( PDF ) Anteprojeto de pequena central hidrelétrica para o Rio Toropi

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MINISTÉRIO DA EDUCAÇÃO

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO SUL

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA

ANTEPROJETO DE PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA PARA O RIO TOROPI

por

Anderson Dal Molin

Dissertação para obtenção do Título de

Mestre em Engenharia

Porto Alegre, setembro de 2007.

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ANTEPROJETO DE PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA PARA O RIO TOROPI

por

Anderson Dal Molin

Engenheiro Mecânico

Dissertação submetida ao Corpo Docente do Programa de Pós-Graduação em

Engenharia Mecânica, PROMEC, da Escola de Engenharia da Universidade Federal do Rio

Grande do Sul, como parte dos requisitos necessários para a obtenção do Título de

Mestre em Engenharia

Área de Concentração: Energia

Orientador: Prof. Dr. Joyson Luiz Pacheco

Aprovada por:

Prof. Dr. Ademar Michels

Prof. Dr. Pedro Barbosa Mello

Prof. Dr. Vilson João Batista

Prof. Dr. Flávio José Lorini

Coordenador do PROMEC

Porto Alegre, 24 de setembro de 2007.

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iii

“Toda história tem um final

porém na vida,

cada final simboliza um novo início

esta história chegou ao fim,

mas.........”

(Anderson Dal Molin)

DEDICATÓRIA

Algumas pessoas marcam a nossa vida para sempre, umas porque vão nos ajudando na

sua construção, outras porque nos apresentam projetos de sonho e outras ainda porque nos

desafiam a construí-los.

Infelizmente, algumas vezes, quando nos damos conta já é tarde para agradecer.

Dedico este trabalho à memória de meu pai André Dal Molin, exemplo de que escola não

é sinônimo de educação. Por ter me mostrado isso e muito mais.

A ti pai, o meu muito obrigado.

AGRADECIMENTOS

Primeiramente, agradeço a Deus pela oportunidade de estar neste mundo com saúde.

Em especial a minha esposa Ana Paula, amor da minha vida, pela amizade,

companheirismo, dedicação, sinceridade, apoio e “puxões de orelha”. Aquela que com certeza

faz meu coração pulsar mais forte, sem a qual minha vida perderia o sentido. Desculpe-me pelos

momentos ausente.

Aos meus filhos Gabriel e Vitória, os quais brotaram e iluminaram o meu jardim durante

esta jornada.

A minha mãe Verônica, pessoa que é exemplo de coragem, amor, determinação, retidão e

perseverança.

Aos meus irmãos Andréia, Carlos e Crislei, pessoas que representam para min a união

nos momentos importantes.

A minha tia Bernadete, por ter aberto à min as portas de seu lar acolhendo-me com

carinho.

Ao Prof. Dr. Ademar Michels, mais que um professor, um amigo com quem tive o

privilégio de interagir e estudar o que me proporcionou experiência e amadurecimento e, sem

dúvida, um professor no sentido real da palavra.

Ao meu orientador Prof. Dr. Joyson Luiz Pacheco, pelo apoio e confiança na finalização

deste trabalho.

Ao secretário do PROMEC Paulo Kutter, por além do apoio irrestrito em todos os

momentos, a amizade e dedicação com que realiza suas funções, qualidades hoje praticamente

esquecidas pelo funcionalismo público.

Aos professores do PROMEC, pela contribuição, dentro de suas áreas, dividindo seus

conhecimentos e principalmente pela dedicação e empenho que demonstraram no decorrer de

suas atividades.

Ao CNPq, pelo apoio financeiro imprescindível para a realização deste sonho.

Ainda tenho muito a agradecer e a muitas pessoas, das quais não cito os nomes para não

ser injusto com estas que me auxiliaram a chegar até aqui.

OBRIGADO!

RESUMO

Este estudo intitulado “Estudo do Potencial Hidrenergético do Rio Toropi” desenvolvido

no Programa de Pós Graduação em Engenharia Mecânica (PROMEC) da Universidade Federal

do Rio Grande do Sul (UFRGS) na área de Energia em parceria com a Universidade Federal de

Santa Maria (UFSM) pelo curso de Engenharia Mecânica, teve como objetivo desenvolver o

estudo hidrenergético do rio Toropi no trecho compreendido entre a Latitude Sul 29,333º e

Longitude Oeste 54,003º e a Latitude Sul 29,479º e Longitude Oeste 54,167º. Buscando alcançar

este objetivo esta pesquisa estrutura-se em três momentos: a) Levantamento dos possíveis locais

com potencial para geração de energia. b) Escolha do ponto que apresentar as melhores

características. c) Realização dos cálculos e desenhos preliminares para a implantação de uma

Pequena Central Hidrelétrica. Assim sendo, a primeira parte desta pesquisa se constitui

respaldada no estudo das cartas topográficas do Rio. Estas direcionaram a escolha dos pontos

para análise, compreendidos no trecho que esta pesquisa elegeu para investigar. De posse das

cartas, das fotos aéreas dos pontos selecionados do Rio e das imagens de satélite, optou-se pelo

ponto de Latitude Sul 29º 22’ 54” e Longitude Oeste 54º 00’ 48”. Este foi eleito após a análise

dos demais pontos selecionados embasada nos parâmetros que a Eletrobrás coloca como fatores

a serem considerados fundamentais para a implantação de uma PCH, dentre os quais está o

desnível do trecho. Após a conclusão desta etapa, este estudo direciona-se aos cálculos que

visam dimensionar as características dos elementos que deverão constituir a PCH para este ponto

deste Rio, os quais forneceram que neste ponto pode ser gerado 4MW de potência. São os dados

fornecidos pelos cálculos que possibilitaram dar forma aos desenhos preliminares da PCH que

poderá ser implantada no Rio Toropi. Dessa forma, além deste estudo ofertar uma planta

preliminar de uma PCH para o Rio Toropi, ela ressalta que o modelo de casa de máquina aqui

apresentado poderá ser utilizado em outros empreendimentos do mesmo porte.

Palavras chave: PCH, energia renovável e desenvolvimento sustentável

vii

ABSTRACT

This work, called “Hydro Energy Potential of Rio Toropi Study”, developed in Post-

graduation in Mechanical Engineering Program of Federal University of Rio Grande do Sul

(UFRGS) at energy area, in association with Federal University of Santa Maria (UFSM), by

Mechanical Engineering course, has had as its objective to develop hydro energy study of Rio

Toropi, between South Latitude 29,333º and West Longitude 54,003º and between South

Latitude 29,479° and West Longitude 54,167º. Searching to reach this goal, this research has

been structured around three moments: a) Taking stock possible sites which have potential to

energy generation. b) Choosing the point which has the best feature. c) Making calculation and

drawings preliminaries to accomplish a Small Central Hydroelectric Power Station. Thus, first

part of this research constitutes itself, based on study of Rio Toropi topographic charts. Those

have driven to choose points to be analyzed, covered by this study which elected them to be

investigated. Having charts, aerial photographs of the selected points of Rio Toropi and satellite

images, opts for South Latitude 29º 22’ 54” and West Longitude 54º 00’ 48” point. This point

has been elected after analyzing all of the others points selected, based on parameters that

Eletrobrás establishes as factors which must be considered as fundamental to accomplish a

SCHPS, as no level points of the river. After the conclusion of this step, this study leads to

calculations that aim to get dimension the characteristics of the elements which must constitute a

SCHPS for the point in the river, which will provide the 4 MW power that can be generated by

this point. The data provided by calculation will get possible to shape preliminary drawings of

SCHPS that should be accomplished in Rio Toropi. Thus, this study provides a preliminary plant

of SCHPS to Rio Toropi, in addiction it highlights the model of power plant here brought in,

which could be utilized in another same size enterprising.

Key Words: SCHPS, refresh energy, sustainable development.

viii

ÍNDICE

1 INTRODUÇÃO...............................................................................................................1

1.1 Objetivos...................................................................................................................3

1.1.1 Objetivo Geral.....................................................................................................3

1.1.2 Objetivos Específicos..........................................................................................3

2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS........................................................................................4

2.1 Histórico do Desenvolvimento do Setor Energético Brasileiro ...................................4

2.2 Matriz da Energia Elétrica Brasileira .......................................................................11

2.3 Matriz da Energia Elétrica do Rio Grande do Sul.....................................................14

2.4 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH)....................................................................16

2.4.1 Evolução Histórica............................................................................................17

2.4.2 Elementos Constituintes de uma PCH................................................................19

2.4.2.1 Barragem...................................................................................................19

2.4.2.2 Vertedouro ................................................................................................21

2.4.2.3 Circuito de Adução....................................................................................22

2.4.2.4 Casa de força.............................................................................................40

2.4.2.5 Turbinas Hidráulicas..................................................................................42

2.4.2.6 Geradores..................................................................................................47

2.5 Potência Instalada....................................................................................................48

2.6 Estudos Ambientais .................................................................................................49

2.6.1 Estudo de Impacto Ambiental (EIA)..................................................................50

2.6.2 Relatório de Impacto Ambiental (RIMA) ..........................................................52

2.6.3 A Outorga de Uso de Recursos Hídricos............................................................53

2.7 Fluxograma de implantação de uma PCH.................................................................54

3 MATERIAIS E MÉTODOS...........................................................................................57

3.1 Rio Toropi...............................................................................................................57

3.2 Cartas Topográficas.................................................................................................59

3.3 Levantamento Fotográfico Aéreo.............................................................................60

3.4 Medição das Vazões do Rio Toropi..........................................................................60

4 RESULTADOS .............................................................................................................64

5 CONCLUSÕES E SUGESTÕES...................................................................................67

REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS..................................................................................69

APÊNDICE A – Rotina para o dimensionamento de uma PCH.............................................72

APÊNDICE B – Fotos Aéreas..............................................................................................80

APÊNDICE C – Desenhos preliminares ...............................................................................82

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

AIA Avaliação de Impacto Ambiental;

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica;

ART Anotação de Responsabilidade Técnica;

CBA Companhia Brasileira de Alumínio;

CBEE Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial;

CCC Conta de Consumo de Combustível;

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica;

CDE Conta de Desenvolvimento Energético;

CEEE Companhia Estadual de Energia Elétrica;

CEM Companhia Energética Meridional;

CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais;

CERPCH Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas;

CGH Central Geradora Hidrelétrica;

CGISE Comitê de Gestão Integrada de Empreendimentos de Geração do Setor

Elétrico;

CGSE Câmara de Gestão do Setor Elétrico;

CIEN Companhia de Interconexão Energética;

CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico;

CNAEE Conselho Nacional das Águas e Energia Elétrica;

CNP Conselho Nacional de Petróleo;

CNPE Conselho Nacional de Política Energética;

CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente;

CSN Companhia Siderúrgica Nacional;

DNAE Departamento Nacional de Água e Energia;

DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica;

DSG Diretoria do Serviço Geográfico do Exército;

EB Exército Brasileiro;

EIA Estudo de Impacto Ambiental;

ELETROSUL Centrais Elétricas do Sul do Brasil;

EOL Central Geradora Eolielétrica;

EPE Empresa de Pesquisa Energética;

FEAM Fundação Estadual de Meio Ambiente;

GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica;

GCOI Grupo Coordenador para Operação Interligada;

KEPCO Korea Electric Power Corporation;

MAEE Mercado Atacadista de Energia Elétrica;

MME Ministério de Minas e Energia;

ONS Operador Nacional do Sistema;

PCH Pequena Central Hidrelétrica;

PDEE Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica;

PIB Produto Interno Bruto;

PIE Produtor Independente de Energia Elétrica;

PND Programa Nacional de Desestatização;

PNPCH Programa Nacional de Pequenas Centrais Hidrelétricas;

PPT Programa Prioritário de Termelétricas;

PRÓ-EÓLICA Programa de Desenvolvimento da Cadeia Produtiva Geradora de Energia

Eólica;

PROINFA Programa de Incentivo as Fontes Alternativas;

RIMA Relatório de Impacto Ambiental;

SEMA Secretaria Estadual de Meio Ambiente;

SFE Sociedade Fluminense de Energia;

SOL Central Geradora Solar Fotovoltaica;

UHE Usina Hidrelétrica de Energia;

USP Universidade de São Paulo;

UTE Usina Termelétrica de Energia;

xii

LISTA DE SÍMBOLOS

% Porcentagem;

m Metro;

m² Metro quadrado;

m³ Metro cúbico;

max

Vazão máxima;

Perda de carga no túnel (m);

Coeficiente de Darcy-Weisbach;

L Comprimento do túnel (m);

D Diâmetro da tubulação (m);

v Velocidade média do escoamento no túnel (m/s);

Aceleração da gravidade (m/s²);

ν Velocidade do escoamento (m/s);

Q Vazão d’água (m³/s);

A Área da seção plana da tubulação (m²);

Coeficiente de Manning;

e Espessura da parede (mm);

Pi Pressão hidrostática máxima interna (kgf/cm²);

D Diâmetro interno (mm);

σf Tensão admissível de resistência à tração do material (kgf/cm²);

es Sobre espessura para corrosão igual a 1 mm;

kf Eficiência das soldas (%);

Comprimento do conduto forçado (m);

Queda bruta (m);

Tempo de aceleração do escoamento no conduto forçado (s);

Velocidade do escoamento no conduto forçado (m/s);

g Aceleração da gravidade (9,81 m/s²);

Área interna mínima da seção transversal da chaminé de equilíbrio (m²);

elocidade do escoamento na tubulação adutora (m/s);

g Aceleração da gravidade (m/s²);

Comprimento da tubulação adutora (m);

xiii

Área interna da seção transversal da tubulação adutora (m²);

min

Queda mínima (m);

Perda de carga no sistema adutor, entre a tomada d’água e a chaminé (m);

Diâmetro econômico;

Perda de carga unitária (m/km);

Comprimento do conduto (m);

Coeficiente que varia com o tipo de tubulação;

Diâmetro interno do conduto (m);

Sobrepressão ou depressão (m), cujo limite máximo é igual a 0,35 vezes a queda

bruta (H

);

Z² Parâmetro obtido dos gráficos de Allievi, para sobrepressão e depressão;

Constante da linha;

Nº de intervalos

L v

contidos em

;

Celeridade da onda de pressão (m/s);

Tempo de fechamento do dispositivo de fechamento da turbina (s);

Espessura do conduto (mm);

Coeficiente que depende do material do conduto;

Potência nominal da turbina (kW);

liq

Queda líquida (m);

Velocidade específica da turbina;

Velocidade de rotação da turbina (rpm);

Vazão garantida ou nominal (m³/s);

Altura de queda nominal (m);

η Rendimento total da turbina hidráulica (%);

xiv

Largura da tomada d’água (m);

Altura da tomada d’água (m);

Perda na grade (m);

Espessura ou diâmetro das barras (mm);

Espaçamento entre as barras (mm);

Inclinação da grade;

Velocidade junto à grade (m/s);

Coeficiente de perda de carga cujo valor depende das dimensões da grade;

Perda de carga na entrada da tomada d’água (m);

ν Velocidade média imediatamente a jusante da entrada (m/s);

Coeficiente que varia com o tipo de tubulação (ver Tabela 2.10);

Perda de carga na entrada do túnel de adução (m);

ν Velocidade média imediatamente a jusante do túnel (m/s);

Coeficiente variável em função da forma da boca do conduto;

Elevação do nível d’água estático máximo (m);

Depleção do nível d’água estático mínimo (m);

Altura da chaminé de equilíbrio (m);

Diâmetro interno (m);

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 - Porcentagem dos empreendimentos em operação atualmente no Brasil................. 13

Figura 2.2 - Porcentagem de participação do tipo de empreendimento de geração de energia

elétrica na matriz energética do estado do Rio Grande do Sul. ..................................................15

Figura 2.3 – Coeficiente de perda de carga k

. .........................................................................27

Figura 2.4 – Níveis de segurança para a depleção da chaminé de equilíbrio. ............................34

Figura 2.5 – Determinação do coeficiente Z

em função de k’..................................................35

Figura 2.6 – Seleção do tipo de turbina hidráulica e potência estimada ....................................44

Figura 2.7 – Fluxograma de implantação de uma PCH............................................................. 56

Figura 3.1 – Altimetria da Bacia Hidrográfica do rio Toropi....................................................57

Figura 3.2 – Bacia do rio Ibicuí. ..............................................................................................58

Figura 3.3 – Aeronave C-98 Caravan.......................................................................................60

Figura 3.4 – Curva de permanência de vazões do rio Toropi.................................................... 63

Figura 4.1 – Ponto de rio Toropi escolhido para a implantação da PCH...................................65

xvi

ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 2.1 – Empreendimentos em operação atualmente no Brasil........................................... 12

Tabela 2.2 – Empreendimentos em construção no Brasil..........................................................13

Tabela 2.3 - Empreendimentos atualmente outorgados no Brasil..............................................14

Tabela 2.4 - Empreendimentos em operação no Rio Grande do Sul..........................................15

Tabela 2.5 – Valores para distância livre entre as barras da grade de proteção..........................23

Tabela 2.6 – Valores do coeficiente de perda de carga .............................................................25

Tabela 2.7 – Valores do coeficiente de Manning......................................................................29

Tabela 2.8 – Valores de eficiência da solda..............................................................................29

Tabela 2.9 – Velocidade máxima admissível pos material........................................................36

Tabela 2.10 – Valores do coeficiente K

...................................................................................37

Tabela 2.11 – Valores do coeficiente K....................................................................................39

Tabela 3.1 – Vazão do rio Toropi (m³/s) ..................................................................................62

1 INTRODUÇÃO

Considerando a grande importância das Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs na

economia brasileira e de seu surgimento ter se dado no Brasil no século XIX, a sua definição

somente foi mencionada na legislação do setor elétrico brasileiro em 1982, através da portaria do

governo DNAEE 109.

