Brunolimared Tg2 Dez09 Final

8/15/2019 Brunolimared Tg2 Dez09 Final

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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS

FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA

ENGENHARIA DE CONTROLE E AUTOMAÇÃO

Centrais Hidrelétricas de Pequeno Porte e o Programa Brasileiro

de PCHs

Bruno Wilmer Fontes Lima

Orientador: Arsênio Oswaldo Sevá Filho

Departamento de Energia

Faculdade de Engenharia Mecânica - UNICAMP

Campinas

2009


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Agradecimentos

Primeiramente gostaria de agradecer a meus pais, Francisco e Beatriz, pela educação,

apoio e carinho que fizeram com que conseguisse chegar aonde cheguei. Gostaria também de

agradecer aos meus irmãos, Érico, Tatiana e Juliana; avós, Francisco, Lise, Haydée e Bruno

(que infelizmente não tive o prazer de conhecer) e demais familiares.

Gostaria também de agradecer a todos meus amigos: os de infância, os de adolescência,

aos da minha turma de Engenharia de Controle e Automação, aos colegas de república e a

todos os outros com quem tive o prazer de conviver ao longo de minha vida.

Ao professor Sevá, cuja orientação e criticas tornaram este trabalho possível, e também

aos ex-colegas de trabalho: Juliano, Antônio e Randal, que muito me ensinaram sobregeradores e PCHs.

Por fim, gostaria de agradecer ao poder superior, que chamamos de Deus.


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Resumo

LIMA, Bruno Wilmer Fontes. Centrais Hidrelétricas de Pequeno Porte e o Programa

Brasileiro de PCHs. Campinas: Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual

de Campinas, 2009. 82 pág. Dissertação (Trabalho de Graduação).

Este trabalho de graduação faz uma análise das centrais hidrelétricas de pequeno porte, hoje

em dia denominadas Pequenas Centrais Hidrelétricas. Inicialmente, é apresentado um breve

histórico do setor elétrico brasileiro, e de como as centrais hidrelétricas, tanto as de pequeno

como as de grande porte, foram essenciais para o seu desenvolvimento no Brasil. Também é

mostrado como funciona o processo de implantação de uma PCH, a obra civil, o maquinárioeletro-mecânico e os arranjos utilizados nestas usinas. Para a realização deste trabalho,

também foram feitas visitas técnicas a duas centrais hidrelétricas de pequeno porte: PCH

Salto Grande, em Campinas-SP, e PCH Mogi Guaçu, em Mogi Guaçu-SP. No capítulo 2 é

feito o relatório dessas visitas. Em seguida, foi feita uma explicação do que é uma PCH,

segundo a definição da ANEEL, assim como dos conceitos de Geração Distribuída, e uma

breve análise do PROINFA, programa do Ministério de Minas e Energia que visa aumentar a

participação das fontes alternativas de energia na matriz brasileira, e como ele afetou aconstrução de novas PCHs no país. Também são apresentados alguns casos onde a construção

de novas PCHs causou ou está causando problemas junto à sociedade ou o ambiente e o

impacto negativo que essas usinas estão trazendo a essas comunidades. Por fim é apresentado

um panorama da matriz elétrica brasileira atual, e as projeções de crescimento, feitas pela

Empresa de Pesquisa Energética, bem como o as estimativas da participação das PCHs na

matriz energética no futuro.

Palavras Chave

Pequenas Centrais Hidrelétricas; PROINFA; Usinas Hidrelétricas; Barragens; Geração

Distribuída.


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LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Primeira Usina Hidrelétrica do Mundo, em Appleton, EUA (Fonte: Américas

Library).......................................................................................................................................1

Figura 2 - Usina de Marmelos-Zero, em Juiz de Fora, MG (Fonte: Prefeitura Municipal

de Juiz de Fora) ..........................................................................................................................2

Figura 3 - Usina Hidrelétrica de Itaipu, a segunda maior do mundo (Fonte: Itaipu

Binacional) .................................................................................................................................4

Figura 4 - Fluxograma de Implantação de uma PCH (Fonte: Eletrobrás, 2000) ..............7

Figura 5 - Esquema de construção de uma PCH com queda Natural Localizada (fonte:

European Comission, 2001) .......................................................................................................8

Figura 6 - Foto de satélite da PCH Salto Grande, onde a água é levada pelo canal de

adução (de baixa pressão) aos condutos forçados (de alta pressão), e depois à casa de força

(Fonte: Google) ..........................................................................................................................9

Figura 7- Esquema de construção de uma PCH sem Queda Natural Localizada (fonte:

European Comission, 2001) .....................................................................................................10

Figura 8 - Foto de satélite da PCH Mogi Guaçu, exemplo de usina onde a casa de força

é incorporada à barragem. (Fonte: Google)..............................................................................10

Figura 9 - Turbina, Volante de Inércia, Gerador Síncrono e Excitatriz de uma PCH

(Fonte: Acervo GE) ..................................................................................................................13

Figura 10 - Faixas de Operação dos tipos de Turbina Hidráulica (Fonte: Eletrobrás,

2000).........................................................................................................................................14

Figura 11 - Partes de uma turbina ...................................................................................16

Figura 12 - Turbina Kaplan (Fonte: Voith Siemens) ......................................................17

Figura 13- Turbina Francis (Fonte: Voith Siemens).......................................................18

Figura 14 - Turbina Pelton (fonte: Voith Siemens) ........................................................18Figura 15 - Turbina Bulbo (Fonte: Hitachi)....................................................................19

Figura 16 - Esquema de um Gerador Síncrono (Fonte: http://maquinas-

utfpr.blogspot.com/) .................................................................................................................22

Figura 17 - Barragem vista da margem leste do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09)..30

Figura 18 - Vista da Montante do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09)........................30

Figura 19 - Vista da Jusante do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09) ...........................31

Figura 20 - Escada para peixes (Foto do autor, 26/06/09) ..............................................31


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Figura 21 – Inicio da Tomada d'água, com a grade de limpeza (Foto do autor, 26/06/09)

..................................................................................................................................................32

Figura 22 - Canal de Adução (Foto do autor, 26/06/09).................................................33

Figura 23 – Final do canal de adução e comporta da Câmara de Carga (Foto do autor,

26/06/09)...................................................................................................................................33

Figura 24 - Parte superior da Câmara de Carga (Foto do autor, 26/06/09).....................34

Figura 25 - Condutos Forçado (Foto do autor, 26/06/09) ...............................................34

Figura 26 - Casa de Força (Foto do autor, 26/06/09)......................................................35

Figura 27 - Antigo Painel de Controle da Usina (Foto do autor, 26/06/09) ...................36

Figura 28 - Vista geral das Turbinas Hidráulicas (Foto do autor, 26/06/09)..................36

Figura 29 – Da direita para a esquerda: Gerador, Volante de Inércia, Multiplicador,

Mancal e Unidade de Lubrificação (Foto do autor, 26/06/09) .................................................37

Figura 30 - Saída do Canal de Fuga (Foto do autor, 26/06/09) ......................................37

Figura 31 – Subestação Elevadora (Foto do autor, 26/06/09).........................................38

Figura 32 - Micro Usinas Hidrelétricas (Foto do autor, 26/06/09) .................................39

Figura 33 - Barragem da Usina de Mogi Guaçu (Foto do autor, 10/07/09)....................40

Figura 34 - Escada para Peixes (Foto do autor, 10/07/09)..............................................40

Figura 35 – Reservatório à Montante da Barragem (Foto do autor, 10/07/09)...............41

Figura 36 - Tomada d'água, à direita grade de contenção da vegetação aquática (Foto do

autor, 10/07/09) ........................................................................................................................42

Figura 37 - Jusante da Barragem (Foto do autor, 10/07/09) ...........................................42

Figura 38 - Saída do Canal de Fuga, e da água drenada da casa de força (Foto do autor,

10/07/09)...................................................................................................................................43

Figura 39 - Saída da Água Turbinada (Foto do autor, 10/07/09)....................................43

Figura 40 - Turbinas Hidráulicas tipo Kaplan S Horizontal e comando de abertura das

palhetas (Foto do autor, 10/07/09)............................................................................................44Figura 41 - Painéis de Controle e Reguladores e Tensão (Foto do autor, 10/07/09)......44

Figura 42 – Multiplicador de Velocidade (Foto do autor, 10/07/09)..............................45

Figura 43 – Gerador Síncrono (Foto do autor, 10/07/09) ...............................................45

Figura 44 - Subestação Elevadora (Foto do autor, 10/07/09) .........................................46

Figura 45 - Projeção dos requisitos de expansão da oferta na rede (Fonte: EPE, 2008b,

p. 47).........................................................................................................................................67

Figura 46 - Potencial Energético de pequenos aproveitamentos hidrelétricos (Fonte:EPE, 2008b)..............................................................................................................................68


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Figura 47 - Situação do potencial em PCH - Dados de abril/2008 (Fonte: EPE, 2008b)69


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LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Usinas Contratadas pelo PROINFA (fonte MME, 2009)..............................49

Tabela 2 - Pisos correspondentes às fontes contempladas pelo PROINFA (Fonte: MME,

2004).........................................................................................................................................50

Tabela 3 - Matriz de Energia Elétrica (Fonte Banco de Informações de Geração –

ANEEL, 2009)..........................................................................................................................66

Tabela 4 - Potência a ser Instalada para cada fonte de energia renovável ......................68


