precipitação= ET +Esc. Sup + Esc.Sub Sendo:
Esc Sup. = Escoamento superficial Esc Sub = Escoamento subterrâneo ET = Evapotranspiração Denomina-se ciclo hidrológico (figura 2.5) ao movimento geral da água, ascendente em razão da evaporação e descendente, em primeiro lugar, pelas precipitações, e logo em forma de escoamento superficial e subterrâneo.
Figura 2.5 Ciclo hidrológico. Fonte: Departamento de Geologia da Universidade de Salamanca.
Pequenas Centrais Hidreléctricas
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O escoamento subterrâneo é muito mais lento que o superficial. Outros conceitos fundamentais são: •
•
Escoamento direto: o que chega aos cursos superficiais em um período de tempo curto após a precipitação e que normalmente envolve o escoamento superficial. Escoamento básico: o que alimenta os cursos superficiais na estiagem, durante os períodos sem precipitações e que normalmente envolve o escoamento subterrâneo.
Como média, na grande maioria das bacias hidrográficas: (Precipitação) 670 mm (100%) = (ET) 480 mm (72%) + (Esc.Sup) 130 mm (19%) + (Esc.Sub) 60 mm ( 9%) A relação entre a entrada no rio e a precipitação é conhecida pelo nome de coeficiente de escoamento e seu valor varia muito dependendo de inúmeras variáveis como a área de estudo, sua vegetação, a época do ano, etc. Quando se sabe qual é a precipitação, a área da bacia de drenagem e o coeficiente de escoamento, obtém-se o valor do curso, de acordo com a fórmula 1:
Sendo
- Q = vazão em m 3/s. - I = Intensidade da precipitação em mm/hora - A = superfície da bacia de drenagem em -
km2 C = coeficiente de escoamento
O valor do coeficiente de escoamento pode ser calculado através da fórmula 2.
Nesta o Pd =precipitação diária em mm (obtida estatisticamente para o período de retorno considerado) e P0 =limiar de escoamento em mm. Exemplo 1. Calcular a vazão do projeto para um período de retorno de 50 anos em uma bacia com uma superfície de 12,1Km 2. Comprimento do curso: 5,1 km. Quota máxima: 956 m; Quota mínima: 889 m. A precipitação diária Pd: 71mm (para o período de retorno de 50 anos). Limiar de escoamento P0: 27mm. Intensidade de precipitação de 16,2 mm/hora. Solução: Substituindo estes dados na fórmula 1, com x= Pd/P0 = 71/27=2,60
A Vazão de drenagem da bacia aplicando a fórmula 2:
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Apresentação dos dados pluviométricos A mensuração das precipitações é realizada através das estações pluviométricas distribuídas por todos o território nacional. Por exemplo, no caso da Espanha, estas estações dependem do Instituto Nacional de Meteorologia. Os dados são fornecidos de forma mensal e anual (ano hidrológicos), conforme mostra a seguinte figura 2.6.
Figura 2.6 Precipitações mensais médias. Fonte: Departamento de Geologia da Universidade de Salamanca.
O ano hidrológico varia de acordo com o regime climático. Em muitos países, é considerado de 1 de outubro a 30 de setembro, como é o caso da Espanha. Os gráficos utilizados em pluviometria se denominam hietogramas e expressam precipitações em função do tempo. Podem figurar a precipitação que cai, ou a intensidade de precipitação (mm/hora) (figura 2.7).
Figura 2.7 Hietograma: Intensidade de precipitação em função do tempo. Fonte: Dpto. de Geologia da Univ. de Salamanca.
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Para calcular as vazões geradas nos cursos superficiais a partir das precipitações, por exemplo, para o desenho de obras públicas, utiliza-se a curva Intensidade-Duração ( figura 2.8) que expressa a máxima intensidade de precipitação registrada em diversos intervalos de tempo.
Figura 2.8 Curva intensidade-duração. Fonte: Departamento de Geologia da Universidade de Salamanca.
É comum representar conjuntamente várias curvas de intensidade-duração para diversos períodos de retorno, ensejando uma família de curvas denominadas Intensidade-Duração-Frequência (Curvas IDF) (figura 2.9).
Figura 2.9 Curvas IDF. Fonte: Departamento de Geografia da Universidade de Salamanca
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A frequência é o inverso do período de retorno. Ocorrendo algo a cada 50 anos, sua frequência é de 0,02. Quando dispomos de séries pluviométricas longas (mais de 20 anos) podemos calcular a probabilidade existente de que as precipitações do próximo ano superem um valor determinado. Normalmente trabalha-se com o dado da precipitação média sobre a bacia: volume total de água coletado na bacia. Conhecido o valor da precipitação média sobre uma bacia em um período de tempo determinado (um dia, um mês, um ano) e conhecida a superfície total da bacia, é possível obter o volume de água (lâmina de água captada). Definida a superfície da bacia hidrográfica e sabendo os dados pluviométricos da área, podemos definir os seguintes conceitos: •
•
•
Descarga (Hm3): É o volume de água aportado pelo curso em um ponto determinado durante um ano. Vazão específica (litros/s.km2): Vazão por unidade de superfície. Representa a vazão aportada por cada km2 de bacia. Permite comparar bacias de superfícies distintas. As áreas de montanha proporcionam mais de 20 litros/s. km 2, enquanto nas partes baixas da mesma bacia somente de 4 a 5 litros/s.km 2. Lâmina de água equivalente: obtém-se dividindo a descarga pela superfície da bacia.
Na figura 2.10 apresentam-se os dados de descarga anual coletados em um bacia, com histórico de 30 anos.
Figura 2.10 Dados de descarga anual. Fonte CEDEX.
Pequenas Centrais Hidreléctricas
19
2.2.6.1.2 Por estações de Medições Destinam-se a medir uma vazão. Na Hidrologia superficial pode ser necessário medir pequenas vazões (litros/s) de rios com muitos m3/s. A determinação das vazões deve ser realizada por seções específicas, fixas e inalteráveis no tempo, denominadas medições. Vários países dispõem de redes de estações de Medições. Os resultados são editados pelas Confederações Hidrográficas. Por exemplo, na Espanha, estas medições são realizadas nas estações de Medições distribuídas pelas diferentes Bacias Hidrográficas espanholas dependentes do Ministério de Fomento, através do CEDEX (Centro de Estudos e Experimentação de Obras Pública) (www.hercules.cedex.es). Atualmente, depende do Ministério da Agricultura, Alimentação e Meio Ambiente, sendo que o anuário de dados de medições pode ser encontrado em www.sig.magrama.es. Na figura 2.11 apresenta-se uma bacia que dispõe de um ponto de medição de águas acima do ponto de interesse.
Figura 2.11 Bacia hidrográfica com estação de Medição. Fonte: Jairo Arcesio. Tese Doutoral 1998.
2.2.6.1.2.1
Tipos de medições
As medições podem ser: a) Medições diretas: Com algum aparelho ou procedimento medimos diretamente a vazão. Os métodos podem ser: a.1) Método área velocidade: Molinetes, medidores ultrassônicos, etc. a.2) Diluição com marcadores: Medição de descarga constante a.3) Medição de descarga única ou de integração Pequenas Centrais Hidreléctricas
20
b) Medições indiretas ou contínuas: Mede-se o nível de água no curso e, a partir deste nível, calcula-se a vazão. Os métodos são: b.1) Estruturas hidráulicas com escalas linimétricas e linígrafos b.2) Método área inclinada Descrição dos métodos por medições diretas a.1) Método área - velocidade com molinetes (figura 2.12). 2.12). Mede-se a velocidade da água em seções conhecidas do curso e se calcula com: Vazão (m3/s)= Seção (m2) x Velocidade (m/s) •
•
Divide-se a área transversal em seções não maiores que 1/15 a 1/20 da largura total da seção Em cada vertical, dentre as várias em que se divide a seção, medem-se velocidades a diferentes profundidades com molinetes e determina-se a velocidade média em cada seção. O molinete envia por cada volta um impulso elétrico que é registrado em um contador. Dispõe de uma curva que correlaciona o número medido de impulsos com a velocidade da corrente que se deseja medir. Isto permite obter o perfil vertical da velocidade da água em cada seção.
•
Calcula-se a vazão correspondente em cada c ada seção, conhecendo-se sua área.
•
A Vazão total será a soma de todas as vazões obtidas em cada seção ou área.
Moinho de hélice
Pequenas Centrais Hidreléctricas
21
Figura 2.12 Método área - velocidade com molinetes.
a.2) Diluição com marcadores. Medições químicas. Esta técnica é utilizada em correntes muito largas, em rios caudalosos ou em rios de montanha. Baseia-se em aplicar uma substância de concentração conhecida no curso que se dilui na corrente, tomando-se amostras a jusante. Quanto maior for a vazão, mais diluídas estarão as amostras analisadas. É importante destacar que para aplicar este método parte-se do pressuposto de que a vazão é permanente e os marcadores possuem as seguintes propriedades: •
•
•
Não devem ser absorvidos pelos sedimentos ou vegetação, nem devem reagir quimicamente. Não devem ser tóxicos. Devem ser facilmente detectáveis em pequeñas concentrações.
São 3 os tipos de marcadores: •
•
•
Químicos: desta classe são o sal comum e o dicromato de sódio Fluorescentes: como a rodamina. Materiais radioativos: os mais usados são o iodo 132, bromo 82, sódio.
O sal comum pode ser detectado com uma margem de erro de 1% para concentrações de 10 ppm. O dicromato de sódio pode ser detectado em concentrações de 0,2 ppm e os marcadores fluorescentes com concentrações de 1/1000. Os marcadores radioativos são detectados em contrações muito baixas (1/1014). No entanto, sua utilização requer pessoal muito especializado. As medições químicas podem ser:
Medições de descarga constante (figura 2.13). Injeta-se um marcador em uma determinada seção em uma vazão constante, com uma concentração de marcador C1. Realizando-se um balanço de massa do marcador entre o ponto 1 e o ponto 2, supondo-se que a corrente leva uma concentração de marcador de C0, tem-se:
Q C0 + q C1 = (Q+q) C2
Pequenas Centrais Hidreléctricas
22
Mas como C0
≅
≅
0 , q C1 = (Q+q) C2 e como Q+q Q, logo
Q = q (C1/C2)
Figura 2.13 Aforo de vertido constante. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca
Exemplo: Exemplo: Uma solução de sal comum com uma concentração de Co = 200 g/l foi aplicada em um rio com uma vazão constante de q= 25 l /s. O rio tinha uma concentração inicial de sal de C1 =10 ppm = 0,01 g/l. A jusante, mediu-se uma concentração de C2 = 45 ppm = 0,045 g/l. Aplicando a equação anterior, tem-se que Q=113,6 m 3/s
Medições de descarga única ou de integração (figura 2.14). Em uma seção 1 de um rio, adiciona-se um pequeno volume de marcador (V 1) com uma concentração alta C 1. Existindo no rio uma concentração C0, o perfil de concentrações se comporta com o tempo assim:
Figura 2.14 Medição de descarga única.
A continuação, tem-se:
Pequenas Centrais Hidreléctricas
23
Donde Q es el caudal que se desea conocer, resolviendo la ecuación para Q se tiene:
Q=
Descrição dos métodos por medições indiretas. b.1) Estruturas hidráulicas com escalas linimétricas e linígrafos •
•
Escalas linimétricas: São escalas graduadas em centímetros presas ao solo. Todos os dias coleta-se o valor máximo e mínimo alcançado.
Linígrafo: Aparelho que mede o nível da água através de uma boia. O valor é registrado de forma contínua.
escalas que indicam o canal real hidrograma gráfico
disco conversor de h1 em Q
leitura do totalizador volumétrica
Pequenas Centrais Hidreléctricas
24
•
Estruturas hidráulicas: São estruturas de controle fixas e inalteradas (conhecidas como vertedouros) em que a partir da medida do nível da água é possível estimar a vazão .
Estes vertedouros podem ser:
-
de parede fina para vazões menores que 0,5 m 3/s.
-
de parede grossa para vazões maiores
Podem ser construídos com seções de triangulares, retangulares ou trapezoidais. Pode-se estabelecer uma relação H-Q direta com o linígrafo e, a partir desta, pode-se obter um hidrograma de Q-t.
Figura 2.14.1 Curva H-Q e hidrograma Q-t
A) Vertedouro de parede fina
Pequenas Centrais Hidreléctricas
25
Os vertedouros de parede fina (figura 2.15) estão formados por uma placa com uma borda muito fina. Este tipo de estruturas utiliza-se como dispositivo de medição em canais de pequenas dimensões. O ponto ou aresta mais baixa de um vertedouro é conhecido como crista (w), enquanto o desnível existente entre a superfície livre da água, a montante do vertedouro, e sua crista, são conhecidos coma carga hidráulica (H ou h). A equação do vertedouro com seção retangular é: Q= C.L.H 3/2 (m3/s) Na qual C = coeficiente de contração do vertedouro, L = largura do vertedouro e H = altura da água. Dependendo da forma, a equação pode ser distinta: TIPO DE VERTEDEURO
Equação
RETANGULAR
Q=C.l.H 3/2
TRIANGULAR
Q=C.H 5/2
TRAPEZOIDAL
Q= C.L.H 3/2
Figura 2.15 Vertedouro de parede fina: a) seção retangular, b) seção triangular e c) seção trapezoidal. Fonte: SOTELO ÁVILA; Gilberto. Hidráulica General.
Os valores de C podem ser obtidos mediante a medição de w e H Pequenas Centrais Hidreléctricas
26
w
H=0.05
H=0.10
H=0.20
H=0.40
H=0.60
H=0.80
H=1.00
0.5
2.316
2.285
2.272
2.266
2.263
2.262
2.262
1.0
2.082
2.051
2.037
2.030
2.027
2.026
2.025
2.0
1.964
1.933
1.919
1.912
1.909
1908
1907
B) Vertedouros de parede grossa Os vertedouros de parede grossa são utilizados para medir grandes vazões (figura 2.16). A vazão sobre a parede possui linhas de correntes paralelas, de modo que existe uma distribuição de pressões hidrostáticas. O valor da vazão pode ser calculado com a seguinte fórmula:
Sendo: C = coeficiente de descarga b = comprimento do vertedouro ε1 = coeficiente que depende da relação (e/h) h = altura da água
Figura 2.16 Vertedouro de parede grossa e construção de um vertedouro em forma de V. Fonte: SOTELO ÁVILA, Gilberto. Hidráulica General. p. 267.
b.2) Método área-inclinada Pode-se fazer uma estimativa aproximada do curso determinando as propriedades geométricas de duas seções diferentes, separadas por uma distância L e pelo coeficiente de rugosidade no curso. Partindo-se do pressuposto de que existe um curso do rio com profundidades Y1 e Y2 nas seções 1 e 2, respectivamente, sendo NR o nível de referência (figura 2.17): Pequenas Centrais Hidreléctricas
27
Figura 2.17 Método área-inclinada
Aplicando a equação de Bernoulli tem-se:
Na qual: h = (Y+Z) e Hf são as perdas de energia que podem ocorrer usando a fórmula de Manning V = velocidade em m/s Rh = raio hidráulico em m Sf = inclinação da linha de energia A = área da seção transversal em m2 n = coeficiente de rugosidade de Manning
2.2.6.1.3 Determinação da vazão de equipamento por correlação de bacias Em alguns casso pode ocorrer que não existam Estações de Pluviometria ou de medição na área em que será implantado o aproveitamento (figura 2.18), nem mesmo em todo o curso do rio, somente em áreas adjacentes com alguma estação que possa proporcionar os dados. Nesse caso, se as condições de vegetação, orientação das chuvas dominantes, morfologia, encostas, distância, etc., são adequadas, podem ser utilizados seus dados e aplicados à área a ser estudada. O coeficiente de aplicação a ser utilizada costuma ser o da relação entre as superfícies da bacia.
Pequenas Centrais Hidreléctricas
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- Bacia sem
- Bacia com estação de medição
estação de medição
Figura 2.18 Correlação entre bacias. Divisórias de águas: topográficas (em laranja), direção do escoamento nas ladeiras (azul escuro) e rede de drenagem principal (azul celeste). Fonte: Instituto Cartográfico de Valencia.
