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Comitê Diretor do CERPCH
Director Committee
CEMIG / FAPEPE / IEE-USP / FURNAS /
IME / ELETROBRAS / ANEEL / MME
Comitê Editorial
Editorial Committee
Presidente - President
Geraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH/UNIFEI
Editores Associados - Associated Publishers
Adair Matins - UNCOMA - Argentina
Alexander Gajic - University of Serbia
Alexandre Kepler Soares - UFMT
Ângelo Rezek - ISEE/UNIFEI
Antônio Brasil Jr. - UnB
Artur de Souza Moret - UNIR
Augusto Nelson Carvalho Viana - IRN/UNIFEI
Bernhard Pelikan - Bodenkultur Wien - Áustria
Carlos Barreira Martines - UFMG
Célio Bermann - IEE/USP
Edmar Luiz Fagundes de Almeira - UFRJ
Fernando Monteiro Figueiredo - UnB
Frederico Mauad - USP
Helder Queiroz Pinto Jr. - UFRJ
Jaime Espinoza - USM - Chile
José Carlos César Amorim - IME
Marcelo Marques - IPH/UFRGS
Marcos Aurélio V. de Freitas - COPPE/UFRJ
Maria Inês Nogueira Alvarenga - IRN/UNIFEI
Orlando Aníbal Audisio - UNCOMA - Argentina
Osvaldo Livio Soliano Pereira - UNIFACS
Regina Mambeli Barros - IRN/UNIFEI
Zulcy de Souza - LHPCH/UNIFEI
Editorial
Editorial
Tecnologia
Technology
CERPCH/UNIFEI partnered with Canadian university,
adapts Test Grounds for Ultra Low Head
Axial Turbines Model
Agenda 08
TECHNICAL COMMITTEE
Schedule
Ficha catalográfica elaborada pela Biblioteca Mauá –
Bibliotecária Margareth Ribeiro- CRB_6/1700
R454
Revista Hidro & Hydro – PCH Notícias & Ship News, UNIFEI/CERPCH,
v.1, 1998 -- Itajubá: CERPCH/IARH, 1998 – v. 68, n. 1, jan./mar. 2016.
Expediente
Editorial
Tradução
Impressão
Geraldo Lúcio Tiago Filho
Camila Rocha Galhardo
Adriana Barbosa MTb-MG 05984
Adriana Barbosa
Camila Rocha Galhardo
Net Design
Lidiane Silva
Joana Sawaya de Almeida
Editora Acta Ltda
04
CERPCH/UNIFEI em parceria com universidade
do Canadá faz adaptação em Bancada de Testes
de Modelo de Turbina Axial de Ultra Baixa Queda
Prof. François AVELLAN, EPFL École Polytechnique Fédérale de Lausanne,
Switzerland, [email protected], Chair;
Prof. Eduardo EGUSQUIZA, UPC Barcelona, Spain, [email protected], Vice-Chair;
Dr. Richard K. FISHER, VOITH Hydro Inc., USA, [email protected], Past-Chair;
Mr. Fidel ARZOLA, EDELCA, Venezuela, [email protected];
Dr. Michel COUSTON, ALSTOM Hydro, France, [email protected];
Dr. Niklas DAHLBÄCK, VATENFALL, Sweden, [email protected];
Mr. Normand DESY, ANDRITZ Hydro Ltd., Canada, [email protected];
Prof. Chisachi KATO, University of Tokyo, Japan, [email protected];
Prof. Jun Matsui, Yokohama National University, [email protected];
Dr. Andrei LIPEJ, TURBOINSTITUT, Slovenija, [email protected];
Prof. Torbjørn NIELSEN, Norwegian University of Science and Technology, Norway,
[email protected];
Mr. Quing-Hua SHI, Dong Feng Electrical Machinery, P.R. China, [email protected];
Prof. Romeo SUSAN-RESIGA, “Politehnica” University Timisoara, Romania, [email protected];
Prof. Geraldo TIAGO F°, Universidade Federal de Itajubá, Brazil, [email protected].
Editor
Coord. Redação
Jornalista Resp.
Redação
Projeto Gráfico
Diagramação e Arte
03
Trimestral.
Editor chefe: Geraldo Lúcio Tiago Filho.
Jornalista Responsável: Adriana Barbosa – MTb_MG 05984
ISSN 2359-6147 / ISSN 1676-0220
1. Energia renovável. 2. PCH. 3. Energia eólica e solar. 4. Usinas hi_
drelétricas. I. Universidade Federal de Itajubá. II. Centro Nacional de Re_
ferência em Pequenas Centrais Hidrelétricas. III. Título.
Hidro&Hydro - PCH Notícias & SHP News
é uma publicação trimestral do CERPCH
The Hidro&Hydro - PCH Notícias & SHP News
is a three-month period publication made by CERPCH
Tiragem/Edition: 6.700 exemplares/issues
contato comercial: [email protected] / site: www.cerpch.org.br
Universidade Federal de Itajubá
Av. BPS, 1303 - Bairro Pinheirinho
Itajubá - MG - Brasil - CEP: 37500-903
e-mail: [email protected]
[email protected]
Fax/Tel: +55 (35)3629 1443
2
ISSN 2359614-7
9 772359 614009
00068
EDITORIAL
HIDRO&HYDRO | ISSN 2359-6147
Prezado Leitor,
Letter from the Editor,
Esta edição marca uma nova etapa para a revista Hidro&Hydro – PCH
Notícias&SHP News, depois de dezessete anos ininterruptos de publicação
impressa, e seguindo a tendência de mercado, a revista passa a ser
publicada apenas na versão digital.
Desta maneira, os leitores poderão acessá-la a qualquer hora e de
qualquer lugar por meio do portal do CERPCH www.cerpch.org.br, o que
vai possibilitar mais dinamismo na leitura das matérias e artigos aqui
publicados.
Apresentamos, ainda, nessa edição um projeto de P&D desenvolvido
entre Brasil e Canadá para a criação de uma bancada de Testes de Modelo de
Turbina Axial de Ultra Baixa Queda. Projeto este que objetiva desenvolver
uma turbina para aproveitamhídrico de baixas e ultra baixas quedas para a
geração de energia elétrica.
Boa Leitura!
This edition marks a new stage for the Hidro&Hydro – PCH Notícias&SHP
News magazine. After seventeen uninterrupted years of printed publication,
following market tendencies, the magazine will now be published in its
digital version only.
This way, the readers will be able to access the magazine at any time
through the CEPRCH portal www.cerpch.org.br, allowing a more dynamic
read of the stories and articles published.
We would also like to present in this edition an R&D project developed
by teams from Brazil and Canada for the creation of test grounds for the
Ultra-Low Head Axial Turbine Model. This project has the objective of
developing a turbine for water exploitations in low and ultra-low heads for
electric energy generation.
Pleasant reading!
Apoio:
IAHR DIVISION I: HYDRAULICS
TECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS
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TECNOLOGIA
HIDRO&HYDRO, 68, (1), JAN,FEV,MAR/2016
CERPCH/UNIFEI EM PARCERIA COM UNIVERSIDADE
DO CANADÁ FAZ ADAPTAÇÃO EM BANCADA DE TESTES
DE MODELO DE TURBINA AXIAL DE ULTRA BAIXA QUEDA
Da Redação
Desenvolvido por uma parceria entre a University of New
Brunswick (Canadá) e a Universidade Federal de Itajubá (Brasil),
por meio do Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais
Hidrelétricas (CERPCH) e as empresas Norcan Hydraulic Turbines
Inc. (Canadá), Clamper Indústria e Comercio S.A. (Brasil),
Swiderski Engineering Inc. (Canadá) e T. Tung Hydraulic and
Renwable Energy Technologies (Canadá), o projeto objetiva
desenvolver uma turbina para aproveitamento hídrico de baixas
e ultra baixas quedas para a geração de energia elétrica.
O projeto conceitual foi desenvolvido pela equipe canadense.
A parceria entre as partes visa na troca de know how para a
otimização do projeto e ensaios hidromecânicos e computacionais
do modelo, e posteriormente ensaios hidromecânicos em
protótipo visando atingir as expectativas quanto à eficiência do
conjunto turbina-gerador. Ao final do projeto será firmado um
planejamento comercial do protótipo para aplicação em campo e
comercialização.
Os ensaios hidromecânicos da turbina e ensaios de eficiência
do gerador vêm sido realizado nas dependências do Laboratório
Hidromecânico de Pequenas Centrais Hidrelétricas (LHPCH), no
Centro Nacional de Referencia em Pequenas Centrais Hidrelétricas
(CERPCH) – Unifei.
O modelo fabricado pela equipe canadense possui diâmetro
externo das pás de 360 mm, alojado em um conduto com o
formato de um Venturi, com diâmetro de tubulação de 26,75”.
que resulte em desempenho confiável, com eficiências adequadas.
Uma vez desenvolvido, propõe-se que o sistema possa se mostrar
adequado a gerar potencias de até 150 kW, ou superiores.
A finalização do projeto, com seus resultados publicados,
reflete em planos de demonstração comercial, onde serão
tomadas as decisões para o planejamento do desenvolvimento
do protótipo comercial da turbina.
Considerando que a geração de energia elétrica por fontes
hidráulicas dentro da matriz nacional seja totalmente por
hidrelétricas e PCHs convencionais, com o uso de barragens,
podemos afirmar que existe abertura para outras tecnologias de
aproveitamento do potencial hidráulico. Dentre estas tecnologias
podemos citar o aproveitamento do potencial hidráulico de quedas
inferiores a 5,0 metros de altura. Geralmente quedas naturais
do terreno, sem necessidade de grandes obras civis, criação de
barragens e reservatórios. A estrutura básica para a instalação
dessas máquinas favorecem ao empreendimento em comunidades
isoladas e/ou rurais afastadas das linhas de transmissão.
As turbinas geradoras para operarem condições abaixo
de 5,0 metros são tecnologias que se encontram em fase de
desenvolvimento. São máquinas direcionadas para operarem
locais onde não há possibilidades de se criar reservatórios, e
sim, aproveitar quedas naturais a fio d’água. Sendo assim, não
exigem grandes obras civis, o que pode favorecer para o custo
do empreendimento.
Descrição Técnica da bancada.
Aplicação
Para localizações onde a faixa de baixa-quedas atinge quedas
de menos de 5,0 m, os custos para a utilização de tecnologias
desenvolvidas existentes são ainda muito elevados. Atualmente,
existem muito poucos grupos de geradores que podem, de forma
adequada, serem utilizados para a aplicação de forma eficaz.
As equipes do Canadá e do Brasil, por meio dessa proposta de
trabalho de P&D conjunta, objetivaram unir suas experiências de
muitos anos no desenvolvimento de equipamentos de pequenas
centrais hidrelétricas e centrais de baixa-queda, propondo
desenvolver um conjunto de turbina e gerador, que possam operar
em instalações para ultra baixa-queda, a um custo competitivo,
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Bancada de teste nas instalações do laboratório da UNIFEI
Facilities of bench test at Unifei laboratory
Arquivo CERPCH
A bancada de ensaios para o modelo de turbina foi
desenvolvida pela equipe brasileira da Unifei, com supervisão da
equipe de engenharia canadense. Ela foi desenvolvida para se
adequar ao canal de alimentação suportado por duas bombas
de 250 l/s cada, existente no Laboratório Hidromecânico de
Pequenas Centrais Hidrelétricas (LHPCH) da Unifei. A bancada
de ensaios consiste num circuito fechado, com retorno da água
escoada de volta ao tanque de alimentação. O conjunto possui
instrumentação para medição da vazão, das pressões à montante
e à jusante da turbina, torquímetro acoplado ao eixo da turbina
conectado ao eixo de um gerador síncrono permanente de 10
kW, o qual funciona como freio eletrodinamométrico por meio de
resistência, permitindo controlar a rotação da turbina. O sistema
possui ainda um inversor de frequência conectado à rede, o qual
permite ler a energia elétrica gerada pelo sistema.
TECHNOLOGY
CERPCH/UNIFEI PARTNERED WITH CANADIAN UNIVERSITY,
ADAPTS TEST GROUNDS FOR ULTRA LOW HEAD
AXIAL TURBINES MODEL
Translation: Joana Sawaya de Almeida
Developed by a partnership between the University of New
Brunswick (Canada) and the Federal University of Itajubá (Brazil),
through the National Research Center for Small Hydropower Plants
(CERPCH), Norcan Hydraulic Turbines Inc. (Canada), Clamper
Industry and Commerce S.A. (Brasil), Swiderski Engineering
Inc. (Canada), and T. Tung Hydraulic and Renewable Energy
Technologies (Canada), the project’s objective is to develop a
turbine for the exploitation of low and ultra-low water heads for
electric energy generation.
The conceptual design was developed by the Canadian team.
The partnership between the parties aims to exchanging knowhow for the optimization of the project, and hydro-mechanical
and computer tests for prototypes, sought to reaching the
expectations in terms of the efficiency of the turbine-generator
set. At the end of the project, a commercial plan for the prototype
will be in place for field applications and commercialization.
The hydro-mechanical turbine and generator efficiency tests
have been carried out at the Small Hydropower Hydro-mechanical
Laboratories (LHPCH) at the National Research Center for Small
Hydropower Plants (CERPCH), UNIFEI.
The model manufactured by the Canadian team has an
external blade diameter of 360 mm, housed in a Venturi shaped
conduct, with a duct diameter of 26.75”.
Technical Description of the Grounds
The test grounds for the turbine model were developed by
a Brazilian team from UNIFEI, under the supervision of the
Canadian engineering team. It was developed in order to adapt to
the supply channel supported by two 250 l/s pumps at the Small
Hydropower Hydro-mechanical Laboratories (LHPCH) at UNIFEI.
The test grounds were in a closed circuit, with water backflowing to the supply tank. The set included instrumentation for
measuring the flow, downstream and upstream turbine pressure
and torque coupled to the turbine axis, connected to a generator
permanently synced to 10kW, working as electro-dynamic brakes
from the resistance, allowing for turbine rotation control. The
system also has a frequency invertor connected to the network
in order to read the amount of power generated by the system.