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SUMARIO

1. Introdução: Histórico, Construção e Operação de Usinas Hidrelétricas.......................1

1.1 Histórico..................................................................................................................1

1.2 Construção ..............................................................................................................6

1.2.1 Procedimentos de Implantação ........................................................................6

1.2.2 Arranjo e Tipo das Estruturas ..........................................................................8

1.2.3 Obra Civil.......................................................................................................11

1.2.4 Maquinário Eletro-mecânico..........................................................................13

1.2.4 Tipos de Usinas Hidrelétricas quanto à Capacidade de Regularização .........27

1.3 Operação ...............................................................................................................28

2. Relatório das Visitas Técnicas ....................................................................................29

2.1 PCH Salto Grande .................................................................................................29

2.2 PCH Mogi Guaçu ou Cachoeira de Cima .............................................................39

2.3 Considerações .......................................................................................................46

3. Conceitos e Programas Institucionais .........................................................................48

3.1 Definição de PCHs................................................................................................48

3.2 O PROINFA..........................................................................................................48

3.3 Geração Distribuída ..............................................................................................53

3.3.1 Geração Distribuída Isolada...........................................................................54

3.3.2 Geração Distribuída Interconectada...............................................................54

3.4 Outros Incentivos as PCHs ...................................................................................55

4. Problemas Sociais e Conseqüências Ambientais ........................................................56

4.1 PCH Aiuruoca - MG .............................................................................................56

4.2 O Movimento Cachoeiras Vivas – MG/SP...........................................................57

4.3 Bacia do Rio Juruena – MT ..................................................................................58

4.4 Bacia do Rio Doce – MG......................................................................................604.5 PCH Mosquitão – GO...........................................................................................62

5. Panorama Energético Atual e Perspectivas de Expansão ...........................................65

5.1 Matriz Energética Atual ........................................................................................65

5.2 Cenário Futuro: Plano Decenal de Expansão de Energia - PDE (2008-2017) e o

Plano Nacional de Energia para 2030 – PNE 2030..............................................................67

6. Conclusão....................................................................................................................70

Bibliografia .....................................................................................................................72


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1. Introdução: Histórico, Construção e Operação de Usinas

Hidrelétricas

1.1 Histórico

A energia potencial de rios e córregos vem sendo aproveitada desde a antiguidade, onde

chineses, romanos e diversos povos utilizavam moinhos e rodas d’água para moer grãos ou

minérios. Nesses moinhos d’água, a água atingia as pás de grandes rodas, normalmente de

madeira, fazendo-as girar lentamente e conseqüentemente movendo as pedras de moer.

Princípios semelhantes também eram usados para bombear água em sistemas de irrigação,

serrar madeira ou mover maquinas simples em fabricas no inicio da revolução industrial.

Figura 1 - Primeira Usina Hidrelétrica do Mundo, em Appleton, EUA (Fonte: Américas Library)

A primeira usina hidrelétrica foi construída em setembro de 1882, no rio Fox em

Appleton, Wisconsin, EUA. Com uma potencia instalada de 12,5kW, supria eletricidade para

operar dois moinhos de papel. No Brasil, a primeira usina hidrelétrica foi instalada em 1883,

localizada no Ribeirão do Inferno, afluente do rio Jequitinhonha, na cidade de Diamantina


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(MG), com modestos 500kW de potência1. Seis anos depois, a usina Marmelos-Zero, no rio

Paraibuna em Juiz de Fora (MG), que com 4MW de potencia instalada, passou a ser a

primeira de grande porte no Brasil2.

Figura 2 - Usina de Marmelos-Zero, em Juiz de Fora, MG (Fonte: Prefeitura Municipal de Juiz de Fora)

Três décadas depois, em 1920, já existia um potencial instalado de 1.044.738 kW noBrasil, sendo que 85% dessa energia (884.570kW) eram geradas em 738 usinas hidrelétricas3.

Essas usinas eram de pequeno porte, comparadas com o padrão atual, e como ainda não havia

instalações para transmissão de energia a grandes distâncias, atendiam apenas a pequenas

regiões, e estavam localizadas próximas aos pontos de carga.

A partir de 1948, começou a ser adotada uma nova política de expansão da indústria da

eletricidade no país apoiada pela iniciativa estatal. Em 15 de março desse ano, da Companhia

Hidrelétrica do São Francisco (Chesf), empresa de economia mista, que teve um papel pioneiro no setor de energia elétrica. A ela se seguiram várias outras empresas em cada uma

das unidades da federação: a Cemig, em Minas Gerais, a Uselpa e a Cherp (incorporadas

depois na Cesp) em São Paulo, a Copel, no Paraná, Furnas na região Centro-Sul, por exemplo.

1 Disponível em:

acessado em: 3-6-092

Disponível em: acessado em: 3-6-093 Disponível em: acessado em: 20/06/09


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As usinas instaladas nessa época já eram maiores, mas ainda visavam atender uma região

próxima da geração.

O passo seguinte de enorme importância no programa de expansão da indústria de

eletricidade no Brasil foi dado com a Eletrobrás (Centrais Elétricas Brasileiras S.A.), criada

pela lei n. 3890-A, de 25 de abril de 1961, e instalada em junho de 1962. Sob a jurisdição do

Ministério de Minas e Energia, é responsável pela execução da política de energia elétrica no

país. Opera como empresa holding, através de quatro subsidiárias de âmbito regional: a

Eletronorte (Centrais Elétricas do Norte S.A.) na região Norte; Chesf (Companhias

Hidrelétricas do São Francisco S.A.) na região Nordeste; Furnas (Furnas Centrais Elétricas

S.A.) na região Sul. Em todos os estados, é associada a companhias que geralmente

pertencem aos Governos Estaduais.

Com a criação da Eletrobrás, e uma política de desenvolvimento energético adotada

pelo governo militar, passou-se a dar prioridade a grandes usinas hidrelétricas, como Itaipu,

com potência instalada de 14.000 MW, e pequenas usinas foram deixadas de lado das

políticas estatais, e muitas vezes desativadas, por não conseguirem competir com os custos de

operação das grandes usinas. Entretanto, usinas hidrelétricas de pequeno porte continuaram a

ser construídas pela iniciativa privada. Segundo Maranhão (2004) “(...) mesmo na fase mais

característica do gigantismo estatal: em 1962, por exemplo, no momento da criação da

Eletrobrás e da inauguração de Furnas, a empresa Orsa Celulose, Papel e Embalagens

punha em funcionamento os 4.000 kW da usina de Catas Altas, em Ribeira”.

Na análise histórica das Pequenas Centrais Hidrelétricas de Maria Fernanda Pinheiro,

em sua tese de mestrado, argumenta:

Contudo, a partir da década de 1980, foram criados programas de

incentivo à implantação de pequenas centrais hidrelétricas, através do

Governo Federal e seu Programa Nacional de Pequenas Centrais

Hidrelétricas (PNPCH), do MME. Nessa época, a Eletropaulo, porexemplo, passou a estudar a viabilidade econômica e o interesse social

e ambiental para reativar algumas de suas usinas antigas, assim como

despertou para o interesse cultural em preservar um patrimônio

histórico representado por estas usinas (MARANHÃO, 2004, p. 237).

O PNPCH promoveu estudos, cursos, subsídios técnicos e legais, mas

os resultados foram muito aquém dos esperados, pois a opção pela

geração em usinas de maior porte era priorizada; havia um cenárioeconômico nacional de recessão (1984/1993); e existiam vantagens no


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uso das usinas termelétricas nas proximidades dos maiores centros de

carga (TIAGO et al., 2006, p.05). (PINHEIRO, 2007, p. 151)

Figura 3 - Usina Hidrelétrica de Itaipu, a segunda maior do mundo (Fonte: Itaipu Binacional)

Na década de 1990, algumas mudanças começaram a ocorrer no sistema energético

brasileiro, com a privatização do setor elétrico, seguindo o modelo de privatização inglês, que

prevê a desverticalização do setor com sua divisão em quatro segmentos: geração,

transmissão, distribuição e comercialização de energia. Incentivando a competição na geração

e na comercialização, mantendo a transmissão e a distribuição (consideradas monopólios

naturais), sob regulação do Estado. Isso possibilitou uma maior competição no mercado de

comercialização de energia, e permitindo os leilões de venda de energia.

Outro ponto importante dessa mudança foi a criação da ANEEL, Agência Nacional de

Energia Elétrica, instituída pela Lei nº. 9.247/96, responsável pela regulação e fiscalização em

todos os segmentos do setor, com uma atenção maior na transmissão e na distribuição, por

não haver concorrência, e também do Operador Nacional do Sistema – ONS, criado pela Lei

nº. 9.648, que tem a finalidade de executar as atividades de coordenação e controle da

operação da geração e da transmissão de energia elétrica, integrantes do Sistema Interligado

Nacional - SIN. O ONS tem como objetivo principal, atender os requisitos de carga,


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aperfeiçoar custos e garantir a confiabilidade do sistema, definindo ainda, as condições de

acesso à malha de transmissão em alta-tensão do país.

De acordo com esse modelo, o setor privado seria o responsável por investir no setor

elétrico. Entretanto, por falta de um marco regulatório claro, planejamento e de regras bem

definidas, não houve o investimento suficiente para atender a demanda, ocasionando uma

grave crise de oferta de eletricidade no ano de 2001, o famoso “apagão”, que ocasionou no

aumento de tarifas, campanhas para redução de consumo e racionamento de energia elétrica

no nordeste.