Para os estudos de viabilidade e avaliação de vazões, recomenda-se avaliar as seguintes características: •
•
Área da bacia (A) (km2). A área da bacia está definida pelo espaço delimitado pela curva do perímetro ou linha da crista das curvas de nível. Comprimento do curso principal (L) (km), perímetro (P) (km) e largura (W) (km). O comprimento L da bacia está definido pelo comprimento do curso principal, sendo a distância equivalente percorrida pelo rio entre o ponto de descarga a jusante e o ponto situado na maior distância topográfica a montante.
Comprimento do canal principal
A largura é definida como a relação entre a área (A) e o comprimento da bacia (L). •
•
•
Fator de forma. É a relação entre a área da bacia e o quadrado da longitude de seu curso principal. A forma da bacia determina seu conduto forçadomento hidrológico e influi diretamente no modo de escoamento. Fato de compacidade. É um índice comparativo com a forma da bacia de drenagem (perímetro e área da bacia). Extensão superficial da bacia. É o mais importante entre bacias. É a área circunscrita pelo “divortium-aquarum” ou linha divisória da bacia que influi diretamente nos resultados de qualquer fenômeno hidrológico que ocorra dentro dela.
Pequenas Centrais Hidreléctricas
29
•
•
•
Extensão superficial média. É a relação entre a área total da bacia e a dupla longitude do curso maior. Elevação média da bacia. Dentre os fatores que modificam as características hidrológicas de uma região encontra-se a altura sobre o nível do mar. Inclinação média do curso (j). Pode-se obter da informação topográfica. É a relação existente entre o gradiente de altitude da bacia e seu comprimento. j = h/l, sendo que h = gradiente de altitude em km e L = comprimento da bacia em km.
•
Inclinação média da bacia (J). Calcula-se como média ponderada das inclinações de todas as superfícies elementares da bacia nas quais a linha de máxima inclinação se mantém constante; é um índice da velocidade média de escoamento e, portanto, do seu poder para arrastar ou poder erosivo. Na qual: Li = Comprimento de cada curva de nível (km) E = Equidistância das curvas de nível (km) A = superfície da bacia (km2)
2.2.6.2 Conclusões: utilização de um método ou outro O método mais direto e fiável é utilizar os dados oferecidos pelas Estações de Medições, já que os valores obtidos são vazões em m 3/s.
Atualmente, todas as obras realizadas nos rios implicam a realização de uma Estação de Medição, determinada pela Administração do Estado e que se encontra em bom estado, realizando medições fiáveis. Para que um estudo hidrológico tenha validade, é preciso dispor de dados fiáveis de um período não menor do que 25 anos. As Estações Pluviométricas, por seu próprio método de funcionamento, não estão relacionadas com o sistema das Estações de Medição. O fornecimento de dados mensais, o coeficiente de escoamento, etc., faz com que os dados obtidos se revistam de notável incerteza. O sistema da correlação de bacias, sobretudo quando os dados a correlacionar são de precipitações, possui uma escassa fiabilidade. De todos os modos, como já se indicou anteriormente, um estudo hidrológico é um estudo que prevê o que ocorrerá no futuro em função do que ocorreu nos anos passados. Isso indica que os anos abrangidos pelo estudo deverão ser suficientes para que possam abarcar um ciclo de umidadeseca completo pois, do contrário, as surpresas e principalmente as consequências poderiam ser muito importantes.
Pequenas Centrais Hidreléctricas
30
2.2.6.3 Determinação da vazão de equipamento Define-se coma vazão de equipamento de um aproveitamento hidrelétrico aquela que fornece a maior quantidade de energia, considerando uma série de condicionantes como: •
a vazão ecológica.
•
o Vazão mínima que pode ser admitida pela turbina, o Vazão mínima técnica
•
o tipo de aproveitamento
•
a disponibilidade ou não de uma represa reguladora, etc.
O estudo aqui realizado está baseado em um aproveitamento com água fluente, no qual não existe capacidade de regulação e as turbinas somente podem turbinar as vazões circulantes pelo rio.
2.2.6.3.1 Vazão ecológica Os aproveitamentos hidrelétricos coletam a água em um ponto determinado do rio e a restituem ao curso natural em outro, situado a jusante e a uma distância, que pode ser considerável, do anterior. Isto ocorre sobretudo nos aproveitamentos hidrelétricos do tipo fluentes com canal de derivação (figura 2.19). Figura 2.19 Usina de tipo corrente com canal de derivação. Fonte EVE
Pequenas Centrais Hidreléctricas
31
A área do rio assim definida deve dispor de vazões mínimas capazes de manter o funcionamento do ecossistema fluvial em todos seus níveis ( figura 2.20), o que é possível ver nos gráficos que relacionam a Largura Ponderada Útil (LPU) com a vazão circulante pelo curso Q em cada um dos cursos considerados.
Figura 2.20 Ecossistema fluvial. Fonte: CONAMA (Congresso Nacional de Meio Ambiente - ETSI Montes).
A LPU total do curso, para uma vazão e etapa de vida concretos, determina-se como a soma das LPUs correspondentes a cada seção transversal do curso que representam com relação ao total. Uma vez calculadas as LPUs para diferentes vazões e etapas de vida, obtém-se curvas que servem para estabelecer o regime de vazões de manutenção ou servidão. 2.2.6.3.2 Métodos de modelagem do hábitat Os métodos de modelagem da idoneidade do hábitat baseiam-se na simulação hidráulica, acoplada ao uso de curvas de preferência do hábitat físico para a espécie ou espécies objetivo, obtendo-se curvas que relacionem o hábitat potencial útil com a vazão nos c ursos escolhidos. Uma das metodologias mais utilizadas é a IFIM (Instream Flow Incremental Methodology), que analisa as diferentes condições hidráulicas produzidas em um curso com a variação das vazões circulantes, relacionando também as preferências das espécies escolhidas através do uso de curvas, obtendo finalmente uma relação entre a vazão circulante e o hábitat disponível para a espécie. Na figura 2.21 apresenta-se em que consiste esta metodologia
Pequenas Centrais Hidreléctricas
32
Figura 2.21 Metodologia IFIM
Dentre as vazões ecológicas podem-se destacar os seguintes: •
Vazão mínima absoluta: É a vazão capaz de suportar tanto a vida macro-invertebrada, como a piscícola e, portanto, deverá ser capaz de, pelo menos, gerar uma LPU igual a um metro ou a 10% da largura total do curso em cada seção (o que possuir maior número). Como largura média será considerada a correspondente ao nível de seção plena ou bankfull.
Para sua obtenção se utilizam as curvas LPU / vazão para cada transecção (técnica de observação e coleta de dados que estabelece uma rede de referências fixas) segundo o exposto na figura 2.22.
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Figura 2.22 Escolha da vazão ecológica. Curvas LPU/vazão. Descrição de uma transecção. Fonte: CONAMA (Congresso Nacional de Meio Ambiente - ETSI Montes). •
•
•
Vazão mínima de estiagem: É possível reforçar o critério do mínimo absoluto com a exigência de que a LPU seja maior do que 30% da largura média do curso, já que uma redução maior e permanente afetaria a ecologia de inúmeras espécies adaptadas a um rio de dimensão determinada. Esta vazão indicará o mínimo necessário na época de estiagem. Vazão mínima ideal: Outro critério para determinar a vazão ecológica mínima é encontrar a menor vazão a partir da qual a inclinação da curva LPU / Q diminui sensivelmente e, possivelmente, na qual maiores vazões não aumentariam apreciavelmente o hábitat útil. Vazão aconselhável: O conceito das vazões ecológicas aconselháveis nasce da observação do fato de que algumas vazões baixas, que originam escassez de peixes, não possuem interesse do ponto de vista da pesca esportiva ou da manutenção de populações piscícolas. Assim, considera-se que, sempre que possível, devem circular pelos cursos vazões aconselháveis capazes de manter uma biomassa ou produção piscícola em função dos fins perseguidos.
2.2.6.3.3 Normas ambientais Atualmente existem normas ambientais em distintos países que indicam as vazões mínimas existentes em função da vazão presente em 347 dias do ano (obtida da curva de vazões classificadas).
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Pode-se estabelecer que a vazão ecológica, em litros/segundo, deverá ser igual ou superior ao maior valor obtido nas três formulas seguintes:
2.2.6.3.4 Vazão mínima técnica As turbinas obtém seu rendimento ideal para vazões circulantes compreendidas entre seu valor nominal e seu mínimo técnico. A primeira coincide com a do equipamento, isso é, aquela que fornece a máxima energia, enquanto a segunda depende do fabricantes da turbina e do seu tipo. A Vazão mínima técnica é diretamente proporcional à vazão de equipamento (Qe) com um fator de proporcionalidade K que depende do tipo de turbina : Q min = K. Q e TIPO DE TURBINA
FACTOR K
PELTON
0,10
FRANCIS
0,40
KAPLAN
0,25
SEMIKAPLAN
0,40
2.2.6.3.5 Tratamento estatístico dos dados da medição Conforme comentou-se no ponto 2.2.6.2, o método mais direto e fiável é utilizar os dados oferecidos pelas Estações de Medição e, a partir destes, realizar: Análise da série histórica •
A partir dos dados iniciais, realiza-se uma análise da descarga (Hm3) das estações de medição mais próxima da implantação da central (devem ter mais de 30 anos de dados de vazões médias diárias).
Classificação dos anos tipo •
Em todo estudo teórico ou com dados reais, é preciso obter uma série anual ou grande o suficiente que inclua anos secos (65-100%), úmidos (0-35%) e normais (35-65%).
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•
Com esta série, realiza-se uma distribuição estatística que tipifica os anos em função da descarga registrada (figura 2.23). Obtém-se um ano natural mais próximo à média, ao qual se denominará ano centralizado.
Figura 2.23 Curva de classificação dos anos hidrológicos. Fonte: IDAE
2.2.6.3.5.1 Curva de duração da vazão ou curva de vazões médias classificadas É um procedimento gráfico para analisar a frequência dos dados de vazões e representa a frequência acumulada das vazões médias diárias ou mensais, indicando a porcentagem de tempo durante o qual as vazões se igualam ou superam um determinado valor. Quando se dispõe de n dados de vazões, o tratamento estatístico encaminha-se a avaliar a probabilidade de que se apresente no futuro uma vazão maior ou menor do que um determinado valor, ou avaliar qual vazão superará uma determinada % dos anos, para considerar a probabilidade de que ocorram enchentes ou secas. Deve-se ordenar os dados disponíveis do menor ao maior, desconsiderando sua ordem cronológica, e calcular para cada um a probabilidade (frequência relativa) de que a vazão ou descarga alcance este valor. As curvas de duração de vazões fornecem informação sobre a porcentagem de tempo relativa a uma vazão de um rio superior ou inferior a um determinado valor, mas não refletem a distribuição ou sequência deste período, nem o momento do ano em que se produz, o que pode ser de grande importância para as espécies aquáticas. A inclinação da curva depende do tipo de dados disponíveis (ver figura 2.24). Vazões diários produzem uma curva mais inclinada do que uma calculada com vazões mensais. -
A presença de um reservatório modifica a natureza da curva.
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A forma e inclinação destas curvas refletem a capacidade de regulação da bacia hidrográfica ou a regulação artificial por reservatórios.
Figura 2.24 Curvas de duração de vazões
Quando se desenha um papel logarítmico, a curva se transforma em uma reta. -
Se a reta está muito inclinada, indica vazões variáveis.
-
Se a inclinação é pequena, indica respostas lentas à chuva e variações pequenas da vazão.
As curvas de duração são utilizadas para a avaliação do potencial hidráulico de um rio, para estudos de controle de inundações, no desenho de sistemas de drenagem, para calcular a carga de sedimentos e para comparar bacias hidrográficas. Através desta curva, definem-se também as seguintes vazões características ( figura 2.25):
-
Vazão de máxima cheia ou de inundação (QM): vazão de mais de 10 dias ao ano
-
Vazão de seca: vazão que ultrapassa 355 por ano
-
Vazão média anual: Valores médios das 12 vazões médias mensais (para cada ano)
-
Vazão mínima provável ou de estiagem: é a vazão que a corrente deve fornecer durante todo o ano, com uma probabilidade de excedência próxima a 100%
-
Vazão ecológica (Qsf): aquela que deve ser deixada no curso normal do rio. Inclui a vazão necessária para outros usos. A Vazão ecológica é fixada pelo Organismo da Bacia. Quando não existe uma estimação prévia, pode ser considerada como 20% da Vazão média interanual.
-
Vazão mínima técnica (Qmt): é aquela diretamente proporcional à vazão de equipamento, com um fator de proporcionalidade K que depende do tipo de turbina.
-
Vazão de equipamento ou vazão nominal (Qe): é a vazão que pode ser turbinada com uma determinada turbina hidráulica.
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Figura 2.25 Curva de vazões médias classificadas. Fonte: IDAE
EXEMPLO 1. Procedimento para obter a curva de vazões médias diárias classificadas A seguir se descreverá o procedimento para a obtenção da curva de vazões médias diárias classificadas. De um determinado rio, dispõe-se dos dados de vazões médias diárias obtidas para cada dia e em cada mês, durante 20 anos, conforme consta na Tabela 2.3. Estes dados foram obtidos através de uma estação de medição .
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Tabela 2.3 Dados de vazões médias diárias Dia
JAN FEVER
MARÇO
ABRIL MAIO JUNHO JULHO AGOSTO SETEM OUTUB
NOV DEZE
Ordenando os valores da vazão do menor ao maior, desconsiderando a ordem cronológica de surgimento e descontando 20% da vazão ecológica para todo o ano, ficariam ordenados da forma apresentada na Tabela 2.4: Vazão (Q) (m3/s) 0 5 8,95 9,5 10,25 11 11,75 12,5 13,35 14,2 15,05 15,9 16,75 17,6 18,45 19,3 20,15 21 22,7 25,25 29,5 31,2
Q – Qsf (m3/s) 0 4 7,16 7,6 8,2 8,8 9,4 10 10,68 11,36 12,04 12,72 13,4 14,08 14,76 15,44 16,12 16,8 18,16 20,2 23,6 24,96
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Nº de vezes que o valor se repete 0 7 4 12 3 1 3 5 5 3 6 13 13 4 4 10 1 9 5 12 13 1
Dias acumulados 0 7 11 23 26 27 30 35 40 43 49 62 75 79 83 93 94 103 108 120 133 134
Dias / ano 365 358 354 342 339 338 335 330 325 322 316 303 290 286 282 272 271 262 257 245 232 231
Horas disponíveis de cada vazão (h) 0 168 96 288 72 24 72 120 120 72 144 312 312 96 96 240 24 216 120 288 312 24
Energia (kWh /ano) 0,0 48519,5 49628,5 158034,9 42627,8 15249,0 48866,0 86641,9 92533,6 59055,1 125180,2 286542,2 301860,4 97593,5 102306,8 267550,2 27933,4 262005,2 157341,7 420040,0 531634,8 43251,6
39
Vazão (Q) (m3/s) 33,75 34,6 36,3 38 39,9 42,75 45,6 47,5 49,4 52,25 53,2 55,1 57 59 62 67 72,5 75,8 78 80,2 84,6 86,8 89 94,75 100,5 102,9 112 117,6 118 118,88 125,25 127,8 131,62 138 144,5 151 164 185 192 213,75 221
Horas disponíveis de Dias / ano cada vazão (h) 27 2 136 229 48 27,68 2 138 227 48 29,04 24 162 203 576 30,4 37 199 166 888 31,92 5 204 161 120 34,2 12 216 149 288 36,48 5 221 144 120 38 16 237 128 384 39,52 1 238 127 24 41,8 8 246 119 192 42,56 1 247 118 24 44,08 9 256 109 216 45,6 14 270 95 336 47,2 2 272 93 48 49,6 6 278 87 144 53,6 5 283 82 120 58 3 286 79 72 60,64 2 288 77 48 62,4 7 295 70 168 64,16 2 297 68 48 67,68 1 298 67 24 69,44 1 299 66 24 71,2 7 306 59 168 75,8 1 307 58 24 80,4 4 311 54 96 82,32 2 313 52 48 89,6 1 314 51 24 94,08 1 315 50 24 94,4 1 316 49 24 95,104 1 317 48 24 100,2 9 326 39 216 102,24 1 327 38 24 105,296 5 332 33 120 110,4 4 336 29 96 115,6 2 338 27 48 120,8 3 341 24 72 131,2 3 344 21 72 148 2 346 19 48 153,6 1 347 18 24 171 1 348 17 24 176,8 3 351 14 72 Tabela 2.4 Tabela de vazões ordenadas da menor à maior e energia
Q – Qsf (m3/s)
Nº de vezes que o valor se repete
Dias acumulados
Energia (kWh /ano) 93573,3 95929,9 1207719,1 1949096,6 276561,0 711156,9 316069,7 1053565,7 68481,8 579461,2 73749,6 687451,7 1106244,0 163579,9 515692,7 464400,7 301513,9 210158,6 756903,8 222357,8 117278,5 120328,3 863646,7 131349,2 557280,8 285294,5 155262,3 163025,4 163579,9 164799,9 1562673,7 177165,4 912304,8 765221,4 400632,2 627980,6 682045,2 512920,2 266164,0 296315,4 919097,5
O valor da energia elétrica ou produção em kWh/ano para cada valor de vazão da tabela 2.4 foi calculado segundo a fórmula: E = 9,81. Hn . (Q-Qsf) . h .e ( kWh/año)
Sendo:
h = horas de disponibilidade de cada valor de vazão por ano
Hn = Queda líquida. Considerou-se um valor de 8 metros
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40
e = eficiência global da usina (turbina + gerador elétrico + transformador) = 92% Q-Qsf = Vazão média diária menos a vazão ecológica em m3/s.