No aparecimento das PCHs podemos citar o estado de Minas Gerais como o precursor

desta tecnologia no país, e destacar como marcos históricos o ano de 1883 quando se deu a

instalação do primeiro aproveitamento hidrelétrico na mineração Santa Maria em Diamantina,

denominado “Ribeirão do Inferno”, que tinha a finalidade de alimentar duas bombas de

desmonte hidráulico e o ano de 1889, quando foi instalada a Usina Bernardo Mascarenhas:

primeira hidrelétrica de porte, com 250 kW para atender à sua indústria têxtil e alimentar a

iluminação residencial de Juiz de Fora, para serviço público.

Em síntese, o aparecimento das PCHs deveu-se basicamente à necessidade de

fornecimento de energia para serviços públicos de iluminação e para atividades econômicas

ligadas à mineração, fabricas de tecido, serrarias e beneficiamento de produtos agrícolas. Neste

período, a grande maioria das unidades de geração era de pequena potência, pois os altos custos

inviabilizavam a instalação de grandes unidades geradoras.

Em meados do século XX, dois elementos básicos caracterizaram a indústria de energia

elétrica no Brasil: a construção de centrais geradoras de maior envergadura, capazes de atender a

constante ampliação do mercado de energia e a intensificação do processo de concentração e

centralização das empresas concessionárias.

Para garantir o processo de industrialização o planejamento do setor elétrico optou pela

implantação das grandes usinas geradoras e pelo desenvolvimento de uma rede de transmissão

que possibilite a integração dos grandes sistemas locais. Em virtude destas decisões as PCHs

saíram do rol de opções mais viáveis para o atendimento de grandes blocos de demanda cada vez

mais crescente no país.

Com o estabelecimento de uma política de proteção ambiental mais restritiva à

implantação de grandes reservatórios, devido ao grande impacto ambiental causado na sua

construção, e com recentes mudanças na legislação do setor elétrico, como a criação do Produtor

Independente de Energia – PIE, as pequenas centrais hidrelétricas voltaram a ser consideradas

como opção à expansão da capacidade geradora do país.

Vale destacar que a criação e o desenvolvimento de um mercado de livre comercialização

de energia, também foi de grande valia para o ressurgimento das PCHs. Consta no Brasil uma

taxa de crescimento de 5% ao ano e estimasse um cenário ainda mais otimista para os próximos

anos. Sempre fazendo uma ressalva a lentidão para a obtenção das licenças que muitas vezes tem

inviabilizados bons empreendimentos.

Diante do ressurgimento das PCHs no cenário energético do país, torna-se imprescindível

a elaboração de estudos do potencial hidrenergético dos nossos rios afim de analisarmos as

possíveis implantações de pequenas centrais. Visualizando as vantagens de uma PCH e o

incentivo governamental a estas, este trabalho considerou a região sul do país, pois sendo esta a

segunda maior consumidora de energia elétrica, carece de investimentos nesta área, e nela o

trecho do rio Toropi que desce a Serra Geral, com a finalidade de estudar o seu potencial

hidrenergético.

As pequenas centrais hidrelétricas além de colaborarem com o aumento de geração de

energia são uma boa alternativa na geração de empregos diretos e indiretos bem como na

arrecadação de impostos municipais, ajudando o desenvolvimento da região na qual estão

instaladas.

Portanto nos deparamos agora com a necessidade de tomar opções decisivas para o nosso

futuro na questão da energia. Assim, é necessário que se conheça e compreenda amplamente a

natureza dos principais problemas de energia, e, os interesses e motivações de todas as partes

envolvidas no negócio energético: os produtores, os distribuidores e operadores de facilidades de

transporte.

Tendo em vista que a crescente demanda no consumo de energia elétrica pela população

em geral pode ocasionar a falta ou a elevação do custo da mesma, têm-se a necessidade da

implantação de novas alternativas de geração de energia elétrica, como também a reestruturação

e modernização de unidades geradoras já existentes.

A sociedade esta vivendo um momento de mudança em que precisa intensificar a busca

pelo conhecimento necessário à sua implementação. Essas mudanças devem se processar

refletindo as características e peculiaridades do nosso país, de dimensões continentais, na sua

imensa diversidade inter-regional dos aspectos de clima e de desenvolvimento econômico e

social.

Para contribuir no aprofundamento da análise dos aspectos sócio-econômicos dos

problemas da energia é necessária a integração dos esforços da Universidade, das empresas,

órgãos reguladores e demais instituições do governo na busca de soluções viáveis para o

aumento da capacidade geradora do Brasil.

1.1 Objetivos

1.1.1 Objetivo Geral

Desenvolver o estudo hidrenergético do rio Toropi no trecho compreendido entre a

Latitude Sul 29,333º e Longitude Oeste 54,003º e a Latitude Sul 29,479º e Longitude Oeste

54,167º.

1.1.2 Objetivos Específicos

a) Selecionar os locais com potencial para geração de energia elétrica no trecho

estudado;

b) Determinar, a partir dos locais selecionados o ponto que apresentar as

melhores características para a implantação de uma PCH;

c) Efetuar os cálculos básicos e desenhos preliminares a fim de dimensionar o

potencial hidrenergético do ponto determinado para o projeto de uma PCH.

2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS

A construção de uma central geradora de energia envolve a realização de uma análise

minuciosa de trecho escolhido. É este ato que delineará se poderemos implantar uma grande ou

uma pequena central hidrelétrica. A retomada do incentivo as PCHs pelo governo dá visibilidade

aos nosso pequenos Rios. Dessa forma, considerando os fatos que cercam a energia elétrica no

Brasil, as particularidades que dão forma as PCHs, e o fato de que elas vem a auxiliar a

capacidade de geração de energia elétrica do país, esta pesquisa dá visibilidade a possível

implantação de um pequeno aproveitamento hidrelétrico, elaboração dos desenhos preliminares

de uma PCH para o Rio Toropi. Cabe ainda ressaltar que o modelo de casa de maquina

apresentados neste estudo poderá ser utilizado em projetos similares.

2.1 Histórico do Desenvolvimento do Setor Energético Brasileiro

Em 1879, Dom Pedro II autoriza Thomas Edison a introduzir no país aparelhos e

processos de sua invenção destinados à utilização da eletricidade na iluminação pública, a qual

até então era restrita a países considerados do primeiro mundo. A interferência de Thomas

Edison dá início à história da eletricidade no Brasil.

As implantações das invenções de Thomas Edison conduziram à construção da primeira

usina hidrelétrica no país, localizada no Ribeirão do Inferno, afluente do Rio Jequitinhonha, na

cidade de Diamantina, a qual começou a operar em 1883. Este aproveitamento pioneiro

constitui-se em um dos maiores do mundo, na época com um desnível de 5m, as águas

acionavam uma roda d’água.

A energia gerada por esta usina atendeu a dois públicos consumidores na época.

Primeiramente destinava-se aos garimpeiros para acionar as bombas d’água do garimpo

diamantino, e segundo, pouco depois, aos membros da sociedade em geral, pois a usina estava

também fornecendo energia para iluminação pública.

A pesar de em 1883 entrar em operação a primeira usina hidrelétrica do País, foi apenas

em 1889 que entra em operação a primeira usina hidrelétrica pertencente ao serviço público do

Todos os dados temporais mencionados neste sub-capítulo sobre o processo de evolução da eletricidade no Brasil

estão respaldados nas informações fornecidas pela Eletrobrás no seu site:

http://www.eletrobras.com.br. A obra

intitulada “A energia elétrica no Brasil: da primeira lâmpada à Eletrobrás” (ver informações completa sobre a obra

no capítulo das referências bibliográficas) foi à fonte principal utilizada para a esquematização das informações

obtidas no site da Eletrobrás.

Brasil: Marmelos - pertencente à Companhia Mineradora de Eletricidade do industrial Bernardo

Mascarenhas.

Embora o Brasil estivesse investindo no setor elétrico desde 1879 este teve maior impulso

a partir de 1900, quando o governo abre espaço à instalação de grupos estrangeiros que aqui

aplicaram recursos financeiros e tecnológicos na geração, transmissão, distribuição e utilização

de energia elétrica.

Estando a energia elétrica ao alcance de grande parte da população brasileira, tornou-se

conveniente a elaboração de um documento que viesse a disciplinar o uso desta no Brasil. Este

foi aprovado pelo Congresso Nacional em 1903 e constitui-se no primeiro texto que disciplinava

o uso de energia elétrica no Brasil.

A União, a partir de 1931, assume o poder concedente do direito de uso de qualquer curso

ou queda d’água. O Presidente da República Getúlio Vargas, foi o responsável por promulgar o

Código das Águas (1934). Este código introduz princípios nacionalistas e intervencionistas do

Estado em setores de maior interesse nacional, como o era a expansão do aproveitamento dos

recursos hídricos. O código das águas até hoje norteia as concessões de águas e energia elétrica.

Ainda na era Vargas antes da Segunda Guerra Mundial, entre os anos de 1938 e 1939,

foram criados no âmbito da administração federal, conselhos com responsabilidade de propor e

conduzir as políticas de energia elétrica (CNAEE – Conselho Nacional de Águas e Energia

Elétrica) e petróleo (CNP – Conselho Nacional de Petróleo).

Durante o governo de Juscelino Kubitschek (1956), foi criada a primeira estatal federal

do setor elétrico, a Central Elétrica de Furnas S.A, com o objetivo expresso de aproveitar o

potencial hidrelétrico do Rio Grande, pertencente a Bacia do São Francisco, para solucionar a

crise de energia da região sudeste.

Na década de 60, do século passado, destacam-se a criação de alguns órgãos federais: a)

A criação do Ministério de Minas e Energia – MME (1961); b) Durante a presidência de Jânio

Quadros, a criação da Eletrobrás (1962), sendo constituída em 1962 pelo presidente João

Goulart, para coordenar o setor de energia elétrica brasileiro; c) A criação do Departamento

Nacional de Água e Energia, encarregado da regulamentação dos serviços de energia elétrica no

país (1965); d) A criação da Eletrosul – Centrais elétricas do sul do Brasil.

Após toda esta atenção dada ao setor de geração de energia elétrica, em 1973, foi

assinado o Tratado Itaipu, entre o Brasil e o Paraguai. Todavia a central só foi inaugurada em

1991, quando colocou em operação a última máquina.

A Constituição de 1988 estabeleceu a obrigação de licitar as concessões para prestação de

serviços públicos, eliminou o imposto único sobre a energia elétrica e combustíveis, cujas

receitas eram vinculadas a investimentos no próprio setor energético e delegou aos estados a

concessão da distribuição de gás canalizado. Além de redefinir o conceito de empresa brasileira

para abrir espaço para empresas de capital estrangeiro e revogou a restrição de concessões para o

aproveitamento dos recursos minerais e dos potenciais de energia hidráulica a empresa de capital

estrangeiro.

Conforme dados da ELÉTROBRAS, no início da década de 90, o petróleo e a

hidroeletricidade representavam, cerca de 1/3 do consumo energético nacional, cabendo o

restante as demais fontes de energia. A Petrobrás exercia o monopólio sobre a indústria de

hidrocarbonetos, produzindo quase a metade do consumo de petróleo do país. Contudo, o

consumo de gás natural (quase todo de gás associado) permanecia incipiente (2,1% do balanço

energético nacional) e as negociações para importação de países vizinhos enfrentavam certa

oposição da Petrobrás.

Até 1995, todos os consumidores de energia elétrica do Brasil eram cativos da empresa

concessionária da área geográfica em que se situavam. Neste ano, a legislação permitiu que os

consumidores cuja unidade possuísse demanda igual ou superior a 10.000 kW, atendida a tensão

igual ou superior a 69 kW, passassem a ter o direito de optar por contratar diretamente seu

fornecimento de energia.

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, órgão regulador de setor de energia

elétrica foi constituído em 1997, e o Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAEE

regulamentado em 1998, consolidando a distinção entre as atividades de geração, transmissão,

distribuição e comercialização de energia elétrica. Foram estabelecidas as regras de organização

do Operador Nacional de Sistema Elétrico – ONS, para substituir o Grupo Coordenador para

Operação Interligada – GCOI. Sendo que em 1999, a primeira etapa da Interligação Norte-Sul

entrou em operação, representando um passo fundamental para a integração elétrica do país.

O presidente da República Fernando Henrique Cardoso, em 2000, lançou o Programa

Prioritário de Termelétricas visando à implantação no país de diversas usinas a gás natural.

Entrou em operação, no mês de julho deste ano a usina hidrelétrica Itá, na divisa dos municípios

de Aratiba (RS) e Itá (SC). A conclusão das obras de aproveitamento foi levada a termo pela

Gerasul, em parceria com a Itá Energética, consórcio formado pelas empresas Odebrecht

Química, Companhia Siderúrgica Nacional (CSN) e Cimentos Itambé. E, em março de 2001, a

usina atingiu a capacidade de 1.450 MW.

A importação de 1.000 MW de energia da Argentina, iniciada no mês de julho de 2000

pela Companhia de Interconexão Energética (Cien), utilizou novas linhas de 500 kV e uniu as

subestações de Rincón e Garabi (Argentina), Santo Ângelo e Itá (Brasil), constituindo a maior e

mais importante compra de energia pelo Brasil da Argentina. Foi instituído, no mês de agosto de

2000, pela Lei nº 9.478, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Efetivamente

instalado em outubro, o Conselho assumiu a atribuição de formular e propor ao presidente da

República as diretrizes da política energética nacional.

O ano de 2001 foi praticamente decisivo para o aprimoramento e reforma do setor

energético, pois neste ano o Brasil vivenciou sua maior crise de energia elétrica, acentuada pelas

condições hidrológicas extremamente desfavoráveis verificadas nas regiões Sudeste e Nordeste.

Com a gravidade da situação, o governo federal criou, em maio deste ano, a Câmara de Gestão

da Crise de Energia Elétrica - GCE, com o objetivo de propor e implementar medidas de

natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, de forma a

evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia elétrica. E em junho,

foi implantado o programa de racionamento nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste e, em

agosto, em parte da região Norte. Ainda no âmbito da crise de energia elétrica, no mês de agosto,

o governo criou a empresa Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) para

realizar a contratação das térmicas emergenciais. Entrou em operação, em agosto, a Usina

Termelétrica Eletrobold (RJ), incluída no Programa Prioritário de Termelétricas (PPT). A usina

foi construída pela Sociedade Fluminense de Energia (SFE), controlada pelo grupo norte-

americano Enron, sendo equipada com oito grupos de geradores a gás natural e totalizando 380

MW de capacidade instalada.

Ainda no ano de 2001, no mês de novembro, entrou em operação a Usina Termelétrica

Macaé Merchant, no município de Macaé (RJ), também incluída no PPT. A usina foi construída

pela empresa norte-americana El Paso Energy, tendo sido projetada para operar com vinte

turbinas a gás natural, com capacidade total de 928 MW e no mês de dezembro deste ano entrou

em operação a primeira unidade da Usina Hidrelétrica Lajeado, na divisa dos municípios de

Miracema do Tocantins e Palmas (TO). Construída pela Investco, consórcio liderado pelas

empresas Rede Lajeado Energia, do Grupo Rede, e EDP Brasil, controlada pela Eletricidade de

Portugal – EDP. Esta usina foi projetada para operar com cinco unidades geradoras, com

capacidade total de 900 MW, tais medidas conduziram ao término do racionamento na região

Norte.

Em 2002, foi aprovada a Lei 10.438, que dispunha sobra à expansão de energia elétrica

emergencial, a recomposição tarifária extraordinária, criando o Programa de Incentivo às Fontes

Alternativas – PROINFA, a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE e também sobre a

universalização do serviço público de energia elétrica.

Ainda durante o ano de 2002, podemos destacar cinco outros acontecimentos importantes

no setor energético. Em fevereiro deste ano entrou em operação a Usina Hidrelétrica

Machadinho, na divisa dos municípios de Maximiliano de Almeida (RS) e Piratuba (SC), a qual

foi responsável pelo aumento na capacidade de geração de 1140MW. Foi construída por

consórcio formado pela Gerasul, Celesc, CEEE, Departamento Municipal de Eletricidade de

Poços de Caldas e grandes empresas privadas consumidoras de energia, como a Alcoa Alumínio,

a Companhia Brasileira de Alumínio (CBA), a Valesul Alumínio, a Companhia de Cimentos

Portland Rio Branco e a Camargo Corrêa Cimentos, sendo que neste mesmo mês ocorre o

término do racionamento nas regiões sudeste, centro-oeste e nordeste.

A Companhia Energética Meridional - CEM, empresa constituída pela Tractebel, é a

responsável, em maio de 2002, pela construção e operação da Usina Hidrelétrica Cana Brava, na

divisa dos municípios de Cavalcanti e Minaçu (GO), com capacidade de geração de 450 MW,

alcançada quatro meses após a inauguração, a empresa também é responsável pelo sistema de

transmissão associado. Em junho deste ano, foi extinta a Câmara de Gestão da Crise de Energia

Elétrica - GCE, substituída pela Câmara de Gestão do Setor Elétrico - CGSE, vinculada ao

Conselho Nacional de Política Energética - CNPE.

A Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica foi encarregada de propor ao Conselho

Nacional de Política Energética as diretrizes para a elaboração da política do setor de energia

elétrica, além de gerenciar o Programa Estratégico Emergencial para o aumento da oferta de

energia.

O Governo Federal lançou em novembro de 2003 o programa Luz Para Todos,

objetivando levar, até 2008, energia elétrica aos 12 milhões de brasileiros que não têm acesso ao

serviço. Deste total, 10 milhões estão na área rural. A gestão do programa será compartilhada

entre estados, municípios, agentes do setor elétrico e comunidades.

Entrou em operação comercial em novembro a 15ª unidade geradora hidráulica da Usina

Hidrelétrica Tucuruí. É a terceira máquina da segunda etapa, que irá acrescentar mais 375 MW

de potência à usina. As obras irão ampliar a capacidade de geração, de 4.245 MW para 8.370

MW, possibilitando o atendimento a mais de 40 milhões de pessoas. Tucuruí passará a ser a

maior hidrelétrica nacional.

Ainda sob influência do Programa Luz para Todos, em janeiro de 2004, foi inaugurada a

PCH Padre Carlos, em Poços de Caldas (MG), cuja capacidade é gerar 7,8 MW constituindo-se

um reforço ao atendimento dos 52 mil consumidores de energia da área de concessão do

Departamento Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas. Esta integra um conjunto de cinco

pequenas centrais hidrelétricas já em operação na área.

O novo modelo do setor elétrico foi aprovado com a promulgação, em março de 2004,

das Leis nº 10.847 e nº 10.848, que definiram as regras de comercialização de energia elétrica e

criaram a Empresa de Pesquisa Energética - EPE, com a função de subsidiar o planejamento

técnico, econômico e sócio ambiental dos empreendimentos de energia elétrica, petróleo e gás

natural e seus derivados e fontes energéticas renováveis. Este modelo definiu a oferta de menor

tarifa como critério para participação nas licitações de empreendimentos, estabeleceu contratos

de venda de energia de longo prazo e condicionou a licitação dos projetos de geração às licenças

ambientais prévias.

No âmbito desta nova legislação, foram criados a Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica (CCEE), o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) e o Comitê de Gestão

Integrada de Empreendimentos de Geração do Setor Elétrico (CGISE), a Eletrobrás e suas

controladas foram retiradas do Programa Nacional de Desestatização (PND) e a Eletrosul foi

autorizada a retomar a atividade de geração, mudando a sua denominação para Eletrosul Centrais

Elétricas S.A.

Em janeiro de 2005, foi inaugurado em Veranópolis (RS) a Usina Hidrelétrica Monte

Claro, com capacidade para gerar 130 MW. Esta usina, junto com as usinas 14 de Julho e Castro

Alves, integra o Complexo Energético do Rio das Antas, na região Nordeste do estado. A obra é

um dos empreendimentos de geração que entrou em operação no ano de 2005, sendo este

complexo energético formado por 11 usinas hidrelétricas e uma usina térmica. Com 2.995 MW

de capacidade instalada, esse conjunto de usinas vai aumentar em 4,4% a capacidade instalada de

geração no país.

O sistema de fornecimento de energia elétrica no Espírito Santo foi reforçado, em março

de 2005, com a inauguração da Linha de Transmissão Ouro Preto 2–Vitória e da ampliação da

subestação de Vitória. A obra, realizada em 15 meses, prazo recorde na construção de linhas de

transmissão, melhora a qualidade e a confiabilidade do sistema e reduz a possibilidade de falta

de energia elétrica por falhas nas linhas de transmissão. Com a nova linha de transmissão o

Espírito Santo deixa de ser ponta do sistema elétrico e passa a contar com caminhos alternativos

de suprimento de energia.

Foram assinados os contratos de concessão para a implantação de 2.747 quilometros de

10 novas linhas de transmissão. As obras significarão investimentos de R$ 2,06 bilhões e

deverão estar concluídas até 2007. As linhas foram arrematadas, em leilão realizado em 2004,

por 10 empresas brasileiras e três espanholas. As concessões têm duração de 30 anos e a

construção dos novos empreendimentos beneficiará 140 municípios de 11 estados: Ceará, Goiás,

Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Paraná, Rio de Janeiro, Santa

Catarina e São Paulo.

A Eletrobrás e a Korea Electric Power Corporation (Kepco), da Coréia do Sul, assinaram

Protocolo de Intenção para cooperação e formação de parcerias para investimentos conjuntos em

projetos nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no Brasil e na

América Latina.

A Kepco é uma empresa estatal sul-coreana com atividades similares às da Eletrobrás. O

protocolo prevê a avaliação do uso de todas as opções disponíveis de combustível, incluindo

carvão, outros combustíveis fósseis, energia renovável e, eventualmente, energia nuclear.

Em abril de 2005, foi inaugurada em Belém (PA) uma usina de produção de biodiesel do

Grupo Agropalma. A unidade tem capacidade para produzir 8 milhões de litros de biodiesel por

ano e a empresa utilizará como matéria-prima resíduos do processamento da palma.

Como é considerada a maior produtora de óleo de palma da América Latina, a Agropalma

dominando todo o ciclo de produção e produz quase a totalidade de matéria-prima vegetal

utilizada, cerca de 120 mil toneladas. A primeira usina brasileira de produção do biodiesel foi

inaugurada em março, em Cássia (MG), e o combustível já está sendo comercializado em Belo

Horizonte.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) concluiu em março de 2006, 0s estudos do

Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – PDEE 2006-2015, propondo diretrizes, metas e

recomendações para a expansão dos sistemas de geração e transmissão do país até 2015. O

documento foi apresentado como marco da retomada do planejamento do setor de energia

elétrica. O Plano foi o primeiro documento do gênero elaborado pela EPE e deverá ser atualizado

anualmente. Dessa forma, o governo pretende retomar uma prática consagrada nas décadas de

1980 e 1990 pelo extinto Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos (GCPS).

Em fevereiro de 2007 foi ativada a primeira turbina da usina hidrelétrica Campos Novos,

marcando o início da operação comercial do empreendimento. Localizada no rio Canoas, em

Santa Catarina, a usina exigiu a construção da maior barragem do tipo enrocamento e face de

concreto já executada no país, com 202 metros de altura e comprimento de crista de 592 metros.

As outras duas unidades de geração, assim como a primeira, terão, cada uma, potência máxima

instalada de 293,3 MW e devem entrar em funcionamento ainda este ano.

Nos últimos tempos, os setores de energia elétrica têm evoluído na direção do

estabelecimento de uma nova estrutura de mercado, a exemplo do que vem ocorrendo com

outros segmentos, como a telecomunicação. Acredita-se que num futuro não muito distante, o

consumidor poderá escolher a fornecedora de energia elétrica como hoje ocorre com o serviço de

telefonia.

2.2 Matriz da Energia Elétrica Brasileira

A energia elétrica tem progressivamente assumido crescente participação na matriz

energética brasileira. Tendo estreita relação com o comportamento da economia nacional, a

eletricidade tem sido um excelente indicador da performace da própria economia.

Atualmente o Brasil é responsável por produzir 8,5 % de toda a eletricidade gerada no

mundo a partir de usinas hidrelétrica, sendo que de acordo com registros das Centrais Elétricas

Brasileiras S.A. Eletrobrás, o potencial hidrelétrico brasileiro esta estimado em 260 GW.

Contudo, apenas 63% desse potencial foram inventariados e 24% foi desenvolvido.

O mercado de energia elétrica experimenta, atualmente, um crescimento da ordem de

4,5% ao ano, devendo ultrapassar a casa dos 120 mil MW em 2008. Ao longo das últimas duas

décadas, o consumo de energia elétrica apresentou índices de expansão bem superiores ao

Produto Interno Bruto (PIB), fruto do crescimento populacional concentrado nas zonas urbanas,

do esforço de aumento da oferta de energia e da modernização da economia. Esta cenarização da

evolução da demanda e da oferta de energia é uma tarefa que vem desafiando o setor de

planejamento das empresas energéticas e dos órgãos governamentais nos últimos anos no Brasil.

O planejamento governamental de médio prazo prevê a necessidade de investimentos da ordem

de R$ 6 a 7 bilhões/ano para expansão da matriz energética brasileira, em atendimento à

demanda do mercado consumidor.

O Brasil possui atualmente um total de 1.629 empreendimentos para geração de energia

em operação, os quais ocasionam um total de 107.485.413 kW de potência instalada. Além da

energia gerada no País, ainda existe a necessidade de importação de 8.170.000 kW de paises

vizinhos, sendo que 5.650.000 kW destes são importados do Paraguai, 2.250.000kW são

importados da Argentina, 200.000 kW são importados da Venezuela e 70.000 kW são

importados do Uruguai (ANEEL 2007).

Podemos observar de maneira mais detalhada os dados citados acima através da tabela

2.1 e da figura 2.1 representados, a seguir, com dados gerados em 11 de junho de 2007, pela

ANEEL. Sendo que são consideradas pela ANEEL usinas em operação aquelas que iniciaram a

operação comercial a partir da primeira unidade geradora.

Apesar do aumento da produção de energia elétrica no Brasil o setor ainda carece de

investimentos para que possamos continuar o crescimento econômico sem que se corra o risco da

falta de energia.

Tabela 2.1 – Empreendimentos em operação atualmente no Brasil.

TIPO CAPACIDADE INSTALADA

Tipo Quantidade

Potência Instalada (kW) %

Hidrelétrica 645 76.641.338 71,30

Natural 76 9.868.324 9,18

Gás

Processado 28 952.458 0,89

Óleo Diesel 560 2.888.069 2,69

Petróleo

Óleo

Residual

21 1.442.054 1,34

Bagaço

Cana

231 2.815.901 2,62

Licor Negro 13 785.262 0,73

Madeira 26 224.207 0,21

Biogás 2 20.030 0,02

Biomassa

Casca de

Arroz

3 18.920 0,02

Nuclear 2 2.007.000 1,87

Carvão

Mineral

7 1.415.000 1,32

Eólica 15 236.850 0,22

Paraguai 5.650.000 5,46

Argentina 2.250.000 2,17

Venezuela 200.000 0,19

Importada

Uruguai 70.000 0,07

TOTAL 107.485.413 kW 100 %

Fonte: ANEEL Junho de 2007.

Os mesmos dados da tabela 2.1 são apresentados a seguir na figura 2.1 agora na forma de

gráfico para melhor visualização dos mesmos.

Figura 2.1 - Porcentagem dos empreendimentos em operação atualmente no Brasil.

Fonte: ANEEL Junho de 2007

Está previsto para os próximos anos uma adição de 4.352.036 kW na capacidade de

geração de energia elétrica do País, proveniente de 85 empreendimentos, no setor, atualmente em

construção, como demonstra a tabela gerada abaixo com dados de 11 de junho de 2007

fornecidos pela ANEEL (para a elaboração desta tabela foram consideradas usinas em

construção aquelas que após obtida a licença ambiental de instalação deram início as obras

locais).

Tabela 2.2 – Empreendimentos em construção no Brasil.

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW)

CGH 1 848 0,02

EOL 1 10.200 0,23

PCH 56 1.043.370 23,97

UHE 12 2.539.800 58,36

UTE 15 757.818 17,41

Total 68 4.352.036 100

Fonte: ANEEL, junho de 2007.

Matriz da Energia Elétrica Brasileira

Hidrelétrica

Gás Natural

Gás Processado

Óleo Diesel

Óleo Residual

Bagaço de Cana de Açucar

Licor Negro

Madeira

Biogás

Casca de Arroz

Nuclear

Carvão Mineral

Eólica

Importada do Paraguai

Importada da Argentina

Importada da Venezuela

Importada do Uruguai

Além das previsões acima esta prevista uma adição de 21.874.468 kW, proveniente de

mais 514 empreendimentos outorgados, mas que ainda não foram iniciadas a sua construção,

como pode observar na tabela gerada abaixo, com dados de 11 de junho de 2007 fornecidos pela

ANEEL. Esta considerou, para a elaboração destes dados, usinas outorgadas aquelas que

receberam o Ato de Outorga (Concessão, Permissão, Autorização ou Registro) e ainda não

iniciaram suas obras.

Tabela 2.3 - Empreendimentos atualmente outorgados no Brasil.

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW)

CGH 67 45.495 0,21

EOL 108 4.681.743 21,40

PCH 190 2.825.791 12,92

UHE 22 3.987.900 18,23

UTE 127 10.333.539 47,24

Total 514 21.874.468 100

Fonte: ANEEL, junho de 2007.

2.3 Matriz da Energia Elétrica do Rio Grande do Sul

O Rio Grande do Sul em 2007 apresenta uma capacidade instalada de 6.460.925 kW,

oriundos de 84 empreendimentos em operação, sendo estes, usinas hidrelétricas, eólicas,

termelétricas a óleo combustível, a gás natural e a carvão mineral, e de fontes alternativas de

energia. As fontes alternativas em operação no estado são usinas termelétricas a biomassa,

pequenas e microcentrais hidrelétricas.

A geração hidrelétrica é a principal fonte de geração de energia elétrica do Rio Grande do

Sul, representando 73,64 % da capacidade instalada operando no estado. A geração termelétrica

também possui uma participação significativa na geração de energia elétrica do Rio Grande do

Sul, representando 24,82 % da capacidade instalada, onde podemos destacar a presença de

termelétricas a carvão mineral, a gás natural e a biomassa.

A tabela 2.4, com dados de 11 de junho de 2007 fornecidos pela ANEEL, apresenta uma

relação dos 84 empreendimentos para geração de energia elétrica em operação atualmente no Rio

Grande do Sul, descriminados em tipo, quantidade, potencia instalada e porcentagem

representativa no total de geração de energia.

Tabela 2.4 - Empreendimentos em operação no Rio Grande do Sul.

Tipo Quantidade Potência (kW)

CGH 27 17.524 0,26

EOL 3 150.000 2,26

PCH 24 153.716 2,32

UHE 11 4.673.650 70,41

UTE 21 1.643.225 24,75

Total 87 6.638.115 100

Fonte: ANEEL, junho de 2007.

No gráfico gerado abaixo, figura 2.2, com os dados da ANEEL podemos observar melhor

a participação de cada tipo de empreendimento na matriz energética do estado.

Figura 2.2 - Porcentagem de participação do tipo de empreendimento de geração de energia elétrica

na matriz energética do estado do Rio Grande do Sul.

Fonte: ANEEL, Junho de 2006.

Ainda esta previsto para os próximos anos uma adição na capacidade de geração de

energia do estado de 4.032.252 kW, provenientes de 8 empreendimentos já em construção e de

mais 61 que já possuem sua outorga assinada, garantindo assim a sua construção.

CGH

EOL

PCH

UHE

UTE

2.4 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH)

Pequenas Centrais Hidrelétricas por suas características são denominadas todas as usinas

hidrelétricas com potência instalada superior a 1 MW e igual ou inferior a 30 MW, com o

reservatório com área igual ou inferior a 3 km², a altura máxima das estruturas de barramento do

rio não ultrapasse 10 m e a vazão de dimensionamento da tomada d’água seja inferior a 20 m

/s.

Esse tipo de empreendimento possibilita um melhor atendimento às necessidades de carga de

pequenos centros urbanos e regiões rurais.

Tipicamente operam a fio d’água, isto é, seu reservatório não permite a homogeneização

do fluxo de água, também podem possuir reservatórios com regularização de acumulação diária

ou mensal, este tipo de hidrelétrica é bastante construído em rios de médio porte que possuam

desníveis significativos durante seu percurso, gerando força hidráulica suficiente para

movimentar pequenas turbinas. Conforme dados da ANEEL a capacidade instalada das PCH's no

Brasil é cerca de 900 MW.

Segundo o manual de diretrizes para estudos e projetos de pequenas centrais hidrelétricas

da Eletrobrás um local adequado para a implantação de uma PCH deve atender aos seguintes

requisitos:

• De preferência, deve existir no local uma queda natural acentuada que, aliada à altura

da barragem, nestes casos normalmente baixa, proporcionará a queda bruta aproveitável;

• No local devem existir, naturalmente, ombreiras e boas condições de fundação;

• Além disso, deverão existir no local, de preferência, ou na região, jazidas naturais de

materiais de construção em quantidade e com qualidade adequada, que minimizem as distâncias

de transporte até o local das obras;

• Os aspectos ambientais do sítio devem ser avaliados de maneira simplificada, de

forma a permitir a caracterização dos possíveis impactos do empreendimento sobre a região.

Cabe registrar que estudos de inventário realizados por companhias de energia de porte,

hoje privatizadas, ao longo dos anos de 1996 a 1998, identificaram diversos sítios

potencialmente atrativos, porém, muitas vezes, estes estudos de inventário não consideram locais

com pequenos potenciais, deixando de levantar sítios atraentes para PCHs.

2.4.1 Evolução Histórica

A criação dos primeiros Sistemas Elétricos no Brasil ocorreu no período que vai do final

do século XIX às primeiras duas décadas do século XX, compostos basicamente por Pequenas

Centrais Hidrelétricas.

Segundo PAULON e MARTINS NETO (2000), o aparecimento das pequenas centrais

hidrelétricas deveu-se basicamente à necessidade de fornecimento de energia para serviços

públicos de iluminação, tal período marcou pela substituição dos lampiões a óleo pelas lâmpadas

elétricas consolidando o desenvolvimento da geração de energia no país, e para atividades

econômicas ligadas a mineração. Neste período, a grande maioria das unidades era de pequena

potência, pois os altos custos inviabilizavam a instalação de grandes usinas geradoras.