Devido ao “apagão”, varias iniciativas foram tomadas para aumentar a geração de

energia e evitar que uma nova crise de oferta de eletricidade pudesse ocorrer, sendo a mais

relevante ao tema deste trabalho de graduação a criação do PROINFA.


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1.2 Construção

1.2.1 Procedimentos de Implantação

O processo de implantação de uma PCH começa com levantamento ou confirmação do

potencial hidrelétrico do trecho do rio que está sendo considerado. Caso o potencial já tenha

sido inventariado previamente, passa-se para a próxima etapa, caso contrário, um estudo de

potencial hidrelétrico deverá ser feito de acordo com a resolução n. º 393 de dezembro de

1998 da ANEEL.

É feito então um breve estudo sobre o potencial e a viabilidade econômica do projeto,

onde é feito um layout preliminar do projeto e é estimado um orçamento para o projeto. Caso

o projeto demonstre ser viável, começa a etapa de projeto da central hidrelétrica.

Sob o aspecto ambiental e de gerenciamento de recursos hídricos, há que se considerar a

necessidade de um tratamento adequado da questão ambiental, em benefício não apenas do

meio ambiente, mas também do próprio empreendedor, tendo como conseqüência natural a

obtenção, por parte do investidor, de Licenças Ambientais para as várias etapas do

empreendimento: Licença Prévia (LP), Licença de Instalação (LI), e Licença de Operação

(LO), ao final da construção, além da outorga para utilização da água com a finalidade

específica de geração de energia elétrica. Mais importante, entretanto, do que o próprio

licenciamento deve ser a preocupação do empreendedor com as ações da usina sobre o meio

ambiente e vice-versa.

Paralelamente à obtenção da licença ambiental, é feito o registro junto à ANEEL para a

execução do projeto básico. É então realizada uma série de projetos e estudos de engenharia,

geológicos, hidrometeorológicos e energéticos, além de um estudo de como será feita a

interligação da usina à rede elétrica, ou se a usina irá operar como um sistema isolado.

Após o termino das obras é feito o comissionamento da usina, onde os equipamentos

são testados individualmente, para checar possíveis falhas, e então é requisitada a Licença de

Operação, que permite a operação da usina.


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Figura 4 - Fluxograma de Implantação de uma PCH (Fonte: Eletrobrás, 2000)


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1.2.2 Arranjo e Tipo das Estruturas

O arranjo das estruturas, em qualquer aproveitamento hidrelétrico, é condicionado,

basicamente, pelos aspectos topográficos, geológicos e geotécnicos do sítio. Além desses,

destaca-se que as características ambientais do local são também importantes na definição do

arranjo geral do aproveitamento.

Em função desses aspectos, têm-se, basicamente, dois tipos de arranjo, os quais são

descritos a seguir.

Locais com Queda Natural Localizada

Nesses locais, o arranjo, quase sempre, contempla um barramento, a montante da queda,

contendo vertedouro e tomada d’água. A casa de força fica, normalmente, posicionada longe

do barramento.

O circuito hidráulico de adução, em uma das margens, é composto por dois trechos,

sendo um de baixa pressão e outro de alta pressão. O trecho de baixa pressão é constituído por

canal ou conduto, enquanto que o trecho de alta pressão é constituído por condutos forçados.

A jusante dos condutos forçados posicionam-se a casa de força e o canal de fuga.

Figura 5 - Esquema de construção de uma PCH com queda Natural Localizada (fonte: EuropeanComission, 2001)


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Figura 7- Esquema de construção de uma PCH sem Queda Natural Localizada (fonte: European

Comission, 2001)

Figura 8 - Foto de satélite da PCH Mogi Guaçu, exemplo de usina onde a casa de força é incorporada à

barragem. (Fonte: Google)


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1.2.3 Obra Civil

Barragens

As barragens são estruturas que tem como objetivo represar a água do rio, visando, coma elevação do nível d’água, possibilitar a alimentação da tomada d’água, ou no caso de PCHs

de Acumulação, criar o reservatório que irá normalizar a vazão d’água durante a época seca.

Em usinas com uma baixa queda, a barragem também tem como função criar o desnível

necessário para a produção da energia desejada. As barragens costumam ser de terra, rochas

ou concreto.

Vertedouro

Vertedouro é o local por onde a água que não será turbinada passe através da barragem

de forma segura, sem causar danos à mesma ou aos equipamentos da usina. Normalmente a

água pode verter naturalmente (por cima da barragem), através de comportas instaladas na

barragem ou então por um canal lateral.

Tomada d’Água

É o local onde a água que irá alimentar as turbinas é retirada do rio. Normalmente existe

algum tipo de grade para impedir que corpos flutuantes que possam vir a danificar as turbinas

adentrem o canal de adução.

A tomada d’água deve estar localizada sempre que possível junto a margem do

reservatório ao longo de trechos retos, ou no caso de trechos curvos, deve estar localizada no

lado côncavo, a fim de evitar acumulação de sedimentos, que se depositam na parte convexa.

Canal de Adução

É o canal por onde a água é levada da tomada d’água até a câmara de carga e os

condutos forçados. Normalmente se encontra a céu aberto, mas em alguns casos essa opção

pode não ser viável, e tubulações em baixa pressão podem ser utilizadas. Há um pequeno

desnível entre o começo e o fim do canal de adução, para que a água captada na tomada

d’água se dirija até o fim do canal e à câmara de carga.


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Câmara de Carga

A câmara de carga é a estrutura, posicionada entre o canal de adução e o conduto

forçado, destinada a promover a transição entre o escoamento a superfície livre, no canal de

adução, e o escoamento sob pressão no conduto forçado, aliviar, junto com as chaminés de

equilíbrio, o golpe de aríete que se processa no conduto forçado quando ocorre o fechamento

brusco do dispositivo de controle de vazões turbinadas; e fornecer água ao conduto forçado

quando ocorre uma abertura brusca desse mesmo dispositivo, até que se estabeleça, no canal

de adução, o regime permanente de escoamento.

Chaminé de Equilíbrio

A chaminé de equilíbrio é um duto de eixo vertical, que serve para amortecer as

variações de pressão, que se propagam pelo conduto forçado, como o golpe de aríete,

decorrente do fechamento rápido da turbina; e para armazenar a água para fornecer ao

conduto forçado o fluxo inicial provocado pela nova abertura da turbina, até que se estabeleça

o regime contínuo.

Conduto Forçado

É a tubulação que leva a água, sob pressão, da câmara de carga até as turbinas.

Normalmente são construídos em aço ou concreto, e ficam apoiados em blocos de pedra ou

concreto, chamados de blocos de sustentação, e engastado nos chamados blocos de

ancoragem.

Há um grande desnível entre o começo e o fim do conduto forçado, para fornecer a

queda necessária para que a água forneça energia suficiente para a turbina.

Casa de Força

É a construção onde fica o maquinário da usina: Turbinas, Geradores, Painéis,

Reguladores de Tensão, etc. Pode ser tanto uma construção separada, ou incorporada ao

barramento, no caso de PCHs onde o desnível é criado pela barragem. Deve-se prever uma

ponte rolante para os trabalhos de montagem e desmontagem em manutenções programadas.


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Canal de Fuga e Bacia de Dissipação

É o canal por onde a água, após passar pelas turbinas, é retornada ao rio, ficando após a

casa de força, desembocando na bacia de dissipação, que é construída especialmente para

dissipar a energia da água turbinada, para evitar a erosão do rio. Bacias de dissipação também

são encontradas próximo aos vertedouros, para o mesmo fim.

1.2.4 Maquinário Eletro-mecânico

Figura 9 - Turbina, Volante de Inércia, Gerador Síncrono e Excitatriz de uma PCH (Fonte: Acervo GE)

Turbina Hidráulica

As turbinas hidráulicas são equipamentos que transformam a energia mecânica (a

energia de pressão e a energia cinética) de um fluxo de água, em potência no eixo que depois,

acoplada a um gerador, é transformada em energia elétrica. As turbinas hidráulicas dividem-

se entre quatro tipos principais: Pelton, Francis, Kaplan, Bulbo, sendo cada um destes tipos

melhor indicado para uma determinada faixa de altura de queda.

Em todos os tipos há alguns princípios de funcionamento comuns. A água vem pelo

conduto forçado até a entrada da turbina, onde passa por um sistema de palhetas guias

móveis, que controlam a vazão volumétrica fornecida à turbina. Para se aumentar a potência

as palhetas se abrem, para diminuir a potência elas se fecham. Após passar por este


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mecanismo, a água chega ao rotor da turbina, onde a energia cinética é transferida para o

rotor, na forma de torque e velocidade de rotação. Após passar pelo rotor, um duto chamado

tubo de sucção conduz a água até a parte de jusante do rio, no nível mais baixo. As turbinas

hidráulicas para PCHs podem ser montadas com tanto com o eixo no sentido horizontal

quanto vertical.

Figura 10 - Faixas de Operação dos tipos de Turbina Hidráulica (Fonte: Eletrobrás, 2000)

A potência de uma turbina pode ser calculada pela seguinte expressão:

P = !QHg"

Onde, em unidades do sistema internacional de unidades (SI)

• Potência(P): Watt(W)

• Queda(H): m

• Densidade (!): kg/m3

• Vazão volumétrica(Q): m

3

/s• Aceleração da gravidade(g): m/s2


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O índice " é a eficiência total da turbina. A eficiência é a fração da energia total da fonte

de energia primária (no caso a água) que é convertida em energia útil (no caso potência de

eixo). As principais causas da "perda" de energia nas turbinas são:

• Perdas hidráulicas: Devido ao fato de que nem toda a energia da água pode ser

transferida para a turbina.