Representando graficamente os valores da vazão em função dos dias do ano em que é maior ou igual a este valor, obteremos a curva de vazões médias diárias classificadas (figura 2.26):
Figura 2.26 Curva de vazões médias classificadas
Según esta curva, el caudal máximo o de crecida es de 221 m 3/s, donde corta la curva con el eje de abscisas y el caudal medio anual es de 50,58 m 3/s. 2.2.6.3.6 Determinação da vazão de equipamento A Vazão de equipamento Q e será escolhida de modo que o volume turbinado seja máximo, isso é, a área fechada entre os pontos A, B, C, D e E seja máxima, de acordo com a figura 2.25. Para determinar o valor ideal, pode-se utilizar os seguintes métodos:
MÉTODO 1 Uma vez descontada a vazão ecológica (Q sf ) na curva de vazões médias classificadas, escolhe-se a vazão de equipamento (Q e) no intervalo da curva compreendido entre o Q 80 e o Q 100, sendo o Q 80 a vazão que circula pelo rio durante 80 dias por ano e o Q 100 a que circula durante 100 dias por ano. Representando estes dois valores na curva da figura 2.26:
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41
A Vazão de equipamento estaria entre valores aproximados de 45 a 58 m3/s na curva de vazão, reduzindo-se a vazão ecológica. MÉTODO 2 Este método para a obtenção da vazão de equipamento (Q e) está baseado em fazer funcionar a central o maior número de dias a sua potencia nominal. A partir de cada valor de vazão, vazão ecológica ou de servidão (Q sf ) e Vazão mínima técnica (Q mt), que dependerá do tipo de turbina escolhida, obtém-se a energia elétrica correspondente. Observando os valores obtidos no Exemplo 1, o valor da vazão Q = 38 m3/s repete-se 37 dias por ano, e obtém-se um valor de energia de 1949096,6 kWh/año (descontando-se 20% da vazão ecológica). Este é, portanto, o valor ideal. De forma gráfica, pode-se observar também esta conclusão (figura 2.28): Flujo = 38 m3/seg
Figura 2.28 Gráfico da energia em função da vazão
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42
Escolhendo como vazão de equipamento Q e = 38 m3/s, e descontando 20% por vazão ecológica, teremos Q e=30,4 m3/s. Comparação de resultados dos métodos propostos Considerando que o tipo de turbina hidráulica é Kaplan, o Vazão mínima técnica de funcionamento se calculará: Q min = Q e .K para K=0,25 (según apartado 2.2.6.3.4), Portanto, a energia elétrica total produzida será a soma dos valores de energia do Q mt até o Q e considerado. Na Tabela 2.5 apresentam-se os resultados obtidos por ambos métodos:
Tabela 2.5 Comparação de resultados
Q e (m3/s)
Número de dias que este valor se apresenta por ano
Q mt (m3/s)
Energia total kWh/ano
MÉTODO 1 (Q 80)
45
14
11,25
10.901.355,69
MÉTODO 1 (Q 100)
58
3
14,5
11.573.904,93
MÉTODO 2
30,4
37
7,6
6.472.567,31
Conclusões Com o método 1, obtém-se maior quantidade de energia. Dentre os valo res da vazão Q 80 = 45 m3/s e Q 100 = 58 m3/s, não existe muita diferença no valor da energia, de modo que será escolhido o valor de 45, apresentado 14 dias por ano, diante do valor de 58, que somente se apresenta 3 dias por ano. A potencia instalada da usina, a energia produzida e o custo de investimento dependem do valor da vazão de equipamento. Quanto maior a vazão, maior a potencia instalada, a quantidade de energia produzida e o custo de investimento. Do ponto de vista do método 2, é interessante que a usina trabalhe sempre o maior número de dias com sua potencia nominal, apresentando, assim, o melhor rendimento. O valor da vazão de 30,4 m3/s apresenta-se 37 dias por ano e, portanto, seria o valor ideal. Tanto a potencia instalada, quanto a energia produzida e o custo de investimento, serão também menores. Escolher um valor alto de vazão pode provocar um superdimensionamento dos equipamento para funcionar poucas horas ou dias por ano a plena potencia.
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43
2.2.6.3.7 A Vazão sólida Todos os rios carregam, de uma forma ou de outra, materiais sólidos como pedregulhos, areia, lodo, árvores, galhos, folhas, etc. Saber qual é o transporte sólido do rio é fundamental em um aproveitamento, já que seus efeitos podem ensejar:
O aterro dos depósitos criados pelos reservatórios e pelas câmaras de carga, que a longo prazo pode ensejar a anulação das instalações. A entrada de materiais sólidos na descarga de água traz consigo uma redução da vazão e da altura disponível. A acumulação de detritos flutuantes pode romper elementos como as grades. As pás das turbinas podem ser danificadas pelo envelhecimento e destruídas pela erosão ou atritos.
Infelizmente, o fenômeno da vazão sólida não é fácil de avaliar, devido ao grande número de parâmetros que nele interferem, de modo que o estudo deverá focar-se em averiguar o comportamento dos materiais sólidos, em tentar eliminá-los utilizando as medidas adequadas como grades, desarenadores, etc. 2.2.6.3.8 Histograma de vazões médias mensais Outra forma de representação é através de histogramas de vazões médios mensais, com um histórico determinado de anos. Na seguinte figura 2.29 representa-se o histograma de vazões médias mensais correspondente aos dados da Tabela 2.3.
Figura 2.29 Histograma de vazões médias mensais
2.2.6.3.9 Vazão de máxima cheia ou de enchente Para dimensionar o açude ou a represa, bem como a descarga de água, é necessário conhecer a inundação correspondente em um período de retorno ou de recorrência (T) ao longo de n anos, e se define como o intervalo médio entre as inundações de magnitude, a vazão (Q) no período de observação (T). Pequenas Centrais Hidreléctricas
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Para o cálculo das vazões e dos níveis para diferentes inundações em função dos períodos de retorno, utiliza-se a fórmula empírica de Fuller (1914): Q(T) =Q M. (1+ 0,8 Log10 T) Considerando o dado do exemplo 1, se Q M = 221 m3/s (dado da curva de vazões classificados), os valores de vazão de cheia para diferentes valores de T são:
T = 50 anos
Q = 521,37 m3/s
T = 1.000 anos
Q = 751,40 m3/s
T = 5.000 anos
Q = 874,97 m3/s
Se estes valores de vazão fossem alcançados em algum momento, provocariam uma elevação do nível da água na represa que poderia resultar em seu transbordamento, com o conseguinte risco de rompimento. Portanto, o desenho da represa deve garantir que, diante do surgimento de uma vazão de cheia desta magnitude, não se produza uma situação de risco.
2.3 Determinação da queda líquida A queda é outra magnitude fundamental no projeto de uma pequena usina hidrelétrica. Normalmente é medida em metros. Deverá possuir a máxima altura permitida pela topografia do terreno, considerando os limites marcados pelas condições ambientais e viabilidade econômica do investimento. Podemos falar dos seguintes conceitos:
Queda bruta (Hb). Altura existente entre o ponto de descarga de água no açude ou representa, e o ponto de descarga da vazão turbinada ao rio (SOCAZ).
Queda útil (Hu). Desnível entre a superfície da água na câmara de carga e o nível de descarga na turbina.
Queda líquida (H n). É a diferença entre H u e as perdas de carga produzidas por todas as condições. Representa a máxima energia que poderá ser transformada pelo eixo da turbina.
Perdas de carga (H p). São perdas por fricção da água contra as paredes do canal, conduto forçado, válvulas, grades, etc. Mede-se como perdas de pressão (ou altura da queda). Considera-se normalmente que as perdas de carga representam de 5 a 10% da queda bruta.
Na seguinte figura 2.30 estes conceitos são apresentados para uma usina hidráulica com canal de derivação
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Figura 2.30 Conceito de queda bruta, útil e líquida. Fonte Ente Vasco de la Energía
2.4 Potencia teórica de uma queda d’água
A potencia teórica de uma queda d’água em watts pode ser estimada através da seguinte expressão :
Sendo: ρ = densidade da água (1000 kg/m 3) g = gravidade (9,81m/s2) Q = vazão de água (m 3/s) Hb = queda bruta (m) O produto de p.g é o peso específico da água γ (N/m 3). Seu valor depende da temperatura da água, isso é, a 4ºC vale γ = 9,8 (kN/m 3). . Na seguinte Tabela 2.6 apresenta-se sua variação para diferentes valores de temperatura da água.
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Tabela 2.6 Variação do valor de γ em fundação de T (ºC)
Temperatura ˚C
Peso Específico N/m3
0
9805
5
9806
10
9803
20
9786
40
9737
60
9658
80
9557
100
9438
Este valor pode ser considerado constante nos estudos de produção de energia elétrica, porque sua variação para a gama de temperaturas da água que uma vazão pode apresentar costuma ser muito pequena. Se substituímos estes valores na expressão da potencia teórica, para o caudal de equipamento Q e teremos:
2.5 Potencia instalada e produção A potencia disponível varia em função do valor da vazão a ser turbinada e da queda existente a cada instante. Descontando as perdas de carga e o valor da queda bruta, a expressão da potencia seria, em função da queda bruta:
Considerando agora um fator de eficiência global da central (e), teríamos:
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O fator de eficiência global da centra e é um produto de rendimentos dos diferentes equipamentos que intervém na produção da energia, mais o consumo próprio:
Onde: ηt = rendimento da turbina hidráulica (0,90 a 0,94)
ηg= rendimento do gerador elétrico (0,96 a 0,98) ηm=rendimento da caixa multiplicadora (si existe) (0,96 a 0,98) ηT=rendimento do transformador de potencia de saída (0,97 a 0,98) ηL= rendimento da linha aérea ou subterrânea (0,95 a 0,96) ηauto = rendimento do consumo próprio ( 0,96 a 0,97). Entre 3 e 4 % da potencia instalada Um valor aproximado de e de uma pequena usina hidráulica moderna oscila entre 0,80 e 0,85. No caso de um usina micro hidráulica (figura 2.31) este rendimento pode estar entre 0,50 e 0,60
Figura 2.31 Perdas nos distintos elementos de uma central micro hidráulica (Sánchez, T y Ramírez, J. ITDG-Peru, 1995)
Os elementos que compõem a central são praticamente os mesmos que os de turbinas com potencia maior. No entanto, aqui as obras de engenharia civil são significativamente menores, especialmente com relação à descarga e ao canal de derivação. Do mesmo modo, os elementos auxiliares, como o sistema de regulação, serão específicos para potencias menores, e não haverá as opções de pontos de funcionamento das turbinas maiores. A potencia instalada da turbina, ou potencia mecânica no eixo, será:
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E a potencia instalada ou nominal do gerador elétrico:
A potencia nominal do gerador elétrico costuma ser um pouco inferior à potencia da turbina hidráulica. Normalmente está em kVA ou MVA. A potencia do transformador principal de saída costuma ser igual à potencia do gerador elétrico, mas poderia ser um pouco inferior devido a que é preciso descontar a potencia consumido pelo consumo próprio da usina. Uma vez conhecida a potencia disponível, é possível calcular a produção média da central, como produto da potencia em cada momento pela horas de funcionamento:
Sendo: T = horas de funcionamento equivalentes anuais ou mensais c = coeficiente de imponderáveis que reflete as perdas devidas à manutenção e reparação, disponibilidade de água, etc. Costuma-se usar um valor entre 0,8 e 0,85
Resumo
No tema 2, intitulado Recurso Hidráulico, foram apresentados os diferentes estudos prévios que devem ser realizados para a realização de um projeto de uma mini usina hidrelétrica. O estudo do recurso hidráulico em um determinado local é fundamental para poder realizar um estudo de viabilidade do projeto. Para tanto, são necessários dados de vazões com um registro de anos elevado. Foram analisadas as distintas metodologias de medição de vazões através de aferições diretas e indiretas (estações hidrométricas), através da correlação de bacias hidrográficas e pluviometria (estações pluviométricas). Também foi analisada a obtenção da vazão de equipamento, mediante a curva de vazões médias classificadas, por dois métodos, considerando a restrição devida à vazão ecológica imposta pelas Confederações Hidrográficas. Por fim, apresentou-se a expressão da potencia teórica de uma queda d’água e o cálculo da energia elétrica anual, em função do rendimento global da central.
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3. TIPOS DE MINI USINAS 3.1 Tipos de mini Usinas Hidrelétricas As características geográficas, geológicas e ambientais determinam a localização do aproveitamento hidráulico e os componentes da obra civil mais convenientes para maximizar a transformação da energia hidráulica em energia elétrica. Devido a grande variedade de soluções possíveis para conseguir aproveitar a maior parte de quedas hidráulicas, as mini usinas hidrelétricas podem ser classificadas tanto em função do tipo de queda, quanto por sua localização com relação à queda a ser explorada. 3.1.1 Em função do tipo de queda hidráulica a explorar As minis usinas hidrelétrica classificam-se em: A) Mini usinas de alta pressão: estão associada a quedas elevadas, com mais de 200 m, e vazões pequenas. Nelas costumam-se instalar turbinas Pelton ou Francis em função da queda. O uso das turbinas Pelton é mais indicado nas quedas de grande altura, enquanto para as quedas de menor altura são mais idôneas as turbinas Francis. B) Mini usinas de média pressão: instaladas em quedas compreendidas entre 20 e 200m e vazões médias. Geralmente instalam-se turbinas Francis normais nas quedas com maior altura, enquanto as Francis rápidas estão indicadas para as quedas menores nas quais a vazão também é mais elevada do que nas primeiras. C) Minicentrais de baixa pressão: associadas a quedas hidráulicas com menos de 20m e elevadas vazões. Utilizam-se turbinas de Hélice e principalmente Kaplan. No tema 5 será explorado com mais detalhes o processo e critérios de seleção das turbinas hidráulicas mais indicadas para cada queda. 3.1.2 Em função da localização da mini usina hidrelétrica e do tipo de captação de agua a turbinar As mini usinas podem ser classificadas em: A) Mini centrais de água corrente São instalações preparadas para turbinar diretamente parte da vazão de um curso natural. Segundo esta característica, os elementos construtivos ou de obra civil associados a este tipo de instalações dependerão das características hidráulicas das quedas, ensejando dois grande grupos, a mini usinas hidrelétricas de agua corrente de alta pressão e as mini usinas de média e baixa pressão. Em seguida serão descritas com maior detalhe cada uma delas.
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A.1) Mini usinas de água corrente de alta pressão Uma das características mais notáveis destas instalações é que não possuem um reservatório que assegure o aporte contínuo de água às turbinas para produzir a energia elétrica, ou este não é grande o suficiente para compreender funções de regulação. Compreende um açude ou pequena represa para elevar o nível da água do rio e reduzir a velocidade da água. Seguindo o esquema da figura 3.1, a água do rio se desvia a um conduto fechado ou canal, através da captação de água pelo açude. Para evitar a entrada de corpos estranhos nas conduções que transportam a água a turbinar, a captação de água inclui uma grade ou filtro. O conduto ou canal é de pequena inclinação (entre 0,2 e 0,5 metros por mil, seguindo as linhas de nível) e comunica o açude com um depósito, chamado câmara de carga, no qual a água é armazenada para assegurar uma vazão constante durante o funcionamento da turbina. Deste depósito a água passa a um conduto forçado com um desarenador em sua extremidade inicial para evitar a entrada de areia na turbina. Finalmente, a água é devolvida ao curso do rio através do canal de descarga.