Segundo TOLMASQUIM (2005), em 1899 foi constituída em Toronto Canadá, a São

Paulo Railway, Light and Power Company Limited, por iniciativa de um grupo de capitalistas

canadenses. Seu objetivo inicial ia além da produção utilização e comercialização de

eletricidade, abrangendo igualmente o estabelecimento de linhas férreas, telegráficas e

telefônicas. Garantido o monopólio dos serviços de bondes elétricos e de fornecimento de

energia, a companhia canadense começou a crescer.

Ainda segundo TOLMASQUIM (2005), as atividades de geração e distribuição de

energia elétrica no Brasil, até 1920, não se restringiam às desenvolvidas pelo grupo Light. Ao

lado dela, que atuava no eixo mais dinâmico da economia do país, havia um grande número de

unidades isoladas, instaladas em diversos pontos do território brasileiro. O recenseamento de

1920 indicava a existência de 209 geradores hidrelétricos, totalizando uma potência total de

aproximadamente 272.000 kW.

A partir da década de 1950 deu-se início à centralização do sistema de geração brasileiro,

dando ênfase às grandes plantas de geração, deixando de lado, quase na obsolescência as PCH.

Apenas na década de 1980 é que se deu o primeiro esforço para resgatar as PCH como um

importante agente de desenvolvimento social.

Apesar das Pequenas Centrais Hidrelétricas terem surgido no final do século XIX, a sua

definição somente foi mencionada na legislação do setor elétrico em 1982, através da Portaria

DNAEE 109 de 24 de novembro de 1982, que determinou serem PCHs aquelas centrais

hidrelétricas que possuíssem a potência instalada total de, no máximo, 10 MW e atendessem as

seguintes características:

• Operação em regime de fio d’água ou de regularização diária;

• Provisão de barragens e vertedouros com altura máxima de 10m;

• Sistema adutor formado apenas por canais a céu aberto ou tubulações, não utilizando

túneis;

• Dotação de unidades geradoras com potência individual de até 5 MW.

Segundo FILHO (2005) na ainda na década de 1980, o Governo Federal procurou

incentivar a implantação de pequenas centrais através do Programa Nacional de Pequenas

Centrais Hidrelétricas (PNPCH) do Ministério de Minas e Energia - MME promovendo estudos,

cursos, subsídios técnicos e legais para o desenvolvimento do assunto. Mesmo considerando que

o programa foi criado visando a autoprodução e ao atendimento aos mercados isolados do Norte

do país, pouca coisa se efetivou devido a vários motivos, entre eles:

• A opção pela geração em grandes blocos de energia;

• Cenário econômico nacional de recessão na década 1984/1993;

• A ciranda financeira com altas taxas de juros penalizando atividades produtivas;

• A inexistência de déficit de energia durante a crise econômica;

• Opção pela extensão de sistemas de transmissão associados aos baixos níveis de

tarifas de energia elétrica praticadas pelas concessionárias de distribuição;

• As vantagens relativas das alternativas térmicas com grupos geradores mais baratos e

o preço do petróleo internacionalmente estabilizado.

Segundo SOUZA (2005) a retomada das centrais de pequeno porte se deu com a crise

energética de 2001 e com a desverticalização das empresas de energia no final da década de 90.

Fato ressaltado com a criação, em 1998, de um centro de pesquisa voltados as PCHs, o Centro

Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas – CERPCH, sediado na

Universidade Federal de Itajubá e cujo comitê diretor é composto por 13 instituições dentre elas

o Ministério de Minas e Energia, Ministério de Ciência e Tecnologia, Ministério do Meio

Ambiente, Eletrobrás, Furnas, Cemig, Aneel e USP.

Estas alterações conjugadas com alguns incentivos introduzidos na legislação, tais como:

• A criação da figura do Produtor Independente de Energia Elétrica – PIE, como agente

gerador, totalmente exposto ao regime de mercado livre, buscando produzir energia por sua

conta e risco;

• O livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, permitindo que os geradores

e os consumidores tenham total garantia para firmar contratos, retirando, desta forma, essa

barreira de entrada a novos agentes;

• O desconto de no mínimo 50% nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e

distribuição de energia elétrica, ampliada para 100%, no caso das centrais que entrarem em

operação até 2003;

• A criação da figura do comercializador, com a definição de uma quarta atividade

(além de geração, transmissão e distribuição) responsável pela execução de parte importante do

mercado, assumindo riscos e realizando o “hedge” dos contratos;

• A isenção do pagamento da compensação financeira por área inundada;

• O aumento do número de consumidores “livres” com a redefinição dos limites para

consumidores com demanda superior a 500 kW atendidos em qualquer nível de tensão;

• No caso dos sistemas isolados, a utilização dos recursos constantes na Conta de

Consumo de Combustível – CCC, por meio de sua sub-rogação;

• O lançamento do Programa PCH-COM, da Eletrobrás, em 1998, que não ofereceu

resultados práticos, porém foi de grande importância ao mercado, sendo, assim como a PRÓ-

EÓLICA, uma introdução a criação do PROINFA, sinalizando aos investidores os princípios

gerais que deveriam ser considerados;

• A criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica –

PROINFA, legitimada no Congresso Nacional, por meio da Lei nº 10.438, de 26 de abril de

2002;

• Criação do programa de incentivo as PCHs estadual - Minas PCH – realizado pela

Companhia Energética de Minas Gerais (CEMIG) em 2005.

Trouxeram esta tecnologia do ostracismo a um desenvolvimento pujante, restando agora

fazer com que os projetos se concretizem em obras e estas entrem em operação.

2.4.2 Elementos Constituintes de uma PCH

Uma Pequena Central Hidrelétrica instalada em um local com queda natural,

normalmente possui a seguinte constituição um barramento a montante da queda, contendo o

vertedouro e a tomada d’água. A casa de força normalmente é posicionada longe do barramento.

2.4.2.1 Barragem

A barragem tem por finalidade represar a água, visando, o aumento do desnível de um rio

para produzir uma queda, a criação de um pequeno lago ou, simplesmente, o levantamento do

nível da água a fim de possibilitar e facilitar sua entrada num canal, túnel, tubulação adutora ou

conduto forçado.

A pratica atual em projetos de aproveitamentos hidrelétricos tem adotado,

preferencialmente, os seguintes tipos de barragens:

a) Barragem de terra; esse tipo de barragem é apropriado para locais onde a topografia

se apresente suavemente ondulada, nos vales pouco encaixados, e onde existam áreas de

empréstimo de materiais argilosos ou arenosos suficientes para a construção do maciço

compactado.

Destaca-se que, no projeto, deve ser obrigatoriamente analisado o balanceamento de

materiais, no que diz respeito à utilização dos materiais terrosos provenientes das escavações

exigidas para a execução da obra, como, por exemplo, as do canal de adução, se houver, e das

fundações das estruturas de concreto.

Um local considerado adequado para implantação de uma barragem de terra, além dos

aspectos anteriormente citados, deverá possuir as seguintes características:

• Áreas de empréstimo e pedreiras localizadas em cotas superiores às da barragem,

visando facilitar o transporte de materiais;

• O eixo deve ser posicionado no local mais estreito do rio, visando-se reduzir o volume

da barragem;

• As margens do reservatório devem ser estáveis, visando-se minimizar

escorregamentos.

b) Barragem de enroncamento; esse tipo de barragem, com espaldares de rocha e

núcleo impermeável, é apropriada para os vales medianamente encaixados em regiões rochosas,

nas quais o capeamento de solo muitas vezes não existe ou é pouco espesso, onde existam

condições adequadas de fundações e pedreiras facilmente exploráveis a custo competitivo e/ou

excesso de escavações obrigatórias em rocha. A inexistência de áreas de empréstimo de solos

argilosos torna antieconômica à adoção de barragem de terra nesses locais.

Um local considerado adequado para a implantação de uma barragem de enrocamento

deverá possuir as seguintes características:

• Disponibilidade de material rochoso em quantidade suficiente. Normalmente é

necessário desmontar 100 m³ de rocha para cada 130 m³ lançados no corpo da barragem. As

pedreiras devem estar localizadas preferencialmente em cotas superiores às da área de

construção da barragem, visando facilitar o transporte de materiais;

• Possibilidade de utilização direta do material, sejam os mesmos provenientes da

escavação das fundações das outras estruturas ou das pedreiras;

• A largura do vale, na cota da crista da barragem, deve ser a mais estreita no trecho

aproveitável do rio, visando-se reduzir o volume da barragem;

• As fundações e as ombreiras devem ser resistentes e estanques;

• Facilidade de construção e de acessos.

c) Barragem de concreto; a barragem de concreto considerada neste estudo é a do tipo

muro-gravidade, capaz de resistir, com seu peso próprio, à pressão da água do reservatório e à

subpressão das águas que se infiltram pelas fundações.

Esse tipo de barragem é recomendado para vales estreitos, encaixados, em maciço

rochoso pouco fraturado e com boas condições de fundação.

A seção da barragem pode incorporar o vertedouro quando as condições topográficas do

local dificultar a concepção de vertedouro lateral.

Um local considerado adequado para o projeto de uma barragem de concreto deverá

possuir as seguintes características:

• A largura do vale na crista da barragem deve ser a mais estreita do trecho aproveitável

do rio, visando-se reduzir o volume da barragem;

• Disponibilidade de pedreiras para obtenção da brita e jazidas de areia facilmente

exploráveis nas proximidades do local;

• Facilidade de conseguir cimento em quantidade suficiente na região;

• As fundações e as ombreiras devem ser resistentes. O maciço rochoso deve ser pouco

fraturado (1 a 3 fraturas/metro). A camada aluvionar na região das fundações, caso exista, não

deverá ser muito espessa (2,0 m), visando não onerar o custo da obra com o serviço de remoção

da mesma;

• Facilidade de construção e de acessos.

2.4.2.2 Vertedouro

Para o vertedouro de forma geral, dependendo do porte da obra, nos projetos de PCH

podemos definir três tipos básicos de solução para o extravasamento do excesso de água afluente

ao local do aproveitamento:

• Por um canal lateral, em cota elevada em relação ao leito natural do rio, com soleira

vertedoura a jusante;

• Por sobre o próprio corpo da barragem, ao longo de toda a extensão da crista ou parte

dela;

• Através da combinação dos tipos acima citados.

O tipo de solução usada rotineiramente é um vertedouro incorporado ao barramento de

concreto, com um trecho rebaixado para verter a descarga de projeto. Secundariamente, pode-se

utilizar uma soleira (barragem) de enrocamento com talude de jusante bem suave, caso haja

rocha disponível no local.

A escolha entre um tipo e outro dependerá da comparação de custos e benefícios entre

ambas. O vertedouro deverá ser dimensionado para descarregar a vazão máxima determinada

pelo projeto (Q

max

2.4.2.3 Circuito de Adução

O circuito de adução típico das PCHs varia, a cada caso, e em função do local a ser

instalado, mas basicamente contempla: Tomada d’água, canal, tubulação em baixa pressão ou

túnel de adução, câmara de carga ou chaminé de equilíbrio e o conduto forçado.

No local escolhido para realização dos cálculos e desenhos do pré-projeto de uma PCH, o

circuito de adução será constituído pelos seguintes elementos: Uma tomada d’água, um túnel de

adução, uma chaminé de equilíbrio e um conduto forçado. Estes elementos serão os responsáveis

por transportar a água do leito do rio até a casa de maquinas.

As definições e processos para a determinação dos elementos que serão utilizados na

PCH serão apresentados a seguir:

a) A tomada d’água; tem por finalidade captar e permitir o acesso da água a tubulação

que a conduzira à turbina, e fechar a entrada d’água quando se fizer necessário, normalmente,

inclui grades de proteção para impedir a entrada de corpos estranhos transportados pelo curso

d’água que possam danificar os equipamentos da PCH.

A tomada d’água deve possuir uma forma que reduza as perdas de carga ao mínimo

possível em todos os seus trechos, aconselha-se o estudo, em modelo reduzido, a forma da

tomada d’água em planta e principalmente o ângulo que forma o eixo da entrada com o eixo do

rio , para se evitar a formação de vórtices e contrações que causarão grande perda de carga,

depósitos de lodo e areia e eventualmente podendo ainda causar erosões nas beiras e no fundo da

mesma.

A estrutura de tomada d’água será localizada, sempre que possível, deve ser localizada

junto à margem do reservatório, ao longo de trechos retos. Nos trechos em curva, a tomada

d’água deve ser posicionada do lado côncavo, pois os sedimentos transportados pelo

escoamento, na maior parte, se depositam na parte convexa.

Além disso, como na parte côncava as profundidades, geralmente, são maiores, os

sedimentos transportados por arraste não serão captados, no caso da tomada d’água de superfície.

A tomada d’água deve ser dimensionada levando-se em consideração a vazão máxima de

projeto e a velocidade máxima na grade. As dimensões da passagem hidráulica, largura x altura,

serão definidas em função da vazão a ser aduzida, fazendo-se o uso da equação da continuidade.

As grades da tomada d’água tem por finalidade barrar a entrada de troncos de madeira, ou

quaisquer outros corpos estranhos que possam ser transportados pelo rio e que sejam prejudiciais

ao funcionamento da PCH, os valores recomendados para o dimensionamento da grade podem

ser observados na tabela 2.5 a seguir.

As grades são normalmente construídas de barras chatas de aço SAE 1020, onde as

perdas de carga podem ser minimizadas dando as barras chatas um formato mais hidrodinâmico,

porém a fabricação com este novo formato é relativamente caro, e em geral o maior custo na

fabricação da grade não é compensado pelo ganho de queda nas turbinas.

As grades devem ser limpas regularmente e quando o parâmetro a montante é inclinado

deve obedecer a mesma inclinação, normalmente de 75º a 80º. A distância livre entre as barras

depende do tipo e das dimensões físicas da turbina e, consequentemente, das passagens livres

entre as pás móveis do rotor.

Tabela 2.5 – Valores para distância livre entre as barras da grade de proteção

Tipo da turbina Vão livre entre as barras

Pelton 1/5 do diâmetro do bocal

Kaplan de médias dimensões e Francis 5 a 8cm

Kaplan de grandes dimensões 8 a 15cm

Fonte: Usinas Hidrelétricas, Gerhard P. Schreiber 1981.

Sobre a velocidade da água passando pelas grades da tomada d’água, existe uma grande

divergência entre as indicações entre as indicações dos diversos autores desta área portanto

adotaremos os valores fornecidos como ideais por Schreiber 1981, que diz que esta velocidade

não pode ultrapassar 1,0 a 1,2 m/s.

A estrutura da tomada d’água será dimensionada considerando-se a vazão máxima de

projeto (Q

max

) e a velocidade máxima da água na grade de proteção, fazendo-se o uso da equação

da continuidade, equação 2.1:

A =

(2.1)

Onde:

ν velocidade do escoamento na grade de proteção (m/s);

Q vazão d’água (m³/s);

A área da seção plana da tomada d’água (m²).

Apenas para se ter uma idéia do porte deste elemento da estrutura, com base numa vazão

de 20 m

/s e considerando-se a velocidade máxima anteriormente definida (1,0 m/s), ter-se-á

uma área útil de escoamento, na tomada d’água, da ordem de 20 m

. Considerando-se um tirante

de água, no canal de adução, da ordem de 2 m, tem-se uma estrutura com uma largura estimada

de 10 m, portanto para o dimensionamento da área da tomada d’água utilizamos a equação 2.2:

hbA =

(2.2)

Onde:

largura da tomada d’água (m);

altura da tomada d’água (m);

A área da tomada d’água.

As perdas de carga nas grades estão relacionadas com a velocidade d’água, porém são

muito pequenas e geralmente são desprezíveis em comparação as demais perdas da PCH, a perda

de carga na grade da tomada d’água pode ser estimada utilizando-se a fórmula de Kirschmer,

equação 2.3:

h k

g g













4 3

senθ

(2.3)

Onde:

perda na grade (m);

espessura ou diâmetro das barras (mm);

espaçamento entre as barras (mm);

inclinação da grade;

velocidade junto à grade (m/s);

coeficiente de perda de carga cujo valor depende das dimensões da grade.

Na tabela a seguir apresentam-se os valores mais comuns para o coeficiente de perda de carga, que

depende do tipo de barra de aço utilizada na construção da grade de proteção.

Tabela 2.6 – Valores do coeficiente de perda de carga

Tipo das barras

e b

(*)

Retangulares

≥

5 2,42

Redondas

≥

5 1,79

Fonte: Manual de diretrizes básicas para projetos de PCHs da Eletrobras.

(*)

largura das barras

A perda de carga na entrada da tomada dágua pode ser estimada através da equação 2.4

cujo coeficiente de perda k

varia conforme o formato da entrada.

(2.4)

Onde:

perda de carga na entrada da tomada d’água (m);

velocidade média imediatamente a jusante da entrada (m/s);

coeficiente que varia com o tipo de tubulação (ver Tabela 2.10);

g aceleração da gravidade (m/s²).

b) Túnel de Adução em Baixa Pressão

; como a construção de um canal de adução em

superfície livre não é viável, devemos utilizar um túnel de adução em baixa pressão como meio

de ligação entre a tomada d’água e a entrada do conduto forçado.

O túnel de adução deve ser projetado para resistir à pressão máxima interna decorrente

das condições operacionais extremas da usina.