• Perdas mecânicas: Devido ao atrito nos mancais e em outras partes da turbina.

Tipicamente turbinas modernas têm uma eficiência entre 85% e 99%, que varia

conforme a vazão de água e a potência gerada.

Partes de uma Turbina

Uma turbina é constituída basicamente por cinco partes: caixa espiral, pré-distribuidor,distribuidor, rotor e eixo, tubo de sucção.

a) Caixa espiral

É uma tubulação de forma toroidal que envolve a região do rotor. Fica integrada à

estrutura civil da casa de força, não sendo possível ser removida ou modificada sem obras

específicas, e tem como objetivo distribuir a água igualmente na entrada da turbina. É

fabricada com chapas de aço carbono soldadas em segmentos. A caixa espiral conecta-se aoconduto forçado na secção de entrada, e ao pré-distribuidor na secção de saída.

b) Pré-distribuidor

A finalidade do pré-distribuidor é direcionar a água para a entrada do distribuidor. É

composta de dois anéis superiores, entre os quais são montados um conjunto de 18 a 24

palhetas fixas, com perfil hidrodinâmico de baixo arrasto, para não gerar perda de carga e não

provocar turbulência no escoamento. É uma parte sem movimento, soldada à caixa espiral efabricada com chapas ou placas de aço carbono.

c) Distribuidor

O distribuidor é composto de uma série de 18 a 24 palhetas móveis, acionadas por um

mecanismo hidráulico montado na tampa da turbina (sem contato com a água). Todas as

palhetas tem o seu movimento conjugado, isto é, todas se movem ao mesmo tempo e de

maneira igual, cujo acionamento é feito por pistões hidráulicos. O distribuidor controla a


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potência da turbina, pois regula vazão d’água. É um sistema que pode ser operado

manualmente ou em modo automático, tornando o controle da turbina praticamente isento de

interferência do operador.

d) Rotor e eixo

O rotor da turbina é onde ocorre a conversão de energia hídrica em potência de eixo,

que será transmitida ao gerador acoplado na ponta do eixo.

e) Tubo de sucção

Duto de saída da água, geralmente com diâmetro final maior que o inicial, desacelera o

fluxo da água após esta ter passado pela turbina, devolvendo-a ao rio parte jusante da casa deforça.

Figura 11 - Partes de uma turbina


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Tipos de Turbina

a) Turbina Kaplan

São adequadas para operar entre quedas de 20 m até 50 m. A única diferença entre asturbinas Kaplan e a Francis é o rotor. Este se assemelha a um propulsor de navio (similar a

uma hélice) com duas a seis as pás móveis. Um sistema de embolo e manivelas montado

dentro do cubo do rotor, é responsável pela variação do angulo de inclinação das pás. O óleo é

injetado por um sistema de bombeamento localizado fora da turbina, e conduzido até o rotor

por um conjunto de tubulações rotativas que passam por dentro do eixo. O acionamento das

pás é acoplado ao das palhetas do distribuidor, de modo que para uma determinada abertura

do distribuidor, corresponde um determinado valor de inclinação das pás do rotor.

Figura 12 - Turbina Kaplan (Fonte: Voith Siemens)

b) Turbina Francis

São o tipo mais comum de turbinas hidráulicas em operação. Adequadas para operar

entre quedas de 40 m até 400 m. Seu principio de operação assemelha-se ao de uma roda

d´água, em que a água, ao passar pela turbina, perde pressão, transferindo energia para o

rotor, fazendo-o girar.


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Figura 13- Turbina Francis (Fonte: Voith Siemens)

c) Turbina Pelton

São adequadas para operar entre quedas de 350 m até 1100 m, sendo por isto mais

comuns em países montanhosos.

Este modelo de turbina opera com velocidades de rotação maiores que os outros, e tem

o rotor de característica bastante distintas. A turbina possui bocais, que lançam jatos d’água

de encontro à “conchas” presentes no rotor, gerando movimento. O número normal de bocais

varia de dois a seis, igualmente espaçados angularmente para garantir um balanceamento

dinâmico do rotor. Dependendo da potência que se queira gerar podem ser acionados os 6

bocais simultaneamente, ou apenas cinco, quatro, etc.

Figura 14 - Turbina Pelton (fonte: Voith Siemens)


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d) Turbina Bulbo

Operam em quedas abaixo de 20 m. Foram inventadas inicialmente, na década de 1960,

na França para a usina maremotriz de La Rance e depois desenvolvida para outras finalidades.

Possui a turbina similar a uma turbina Kaplan horizontal, porem devido à baixa queda, o

gerador hidráulico encontra-se em um bulbo por onde a água flui ao seu redor antes de chegar

às pás da turbina.

Figura 15 - Turbina Bulbo (Fonte: Hitachi)

Sistema de Regulação de Velocidade

O sistema de regulação em unidades de PCH tem por objetivo inicial permitir a tomada

de velocidade até a rotação nominal de projeto e posterior sincronização da unidade com a

rede elétrica. A seguir, o regulador comanda a tomada de carga até o valor estipulado pelo

operador, permanecendo no monitoramento desse valor e certificando que a unidade está

sincronizada coma rede. Em caso de ligação com rede elétrica de grande porte, a unidade

geradora acompanha a freqüência da rede, e o regulador passa a ter a função de controlar a

potência ativa fornecida pela máquina.

O regulador de velocidade é formado por duas partes distintas: a parte eletro eletrônica

e a parte hidráulica ou atuador, sendo a ligação entre as partes feita pela válvula proporcional.

O atuador, constituído de bomba, filtro, acumulador de pressão, válvulas distribuidoras e

acessórios, possibilita a chegada de óleo sob pressão até o servomotor hidráulico ligado ao

distribuidor ou ao injetor (no caso de turbinas tipo Pelton) da turbina. O distribuidor ou o


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injetor regula a vazão de água passando pelo rotor, controlando desse modo a variação de

potência fornecida pela turbina.

Sistema de Regulação de Tensão

O sistema de regulação de tensão serve para garantir que a tensão da energia gerada na

usina mantenha-se constante, variando dentro de uma margem de erro estipulada por norma.

Comportas

As comportas hidráulicas são previstas com o objetivo de bloquear uma passagem

hidráulica, podendo operar normalmente fechadas ou normalmente abertas, de acordo com

sua função.As comportas que auxiliam a inspeção e a manutenção das estruturas civis, como canal

de adução, tubulação de baixa pressão e passagens hidráulicas da Casa de Força, permanecem

normalmente abertas, isto é, fora de operação. As comportas de desarenação ou limpeza têm a

função de permitir, por ocasião de sua abertura, a eliminação de areia ou qualquer outro

material decantado no fundo do reservatório. Em geral, são comportas de pequenas

dimensões, porém sujeitas a pressões consideráveis, por estarem situadas próximas ao fundo

do reservatório.

Válvulas de Segurança

Dependendo do arranjo das passagens hidráulicas, poderá ser necessária a instalação de

Válvula de Segurança, do tipo Gaveta, Esférica ou Borboleta, logo a montante da entrada da

caixa espiral da turbina.

A Válvula de Segurança assume as funções da comporta de emergência da tomada

d’água, interrompendo o fluxo de água e protegendo a unidade, em caso de falha domecanismo de controle da turbina. Além disso, em caso de manutenção, o fechamento da

Válvula permite o esvaziamento da caixa espiral e do tubo de sucção. Em geral, são abertas

por meio de cilindro hidráulico com pressão do próprio regulador de velocidade. O

fechamento, por razões de segurança, é efetuado por contrapeso ligado diretamente ao eixo do

disco da Válvula, após a abertura de uma válvula solenóide, liberando o óleo da parte inferior

do cilindro hidráulico.


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Gerador Elétrico

Um dos tipos mais importantes de máquinas elétricas rotativas é o gerador síncrono,

essa máquina é capaz de converter energia mecânica em elétrica, e é um dos itens mais

importantes de qualquer usina elétrica, tanto hidroelétricas como termoelétricas. É

responsável por transformar a energia mecânica gerada pela turbina em energia elétrica.

Os geradores utilizados em PCH podem ser tanto síncronos quanto assíncronos

(Indução), sendo os síncronos mais utilizados.

Geradores de Indução são normalmente utilizados em usinas de até 1MW, e são como

motores de indução, mas operando acima da velocidade síncrona. São mais baratos, tanto na

aquisição, quanto na manutenção, quando comparados a geradores síncronos. Entretanto não

possuem excitação própria, e também possuem um fator de potencia menor, o que podeacarretar em um menor rendimento, e a necessidade da instalação de bancos de capacitores.

Geradores Síncronos são maquinas que operam na mesma velocidade do campo girante,

daí o nome síncronos. Quando um gerador síncrono fornece potência elétrica a uma carga, a

corrente de armadura cria uma onda componente do fluxo que gira à velocidade de

sincronismo. Este fluxo reage com o fluxo criado pela corrente de excitação e obtém-se um

binário eletromagnético devido à tendência que os campos magnéticos têm de se alinhar. Num

gerador este binário opôe-se à rotação e a máquina primária tem de produzir um bináriomecânico para manter a rotação.