Figura 3.1 Esquema de uma mini usina hidrelétrica de água corrente de alta pressão.
Os principais elementos da infraestrutura da obra civil necessários para este tipo de instalações são (figura 3.1):
Açude ou pequena represa com escada de peixes Tomada de água com grade Canal de derivação Desarenador Câmara de carga. Inclui um vertedouro lateral que permite a descarga de água no caso de grandes vazões Conduto forçado Edifício da usina, no qual se encontra a turbina e os grupos eletromecânicos usados para a transformação da energia mecânica em energia elétrica Canal de descarga
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Em algumas instalações, a câmara de carga pode estar aberta (sob pressão atmosférica) ou fechada (sob pressão). Nas câmaras de carga fechadas é necessário incluir na instalação uma chaminé de equilíbrio para amortizar as pressões excessivas produzidas no caso de um golpe do martelo de água por um fechamento brusco da extremidade final do conduto forçado (ver figura 3.2).
Figura 3.2 Mini usina hidrelétrica de água corrente com canal de derivação. A) Um canal aberto se encarrega de transportar a água do pequeno reservatório até a câmara de carga, também aberta; b) entre o reservatório e a câmara de carga existe um conduto forçado que comunica o açude com uma câmara fechada (Fonte : http://www.galeon.com/sloren/luciapra/ouren93.htm).
Este tipo de mini usinas também pode ser denominado mini usinas hidrelétricas com canal de derivação. Conforme anteriormente mencionado, estas mini usinas estão instaladas nos cursos altos dos rios caracterizados por uma queda elevada e uma vazão pequena, que em algumas ocasiões do ano pode chegar a ser insuficiente para que o aproveitamento hidráulico seja ideal. Assim, é normal que estas mini usinas não funcionem durante alguns meses do ano e o tempo de funcionamento médio oscila de 2500-3000 horas/ano. Ao extrair uma fração da vazão do rio para sua turbina, deve-se assegurar que no trecho do rio a jusante da captação exista uma vazão mínima garantida, que normalmente se denomina vazão ecológica (ver Tema 2). A.2) Mini centrais de água corrente de média/baixa pressão Estas mini usinas são instaladas nos cursos médios e baixos dos rios nos quais as quedas são de pequena altura e a vazão elevada. O aproveitamento hidráulico da queda pode ser realizado com canal de derivação ou no próprio curso do rio.. a) Com canal de derivação (figura 3.3). Esta solução é semelhante a utilizada nas mini centrais de água corrente de alta pressão com canal de derivação (ver figura 3.1). Através de um canal de grandes dimensões, deriva-se uma fração da vazão às turbinas através de um conduto forçado.
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Represa
Comporta de segurança
Comporta arenera
Comporta arenera
Multiplicador
Grupo hidráulico
Comporta de entrada
Grade e máquina para limpar as grades
Gerador
Comporta de saída
Canal de derivação
Turbina Kaplan
Equipamento eléctrico
Canal de saída
Figura 3.3 Componentes de uma usina hidráulica de média ou baixa pressão com canal de derivação. Fonte EVE
Os elementos da construção compreendidos nestas mini usinas são, portanto, muito semelhantes aos usados nas mini usinas de alta pressão:
Açude ou pequena represa com escada de peixes Tomada de água com grade Canal de derivação Desarenador Conduto forçado Edifício da usina Canal de descarga
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Figura 3.4 Mini usina localizada em um curso médio de um rio com canal de derivação
b) No próprio curso do rio. Este tipo de mini usinas consiste em uma represa dotada com um vertedouro pelo qual a água transborda. Na lateral da represa se situa o edifício em que se encontram as turbinas ( figura 3.5). Não possuem conduto forçado e a entrada da água às turbinas ocorre através de uma câmara aberta. Portanto, seus principais elementos são:
Represa com vertedouros de comporta Desarenador Escada de peixes Edifício da central
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Figura 3.5 Esquema de uma mini usina hidrelétrica de água corrente de média/baixa pressão.
Este tipo de mini usinas não introduzem modificações na vazão em nenhum trecho do rio. As mini usinas hidráulicas localizadas nos cursos médios/baixos dos rios garantem o aporte da vazão durante mais meses com relação às mini usinas localizadas em cursos altos dos rios. Assim, o tempo médio de funcionamento destas mini usinas é maior, oscilando entre 3000-4000 horas. B) Mini usinas ao pé da represa As mini usinas ao pé da represa dispõem de uma vazão procedente de um reservatório construído no curso de um rio através de uma represa, na qual se dispõe de uma tomada de água. Denominamse ao pé da represa porque a sala de máquinas está localizada na base da represa. Este tipo de mini usinas pode ser usado como mini central de uso compartilhado, já que o reservatório também pode ter funções de abastecimento de água potável às populações, ou para regular o curso dos rios e evitar as enchentes. Ao interpor um obstáculo (represa) na corrente natural, o nível da superfície livre do rio aumenta, elevando-se a queda natural disponível. Este novo desnível é aproveitado pela turbina instalada para gerar maior energia hidrelétrica. O reservatório criado no curso do rio permite a regulação da vazão que recebe a turbina em função da demanda elétrica. Outra vantagem é que se garante a produção continua de energia elétrica durante todo o ano, inclusive nos meses secos. Os elementos que constituem o esquema mais característico deste tipo de mini usinas são (ver figura 3.6).
Represa que permite a acumulação para posterior regulação Tomada de água Grades
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Conduto forçado Edifício da usina Canal de descarga para retornar a água turbinada ao curso do rio
Figura 3.6 Central a pie de presa . Fuente IDAE
Dentre os tipos de usinas situadas ao pé da represa estão as de tipo caverna ( figura 3.7) na qual o edifício da usina se encontra instalado no interior de uma montanha, a uma quota que pode estar abaixo do nível da descarga para evitar o fenômeno de cavitação.
Figura 3.7 Mini usina hidrelétrica ao pé da represa em caverna
As usinas ao pé da represa costumam ter um tempo de funcionamento médio de 2500-3000 horas/ano. C) Usinas de uso compartilhado
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São mini usinas incluídas nas redes de água destinadas a outros usos, como a irrigação, abastecimento de água potável à população e transferências de águas entre rios ( figura 3.8). A energia que pode ser extraída destes canais está associada à vazão excedente para seu uso principal. A vazão desviada à turbina logo é devolvida ao canal. É importante construir um canal auxiliar que garanta a água de irrigação, de transferência ou abastecimento de água a populações quando a turbina não estiver operando. Este tipo de mini usinas tem um tempo característico de funcionamento, de 2000 horas/ano. Estas instalações têm a vantagem de exercer um impacto ambiental menor, devido a que aproveitam parte dos elementos do sistema em que se integram, com a consequente redução do custo da instalação. Os elementos principais que constituem este tipo de mini usinas são:
-
Tomada de água do canal
-
Grades
-
Conduto de pressão que parte diretamente do canal
-
Edifício da usina
-
Canal de descarga que retorna a água turbinada ao próprio canal de irrigação
Figura 3.8 Mini usina localizado no canal de irrigação. Fonte: IDAE
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Resumo
A grande diversidade de quedas hidráulicas e suas características geográficas, geológicas e topográficas associadas ensejam uma ampla variedade de mini usinas hidráulicas. Os critérios normalmente usados para classificar são o tipo de queda e a localização da mini usina com relação à queda, bem como a instalação usada para a captação da água a ser turbinada.
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4. OBRA CIVIL 4.1 Introdução Conforme apreciou-se nos capítulos precedentes, existem três tipos fundamentais de mini usinas hidráulicas: a) de água corrente b) ao pé da represa c) no canal de irrigação A construção de uma mini usina inclui todas as infraestruturas necessárias para: 1) 2) 3) 4)
derivar ou conduzir a água à usina, inclusive os desvios na fase de construção devolução da água ao curso alojar os componentes eletromecânicos facilitar os acessos de veículos de construção e manutenção
Em comparação com as grandes centrais hidrelétricas, as obras nas mini usinas são, geralmente, muito menores. En comparación con las grandes centrales hidroeléctricas, las obras en las minicentrales son, en general, mucho más reducidas. Dependendo da localização da mini usina, as instalações mais frequentes de engenharia civil são (figura 4.1):
-
Açude/represa com escada de peixes Tomada de água Canal de derivação Câmara de carga com desarenador Conduto forçado Edifício da usina Canal de descarga Viales
Figura 4.1 Esquema típico de una mini usina com instalações de obra civil (Sánchez T. Ramírez, J. , ITDG-1995)
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A estes componentes é possível agregar as adequações nas represas ou açudes existentes, bem como os canais de irrigação, quando as mini usinas aproveitam estas infraestruturas
4.2 Açude Essencialmente trata-se de um muro transversal ao rio, de pequena altura (máximo 15m), destinado a conseguir um regime fluvial com escoamento a montante para facilitar o desvio da água por uma lateral através de um canal de derivação. No próprio açude, ou na entrada do canal, a jusante, existirá um vertedouro de coroação que fará com que a vazão restante retorne ao rio antes de passar à usina. Os tipos de açudes e represas, por sua forma, são variados: de gravidade, de terra ou enrocamento. Por suas características construtivas, podem ser: de concreto, de terra construída e de enrocamento com tela de impermeabilização (figura 4.3). As represas de contrafortes, em arco ou abóboda, por sua envergadura, não costumam ser utilizadas nas mini usinas.
Figura 4.2 Tipos de açudes. Fonte IDAE
Figura 4.3 Corte na represa de enrocamento com impermeabilizaçãoo. Caspe, Espanha
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Em outros casos, como na represa da figura 4.4, a represa foi projetada para a instalação de uma mini usina ao pé da represa em sua margem esquerda e um canal de derivação para irrigação na margem direita.
Figura 4.4 Represa de Estremera, rio Tajo, Espanha (foto J.A.Mancebo, 2007)
As represas dispõem de vários tipos de vertedouros, destinados a evacuar a vazão excedente em condições de segurança: a) vertedouros de superfície, com comportas verticais ou de setor (figura 4.4) b) vertedouros de fundo médio ou de fundo, com válvulas de borboleta, tronco-cônicas ou de jato oco, etc. Um exemplo de açude típico a ser utilizado em uma mini usina seria o exposto na figura 4.5. Encontra-se no rio Kaseke (Tanzânia) e tem capacidade para evacuar pelo conduto forçado (de 14km de comprimento) uma vazão de 20 l/s. O problema associado a este caso, e a outros semelhantes existentes na mesma região, radica nas obstruções pelas enchentes provocadas constantemente pelas intensas chuvas na cabeceira da bacia.
Figura 4.5 Açude no rio Kaseke, Tanzânia (Foto J.A.Mancebo, 2010)
Neste caso concreto foram efetuadas reparações, como a representada na figura 4.6, agregando uma caixa de captação complementar para águas altas, situada fora do alcance da máxima enchente do rio.
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Figura 4.6 Planta de açude com detalhes de reabilitação.
4.3 Escada de peixes Facilita a subida dos peixes em suas migrações a montante do rio interceptado pela represa da usina. Existem vários tipos de escadas que se adaptam às características especificas de cada caso, sempre utilizando uma vazão não turbinável mínima para que os peixes possam saltar contra a correnteza. Sobre as formas de construção, em alguns casos se trata de pequenas poças desniveladas por pequenas cascatas de 30cm de queda cada uma. Em outros casos, constrói-se um canal muito inclinado com divisórias alternadas entre as quais a água corre em zig-zag (figura 4.7) antes de cada queda. O tipo de escada determinada como mais apropriada em cada caso, depende de vários fatores:
-
Tipo de peixes Capacidade natatória Salto de cada peixe
Cada dispositivo de passagem está desenhado para determinadas condições de vazão. Se no rio circular muita ou pouca água, a escada pode não ser funcional. Os dados para o cálculo da escada de peixes:
-
Altura da queda Q mínimo Altura dos degraus ou estanques Vazão da escada
Figura 4.7 Escada de peixes. Fonte: ESHA
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4.4 Tomada de água Trata-se de uma estrutura encarregada de desviar a água do açude ou represa até o canal. Nas usinas ao pé da represa é uma embocadura na parede da qual parte o conduto forçado até a turbina. Nas usinas de água corrente, a água é canalizada. A tomada também pode estar submersa e igualmente desembocar no canal. Costumam resultar em uma série de elementos adicionais: sistemas de desbaste (barras com pentes de limpeza automáticos ou barreiras de limpeza – figura 4.8 - ), sistemas para evitar a entrada de peixes, uma pequena lagoa de decantação de areia e lodo e uma comporta com vertedouro para regular a entrada de água. O desenho hidráulico destas estruturas baseia-se no critério de que sejam competentes para permitir a passagem pelo menos da enchente prevista no projetada, aplicando-se a fórmula para a descarga livre de vertedouros.
Figura 4.8 Barreira de limpeza automática na entrada de uma tomada de água. Fonte: ESHA
4.5 Canal de derivação O canal parte da tomada e conduz a água até a câmara de carga, de onde é conduzida pelo conduto forçado à usina. Os canais costumam ser abertos à atmosfera, ainda que constantemente estejam cobertos em alguns trechos para evitar contaminações, avalanches de materiais de ladeiras adjacentes,
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quedas de animais ou pessoas; ou para que uma elevação do terreno possa atravessá-lo através de um túnel. Por sua forma, em uma seção transversal ao fluxo, os canais podem ser trapezoidais, retangulares, semicirculares ou de seção irregular. Com relação aos materiais, os mais comuns na mini hidráulica são dos de concreto, ainda que na micro hidráulica também sejam construídos a base de pré-fabricados de concreto armado, reforçados com fibras, ou através de um corte longitudinal por um plano diametral a uma condução circular. Em seu desenho, procura-se fazer com que as perdas de energia sejam mínimas.
Figura 4.9 Formas dos canais
A inclinação do canal costuma estar entre os valores de 0,2 e 0,5 metros por mil, seguindo as linhas de nível. A forma do canal obedece a considerações econômicas ou construtivas. A seção transversal dependerá do tipo de terreno: normalmente para canais em rochas utiliza -se a seção retangular, e para canais na terra utiliza-se a trapezoidal. Nos canais de comprimento considerável, instala-se um vertedouro intermediário que pode incluir um desarenador ou um ladrão protegido com rede, como na figura 4.10:
Figura 4.10 Vertedouro com desarenador e vertedouro lateral em canal. (Foto J. A. Mancebo 2010)
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Para o desenho de sua seção, podem ser adotadas fórmulas de Chezy e Manning adaptadas aos materiais e à forma do canal. A velocidade média de circulação da água no canal em m3/s, conforme a fórmula de Chezy, é: vm C ( R h I )
- C: coeficiente de Chezy:
C n 1 Rh
1/ 6
Que modificada por Manning fica:
n= coeficiente de rugosidade do material rh=Raio hidráulico (Área/ perímetro molhado, em m) I= Declive inferior ou comprimento do canal
Sabendo-se qual é a velocidade média V m (m/s) (m/s) e o valor do caudal Q (m3/s), é possível obter a seção ou área transversal do canal S (m2) através de: S=Q/V m=b.y. A condição da seção econômica de um canal resultaria no raio hidráulico r h= y/2. Começa-se estabelecendo os parâmetros a serem determinados, que serão os seguintes: b = largura do canal y = profundidade do canal rh = raio hidráulico (figura 4.11) S = seção do canal I = Inclinação longitudinal que normalmente se estabelece en 0,0005 n = coeficiente de rugosidade de Manning. Vale 0,01 para paredes muito polidas e para revestimento de concreto aproximadamente 0,014 V= velocidade de circulação da agua pelo canal. Costuma-se ter um valor máximo de 1,5 m/s Q = vazão a transportar (m3/s)
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Área A Perímetro molhado P Largura superior da se ão T Raio hidráulico
Profundidade hidráulica D
Fator de seção Figura 4.11 Diferentes formas de canais e raio hidráulico. Fonte: ESHA
Assim, por exemplo, em um canal de seção retangular de largura 1,2m e lâmina de água de altura 0,5m, revestido de concreto, tem-se uma velocidade de 0,67 m/s e uma vazão de 0,4 m3/s. Outro método interessante para a obtenção das dimensões ou da vazão é através de ábacos, como o da figura 4.12, válido para seção retangular.