Application
For locations where the low-head rates reach less than
5.0 meters, the costs for the use of the existing technologies
developed are still very high. Currently, there are very few
groups of generators that can properly and efficiently be used for
the application. Through this R&D work proposal, the Canadian
and Brazilian teams have joined their experiences of many
years on the development of small hydropower and low-head
plant equipment. The proposal is to develop a turbine-generator
set that can be operated in ultra-low head installations at a
competitive cost, resulting in a trustworthy system with suitable
efficiencies. Once developed, it is proposed that the system can
be suitable for the generation of up to 150 kW of power, or more.
The completion of the project and its published results reflect the
plans for commercial demonstration, where decisions will be made
as for development planning for the commercial turbine prototype.
Considering that the generation of electric energy generation
from water sources within the National Energy Matrix is totally
from hydropower plants and conventional SHPs using dams,
one can affirm that there is an opening for other technologies
for hydropower exploitation. Among these technologies is the
exploitation of hydropower with heads smaller than 5.0 meters
in height. Generally natural heads have no need for large scale
civil construction, dams or reservoirs. The basic structures for the
installation of these machines favor the venture in isolated and/
or rural communities that are far from transmission lines.
The generator turbines, operating at conditions below 5.0
meters are Technologies that are found in developmental stages.
They are machines directed at local operations where there is no
possibility for creating reservoirs, but can, however, exploit natural
run-of-the-river heads. Therefore, there is no need for large scale
civil construction, which is favorable to the cost of the venture.
Environmental Impacts
The turbine model has a rotor that follows the Fish-Friendly
concept, preventing the mutilation of fish as they pass through
the blades as they rotate.
Its installation structure does not require large scale civil
construction or transposition of any kind, allowing for easy
individual installation or in a matrix, so as to not alter the local
environment or its dependents.
Benefits
The main source of energy in Canada and Brazil is hydropower
plants. Seventy percent of electric energy in Canada is produced
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TECNOLOGIA
Fotos: Arquivo CERPCH
dentro dos próximos quarenta anos. Nos
Estados Unidos, existem mais de 80.000
barragens existentes. Apenas 2.300 são
eletrificadas com usinas hidrelétricas.
No Brasil, Pequena Central Hidrelétrica
pode ser definida como uma única central
com capacidade instalada inferior a 30
MW (30.000 kW), e Central Hidrelétrica
de Baixa-Queda pode ser definida pela
sua altura de queda de água inferior a 1,0
metros.
Para o Brasil e o estado
de Minas Gerais
Impactos ambientais
O modelo de turbina possui rotor que segue o conceito Fish
Friendly, o qual previne a mutilação dos peixes ao passarem
pelas pás durante o giro destas.
Sua estrutura de instalação não requer grandes obras civis ou
qualquer transposição de qualquer leito, podendo ser instalado
facilmente individualmente ou em matriz de maneira a não
alterar o ambiente do local ou das vidas dependentes deste.
Benefícios
A principal fonte de energia elétrica no Canadá e no Brasil
é das hidrelétricas. Sessenta por cento de energia elétrica do
Canadá é produzida em centrais hidroelétricas. No Brasil esse
fornecimento é de 70%. Há importantes sítios com potenciais
hidrelétricas não desenvolvidos disponíveis no Canadá e no
Brasil, adequados tanto para o desenvolvimento de grandes e
pequenas hidrelétricas. Um estudo recente indica que quase
5000 MW de baixo potencial hídrico de baixas-quedas em mais de
2000 localizações no Canadá, incluindo locais de até 50 MW. Há
aproximadamente 10.000 barragens de baixa queda existentes,
barragens e estruturas hidráulicas em todo o Canadá. Eles são
para controle de cheias, abastecimento de água e irrigação e
controles de gelo de inverno. Muitos destes são estruturas de
ultra baixa-queda com altura inferior a 3,0 m. Em Ontário, há
mais de 2.500 barragens já existentes, onde apenas 25% têm
instalações hidrelétricas, o que significa uma boa oportunidade
para a adição de pequenas unidades hidrelétricas de baixa-queda
nesses locais. Da mesma forma no Brasil, de acordo com a Aneel
(Agência Nacional de Energia Elétrica) estudos, há cerca de 7500
MW de potencial para pequenas centrais hidrelétricas. Uma grande
parte estão localizadas em sítios que resultam pequenas centrais
hidrelétricas de baixa-queda, mas que, numa estimativa inicial
que poderão contribuir com até 4% da matriz energética do Brasil
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Até a década de 1990, o manual da
Eletrobras para estudos de inventários
recomendava que trechos com potenciais
abaixo de 50 MW poderiam ser desconsiderados. Isso se dava em função de
que não havia interesse econômico e
estratégico para o aproveitamento desses
potenciais médios. O resultado é que, na
maioria dos rios já inventariados, com
centrais já construídas e em operação, há
uma infinidade de potenciais que foram
desconsiderados por esses estudos.
A grande maioria está localizada em
trechos de rios com baixas declividades
resultando em aproveitamentos de baixas
quedas. Como é caso de Minas Gerais
onde a maioria de seus rios encontram-se nessa situação.
Portanto, o desenvolvimento desse equipamento poderá vir a
constituir numa solução que poderá permitir a viabilização do
aproveitamento desses potenciais ditos “remanescentes”.
Para outras regiões do Brasil também ocorre o mesmo.
Deve-se considerar que na região amazônica a maioria dos
aproveitamentos hidrelétricos têm resultado ou resultarão em
centrais com características de baixas quedas.
De acordo com estudos da ANEEL (Agencia Nacional de Energia
Elétrica), há cerca de 7500 MW em potencial de baixo-custo
gerado por pequenas centrais hidrelétricas. A maioria dos sítios
de pequenas centrais é de baixa-queda e poderão contribuir em
até 4% da energia matricial no Brasil entre os próximos quarenta
anos. Pequenas centrais e locais favoráveis poderão utilizar deste
novo equipamento pré-fabricado e de baixo-custo.
Para o Canadá
As estimativas razoáveis dos novos sistemas de altura de
queda ultra-baixa, produzidos em conjunto por equipes de
Brasil e Canadá, terão mercado comercial médio de 10 MW por
ano para os primeiros cinco anos. Assumindo o custo instalado
de $ 2000/kW, cerca de 20 M dólares anualmente. Este novo
empreendimento trará grandes benefícios sociais e ambientais e
também a criação de empregos para ambos os países.
De acordo com a Ontario Waterpower Association (OWA), em
toda a província, há mais de 2.500 barragens existentes, das
quais apenas um quarto (1/4) estão associados com a produção
hidráulica. O foco político atual de Ontário em tecnologias
renováveis, a geração descentralizada e a inovação proporcionam
uma excelente oportunidade para o desenvolvimento de novas
tecnologias de ultra baixa-queda hidráulica. Existe um forte
potencial para alavancar o potencial inexplorado no mercado de
Ontário e além nesta área.
from hydropower plants. In Brazil, this supply is also 70%. There
are important sites with potentials not yet developed in Canada
and in Brazil for large and small hydropower plants. A recent
study indicated that there is almost 5,000 MW of water potential
of low-heads in more than 2,000 locations in Canada, including
locations with up to 50MW. There are approximately 10,000
existing low-head dams in with heights below 3.0 meters, dams
and water structures in all of Canada. They are there for flooding
control, water supply and irrigation, and winter ice control. Many
of these are ultra-low head structures with heights below 3.0
meters. In Ontario, there are over 2,500 existing dams where
only 25% have hydropower installations, meaning there is a good
opportunity for adding small low-head hydropower units to these
locations. In this same way, Brazil, according to Aneel (National
Electric Energy Agency) studies, there are about 7,500 MW of
potential for small hydropower plants. A large part are located on
sites that result as small low-head hydropower plants, but, in an
initial estimation, can contribute to 4% of the energy matrix in
Brazil over the next forty years. In the United States, there are
more than existing 80,000 dams, where only 2,300 are electrified
with hydropower plants.
In Brazil, Small Hydropower Plants can be defined as a single
plant with an installed capacity below 30 MW (30,000kW), and
a Low-Head Hydropower Plant is defined by a head height below
1.0 meters.
For Brazil and the State of Minas Gerais
Until the 1990’s, the Eletrobras manual for inventory studies
recommended that stretches with potentials below 50 MW
should be disregarded. This was because there was no economic
interest and strategy for the exploitation of these medium-sized
potentials. The result was that in most of the inventoried rivers,
with a built plant in operation, had an infinite amount of potential,
which were disregarded for these studies. Most are located in
TECHNOLOGY
rivers that are not very steep. As is the case of the state of Minas
Gerais, most of its rivers are in the same situation. Therefore,
the development of this equipment could constitute a solution,
which could allow for the viability of exploiting these so-called
“remaining” potentials.
The same thing happens in other regions of Brazil. It should
be taken into consideration that in the Amazonian Region, most
of the hydropower exploitations have resulted or will resulted in
plants with low head characteristics.
According to studies performed by Aneel (National Electric
Energy Agency), there are potentially around 7,500 MW, with a
low cost, generated by small hydropower plants. Most of the sites
of these small plants has a low head and could contribute up to
4% of the matrix energy in Brazil within the next 40 years. Small
hydropower plants and favorable locations could thus use new
equipment, as it is prefabricated and has a low cost.
For Canada
The reasonable estimates of the new systems for ultra-low
head height, produced in sets by teams in Brazil and Canada, will
have a commercial market of 10 MW on average per year in the
first five years. This is assuming the installed cost is of $2,000/
kW, about $20 million per year. This new venture will bring with
it great social and environmental benefits, as well as create jobs
for both countries.
According to the Ontario Waterpower Association (OWA), in
the entire province, there are more than 2,500 existing dams;
of those only one quarter (1/4) is associated with hydropower
production. The current political focus in Ontario is renewable
technologies, decentralized generation and innovations that
provide an excellent opportunity for the development of new
technologies for ultra-low head hydropower. There is a strong
potential for boosting the unexplored potentials in the market of
Ontario, and beyond.
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AGENDA
EVENTOS LIGADOS AO SETOR DE ENERGIA - 2016
FEVEREIRO
Perú Energia
Data: 10 e 11 de fevereiro de 2016
Local: Lima/Peru
Site http://peruenergia.com.pe/2016/index.html
MARÇO
EnergyMed
Data: 31 de Março a 02 de Abril de 2016
Local: Nápoli/ Itália
Site: http://www.energymed.it/
ABRIL
VI Congresso Brasileiro de Energia Solar
Data: 04 a 07 de abril de 2016
Local: Belo Horizonte/MG
Site: http://www.abens.org.br/CBENS2016/
IFT Energy
Data: 17 a 19 de Abril de 2016
Local: Santiago/ Chile
Site: http://ift-energy.cl/
9º Simpósio Nacional de Biocombustíveis
Data: 27 a 29 de abril de 2016
Local: Teresina/PI
Site: http://agroevento.com/agenda/9-biocom/
X - SIMPÓSIO SOBRE PEQUENAS E MÉDIAS CENTRAIS
HIDRELÉTRICAS E USINAS REVERSÍVEIS
Data: 27 e 28 de abril de 2016
Local: Florianópolis – SC
Site: www.cbdb.org.br
MAIO
SolarExpo
Data: 03 a 05 de Maio de 2016
Local: Milão/ Itália
Site: http://www.solarexpo.com/
13º Encontro Nacional Agentes Setor Elétrico ENASE
Data: 04 de maio de 2016.
Local: Rio de Janeiro/RJ
Enersolar Brasil
Data: 10 a 12 de maio de 2016.
Local: São Paulo/SP
Site: http://www.enersolarbrasil.com.br
Oman Energy & Water Exhibition & Conference
Local: Muaskar Al Murtafa'a/ Oman
Site: http://www.energyandwateroman.com/en/
AWEA Windpower Expo
Local: Orlando / EUA
Site: http://www.windpowerexpo.org/
VII ENAM
Data: 23 a 25 de maio de 2016
Local: Rio de Janeiro
Site: www.enam.com.br
JUNHO
O TCS Brasil’16 – Conferência Internacional de Soluções em
Conversão Térmica e Biogás & Feira Internacional de Soluções
em Conversão Térmica e Biogás
Data: 01 a 03 de junho de 2016
Local: Foz do Iguaçu/PR
Site: http://agroevento.com/agenda/tcs-brasil16/
XI SEMEAR
Data: 2 de 3 de junho de 2016
Local: Itajubá/MG
Congresso Internacional de Biomassa – CIBIO 2016
Data: 15 e 16 de junho de 2016
Local: Curitiba/PR
Site: http://agroevento.com/agenda/cibio-2016/
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Bloomberg New Energy Finance (BNEF)
Data: 16 de Junho de 2016
Site: http://go.bloomberg.com/promo/invite/160616/
Turbo Expo - Turbomachinery Technical Conference & Exposition
Data: 13 a 17 de Junho de 2016
Local: Seul / Coréia do Sul
Site: https://www.asme.org/events/turbo-expo
Power-GEN Europe
Local: Milão/ Itália
Site: http://www.powergeneurope.com/index.html
EU PVSEC | European Photovoltaic Solar Energy Conference
and Exhibition
Local: Munique/ Alemanha
Site: http://www.photovoltaic-exhibition.com/
Workshop Energia Mercado Livre – FIESP
Data: 29 de Junho de 2016
Site: http://www.fiesp.com.br/agenda/workshop-energia-junho16mercado-livre/?utm_source=fiesp&utm_medium=email&utm_
content=programacao-31.05.16&utm_campaign=workshop-energiamercado-livre
Brasil Solar Power – Conferência e Exposição
Data: 30 de Junho e 01 de Julho de 2016
Site: http://www.brasilsolarpower.com.br
JULHO
28th IAHR symposium on Hydraulic Machinery and Systems IAHR
Data: 4 a 8 de julho de 2016
Local: Grenoble/França
Site: http://www.iahrgrenoble2016.org/
World Renewable Energy Congress & Exhibition
Data: 08 a 12 de Julho de 2016
Local: Bucareste/Romênia
Site: http://www.wrenuk.co.uk/calendar.html
Power – GEN Europe
Local: Milão/Itália
Site: http://www.powergeneurope.com/
Hydro Vision International
Local: Minneapolis – USA
Site: http://www.hydroevent.com/
III SRN – Seminário de Recursos Naturais, Sustentabilidade e
Tecnologias Ambientais.