Os geradores síncronos apresentam uma maior eficiência e fator de potencia que os

geradores de indução, além de proporcionarem um melhor controle da potencia e tensão

fornecidos. Entretanto, outros tipos de equipamentos são necessários para a operação com

gerador síncrono, como um sistema de excitação do campo do rotor, reguladores de tensão,

reguladores de velocidade e equipamentos de sincronização, resultando em um custo

consideravelmente maior.A velocidade síncrona do gerador (determinada pelo número de pólos eletromagnéticos

do equipamento) é algo de extrema importância no dimensionamento do gerador. Geradores

de baixa rotação, e conseqüentemente maior numero de pólos, são maiores e mais caros que

um gerador de mesma potencia, mas de menor polaridade. Por isso costuma-se utilizar

multiplicadores de rotação, acoplados ao eixo da turbina, para proporcionar uma velocidade

maior no eixo do gerador, e conseqüentemente, ter-se uma maquina menor e mais barata.


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Partes Constituintes de um Gerador Síncrono

a) Rotor (campo)

É a parte girante da máquina constituída de um material ferromagnético envolto noenrolamento de campo, que tem como função produzir um campo magnético constante para

interagir com o campo produzido pelo enrolamento do estator.

A tensão aplicada nesse enrolamento é contínua e a intensidade da corrente suportada

por esse enrolamento é muito menor que o enrolamento do estator, além disso, o rotor pode

conter dois ou mais enrolamentos, sempre em número par e todos conectados em série sendo

que cada enrolamento será responsável pela produção de um dos pólos do eletroímã.

b) Estator (armadura)

Parte fixa da máquina, montada em volta do rotor de forma que o mesmo possa girar em

seu interior, também constituído de um material ferromagnético envolto em um conjunto de

enrolamentos distribuídos ao longo de sua circunferência. Pelo estator circula toda a energia

elétrica gerada, sendo que tanto a voltagem quanto a corrente elétrica que circulam são

bastante elevadas em relação ao campo, que tem como função apenas produzir um campo

magnético para "excitar" a máquina de forma que seja possível a indução de tensões nosterminais dos enrolamentos do estator.

Figura 16 - Esquema de um Gerador Síncrono (Fonte: http://maquinas-utfpr.blogspot.com/)


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Principio de Funcionamento

A energia mecânica é suprida à máquina pela aplicação de um torque e pela rotação do

eixo da mesma. No caso de PCHs, a fonte de energia mecânica provem de uma turbina

hidráulica. Uma vez estando o gerador ligado à rede elétrica, sua rotação é ditada pela

freqüência da rede, pois a freqüência da tensão trifásica depende diretamente da velocidade da

máquina.

Para que a máquina síncrona seja capaz de efetivamente converter a energia mecânica

aplicada a seu eixo, é necessário que o enrolamento de campo localizado no rotor da máquina

seja alimentado por uma fonte de tensão contínua de forma que ao girar o campo magnético

gerado pelos pólos do rotor tenham um movimento relativo aos condutores dos enrolamentos

do estator. Essa alimentação provem de um dispositivo, chamado excitatriz, que pode ser dotipo estática (com escovas de carvão, que estão em contato com o eixo) ou brushless (sem

escovas).

Devido a esse movimento relativo entre o campo magnético dos pólos do rotor, a

intensidade do campo magnético que atravessa os enrolamentos do estator irá variar no

tempo, e assim teremos pela lei de Faraday uma indução de tensões nos terminais dos

enrolamentos do estator. Devido à distribuição e disposição espacial do conjunto de

enrolamentos do estator, as tensões induzidas em seus terminais serão alternadas senoidaistrifásicas.

A corrente elétrica utilizada para alimentar o campo é denominada corrente de

excitação. Quando o gerador está funcionando isoladamente de um sistema elétrico (ou seja,

está em uma ilha de potência), a excitação do campo irá controlar a tensão elétrica gerada.

Quando o gerador está conectado a um sistema elétrico que possui diversos geradores

interligados, a excitação do campo irá controlar a potência reativa gerada.

Volante de Inércia

Nas unidades geradoras de pequeno porte pode ocorrer que o efeito de inércia (GD2)

das massas girantes seja insuficiente para garantir uma regulação de velocidade estável. Nesse

caso, o regulador não terá capacidade para controlar as variações bruscas de carga na unidade

geradora, dentro das condições de regulação estabelecidas.

Quatro grandezas tem um inter-relacionamento na variação brusca de carga e em suas

conseqüências. São elas: efeito de inércia das massas girantes, velocidade de fechamento dodistribuidor, sobrevelocidade transitória da unidade e sobrepressão no conduto de adução.


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Para uma determinada unidade geradora, o aumento da velocidade de fechamento do

distribuidor implica, simultaneamente, em aumento da sobrepressão ou conduto de adução e

em diminuição da sobrevelocidade transitória. O aumento da sobrepressão é indesejável, pois

implica em dimensionar a chapa do conduto com espessura maior, ou seja gerando um custo

maior. Porém, pode ser necessário diminuir a sobrevelocidade transitória, e nesse caso, o

aumento do efeito de inércia girante produzirá o efeito desejado sem interferir com a

sobrepressão no conduto, já que o tempo de fechamento do distribuidor é mantido constante.

Torna-se, assim, necessário o acréscimo de material, que resulte em aumento do efeito

de inércia (GD2). São, então, previstos discos de aço ou de ferro fundido, ligados diretamente

ao eixo do gerador e denominados volantes de inércia. O custo do volante de inércia pode ser

estimado como 0,1% (um décimo por cento) do custo do gerador para cada 1% (um por

cento) de aumento no efeito de inércia das partes girantes, e é normalmente menor do que o

custo adicional para aumento de espessura de chapa do conduto de adução, no caso de se

optar por aceitar o aumento de sobrepressão anteriormente citado.

Em caso de rejeição de carga total ou parcial, o volante de inércia servirá para manter a

sobrevelocidade da unidade e a sobrepressão no conduto a montante do distribuidor da

turbina, dentro de limites preestabelecidos no projeto da usina.

Transformadores Elevadores

São os transformadores que elevam a tensão da energia produzida pelo gerador.

Geradores de PCHs normalmente produzem em uma tensão entre 220V à 13,8kV,

dependendo da potencia do gerador, enquanto que as linhas de transmissão operam em

tensões que variam de 13,8kV à 500kV, dependendo da distancia entre a usina e o centro

consumidor. Por isso, para que a energia gerada na PCH possa ser integrada à rede, são

necessários transformadores elevadores.

Sistemas de Proteção

A escolha de um sistema de proteção para os equipamentos elétricos constituintes de

uma PCH envolve aspectos operacionais, econômicos, de segurança física e pessoal, que

devem ser analisados caso a caso.

O sistema de proteção deve constituir um sistema independente do sistema de controle

digital e as proteções devem atuar diretamente, através de seus contatos de saída, sobre os


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disjuntores ou dispositivos de parada, de modo a garantir a parada da máquina sem

necessidade do sistema de controle digital.

Atualmente, encontram-se disponíveis, quase que exclusivamente, relés de proteção

com tecnologia digital, que em geral, incluem sistemas de proteção diferencial, Proteção

contra carga desequilibrada, proteção contra perda de excitação, proteção contra

sobrevelocidade, proteção contra sobre tensão, proteção contra sobrecarga, entre outros,

visando proteger o equipamento de possíveis falhas, que possam acarretar danos à usina e ao

pessoal.

Sistemas de Supervisão e Controle

A maioria das PCHs modernas possui algum tipo de automação em sua operação. O barateamento de sensores, atuadores e controladores lógico programáveis tem permitido que

essa automação, antes restritas a usinas de grande porte, envolvendo soluções complexas e

equipamentos de custo relativamente elevado, venha a ser aplicada em usinas menores. Em

algumas pequenas centrais, toda a operação pode ser controlada remotamente, necessitando de

um operador apenas para situações emergenciais.

A definição do sistema de supervisão e controle de uma PCH é essencialmente uma

decisão econômica. Basicamente devem ser analisadas e comparadas duas possibilidades: a

operação convencional, por meio de operadores ou a automação ou semi-automação da usina.

A automação ou semi-automação de uma usina apresenta as seguintes vantagens:

• Redução dos custos operacionais

• Ganhos de qualidade sobre o processo

• Melhor utilização do pessoal

• Maior agilidade operativa

• Melhor utilização dos recursos disponíveis

• Melhor produtividade

No caso específico das pequenas centrais hidroelétricas, os investimentos recomendados

no processo de automação ou semi-automação são balizados pelos custos operacionais destas

instalações (basicamente mão de obra) e pelo custo da energia comercializada. Assim, as

iniciativas nesta área apontam, quase sempre, para soluções técnicas adequadas, porém com

custos reduzidos.

A automação ou semi-automação de uma PCH normalmente envolve dois subsistemas,

a saber:


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• Subsistema de controle da barragem ou reservatório, que regula a altura do

reservatório, a abertura de comportas e a vazão fornecida ao canal de adução.

• Subsistema de controle da casa de força e subestação, que regula a potência

fornecida pelas turbinas, a partida do gerador, a sincronização com a rede e a parada dos

equipamentos em casos de emergência.