Gráfico 4.12 Gráfico de vazão em função de dimensões do canal retangular. Fonte: IDAE
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4.6 Desarenador e câmara de carga Qualquer tipo de captação sempre deixa passar uma quantidade de materiais sólidos que avançam pelo sistema de condução (canal ou conduto), produzindo grandes prejuízos e deterioração em toda a estrutura da usina. A fim de evitar este tipo de inconvenientes, constrói-se um desarenador. Existem vários tipos de desarenadores aplicáveis ao desenho de pequenas usinas hidrelétricas. O objetivo principal é aumentar a longitude do curso de água a fim de conseguir a sedimentação. O desenho mais simples e econômico consiste em um tanque dotado de um degrau ou grade (figura 4.13), para diminuir a velocidade da agua trazida pelo canal, de modo que seja possível assentar dentro do tanque as partículas consideradas prejudiciais para a operação da usina. O volume de sólidos para as cheias de um rio de montanha é de aproximadamente 4 a 6% do volume de água, e planícies em torno de 0,2 a 1%.
Figura 4.13 Detalhe de um desarenador na entrada da câmara de carga. Fonte Jairo Arcesio Palacios. Tese Doutoral 1998
Não possuir um desarenador pode provocar:
Redução da seção do canal por sedimentação
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Redução da capacidade da câmara ou tanque de carga (diminuição do volume)
Quando as partículas adquirem velocidade, aumenta o desgaste do conduto, injetores e turbinas, aumentando os custos de manutenção e reduzindo a vida útil da usina.
A câmara de carga se localiza depois do desarenador e dela parte o conduto forçado ( figura 4.14). Do mesmo modo, possui um vertedouro lateral que permite evacuar toda a vazão no caso de uma parada rápida da turbina ou de uma enchente.
Figura 4.14 Detalhe de uma cámara de carga
Em alguns casos, serve como deposito de regulação, ainda que normalmente somente tenha capacidade de fornecer o volume necessário para o funcionamento das turbinas sem intermitências. No calculo da câmara de carga deve-se garantir o volume e o nível de água adequado durante a operação da planta. A geometria da câmara de carga deve ser dimensionada para minimizar as perdas de carga e evitar a formação de redemoinhos que provocam a formação de vórtices se o conduto forçado não está suficientemente submerso. Quando isso acontece, o ar empurrado pelo vórtice pode chegar às turbinas produzindo uma forte vibração e diminuindo seu rendimento. Na figura 4.15 pode-se observar uma grade de filtro automatizado e a comporta ensecadeira para fechar a passagem da água ao conduto forçado.
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Figura 4.15 Câmara de carga com barreira de limpeza e ensecadeira. (Foto J. A. Mancebo 2010)
4.7 Conduto forçado O conduto forçado parte da câmara de carga e leva a água ao edifício da usina e à turbina nele instalada. É construído com aço com reforçadores e apoios desenhados para os esforços de resistência em cada caso, incluindo os possíveis golpes do martelo de água. No caso de micro usinas, são fabricados com outros materiais menos resistentes como fundição, fibrocimento e plásticos reforçados. Na tabela 4.1 se apresenta uma comparação para distintos tipos de material: Tabela 4.1 Comparação de diferentes tipos de material para condutos
Perda por fricção
Peso
Corrosão
Custo
Pressão de trabalho
Ferro dúctil
4
3
2
1
5
Asbesto cimento
3
3
4
4
4
PVC
5
5
4
4
4
Aço comercial
3
3
3
2
5
Polietileno
5
5
5
3
4
Material
Variações: Ruim: 1; Excelente: 5
O conduto forçado é desenhado através de cálculo mecânico (resistência à solicitações constantes, a sobrepressões do martelo de água e a forças por mudanças de direção, de seção, etc.), bem como de calculo hidráulico de velocidade, vazão e perdas de carga. A espessura mínima dos condutos é de 5 a 6mm e seu diâmetro é calculado em função da vazão, com velocidades máximas de água de 4 a 5 m/s. Um fator muito importante ao determinar o diâmetro ideal do conduto de pressão são as perdas de carga no próprio conduto. As perdas são representadas como uma porcentagem sobre a queda bruta da usina e traduzidas em perdas de energia. Estas se reduzem com o aumento do diâmetro, mas representam um aumento de custo importante.
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O diâmetro do conduto é determinado para que as perdas de energia sejam mínimas ( figura 4.16). Estas perdas se devem a: •
•
•
•
•
Atrito de água ao deslocar-se sob grande pressão e velocidade em seu interior. Serão proporcionais ao diâmetro da mesma Mudanças de direção do conduto (cotovelos verticais e horizontais), estreitamento e passagem pela válvula na entrada da turbina Temperatura da água. A viscosidade da água depende de sua temperatura. Costuma-se considerar uma temperatura de 22ºC Estado superficial do conduto. Liso para um conduto novo e rugoso para um conduto antigo. Dependerá também do tipo de material com o qual esteja construído Comprimento do conduto
Figura 4.16 Relação entre o diâmetro, número de condutos e custo relativo. Fonte: Centrais Eléctricos, Universidade Politécnica da Catalunha, UPC.
Para o calculo mecânico em seções distantes das conexões pode-se utilizar a formula da teoria membranal, através da qual a espessura e o diâmetro podem ser obtidos mediante as expressões: D e 2 P ad m
V
4.Q . D
2
Nas quais:
- e: espessura do conduto (mm) - P: pressão interior da agua e considerando sobrepressão por golpe de martelo de água ( normalmente 6.105 N/m2)
- D: diâmetro do conduto em metros - σadm: tensão admissível de cálculo ( para o aço utiliza-se um valor de 2400 N/m 2) - V= velocidade máxima da água pelo interior o conduto. Normalmente 4m/s
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Em seções próximas às conexões aparecem solicitações por momentos de flexão que obrigariam um calculo mais conservador, que considerasse a combinação de solicitações. De forma gráfica (figura 4.17), é possível obter o diâmetro ideal do conduto em função do valor da vazão.
Figura 4.17 Determinação gráfica do diâmetro do conduto sob pressão. Fonte IDAE
Figura 4.18 Conduto forçado. Foto J. A. Mancebo 2010
De modo semelhante a outras partes do projeto, devem-se reduzir as perdas de carga no conduto forçado, ainda que por vezes estas sejam inevitáveis quando, como se verifica na figura 4.19, seja necessário manter uma floresta para minimizar o impacto ambiental. Resolveu-se o caso através de um cotovelo e um suporte de concreto, já que as forças às quais o conduto deverá resistir são consideráveis.
Figura 4.19 Mudança de direção no conduto forçado. Foto J. A. Mancebo 2010
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4.8 Edifício da usina Neste se situa o equipamento que converte a energia hidráulica em mecânica e elétrica e todos os elementos auxiliares: turbinas, geradores, quadros elétricos de controle, sistema de regulação, válvula de guarda e de desvio e o sistema de descarga ao rio. A configuração física do edifício depende do tipo e número de maquinas a utilizar e do tamanho das mesma, devido a que pode ser um grupo de turbinas – gerador de eixo horizontal ou vertical. O edifício costuma ser construído ao lado do rio ao qual a água será devolvida, produzindo o mínimo impacto ambiental. Deve-se considerar também que, devido ao tamanho e viabilidade da instalação, a usina somente será visitada ocasionalmente. O ponto em que se deve localizar o edifício deve ser escolhido cuidadosamente, considerando os estudos topográficos, geológicos e geotécnicos, bem como a acessibilidade.
Figura 4.20 Edifício na usina com barreira de limpeza e ensecadeira. Instalada no rio Júcar, Espanha (foto J.A.Mancebo, 2012)
A localização do edifício responde a uma seleção meticulosa baseada no projeto da central. Basicamente procura-se:
-
facilidade para a entrada do conduto forçado capacidade para alojar todos os componentes facilidade para a aspiração e descarga cumprimento das normas relativas a este tipo de instalações, incluída a legislação ambiental minimizar o custo de implantação como medida para garantir a viabilidade da exploração
Tudo isso sem esquecer do estudo geotécnico e de acessibilidade. Em alguns casos, o edifício localiza-se em grande parte no subsolo, como medida para minimizar o impacto ambiental. Normalmente se situa a alguns metros acima do nível de desague, para evitar sua inundação no caso de uma enchente.
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Figura 4.21 Localização do edifício da usina. Fonte ESHA
No interior do edifício da usina encontram-se as turbinas, os geradores elétricos e os demais equipamentos elétricos e auxiliares necessários para seu funcionamento. Ademais, é comum possuir um guindaste de ponte, ainda que em alguns casos pode ser suficiente um guindaste portátil durante a montagem e operações de manutenção.
Figura 4.22 Interior da mini central hidráulica Molino de Suso (Álava – Espanha). Fonte IDAE
4.9 Sistema de descarga A usina devolve a água ao rio no próprio edifício ou em suas proximidades. As turbinas de ação vertem diretamente ao canal de desague, já que não incorporam o tubo de aspiração, e as de reação o fazem a partir do tubo de aspiração (figura ( figura 4.23). 4.23).
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Figura 4.23 Seção de sistema de descarga de uma turbina Francis
O sistema de descarga ao rio está formado pela saída em lâmina livre e pela descarga da válvula de desvio ou de guarda (figura (figura 4.24). 4.24). Em todos os casos, convém situar a grade na saída e uma ensecadeira como se mostra nas figuras seguintes. Descarga da válvula de guarda
Figura 4.24 Sistemas de descarga ao rio
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Resumo
O tema 4 foca-se nos aspectos concretos do projeto de implantação de uma mini usina hidrelétrica. Trata-se das infraestruturas de engenharia civil da central. No tema descrevem-se os principais elementos que configuram a construção seguindo a ordem de fluxo da água: da captação à descarga e devolução da água ao rio, passando pela tomada, a condução de desvio, a câmara de carga e o edifício da central. Procurou-se sintetizar de maneira resumida a caracterização dos principais elementos das obras de modo que o leitor possa obter uma ideia geral próxima ao projeto da vertente da engenharia civil.
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5. TURBINAS HIDRÁULICAS 5.1 Introducción. Descripción general Foram publicados vários estudos sobre os engenhos precursores das turbinas hidráulicas. A evidencia mais antiga é a roda hidráulica romana , que tinha sido previamente implementada na Índia e na China, e depois chegou à Europa através do Egito. Mais tarde, durante a Idade Média e o Renascimento, generaliza-se o uso dos moinhos hidráulicos, além dos eólicos. Exemplos disso são as rodas d’água de Aleppo (Síria) e de Córdoba (Espanha). Outro caso interessante é o dos moinhos de regolfo na Península Ibérica e na América, muito próximos em sua forma e fundamentos às turbinas hidráulicas (Los veintiún libros de los ingenios, anónimo, S XVI ). Logo, os estudos de Euler, Burdin e Forneyron prepararam o campo para o avanço definitivo de Pelton, Kaplan, Francis e outros. Atualmente admite-se como limite superior para a mini hidráulica as usinas com uma potencia instalada de 5000 kW, e considerando que quando as potencias são inferiores a 500 kW, denominase micro hidráulica. No entanto, na América Latina são aceitos os valores da Tabela 5.1: Tabela 5.1 Classificação de mini usinas (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995)
Classificação de MCH segundo a potencia Região
Instituição
Micro usina
Mini Usina
Pequena Usina
Mundial
ONUDI1
< 100 kW
101-2000 kW
2000-10000 kW
América Latina
OLADE2
< 20 kW
21-500 kW
500-5000 kW
1. Organização das Nações Unidas para o Desenvolvimento Industrial2. 2. Organização da América Latina de Energia
Devido a sua potencia limitada e seu caráter de geração, em algumas ocasiões, como sistema isolado, a energia mini hidráulica encontra-se vinculada a intervenções de desenvolvimento em áreas menos favorecidas, com o objetivo geral de melhorar o acesso a serviços básicos. No entanto, nestes casos a implantação das energias renováveis, baseada em pequenas turbinas hidráulicas, encontra numerosos problemas, dentre os quais: a) Escassez de correntes de água com desníveis suficientes para instalar mini-turbinas. Em algumas regiões inclusive as micro-turbinas são inviáveis. b) Dificuldades técnicas para a realização das instalações c) Sustentabilidade complicada, que frequentemente se verifica com o abandono de instalações
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Figura 5.1 Turbina tipo Pelton de dois injetores
5.2 Descrição geral. Localização da turbina dentre os componentes principais da usina Como foi possível ver nos capítulos anteriores, um aproveitamento típico poderia ser o que está representado na figura 5.2, no qual se indicam as partes principais de uma mini hidráulica, que dispõe de: uma captação em forma de represa, uma condução forçada como sistema de alimentação da água da turbina, o edifício da usina no qual se localiza a turbina, com todos seus elementos acessórios, e o gerador elétrico. Destaca-se que um dos menores componentes da usina é precisamente a turbina, ainda que seja nela onde se realiza a captura da energia hidráulica da corrente, para logo convertê-la em energia elétrica no gerador.
1 2 3 4 5
Represa- captação Conduto forçado Central Turbina Gerador elétrico
Figura 5.2. Elementos principais de uma usina hidráulica (modificado de Fernández, P. 2002)
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5.3 Percurso da água na turbina. Elementos fundamentais Quando seguimos a trajetória teórica da água no interior da turbina (figura 5.3), encontramos seus elementos principais. Devido a que os órgãos são diferentes conforme os distintos tipos de turbinas, são concebidos de maneira geral para uma turbina de reação, especificando depois as diferenças com as de ação.
Figura 5.3 Corte esquemático de uma turbina de eixo vertical
Em primeiro lugar, na extremidade final da condução de alimentação da água à usina (conduto forçado, canal de derivação, etc.), situa-se a câmara espiral da turbina (figura 4.5). As turbinas de reação são uma câmara de pressão que circunda os elementos seguintes, convertendo a direção do fluxo de unidirecional e tangencial à turbina, em radial, e com admissão completa de todo o perímetro até o interior da turbina. A cessão uniforme de vazão até o seguinte órgão, o distribuidor, faz com que a vazão na câmara espiral seja reduzida conforme avança na periferia do distribuidor, de modo que a câmara tem uma seção decrescente, como um espiral em forma de caracol.
câmara espiral
Figura 5.4 Turbina Francis. Câmara e tubo de aspiração. CH Torrelaguna, Espanha (Foto Mancebo, 2012)
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O seguinte órgão que encontra a água é o distribuidor (chamado também distribuidor tipo Fink) (figuras 5.5 e 5.6), que na verdade é um corredor prévio ao rotor. Essencialmente está formado por duas coroas circulares entre as quais se situam pás direcionais. Nele se orienta a água de modo conveniente, em direção à turbina, já que as pás direcionais podem girar sobre um eixo conectado às coroas superior e inferior.
Figura 5.5 Mecanismo exterior de acionamento das pás do distribuidor Fink. CH EL Atazar Espanha (Foto Mancebo, 2012)
Figura 5.6 Eixo da turbina com acoplamento. Acionamento da coroa do distribuidor. CH El Villar, Espanha (Foto Mancebo, 2013)
O movimento das pás é acionado por um mecanismo de biela-manivela exterior ao fluxo, obedecendo o sistema de regulação da turbina. Deste modo, o distribuidor atua na regulação da vazão de entrada e, portanto, da velocidade e da potencia. A velocidade de fechamento do distribuidor está condicionada ao possível golpe do martelo de água que pode ser produzido no conduto de alimentação se o fechamento é muito rápido. Quando em uma condução são produzidas manobras de fechamento e abertura com uma rapidez determinada, produz-se uma sobrepressão do golpe do martelo de água – que, em alguns casos, pode ser aproveitada para realizar impulsões sem aporte energético mecânico exterior.
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Através da formula de Michaud para manobras lentas, obtemos uma altura de sobrepressão (em metro de coluna de água) por golpe de martelo de água, que aplicada a um exemplo simples nos oferece os seguintes resultados:
H
2 L v g T
No qual: L : comprimento do contudo: 100 m v : velocidade da água em regime estacionário: 4 m/s g : aceleração da gravidade: 9,81 m/s2 T : tempo de duração da manobra: 3 s Obtemos assim: ΔH = 27,2 mca Mas se a manobra é rápida, com uma celeridade da onda de sobrepressão de 1000 m/s:
H
C v g
1000 4 9.81
408 m
Nas turbinas de ação as funções da câmara e do distribuidor são realizadas pelo bico ou injetor. Aqui o fluxo de entrada na turbina possui direção tangente ao rotor ( figura 5.7), sendo de admissão parcial, ainda que constantemente existam vários injetores fracionando a vazão total.