Data: 09 de agosto a 12 de agosto de 2016.
Local: Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI/EXCEN
AGOSTO
Intersolar South America
Data: 23 a 25 de agosto de 2016
Local: São Paulo
Site: http://www.intersolar.net.br/pt/inicio.html
Brazil Windpower 2016
Data: 30, 31 de agosto a 1 de setembro de 2016
Rio de Janeiro – RJ
International Group for Hydraulic Efficiency Measurement!I GHEM
-2016
Data: 24 a 26 de agosto de 2016
Local: Linz/ Áustria
Site: http://www.ighem.org/
13º COBEE
Data: 30 de 31 de Agosto de 2016
Site: http://www.cobee.com.br/
SETEMBRO
X Conferência de Centrais Hidrelétricas, Mercado e Meio Ambiente
Data: 13 e 14 de setembro de 2016.
Local: Hotel Maksoud Plaza
Site: http://centraishidreletricas.com/
SCHEDULE
NEWS
X CBPE
Data: 26 a 28 de setembro de 2016
Local: Gramado
Site: http://www.xcbpe.com.br/
XXVII Congresso Latino Americano de Hidráulica
Local: Lima/Peru
Site: http://ladhi2016.org/
14º Utility Week
Site: www.latin-american-utility-week.com/
EGÉTICA
Data: 28 a 29 de Setembro de 2016
Local: Valência/Espanha
Site: http://egetica.feriavalencia.com/
OUTUBRO
FIMAI
Data: 04 a 06 de Outubro de 2016
Local: São Paulo/ SP
Site: http://www.fimai.com.br/
RENEXPO
Local: Ausburg/Alemanha
Data: 06 a 09 de Outubro de 2016
Site: http://www.renexpo.de/
Hydro 2016
Local: Montreux/ Switzerland
Data: 10 a 12 de outubro de 2016.
Site: www.hydropower-dams.com
Seminário Nacional de Energias Renováveis
e Eficiência Energética
Data: 26 e 27 de outubro de 2016
Power- GEN Russia
Data: 25 a 27 de outubro de 2016.
Local: Moscou/Rússia
Site: http://www.powergen-russia.com/ru/
NOVEMBRO
WINDABA
Data: 02 a 04 de Novembro de 2016
Local: Cidade do Cabo/África do Sul
Site: http://www.windaba.co.za/
Key Energy
Data: 08 a 11 de Novembro de 2016
Local: Rimini/ Itália
Site: http://www.keyenergy.it/
DEZEMBRO
Renewable Energy World International
Data: 13 a 16 de dezembro de 2016
Local: Orlando – USA
Site: http://www.rewintl.com/
Energaïa
Data: 14 a 15 de Dezembro de 2016
Local: Perols/França
Site: http://www.energaia-expo.com/
EVENTOS LIGADOS AO SETOR DE ENERGIA - 2017
FEVEREIRO
Energy Now EXPO
Data: 08 a 09 de Fevereiro de 2017
Local: Telford/Reino Unido
Site: http://www.energynowexpo.co.uk/
MARÇO
Mexico WindPower
Data: 01 a 02 de Março de 2017
Local: Cidade do México/México
Site: http://www.mexicowindpower.com.mx/en
RECAM Week
Local: Cidade do Panamá/ Panamá
Site: http://www.recamweek.com/
BW Expo
Site: http://www.bwexpo.com.br/
ABRIL
POWER-GEN Brasil incorporating HydroVision Brasil
Data: 25 a 27 de Abril de 2017
Site: http://www.pennwell.com.br/pt_br/eventos-pennwell.2.leftcolumn_
aggregator.html
SETEMBRO
Husum Wind Energy
Data: 12 a 15 de Setembro de 2017
Local: Husum/ Alemanha
Site: http://www.husumwindenergy.com/
9
10
Presidente - President
Geraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH/UNIFEI
Editores Associados - Associated Publishers
Adair Matins - UNCOMA - Argentina
Alexander Gajic - University of Serbia
Alexandre Kepler Soares - UFMT
Ângelo Rezek - ISEE/UNIFEI
Antônio Brasil Jr. - UnB
Artur de Souza Moret - UNIR
Augusto Nelson Carvalho Viana - IRN/UNIFEI
Bernhard Pelikan - Bodenkultur Wien - Áustria
Carlos Barreira Martines - UFMG
Célio Bermann - IEE/USP
Edmar Luiz Fagundes de Almeira - UFRJ
Fernando Monteiro Figueiredo - UnB
Frederico Mauad - USP
Helder Queiroz Pinto Jr. - UFRJ
Jaime Espinoza - USM - Chile
José Carlos César Amorim - IME
Marcelo Marques - IPH/UFRGS
Marcos Aurélio V. de Freitas - COPPE/UFRJ
Maria Inês Nogueira Alvarenga - IRN/UNIFEI
Orlando Aníbal Audisio - UNCOMA - Argentina
Osvaldo Livio Soliano Pereira - UNIFACS
Regina Mambeli Barros - IRN/UNIFEI
Zulcy de Souza - LHPCH/UNIFEI
SENSIBILITY ANALYSIS OF ECONOMICALLY OPTIMUM SCENARIOS
OF A SMALL HYDROPOWER (SHP) IMPLEMENTATION PROJECT IN BRAZIL....... 9
SANTOS, Ivan Felipe Silva dos, FILHO, Geraldo Lucio Tiago, BARROS,
Regina Mambeli, SILVA, Fernando das Graças Braga da
PROPOSTA PARA REPOTENCIALIZAÇÃO DE UMA MICRO CENTRAL
HIDRELÉTRICA E SUA TRANSFORMAÇÃO EM UMA USINA DIDÁTICA............. 15
REPOWERING PROPOSAL FOR A MICRO HYDROELECTRIC POWER
PLANT AND ITS TRANSFORMATION INTO AN EDUCATIONAL PLANT
Stahlhoefer, Marcelo, JUNIOR, Oswaldo Honorato de Souza, ALVES, Gilberto Manoel
IAHR DIVISION I: HYDRAULICS
TECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS
Classificação Qualis/Capes
B5
B4
ENGENHARIAS I; III e IV
Biodiversidade
Interdisciplinar
Áreas de: Recursos Hídricos
Meio Ambiente
Energias Renováveis
e não Renováveis
ISSN 1676022-0
A revista está indexada no DOI sob o prefixo 10.14268
ISSN 1676-0220
9 771676 022009
00068
ARTIGOS TÉCNICOS
Comitê Editorial
Editorial Committee
ESTUDO DO POTENCIAL ENERGÉTICO PARA A COMPLEMENTAÇÃO
POR PCH DA GERAÇÃO DA USINA HIDRELÉTRICA AMADOR AGUIAR I............ 3
POTENTIAL ENERGY STUDY FOR COMPLETION BY GENERATION
SHP OF HYDROELECTRIC POWER PLANT AMADOR AGUIAR I
SILVA, Fernando Bento, JÚNIOR, Sebastião Camargo Guimarães, VANÇO, Wagner
Eduardo, GONÇALVES, Felipe Adriano da Silva, CARVALHO, Daniel Pereira de,
BARBOSA, Alessandro Monção Araújo, JÚNIOR, Carlos Augusto Bissochi
TECHNICAL ARTICLES
<Destaque>
Comitê Diretor do CERPCH
Director Committee
CEMIG / FAPEPE / IEE-USP / FURNAS /
IME / ELETROBRAS / ANEEL / MME
ESTUDO DO POTENCIAL ENERGÉTICO PARA A
COMPLEMENTAÇÃO POR PCH DA GERAÇÃO DA USINA
HIDRELÉTRICA AMADOR AGUIAR I
PCHNotícias&SHPNews
Publisher: Acta Editora/CERPCH
DOI:10.14268/pchn.2015.00034
ISSN: 1676-0220
Subject Collection: Engineering
Subject: Engineering, measurement
TECHNICAL ARTICLES
ESTUDO DO POTENCIAL ENERGÉTICO PARA
A COMPLEMENTAÇÃO POR PCH DA GERAÇÃO
DA USINA HIDRELÉTRICA AMADOR AGUIAR I
SILVA, Fernando Bento, 2JÚNIOR, Sebastião Camargo Guimarães, 3VANÇO, Wagner Eduardo,
3
GONÇALVES, Felipe Adriano da Silva, 2CARVALHO, Daniel Pereira de,
3
BARBOSA, Alessandro Monção Araújo, 2JÚNIOR, Carlos Augusto Bissochi
1
RESUMO
Este trabalho apresenta o estudo do potencial energético para a complementação da geração da Usina Hidrelétrica Amador Aguiar I,
através da implantação de uma PCH (Pequena Central Hidrelétrica) que será instalada nas proximidades do vertedouro desta usina
hidrelétrica. Nesse estudo haverá a comparação entre os valores especificados dos principais equipamentos eletromecânicos, contidos
no Relatório Final do Projeto Básico da Pequena Central Hidrelétrica, que foi elaborado a pedido do Consórcio Capim Branco Energia
e a maneira em que estes estão especificados no guia de Diretrizes para Estudos e Projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas da
Eletrobrás.
PALAVRA-CHAVE: Equipamentos eletromecânicos, PCH, Usina Hidrelétrica Amador Aguiar I.
POTENTIAL ENERGY STUDY FOR COMPLETION
BY GENERATION SHP OF HYDROELECTRIC
POWER PLANT AMADOR AGUIAR I
ABSTRACT
This paper presents the study of the energy potential to complement the generation of hydroelectric power plant Amador Aguiar I,
through the implementation of a SHP (Small Hydroelectric Power Plant) that will be installed near the spillway of this hydroelectric
plant. In this study there will be a comparison between the specified values of the main electromechanical equipments, contained
in the Final Report of the Basic Design of Small Hydroelectric Power Plant, which was prepared at the request of the Capim Branco
Energia Consortium with those values that were specified in the Guidelines for Studies and Projects for Small Hydro Power elaborated
by Eletrobrás.
KEYWORDS: Electromechanical equipments, hydroelectric power plant Amador Aguiar I, SHP (Small Hydroelectric Power Plant).
1. INTRODUÇÃO
Atualmente devido ao frágil cenário energético brasileiro, o
País poderá sofrer alguns danos que vão muito além das elevadas
contas que chegaram às casas de milhões de brasileiros.
O maior mal causado pelas altas tarifas de eletricidade, no
entanto, é de fato sentido pelas indústrias do País. Com a
ameaça de racionamento, muitas indústrias já decidiram reduzir
a sua produção no país, substituindo-a por importações ou
remanejando a produção para o exterior, o que é um duro golpe
na indústria, e pode ter consequências muito severas para a
economia (Eenergy, 2015).
Além disso, a preocupação com o esgotamento da base
de recursos naturais do planeta e os impactos ambientais da
exploração e do uso dos recursos energéticos apontam para a
necessidade de se repensar o crescimento econômico de forma
a não comprometer o bem estar das gerações futuras (Junges,
2007).
Para tanto, são necessários adotar medidas que minimizem
as emissões de gases poluentes, conservem as condições
agriculturáveis do solo, a não contaminação das águas, e a
exploração racional dos recursos renováveis (Junges, 2007).
Nesse contexto, qualquer fonte de energia que seja mais
barata que a térmica é bem vinda a matriz energética. Com
o cenário atual de baixo nível dos reservatório das usinas
hidrelétricas, dispor de um reservatório a fio d’água é um
privilégio. Tal fato ocorre na Usina Hidrelétrica Amador Aguiar I,
com potência instalada de 240 MW, onde além de possuir um
reservatório a fio d’água, esta verte 7 m3/s de água por meio
de uma válvula de controle de vazão sanitária para manter um
certo volume de água em um trecho de vazão reduzida, antigo
leito do rio, com o objetivo de minimizar os impactos ambientais.
O local oferece as condições ideais para a implantação de uma
Pequena Central Hidrelétrica (PCH). A Figura 1 apresenta uma
foto aérea do local.
As PCHs se tornaram uma alternativa de geração limpa e
renovável de energia e de acordo com dados da ANEEL, as
pequenas centrais respondem atualmente por 3,51 % do parque
gerador brasileiro, num total de 4.795,162 MW (ANEEL, 2015).
Assim este trabalho tem como objetivo estudar o potencial
energético para a complementação por PCH da geração da Usina
Hidrelétrica Amador Aguiar I através da comparação de valores
já calculados sobre a especificação dos principais equipamentos
eletromecânicos dentre eles: turbina hidráulica, gerador
síncrono e transformador de força, contidos no Relatório Final
do Projeto Básico da Pequena Central Hidrelétrica em relação às
especificações sugeridas no guia de Diretrizes para Estudos e
Projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas da Eletrobrás.
Doutorando em Engenharia Elétrica (UFU) Universidade Federal de Uberlandia Uberlândia, MG BRAZIL
Doutor em Engenharia Elétrica (USP)
3
Mestrando em Engenharia Elétrica (UFU)
1
2
PCH NOTÍCIAS & SHP NEWS, 68, (1), JAN,MAR/2016, DA PÁG. 3-8
3
ARTIGOS TÉCNICOS
velocidade de rotação é a mesma para a turbina e o gerador,
sendo assim, deve-se procurar a velocidade síncrona mais
próxima da calculada (ELETROBRÁS, 2000), (Schreiber, 1977)
e (Souza, Santos, & Bortoni, 1999). Essa velocidade de rotação
pode ser calculada pela equação:
(2)
Onde:
n é a velocidade de rotação síncrona (rpm); f é a frequência
da tensão gerada; p é o número de polos do gerador.
A partir desses dados, é possível determinar a velocidade
específica da turbina, essa grandeza define a geometria ou o tipo
do rotor da turbina hidráulica (Souza, Santos, & Bortoni, 1999) e
(VATECH, 2006) , que é dada por:
(3)
Fig. 1: Arranjo do circuito hidráulico de geração de energia por PCH da
ampliação da UHE Amador Aguiar I (Silva, 2010).