Sistemas Auxiliares Elétricos

São os sistemas que fornecem energia, tanto em corrente alternada como em corrente

continua, para todos os sistemas auxiliares da usina, como iluminação, sistemas de ventilação,

bombas de circulação de óleo, sistemas de excitação, entre outros.

Sistemas Auxiliares Mecânicos

São os sistemas que executam atividades secundarias na usina, como bombas de óleo

para os mancais e válvulas, bombas para a drenagem da casa de força, sistemas de ventilação,

multiplicadores de velocidade, entre outros.

Subestação

A Subestação é uma instalação elétrica de alta potência, contendo os equipamentos

necessários para transmissão e distribuição, proteção e controle de energia elétrica gerada na

usina. Normalmente possui os seguintes equipamentos:

• Disjuntores

• Secionadores

• Pára-raios

• Transformador de Potencial Indutivo

• Transformador de Corrente

Para a proteção das linhas são utilizados basicamente dois tipos de sistema de proteção:

proteção por relés de sobrecorrente e proteção de relés de distância.

Quando a usina opera em sistema isolado, a utilização de relés de sobrecorrente com

características de tempo inverso associados a relés de sobrecorrente instantâneos é uma

solução economicamente interessante.

Quando a usina opera interligada a um sistema elétrico, deve ser utilizado um sistemade proteção compatível com o sistema existente no ponto de interligação. Os equipamentos


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componentes da subestação devem ser dimensionados para operar sob as condições mais

adversas a que estiverem expostos. Quando a subestação estiver interligada a um sistema

elétrico existente, os equipamentos deverão ser adequados para os níveis de curto circuito no

sistema, considerando as futuras expansões previstas.

1.2.4 Tipos de Usinas Hidrelétricas quanto à Capacidade de Regularização

PCHs a Fio d’água

Esse tipo de PCH é empregado quando as vazões de estiagem do rio são iguais ou

maiores que a descarga necessária à potência a ser instalada para atender à demanda máxima

prevista. Dessa forma, não é necessária a construção de um reservatório para normalizar a

vazão nas épocas de estiagem. Esse tipo de PCH apresenta as seguintes simplificações:

• Dispensa estudos de regularização de vazões;

• Dispensa estudos de sazonalidade da carga elétrica do consumidor

• Facilita os estudos e a concepção da tomada d’água.

• Não havendo flutuações significativas do nível d’água do reservatório, não é

necessário que a tomada d’água seja projetada para atender estas depleções;

• Do mesmo modo, quando a adução primária é projetada através de canal aberto, a

profundidade do mesmo deverá ser a menor possível, pois não haverá a necessidade de

atender às depleções;

• Pelo mesmo motivo, no caso de haver necessidade de instalação de chaminé de

equilíbrio, a sua altura será mínima, pois o valor da depleção do reservatório, o qual

entra no cálculo dessa altura, é desprezível;

• As barragens serão, normalmente, baixas, pois têm a função apenas de desviar a

água para o circuito de adução.

Como as áreas inundadas são pequenas, os valores despendidos com indenizações serão

reduzidos.

PCHs de Acumulação

Esse tipo de PCH é empregado quando as vazões de estiagem do rio são inferiores à

necessária para fornecer a potência para suprir a demanda máxima do mercado consumidor e

ocorrem com risco superior ao adotado no projeto. Portanto, para normalizar a vazão no


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período de secas é necessária a construção de um reservatório, para acumular água e poder

fornecer a vazão mínima necessária para a usina poder gerar energia.

Esses reservatórios, entretanto, são os responsáveis por grande parte do impacto

ambiental causado pela usina, devido à área que é alagada com a formação da represa,

destruindo a mata ciliar que está presente nas margens dos rios, e também podendo causar a

remoção de populações ribeirinhas.

1.3 Operação

A potência gerada por uma usina hidrelétrica de pequeno porte é diretamente ligada à

vazão d’água que é turbinada. Dessa forma, fatores meteorológicos, como chuvas e épocas de

seca influenciam a quantidade de energia que a usina pode fornecer.

A vazão d’água que o operador tem disponível para turbinar, junto com a demanda de

energia da carga, são informações essências para que o operador possa pilotar a usina

adequadamente.

Em usinas em que a água é levada através de canais e condutos até a casa de força, é

importante que parte da água seja vertida, para evitar que o trecho “cortado” pela usina não

seque. Além disso, parte da vazão também deve ser direcionada para a escada de peixes,

deixando a vazão restante disponível para ser turbinada.

Essa informação, junto com a demanda de energia da carga, dizem ao operador quanta

potencia a usina deve gerar. Assim, controlando a abertura das pás ou injetores (dependendo

do tipo de turbina) da turbina, variando o torque gerado, assim variando a potencia produzida

(lembrando que a velocidade deve manter-se constante para que o gerador síncrono gere

energia).

Atualmente, em grande partes das usinas hidrelétricas de pequeno porte, há um

considerável grau de automação, fazendo com que o operador possa controlar estas variáveis

(vazão que passa pela tomada d’água, abertura das pás e injetores e água vertida) através deum computador rodando um sistema supervisório, que enviará os comandos aos atuadores,

alem de ter informações em tempo real.


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2. Relatório das Visitas Técnicas

Alem da pesquisa bibliográfica, para a elaboração deste trabalho de graduação também

foram feitas visitas técnicas a duas centrais hidrelétricas de pequeno porte, que foram

construídas antes da definição de PCH, e dos incentivos previstos pelo PROINFA. Segundo o

Banco de Informações de Geração4, ambas são consideradas PCHs pela ANEEL. Abaixo,

segue um relatório das visitas.

2.1 PCH Salto Grande

A usina de Salto Grande foi visitada no dia 26 de junho de 2009, e está localizada emCampinas-SP, ao longo da Rod. SP-65 (Rod. Dom Pedro I) está instalada no rio Atibaia, e é

de propriedade da CPFL Energia. Entrou em operação em 1912, na época com 2 unidades

geradoras, sendo adicionada uma terceira unidade em 1989 Em 2002 passou por uma

repotencialização e também por uma automação, chegando aos 4,6 MW de potencia instalada,

com 2 unidades de 1,6MW e 1 unidade de 1,4MW, e permitindo que a usina seja operada

remotamente.

A usina opera com uma vazão máxima de 15 m#/s, sendo que é necessário uma vazãomínima de 5 m#/s passando pelo vertedouro para evitar problemas de abastecimento no rio.

Na foto abaixo, podemos ter uma vista da barragem da usina. A Barragem, do tipo

gravidade, foi construída em concreto e aproveitando as rochas já presentes no local, e tem

comprimento de 45 m na crista e altura máxima de 7,10m. Podemos ver que a água está

vertendo naturalmente pela soleira, através de 20 vãos livres. Existem duas comportas de

fundo, usadas para verter o excesso de água quando o reservatório está muito acima do

normal, e também para a passagem de sedimentos e outros materiais que se acumulam no

fundo da barragem. No dia da visita, as duas comportas estavam fechadas (CSPE, 2004).

4 Sitio Eletrônico da Agencia Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. disponível em:

acessado em:20/11/2009


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Figura 17 - Barragem vista da margem leste do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09)

Nas duas fotos seguintes, observamos a montante e a jusante do rio.

Figura 18 - Vista da Montante do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09)


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Figura 19 - Vista da Jusante do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09)

Na próxima figura, observamos a escada para peixes, que serve para que os peixes

possam subir o rio na época da piracema.

Figura 20 - Escada para peixes (Foto do autor, 26/06/09)

A água que vai alimentar as turbinas passa através da tomada d’água, onde uma grade

ajuda a reter folhas e outros detritos, que possam vir junto com a água do rio, e poderiam


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danificar as turbinas. Na época de cheias, essas grades precisam ser limpas diversas vezes ao

dia, o que é feito automaticamente nesta usina, através de uma espécie de “rodo”, que é

acionado por motores, limpando a grade e jogando os resíduos sólidos em uma esteira, que

por sua vez os joga de volta ao rio, à jusante da barragem.

Figura 21 – Inicio da Tomada d'água, com a grade de limpeza (Foto do autor, 26/06/09)

Após a tomada d’água, ela segue pelo canal de adução até a câmara de carga, de onde

alimentam os condutos forçados, que irão levar a água até as turbinas. O Canal de Adução,

sinuoso e a céu aberto, foi construído em alvenaria de pedra, com fundação em solo de

alteração de rochas graníticas e blocos de rocha. Seu comprimento total é de 410 m. No dia da

visita, uma vazão de aproximadamente 5 m#/s estava passando pela tomada d’água e seguindo

pelo canal de adução


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Figura 22 - Canal de Adução (Foto do autor, 26/06/09)

Na extremidade do Canal de Adução, foi construída a Câmara de Carga, operada através

de três comportas protegidas por grades de retenção de resíduos sólidos. Dela partem os

condutos de adução até a Casa de Força. Um sistema semelhante ao da tomada d’água está

presente na grade da câmara de carga.

Figura 23 – Final do canal de adução e comporta da Câmara de Carga (Foto do autor, 26/06/09)


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Figura 24 - Parte superior da Câmara de Carga (Foto do autor, 26/06/09)

Os Condutos Forçados são de aço, com 102 m de comprimento cada um. Dois deles

possuem diâmetro de 2m; o terceiro, mais novo, tem diâmetro menor. Os apoios dos condutos

são em alvenaria de pedra e concreto, assentados em solos de alteração

Figura 25 - Condutos Forçado (Foto do autor, 26/06/09)


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A Casa de Força, feita em alvenaria de tijolinho, com uma arquitetura do período

industrial inglês, abriga as três unidades geradoras, bem como os painéis de controle e

regulação e os computadores que rodam o sistema supervisório da usina. Todas essas

informações são transmitidas via internet para a sede da CPFL.