O traçado do túnel deve representar, de preferência, a ligação mais curta entre a tomada

d’água e a chaminé de equilíbrio e deve atender ao critério de cobertura mínima de rocha

preconizado por Bergh-Christensen e Dannevig (1971)

Em perfil, o túnel deve ser traçado de modo que o ponto mais alto fique sempre, com

segurança, abaixo da linha piezométrica no caso mais desfavorável, isto é, quando o nível d’água

alcança o mínimo minimorum no reservatório e na chaminé de equilíbrio (se existir).

O ângulo de mergulho deverá ser adequado à necessidade de recobrimento de rocha, não

se recomendando declividades inferiores a 1%, tendo em conta aspectos construtivos ligados à

drenagem das águas de infiltração. De forma geral, a declividade máxima deve se limitar a 12%.

Quando a geometria do arranjo exigir, os trechos de grande declividade devem ser concentrados

em pequenas extensões, tendo em conta requererem métodos construtivos diferenciados.

Considerando a qualidade do maciço, nos trechos em que o critério de cobertura mínima

de rocha é atendido, a princípio não será previsto revestimento do túnel. O revestimento deve ser

necessário, apenas, nos trechos onde a cobertura de rocha é insuficiente e, em trechos

localizados, por imposições geológico/construtivas

A perda de carga gerada na entrada do túnel de adução deve ser considerada e calculada

pela equação 2.5:

(2.5)

Onde:

perda de carga na entrada do túnel de adução (m);

velocidade média imediatamente a jusante do túnel (m/s);

coeficiente variável em função da forma da boca do conduto, como ilustrado na

Figura 2.3, a seguir;

g aceleração da gravidade (m/s²).

saliente

interno

Ke=0,78

boca em

campânula

Ke=0,04

aresta viva

Ke=0,50

aresta

ligeiramente

arredondada

Ke=0,23

PERDA DE CARGA NA ENTRADA DA TUBULAÇÃO

TIPOS DE BOCA

Figura 2.3 – Coeficiente de perda de carga k

Fonte: Manual de diretrizes básicas para projetos de PCHs.

A perda de carga a ser assumida para o projeto do túnel é uma questão econômica,

devendo ser compreendida como uma quantidade renunciada de energia.

A estimativa da perda é feita estabelecendo-se hipóteses para o diâmetro e rugosidade das

paredes do túnel, por seus trechos característicos. A perda de carga no túnel de adução, de forma

geral, deve variar entre 2% e 5% da queda bruta disponível para geração.

Os dados e parâmetros para o dimensionamento hidráulico do túnel são os relacionados

pela formulação de Darcy-Weisbach, a qual determina a perda de carga do túnel de adução,

equação 2.6:

h f

(2.6)

Onde:

perda de carga no túnel (m);

coeficiente de Darcy-Weisbach;

comprimento do túnel (m);

diâmetro de referência (base ou altura da seção arco-retângulo) (m);

velocidade média do escoamento no túnel (m/s);

aceleração da gravidade (m/s²).

A velocidade de escoamento (

) será calculada pela equação da continuidade, equação

2.7:

== (2.7)

Onde:

velocidade do escoamento (m/s);

Q vazão d’água (m³/s);

A área da seção plana da tubulação (m²);

D diâmetro da tubulação (m).

O coeficiente de perda de carga

é uma função da rugosidade da parede, do diâmetro do

túnel e da velocidade do escoamento. Simplificadamente pode ser estimado pela equação 2.8 a

seguir.

= 124 58

0 333

(2.8)

Onde:

Coeficiente de Manning, que varia em função da rugosidade das paredes do túnel,

apresentado na tabela 2.7 a seguir.

Tabela 2.7 – Valores do coeficiente de Manning

Revestimento

Sem revestimento 0,025

Concreto 0,013

Aço 0,01

Fonte: Manual de diretrizes básicas para projeto de PCHs.

Na determinação da espessura do túnel de adução em baixa pressão para o caso

específico de tubulações em aço, a equação genérica é a seguinte:

(2.9)

Onde:

e espessura da parede (mm);

Pi pressão hidrostática máxima interna (kgf/cm²);

D diâmetro interno (mm);

f tensão admissível de resistência à tração do material (kgf/cm²);

es sobre espessura para corrosão igual a 1 mm;

kf eficiência das soldas (tabela).

Tabela 2.8 – Valores de eficiência da solda

TUBULAÇÃO Kf

Sem costura 1.00

Com costura 1.00

Sem radiografia e alivio de tensões 0.80

Com radiografia ou com alivio de tensões 0.90

Com radiografia e alivio de tensões 1.00

Costura com solda por fusão elétrica 0.80

Costura com solda por resistência elétrica 1.00

Fonte: Manual de diretrizes básicas para projetos de PCHs.

Segundo o manual de diretrizes para projetos de PCHs da ELETROBRÁS, recomenda-se

por segurança a adoção para a tubulação de baixa pressão da espessura mínima de parede dos

condutos forçados, haja vista que qualquer defeito de laminação ou efeitos da corrosão afetam o

valor da espessura percentualmente. Esse reflexo é maior nas chapas mais finas e é mais difícil a

confecção de uma boa solda neste tipo de chapa.

Além disso, adotar esta espessura mínima também é recomendado por motivos

construtivos, de montagem e de transporte.

A necessidade de revestimento/escoramento será condicionada por considerações

econômicas e pela qualidade do maciço rochoso a ser atravessado, a qual deve ser avaliada,

como já exposto, por geólogo com experiência. Na escavação do túnel, entretanto, sempre devem

ser previstas surpresas, em trechos do maciço de qualidade inferior à prevista, onde serão

necessários aplicar métodos de escoramento, tratamentos e contenção específicas.

Normalmente, o túnel de adução apresenta dois trechos distintos:

•

um trecho, normalmente, mais longo, sem revestimento, enquanto o túnel percorre

o maciço com cobertura suficiente, de acordo com o critério adotado por projeto, no caso, de

Bergh-Christensen e Dannevig; e

•

um trecho, normalmente, curto, no desemboque, em conduto forçado, a céu

aberto, ou em túnel revestido, quando a cobertura de rocha for insuficiente.

c) A Chaminé de Equilíbrio;

é um reservatório de eixo vertical, normalmente instalado

ao final da tubulação de adução de baixa pressão e a montante do conduto forçado, possui as

seguintes finalidades:

•

Amortecer possíveis variações de pressão, que se propagam pelo conduto forçado e o

golpe de aríete decorrente do fechamento rápido da turbina;

•

Armazenamento de água a fim de fornecer ao conduto forçado a vazão inicial

provocado pela abertura de alguma turbina, até que se estabeleça o regime contínuo.

Sempre que possível à chaminé de equilíbrio deve ser instalada o mais próximo possível

da casa de força, tentando assim reduzir o comprimento do conduto forçado e os efeitos do golpe

de aríete.

A indicação da necessidade de instalação de uma chaminé de equilíbrio é obtida a partir

de a relação a seguir:

5≤

(2.10)

Onde:

comprimento do conduto forçado (m);

queda bruta (m).

Assim, se Lcf > 5 Hb, tem-se uma indicação inicial da necessidade de instalação de uma

chaminé de equilíbrio.

A real verificação dessa necessidade deverá ser feita pelo critério da constante de

aceleração do escoamento no conduto forçado, como indicado pela equação 2.11 abaixo:

cfcf

t =

(2.11)

Onde:

tempo de aceleração do escoamento no conduto forçado (s);

velocidade do escoamento no conduto forçado (m/s);

g aceleração da gravidade (9,81 m/s²).

Segundo o manual de diretrizes para estudos e projetos de Pequenas Centrais

Hidrelétricas da ELETROBRAS os parâmetros que indicam que há necessidade de instalação da

chaminé são:

•

< 3,0 s, não há necessidade de instalação da chaminé;

•

3,0 s < t

> 6,0 s, a instalação é desejável, mas não obrigatória;

•

> 6,0 s, é obrigatória a instalação da chaminé.

O dimensionamento da chaminé de equilíbrio para garantir a estabilidade das oscilações

do nível d’água no interior da chaminé, deve possuir uma seção transversal com área interna

mínima, calculada pela equação de Thoma, equação 2.12, como segue:

( )

tata

hhH

−

min

(2.12)

Onde:

área interna mínima da seção transversal da chaminé de equilíbrio (m²);

velocidade do escoamento na tubulação adutora;

g aceleração da gravidade (m/s²);

comprimento da tubulação adutora (m);

área interna da seção transversal da tubulação adutora (m²);

min

queda mínima (m);

perda de carga no sistema adutor, entre a tomada d’água e a chaminé (m).

A soma da perda de carga total no sistema adutor é igual a soma das perdas de carga em

cada ponto da adução, o que resulta na equação 2.13 abaixo:

egfita

hhhhh +++=

(2.13)

Onde:

hta perda de carga no sistema adutor a montante da chaminé de equilíbrio (m);

hi perda de carga inicial da tomada d’água (m);

hf perda de carga no túnel de adução (m);

hg perda de carga na grade de proteção da tomada d’água (m);

he perda de carga na entrada da tomada d’água (m).

Outro dado importante no dimensionamento da chaminé de equilíbrio para se calcular é a

elevação (

) do nível d’água estático máximo e a depleção (

) do nível d’água estático

mínimo, os quais são dimensionados pela fórmula.

tata

vYY ==

(2.14)

Onde:

elevação do nível d’água estático máximo (m);

depleção do nível d’água estático mínimo (m);

velocidade do fluido (m/s);

área interna da tubulação adutora (m²);

comprimento da tubulação adutora (m);

g aceleração da gravidade (m/s²);

área interna mínima da seção transversal da chaminé de equilíbrio (m²);

Considerando-se as perdas no sistema adutor

eeE

YzY

(2.15)

kkz

+−=

(2.16)

(2.17)

perda de carga no sistema adutor, entre a tomada d’água e a chaminé (m).

Cálculo da depleção

Para o cálculo da depleção

é necessário verificar a depleção consecutiva à

elevação máxima, decorrente do fechamento total (100%) da turbina;

Para a verificação, procede-se como descrito a seguir:

Calcula-se a depleção máxima:

Y z Y

D d d

(2.18)

O valor do coeficiente

é obtido do gráfico da figura 2.5, baseadas nos gráficos de

M.M. Calame e Gaden, entrando-se com o parâmetro:

' '

= =

(2.19)

Onde:

perda de carga no sistema adutor, entre a tomada d’água e a chaminé (m), com a

perda de carga por atrito na tubulação (

) calculada para paredes ásperas.

A altura da chaminé de equilíbrio (

) será determinada então por meio da

equação 2.20, abaixo:

RDDEEc

YyYyYH

++++=

(2.20)

y y

E D

= 1,0 m - acréscimo na altura da elevação e da depleção, por segurança;

depleção máxima do NA do reservatório.

Na depleção para centrais a fio d’água os níveis de segurança a serem considerados

podem ser vistos na figura 2.4 abaixo.

N A

N A m á x .

D c

y = 1,0 0

Y = 0

Y '

y = 1,00

Figura 2.4 – Níveis de segurança para a depleção da chaminé de equilíbrio.

Fonte: Manual de diretrizes básicas para projetos de PCHs.

0,25

0,50

0,75

1,00

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

CURVA Z

= f(k’)

k’

Figura 2.5 – Determinação do coeficiente Z

em função de k’.

Fonte: Manual de Diretrizes Básicas para Projetos de PCHs.

d) Conduto forçado;

neste estudo levaremos em consideração, apenas, o conduto

forçado que possui o mesmo diâmetro ao longo de todo o comprimento.

O diâmetro econômico é aquele para o qual a relação custo-benefício é máxima, portanto,

o diâmetro econômico é o diâmetro limite para o qual um aumento de sua dimensão, que

significaria redução das perdas hidráulicas e, consequentemente, maior potência instalada,

promove aumento do benefício energético sem que isso compense o acréscimo de custo

associado.

Dadas às dificuldades de obter-se uma fórmula que considere exatamente os parâmetros

acima mencionados, adota-se, neste estudo, o diâmetro calculado pela fórmula de Bondshu como

o econômico.

127,0

D =

(2.21)

Onde:

Diâmetro econômico (m);

Descarga de projeto (m

/s);

Queda bruta sobre o conduto (m).

Para as PCH, pode-se admitir que hs = 0,2 Hb. Portanto, tem-se Ht = 1,2 Hb e

substituindo-se na fórmula anterior, tem-se, a equação 2.22:

= 123 7

(2.22)

Após o cálculo do diâmetro econômico, deve-se verificar se a velocidade máxima

admissível para cada tipo de tubulação, listada na tabela a seguir, é atendida.

Tabela 2.9 – Velocidade máxima admissível pos material

MATERIAL V

máx

admissível (m/s)

Aço 5,0

Concreto 3,0

Fonte: Manual de diretrizes básicas para projetos de PCHs.

Verificação da Velocidade

Novamente faremos o uso da equação da continuidade, equação 2.7, agora à velocidade é

estimada através da sua aplicação.

Verificação da Perda de Carga

Conhecidos o diâmetro econômico D

e a velocidade no interior do conduto

estima-se a

perda de carga devido ao atrito, desprezando-se as demais, utilizando-se a fórmula de Scobey,

como descrito a seguir.

cfaa

1,1

9,1

001,0

10410×= (2.23)

Onde:

Perda de carga gerada por atrito (m);

Comprimento do conduto (m);

Coeficiente que varia com o tipo de tubulação (ver Tabela 2.10);

Diâmetro interno do conduto (m).

Tabela 2.10 – Valores do coeficiente K

CONDUTO

Aço novo com juntas e sem costura 0,32

Cimento-amianto 0,34

Concreto armado 0,38

Fonte: Manual de diretrizes básicas para projetos de PCHs.

A pressão normal estática ao longo do conduto forçado sofre variações decorrentes do

golpe de aríete quando há mudanças súbitas de vazão, resultantes de fechamentos ou aberturas

rápidas, parciais ou totais, do dispositivo de fechamento da turbina.

Essas variações, positivas (sobrepressões) ou negativas (depressões), conforme o

engolimento da turbina diminua ou aumente repentinamente, condicionam a espessura da chapa

do conduto. Essas variações são estimadas pelo Método de Allievi, como apresentado a seguir,

para condutos com uniformidade de espessura de parede e de diâmetro interno.

(

)

h Z H

s b

= −

(2.24)

Onde:

hs Sobrepressão ou depressão (m), cujo limite máximo é igual a

0 35, H

;

Hb queda bruta (m);

Z² Parâmetro obtido dos gráficos de Allievi, para sobrepressão e depressão, em

função dos parâmetros

, os quais são calculados utilizando-se as fórmulas a seguir.

ρ θ= =

v V

v t

2 2

(2.25)

constante da linha;

nº de intervalos

2L v

contidos em

;

celeridade da onda de pressão (m/s);

velocidade do escoamento (m/s);

aceleração da gravidade = 9,81 m/s

;

queda bruta (m);

tempo de fechamento do dispositivo de fechamento da turbina (s);

comprimento do conduto (m).

Na falta de informações do fabricante da turbina, podemos adotar para o tempo de

fechamento da turbina:

= 6,0 s, para condutos curtos:

L H

≤

;

= 10 s, para condutos longos:

L H

A velocidade da onda de pressão é determinada pela equação a seguir.

9900

48 3,

(2.26)

Diâmetro interno do conduto (mm);

Espessura do conduto (mm);

Coeficiente que depende do material do conduto, conforme Tabela 2.11.

Valores da constante

para determinados materiais, quais sejam, os mais utilizados nas

construções de PCHs.

Tabela 2.11 – Valores do coeficiente K

CONDUTO

Aço 0,50

Ferro fundido 1,00

Chumbo 5,00

Madeira 10,00

Concreto 5,00

Fonte: Manual de diretrizes básicas para projetos de PCHs.

Perda nas bifurcações (

)

A perda de carga nas bifurcações é calculada utilizando-se a expressão a seguir.

h k

b b

(2.27)

Onde:

velocidade média no conduto, a montante da bifurcação (m/s);

coeficiente de perda de carga nas bifurcações, que depende da relação entre a área

da seção de escoamento do conduto de “entrada”,

, e a área da seção de escoamento dos

braços de “saída”,

, bem como da deflexão de cada um dos braços em relação ao alinhamento

do tronco principal.

Quando o escoamento se dá pelos dois condutos, a jusante da bifurcação, o valor de

muito menor do que quando apenas um está funcionando. Isto ocorre quando uma das unidades

geradoras está parada ou quando apenas uma delas foi instalada, prevendo-se a instalação da

outra no futuro.

Para deflexão de 30

ou ângulo de 60

entre os braços e relação

1 2

A A

e s

recomenda-se adotar:

= 1,20 - escoamento para uma unidade;

= 0,25 - escoamento para duas unidades.

2.4.2.4 Casa de força

As casas de força têm a finalidade de alojar as máquinas e os equipamentos, possibilitar

sua montagem e eventual desmontagem e a sua operação e manutenção. Todo projeto de uma

casa de força deve visar, por isso, a futura operação com fim de facilitá-la e simplifica-la.

Devemos ter em mente que durante qualquer tipo de conserto, a máquina fica parada deixando

de produzir energia e consequentemente gerando perda de renda, por este motivo devemos

prever já no projeto tudo o que possa facilitar e acelerar o conserto.

Cabe ressaltar que na escolha do tipo de casa de força deste trabalho foi considerada,

apenas, a casa de força do tipo “exterior e abrigada”, pois os demais modelos de casa de força

normalmente não são escolhas adequadas para pequenas centrais.