2. METODOLOGIA
2.1 Turbinas Hidráulicas
As turbinas hidráulicas utilizadas nas PCH’s devem ser
escolhidas de modo a se obter facilidade de operação e de
manutenção, dando-se grande importância à sua robustez e
confiabilidade, pois a tendência é de que a usina seja operada no
modo não assistido (ELETROBRÁS, 2000). A potência simplificada
que é fornecida pela turbina é dada por:
Onde:
ns é a velocidade específica; n é a velocidade de rotação
síncrona (rps); g é a aceleração da gravidade (m/s2); Hliq é a
queda líquida (m); Q é a vazão (m3/s).
A Figura 3 ilustra as faixas de rotações específicas das
turbinas (ns).
(1)
Onde:
Pt é a potência da turbina (kW); ηt é o rendimento da turbina;
ρ é a massa especifica da água (kg/m3); g é a aceleração da
gravidade (m/s2); Hliq é a queda líquida (m); Q é a vazão (m3/s).
A queda líquida Hliq (m) e a vazão de projeto por turbina
Q (m3/s) são os parâmetros utilizados para a escolha preliminar
do tipo de turbina, conforme mostra a Figura 2. A potência (kW)
estimada na saída pode ser obtida da mesma figura, bastando
interpolar os valores das linhas oblíquas (ELETROBRÁS, 2000).
Fig. 3: Rotação específica e classificação de cada turbina hidráulica (Filho,
2010) e (Silva, 2010).
2.2 Geradores Síncronos
A potência do gerador síncrono é determinada após o cálculo
da potência disponível no eixo das turbinas, e pode ser obtida
pela equação a seguir:
(4)
Onde:
PG é a potência do gerador [kVA]; Pt é a potência no eixo da
turbina [kW]; ηG é o rendimento do gerador; cosФ é o fator de
potência nominal do gerador.
O rendimento do gerador deve ser obtido junto ao fabricante
do equipamento. Na falta de informações, podem ser utilizados
os valores mostrados na Tabela 1.
Tabela 1: Rendimento do gerador síncrono em função da classe de
potência (ELETROBRÁS, 2000).
Fig. 2: Gráfico de escolha do tipo da turbina (ELETROBRÁS, 2000).
A escolha da velocidade de rotação da turbina depende da
potência nominal, da altura de queda, do tipo de turbina e do
tipo de gerador. Para o gerador síncrono sem multiplicador, a
4
Rendimento (%)
Potência do Gerador (MVA)
96
Até 2 MVA
97
Até 3 MVA
98
Até 5 MVA
O fator de potência deve ser definido em função das
necessidades do sistema elétrico ao qual o gerador será ligado.
A COMPLEMENTAÇÃO POR PCH DA GERAÇÃO DA USINA
TECHNICAL ARTICLES
Para o caso de geradores que operem interligados ao sistema
elétrico, um fator de potência nominal de 0,90 a 0,95 é adequado
(ELETROBRÁS, 2000).
Os geradores horizontais na faixa de potência das PCHs, na
maioria dos casos, são completamente montados e ensaiados na
fábrica, o que facilita a sua instalação na obra. No arranjo da casa
de força, deve ser previsto espaço suficiente para remoção do
rotor no caso de reparo do gerador. Para os geradores verticais,
o rotor costuma ser a peça mais pesada a ser movimentada na
casa de força, definindo a capacidade da ponte rolante. Para
geradores de eixo horizontal com potência nominal abaixo de 5
MVA pode ser utilizado o gráfico da Figura 4, onde os pesos são
obtidos a partir da relação kVA/rpm.
Para potências nominais acima de 5 MVA, a utilização de
transformadores com sistema de ventilação forçada começa a se
tornar uma alternativa atraente. Recomenda-se a instalação dos
transformadores elevadores o mais próximo possível da casa de
força, de modo a utilizar um comprimento mínimo de cabos de
interligação, o que possibilita obter uma redução nos custos de
aquisição e instalação dos cabos e menores perdas (Schreiber,
1977). Recomenda-se que, devido à importância do transformador
elevador para a usina, os mesmos sejam especificados para os
valores superiores de tensão suportável nominal de impulso
atmosférico constantes da Norma ABNT NBR 5356.
Caso a potência do transformador seja ultrapassada, deve-se
adotar o esquema unitário, ou seja, um transformador por gerador,
a Tabela 3 sugere valores que resultam numa solução econômica
para o transformador bem como de sua tensão primária.
Tabela 3: Determinação da tensão do transformador em função de
sua potência (ELETROBRÁS, 2000).
Tensão primária
Potência do Transformador
220/380 ou 480 V
Até 2 MVA
2300 V
Até 5 MVA
4160 V
Até 10 MVA
6900 V
Até 15 MVA
13800 V
Até 30 MVA
3. RESULTADOS E DISCUSSÃO
Fig. 4: Gráfico para determinação do peso de geradores de eixo horizontal
até 5 MVA.
Quando o gerador está ligado ao sistema de transmissão
através de um transformador, a determinação da tensão de
geração é geralmente baseada em fatores econômicos. Os
custos de um gerador, para uma determinada potência nominal e
velocidade, variam com a tensão (ELETROBRÁS, 2000).
A escolha da tensão de geração deve considerar não só os
custos do gerador, mas também os custos da interligação gerador–
transformador e dos equipamentos ligados à tensão de geração.
Recomenda-se, a menos que hajam razões especiais para se adotar
uma determinada tensão, que o valor especificado da tensão seja
orientativo, dando-se liberdade aos fabricantes de apresentarem
proposta para o valor que julgarem mais adequado ao seu
fornecimento, o que evidentemente deve resultar num custo total
final inferior. A seguir, apresenta-se a Tabela 2 que serve como
orientação para a seleção da tensão de geração que resulta numa
solução economicamente atraente (ELETROBRÁS, 2000).
Tabela 2: Determinação da tensão de geração em função da
potência do gerador (ELETROBRÁS, 2000).
Tensão do Gerador
Potência do Gerador
220/380 ou 480 V
Até 2 MVA
2300 V
Até 3 MVA
4160 V
Até 5 MVA
6900 V
Até 15 MVA
13800 V
Acima de 10 MVA
2.3 Transformadores
O transformador elevador deverá ter potência nominal igual
ou superior à potência máxima do gerador.
Recomenda-se procurar especificar um valor de potência
padronizado, o que possibilita um prazo de entrega mais rápido,
menor custo de aquisição e mais facilidade de eventual reposição
(ELETROBRÁS, 2000).
3.1 Considerações iniciais
Para serem feitas as especificações dos principais equipamentos
eletromecânicos como turbina, gerador e transformador foram
feitas as considerações citadas a seguir.
Em relação a determinação da turbina foram consideradas todos
os dados finais, contidos no Relatório Final do Projeto Básico da
Pequena Central Hidrelétrica, que estão na Tabela 4. Para o cálculo da
queda de referência deve ser levada em conta as perdas, que neste
relatório foram feitos os cálculos das perdas de carga do circuito
hidráulico de geração e as perdas localizadas, estas foram possíveis
de serem calculados a partir de valores coletados e considerados na
parte de obra civil, em conjunto com o valor da vazão.
Tabela 4: Dados obtidos do Relatório Final do Projeto Básico da
Pequena Central Hidrelétrica (Silva, 2010).
ESTUDOS ENERGÉTICOS
Queda Bruta
45,55 m
TURBINAS
Perda Hidráulica
1,9 %
Tipo
Francis
Horizontal
Rendimento do
conjunto turbina/
88,27 %
Número de unidades
1
2, 646 MW
Potência Unitária nominal 2, 646 MW
gerador
Potência gerada
GERADORES
Rotação Síncrona
600 rpm
Queda de Referência
43,65 m
Número de unidades
1
Potência Nominal
3, 260 MVA Rendimento máximo
91 %
Tensão Nominal
4,16 kV
Vazão Nominal Unitária
7 m3/s
Fator de Potência
0,8
Rendimento Médio
97 %
Ligação
Y aterrado
TRANSFORMADOR ELEVADOR
Número de unidades
1
Elevação de Temperatura
55 °C
Potência Nominal
3,5 MVA
Frequência
60 Hz
Tensão nominal no
4,16 kV
enrolamento de baixa
Resfriamento
ONAN
Tensão nominal no
enrolamento de alta
Ligação
13,8 kV
Baixa ∆
Alta
Y aterrado
5
ARTIGOS TÉCNICOS
Para a especificação do gerador síncrono foi considerado
primeiramente o valor da potência nominal da turbina, a faixa de
potência aparente do gerador síncrono, o seu fator de potência
nominal (que é determinado em consequência de se operar
interligado ao sistema elétrico), o seu peso e a sua classe de
tensão.
Para o transformador foram considerados a potência do
gerador, sua classe de tensão, a tensão da linha de distribuição
de energia que irá interligar a PCH à Usina de Amador Aguiar I.
Os outros detalhes para a especificação do mesmo são adotados
pelo o fabricante, tais como a impedância de curto-circuito e os
acessórios.
3.2 Especificações da turbina hidráulica
Pelos dados de vazão nominal, queda líquida e rendimento,
contidos na Tabela 4, calcula-se a potência nominal efetiva ou de
eixo da turbina usando-se (1):
geradores mais baratos. Assim, aplicando os valores da queda
líquida, potência da turbina e o coeficiente chega-se:
Fazendo a correção para a velocidade síncrona mais alta,
chega-se a n = 600 rpm (ou 10 rps) e K = 1845.
Usando-se (3) determina-se a velocidade específica, que
define a geometria ou o tipo do rotor da turbina hidráulica:
Para a turbina da PCH, de acordo com as Figuras 2 e 3
pode-se classificar como Francis Normal, por estar na faixa de
atuação destas turbinas e possuir velocidade específica ns = 281.
Por facilidade de instalação e manutenção do gerador em PCH
normalmente monta-se esta na posição horizontal.
3.3 Especificações do gerador síncrono
Levando os valores de queda líquida e vazão no gráfico da
Figura 2, chega-se à escolha preliminar da turbina Francis. A
turbina Francis com caixa espiral, classificada como turbina de
reação, que tem por característica a transformação da energia
potencial de queda em energia mecânica no rotor da turbina.
Essa turbina possui uma caixa espiral em aço ligada em seu lado
montante a um conduto forçado. Na periferia interna da caixa
espiral, um anel rígido suporta as pás fixas do pré-distribuidor.
A variação da potência fornecida pela turbina é obtida com a
abertura ou fechamento das palhetas diretrizes situadas na
periferia interna do pré-distribuidor em um conjunto chamado
distribuidor, a Figura 5 mostra um sistema distribuidor e a caixa
espiral de uma turbina Francis na posição horizontal. O rotor da
turbina Francis é normalmente feito em uma única peça fundida
e usinada. Modernamente, é vantajoso prever o rotor em aço
inoxidável fundido, onde a qualidade e a garantia de menor
manutenção compensam o custo maior.
Fig. 5: Sistema distribuidor e caixa espiral de uma turbina Francis na
posição horizontal (Antloga & Vasconcellos, 2007).
Para a especificação do gerador síncrono, deve-se considerar a
potência de eixo da turbina que já foi calculada, o rendimento em
relação à sua classe de potência e o fator de potência. Deve ser
lembrado que, de acordo com o guia de Diretrizes para Estudos
e Projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas da Eletrobrás, para
o caso de geradores que operem interligados ao sistema elétrico,
um fator de potência nominal de 0,90 a 0,95 é adequado. Como
o valor de potência de eixo da turbina é de 2727,675 kW, a classe
de potência aparente do gerador se enquadrará na faixa de
3 MVA, na falta de dados de rendimento utilizase o mesmo como
sendo 97%, conforme a Tabela 1. Sendo a potência ativa do
gerador (potência gerada pela PCH):
Para um fator de potência na faixa 0,90 ≤ fp ≤ 0,95 tem-se a
potência do gerador síncrono entre:
(5)
De acordo com a Tabela 2 para geradores com potência de até
3 MVA, a tensão nominal deverá ser de 2300 V. Como o gerador
será ligado em estrela aterrado a sua corrente nominal para a
faixa de potência calculada anteriormente será de 738 [A] ≤ IN
≤ 699 [A].
Para determinar o número de polos do gerador (2) fornece:
Onde:
K é um coeficiente adimensional entre 1300 e 1900 (para PCH
utilizar o valor 1600); P é a potencia da turbina [kW].
Se o gerador escolhido for do tipo síncrono e não houver
multiplicador de velocidade, o valor encontrado deve ser
corrigido para a velocidade síncrona mais próxima. A velocidade
de rotação mais alta conduz a turbinas de dimensões menores e
Para geradores de eixo horizontal com potência nominal abaixo
de 5 MVA pode ser utilizado o gráfico da Figura 4, onde os pesos
são obtidos a partir da relação kVA/rpm. As relações kVA/rpm
para a faixa de potência calculada foram aproximadamente de
A velocidade de rotação é preliminarmente escolhida em
função da queda e da potência da turbina, segundo a equação:
6
A COMPLEMENTAÇÃO POR PCH DA GERAÇÃO DA USINA
TECHNICAL ARTICLES
4,9 e de 4,642. Para a determinação do peso foram feitas as
aproximações, considerando o trecho de 4,2 a 5 e de 17000
a 18000 como linear. Tendo esses pontos e usando-se (6) foi
possível determinar (7), sendo:
Pelos resultados nota-se que o peso do gerador síncrono vai
estar na faixa de 17,553 a 17,875 toneladas, já para o valor do
gerador especificado no Relatório Final do Projeto Básico da Pequena
Central Hidrelétrica considerando a mesma equação anterior para
o gerador de 3.260,00 [kVA] com rotação de 600 [rpm], valores da
Tabela 4, chega-se a um peso de 18,542 toneladas. Comparando
a diferença de peso com o valor já especificado anteriormente,
chega-se em 989 [kg], para uma diferença de 475 kVA e 0,15
do fator de potência. O gerador especificado no Relatório Final
do Projeto Básico da Pequena Central Hidrelétrica terá um preço
maior, o que também não traz vantagens para a PCH em relação
à geração de potência reativa, e sim de potência ativa. Assim
é mais viável economicamente optar pelo gerador especificado
com fator de potência de 0,95.
3.4 Especificações do transformador elevador
O transformador elevador deverá ter potência nominal igual
ou superior à potência máxima do gerador.