1.Misturador 2.Hélice 3.Cobertura 4.Eixo Figura 5.7 Turbina Pelton (alterado de Fernández, 2002)
Logo o fluxo alcança o órgão giratório da turbina, o rotor, que está dividido em uma série de canais através de divisórias entortadas que conduzem a água ao mesmo tempo em que transferem parte do seu potencial energético ao próprio eixo do rotor, que o transmite, por sua vez, ao gerador elétrico. O último trecho deste percurso pelo interior da turbina está constituído pelo tubo de aspiração (somente disponível em turbinas de reação). Este órgão é essencialmente um conduto de seção crescente no sentido do fluxo, que evacua a água até o canal de desague, devolvendo-a ao curso do
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rio. Este elemento reduz a pressão na saída do rotor e, assim, contribui com o aumento da queda disponível na turbina. No entanto, sua altura está limitada pela possibilidade de alcançar a pressão de saturação e, portanto, ter cavitação, com efeitos destrutivos na área de saída da água do rotor.
5.4 Fundamento hidráulicos teóricos Da perspectiva do balanço energético, podemos definir uma turbina hidráulica como a máquina (motora) que é capaz de transformar parte da potencia disponível em uma corrente hidráulica em potencial mecânica no eixo. A cessão de energia é realizada no rotor, mas para tanto existe uma importante contribuição de outros órgãos, como o distribuidor (nele parte da energia potencial se converte em cinética), e o conduto de aspiração que, como se mencionou, reduz a pressão de saída do rotor, aumentando a queda líquida disponível. Do ponto de vista teórico, os sistemas utilizados no projeto de aproveitamento da energia hidráulica cumprem com a aplicação das equações básicas de mecânica de fluídos: a) Continuidade: Dela obteremos, para os regimes permanentes: velocidades, vazões e seções de passagem em conduções, tanto livres quanto forçadas. Assim, integrando em volume finito (figura 5.8) a conservação da massa para um conduto de fluxo elementar:
v . n dA
0
A
ou utilizando as velocidades médias, em uma seção transversal ao fluxo de área (A):
Q v A cte
Figura 5.8 Conduto de corrente
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b)
Conservação de quantidade de movimento: Permite conhecer forças atuantes.
esión + fuerzas aceleració nlocais local = 00 (v . n ).v dA Peso Peso+ fuerzas Forçasde dePr pressão forças por de aceleração
A
Geralmente ficam reduzidas a: Q (v1
v2 ) ( g )Vol p1 A1 p2 A2 ( F L ) 0
Na qual ( ´ F L )é a força que exerce o fluído sobre o contorno de confinamento. c) Conservação do movimento cinético: Oferece o torque motor (Tm) das máquinas hidráulicas e a potencia capturada por uma maquina de uma corrente de fluido,
Figura 5.9 Modelo ideal de triângulos de velocidade de entrada e saída do rotor de Francis
T m (v1 r 1 ) v1 dA (v2 r 2 ) v2 dA Q (r 1v1 cos 1 r 2v2 cos 2 ) e z
A1
A 2
Na qual: ρ: densidade da água (kg/m3) Q: vazão (m3/s) r1 , r2 : raio vetor de um ponto a seção de entrada e na de saída ao rotor da turbina. α1 , α2: ângulo da velocidade absoluta com a tangencial na entrada e saída do rotor.
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Se a máquina gira a uma velocidade angular (ω), a potencia desenvolvida será Potenciaefetiva efectiva= P m Q(v1u1 cos 1 v2u 2 cos 2 ) Potência
P e Q H e Por outro lado, do balanço energético obtemos: Energia: H 1
H 2 H H e
sendo geralmente:
Z
P V
2
2 g
H
Na qual: Z: quota geométrica ( L ) P: pressão (ML-1 T-2 ) γ : peso específico ( L 3T-1 ) v : velocidade ( LT -1 ) g : aceleração da gravidade ( LT -2 ) Finalmente, a queda efetiva resulta em:
H e
1 g
(v1u1 cos 1 v2u2 cos 2 )
Sendo o rendimento hidráulico
u1v1 cos 1 u 2 v 2 cos 2 gH
5.5 Parámetros hidráulicos básicos de una turbina Costuma-se dar como dado de partida a “queda bruta” (H b) que na prática representa a diferença de quota entre o nível de água e o ponto de captação (uma vala de irrigação, um canal ou uma represa) e o ponto de localização da turbina (nível do canal de descarga). No entanto, os parâmetros básicos que melhor definem a turbina são a queda líquida ou disponível (Hn) em metro, que na realidade é a queda bruta menos as perdas no trajeto até a mini usina, e a vazão útil ou de equipamento (Qe) em m3/s, que é a turbinável menos as perdas. Assim, obtemos a potencia efetiva dada por uma turbina com um rendimento η: Pe = γ ∙Q∙H∙η = γ ∙Q∙He (W) Pequenas Centrais Hidreléctricas
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A potencia real transmitida ao gerador será: Pr= γ ∙Q∙H∙ηg Sendo (ηg) o rendimento global. Como exemplo, uma micro turbina que tem um rendimento global de 70% com uma vazão de 30 l/s e dispõe de um salto de 20m, resultará em uma potencia: Pe = 9810∙0,03∙20∙0,6 = 3532 W Quando não se dispõe de dados prévios com séries temporais ou de vazões, será preciso construir um sistema de medição in situ com os meios dos quais se disponha em cada lugar, por exemplo, para turbinas pequenas:
-
Vertedouro retangular. A vazão é o resultado da aplicação da equação do vertedouro correspondente Q=f(h)
Sendo h a carga ou altura da água sobre o limite de saída.
- Depósito. Apenas é necessário um recipiente com capacidade mínima de 100 litros, sendo a vazão a relação entre o volume completo e o tempo que demora para encherse.
- Tubo de Pilot, para correntes superficiais. Se o aumento da altura da água sobre a superfície livre é (∆h), a velocidade resulta: resulta :
v 2 g h A queda bruta pode ser medida facilmente quando se dispõe de aparelhos topográficos. Para a perda de carga no conduto forçado ou no canal de derivação é preciso ter alguma tabela de perdas de carga dos materiais mais comuns: PVC, PE, concreto, etc.
5.6 Tipos de turbinas hidráulicas. Escolha Todas as turbinas têm seu fundamento teórico no princípio da reação, do qual se obtém a equação de Euler que expressa o torque motor (Tm), como já mencionado: Tm (N∙m) = ρ∙ Q∙ (r 1v1cosα1 - r2v2cosα2 ) Segundo a forma de realizar a conversão de energia hidráulica em mecânica, existem dois tipos de turbinas:
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- Turbinas de ação ou de impulso (Pelton, Turgo, Ossberger ou Michell-Banki. Trabalham sob pressão atmosférica. Toda a energia foi convertida em cinética no conduto.
- Turbinas de reação (Francis e Hélice, ou Kaplan). Trabalham sob pressão superior à atmosférica, na entrada; como possuem um conduto de aspiração, estão em depressão na saída do rotor (figura (figura 5.10). 5.10).
Figura 5.10 Detalhe dos tubos de aspiraç aspiração ão em uma mini usina hidráulica.
A) Nas seguintes figuras 5.11 e 5.12, 5.12, apresentam-se as diferentes tipos de turbinas:
Figura 5.11 Micro turbina de ação tipo Michell-Banki (Sánchez T. e Ramírez, J. ITDG-Peru, 1995)
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Figura 5.12 Tipos de turbinas hidráulicas
Uma vez determinados a vazão e a queda disponível, é preciso escolher a máquina que melhor se adapte às características da queda. Existem vários critérios que ajudam nesta escolha: a) Velocidade especifica (ns) Aplicável a todos os tipos de turbina, tem o mesmo valor para turbinas semelhantes.
n s
n
pe cv 1, 25
H
Sendo: n: velocidade de giro ( r.p.m) Pe: potencia global da turbina em CV H: queda disponível o útil (m ) As variedades de utilização são:
Turbinas de acción, Pelton, Turbinas Michell-Banki Turbinas Francis Turbinas Hélice
3 < ns <30 51 < ns <150 50 < ns < 500 420< ns < 1200
Na tabela 5.2 apresentam-se 5.2 apresentam-se as características principais para os diferentes tipos de turbina.
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Tabela 5.2 Características principais das turbinas (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Peru, 1995)
TURBINA
Inventor e ano da patente
Ns (rpm, HP, m) rpm
Q
H
P
3
m /s
m
kW
%
0.05-50
30-1800
2-300000
91
0.025-10
15-300
5-8000
85
1-750
82
max
1 Ch: 30 2 Ch: 30-50
A PELTON
Lester Pelton (EEUU) 1880 4 Ch: 30-50
Ç
6 Ch: 50-70
à O TURGO
Eric Crewdson (G. Bretaña) 1920
60-260
A.G.Michell (Australia) 1903 MICHELL-BANKI
Bomba rotodinâmica
D. Banki (Hungría) 19171919 Dionisio Papin (Francia) 1689
1-50 40-160
0.025-5 (200)
30-170
0.05-0.25
10-250
5-500
80
1-500
2-750
2-750000
92
L: 60-150 R FRANCIS
James Francis (Gran Bretaña) 1848
E
N: 150-250 R: 250-400
A DERIAZ
Ç Ã
KAPLAN e de hélice
O
P. Deriaz (Suiza) 1956
60-400
500
30-130
100,000
92
V. Kaplan (Austria) 1912
300-800
1000
5-80
2-200000
93
300-800
600
5-30
100,000
93
AXIAIS: -
Tubular Bulbo Gerador periférico
Kuhne 1930 Hugenin 1933 Harza 1919
Observação: Ns: velocidade específica, Ch: Jato, L: lento, N: normal, R: rápido
b) Queda líquida (Hn) As turbinas Pelton podem ser instaladas em grandes quedas, superiores a 150m, com seu teto atual de 1.300m. As Francis em quedas médias, de 25 a 350m, e as tipo hélice ou Kaplan, em pequenas quedas, inferiores a 40m. Deve-se indicar que no caso das micro-turbinas, estas variações são diferentes, de modo que, por exemplo, uma micro turbina Pelton pode trabalhar com quedas menores que 50m.
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Tipo de turbina
Altura do salto em
Kaplan e hélice
2 < Hn < 40
Francis
25 < Hn < 350
Pelton
50 < Hn < 1.300
Michel-Banki
5 < Hn < 200
Turgo
50 < Hn < 250
c) Vazão de equipamento (Qe) As vazões de até 20 m3/s são melhor utilizadas pelas turbinas Pelton, as vazões médias, de 10 a 50 m3/s, são o campo de trabalho das Francis e para vazões maiores costuma-se utilizar turbinas Kaplan. Esta gama varia no caso das mini-turbinas e micro-turbinas.
Tipo de turbina
Sensibilidade a variações de fluxo
Sensibilidade a variações de fluxo
Kaplan e hélice
Alta
Baixa
Francis
Média
Baixa
Pelton
Alta
Alta
Michel-Banki
Alta
Média
Turgo
Baixa
Baixa
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É necessário ressaltar que a escolha do tipo de turbina deve atender a uma combinação de todos os fatores que influenciam em seu funcionamento. Na seguinte figura 5.13 apresenta-se um gráfico Q- Hn, que permite escolher o tipo de turbina mais adequado e sua gama de potencia em kW.
Queda Líquida
Fluxo Figura 5.13 Diagrama para escolha de turbinas (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995)
Também podemos escolher a turbina em função de sua velocidade específica (n s) e da queda líquida (Hn) (figura 5.14)
Figura 5.14 Escolha do tipo de turbina em função de ns e Hn
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5.7 Considerações para sua escolha
- A potencia por unidade de peso é maior nas turbinas Pelton do que nas Francis e nas Kaplan, nesta ordem.
- Observando as curvas de rendimento em função da vazão, as turbinas Pelton têm excelente rendimento para valores da potencia entre 0,3 e 1,0 da potencia máxima.
- As turbinas Francis obtém seu melhor rendimento entre 0,6 e 1,0 da potencia máxima, reduzindo-se esta margem na medida em que aumenta a velocidade específica.
- Observa-se também o campo limitado das turbinas de hélice com pás fixas, sobretudo em comparação com as turbinas Kaplan com pás móveis, graças à possibilidade de otimizar o ângulo de ataque da corrente de água sobre as pás.
- A turbina Kaplan é mais cara (com a mesma potencia) do que a turbina Francis. - Nas quedas de pequena altura, a experiência demonstrou que é mais conveniente instalar o menor número possível de unidades, quando se instalam dois ou mais grupos é possível utilizar uma turbina de hélice para o grupo de trabalho com vazão constante e uma Kaplan para as demais vazões.
- Com relação ao número de grupos de uma usina, deve-se considerar que a solução mais econômica é a de apenas um grupo, mas pode ocorrer que o rendimento seja notavelmente reduzido quando trabalha-se com cargas parciais. Neste caso, é melhor dividir o gasto em dois ou mais grupos.
- Como orientação, o custo de instalação referente a apenas um grupo é: o o o
1 grupo 1,00 2 grupos 1,40 3 grupos 1,60
Os custos de exploração não possuem a mesma relação.
Resumo O tema 5 aborda o estudo das turbinas de pequeno tamanho e potencia de uma perspectiva teóricoprática. As pequenas turbinas tentam adaptar-se a características dos recursos hídricos e suas prestações, estando para tanto especialmente desenhadas. Assim, o presente tema parte dos fundamentos teóricos básicos das turbinas e senta as bases para sua escolha através dos parâmetros fundamentais de vazão, queda, velocidade específica, etc. Também são apresentados alguns casos e exemplos de aproveitamento com pequenas turbinas que pretendem ilustrar o tema e ajudar sua compreensão.
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6. EQUIPO ELECTROMECÁNICO O equipamento eletromecânico de uma pequena usina hidráulica está formado pelos seguintes elementos:
-
Elementos de fechamento e regulação Turbina hidráulica Grupo óleo-hidráulico Caixa multiplicadora de velocidade Gerador elétrico Equipamento elétrico geral Equipamentos auxiliares Elementos de regulação, controle e proteção: o o
Controle da turbina hidráulica Controle do gerador elétrico
6.1 Elemento de fechamento e regulação Em todo o aproveitamento hidrelétrico é necessária a instalação de algum dispositivo que isole a turbina ou a central do aproveitamento no caso de parada. Estes dispositivos são:
- Comportas - Válvulas, que podem ser: -
De fechamento ou segurança: válvula de guarda
-
De regulação: são os injetores nas turbinas Pelton ou os distribuídos nas turbinas de reação, tipo Francis e Kaplan
As comportas são utilizadas para fechar o acesso da água para realizar tarefas de limpeza ou reparações. Estas comportas estão situadas na tomada de água, condutos e canalizações. Costumam ser comportas de acionamento manual, como a apresentada na figura 6.1. As características principais destas comportas são:
-
Fechamento do pórtico e volante Aberta: baixa perda de carga Fechada: boa estanqueidade Utilizada como tudo/nada e boa estanqueidade (fechada) Torque necessário alto (by-pass paralelo para equilibrar pressões) Não se vê sua posição
Figura 6.1 Detalhe de uma comporta
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A válvula de guarda na entrada da turbina é o elemento que permite o fechamento em casos de parada da usina por períodos de manutenção ou no caso de falhas do sistema de regulação. As válvulas mais utilizadas podem ser manuais ou automáticas, e os tipos são ( figura 6.2):
- De borboleta - De comporta by-pass - Esférica com by-pass
Figura 6.2 Tipos de válvulas de guarda
As características mais importantes deste tipo de válvula são:: Válvula de borboleta com contrapeso (figura 6.3)
-
Fechamento através de disco giratório Abertura (em linha)/fechamento (perpendicular) Aberta (90º grau abertura)/Fechada (0º grau abertura) Risco de manobra rápida Baixa perda de carga (aberta) Torque necessário baixo (hidráulico + mecânico) Pequenas (não multiplicador): gatilho de imobilidade Médias: manuais com multiplicador Grandes: motor elétrico, multiplicador de manobra Visualização de posição
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Figura 6.3 Válvula de mariposa. Fonte: COMEVAL
93
Válvula esférica ou bola com contrapeso (figura 6.4)
- Dotadas com válvulas by-pass e contrapesos - Aberta: Perda muito baixa de carga - Fechada: Boa estanqueidade - Torque necessário baixo (hidráulico + mecânico) - Pequenas (não multiplicador): gatilho de imobilidade - Médias: manuais com multiplicador - Grandes: motor elétrico, multiplicador de manobra - Visualização de posição Os dados para sua escolha correta são, portanto:
Figura 6.4 Válvula esférica. Fonte: COMEVAL
-
Diâmetro nominal da válvula: Costuma coincidir com o diâmetro do conduto forçado
-
Coeficiente de perda de carga
-
Tempo de fechamento adequado para evitar o golpe do martelo de água
Comparativamente, a perda de carga nas válvulas esféricas é menor e são mais utilizadas do que as mariposas, apesar de que seu custo seja maior. Nas figuras 6.5 e 6.6 apresenta-se a localização da válvula de guarda na entrada de uma turbina Francis de uma mini usina hidráulica.