Figura 26 - Casa de Força (Foto do autor, 26/06/09)

Na foto abaixo, podemos observar o painel de controle original da usina, datado de

1912. Durante as modernizações de 1989 e 2002, eles foram substituídos por equipamentos

mais modernos, sendo que hoje em dia a usina está completamente automatizada, sendo

operada através de sistemas supervisórios, e os dados da usina são transmitidos até a sede da

CPFL, de onde a usina é operada. Hoje em dia, é necessário apenas um técnico na usina.


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Figura 27 - Antigo Painel de Controle da Usina (Foto do autor, 26/06/09)

As unidades geradoras são compostas por turbinas Francis Horizontal, e geradores

síncronos, sendo os dois mais próximos de fabricação GE, e o terceiro de fabricação Negrini.

Figura 28 - Vista geral das Turbinas Hidráulicas (Foto do autor, 26/06/09)

Na imagem abaixo observamos um dos geradores de 1,6 MW, de fabricação GE.

Podemos observar também o volante de inércia, o multiplicador, aumentando a velocidade do


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eixo de 400 RPM na ponta da turbina para os 1200 RPM do gerador, e as unidades

hidráulicas, responsáveis pelo acionamento dos mancais, dos freios e das válvulas da turbina.

Figura 29 – Da direita para a esquerda: Gerador, Volante de Inércia, Multiplicador, Mancal e Unidade de

Lubrificação (Foto do autor, 26/06/09)

O Canal de Fuga estende-se dos porões em alvenaria de pedra até à margem esquerda

do rio Atibaia, dissipando-se as águas turbinadas em seu leito de corredeiras.

Figura 30 - Saída do Canal de Fuga (Foto do autor, 26/06/09)


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Os geradores produzem em uma tensão 2,2kV, sendo a depois elevada a 34,5kV pela

subestação da usina e transmitida até uma subestação da CPFL em Souzas, onde é integrada à

rede.

Figura 31 – Subestação Elevadora (Foto do autor, 26/06/09)

No final dos anos 80, começo dos 90, uma cooperação foi estabelecida entre o Institutode Pesquisas Tecnológicas do Estado de São Paulo S.A. - IPT e a Companhia Paulista de

Força e Luz - CPFL para implantação de um Centro de Demonstração de equipamentos para

micro-usinas hidrelétricas, utilizando os recursos hidráulicos de Salto Grande. As instalações

acham-se preservadas na área da usina hidrelétrica, e podemos obervá-las na imagem abaixo.

A potencia dessas micro usinas varia até 15kW.


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Figura 32 - Micro Usinas Hidrelétricas (Foto do autor, 26/06/09)

2.2 PCH Mogi Guaçu ou Cachoeira de Cima

A usina de Mogi Guaçu foi visitada no dia 10 de julho de 2009, e está situada no

município de Mogi-Guaçu, e no rio de mesmo nome, esta central hidrelétrica de pequeno porte teve sua construção iniciada em 1990 e entrou em operação em 1994, sendo designada

na época como “aproveitamento múltiplo da cachoeira de cima”, por ter sido construída para

ser uma barragem para o controle de enchentes, um reservatório para o abastecimento d’água

para as cidades de Mogi-Mirim e Mogi-Guaçu e também uma usina hidrelétrica. Construída

pela CESP, foi adquirida pela AES Tietê, sua atual proprietária, na época da privatização, no

final dos anos 90.

Apesar da grande dimensão de seu reservatório (aproximadamente 13km

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), a usina deMogi Guaçu é considerada uma PCH devido ao múltiplo de seu reservatório, e está

classificada como tal no Banco de Informações de Geração da ANEEL.

A usina de Mogi-Guaçu também passou por uma forte modernização, sendo

automatizada, e podendo ser operada da sede da AES. Hoje em dia é necessário apenas um

técnico para sua operação.

A Barragem possui um comprimento de 150m e uma altura máxima de 15m. Na parte

central tem instaladas 4 comportas de setor, que garantem uma capacidade de vazão total de

2100m#/s. Há também instalada uma escada para peixes, ao lado da barragem (CSPE, 2004).


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Figura 33 - Barragem da Usina de Mogi Guaçu (Foto do autor, 10/07/09)

Figura 34 - Escada para Peixes (Foto do autor, 10/07/09)

O reservatório é bem extenso para uma usina deste porte, mas vale lembrar que sua

principal função é o controle de enchentes e o abastecimento de água para as cidades vizinhas.Interessante notar a quantidade de plantas aquáticas que cobriam a área do reservatório nesta


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época do ano. A vazão do rio varia entre 15m#/s na estiagem e 1100m#/s na época de chuvas.

No dia da visita, toda a vazão, com exceção de 1m#/s que estava sendo utilizada pela escada

de peixes, estava sendo turbinada.

Figura 35 – Reservatório à Montante da Barragem (Foto do autor, 10/07/09)

Uma série de grades são utilizadas para impedir que a vegetação aquática e outros tipos

de matéria orgânica adentrem a tomada d’água. No dia da visita estava sendo turbinada uma

vazão de 25m#/s, sendo que a vazão máxima turbinada é de 70m#/s. A altura de queda da

usina é de 9 a 11 m.


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Figura 36 - Tomada d'água, à direita grade de contenção da vegetação aquática (Foto do autor, 10/07/09)

Figura 37 - Jusante da Barragem (Foto do autor, 10/07/09)


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Figura 38 - Saída do Canal de Fuga, e da água drenada da casa de força (Foto do autor, 10/07/09)

Figura 39 - Saída da Água Turbinada (Foto do autor, 10/07/09)

A usina possui duas unidades geradoras, constituídas de turbinas Kaplan S Horizontais e

Geradores Síncronos, cada um com uma potencia nominal de 3,6MW.


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Figura 40 - Turbinas Hidráulicas tipo Kaplan S Horizontal e comando de abertura das palhetas (Foto do

autor, 10/07/09)

Figura 41 - Painéis de Controle e Reguladores e Tensão (Foto do autor, 10/07/09)

A velocidade no eixo das turbinas é de aproximadamente 200 RPM, sendo necessário

um multiplicador de velocidade para atingir os 600 RPM da velocidade síncrona do gerador.


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Figura 42 – Multiplicador de Velocidade (Foto do autor, 10/07/09)

Figura 43 – Gerador Síncrono (Foto do autor, 10/07/09)

Os Geradores produzem energia em 4,16kV, sendo depois elevada a 13,8kV na

subestação da usina, e transmitida para os municípios de Mogi-Guaçu e Mogi-Mirim, onde é

consumida.


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Figura 44 - Subestação Elevadora (Foto do autor, 10/07/09)

2.3 Considerações

É interessante notar que, apesar das duas usinas serem de pequeno porte, as duas usinas

apresentam diferenças consideráveis no arranjo em que foram construídas (ver capitulo 1.2.2),

e também foram construídas em épocas diferentes (há um intervalo de mais de 80 anos entre

Salto Grande, que é do começo do sec. XX para Mogi Guaçu, que é do final do sec. XX).

Entretanto, ambas as usinas passaram por um processo de automação, que permite sua

operação remota, da sede das empresas proprietárias, necessitando apenas um técnico na

usina. Porém, devido a essas informações serem sigilosas e de grande importância à

proprietária, em nenhuma das usinas pude obter maiores informações de como funciona o

sistema de controle. A seguir, segue uma especulação de como funcionaria a automação

destas usinas.

Pelo que pude observar, o controle se dá através de Controladores Lógico

Programáveis, que controlam a abertura das comportas da tomada d’água das pás da turbina,

regulando a quantidade d’água turbinada, e também a quantidade d’água vertida (em especial

no caso da PCH Mogi Guaçu, onde o vertedouro é composto por comportas, ao contrario da

PCH Salto Grande, onde a água verte pela soleira da barragem.). Sensores também fornecem

informações sobre a vazão d’água turbinada, vertida, potencia gerada pelo gerador,velocidade do gerador, entre outras informações necessárias à operação da usina. Todas essas


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informações são disponibilizadas ao operador através de um sistema supervisório, que utiliza

uma plataforma PC para facilitar o controle da usina. Essas informações também são enviadas

por satélite para a sede das empresas proprietárias.

A visita a estas usinas ajudaram muito a compreender a dimensão de uma “Pequena”

Central Hidrelétrica, além de auxiliar no entendimento do funcionamento delas, e um contato

com o dia a dia de seu funcionamento.


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3. Conceitos e Programas Institucionais

3.1 Definição de PCHs

Uma Pequena Central Hidrelétrica é, segundo a resolução nº 394 de dezembro de 1998

da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), um aproveitamento hidrelétrico com as

seguintes características:

Potência igual ou superior a 1,0 MW e igual ou inferior a 30,0 MW

Área total de reservatório igual ou inferior a 3,0 km2

Em 2003, através da resolução 652, a ANEEL modificou a restrição quanto ao tamanho

do reservatório. Caso este seja superior a 3,0km$, deverá satisfazer a equação:

Onde A = Área do reservatório (deve ser menor que 13km$)

P = Potencia instalada em [MW]

Hb = Queda bruta do aproveitamento em [m].