Considerando que será usado um gerador com potência de
2785,100 kVA, pode ser adotado um transformador de potência
nominal na faixa de 2,8 MVA, que possivelmente deve existir
valores comerciais próximos destes. As características do
transformador estão contidas na Tabela 5, conforme especificado
pela (ABNTNBR5356, 1993).
Tabela 5: Características do transformador elevador especificado.
Características do transformador elevador
Potência nominal (kVA)
2800
Freqüência nominal (Hz)
60
Tensão nominal do enrolamento
primário (V) (Baixa tensão)
2300
Tensão nominal do enrolamento
secundário (V) (Alta tensão)
13800
Designação da ligação dos
enrolamentos
Baixa tensão
Δ
Alta tensão
Y aterrado
Deslocamento angular
YNd1
Método de resfriamento
ONAN
Tensão máxima do equipamento
kV (eficaz)
15
Tensão suportável nominal de
impulso atmosférico pleno kV (crista)
95
Tensão suportável nominal à
frequência industrial, durante 1
minuto e tensão induzida kV (eficaz)
34
4. CONCLUSÃO
Neste trabalho foram utilizados valores reais de projeto, sendo
os principais a queda líquida e a vazão nominal. A partir destes
valores principais foi possível realizar os cálculos para específicar a
turbina, o gerador síncrono e o transformador elevador, seguindo
o guia de Diretrizes para Estudos e Projetos de Pequenas Centrais
Hidrelétricas da Eletrobrás. Porém, alguns detalhes foram
considerados através de valores de referência como, por exemplo,
os rendimento da turbina e do gerador. Também faltaram alguns
detalhes das específicações das características do transformador,
como a impedância de curto-circuito e os acessórios, porém tais
detalhes dependem de critérios adotados pelos fabricantes dos
equipamentos.
O fator de potência nominal para o gerador síncrono da PCH
foi adotado com um valor de 0,95, como este estará conectado
ao barramento da Usina Hidrelétrica Amador Aguiar I, não há
necessidade do mesmo fornecer muito reativo, até porque
poderá implicar diretamente nos custos da sua compra e do
transformador.
Além da geração de energia elétrica, com a conexão ao
barramento da UHE Amador Aguiar I a PCH contribuirá com uma
potência correspondente a 1,1 % desta usina, tal faixa de potência
garante em uma possível condição de black start, termo destacado
por (Knight, 2001), o fornecimento de energia necessário para a
excitação dos geradores síncronos e a interligação da mesma
no sistema elétrico de potência, sem necessitar do grupo diesel
de emergência, trazendo mais confiabilidade no que tange ao
um bom plano de contingência para a restauração de energia
elétrica.
Assim, como foi mostrado neste trabalho, algumas
específicações dos principais equipamentos eletromecânicos
contidas na Tabela 4, devem ser revistos, pois é possível utilizar
equipamentos de menor classe de potência, que possam atender
as espeficicações para a PCH, refletindo financeiramente em
menores custos do projeto.
5. AGRADECIMENTOS
Os autores agradecem a empresa Consórcio Capim Branco
Energia, pela disponibilidade dos dados para a elaboração deste
trabalho.
6. REFERÊNCIAS
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Acessado em 26 de Maio de 2015, em: http://atriaeenergy.
com.br/novidades/cenario-energetico-do-brasil-20142015/
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Central Hidrelétrica na Barragem Rodolfo da Costa e Silva.
Dissertação (Mestrado em Engenharia Civil) – Universidade
Federal de Santa Maria, Santa Maria, Rio Grande do Sul, 2007.
• ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. BIG - Banco de
Informações de Geração, Capacidade de Geração do Brasil.
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por PCH da Geração da Usina Hidrelétrica Amador Aguiar I.
Trabalho de Conclusão de Curso. Programa de Graduação em
Engenharia Elétrica, Universidade Federal de Uberlândia, 2010.
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Power Systems, 2007. Acessado em 26 de Maio de 2015, em:
http://www.tec.abinee.org.br/2007/arquivos/s1203.pdf
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ARTIGOS TÉCNICOS
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Estudos para Implantação. Centrais Elétricas Brasileiras S. A.
– ELETROBRÁS, 1999.
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Capim Branco Energia – CCBE. Relatório Final, Volume I –
Texto, 2009.
• ABNT, Associação Brasileira de Normas Técnicas. ABNT NBR
5356- Transformador de Potência. Avenida Treze de Maio,
13 - 28º andar 20031-901 - Rio de Janeiro – RJ: ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas, 1993.
• Knight, U. G. Power Systems in Emergencies: From
Contingency Planning to Crisis Management. John Wiley &
Sons, England, 2001.
SENSIBILITY ANALYSIS OF ECONOMICALLY OPTIMUM
SCENARIOS OF A SMALL HYDROPOWER (SHP)
IMPLEMENTATION PROJECT IN BRAZIL
DOI:10.14268/pchn.2015.00035
ISSN: 1676-0220
Subject: Engineering, measurement
TECHNICAL ARTICLES
1
SANTOS, Ivan Felipe Silva dos, 2FILHO, Geraldo Lucio Tiago,
BARROS, Regina Mambeli, SILVA, 4Fernando das Graças Braga da
3
ABSTRACT
Hydroelectric generation is among the most widely used forms of energy generation in Brazil. In 2013, about 75% of the electricity
consumed in the whole country was produced in hydropower plants. That source of energy can be developed by small hydropower
plants (SHP), who have low environmental-impacts and risks, due to the less reservoirs and the possibility of distributed generation,
done near consumption centers. The power of implementation of a SHP plant is commonly adopted as the power that more give
economic benefits, even if this is not the one that more harnesses the local hydrological potential. In this paper the impact of the
market conditions above the optimum power and the potential harnessed by a SHP in Brazil was analyzed through sensibility analysis.
The results shows that a same local, can have his harnessed hydrological potential reduced about 10 times, due to adverse market
conditions and their influence about the optimum power determination method.
KEYWORDS: Small Hydropower Generation, Sensibility Analysis, Optimum Scenarios and Market Conditions.
1. INTRODUCTION
Production of energy is a catalyst for the development, where
as the parameter per capita energy consumption can be used as
an index of the level of economic development of the country
(Mohamed e Lee, 2006). Thereby, the interest in alternative
energy sources, especially those naturally renewable, has been
widespread globally.
Mason et al. (2010) assert that the increase of generation of
electricity through renewable sources is the key to an urgent and
necessary reduction of greenhouse gas emissions. Ostojic et al.
(2013) assert that many countries prioritize their development
when their economical, technical and environmental benefits are
considered, being this type of generation totals more than 20% of
the electricity generated worldwide. In this context, the hydraulic
energy, renewable and clean source of energy, becomes a quite
important option. According to ANEEL (2008), Brazil was the second
biggest consumer of hydroelectricity in 2006 and 2007, consuming
in these years 348.8 and 371.5 [TWh] respectively. In 2013,
about 75 % of the renewable electricity consumed in brazil is from
hydroelectric origin (Brazilian National Energy Balance – BEN 2013).
Amongst the advantages of the hydropower generation, are
mentioned:
i) Fuel is not necessary and the water used for generation is
not consumed;
ii) Long lifetime (50-100 years);
iii) Small number of workers to operate the plant;
iv) It works easily during the daily peak demands;
v) Consolidate technology;
vi) Benefits linked to the possible multiple uses of the
reservoir.
However, the hydroelectric plants also cause environmental
and social impacts, as: greenhouse gases emissions in the
operation of reservoirs (specially in tropical areas), land
disappropriation, population reallocation, soil loss, etc. These
impacts are reduced when the development of hydropower is
done by the implementation of small hydropower plants (SHP).
The criteria for the classification of a hydroelectric as a SHP are
normally based in the installed power, and range around the
world, being P < 1 [MW] in Germany and P < 50 [MW] in Canada
(Zhang et al., 2012).
In Brazil, the criteria to hydropower classifications was stated
by ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) in the Resolution
652:
i) Mini Hydropower (μCH): Plants where the installed
capacity is less than, or equal to 1,000 [kW];
ii) Small Hydropower (SHP): Installed capacity is limited
between 1,000 [kW] and 30,000 [kW]. The downstream
water level from the power house must be determined
without considering the spilled flow and the area of the
reservoir must be less than 3 [km²] following the equation:
(1)
Here, A is the area of the reservoir [km²], P is the power
to be installed [MW] and Hb is the gross head [m].
iii) Hydropower plant or hydroelectric power plant (HPP):
Installed capacity is equal to, or higher than 30 [MW].
The table 1 shows a panorama of the SHP potential, with
an installed capacity greater than 10 [MW], in the whole word.
Is observed that Asia is the continent with the greater absolute
non availed potential (59.21 %), being great part of the already
implanted potential due to two countries: India and China. In
relative terms, the continent with the greater remainder potential
is Africa. The table 1 also shows that, in general, the continents
with non developed countries and in-development countries are
the highest in non availed potential, what shows the possibility
of use of hydropower to collaborate with the economic growth of
this areas.
Water Engineering and Master in Energy Engineering. GEER – Grupo de Energias Renováveis – Natural institute Resources (IRN) UNIFEI, Av, BPS, 1302, Itajubá- MG, Zip Code:
37500-903, Brazil, phone number +55 35 36216935, [email protected]
2
Mechanical Engineer, PhD – USP. MSc – UNIFEI. Professor – GEER – Grupo de Energias Renováveis – Natural institute Resources (IRN)/ UNIFEI Av.BPS, 1303, Itajubá-MG, ZIP
Code: 37500-903, Brazil, phone number +55 35 3629-1156, [email protected]
3
Associate Professor, National Reference Center in SHP-CERPCH; Federal University of Itajubá, GEER – Grupo de Energias Renováveis – Natural institute Resources (IRN) UNIFEI,
Av.BPS, 1303, Itajubá-MG, Zip Code:: 37500-903, phone number +55 35 3629-1156, [email protected]
4
Civil Engineer, PhD, USP, Associate Professor,National Reference Center in SHP-CERPCH – IRN/UNIFEI,Av.BPS, 1303, Itajubá-MG, Zip Code: 37500-903, Brazil, phone number +55
35 3629-1156, [email protected]
1
9
ARTIGOS TÉCNICOS
Tabela 1: SHP’s potential in the world. Source: UNIDO e ICSHP
(2013).
Continent
Availed
potential
(Upper than 10
MW) [MW]
Total potential
[MW]
Availed
percentage (%)
Africa
525
7,901
6.64
Central America
599
4,166
14.38
South America
1,735
9,465
18.33
North America
7,843
9,099
86.20
Asia
45,972.5
112,705.5
40.79
Europe
17,827
28,149
63.33
Oceania
310
932
33.26
However, to the development of the remainder hydropower
potential, economic feasibility is required. For example, in Turkey
only 3.3% of economically viable SHP potential has been exploited
(Dursun and Gokcol, 2011), what indicates future growing.
In Brazil the assurance of hydroelectrics's financial
profitability has been difficult in the last years. Tiago Filho et
al. (2014) stated that SHP development in Brazil suffered a
decline in light of the new national energy market scenario,
whose mechanism for commercialization is executed by energy
auctions. The participation of SHPs in these energy auctions has
decreased at a startling rate, proving impossible to compete with
Wind Energy generation that, with every auction, has presented
increasingly lower costs. According to Large Buildings (2010), the
wind power plants are taking over a market previously belonging
to the hydropower plants due to some fiscal advantages and
government subsidies that were given to the sector, leaving the
SHP(s) in competitive disadvantage.
In this context, the main objective of this present work is to
verify the impacts of the market conditions about the optimum
parameters of a hydropower implementation project. According
Jenssen et al. (2000) this is the most common way to deal with
a risk of an enterprise, and through it, the investor can check
the impact of potential errors associated with the various items
of cost or energy production on the economic benefits of central.
2. SITTING AND HYDROLOGICAL STUDIES
The project on which the sensibility analysis was performed
referred to an area located in the town of Delfim Moreira (MG),
in the River Lourenço Velho, Brazil. The hydrological studies
were performed evaluating the mean variation in function of
the draining area of the hydro meteorological stations located in
the sub basin in which is located the River Lourenço Velho. Data
about the stations were collected from ANA (Agência Nacional
das Águas), two stations near the point chosen to the SHP were
then defined. After the analysis of the data, the station São João
de Itajubá was chosen because of its location downstream of
the point and because it has historical data consolidated, thus
being possible to determine its flow rate curve. It was confirmed
that the data from the station were collected during the period
from 1936 to 2002, and from the historical data of the flow, the
draining area of the station and the draining area of the site of
study, it was obtained a series of flows to the site of the SHP by
transposition of historical data and areas.
10
The calculation of minimum flows was done through the
Q7,10 Methodology that presents the moving average of seven
days for a returning period of ten years. The value obtained
through this methodology was Q7,10= 2.22 m3/s. According
to IGAM (2012), the grantable peak flow in Minas Gerais state
corresponds to 50% of the reference flow Q7,10. Therefore, the
flow which must be kept in the part of the river obtained in the
project is Q = 0.5.Q7/10 = 1.11 [m³/s]. Lastly, the permanence
curve (figure 1) was plotted, which connects, through a statistic
study, the monthly average flows with its occurrences throughout
the history of flows. The permanence is very important to the
application of the optimum power determination.
Fig. 1: Permanence curve of the project.
3. METHODOLOGY FOR HYDROENERGETIC CALCULATIONS
3.1 Energy Calculation
The hydroenergetic calculations are composed through the
aid of the permanence curve previously defined. The power
related to the flow of each frequency can be obtained through
the following equation:
(2)
Here, γ is the specific weight of water and equals 9.8 [kN/m³],
Q is the turbinated flow (excluding the flow which must be kept in
the river – 1.11 [m³/s]) and Hn is the initial estimative of the net
head. The layout of the project foresaw the powerhouse located
near the bottom of the dam. In these cases, Eletrobrás (2000)
points that it must be considered, for the purpose of preliminary
calculations, head loss of 3% of the gross head value in the water
main system (Hn = 97% Hg).