Válvula de guarda tipo esférico com by-pass e contrapeso
Figura 6.5 Usina hidráulica do canal de Isabel II em Torrelaguna (Madrid).
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Figura 6.6 Localização da válvula de guarda e comporta de fechamento. Fonte: T.Adrada
6.2 Turbina Hidráulica Um elemento essencial da instalação hidráulica é a turbina hidráulica. O tipo, geometria e dimensões da turbina estão condicionados, fundamentalmente, pelos seguintes critérios: -
Altura líquida da queda Forquilha de vazões a serem turbinadas Velocidade de rotação Problemas de cavitação Velocidade de fuga Custo
Com relação à escolha, podemos estabelecer diferentes critérios, como descrito no Tema 5.
6.3 Grupo óleo-hidráulico Para o acionamento dos elementos de regulação da vazão e válvulas, dispõe-se de um grupo óleohidráulico de óleo sob pressão. Estes acionamentos são: -
o acionamento das pás do rotor (KAPLAN ou SEMIKAPLAN) o acionamento das pás do distribuidor ou dos injetores (PELTON) o acionamento da válvula de guarda
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Um grupo óleo-hidráulico típico pode conter os seguintes equipamentos: -
Deposito de aproximadamente 100 litros de capacidade (com termostato, chave de esvaziamento e tampa de enchimento Motobomba de engrenagens Filtro de aspiração Válvulas unidirecionais Regulador da vazão Pressostato Eletroválvula de acionamento de pás Servo-acionamento de pás
Nas seguintes figuras 6.7 e 6.8 apresenta-se o grupo óleo-hidráulico para o acionamento das pás do distribuidor de uma turbina Francis.
Figura 6.7 Grupo óleo-hidráulico de uma turbina Francis. Fonte: IMPSA Hydro
Grupo óleo-hidráulico
Figura 6.8 Detalhe do grupo óleo-hidráulico em uma mini usina hidráulica. Fonte: ANDRITZ HYDRO
6.4 Caixa multiplicadora de Velocidade Em pequenas usinas hidráulicas, costuma ser normal a instalação de uma caixa multiplicadora de velocidade entre a turbina e o gerador, devido a que a velocidade de giro da turbina hidráulica
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costuma ser baixa diante da velocidade do gerador elétrico que costuma ser alta (máquinas elétricas com poucos pares de pólos). A introdução de uma caixa multiplicadora de velocidade implica o surgimento de perdas nas transmissão da potencia mecânica ou do torque mecânico no eixo, que pode chegar a 4%. São elementos que precisam de maior manutenção do que resto de elementos da usina. Em função do tipo de engrenagens utilizados em sua construção, os multiplicadores se classificam nos seguintes tipos (figura 6.9): •
•
•
•
A) Eixos paralelos: Utilizam engrenagens helicoidais, para potencias médias. B) Eixos cônicos: Geralmente limitados a pequenas potencias, utilizam engrenagens cô nicas espirais para o reenvio a 90º. Podem ter duas etapas: a primeira com engrenagens planetárias e outra segunda com engrenagens cônicas. C) Eixos epicicloidais ou planetários: São desenhos muito compactos, especialmente adequados para potencias com mais de 2 MW. D) De correia (plana ou trapezoidal): Utilizados com baixas potencias; são de fácil manutenção.
A
C B
Figura 6.9 Tipos de caixas multiplicadoras de velocidade
A caixa multiplicadora é desenhada para garantir, inclusive sob solicitações extremas, a correta alienação dos componentes. Geralmente são construídas com aço soldado muito rígido para que possa resistir, sem deformar-se, à força da turbina e ao torque transmitido pelo gerador. O multiplicador deve suportar esforços elevados, causados por situações excepcionais, como um defeito de sincronia, um curto-circuito ou uma fuga da turbina, que geram esforços pontuais que podem chegar a romper as engrenagens.
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É importante que o volume, qualidade, temperatura e viscosidade do óleo se mantenham sempre dentro das especificações. 70% dos problemas devem-se à deterioração ou à deficiência no circuito do lubrificante: com frequência os filtros são entupidos ou entra água no circuito de lubrificação. A perda de rendimento por fricção pode alcançar e inclusive superar 4% da potencia, de modo que soluções alternativas são buscadas incansavelmente, como a utilização de geradores de baixa velocidade, conectados diretamente à turbina..
Figura 6.10 Acoplamento de um gerador elétrico a uma turbina Kaplan de eixo vertical através de caixa multiplicadora de velocidade de eixos planetários. Fonte ISOLUX.
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98
6.5 Gerador síncrono O gerador elétrico é uma máquina que se encarrega de transformar a energia mecânica de rotação que proporciona a turbina em energia elétrica. O gerador (ou alternador) está formado por duas partes:
- O rotor (ou indutor móvel), que se encarrega de gerar um campo magnético variável ao -
girar arrastado pela turbina. O estator (ou induzido fixo), sobre o qual se gera a corrente elétrica aproveitável.
Em centrais menores que 1000 kW a tensão de geração é de 380 a 500 V c.a., e para potencias mais altas a tensão aumenta até 6000 V. O gerador elétrico pode ser de dois tipos: síncrono ou assíncrono.. 6.5.2
Generador síncrono
Neste tipo de geradores, a velocidade de giro é constante uma vez sincronizado com a rede elétrica, e resulta da expressão:
Na qual: n= velocidade de sincronismo expressada em r.p.m. f= frequência da rede elétrica em Hz (50 ou 60 Hz) p= número de pares de pólos do gerador Conforme aumenta o número de pares de pólos, a velocidade síncrona diminui, segundo a tabela 6.1. Tabela 6.1 Relação entre a velocidade e o número de pares de pólos.
Número de pólos
Pequenas Centrais Hidreléctricas
Freqüência 50 Hz
60 Hz
2
3000
3600
4
1500
1800
6
1000
1200
8
750
900
10
600
720
12
500
600
14
428
540
99
16
375
450
18
333
400
20
300
360
22
272
327
24
250
300
26
231
377
28
214
257
O campo magnético giratório é criado pelas bobinas conectadas aos pólos do rotor, alimentadas pela corrente contínua. Dependendo da velocidade de giro, seu rotor pode ser cilíndrico (para velocidades de 1500 ou 3000 rpm) ou de pólos salientes (para velocidades abaixo das 1500 rpm), como se mostra na figura 6.11.
Figura 6.11 Distintas configurações construtivas de um gerador assíncrono. Fonte: T.Adrada
Para produzir esta corrente contínua, podem ser utilizados diferentes sistemas de excitação:
- Auto-excitação estática - Auto-excitação através de diodos giratórios e excitatriz de corrente alternada - Excitação através de máquina de corrente contínua
6.5.1.1 Sistema de auto-excitação estática A auto-excitação consiste em captar a corrente a partir dos terminas do gerador, transformá-la mediante um transformador de excitação, retificá-la por um sistema eletrônico estático e injetá-la no enrolamento de campo induto através de um sistema de escovas e anéis deslizantes ( figura 6.12).
Pequenas Centrais Hidreléctricas
100
Este sistema se utiliza em máquinas de pequena potencia, devido aos problemas de manutenção gerados pela combinação de escovas e anéis deslizantes. No instante em que o gerador começa a funcionar, não existem bornes de tensão e, consequentemente, não se dispõe de corrente de excitação. Portanto, necessita-se uma fonte auxiliar (exemplo, uma bateria) para iniciar o funcionamento.
Figura 6.12 Esquema de sistema de auto-excitação estática. Fonte José Antonio Carta: Centrales de energías renovables
6.5.1.2 Sistemas de auto-excitação através de diodos giratórios e excitratriz de corrente alternada Para evitar a utilização de escovas e anéis deslizantes, em geradores síncronos de grande potencia utiliza-se o sistema de auto-excitação através de diodos giratórios e uma máquina excitatriz de c.a. acoplada no mesmo eixo. A tensão trifásica gerada pela excitatriz é retificada na ponte de diodos giratórios montada sobre o mesmo eixo do alternador. O ajuste da corrente de excitação do gerador síncrono realiza-se através do controle da corrente de excitação da excitatriz, que pode ser fornecidas por um transformador de excitação e uma ponte retificadora controlada (figura 6.13).
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101
Figura 6.13 Esquema de auto-excitação com diodos giratórios e excitatriz de c.a. Fonte T.Adrada
6.5.1.3 Sistema de excitación mediante máquina de corriente continua Consiste em alimentar o enrolamento de campo indutor através da corrente contínua gerada por uma dínamo auxiliar montada no mesmo eixo do gerador síncrono. Mediante a regulação da corrente de excitação da dínamo através de um reóstato, controla-se a corrente de excitação do gerador síncrono (figura 6.14).
Figura 6.14 Esquema do sistema de excitação com gerador de contínua. Fonte T.Adrada
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6.5.3
Gerador assíncrono
Este tipo de gerador é utilizado em usinas com pouca potencia, até 500 kW, por sua simplicidade, robustez e baixo custo. Seu rotor está formado por condutores ou barras de curto-circuito (figura 6.15).
Figura 6.15 Detalhe construtivo de um gerador assíncrono. Fonte Google. www.monogafías.com
Para poder funcionar como gerador, é necessário que o torque mecânico comunicado ao rotor produza uma velocidade superior à velocidade de sincronismo. Quanto maior for esta velocidade, maior será a potencia ativa gerada. Na figura 6.16 apresenta-se a evolução do torque mecânico e a corrente em regime de funcionamento como motor e como motor gerador.
Figura 6.16 Curva par- corriente de una máquina assíncrona. Fonte: T. Adrada
O gerador assíncrono apresenta a vantagem adicional de não precisar de um sistema de excitação, o que simplifica o equipamento e facilita as manobras sequenciais de arranque. Para tanto, atua sobre a admissão da turbina, acelerando-a ligeiramente acima de sua velocidade de sincronismo, momento em que um sensor de velocidade á a ordem de fechamento do interruptor de linha. O gerado passa rapidamente da velocidade de hipersincronismo à necessária para que se igualem os pares motor e resistentes na zona de funcionamento estável. Pequenas Centrais Hidreléctricas
103
Estes tipos de geradores consomem energia reativa da rede para a criação do campo magnético. Para evitá-lo é preciso colocar uma bateria trifásica de condensadores regulável que compense este consumo. A potencia reativa desta bateria trifásica em kVAr, que corresponderia à potencia reativa que consumiria o gerador à plena potencia, pode ser calculada de acordo co m a seguinte fórmula:
Na qual: Uf = tensão de fase em voltes = 2f (rad/s) C= Capacidade dos condensadores em F = ângulo de desfase entre a tensão e a intensidade Na figura 6.17 apresenta-se o esquema elétrico unifilar de conexão de um gerador assíncrono a uma rede de 380 V, com a bateria de condensadores conectados em bornes do gerador.
Figura 6.17 Esquema elétrico unifilar de conexão à rede elétrica de um gerador assíncrono com condensadores. Fonte: Iberdrola.
Pequenas Centrais Hidreléctricas
104
6.6 Equipamento elétrico geral Em uma central hidrelétrica é necessário um equipamento elétrico que tem por objetivo transformar a tensão, medir os diferentes parâmetros da corrente elétrica da central, a conexão à linha de saída e a distribuição da energia. Um elemento fundamental constitui-se no transformador de tensão. Dependendo da tensão de trabalho do gerador, a transformação pode ser de baixa/média ou de média/alta tensão. O objetivo é elevar a tensão ao nível da linha existente para tornar possível um transporte sem perdas excessivas. É normal instalá-lo no interior do edifício da central, ainda que em algumas ocasiões seja instalado fora, principalmente quando a tensão de saída é maior do que 30 kV. Deve contar com um sistema de refrigeração natural ou por circuito fechado de óleo ou silicone. Podem ser:
Transformadores encapsulados em seco (resina epoxy), quando instalados no interior do edifício da usina, minimizando a obra civil da subestação. Apresenta uma menor evacuação de perdas de calor.
Transformadores de óleo mineral. Instalados fora da usina, requerem a construção de um fosso para a coleta de óleo diante de uma fuga ou vazamento. Costumam alcançar maiores potencias nominais do que os secos.
Dispõem de um enrolamento único relacionado com tomadas de regulação à vácuo no enrolamento de alta tensão, por exemplo 400/30000 V ±2,5% ±5, e o grupo de conexão no lado de baixa tensão costuma estar conectado em forma de estrela com o neutro fixado na terra através de uma impedância, e o da alta conectado em triangulo.
A
Figura
B
6.17.1 Tipos de transformadores trifásicos A) De resina epoxy B) De óleo mineral. Fonte: Fabricante IMEFY
A potencia do transformador principal costuma ser igual que a potencia do gerador em kVA ou MVA, apesar de que poderia ser um pouco menor devido a que é preciso descontar a potencia do autoconsumo da central.
Pequenas Centrais Hidreléctricas
105
Dentre os equipamentos elétricos necessários se encontram;
Disjuntores e seccionadores, utilizados para a conexão e desconexão à rede.
Transformadores de medida e de proteção, tanto de tensão quanto de intensidade, para o equipamento de faturação de energia elétrica e relés de proteção.
Transformador de serviços auxiliares, que fornece a tensão adequada a todos os equipamentos de controle para o bom funcionamento da central.
Para-raios ou auto-válvulas, que atuam como descarregadores à terra das sobretensões produzidas na rede elétrica, sobretudo pelas produzidas por descargas de raios. Sua missão é evitar que se danifiquem os isolamento das máquinas e cabos. Existirá um jogo de autoválvulas nos bornes de alta do transformador. Estarão conectados entre cada uma das fases e terra.
1.- Disjuntores ou interruptores automáticos e seccionadores Geralmente, estes equipamento se dispõem em quadros elétricos localizados no interior do edifício da usina. Quando a tensão da linha de saída é de média ou alta tensão (superior a 1000V), estes equipamentos costumam estar dentro de caixas blindadas, que contém gás SF6 (hexafluoruro de enxofre) para facilitar a extinção do arco elétrico nas manobras de abertura em carga. São caixas modulares unidas através e conectores, formando um único conjunto (figura 6.18).
A
B
C
D
Figura 6.18. Caixas blindadas de até 36kV. A) Caixa de interruptor-seccionador. B) Caixa de disjuntor com seccionador. C) Caixa de transformadores de medida e proteção de tensão e intensidade. D) Conjunto de caixas modulares. Fonte: F abricante Ormazabal
2.- Transformadores de medida e proteção 2.1 Transformadores de tensão Serão instalados dois jogos de três transformadores indutivos monofásicos conectados à fase terra e situados a cada lado do interruptor. Um jogo, conectado ao lado da linha, será dedicado à proteção, enquanto o segundo, conectado depois do interruptor, será utilizado exclusivamente para alimentar o equipamento de medida. Suas características serão:
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106
- Tensão primária de acordo com a tensão da rede - Tensão secundária para medida: 110:√3V y 110:3. O enrolamento de campo 110:3 se conectará em triangulo aberto para alimentar o relés de tensão homopolar (64) e se instalará uma resistência para proteção contra sobretensões por ferro-ressonância.
- Classe de Precisão: 0,2 para medida, 0,5 para proteção e 3P para ferro-ressonância. -
Os transformadores ficarão conectados à terra, de acordo com o estabelecido pela regulamentaçãos
2.2 Transformadores de intensidade
Será instalado um jogo de três transformadores de intensidade com as seguintes características: -
Intensidade primária em função da máxima intensidade intercambiada. Intensidade secundária: 5A. Enrolamento de campos independentes para medida e proteção. Classe de precisão: 0,2s para medida e 5P10 para proteção Potencia nominal: para medida e proteção se ajustarão de acordo com o consumo dos secundários Os transformadores ficarão conectados à terra, de acordo com a regulamentação.