O arranjo típico da casa de força das pequenas centrais é condicionado pelo tipo e

tamanho da turbina e do gerador. Esses equipamentos são selecionados e dimensionados como

apresentado no item Tipos de turbina e Geradores. Também recomenda-se a colaboração de um

arquiteto, já na fase de anteprojeto, para fixar, pelo menos em traços gerais, o aspecto estético da

obra, sempre respeitando as exigências de futuras operações com os equipamentos da casa de

força.

Deveremos tomar cuidado com a previsão de espaço extra nas dependências da casa de

força, áreas destinadas aos equipamentos elétricos e mecânicos auxiliares definidos

particularmente em cada projeto.

Além disso, em cada caso, deverá ser analisada a necessidade de área específica para

montagem dos equipamentos, cujas dimensões básicas deverão ser fornecidas pelo fabricante dos

equipamentos principais.

Em qualquer caso, devemos prever a instalação de equipamentos de apoio a manutenção

e instalação dos principais equipamentos, como, uma ponte rolante para os trabalhos de

montagem e desmontagem em manutenções programadas, pois normalmente o peso dos

equipamentos principais é grande.

Da mesma forma, deveremos analisar a necessidade de se prever uma sala para o centro

de operação da PCH, que atualmente com o advento da informática o controle da pequena

central pode ficar longe da mesma em um local considerado mais adequado a sua operação.

Devemos lembrar que, nos locais onde o desnível é criado pela barragem, a casa de força

é acoplada a tomada d’água e, portanto, incorporada ao barramento.

Para a realização do dimensionamento da casa de força a definição das principais

dimensões, depende da quantidade de itens e das dimensões básicas da turbina e do gerador,

informações estas fornecidas pelo fabricante dos equipamentos.

Devemos ainda tomar cuidado, pois com base na potência, quantidade, tipo e dimensões

das máquinas, deverão ser dimensionadas as dependências da casa de força destinadas aos

equipamentos elétricos e mecânicos auxiliares.

As principais elevações da casa de força são definidas em função dos níveis d’água

notáveis de jusante e da submergência da turbina. A qualidade da curva-chave é de extrema

importância para a fixação dessas elevações, como, por exemplo, a cota do piso dos

transformadores. Esse piso (cota), evidentemente, deve estar a salvo de inundação.

Deverá ser definida, ainda, a cota de fundação da casa de força, que depende da posição

do tubo de sucção da turbina. Em seguida, definem-se as cotas e a disposição das galerias de

drenagem.

A estabilidade da estrutura deverá ser verificada para os casos correntes de carregamento.

Os acessos externos deverão ser definidos em função da cota do piso principal da área de

montagem, dos aspectos topográficos do local e das rampas admissíveis para os equipamentos de

transporte e da disposição das obras a jusante.

Os transformadores podem ser instalados dentro ou fora da casa de força, em função das

particularidades de cada caso.

2.4.2.5 Turbinas Hidráulicas

Conforme Schreiber (1977) são usadas, nas usinas hidrelétricas, dois tipos de turbinas

hidráulicas, as de ação e as de reação. A Norma Brasileira P-TB-74 define estes dois tipos de

turbinas da seguinte maneira: a turbina hidráulica de reação é “aquela em que o trabalho

mecânico é obtido pela transformação de energia cinética e de pressão da água, em escoamentos

através das partes girantes da maquina”, enquanto as de ação “transformam somente a energia

cinética da água”.

Dentre os diversos modelos de turbinas hidráulicas existentes serão consideradas neste

estudo somente aquelas utilizadas normalmente nas PCH que 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, ou seja, à

distância.

As turbinas hidráulicas dividem-se em quatro tipos principais: Pelton, Francis, Kaplan e

Bulbo. Cada um destes tipos de turbina é adaptado para funcionar em usinas hidrelétricas, com

uma determinada faixa de altura de queda (H) como podemos observar na figura 2.6. As vazões

volumétricas (Q) podem ser igualmente grandes em qualquer uma das turbinas, mas a potência

será proporcional ao produto da altura de queda e da vazão volumétrica, desconsiderando-se as

perdas do sistema.

O índice

representa a eficiência total da turbina, a qual é definida como a fração de

energia total da fonte de energia primaria (no caso a água) que é convertida em energia útil (no

caso potência de eixo).

As principais causas de perdas de energia em turbinas hidráulicas são: Perdas hidráulicas,

ou seja, a água deixa a turbina com elevada velocidade, e esta quantidade de energia cinética não

pode ser aproveitada; Perdas mecânicas, normalmente são originadas pelo atrito existente entre

as partes móveis e fixas da turbina e calor perdido pelo aquecimento dos mancais de fixação da

turbina.

Em todos os tipos de turbinas há alguns princípios básicos de funcionamento comuns. A

água é coletada do rio pela tomada d’água, a montante da usina hidrelétrica que deve estar num

nível mais elevado, e é levada através do sistema de adução até a entrada da turbina, dentro da

turbina a água passa por um sistema mecânico o qual varia conforme o modelo da turbina e serve

para variar a potência gerada pela turbina procurando sempre se manter um valor constante.

Após passar por este mecanismo a água chega ao rotor da turbina onde por transferência de

quantidade de movimento parte da energia potencial dela é transferida ao rotor na forma de

torque e velocidade de rotação. Devido a isso a água na saída da turbina sempre estará a uma

pressão menor do que a inicial. Após passar pelo rotor um duto conduz a água até um trecho a

jusante do rio, onde o nível é mais baixo.

Na escolha de uma turbina, devemos analisar, além dos parâmetros técnicos e do seu

custo, a capacidade de imediato atendimento por parte do fabricante da mesma, em caso de

problema durante o funcionamento, e a disponibilidade para fornecimento de peças

sobressalentes.

Um parâmetro muito importante é a escolha da velocidade de rotação da turbina o qual

depende da potência nominal, da altura de queda, do tipo de turbina e do tipo de gerador.

As características referentes a cada turbina serão tratadas juntamente com o tipo

específico da turbina, porém a influência do tipo de gerador na escolha da velocidade de rotação

da unidade é enfocado de um modo abrangente para os diversos tipos de turbinas.

Neste estudo são considerados três tipos de geradores: assíncrono, síncrono com

multiplicador de velocidade e síncrono sem multiplicador.

Para o gerador assíncrono ou para o síncrono sem multiplicador, a velocidade de rotação

é a mesma para turbina e gerador e, sendo assim, deve-se procurar a velocidade síncrona mais

próxima da calculada (conforme fórmulas típicas para cada tipo de turbina).

Essa velocidade de rotação pode ser calculada pela relação

120

= (2.28)

Onde:

n velocidade de rotação síncrona em rpm;

f freqüência da rede em Hertz;

p no de pólos do gerador.

Se a unidade possui multiplicador de velocidade, a velocidade de rotação calculada para a

turbina deve ser mantida, mesmo que não seja uma velocidade síncrona. A correção para a

velocidade síncrona, a ser utilizada pelo gerador, será feita pelo multiplicador de velocidade.

Na seleção do tipo de turbina, a queda líquida (H

liq

em metros) e a vazão de projeto por

turbina (Q em m³/s) são os parâmetros utilizados para a escolha preliminar do tipo de turbina,

conforme podemos observar na figura 2.6.

A potência (kW) estimada na saída também pode ser obtida da mesma figura 2.6,

bastando interpolar os valores das linhas oblíquas.

Figura 2.6 – Seleção do tipo de turbina hidráulica e potência estimada

Fonte: Manual de diretrizes básicas para projetos de PCHs.

A partir desses dados, é possível determinar a velocidade específica da turbina, fator

importante para o seu dimensionamento futuro, pela fórmula :

liq

0 5

1 25

(2.29)

Onde:

velocidade específica da turbina;

velocidade de rotação da turbina (rpm);

potência nominal da turbina (kW);

liq

queda líquida (m).

A Norma NBR 12591 – Dimensões Principais de Turbinas para PCH, utiliza o conceito

de velocidade específica calculada através da queda e da vazão nominal pela fórmula:

0 5

0 75

(2.30)

Onde:

velocidade específica da turbina;

velocidade de rotação da turbina (rpm);

vazão garantida ou nominal (m³/s);

altura de queda nominal (m).

A figura 2.4 mostrada neste estudo orienta o leitor para uma solução viável. Em alguns

casos, as condições e parâmetros apresentados permitem que seja selecionado mais de um tipo de

turbina, devendo a escolha final ser feita, nesse caso, após consulta a diversos fabricantes

especializados.

Apesar da grande variedade de turbinas hidráulicas existentes no mercado atualmente,

este estudo apresentara somente os modelos de turbinas mais utilizados nos projetos de PCHs,

que serão mostrados a seguir:

a) Turbinas Pelton:

No Brasil existem poucas localidades que oferecem a possibilidade

de implantação de PCHs com turbinas Pelton, por falta no nosso relevo de quedas

suficientemente altas. Em geral segundo Schreiber 1977, somente na Serra do Mar existem

encostas com diferenças de alturas concentradas de 300 m ou mais, porém com rios geralmente

pequenos, mas ainda assim é nesta região que se encontram as poucas usinas com turbinas

Pelton.

São turbinas de ação porque utilizam a velocidade do fluxo de água para provocar o

movimento de rotação. A sua constituição física consiste numa roda circular que na sua periferia

possui um conjunto de copos ou conchas sobre os quais incide(m), tangencialmente, um(s)

jato(s) de água dirigido(s) por um ou mais injetores distribuídos de forma uniforme na periferia

da roda.

A potência mecânica fornecida por estas turbinas é regulada pela atuação nas válvulas de

agulha dos injetores.

Estas turbinas podem ser de eixo vertical ou horizontal e são utilizadas em

aproveitamentos hidrelétricos caracterizados por pequenos caudais e elevadas quedas úteis (250

a 2500 m). São turbinas caracterizadas por terem um baixo número de rotações, tendo, no

entanto, um rendimento até 93%.

Até pouco tempo, era incontestável a preferência por turbinas Pelton para desníveis

superiores a 300 m., sendo escolhidas turbinas Francis para quedas abaixo deste limite. Hoje já se

empregam turbinas Francis para até mais de 700 m., numa invasão do campo de escolha das turbinas

Pelton, que, por sua vez, tem sido utilizadas em quedas de até 200 m., as quais eram consideradas

como campo exclusivo para instalações de turbinas Francis.

Por serem de fabricação, instalação e regulagem relativamente simples, além de usadas em

usinas de grande potência, as turbinas Pelton são largamente utilizadas em micro usinas, em

fazendas, em sítios, etc., aproveitando quedas e vazões bem pequenas para a geração de algumas

dezenas de kW.

b) Turbinas Francis:

São turbinas de reação porque o escoamento na zona da roda se

processa a uma pressão inferior á pressão atmosférica. Esta turbina é caracterizada por ter uma

roda formada por uma coroa de aletas fixas, as quais constituem uma série de canais hidráulicos

que recebem a água radialmente e a orientam para a saída do rotor numa direção axial.

A entrada na turbina ocorre simultaneamente por múltiplas comportas de admissão

dispostas ao redor da roda, e o trabalho exerce-se sobre todas as aletas ao mesmo tempo para

fazer rodar a turbina e o gerador.

Os outros componentes desta turbina são a câmara de entrada, a qual pode ser aberta ou

fechada com uma forma espiral, o distribuidor constituído por uma roda dealetasfixas ou móveis

que regulam o caudal e o tubo de saída da água.

Estas turbinas utilizam-se em quedas úteis superiores aos 20 metros, e possuem uma

grande adaptabilidade a diferentes quedas e caudais.

As turbinas Francis, relativamente às Pelton, têm um rendimento máximo mais elevado,

velocidades maiores e menores dimensões.

c) Turbinas Kaplan e Hélice:

São turbinas de reação, adaptadas ás quedas fracas e

caudais (vazões) elevados. São constituídas por uma câmara de entrada que pode ser aberta ou

fechada, por um distribuidor e por uma roda com quatro ou cinco pás em forma de hélice.

Quando estas pás são fixas diz-se que a turbina é do tipo Hélice. Se as pás são móveis o

que permite variar o ângulo de ataque por meio de um mecanismo de orientação que é

controlado pelo regulador da turbina, diz-se que a turbina é do tipo Kaplan.

As turbinas Kaplan são reguladas através da ação do distribuidor e com auxílio da

variação do ângulo de ataque das pás do rotor o que lhes confere uma grande capacidade de

regulação.

As turbinas Kaplan e Hélice têm normalmente o eixo vertical, mas podem existir turbinas

deste tipo com eixo horizontal, as quais se designam por turbinas Bolbo.

2.4.2.6 Geradores

Gerador é um dispositivo utilizado para a conversão da energia mecânica, química ou

outra forma de energia em energia elétrica. Os tipos de geradores que convertem energia

mecânica em elétrica, são:

•

Gerador Síncrono

•

Gerador de indução ou Gerador Assíncrono

•

Gerador de Corrente contínua

O tipo mais comum de gerador elétrico, o dínamo depende da indução eletromagnética

para converter energia mecânica em energia elétrica, a lei básica de indução eletromagnética é

baseada na Lei de Faraday de indução combinada com a Lei de Ampere que são

matematicamente expressas pela 3º e 4º equações de Maxwell respectivamente.

O dínamo funciona convertendo a energia mecânica contida na rotação do eixo do mesmo

que faz com que a intensidade de um campo magnético produzido por um Ímã permanente que

atravessa um conjunto de enrolamentos varie no tempo, o que pela Lei da indução de Faraday

leva a indução de tensões nos terminais dos mesmos.

A energia mecânica (muitas vezes proveniente de uma turbina hidráulica, à gás ou a

vapor) é utilizada para fazer girar o rotor, o qual induz uma tensão nos terminais dos

enrolamentos que ao serem conectados a cargas levam a circulação de correntes elétricas pelos

enrolamentos e pela carga.

No caso de um gerador que fornece uma corrente contínua, um interruptor mecânico ou

anel comutador alterna o sentido da corrente de forma que a mesma permaneça unidirecional

independente do sentido da posição da força eletromotriz induzida pelo campo. Os grandes

geradores das usinas geradoras de energia elétrica fornecem corrente alternada e utilizam

turbinas hidráulicas e Geradores Síncronos.

Há muitos outros tipos de geradores elétricos. Geradores eletrostáticos como a máquina

de Wimshurst, e em uma escala maior, os geradores de van de Graaff, são principalmente

utilizados em trabalhos especializados que exigem Tensões muito altas, mas com uma baixa

corrente e potências não muito elevadas. Isso se deve pelo fato de nesses tipos de gerador, a

densidade volumétrica de energia não é pequena, ou seja, para que se tenha uma grande

quantidade de energia sendo convertida é necessário um grande volume por parte da estrutura do

gerador.

O mesmo não ocorre nos geradores que operam baseados em princípios eletromagnéticos

pois os mesmos permitem uma concentração volumétrica de energia bem maior.

2.5 Potência Instalada

O termo potência instalada é definido pela resolução nº 407 de 19 de outubro de 2000 e

diz que a potência instalada de uma central geradora (em kW) é definida, em números inteiros,

pelo somatório das potências elétricas ativas nominais das unidades geradoras da central.

Deverão constar nos dados de placa das unidades geradoras, estando sujeitos à

fiscalização da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, a potência elétrica aparente

nominal (em kVA) e o fator de potência nominal do gerador elétrico, considerado o regime de

operação contínuo e as condições nominais de operação.

A definição do nível de motorização de uma PCH a ser inserida no Sistema, em uma dada

época, resulta de uma análise econômica, onde se procura maximizar os benefícios para esse

sistema, decorrentes da motorização em pauta.

Ao se elevar o valor da potência instalada de um aproveitamento hidrelétrico, aumentam

os benefícios energéticos, ponta garantida e energia secundária, através do turbinamento de

vazões que, para potências menores, seriam vertidas. Incorre-se também em um aumento de

custos, relacionados com o aumento do bloco da casa de força (área de montagem, circuito

hidráulico de adução, turbinas, geradores, equipamentos auxiliares eletro-mecânicos,

transformadores e transmissão). Desta forma, deve-se aumentar a motorização de uma usina

enquanto o valor econômico dos benefícios energéticos incrementais suplantar os custos

incrementais correspondentes, isto é, enquanto for verdadeira a expressão abaixo:

Nota-se que, conceitualmente, o dimensionamento da potência instalada é igual ao dos

outros parâmetros já apresentados. Há, entretanto, uma diferença, pois, de um modo geral, pode-

se deixar provisão para instalação futura de unidades geradoras adicionais, flexibilidade não

existente nos outros parâmetros.

A potencia instalada aproximada de uma PCH pode de maneira prática ser definida pela

equação abaixo:

tLI

HQP

)(81,9

×=

(2.31)

Onde:

potência instalada (kW);

Q vazão do rio (m³/s);

queda liquida (m);

rendimento da turbina em questão.

2.6 Estudos Ambientais

A exploração de um determinado potencial hidrelétrico é uma atividade sujeita a uma

série de regulamentações da ordem ambiental. Durante todo o processo deve se considerar um

tratamento adequado da questão ambiental, em beneficio não apenas do meio ambiente, mas da

população em geral.

Antes de se colocar em prática um projeto, seja ele público ou privado, precisamos saber

mais a respeito do local onde tal projeto será implementado, conhecer melhor o que a área possui

de ambiente natural (atmosfera, hidrosfera, litosfera e biosfera) e ambiente social (infra-estrutura

material constituída pelo homem e sistemas sociais criados), definindo assim o impacto

ambiental que tal empreendimento ocasionara no local escolhido.