The area in the permanence curve defined by the cumulative
frequencies and its correspondent flows can be associated to
the energy produced by that flow. We have then the energy
produced by the flow 100% frequent as the basis (Rectangle of
the E1 energy as seen in Figure 2) and any other flow taken will
produce an increase of energy (Trapezium of the ΔE energy in
Figure 2). Once the power for each flow of permanences defined,
it is possible to obtain the energy for each one by summing
these energy increments (trapeziums) with the base rectangle.
The permanence was ranging by 0.01 and the values of energy
increase were then summed. The equation for the calculation of
the relative energies to certain permanence will be as follows:
(3)
Here, n is the quantity related to any frequency and ρ is the
permanence.
TECHNICAL ARTICLES
The unit cost Cun of the hydropower plant implementation
can be estimated by the Aspect Factor - AF, parameter defined by
Tiago Filho (2011), only based on the power and head installed,
as it shows the equations 5 and 6.
(6)
With the unit cost is possible to calculate the initial investment
necessary to the implementation of the plant with each power
of the energy curve. The operation and maintenance cost was
assumed as being equals to 5% of the initial investment, as
suggested by Eletrobrás (2000).
The Equation 7 below calculated the capital recovery factor.
The assumed lifetimeto the analysis was equal to the time for
granting: n = 30 years.
Fig. 2: Permanence curve with energy increment.
As the frequency increases, the energy increment diminishes.
The point from which this increase becomes to result in more
costs than benefits is the optimum point that must be determined.
3.2 Optimum Power Determination
Two of the main methods to determine the power referring to
the optimum economically scenarios of the harnessing are: The
Expeditious Method and the Maximum Net Benefit Method.
According to Souza et al. (2009) and Cardoso et al. (2011),
the Expeditious Method (EM), is a graphical method that uses
the energy curve chart, which relates installed power with the
average energy generated, to verify the point where the energy
curve presents an asymptotic behavior. At this point a straight
line is drawn. The intersection point of this straight line with a
straight line of 45º passing in the origin represents the optimum
power point. Figure 3 presents an example of this methodology:
( 7)
As the EM considers only the hydrologic potential of the
local to the sizing of the optimum power, and the MNB considers
hydrologic and economic aspects, them can be compared to
measure the impact of the economical aspects in the analysis.
Cardoso et al. (2011) defined a coefficient k (Eq. 8), which relates
the flows referring to the optimum powers of both methods
previously presented. When the coefficient k is near 1, the market
conditions are not exerting influence about the hydrological
potential in other way, when k became far from 1, the market
condition is influencing the hydrological potential, increasing the
EM optimum power (Favorable economic scenarios) or decreasing
it (unfavorable scenarios). Then, the natural resources - the
optimal hydrologic potential - can be not fully exploited in function
of the market conditions.
(8)
4. RESULTS
4.1 Sensitivity of the optimum scenarios in relation to the
price of electricity
The sensitivity analysis was done using the MNB Method for
the project chosen. Firstly was adopted a gross head of 30 [m],
a discount rate of 9% and varying the values of the price of
electricity from 40 to 66.67 [US$/MWh], with an increment of
4.44. These values were chosen because it comprehends the
typical values of the Brazilian energetic scenario. The result is
presented below (Figure 4):
Fig. 3: Example of the application of Expeditious Method.
The Maximum Net Benefit Method (MNB) consists of calculating
the net benefits (NB) generated for each flow and each frequency
and verifying which flow (power) to be implemented to maximize
the benefits.
According to Simeon (1980, apud Cardoso et al. 2011), the
annual NB value is calculated by the following equation:
(4)
Here, NB is theannual net benefit, E is the annual generated
energy [KWh/h], P is the power capacity, Cun is the unit cost [US$/
kW], OMC is the Operation and Maintenance Costs, CRF is the capital
recovery factor, Tm is the average price of electricity [US$/kWh].
Fig. 4: Net Benefit curves for various values of electricity prices.
The observation of Figure 4 above allows the conclusion
that as bigger is the electricity prices, greater are the optimum
11
ARTIGOS TÉCNICOS
power to be installed in the power plant. Therefore, worse market
conditions tend to cause a minor portion of the potential of the
site of implementation to be harnessed. It can be observed that
the curves have two growing directions as the prices grow:
horizontal and vertical directions.
To continue the analysis it was used, in addition to the 30
[m], three more values of the gross head: 15, 20, 25 [m]. The
MNB Method was applied and the values of power, flow, annual
net benefit, aspect factor and coefficient k (See Equation 7)
were achieved in the points of maximum net benefit (Optimum
scenarios) and plotted according to the head and the electricity
prices. Thereby it can be obtained the profile variations of
important quantities along the various optimum scenarios,
because each combination between the electricity price and the
head results in a point of maximum benefit.
The annual net benefit (NB) of the optimum points grew in
a non-linear form as the electricity price increased, and it was
crescent at constant intervals as the head increased.
As mentioned before, the granting of benefits given to the wind
power generation in detriment of the small hydropower plants
causes the small hydropower market to lose competitiveness, as
the selling price of electricity for this type of energy ends becoming
higher than the price of electricity for the wind market. In order to
be more competitive this option of generation would have to low
their selling prices of electricity, and as a result, shown in Figure
5, the reduction of benefits would be approximately exponential.
the flow is sensitive to the variations of electricity prices and it
interferes in the type of hydropower plant to be implemented.
The power curves are equidistant from each other, non-linear,
showing changes of inclination, and growing as the price of
electricity and the height of the head increase.
Yet by observation of Figure 7, it can be noted that, in all
heads, the last electricity prices analyzed raised the power of
greatest benefit to double the power of the first price of electricity.
This proves, again, the impact of the market conditions on the
implementation of the hydropower plant.
Fig. 7: Power variation for various optimum scenarios generated by
variations in electricity prices and head.
The aspect factor AF decreased as the head increased. The
curves of the aspect factor are not equidistant from each other
and decreased its distance as the difference in levels increases.
This demonstrates that as the head increases, the unit cost of the
project lowers. This increase of the head in order to low the unit
cost no longer interest the investors when the power grows to the
point to ´compensate´ the decrease of the unit cost, raising the
initial investment and decreasing the annual benefits.
Fig. 5: Net benefits variation for various optimum scenarios generated by
Fig. 8: Aspect factor variation for various optimum scenarios generated by
variations inelectricity prices and head.
Fig. 6: Optimum flow variation generated by variations in electricity prices
and head.
Figures 6 and 7 below represent the variation of optimum
flow and optimum power as the electricity prices varied. It can be
observed that to the same electricity price, the flow of the various
heads were substantially close to each other. It is observed that
12
Lastly, the calculation of coefficient k was done by dividing the
values of flow of Figure 6 by the values of optimum flow pointed
by the Expeditious Method (See Section 3). It was observed in
Figure 9 that the flow obtained by the MNB Method becomes
bigger when the electricity prices increase, but don't reaches the
flow obtained in the Expeditious Method (k = 100 %).
As discussed in the section 3, the Expeditious Method does
not consider economical data, and when the values of k decrease,
the flow obtained through the MNB Method also decreases and
the market is becoming unfavorable to the hydropower plant
implementation, causing a lower part of the local potential to be
used in the venture.
TECHNICAL ARTICLES
The annual net benefit (NB) of the optimum points had a nonlinear decrease as the discount rate increased. The curves obtained
to the various heads presented equidistant from each other.
Figures 12 and 13 shows the variation of flow and power for
optimum scenarios generated by variations of rate and head.
Figure 12 shows that the variations of values of optimum flow
between the various curves are small (not surpassing 0.5 [m³/s])
and that the increase of the head tend to increase the flow to
be installed. The analysis of Figure 13 shows that the values of
power of optimum scenarios decrease approximately non-linear
as the rate grows.
Fig. 9: Coefficient k variation for various optimum scenarios generated by
4.2 Sensibility of the optimum scenarios in relation to the
discount rate
The procedure shown in previous topic was repeated and
sensibility analysis was performed using variations of the discount
rate. The values of electricity prices used were varied from 9 to
15%, with an increment of 1%. The electricity price was fixed
as being 64.5 [US$/MWh]. Firstly, it was taken H = 30 [m] and
applied the MNB Method.
The result obtained is shown in Figure 10.
Fig. 12: Flows variation for various optimum scenarios generated by
variations in discount rate and head.
Fig. 13: Power variation for various optimum scenarios generated by
Fig. 10: Net benefit curves to various values of the discount rate.
Figure 10 demonstrates that as the discount rate decreases,
the power to be harnessed grows, and this will generate great
benefits, showing, once more, the influence of the market in the
implementation of a hydropower plant.
Including the heads of 15, 20 and 25, and verifying the
sensibility of NB the variations of rates on various optimums
scenarios is obtained:
Fig. 11: Net benefits variation for various optimum scenarios generated by
variations in the discount rate and head.
With the descent of the power, the aspect factor AF will also
decrease as the rate increases. The biggest values of head result
in lower values of AF (as mentioned in item 4.1). The curves of
the aspect factor can be approximated by a straight line; they
are not equidistant from each other and shorten their distance
as the difference in levels increases. These results are shown in
Figure 14 below:
Fig. 14: Aspect factor variation for various optimum scenarios generated
by variations in discount rate and head.
13
ARTIGOS TÉCNICOS
Lastly it was analyzed the sensibility of coefficient k in
optimum scenarios. As the rate increased, k was decreasing,
indicating that less potential of the site of implementation is
being harnessed. The values of k are reduced by half between
the extremes values of discount rates analyzed. The values of k
increased with the increase of the head, indicating that the local
potential is better harnessed when bigger heads are used.
Fig. 15: Coefficient k variation for various optimum scenarios generated by
1.3 Analysis of better and worst scenarioThe SHP’s important parameters, as: energy production,
aspect factor, optimum power, cost per kW, avoided emissions,
was also calculated for the better and worst scenarios of electricity
sale and discount rate as shown in table 2. The calculation of
avoided CO2 emissions (Ecev) was done using the equations 9,
10 e 11 (Modified from Barros e Tiago Filho, 2012).
(9)
(10)
Where: P = power [W], A = Flooded Area = arbitrated as 5 hectare,
E = Annually produced energy [MWh], 0.009 [tCO2/MWh] = typical
emission factor for small hydro = 0.009 tCO2/MWh (obtained in IEA
1998, apud Akella et al. 2009) and fem = Brazilian interconnected
system baseline emission factor = 0.593 [tCO2/MWh] (MCT, 2013).
Tabela 2: SHP's parameters in the best and worst scenarios.
Worst scenario
Better scenario
Parameter
( i = 15% and T = 40
[US$/MWh])
(i = 9% and T = 66.7
[US$/MWh])
Poptimum [kW]
142.3
1,019
Qoptimum [m³/s]
0.5
3.57
k [%]
11.4
81.5
AF
10.16
27.22
Ecev [tCO2 year]
0
135,380
Cost [US$/kW]
4,532.4
4,928.1
Investment [106 US$]
0.645
5.025
Optimum capacity factor
0.99
0.85
Eannual [GWh/year]
1.23
7.61
Etotal [GWh]
37.03
228.3
NB [US$]
-3,560
79,087
The difference in the SHP’s parameters obtained between the
two scenarios shows the great range caused (in environmental,
energetic and economic fields) by market adverse conditions
14
5. CONCLUSION
The results allow the observation that the economical aspects
affect the optimum hydropower plant power to be implemented
and consequently the quantity of potential harnessed in the site
of implementation. The economical optimal power to be installed
in a hydropower plant is not the same to all market situations,
varying only the benefits arising from the plant.
The values of flow (along with these other various parameters of
the plant) which resulted in major net benefits vary with the variables
that represent the market conditions. The difference in the SHP’s
parameters (table 2) obtained between the two scenarios shows the
great variation caused by market adverse conditions, in the same
local of implantation. In the worst scenario analyzed, the k Value is
11.4% characterizing a hydrological potential barely tapped due to
the adverse market conditions, however, in the better economical
scenario about 80 % of the optimal hydrological local potential is
being harnessed. That fact shows the great impact of an instable
market's conditions above the SHP‘s optimal point, influencing the
environmental, energetic and economic benefits of the same.
The variations in flow of maximum benefit to be used also
resulted in modifications in the type of hydropower plant to be
implemented. In the project analyzed, the power was always
below 2 [MW]. However, in some cases, the optimum power
exceeded 1 [MW], characterizing a SHP. In other cases, it was
below, characterizing a mini hydropower.
These classifications’ changes are important, in the Brazilian
scenario, because it determines the government regulation and
the benefits conceded to the venture.
6. ACKNOWLEDGMENTS
We wish to thank the Coordination for the Improvement of
Higher Education Personnel (Coordenação de Aperfeiçoamento
de Pessoal de Nível Superior, CAPES; in Portuguese), for the
support given by granting of Master-of-Science scholarship
for Ivan Felipe Silva dos Santos and to the National Council for
Scientific and Technological Development (Conselho Nacional de
Desenvolvimento Científico e Tecnológico, CNPq; in Portuguese) by
granting of Productivity scholarship for Geraldo Lúcio Tiago Filho.
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• Barros, R.M. e Tiago filho, G. L. Small hydropower and carbon credits
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• BEN - Balanço Energético Nacional (2012). Empresa de
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• Eletrobrás. Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Diretrizes para
Estudos e Projetos de PCH. Ed. Eletrobrás, RJ, 2000.
PROPOSTA PARA REPOTENCIALIZAÇÃO DE UMA MICRO
CENTRAL HIDRELÉTRICA E SUA TRANSFORMAÇÃO
EM UMA USINA DIDÁTICA
DOI:10.14268/pchn.2015.00036
ISSN: 1676-0220
Subject: Engineering, hydro power
plants; dam
1
TECHNICAL ARTICLES
STAHLHOEFER, Marcelo, 2JUNIOR, Oswaldo Honorato de Souza, 3ALVES, Gilberto Manoel
RESUMO
O objetivo deste trabalho é apresentar os resultados obtidos no projeto de repotencialização da Micro Central Hidrelétrica Roncador,
situado no município do Bocaíuva do Sul – Paraná. Tal projeto visa transformar uma antiga micro central desativada há mais de 40 anos
em um ambiente didático e de preservação ambiental. O projeto foi desenvolvido para utilizar diferentes tipos de turbinas hidráulicas
para uma mesma faixa de queda líquida, sendo a potência ótima definida de maneira econômica, além disso os equipamentos
hidromecânicos serão definidos com base em normas, livros e manuais comumente utilizados em projetos de centrais hidrelétricas.