Além disso, caso o reservatório ainda exceda os 13km$, mas sua função seja outras que

não apenas a geração de energia poderá ser considerada uma PCH pela ANEEL, caso estacondição esteja comprovada pela Agencia Nacional de Águas ou o órgão de gestão de

recursos hídricos dos estados.

Hoje em dia, existe um projeto de lei no Congresso Nacional para aumentar o limite

superior da potencia que caracteriza uma PCH de 30MW para 50MW, o que poderá facilitar a

construção de usinas maiores (que passariam a ser outorgadas ao invés de licitadas), mas que

pode trazer grandes problemas sócio-ambientais devido à grande dimensão das usinas, que

não pode-se chamar de ser “Pequenas”.

3.2 O PROINFA

Criado em 26 de abril de 2002, pela Lei nº 10.438, o PROINFA, coordenado pelo

Ministério de Minas e Energia (MME), estabelece a contratação de 3.300 MW de energia no

Sistema Interligado Nacional (SIN), produzidos por fontes eólicas, biomassa e pequenas

centrais hidrelétricas, sendo 1.100 MW de cada fonte. Revisado pela Lei nº 10.762, de 11 de

novembro de 2003, o programa assegurou a participação de um maior número de estados, o


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incentivo à indústria nacional e a exclusão dos consumidores de baixa renda do pagamento do

rateio da compra da nova energia.

Com a implantação do PROINFA, estimava-se que seriam gerados 150 mil empregos

diretos e indiretos durante a construção e operação dos empreendimentos. Os investimentos

previstos do setor privado são da ordem de R$ 8,6 bilhões. Uma das exigências da Lei nº

10.762 é a obrigatoriedade de um índice mínimo de nacionalização de 60% do custo total de

construção dos projetos. O Brasil detém as tecnologias de produção de maquinário para uso

em PCHs e usinas de biomassa e está avançando na tecnologia eólica, com duas fábricas

instaladas, uma no Sudeste e outra no Nordeste.

Em relação ao abastecimento de energia elétrica do país, o PROINFA será um

instrumento de complementaridade energética sazonal à energia hidráulica, responsável por

mais de 75% da geração do país. Na região Nordeste, a energia eólica servirá como

complemento ao abastecimento hidráulico, já que o período de chuvas é inverso ao de ventos.

O mesmo ocorrerá com a biomassa nas regiões Sul e Sudeste, onde a colheita de safras

propícias à geração de energia elétrica (cana-de-açúcar e arroz, por exemplo) ocorre em

período diferente do chuvoso.

Dessa forma, pequenas centrais hidrelétricas voltaram a ser consideradas como uma

opção de geração de energia, e sua contribuição à matriz energética brasileira vêm

aumentando ano a ano. Desde a implantação do PROINFA até o final de 2008, 63 novos

empreendimentos foram contratados, totalizando 1.191,40 MW, sendo que destes, 43 (848,44

MW) já estão em operação e 18 (326,10 MW) em construção, de acordo com dados da

Eletrobrás em março/09.

Usinas Contratadas pelo PROINFA (03/2009)

Em OperaçãoEm

ConstruçãoNão Iniciadaa Construção Sub Judice Total

Quantidade 43 68,3% 18 28,6% 1 1,6% 1 1,6% 63PCH Potencia

(MW) 848,44 71,2% 326,10 27,4% 6,70 0,6% 10,00 0,8% 1.191,24Quantidade 19 70,4% 1 3,7% 1 3,7% 5 18,5% 27

Biomassa Potencia(MW)

504,34 73,6% 36,00 5,3% 30,50 4,5% 104,40 15,2% 685,24

Quantidade 23 42,6% 10 18,5% 21 38,9% 0 0,0% 54Eolica Potencia

(MW)385,38 27,1% 405,00 28,5% 632,54 44,5% 0,00 0,0% 1.422,92

Quantidade 85 59,0% 29 20,1% 23 16,0% 6 4,2% 144Total

Contratado Potencia(MW)

1.738,16 52,7% 767,10 23,2% 669,74 20,3% 114,40 3,5% 3.299,40

Tabela 1 - Usinas Contratadas pelo PROINFA (fonte MME, 2009)


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A participação da energia do PROINFA (MWh) no atendimento à totalidade do

mercado consumidor brasileiro (SIN) representa 0,78%, em 2006, 1,33 % em 2007 e em

2009, 3,59 % (MME, 2009).

De acordo com a Lei n.º 11.943, de 28 de maio de 2009, o prazo para o início de

funcionamento desses empreendimentos encerra em 30 de dezembro de 2010.

O PROINFA trazia diversos benefícios para quem quisesse investir nas fontes

contempladas pelo programa, como a compra assegurada da energia produzida por 20 anos,

contados a partir da entrada em operação, pela Eletrobrás. Além disso, o PROINFA

estabeleceu um piso ao valor pago pela energia, variando conforme a fonte utilizada, baseados

na tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor final (TMF), que foi fixada em R$

167,17/MWh em março de 2004, conforme tabela abaixo:

Fonte Porcentagem Piso (R$/MWh)

PCH 70% R$ 117,02

Biomassa 50% R$ 83,58

Eólica 90% R$ 150,45

Tabela 2 - Pisos correspondentes às fontes contempladas pelo PROINFA (Fonte: MME, 2004)

Esses valores terão como referência os 12 meses que antecederam a sanção da Lei do

PROINFA, e serão reajustados pelo Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M) nas datas de

assinatura dos contratos com a Eletrobrás.

Para que uma pequena usina pudesse ser selecionada para participar da 1ª fase do

PROINFA, o produtor teria que ser qualificado como Produtor Independente Autônomo ou

como Produtor Independente Não Autônomo. O decreto nº 5.025 de 30 de março de 2004

define:

VII - Produtor Independente Autônomo - PIA: um produtor independente de energia

elétrica é considerado autônomo quando sua sociedade, não sendo ela própria concessionária

de qualquer espécie, não é controlada ou coligada de concessionária de serviço público ou de

uso de bem público de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica, nem de seus

controladores ou de outra sociedade controlada ou coligada com o controlador comum,

conforme o § 1o do art. 3o da Lei no 10.438, de 2002; e

VIII - Produtor Independente de Energia Elétrica - PIE: a pessoa jurídica ou empresas

reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização do poder concedente, para

produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua

conta e risco, conforme o art. 11 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995.


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Além disso, um produtor pode ser considerado como Produtor Independente Não

Autônomo, caso não se enquadre na categoria de Produtor Independente Autônomo.

O processo de seleção de projetos a ser contemplados pelo PROINFA, no caso das

PCHs, é detalhado a seguir, retirado do Guia de Habilitação PCH (MME, 2004):

1. Com base nas cartas-resposta manifestando a intenção do empreendedor de participar

do PROINFA e analisando a documentação entregue, a ELETROBRÁS definirá uma lista de

empreendedores habilitados, ordenada pelo critério de antigüidade da LI (data de emissão da

primeira LI), começando pelo empreendimento que tem a LI mais antiga até aquele que teve a

LI emitida mais recentemente. Esta lista deverá contemplar apenas Produtores Independentes

Autônomos;

2. Neste momento é realizado o somatório das potências dos empreendimentos dos

produtores Autônomos habilitados, verificando se este é superior aos 1.100 MW destinados à

fonte. Caso este valor seja superior à meta do PROINFA (1.100 MW), não ocorrerá a

contratação de produtores Não-Autônomos. Caso ele venha a ser menor que os 1.100 MW

destinados à fonte, será elaborada uma segunda lista, ordenada também segundo o critério de

antiguidade de LI, para os empreendimentos de Não Autônomos;

3. Inicia-se a seleção dos projetos na ordem da lista de Autônomos, separando aqueles

selecionados em novas listas por estado, sendo que, no momento em que um estado atingir

165 MW, não mais serão selecionados projetos daquela unidade da federação, até que todos

os estados contemplados nesta lista sejam atendidos ou que se atinja a meta de 1.100 MW;

4. Os empreendimentos implantados na divisa de duas ou mais unidades da federação

ficarão alocados, para o processo de regionalização, no estado onde estiver implantado o

edifício de geração da central (casa de força);

5. Durante a seleção dos empreendimentos, considerado o limite de 165 MW por

estado, caso a contratação de um empreendimento supere este limite, será considerado, nesta

etapa, apenas o montante em “MW” que complete os 165 MW;6. Após a seleção definida nos itens (1), (2), (3) e (4), existindo saldo remanescente

(diferença entre os 1.100 MW e o total da potência dos empreendimentos já selecionados),

verificar-se-á em quais estados ainda existem projetos com LI não selecionados e qual a

participação percentual de cada estado no montante total de potência dos projetos restantes.

Calculada a participação, esta é aplicada ao saldo remanescente de potência, encontrando-se o

montante adicional a ser contratado em cada estado;

7. Novamente se inicia a seleção, considerando os projetos não-contemplados em ordemde LI mais antiga, até o limite do montante adicional definido no item (6), contemplando,


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obrigatoriamente, os empreendimentos que foram os últimos elegíveis no item (5) e tiveram

sua capacidade contratada apenas parcialmente;

8. Após as duas rodadas de seleção, podem existir empreendimentos que foram

selecionados para contratação parcial. Nesses casos, o empreendedor afetado será convocado

pela ELETROBRÁS para decidir se aceita ter seu empreendimento contratado parcialme

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