Pela definição de impacto ambiental temos que é a alteração no meio ou em algum de

seus componentes por determinado ato ou atividade, resultante da ação do homem que, direta ou

indiretamente, afetem:

•

A saúde, a segurança e o bem estar da população em geral;

•

As condições estéticas e sanitárias do meio ambiente;

•

A qualidade dos recursos ambientais.

As alterações ambientais precisam ser quantificadas, segundo um indicador de impacto,

(parâmetro de um fator ambiental que fornece a medida da magnitude de um impacto em termos

absolutos, quantitativos ou qualitativos), pois apresentam variações relativas, podendo ser

positivas ou negativas, grandes ou pequenas.

O objetivo de se estudar os impactos ambientais é, principalmente, o de avaliar as

conseqüências de algumas ações, para que possamos proteger a qualidade de determinado

ambiente escolhido para a execução de projetos ou ações, fazer uma análise ambiental é, antes de

tudo, estudar as possíveis mudanças de características sócio-econômicas e biogeofísicas de um

determinado local.

Se os aspectos ambientais forem devidamente equacionados, tendo por resultado as

necessárias soluções, o licenciamento da obra ocorrerá de forma mais rápida e tranqüila do que

nos casos em que a preocupação básica for apenas o atendimento às exigências e condicionantes

dos órgãos ambientais para obtenção do documento de licenciamento. Um estudo ambiental bem

realizado, com os impactos do empreendimento sobre o meio ambiente e deste sobre a PCH e

seu reservatório, corretamente enfocados, com a previsão e também a implantação das

indispensáveis medidas e dos programas de mitigação, compensação e controle, é muito

importante e indispensável, evitando a atuação de organismos, inclusive não governamentais,

que poderão vir a embargar uma obra.

2.6.1 Estudo de Impacto Ambiental (EIA)

No Brasil, a Avaliação de Impacto Ambiental (AIA) envolve um conjunto de métodos e

técnicas de gestão ambiental reconhecidas, com a finalidade de identificar, predizer e interpretar

os efeitos e impactos sobre o meio ambiente decorrente de ações propostas, tais como: legislação

de solo, políticas, planos, programas, projetos, atividades, entre outros.

A legislação brasileira através da resolução n° 01/86, Art. 5° - Conselho Nacional do

Meio Ambiente (CONAMA), estabeleceu as definições, as responsabilidades, os critérios e as

diretrizes para implantação da Avaliação de Impacto Ambiental, principalmente, mediante a

elaboração do Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e respectivo Relatório de Impacto Ambiental

(RIMA).

Podemos definir o EIA como o conjunto de atividades técnicas e cientificas destinada à

análise das alternativas, identificação, previsão e valoração dos impactos de cada uma, e também

a opção de não realização do projeto. Este deve ser elaborado por uma equipe multidisciplinar

devidamente habilitada, independente do empreendedor, e responsável tecnicamente pelos

estudos apresentados, devendo contar neste o nome, currículo, assinatura, registro no respectivo

conselho profissional e a anotação de responsabilidade técnica (ART) de cada profissional e da

empresa responsável.

Todos os custos e despesas referentes a elaboração do EIA, tais como: Coleta e aquisição

de dados, inspeções de campo, análises laboratoriais, estudos técnicos e científicos serão de

responsabilidade do proponente do projeto.

No EIA deverão ser analisadas todas as alternativas de concepção, localização,

tecnológicas, e de técnicas construtivas, sendo que a alternativa adotada devera ser justificada,

sob os pontos de vista técnico, ambiental e econômico.

Durante todas as etapas do empreendimento, desde a execução das obras até o inicio das

operações do projeto, devera existir a pesquisa dos impactos ambientais, incluindo nas ações de

manutenção.

Segundo a Fundação Estadual de Meio Ambiente (FEAM) também deverão ser

pesquisados os impactos diretos e indiretos; primários e secundários; imediatos de médio e longo

prazo; cíclicos, cumulativos e sinérgicos; locais e regionais; estratégicos, temporários e

permanentes; reversíveis e irreversíveis, bem como a sua distribuição social, para cada

alternativa.

Também segundo a FEAM deverá ser analisada a compatibilização com a legislação

ambiental federal, estadual e municipal incidente sobre o empreendimento e sua área de

influência, com a indicação das limitações administrativas impostas pelo poder público.

O EIA propõe quatro pontos básicos a serem primeiramente entendidos, para que depois

seja feito um estudo e uma avaliação mais específica. São eles:

1 - Desenvolver uma compreensão daquilo que está sendo proposto, o que será feito e o

tipo de material usado.

2 - Compreensão total do ambiente afetado. Que ambiente (biogeofísisco e/ou sócio-

econômico) será modificado pela ação.

3 - Prever possíveis impactos no ambiente e quantificar as mudanças, projetando a

proposta para o futuro.

4 - Divulgar os resultados do estudo para que os mesmos possam ser utilizados no

processo de tomada de decisão.

Podemos lembrar que a Secretaria de Meio Ambiente (SEMA) fornece um roteiro básico

para a elaboração do EIA e do RIMA a partir do qual poderemos desenvolver um plano de

trabalho que deverá ser aprovado pela secretaria.

2.6.2 Relatório de Impacto Ambiental (RIMA)

O Relatório de Impacto Ambiental tem a obrigação de informar todas as conclusões

apresentadas no EIA, deve ser elaborado de forma objetiva, ilustrado por mapas, quadros,

gráficos enfim, por todos os recursos de comunicação visual que se fizerem necessários.

O RIMA deve ficar acessível ao público, devendo também respeitar o sigilo industrial

(quando este for solicitado).

A preparação do RIMA, consubstanciando, de forma sintética, os resultados do estudo de

impacto ambiental, em linguagem corrente e acessível a leigos, contendo, no mínimo:

•

Descrição sucinta do projeto e suas alternativas, nas fases de execução de obras e

operação, ilustrada por desenhos mapas gráficos e demais técnicas de comunicação visual

adequadas;

•

Justificativas técnicas, econômicas e ambientais do projeto e da escolha adotada;

•

Indicação da compatibilidade do projeto com os planos, programas e projetos setoriais

existentes e projetados para a área de influência;

•

Síntese do diagnóstico ambiental da área de influência;

•

Descrição dos principais impactos prováveis, positivos e negativos, identificados nas

fases de execução de obras e operação do sistema;

•

Caracterização sucinta da qualidade ambiental futura na área de influência, para cada

alternativa considerada;

•

Descrição das medidas mitigadoras e sua eficiência, relacionando os impactos que não

poderão ser evitados ou mitigados;

•

Plano de acompanhamento e monitoramento dos impactos;

•

Equipe técnica, seus currículos, e respectivas assinaturas e ARTs;

•

Conclusões e comentários gerais.

2.6.3 A Outorga de Uso de Recursos Hídricos

Em 1934, com a edição do Código de Águas, foi introduzida a necessidade de

autorização para o uso da água na legislação brasileira. Desde então, as modificações legais se

deram apenas no âmbito do domínio das águas, não sendo revogado em nenhum momento (ou

alterado) o instituto da outorga. A legislação posterior reafirmou a importância da autorização de

uso como um dos principais instrumentos do gerenciamento de recursos hídricos, independente

de seu domínio.

O processo de outorga de uso dos recursos hídricos consiste de uma autorização para o

uso da água bruta, atualmente bem de domínio público, conforme estabelece a última

Constituição Federal. De acordo com a nova legislação de recursos hídricos, a outorga para o uso

se insere no conjunto dos instrumentos de gestão que visam estabelecer bases técnicas e sociais

para o uso sustentado da água, e, em última instância, para o desenvolvimento social e

econômico da Nação.

O Código de Águas regulamentou o direito de uso da água, tendo como finalidade a sua

proteção contra práticas e procedimentos que comprometessem a sua qualidade e quantidade.

Para tal, o Código de Águas introduziu o instrumento da outorga, onde ao detentor do domínio

das águas cabe autorizar o seu uso.

O Artigo 150 do Código das Águas determina que a utilização da água para o

abastecimento humano e para a geração de energia elétrica, são usos de interesse público,

dependendo, portanto, de concessão, que serão outorgadas por decreto do Presidente da

República.

Entre os instrumentos de gestão dos recursos hídricos estão incluídos o enquadramento

dos corpos de água, a cobrança pelo uso, os planos de bacias hidrográficas e o sistema de

informações. Pode-se caracterizar a autorização ou permissão para o uso dos recursos hídricos

em duas fases: a primeira, relativa à época em que a disponibilidade era maior que a demanda,

em período mais remoto até os anos 60 ou 70 talvez; e a segunda, quando a disponibilidade

passou a ser menor que a demanda, em ocorrências que começaram a ser mais freqüentes a partir

da década de 80.

Nessa segunda fase é que, efetivamente, começou a existir uma preocupação maior do

Estado em administrar esse recurso, ora escasso, depreendendo-se que assim o será, com maior

freqüência, daqui para frente. Por fim, essa preocupação da sociedade cristalizou-se com a

aprovação das leis das águas em nível federal, a Lei 9433/97, e em nível estadual, a Lei

10350/94. Essas leis estabelecem que todos os usos desse bem público só podem ser exercidos

mediante a autorização de uso – a outorga. Antigamente, quando essas autorizações existiam,

eram meramente para efeitos de registro perante o poder público, pois a oferta atendia as

necessidades do conjunto dos usuários. Atualmente, a outorga é instrumento indispensável para

evitar ou minimizar conflitos sociais e econômicos entre os diferentes usuários, e sua efetiva

implantação, certamente, conduzirá a uma limitação no uso para o conjunto da sociedade.

No final do ano de 1994, foi sancionada a

Lei nº 10.350

que regulamentou o Sistema

Estadual de Recursos Hídricos, previsto no Art. 171 da Constituição. Através dessa lei, o Rio

Grande do Sul se constitui numa das unidades federada pioneiras na gestão participativa e

descentralizada do Sistema de Recursos Hídricos, onde os Comitês de Bacia passam a

desempenhar papel central.

2.7 Fluxograma de implantação de uma PCH.

A exploração de um determinado potencial hidrelétrico é uma atividade sujeita a uma

série de regulamentações de ordem institucional, ambiental e comercial. Durante o processo de

implantação do empreendimento, atividades multidisciplinares permeiam-se entre si,

constituindo o arcabouço legal de todo o projeto, o que pode ser observado de maneira prática na

figura 2.7 a seguir.

Antes de iniciarem-se as atividades de estudos e projetos de uma PCH, é necessário

verificar se a avaliação do potencial hidrelétrico pretendido está em conformidade com o que

preconiza a legislação em termos de otimização de aproveitamento de bem público.

Caso o potencial do local não tenha sido definido em função de Estudos de Inventário

Hidrelétrico, recomenda-se o desenvolvimento de tais estudos que, segundo o artigo 4 da

Resolução 393 da ANEEL, em bacias hidrográficas com vocação hidroenergética para

aproveitamentos de, no máximo, 50 MW, poderão ser realizados de forma simplificada, desde

que existam condições específicas que imponham a segmentação natural da bacia, cabendo,

nestes casos, ao interessado, a obrigação de submeter à ANEEL um relatório de reconhecimento

fundamentando tecnicamente tal simplificação.

Sob o aspecto ambiental observar o capítulo 2 deste estudo no item 2.6 Estudos

Ambientais, 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. Uma adequada

definição das medidas de ordem ambiental a serem tomadas poderá promover a correta inserção

do empreendimento na região e, em especial, evitar que o proprietário tenha surpresas

desagradáveis futuras que resultem em problemas e custos não programados previamente.

O fluxograma apresentado ao final deste capítulo ilustra as etapas e atividades necessárias

à consecução de um empreendimento como uma PCH. O Fluxograma de Implantação de uma

PCH descreve as etapas percorridas durante a implantação de uma PCH e as devidas interações,

principalmente no tocante aos estudos de engenharia, ambientais e providências institucionais.

As atividades previstas são típicas para estudos e projetos dessa natureza,

independentemente do porte do aproveitamento.

Os levantamentos e estudos básicos deverão fornecer todos os subsídios necessários para

a etapa seguinte de trabalhos, relativa aos estudos de alternativas de arranjo e tipo das estruturas

do aproveitamento.

Cabe destacar que os aspectos topográficos do sítio condicionam, de forma significativa,

e limitam os estudos de alternativas de arranjo.

Selecionado o arranjo do aproveitamento, passa-se para a fase de projeto das obras civis e

dos equipamentos eletromecânicos. Nessa fase, será realizado o dimensionamento final das

estruturas, o que possibilitará a determinação da queda líquida com maior precisão, utilizando-se

as fórmulas tradicionais para cálculos das perdas de carga ao longo do circuito hidráulico de

adução, como podemos observar no Apêndice “A”.

A partir desse instante, conhecida a série de vazões médias mensais e a queda disponível,

serão elaborados os estudos energéticos definitivos e determinada a potência a ser instalada na

PCH. Com base na potência a ser realmente instalada, deverá ser realizado, em seguida, o

dimensionamento final dos equipamentos eletromecânicos principais.

Figura 2.7 – Fluxograma de implantação de uma PCH

Fonte: Manual de diretrizes básicas para projetos de PCHs.

3 MATERIAIS E MÉTODOS

Neste capitulo serão descritos os materiais utilizados para a realização desta pesquisa,

bem como a descrição dos métodos usados na escolha do melhor local e dos principais

parâmetros necessários ao dimensionamento de uma PCH.

3.1 Rio Toropi

O rio Toropi é um rio brasileiro, situado na região central do estado do Rio Grande do Sul

é um dos afluentes do rio Ibicuí que tem a jusante o rio Uruguai, sendo assim, a bacia do rio

Toropi é uma sub-bacia do rio Uruguai.

O nome do rio é de origem indígena, "Toropi", significa

"O Rio Violento do Caminho do Touro".

Em parte da sua extenção o rio Toropi apresenta um desnivel favoravel a implantação de

pequenos aproveitamentos hidreçétricos, como podemos observar na figura 3.1 abaixo.

Figura 3.1 – Altimetria da Bacia Hidrográfica do rio Toropi.

Fonte: Relatório de pesquisa – IOGA/UFSM/FINEP/CT-HIDRO/2004.

A localização da bacia do rio Ibicuí da qual o rio Toropi faz parte pode ser observada na

figura 3.2 abaixo.

Figura 3.2 – Bacia do rio Ibicuí.

Fonte: Relatório de pesquisa – IOGA/UFSM/FINEP/CT-HIDRO/2004.

3.2 Cartas Topográficas

Os mapas ou cartas topográficas são representação de uma porção da superfície terrestre

no plano, geralmente em escala média ou grande que se tornam instrumentos valiosos em muitas

ocasiões, como por exemplo, na avaliação precisa de distâncias, direções e localizações

geográficas dos aspectos naturais e artificiais de determinada região. Para simplificar a consulta,

a elaboração das cartas topográficas obedece a regras bem precisas, adotadas internacionalmente

e aplicáveis a todo tipo de carta - desde as que representam territórios muito pequenos até as que

compreendem toda a superfície da Terra.

No estudo de uma bacia hidrográfica começamos, obrigatoriamente, pela carta

topográfica, pois, além de possibilitar a delimitação do local, a carta oferece elementos básicos

de localização, como: elementos de referência, ligados aos sistemas de projeções, que são

caracterizados pelas coordenadas esféricas (latitude/longitude), pelas coordenadas planas e

elementos de proporção, caracterizado pela escala; elementos os quais constituem a base

matemática de uma Carta Topográfica.

Neste estudo foram utilizadas cartas topográficas da Diretoria do Serviço Geográfico do

Exército (DSG), do Exército Brasileiro (EB) na escala 1:50000. As quais estão relacionadas

abaixo:

•

Tupanciretã MI - 2948/1;

•

Rio Gassupi MI - 2948/3;

•

Quevedos MI - 2947/1;

•

São Pedro do Sul MI - 2946/2;

•

Mata MI - 2964/1.

Estas cartas foram utilizadas para determinação de pontos julgados com possível potencial

à instalação de um pequeno aproveitamento hidrelétrico.

Durante o estudo tornou-se evidente a necessidade de disponibilizar tais dados

topográficos digitais na rede mundial de computadores (INTERNET), oferecendo acesso rápido

a informações atualizadas, padronizadas e precisas, como suporte técnico para variadas pesquisas

em diversas áreas da ciência, tornando o processo de análise, planejamento e gerenciamento do

espaço mais dinâmico.

3.3 Levantamento Fotográfico Aéreo

Para facilitar a escolha adequada do local de estudo e das particularidades topográficas do

local foi realizado com o apoio da Força Aérea Brasileira FAB um levantamento

aerofotogramétrico do local, para tanto foi utilizado uma aeronave C-98 Caravan, figura 3.3, a

qual sobrevoou os locais dos três pontos pré selecionados possibilitando a documentação

fotográfica destes pontos.

Figura 3.3 – Aeronave C-98 Caravan.

Fonte: Própria

O levantamento fotográfico aéreo foi de grande importância para escolher dentre os três

pontos selecionados aquele com as melhores características à implantação de uma PCH.

3.4 Medição das Vazões do Rio Toropi

A vazão volumétrica (Q) de um fluxo d’água é definida como a relação entre o volume de

água medida em litros ou metros cúbicos pelo tempos em segundos, minutos ou horas,

necessário para encher um reservatório qualquer, ou a vazão também pode definida pelo produto

da velocidade do fluxo d’água em metros por segundo, com a área da seção reta em metros

quadrados do fluxo do escoamento em estudo.