Dentre os principais resultados expostos, estarão: a vazão de água adotada no projeto, a potência instalada, o dimensionamento
básico do circuito de geração, um esboço do layout da casa de força com quatro máquinas diferentes instaladas e por fim, uma
estimativa de custos para a aquisição e instalação dos equipamentos com base na planilha de custos Eletrobrás.
PALAVRA-CHAVE: Micro central hidrelétrica, repotencialização, dimensionamento básico.
REPOWERING PROPOSAL FOR A MICRO HYDROELECTRIC
POWER PLANT AND ITS TRANSFORMATION INTO
AN EDUCATIONAL PLANT
ABSTRACT
This work describes a repowering project of the Roncador Micro Hydroelectric Power Plant. This power plant has been out of service
for more than 40 years and in 2010 the government of the district of Bocaiuva do Sul, where the plant is located, granted the Federal
Technologic University of Parana, permission to create there an appropriate place for educational activities and environmental
preservation. The design criteria used in this work are based on international and national standards, books and handbooks,
usually employed in similar studies. Special attention has been given to the following aspects of the project: design water flow rate,
developed power evaluation, a basic design of the circuit generation. Additionally, a 3D sketch of the power house was included.
Lastly is presented an estimative cost of the designed equipments.
KEYWORDS: Micro hydroelectric power plant, repowering, basic design.
1. INTRODUÇÃO
O presente projeto estudou e avaliou economicamente
algumas das estruturas deterioradas da Micro Central Hidrelétrica
Roncador que são fundamentais para uma futura operação. Esta
usina operou nos anos de 1953 a 1959 na cidade de Bocaiuva
do Sul – Paraná e atualmente encontra-se desativada e num
contínuo processo de deterioração.
No ano de 2010 foi realizado um convênio entre a Universidade
Tecnológica Federal do Paraná e a prefeitura de Bocaiuva do Sul para
ali, transformar a área da MCH em um parque tecnológico voltado
à ações de pesquisa e treinamentos. Desta maneira, a etapa de
projeto básico é de fundamental importância para a obtenção da
estimativa de custos antes da implantação do empreendimento.
Os potenciais hídricos são recursos pertencentes à nação
brasileira, de tal forma que é autorizado ou concedido, por um
órgão regulador, visando sua utilização na produção de energia
elétrica, irrigação, abastecimento de água, etc.
Se enquadram nestes potenciais hídricos as micros, minis e
pequenas centrais hidrelétricas. Atualmente elas correspondem
a uma pequena parcela da produção de energia létrica nacional,
entretanto são fundamentais, principalmente por atingir regiões
onde linhas de transmissão de grandes centrais normalmente
não chegam, possibilitando assim o desenvolvimento e o conforto
em lugares longínquos desse país de dimensões continentais.
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
2.1 Potência Hidráulica
O termo potencial hidráulico significa a energia cinética
ou potencial da água dos rios e lagos que se concentra nos
aproveitamentos hidrelétricos e é transformada em energia
mecânica e, finalmente, em energia elétrica. (SCHREIBER, 1977).
A potência na saída do gerador pode ser calculada multiplicando
um fator característico da instalação da usina hidrelétrica “k” pela
vazão disponível para turbinar “Q”, conforme equação 1.
P = k . Q
(1)
Sendo o fator k a multiplicação entre os fatores físicos
do ambiente onde será instalada a casa de força e os fatores
relacionados a eficiência do grupe gerador.
k = g . ρ . nsa . nt . ng . Hb . 10-3(2)
UTFPR, [email protected]
UNIFEI,[email protected]
3
UTFPR, [email protected]
1
2
15
ARTIGOS TÉCNICOS
Onde g é a aceleração da gravidade, ρ a densidade da água,
nsa o rendimento do sistema de adução, nt o rendimento da
turbina, ng o rendimento do gerador e Hb é a queda bruta.
Para um estudo preliminar o valor de k pode ser considerado
constante enquanto que a vazão varia de acordo com sua curva
de permanência.
2.2 Vazão de Projeto
A vazão de projeto ou a forma como uma central hidrelétrica
utilizará sua disponibilidade hidrica deve atender às necessidades
impostas pelos seus consumidores finais. Por exemplo, a central
pode trabalhar durante algumas horas do dia gerando uma alta
quantidade de energia e aceitando deplecionar o seu reservatório
de modo a atender o consumo de horários de pico de demanda.
De outra maneira, a central pode trabalhar como base para o
fornecimento de energia elétrica em uma propriedade rural
durante o dia e a noite. Cada uma dessas centrais irá aproveitar
de forma diferente sua vazão disponível e seu reservatório.
2.3 Conduto Forçado
Os condutos forçados são tubulações de grande diâmetro,
podem ser feitos de aço, concreto, fibra de vidro, PCV e outros
materiais empregados na fabricação de tubulações. São utilizados
para conduzir a água de um reservatório ou de um sistema
adutor para a casa de força. Devem ser projetados para resistir
a altas tensões devido à pressão estática da coluna d’água e
devido ao golpe de aríete criado por mudanças bruscas no fluxo
d’água, podendo ser pelo fechamento e abertura de válvulas e/
ou distribuidor da turbina (NOVAK, 2004).
2.4 Diâmetro Econômico
O diâmetro da tubulação adutora pode ser escolhido através
do cálculo do diâmetro econômico. Seu valor é determinado pela
comparação entre os custos devido à construção do conduto e
as receitas deixadas de arrecadar devido a as perdas de carga,
sendo então somados estes valores se encontra um valor mínimo.
2.5 Perdas de Carga
As perdas de carga são as perdas de energia resultante do
atrito das partículas entre sí e contra as paredes da tubulação
quando o fluido escoa. Em tubulações, as perdas podem ser
divididas em perdas localizadas e perdas distribuidas.
As perdas de carga distribuídas são calculadas segundo a
equação universal de Darcy-Weisbach:
Δh = λ . (L/D ) . (V / 2g)
2
(3)
O coeficiente de atrito λ é um valor dependente do regime
do fluido. No caso das hidrelétricas, onde o número de Reynolds
normalmente é superior a 4000, o regime considerado é o
turbulento. Para o cálculo do coeficiente de atrito utiliza-se a
equação proposta por Levin(1968) para o regime turbulento
plenamente rugoso.
λ = 1 / (2 . log (3,7 . D / ε))2(4)
Onde ε é a rugosidade absoluta do material do conduto.
As perdas localizadas são cálculadas segundo as seguintes
literaturas:
Hydraulic Design Criteria, chart 228-1, chart 228-2/1, chart
228-4;
Levin, L, tableau 5, abaque Nº 58.
16
2.6 Tomada de Água
A tomada de água tem a finalidade de captar e conduzir a
água aos órgãos adutores e daí às turbinas, impedir a entrada de
corpos flutuantes e fechar a entrada de água quando necessário.
Deve ser projetada de uma forma que reduza as perdas de carga
para o mínimo. Também deve ser projetada para evitar a formação
de vórtices que possam levar ar para dentro da tubulação, e
prejudicar consequentemente o funcionamento da turbina.
2.7 Grades da Tomada de Água
As grades têm por finalidade evitar a entrada na tomada
d’água de detritos, troncos de madeira ou outros corpos possíveis
de serem transportados pelo rio e que possam danificar a turbina,
tubulação e válvulas (SCHREIBER, 1977). Elas são geralmente
construídas de barras chatas de aço. As perdas de cargas podem
ser diminuídas dando-se às barras um formato mais hidrodinâmico.
2.8 Comportas da Tomada de Água
As comportas servem para fechamento da entrada de água
para os órgãos adutores e às turbinas, em caso de revisão ou
eventual consertos. Em casos de emergências (como por exemplo,
rompimento da tubulação adutora ou defeito no regulador da
turbina que impeça o fechamento do distribuidor). Na falta de
uma válvula a montante da turbina, a comporta deve fechar-se
rápida e automaticamente (SCHREIBER, 1977).
2.9 Válvula Borboleta
A válvula borboleta tem a função de proteger a turbina
caso haja uma falha do distribuidor ou em necessidades de
manutenção sem a necessidade de esgotar o conduto forçado.
2.10 Turbina Hidráulica
É uma máquina através da qual escoa água, e tem a finalidade
de transformar a energia potencial hidráulica, do escoamento,
em energia cinética de rotação de eixo, para posteriormente
ser transformada em energia elétrica (SOUZA JR, 2013). Uma
das classificações empregadas denomina as turbinas de centrais
hidrelétricas em turbinas de ação e de reação.
Uma vez determinado a queda líquida e a vazão de projeto
pode-se determinar o tipo de turbina recomendado para o
aproveitamento em estudo.
2.11 Chaminé de Equilíbrio
A utilização da chaminé de equilíbrio esta relacionada ao
alívio do golpe de aríete em uma rejeição ou tomada de carga
da turbina e também à regulação de frequência dos grupos
geradores (ELETROBRAS, 2003).
2.12 Casa de Força
A casa de força tem a finalidade de alojar as máquinas
geradoras e os equipamentos auxiliares necessários ao
funcionamento da central hidrelétrica, possibilitar sua montagem,
eventual desmontagem, operação e manutenção. Ela deve ter o
menor volume possível por questões econômicas. O ambiente
deve ter uma boa aparência estética e estar limpo.
2.13 Estimativa de Custos
O levantamento de custos é essencial ao estudo de viabilidade de
um empreendimento hidrelétrico e neste trabalho ele está baseado
nas planilhas de custos de equipamentos padrão Eletrobrás.
TECHNICAL ARTICLES
3. MATERIAL E MÉTODOS
este caso específico a metodologia escolhida foi aquela onde a
espessura do conduto forçado é pré-fixada.
3.1 Material
Decon = 0,3867 . [{λ . AC . Cener . ntot. (pwf) . Q3 } / (γ . Cucond . t)] 0,1667(5)
3.1.1 Localização da Micro Central Hidrelétrica
O aproveitamento hidrelétrico esta localizado no município de
Bocaiuva do Sul no estado Paraná, aproximadamente a 50 km
do centro da cidade de Curitiba. As coordenadas geográficas da
casa de força e da barragem são respectivamente: (25°11’19” S
49°08’15” W e 25º11’13” S 49°08’13” W).
3.1.2 Materiais para Determinação da Vazão de Projeto e
Queda Bruta
Para determinação da vazão de projeto foi utilizado como
base a curva de permanência mostrada na figura 1 desenvolvida
por Reis, Sousa e Filho (2011). Estes mesmo autores também
determinaram a queda bruta através de uma equação proposta
pela bibliografia e obtiveram uma queda de 14,81 m.
Sendo:
pwf = (i + 1)ny – 1/i . (i + 1)ny(6)
Onde λ é o coeficiente de atrito, AC o número de horas de
trabalho da central em plena carga, Cener o custo de venda de
1kWh, ntot o rendimento total do grupo gerador, pwf o valor
presente, Q a vazão turbinada, γ o peso específico do material
do conduto, Cucond o custo unitário do conduto, t a espessura
da parede do conduto, i a taxa de retorno e ny o período de vida
econômica do aproveitamento.
3.2.3 Método para Determinar as Dimensões de Passagem
Hidráulica da Toma de Água
A Eletrobras (1985) recomenda que a velocidade da água
na seção da comporta não seja superior a 3 m/s. As dimensões
da boca da tomada d’água deve ser definidas de forma que a
velocidade na entrada não exceda 1 m/s, e que seja respeitada
uma submergência mínima em relação ao teto da comporta igual
a 1,5 vezes a altura da comporta.
4. RESULTADOS E DISCUSSÃO
4.1 Determinação da Vazão de Projeto
Fig. 1: Curva de permanência da MCH Roncador.
Fonte: Reis, Souza e Filho (2011)
3.2 Método
3.2.1 Método para Determinar a Vazão de Projeto
Para o caso da curva da permanência mensal, mostrada na
figura 1, a potência ideal de projeto é de 45 kW, o que equivale a
uma permanência de 66,2% no mês, sendo a vazão neste ponto
igual 0,42 m³/s. Já para a curva da permanência anual, também
mostrada na figura 1, a potência ideal de projeto é de 47 kW, o
que equivale a uma permanência de 85,6% no ano e uma vazão
de aproximadamente 0,45 m³/s.
Como a MCH Roncador terá fins didáticos, a central não
será operada de modo a gerar lucros, dessa forma, diferentes
tipos de máquinas serão instaladas para que a MCH se torne
um laboratório de treinamenos e pesquisa. Assim a vazão
máxima adotada para o cálculo do sistema adutor será a vazão
correspondente a duas vezes a vazão de projeto, sendo igual a
0,9 m³/s. Essa vazão equivale a uma potência de menos de 15%
de permanência no mês.
4.2 Determinação do Diâmetro Econômico e o Diâmetro
Escolhido
Fig. 2: a) Curva de duração de potência. b) Curva de energia versus potência.
Fonte: Souza, Santos e Bortoni (1999)
A metodologia para determinar a vazão e a potência ótima de
projeto é apresentada por Souza (1999). Partindo da equação 1
da potência hidráulica e considerando que os valores que resultam
em k sejam constantes, pode-se observar que a potência tornase somente dependente da vazão. Desta forma, pode-se traçar
um gráfico dividindo certas faixas de potência pelas respectivas
permanências, conforme figura 2-a. Partindo dessa curva pode
ser traçada a curva de energia versus potência instalada, figura
2-b, desde que se admita que para cada potência instalada seja
possível calcular a energia gerada no período de operação com
base na curva de permanência.
Os valores utilizados no equacionamento proposto pela ASCE
(1999) com espessura do conduto pré-fixada estão mostrados na
tabela 1. Considerando para o trecho unitário a vazão de 0,9 m3/s
e para o trecho ramificado a vazão de 0,45 m3/s, obtêm-se os
valores de 619 mm e 445 mm respectivamente. Sendo adotados
os valores finais de 650 mm e 500 mm respectivamente.
4.3 Determinação das Dimensões Hidráulicas da Tomada
de Água
Seguindo a metodologia definida no item 3.2.3 a velocidade
recomendada na embocadura da tomada d’água é de 1 m/s.