3.- Transformador de servicios auxiliares Os serviços auxiliares da usina estão constituídos fundamentalmente pelos elementos que, sem intervir diretamente na produção de energia elétrica, são necessários e inclusive indispensáveis para o processo. Do bom funcionamento dos serviços auxiliares depende a fiabilidade e continuidade do serviço. Os serviços auxiliares se classificam segundo dois aspectos:
Segundo a tensão de alimentação: em corrente alternada ou em corrente contínua
Segundo o grau de segurança e fiabilidade na alimentação: •
•
•
Serviços auxiliares essenciais: Sistema contra-incêndio, acionamento de interruptores e seccionadores. Serviços auxiliares seguros ou principais: Iluminação de emergência, sistema de refrigeração do gerador e transformador principal, retificadores para carga do banco de baterias. Serviços auxiliares normais: Ponte guindaste, bombas de evasão de água, iluminação normal, etc.
A potencia do transformador trifásico de serviços auxiliares depende da potencia instalada da usina. Para estimar sua potencia, deve-se seguir os seguintes passos: •
Calcular o consumo de todos os aparelhos e equipamentos conectados aos quadros dos serviços auxiliares
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•
•
Estimar um fator de simultaneidade em função das condições normais de funcionamento da central Aplicar um fator de segurança diante de futuras ampliações
Normalmente, e até uma potencia instalada de 5MW, a potencia do transformador de serviços auxiliares oscila de 50 a 100 kVA. Costuma ir conectado entre o gerador e o transformador principal em meia tensão e proporciona uma tensão de saída de 240 ou 400 V para alimentar os equipamentos auxiliares da usina. Em seguida apresenta-se o esquema elétrico unifilar do transformador de potencia até a rede ( figura 6.19), obrigatório pela companhia distribuidora de energia (Iberdrola) e o esquema elétrico completo de uma mini hidráulica com potencia instalada de 3,0 MW (figura 6.20).
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Seccionador de línea con seccionador de puesta a tierra
EQUIPAMENTO A SER INSTALADO EM UMA UNIDADE DE PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL.
Transformador de tensão de medição e protecção
Relés de proteção de linha
Disjuntor
Pára-raios válvula automática
*- Necessário para autoprodutores de mais de MVA **- Deve ser considerado pela Iberdrola ***-Quando instalado um transformador de serviços auxiliares, a disposição dos transformadores de medição será adaptado para incluir o consumo na equipe de faturamento de energia
Transformador principal
Figura 6.19. Esquema elétrico unifilar de conexão no lado de alta tensão. Fonte Iberdrola.
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Equipamento de sincronização
Transformador de serviços auxiliares
Bloco disjuntor seccionando o gerador
Relés de proteção do gerador
Regulador de tensão do gerador
Figura 6.20. Esquema elétrico unifilar de conexão de uma central hidrelétrica de 3.5 MW a uma rede elétrica de 45 kV. Fonte: Proymeca (Madri-Espanha).
A linha elétrica de saída para transportar a energia produzida até os centros de consumo ou até a rede de distribuição pode ser aérea ou subterrânea. A tensão nominal da rede costuma ser de 3kV a 66kV. Dependendo de seu comprimento, traçado e tensão da rede a qual será conectada em alta tensão, o custo da linha pode superar 12.000 euros por quilometro, o que pode influir na viabilidade econômica do projeto.
Figura 6.21. Usina hidrelétrica com saída de linha aérea e subestação fora do edifício
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110
Na seguinte figura 6.22 apresenta-se o esquema dos comutadores de alta tensão de intempérie necessária quando a saída da linha da central é aérea.
Figura 6.22. Subestação de intempérie
Quando a distancia ao ponto de consumo é pequena, a linha de saída da central pode ser subterrânea, utilizando cabos isoladas de meia ou alta tensão como o da figura 6.24, em cujas extremidades colocam-se os conectores às caixas blindadas com SF 6.
Figura 6.23. Cabo isolado de alta tensão e conector
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111
6.7 Equipamentos auxiliares Além dos equipamentos principais anteriormente descritos, deve existir uma série de equipamentos auxiliares necessários para o correto funcionamento das instalações. Os equipamentos auxiliares que podem ser considerados são:
- Ventilação - Iluminação normal de emergência - Equipamento de corrente contínua (baterias) utilizado para alimentar as bobinas de -
desconexão do disjuntor e o enrolamento de campo de excitação do gerador no arranque Bombas de achique de água diante de possíveis fugas ou inundações Bateria de condensadores, no caso de que exista um gerador assíncrono Ponte guindaste (em alguns casos) Rede de terra de proteção e serviço, para limitar a tensão no caso do surgimento de uma falta a terra Barreira de limpeza motorizada localizada na tomada de água e na entrada do conduto forçado Sistema de proteção contra incêndios Água de refrigeração para os geradores síncronos de grande potencia
O consumo elétrico destes equipamentos auxiliares oscila em torno de 2% da produção da usina. A alimentação dos serviços auxiliares de corrente contínua se realiza através de baterias de Ni-Cd de 110V cc, com uma capacidade de 100 Ah e alimentada por um retificador de 35A. Para a alimentação autômata (PLC) e elementos de controle deve-se colocar um conversor de 110V/24V.
6.8 Elementos de regulação, controle e proteção Para o correto funcionamento da usina é necessária a instalação de diversos mecanismos de regulação e controle de seu bom funcionamento, bem como dispositivos de proteção, tanto da usina quanto da linha de saída, diante de possíveis falhas que possam ocorrer. Os principais aparelhos de controle e sistemas de supervisão em uma usina hidrelétrica de pequena potencia são: Para o controle da turbina:
-
Regulador de velocidade, principalmente para usinas com geradores síncronos Reguladores de nível para usinas com grupos assíncronos Regulador de vazão turbinado
Para o controle do gerador:
-
Regulador de tensão para os grupos síncronos (RAT) Equipamento de sincronização, no caso de geradores síncronos conectados à rede Baterias de condensadores, no caso de geradores assíncronos conectados à rede
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112
Nas seguintes figuras 6.24, 6.25 e 6.26 apresentam-se os sistemas de controle e regulação anteriormente mencionados.
Figura 6.24. Esquema de controle de uma pequena usina hidrelétrica
Entrada água
Sistema controle tensão
de de
Saída água
Figura 6.25 Esquema de controle de velocidade e controle de tensão. Fonte: T.Adrada
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113
Entrada do óleo a pressão
Figura 6.26 Sistema de regulação de velocidade em uma turbina Pelton
As proteções para os diferentes sistemas atuam quando se produz algo anormal no funcionamento e podem ativar um alarme, a parada do grupo ou a parada da usina. As principais falhas nas quais as proteções podem atuar são: 1. Proteções mecânicas
-
Por fuga de turbina e gerador devido à abertura do interruptor de acoplamento da usina com a rede Temperatura do eixo e rolamentos Nível e circulação do fluído de refrigeração Nível mínimo hidráulico Temperatura do óleo do multiplicador de velocidade Desconexão da bomba de óleo de regulação
2. Proteções elétricas do gerador e transformador principal (ver esquema elétrico da Figura 6.20) -
Intensidade máxima. Relé 50 Inversão de potencia ativa (máxima admitida 5% da nominal). Relé 37 Aquecimento do gerador e/ou do transformador Derivação no estator. Relé 87 Produção de gases no transformador originador por arcos elétricos internos (Buchholz) Nível de tensão (entre 68 e 100% da tensão nominal). Relé 27 e 59 Nível de frequência (entre 47,5 e 51 Hz). Relé 81
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114
3. Proteções da linha de saída de média ou alta tensão (ver esquema elétrico da Figura 6.20)
-
Derivação de uma fase sob terra. Relé 64L Sobrecorrente. Relé 51 Máxima tensão. Relé 59V Os relés estão agrupados em um conjunto, chassis ou armário, compacto e diferenciado do resto de equipamentos da instalação. Os circuitos de disparo dos relés atuarão diretamente sobre o interruptor de interconexão (52L). Em redes com reativação automática, o autoprodutor é responsável pelo fato de que as proteções da interconexão com a rede atuem em um tempo inferior ao tempo de reativação da linha.
Resumo do tema 6
Neste tema 6 foram descritos os diferentes elementos que compõem o equipamento eletromecânico de uma mini usina hidrelétrica, imprescindíveis para seu funcionamento. O equipamento elétrico se divide em elementos de tipo geral: gerador, transformador de potencia, transformador de serviços auxiliares, etc., elementos auxiliares cuja instalação, ainda que possam funcionar esporadicamente, é necessária. Ademais, apresentaram-se os diferentes tipos de geradores elétricos que podem ser utilizados. Para os geradores síncronos, seus diferentes sistemas de excitação; e para os geradores assíncronos, sua utilização com bateria de condensadores. Foram expostos também os elementos de controle e proteção, tanto da turbina, quanto do gerador.
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115
TEMA 7. AUTOMATIZAÇÃO E CONTROLE 7.1 Automatização e controle A automatização de uma pequena usina hidrelétrica tem como objetivos: reduzir os custos de operação e manutenção, aumentar a segurança dos equipamentos e otimizar o aproveitamento energético da instalação. O grau de automatização depende de vários fatores: da localização da usina, do tipo de usina e do custo do pessoal. A automatização pode ser total, isso é, arranque, regulação e parada, ou simplesmente parada e alarme, quando atua alguma das proteções da usina. Existem diversos equipamentos mecânicos, como as barreiras de limpeza e comportas, cujo funcionamento também pode ser automático. A tecnologia utilizada para o tele-controle e controle remoto geralmente consiste em relés eletromecânicos ou estáticos e um controlador programável ou PLC de funcionamento autônomo (figura 7.1)..
Figura 7.1 Esquema geral de um sistema de automatiz automatização. ação. Fonte IDAE
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116
Os equipamentos de automatização baseados em microprocessadores oferecem uma maior flexibilidade, sendo possível a programação de todas as sequencias de funcionamento da central, dentre as quais estão:
-
Arranque do grupo
-
Parada normal do grupo
-
Parada de emergência
-
Regulação do grupo por nível ou vazão e por tensão
-
Otimização do funcionamento do conjunto da instalação
Cada sequencia se subdivide em um número de estados intermediários estáveis chamados “passos”, “ passos”, que estão programados de forma sequencial na controlador. Em cada passo se controla uma série de condições de entrada e, em função destas, emite-se um conjunto de ordens à instalação, esperando-se até receber daquela uma série de respostas que determinam o salto ao seguinte passo, até que se acabe a sequencia (figura ( figura 7.2). 7.2).
Figura 7.2. Sinais de entrada de controle à PLC. Fabricante de PLC-OMROM
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117
A figura 7.3 apresenta 7.3 apresenta um exemplo genérico dos passos que podem surgir na sequencia de arranque e parada.
Figura 7.3. Esquema de sequencia de arranque e parada. Fonte: IDAE
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118
O funcionamento de uma ou várias centrais automatizadas pode ser administrado por um centro de controle distante através de técnicas de controle remoto. O sistema de transmissão de informação pode ser feito através de rede telefônica por um modem RS232 ou via GPS. As manobras de controle remoto são realizadas através de um aplicativo software SCADA e uma tela gráfica que permite ver o estado das variáveis de controle e introduzir valores ou consignas para modificar seu funcionamento (figura 7.4).
Figura 7.4. Imagens das telas gráficas de controle de pequenas usinas hidráulicas
7.2 Modos de funcionamento Podem ser considerados os seguintes casos: 7.2.1 Central conectada a uma rede elétrica com gerador síncrono. Ao estar conectado e sincronizado o gerador síncrono com a rede elétrica, a rede que possui uma potencia muito superior à potencia do gerador impõe suas condições de funcionamento, isso é, sua frequência e sua tensão, e não permite modificações. Neste estado, através do regulador de velocidade ( figura 6.26 do Tema 6), controla-se a válvula de regulação de entrada de vazão, para variar a potencia mecânica no eixo, que se traduz em aumentos de potencia ativa elétrica no gerador síncrono. Quanto maior for a vazão de entrada, maior será a potencia mecânica e elétrica ou vice-versa. Por outro lado, através do regulador de tensão ou corrente de excitação do gerador síncrono, podese controlar o valor da potencia reativa, que pode ser gerada ou consumida pelo gerador síncrono. O objetivo é manter o fator de potencia em barras de saída da usina, próxima à unidade em qualquer estado de carga. Evita-se, assim, a penalização na cobrança de consumo de energia reativa e recebe-se uma bonificação que pode chegar a ser de 4%. No entanto, pode acontecer que a usina tenha um contrato com a empresa distribuidora de energia para participar no controle da tensão da rede, o que a obrigaria a que, em determinadas horas do dia, possa gerar ou consumir reativa em função do valor da tensão da rede. Este serviço é retribuído
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119
economicamente e pode chegar a 8% quando se emite energia reativa nas horas de maior consumo, ou se consome energia reativa nas horas de menor consumo. Este funcionamento em dois quadrantes está representado mediante o diagrama de capacidade ou área de funcionamento (área sombreada) (Figura 7.5), no qual o gerador síncrono pode situar-se sem ultrapassar os limites de funcionamento (linha vermelha).
Limite de potência mecânica máxima da turbina
Limite de estabilidade
Área de funcionamento Limite térmico do indutor
Limite térmico do induzido
Limite de potência mecânica mínima da turbina
Máquina subexcitada cos capacitivo
Máquina sobreexcitada cos indutivo
Figura 7.5. Diagrama de capacidade de um gerador síncrono acoplado a uma rede elétrica
7.2.2 Usina isolada de uma rede elétrica com gerador síncrono Neste modo de funcionamento o controle da turbina deve assegurar a manutenção da frequência em qualquer condição de carga, necessitando para tanto um sistema de regulação de velocidade e potencia. No caso da tensão da rede, o regulador de tensão deve mantê-la constante variando a corrente de excitação do gerador síncrono. Nas horas de maior demanda de energia, a tendência é que a tensão diminua, e deve-se trabalhar no quadrante sobre-excitado aportando energia reativa à rede. Por outro lado, nas horas de baixo consumo, a tensão tende a subir, de modo que deve-se situar o gerador no quadrante sub-excitado absorvendo energia reativa. 7.2.3 Usina conectada à rede com gerador assíncrono O controle da turbina prescinde de um regulador de velocidade, já que a frequência é mantida pela rede. O controle do distribuidor varia por meio de um óleo-hidráulico servo, e as ordens de abertura e fechamento do regulador do nível de água.
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O controle do gerador é possível mediante uma bateria de condensadores estáticos controlados de forma contínua através de tiristores. O objetivo é manter o fator de potencia em um valor próximo à unidade. Para a conexão do grupo à rede, deverá possuir um detector de velocidade que proporcione um sinal quando o grupo chegue à velocidade de sincronismo, para o que se utiliza um relé taqueométrico que pode ser mecânico ou elétrico. No caso de geradores assíncronos com baterias de condensadores para a auto-excitação, estas se desconectam automaticamente no caso de disparo do interruptor de acoplamento. Para evitar a auto-excitação do gerador é preciso que a potencia reativa das baterias dispostas tenha como limite a potencia absorvida pelo gerado a vácuo. Como regra prática, toma-se 40% da potencia nominal da maquina (kVA).
Resumo
A automatização e o controle de uma pequena usina hidrelétrica, através de PLCs, é fundamental para a otimização da produção de energia elétrica. Geralmente, este tipo de usinas está completamente automatizada, funcionando sem a presença de operários. Os custos de operação e manutenção são muito baixos, fazendo com que a rentabilidade econômica seja mais alta. Através de um modem ou por GPS, envia-se a informação do estado de todas as variáveis de controle a um posto de controle, que geralmente pertence à companhia distribuidora de energia elétrica e que, por sua vez, pode enviar ordens por tele-mando à usina. Também foram descritos os diferentes modos de funcionamento da usina, dependendo do tipo de gerador elétrico que tenha sido instalado.
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TEMA 8. IMPACTO AMBIENTAL. GESTÃO ADMINISTRATIVA Os Estudos de Impacto Ambiental (EIA) pretendem analisar e compreender a relação de incidência entre um projeto determinado e o meio afetado. A avaliação do impacto ambiental exige comparar as situações do meio em cada uma das fases do projeto: construção, exploração e abandono.
8.1 Fases de um estudo de impacto ambiental A realização de um estudo de avalição de impacto ambiental deve conter as seguintes fases (ver figura 8.1):
Figura 8.1. Esquema de um estudo de impacto ambiental. Fonte IDAE
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