Sendo a vazão de projeto de 0,9 m³/s, a área mínima admissível
nessa seção é:
3.2.2 Método para Determinar o diâmetro econômico
Q = V . Ag => Ag = 0,9/1 => Ag = 0,9 m2(7)
A American Society of Civil Enginneers (1993) fornece
algumas equações para o cálculo do diâmetro econômico. Para
Foi adotado o valor de 1,15 m para a largura da embocadura
da tomada e de 1,47 m para a altura. Resultando em uma área
17
ARTIGOS TÉCNICOS
de passagem de 1,69 m³. A velocidade da água para esse caso
será de 0,53 m/s. Para a seção da comporta, a velocidade
mínima recomendada na seção da comporta, seguindo o critério
mostrado no item 3.2.3, é de 3 m/s. Dessa maneira a área
mínima é calculada:
Q = V . Ac => Ac = 0,9/3 => Ac = 0,3 m2
4.6 Turbinas
(8)
As dimensões da comporta foram definidas a partir da norma
NBR 12289, foi selecionada a comporta gaveta de aço com as
dimensões de 0,85 m de largura e 0,75 m de altura. Esse valor
resulta em uma área de passagem de 0,637 m² e uma velocidade
para o caso em estudo de 1,41 m/s.
Tabela 1: Valores e resultados para o diâmetro econômico ASCE.
Fig. 4: Carta de seleção de turbinas.
Calculado o valor da vazão de projeto no item 4.1 e a perda
de carga no item 4.5, obtém-se o valor da queda líquida. É
possível então inserir estes dois pontos na figura 4 e verificar
qual o tipo de turbina que melhor se enquadra nas características
disponíveis da MCH Roncador. Os melhores tipos de turbina que
se enquadram para a queda e vazão encontrada na MCH Roncador
são as turbinas Francis Horizontal e Michell-Banki.
Como a MCH Roncador terá fins didáticos, será implantada
além das turbinas acima citada uma turbina do tipo pelton e
outra do tipo hélice.
4.4 Circuito de Geração
O traçado do novo circuito de geração será mantido conforme
as antigas intalações. Alterando somente os diâmetros hidráulicos
da tomada de água e do conduto forçado. A figura 3 mostra a
planta do traçado do cicuito de geração da MCH Roncador.
Fig. 3: Circuito de geração.
Fonte: Souza (1999)
4.7 Válvula Borboleta
O sistema de proteção utilizado nas turbinas será válvulas
borboleta de operação manual. Esse tipo de válvula suporta com
segurança a carga hidrostática da MCH. É um tipo mais barato,
pois possui um menor peso que outros modelos.
A seleção do diâmetro da válvula é baseada no diâmetro
de entrada da caixa espiral da turbina. Com isso selecionamos
a válvula de menor diâmetro possível. O diâmetro de entrada
da caixa espiral da turbina é de 480 mm. Esse será o valor
selecionado do fabricante de válvulas borboleta.
4.8 Casa de Força
Fonte: Autoria própria
4.5 Determinação das Perdas de Carga
As perdas de cargas foram calculadas com auxílio do programa
excel. Utilizando as equações e referências citadas no item 2.5,
foi possível estimar o valor das perdas de carga.
Na tabela 2 esta mostrado o resumo dos resultados obtidos
no cálculo da perda de carga no circuito de geração.
A nova proposta da casa de força foi definida de acordo com
a quantidade de turbinas a serem instaladas e suas dimensões.
Tendo em vista a utilização da usina como laboratório didático, o
número de máquinas escolhido foi de quatro turbinas.
Para fins de estimativa do tamanho da casa de força, as
dimensões das máquinas que se pretende instalar na MCH
Roncador foram referenciadas na NBR 12591.
Tabela 2: Planilha de cálculo da perda de carga.
Fig. 5: Modelo da casa de força.
18
Fonte: Autoria própria
TECHNICAL ARTICLES
O modelo tridimensional da casa de força foi realizado com
auxílio de um software de modelagem de sólidos. As máquinas
foram posicionadas em um ângulo de 60° em relação ao eixo do
conduto. Foram estudados diferentes layouts até chegar nessa
proposta, resultando em uma área menor para a casa de força
com essa quantidade de máquinas. A turbina Francis Horizontal
foi instalada no trecho final do conduto devido ela necessitar
maior distância lateral entre os eixos do conduto de adução. A
figura 5 mostra o modelo casa de força.
4.9 Estimativa de Custos
Os custos considerados neste estudo foram os dos
equipamentos permanentes. Estes custos levam em consideração
as turbinas, conduto forçado, grade, comporta, válvula borboleta,
etc. A tabela 3 mostra os custos de cada equipamento, impostos,
transporte, seguro, montagem e testes baseado na tabela de
custos Eletrobrás.
Tabela 3: Custos dos equipamentos permanentes
19
ARTIGOS TÉCNICOS
5. CONCLUSÃO
Espera-se com este trabalho, ter contribuído no estudo das
alternativas para implantação de diferentes máquinas na MCH
Roncador. Utilizando as estruturas existentes e recuperando
aquelas que apresentem tal necessidade, espera-se no mínimo
reduzir os impactos ambientais de sua construção, acrescentando
à UTFPR laboratórios didáticos que certamente irão contribuir no
aprendizado das áreas de engenharia e tecnologia.
Os objetivos foram alcançados, pois com a existência da curva
de permanência foi possível definir a vazão de 0,9 m³/s, e assim,
projetar o circuito de geração. Esse valor equivale a duas vezes a
vazão referente à potência ótima, definida como 47 kW. A vazão
turbinada de 0,45 m³/s(47kW) foi utilizada para o cálculo das
perdas de carga. Com as perdas calculadas foi possível obter o
valor da queda líquida e consequentemente selecionar os quatro
tipos de turbina de acordo com a norma brasileira. Sendo assim
possível estimar o tamanho da casa de força.
Devido à topografia do terreno, foi mantido o mesmo traçado
para o circuito de geração. Dessa forma o estudo teve o foco em
definir uma alternativa para a casa de força, que resultou em
uma ramificação com quatro saídas laterais. As máquinas foram
posicionadas na casa de força de modo a resultar em uma menor
área construída, por isso utilizou-se um posicionamento inclinado
das mesmas.
Com o auxílio de ferramentas fornecidas pela empresa estatal
brasileira Eletrobras, foi possível estimar o custo dos equipamentos
que fazem parte do objetivo desse estudo, resultando em um valor
total aproximado de US$790.400,00. A relação Custo x Potência
Instalada para implantação dessa alternativa à MCH Roncador,
resulta em um custo de aproximadamente de 3.952,00 US$/kW.
Os maiores custos estão relacionados às turbinas Francis, Pelton
e Tubular S, elas juntas custam o valor de US$486.450,00. A
turbina mais barata é a Michell-Banki, sendo o seu valor estimado
em US$ 21.114,00.
Posteriormente haverá a necessidade de obter os recursos
financeiros para a concretização do empreendimento e a escolha
dos fornecedores dos equipamentos para definição do layout final
da casa de força.
Como sugestão para trabalhos futuros: estudar e definir a
cota de jusante do rio, de modo a obter a curva chave, assim será
possível definir a altura de sucção ideal entre do distribuidor das
20
máquinas e o canal de fuga(setting). Além disso, seria necessário
também, um estudo dos custos para construção da estrutura civil
da casa de força.
6. REFERÊNCIAS
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PCH NOTÍCIAS & SHP NEWS, 68, (1), JAN,MAR/2016, DA PÁG. 1 5-20
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O artigo em PORTUGUÊS deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em português, RESUMO (seguido de Palavras-chave), TÍTULO DO ARTIGO em inglês, ABSTRACT (seguido de
keywords); 1. INTRODUÇÃO (incluindo revisão de literatura);
2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO; 4.
CONCLUSÃO (se a lista de conclusões for relativamente curta, a
ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar
o capítulo anterior); 5. AGRADECIMENTOS (se for o caso); e 6.
REFERÊNCIAS, alinhadas à esquerda.
O artigo em INGLÊS deverá seguir a seguinte sequência:
TÍTULO em inglês; ABSTRACT (seguido de Keywords); TÍTULO
DO ARTIGO em português; RESUMO (seguido de Palavras-chave); 1. INTRODUCTION (incluindo revisão de literatura); 2.
MATERIALAND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION; 4.
CONCLUSIONS (se a lista de conclusões for relativamente curta,
a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar
o capítulo anterior); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (se for o caso);
e 6. REFERENCES.
O artigo em ESPANHOL deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em espanhol; RESUMEN (seguido de Palabra llave),
TÍTULO do artigo em português, RESUMO em português (seguido de palavras-chave); 1. INTRODUCCTIÓN (incluindo revisão
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DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (se a lista de conclusões for
relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. RECONOCIMIENTO (se for o caso); e 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
Os subtítulos, quando se fizerem necessários, serão escritos
com letras iniciais maiúsculas, antecedidos de dois números
arábicos colocados em posição de início de parágrafo.
No texto, a citação de referências bibliográficas deverá ser
feita da seguinte forma: colocar o sobrenome do autor citado
com apenas a primeira letra maiúscula, seguido do ano entre
parênteses, quando o autor fizer parte do texto. Quando o autor
não fizer parte do texto, colocar, entre parênteses, o sobrenome,
em maiúsculas, seguido do ano separado por vírgula.
O resumo deverá ser do tipo indicativo, expondo os pontos
relevantes do texto relacionados com os objetivos, a metodologia,
os resultados e as conclusões, devendo ser compostos de uma
sequência corrente de frases e conter, no máximo, 250 palavras.
Para submeter um artigo para a Revista PCH Notícias & SHP
News o(os) autor(es) deverão entrar no site www.cerpch.unifei.
edu.br/submeterartigo.
Serão aceitos artigos em português, inglês e espanhol. No
caso das línguas estrangeiras, será necessária a declaração de
revisão linguística de um especialista.
Segunda Etapa (exigida para publicação)
The manuscript should be submitted with following format:
should be typed in Times New Roman; 12 font size; 1.5 spaced
lines; standard A4 paper (210 x 297 mm), side margins 2.5 cm
wide; and not exceed 16 pages, including tables and figures.
In the first page should contain the title of paper, Abstract
and Keywords. The tables and figures should be numbered consecutively in Arabic numerals, which should be indicated in the
text and annexed at the end of the paper. Figure legends should
be written immediately below each figure preceded by the word
Figure and numbered consecutively. The table titles should be
written above each table and preceded by the word Table followed by their consecutive number. Figures should present the
data source (Source) above the legend, on the right side and no
full stop; and tables, below with full stop.
The manuscript in PORTUGUESE should be assembled in the
following order: TÍTULO in Portuguese, RESUMO (followed by
Palavras-chave), TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by keywords); 1. INTRODUÇÃO (including references);
2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO; 4.
CONCLUSÃO (if the list of conclusions is relatively short, to the
point of not requiring a specific chapter, it can end the previous
chapter); 5. AGRADECIMENTOS (if it is the case); and 6. REFERÊNCIAS, aligned to the left.
The article in ENGLISH should be assembled in the following order: TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by
keywords); TITLE in Portuguese; ABSTRACT in Portuguese (followed by keywords); 1. INTRODUCTION (including references);
2. MATERIAL AND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION;
4. CONCLUSIONS (if the list of conclusions is relatively short,
to the point of not requiring a specific chapter, it can end the
previous chapter); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (if it is the case);
and 6. REFERENCES.
The article in SPANISH should be assembled in the following order: TÍTULO in Spanish; RESUMEN (following by Palabrallave), TITLE of the article in Portuguese, ABSTRACT in Portuguese (followed by keywords); 1. INTRODUCCTIÓN (including
references); 2. MATERIALES Y MÉTODOS; 3. RESULTADOS Y
DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (if the list of conclusions is
relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it
can end the previous chapter); 5.RECONOCIMIENTO (if it is the
case); and 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
The section headings, when necessary, should be written
with the first letter capitalized, preceded of two Arabic numerals
placed at the beginning of the paragraph.
References cited in the text should include the author’s
last name, only with the first letter capitalized, and the year
in parentheses, when the author is part of the text. When the
author is not part of the text, include the last name in capital
letters followed by the year separated by comma, all in parentheses.
Abstracts should be concise and informative, presenting the
key points of the text related with the objectives, methodology,
results and conclusions; it should be written in a sequence of
sentences and must not exceed 250 words.
For paper submission, the author(s) should access the online
submission Web site www.cerpch.unifei.edu.br/submeterartigo
(submit paper).
The Magazine PCH Notícias & SHP News accepts papers in Portuguese, En-glish and Spanish. Papers in foreign languages will be
requested a declaration of a specialist in language revision.
Second Step (required for publication)
O artigo depois de analisado pelos editores, poderá ser
devolvido ao(s) autor(es) para adequações às normas da Revista
ou simplesmente negado por falta de mérito ou perfil. Quando
aprovado pelos editores, o artigo será encaminhado para três
revisores, que emitirão seu parecer científico. Caberá ao(s)
autor(es) atender às sugestões e recomendações dos revisores;
caso não possa(m) atender na sua totalidade, deverá(ão)
justificar ao Comitê Editorial da Revista.
After the manuscript has been reviewed by the editors, it is
either returned to the author(s) for adaptations to the Journal
guidelines, or rejected because of the lack of scientific merit and
suitability for the journal. If it is judged as acceptable by the
editors, the paper will be directed to three reviewers to state
their scientific opinion. Author(s) are requested to meet the reviewers, suggestions and recommendations; if this is not totally
possible, they are requested to justify it to the Editorial Board.
Obs.: Os artigos que não se enquadram nas normas acima
descritas, na sua totalidade ou em parte, serão devolvidos e
perderão a prioridade da ordem sequencial de apresentação.
Obs.: Papers that fail to meet totally or partially the guidelines above described will be returned and lose the priority of the
sequential order of presentation.
PCH NOTÍCIAS & SHP NEWS, 66, (3), ABR,JUN/2015, DA PÁG. 3-5
TECHNICAL ARTICLES
INSTRUCTIONS FOR AUTHORS
TECHNICAL ARTICLES
ARTIGOS TÉCNICOS
INSTRUÇÕES AOS AUTORES
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