O estudo da vazão de um curso d'água exige a instalação de uma "Estação

Fluviométrica", onde serão feitas regularmente observações de altura do nível d'água e realizadas

as medições de descarga líquida e, quando necessário, de descarga sólida. É um posto de

observação permanente do regime fluvial do rio. A estação fluviométrica é constituída, em

síntese, de: dispositivos para obtenção da cota fluviométrica, seção de medição de vazão e

referências de nivelamento.

O valor da vazão do rio Toropi para o dimensionamento da PCH deste trabalho foi obtido

em trabalho conjunto com Departamento de Hidráulica da Universidade Federal de Santa Maria,

responsável pelo projeto Metodológico para iniciar a implantação de outorga em bacias carentes

de dados de disponibilidade e demanda do rio Ibicuí, do qual o rio toropi é afluente e, portanto

objeto de estudo.

No estudo do Departamento de Hidráulica foi estabelecida uma série de Seções

Hidrológicas de Referencia denominadas SHR, que é uma seção fluvial qualquer definida na

rede de drenagem para a qual devem convergir estudos hidrológicos específicos de avaliação de

disponibilidades hídricas. Esses estudos devem levar em consideração as diferenças na

disponibilidade hídrica não só devido à variabilidade natural, mas também, à existência de

períodos distintos de atividade antrópica, como períodos com irrigação e períodos sem irrigação

(Cruz et al., 2002).

Para o dimensionamento da PCH deste estudo foi utilizada a vazão fornecida pela SHR

01 localizada na Cachoeira 5 Veados no rio Toropi. Latitude Sul: 29,428º - Longitude Oeste:

54,053º

O estabelecimento das disponibilidades hídricas nas SHRs tem como objetivo definir o

volume outorgável por trecho de gerenciamento, através da avaliação integrada da bacia como

um todo na fase de planejamento da outorga. Cada usuário de um trecho ou seção é também

usuário dos trechos de montante e jusante.

O levantamento de campo para medição da vazão do rio Toropi foi composto por duas

campanhas de medição de vazões nas Seções Hidrológicas de Referência (SHR´s) sem

monitoramento sistemático, com o objetivo de fornecer dados para apoiar as avaliações

quantitativas de disponibilidade hídrica na bacia, necessárias ao balanço hídrico para a simulação

da outorga. Foram realizadas três medições de vazão. A primeira campanha de medição de

descarga líquida, conforme previsão do plano de trabalho foi realizada entre setembro e outubro

de 2004, sendo esse o período anterior ao da irrigação das lavouras de arroz na Bacia do Rio

Ibicuí. A campanha teve duas seqüências, sendo a primeira de 06 a 09 de setembro de 2004 e a

segunda de 04 a 11 de outubro de 2004. Ficou estabelecida, a suspensão das medições a partir do

dia 11 de setembro, até o dia 03 de outubro.

A segunda campanha de campo foi realizada no mês de janeiro de 2005, período de

irrigação do arroz, de acordo com o plano de trabalho. A campanha foi iniciada em 03 de janeiro

de 2005 e finalizada no dia 11 janeiro de 2005.

Nas medições, foi utilizado o molinete hidrométrico Gurley, de conchas, modelo americano.

Para as tomadas de velocidade, foi usado o método também americano de um ou dois pontos,

conforme a profundidade. As medições de vazão, em ordem cronológica, da primeira e segunda

campanha, estão apresentadas, respectivamente na tabela 3.1.

Tabela 3.1 – Vazão do rio Toropi (m³/s)

SHR 01 - Estação 76085000

CACHOEIRA 5 VEADOS – Rio Toropi

Período (1976-2002) 1635,00 km

Latitude Sul: 29,428º - Longitude Oeste: 54,053º

Perm.(%) Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

11,6 18,9 13,4 32,6 25,9 34,2 43,5 38,3 35,1 28,8 26,2 13,1

10,4 16,5 11,9 28,2 23,9 30,4 37,9 34,2 29 25,6 22,5 11,6

8,7 15,2 10,7 25,2 21,8 26,5 33,7 30,8 25,7 22,8 19,6 10,3

8 13,3 9,5 22,4 19,8 23,8 30,7 28 23,7 20,6 17,4 8,7

7,4 12,4 8,6 20,3 18,3 20,5 27,7 25,8 20 19 15,6 7,5

6,1 11,1 7,5 17,5 17,1 17,6 25,3 23,4 18 16,5 14 6,3

5,1 9,8 6,9 14,8 15,8 15,7 23,3 21 15,7 14,5 12,4 5,5

4 8,5 6,2 13,7 14,4 13,9 20,8 18,9 13,8 12,9 11,5 4,9

3,3 6,7 5,5 12,4 13,7 12,1 18,7 17,5 12,3 11,4 10 4,3

2,9 5,8 4,4 11,2 12,6 10,5 16,9 16 11,2 10 8,8 3,8

Fonte: Relatório de pesquisa – IOGA/UFSM/FINEP/CT-HIDRO/2004.

A curva de permanência de vazões é utilizada para caracterizar a distribuição temporal

probabilística da disponibilidade hídrica para outorga. A permanência de uma vazão representa a

probabilidade de excedência dessa vazão no tempo, ou seja, é definida como a probabilidade de

ocorrência da vazão média diária do rio ser maior ou igual a um determinado valor, no período

de sua amostra. Usando a terminologia estatística, a curva de permanência é o complemento da

função densidade cumulativa de probabilidade (FCP) das vazões médias diárias (Voguel e

Fennessey,1994).

Segundo o estudo do Departamento de Hidráulica a curva de permanência de vazões do

rio Toropi para anos de média umidade pode ser vista na figura 3.4 a seguir:

Curva de Permanência de Vazões

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0

50 55 60 65 70 75 80 85 90 95

Permanência %

Vazões (m

/s)

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Figura 3.4 – Curva de permanência de vazões do rio Toropi.

Fonte: Relatório de pesquisa – IOGA/UFSM/FINEP/CT-HIDRO/2004.

Através da analise da cura de permanência de vazões do rio toropi para anos de média

umidade podemos perceber que o mesmo possui vazão suficiente para a instalação com sucesso

de um pequeno aproveitamento hidrelétrico em suas águas.

4 RESULTADOS

Com o retorno das PCHs ao cenário hidrenergético brasileiro, renasce a necessidade de

promover estudos dos nossos rios quanto a possibilidade destes suportarem a implantação de

pequenos aproveitamentos hidrelétricos e com isto auxiliar no processo de geração de energia

elétrica brasileiro, visto todas as novas leis ambientais que estão dificultando a implantação das

grandes centrais geradoras de energia e a necessidade do aumento na produção de energia

elétrica.

Visualizando essa problemática foi elaborada esta pesquisa intitulada “Estudo do

potencial hidrenergético do Rio Toropi”, cujo objetivo era desenvolver o estudo hidrenergético

do rio Toropi no trecho compreendido entre a Latitude Sul 29,33333º e Longitude Oeste

54,00305º e a Latitude Sul 29,47917º e Longitude Oeste 54,16667º.

A bacia do rio Toropi esta inserida na bacia do rio Ibicuí e o trecho escolhido para estudo

esta localizado no mapa da Diretoria do Serviço Geográfico do Exército Brasileiro escala

1:50000, na carta MI – 2947/4 de Quevedos. Este trecho do rio pertence aos municípios de

Quevedos e São Pedro do Sul.

O estudo deste rio com foco neste trecho deve-se ao fato de que é o trecho no qual o rio

Toropi desce a serra geral e apresenta potencial para a instalação de pequenos aproveitamentos

hidráulicos. Isto, porque neste trecho o mesmo apresenta as maiores quedas d’água e ombreiras

adequadas à fundação de um barramento.

Após a escolha do trecho para estudo partiu-se para uma análise visual em escritório do

relevo do rio, procurando-se identificar pontos interessantes ao aproveitamento hidroenergético.

A escolha destes ocorreu após uma análise dos seguintes aspectos: desnível do ponto em questão,

presença de ombreiras altas aproveitáveis e boas condições de fundações, proximidade de

alguma cidade ou vilarejo, proximidade de linhas de transmissão de energia, acesso ao local.

Pelos critérios definidos e frente à análise das cartas topográficas nas coordenadas

estudadas foram identificados três sítios com potencial hidrenergético para a instalação de uma

PCH.

O primeiro sitio localizado no ponto de Latitude Sul 29º 21’ 57” e Longitude Oeste 54º

00’ 33”; o segundo sitio, Latitude Sul 29º 22’ 54” e Longitude Oeste 54º 00’ 48” e por fim, o

terceiro sitio no ponto de Latitude Sul 29º 27’ 49” e Longitude Oeste 54º 06’ 09”.

Com a área de contribuição no ponto desejado e a vazão obtida com a ajuda do

Laboratório de Hidráulica da UFSM, encontrou-se o potencial de cada ponto utilizando-se a

equação (2.31), onde podemos verificar que todos os pontos apresentaram potencia instalada

superior a 500kW.

Dentre os sítios identificados e avaliados, o segundo demonstrou o melhor potencial para

a construção de uma PCH, devido a este, entre outros aspectos, possuir a maior queda liquida

aproveitável.

Cabe ressaltar ainda que neste ponto é necessário a construção de um túnel para adução

d’água e a distância entre a captação da água para o turbinamento e a devolução da mesma ao

leito do rio será de aproximadamente 800m (a menor entre os três sítios), enquanto que se fosse

seguido o leito normal seria de aproximadamente 12km, considerando que este apresenta-se sob

a forma de uma “ferradura”;

Figura 4.1 – Ponto de rio Toropi escolhido para a implantação da PCH.

Com base nos dados identificados do ponto escolhido, foram elaborados os cálculos

básicos para a construção da PCH, seguem os dados:

a) Comprimento do túnel de adução 700 m;

b) Comprimento do conduto forçado 135 m;

c) Altura de queda do túnel de adução 10 m;

d) Altura de queda do conduto forçado 38,2 m;

e) Vazão anual do rio com 60% de permanência 12 m³/s;

f) Vazão anual do rio com 95 % de permanência 3,6 m³/s.

Cálculos realizados considerando os valores acima proporcionaram a descoberta da faixa

de valores aproximados de 1,4MW com 95% de permanência até 4,7MW com 60% de

permanência para a potência instalada, além de auxiliaram nos resultados que seguem:

a) O estudo do dimensionamento do sistema de adução demonstrou a necessidade da instalação

de uma chaminé de equilíbrio neste sistema, devido ao seu comprimento total.

b) O modelo de turbina que melhor se adaptará a esta PCH será do tipo francis, devido a estas

serem utilizadas em quedas úteis superiores aos 20 metros, e possuírem grande adaptabilidade a

diferentes quedas e caudais. Frente a estas peculiaridades e as características do local estudado

para a implantação de uma PCH no Rio Toropi, a turbina tipo francis, foi selecionada como a

mais apropriada para a PCH em questão, em decorrência de que esta têm um rendimento

máximo mais elevado, velocidades maiores e menores dimensões.

c) O estudo do gráfico da curva de permanência do Rio Toropi, demonstrou que para trabalhar-se

com o aproveitamento máximo da variação do caudal deverá ser utilizado duas turbinas com

capacidade de absorção de 6 m³/s de vazão cada. Com isto em 60% do tempo as duas máquinas

estarão funcionando com 100% da sua capacidade. A utilização destas duas turbinas associadas

ao modelo de turbina tipo francis, permitirá que quando a vazão atingir um limite de baixo

rendimento para as duas máquinas, uma delas poderá ser desligada permanecendo a outra

operando com um rendimento igualitário ao produzido pelas duas turbinas em funcionamento,

assim como podendo em alguns momentos ser superior a produção conjunta. Pode-se dizer que

está atitude, neste momento, gerará um valor praticamente constante de produção de energia.

Característica esta possível em decorrência de que o modelo de turbina proposto possuir um bom

rendimento mesmo com a diminuição da vazão até um limite suportável para a geração de

energia.

Além dos resultados acima mencionados, cabe enfatizar, para concluir este capítulo, que

o modelo de casa de máquina proposto poderá ser utilizado em empreendimentos de porte

simular.

Estes foram os principais resultados obtidos a partir da relação estabelecida entre a

análise do ponto escolhido e itens básicos que devem ser considerados na construção de uma

PCH.

5 CONCLUSÕES E SUGESTÕES

Considerando o objetivo geral deste trabalho de desenvolver o estudo hidrenergético do

rio Toropi no trecho compreendido entre 29,333º e 29,479º de Latitude Sul e 54,003º e 54,167º

de Longitude Oeste, sendo identificado o ponto que melhor atende as exigências para a

instalação de uma PCH, com um potencial hidrenergético na faixa de 1,4 MW com 95% de

permanência até 4,7 MW com 60% de permanência para potência instalada.

O estudo mais detalhado deste ponto, que encontra-se dentro do corpo desta dissertação, e

cálculos que seguiram os dados identificados nele, reapresentados no capítulo dos resultados,

direcionaram o desenho preliminar da PCH, ideal para este ponto. Diante das diretrizes que

regem a construção de uma PCH, o Rio toropi no trecho de Latitude Sul 29º 22’ 54” e Longitude

Oeste 54º 00’ 48” suporta uma PCH com as seguintes características.

a) PCH a fio d’água;

b) Tomada d’água acoplada ao barramento;

c) Túnel de adução com aproximadamente 700 m de comprimento;

d) Conduto forçado com aproximadamente 135 m de comprimento

e) Sistema de adução com uma chaminé de equilíbrio;

f) Duas turbinas hidráulicas tipo francis na casa de máquina;

g) Queda líquida de 47, 2 m de altura e etc.

Este estudo além de culminar no desenho de uma PCH apropriada para o Rio Toropi no

ponto pesquisado, também, reforçou através do estudo teórico sobre o setor enegético brasileiro,

que as PCHs encontram no Brasil um cenário bastante otimista tanto para a repotenciação e

recapacitação de empreendimentos antigos, quanto no que se refere ao potencial de instalação de

novas plantas.

As expectativas de expansão da atuação das PCHs abrangem todas as regiões do país,

possibilitando com isso a geração descentralizada de energia elétrica, próxima aos pontos de

consumo, assim desonerando o sistema de transmissão e diminuindo as perdas.

Dentre as fontes de energia renováveis, o aproveitamento da hidroeletricidade revela-se

bastante viável, devido ao estado da tecnologia de geração presente no mercado. Para o

aproveitamento desta fonte energética, basta identificar um local geográfico que apresenta uma

queda de água com um volume de água presente. Este local passa a ser identificada como sítio

hidrenergético.

Os aspectos que corroboram a favor das PCHs, entre outros, são: o baixo e distribuído

impacto ambiental, geração de empregos diretos e indiretos, como também, o fato de que estas

servem como agentes de desenvolvimento social, pois normalmente estão instaladas em áreas

com baixos índices de desenvolvimento humano.

A importância da eletricidade na sociedade, insumo básico nos processos de produção e

condição essencial para manter e elevar a qualidade de vida da população mostra o quanto é

necessário identificar novas fontes para sua geração, permitindo assim estabelecer bases para

estudos das condições de desenvolvimento sustentável no Brasil.

Sendo que para uso comercial, os sítios de geração hidrenergéticos passam a ser atrativos

economicamente quando estão próximos da rede elétrica e quando tiverem maiores quedas

d´água associadas com grandes vazões.

Para fins sociais, as características de bons sítios de geração hidrenergéticas são aqueles

em que apresentam pequena altura de queda, pequenas vazões e próximas as residências rurais

mais isoladas da rede elétrica convencional. A aproximação das residências se faz necessário

para diminuir o custo com o transporte de energia. A eletricidade destina-se basicamente a:

iluminação, com uso de lâmpadas PL de alto rendimento, tv, rádio e refrigeração, sendo o uso

para banho descartável, devido o alto consumo do mesmo.

Esta forma de geração de energia revela-se a mais indicada economicamente para atender

a demanda de sistemas isolados no meio rural. A eletrificação destas propriedades traz um

significativo aumento da qualidade de vida para estas populações, proporcionando melhores

condições de trabalho e contribuindo para o desenvolvimento local.

Vale destacar que a criação e o desenvolvimento de um mercado de livre comercialização

de energia, também foi de grande valia para o ressurgimento das PCHs. Consta no estado de São

Paulo uma taxa de crescimento de 5% ao ano e estimasse um cenário ainda mais otimista para os

próximos anos. Sempre fazendo uma ressalva aos problemas ambientais e a lentidão para a

obtenção das licenças que muitas vezes tem inviabilizados bons empreendimentos.

Dessa forma, esta pesquisa intitulada “Estudo do Potencial Hidrenergético do Rio

Toropi” além do estudo de um de nossos rios, o Rio Toropi, contribui para o cenário energético

brasileiro ao disponibilizar, além do estudo deste rio, o ponto que melhor suportará uma PCH e

os desenhos preliminares desta. Como sugestões para outras pesquisas coloca-se o estudo de

campo do ponto identificado e selecionado em escritório bem como o estudo mais detalhado dos

outros pontos selecionados e excluídos nesta pesquisa, visando a análise destes para possível

implantação de outras PCHs.

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APÊNDICE A – Rotina para o dimensionamento de uma PCH

a) ROTINA PARA O DIMENSIONAMENTO DE UMA PCH:

A rotina para o dimensionamento de uma PCH será definida com dados do ponto que

apresentou o melhor potencial à instalação da mesma, os dados foram coletados no local onde

será instalada a PCH e necessários na realização do dimensionamento:

Comprimento do túnel de adução 700 m;

Comprimento do conduto forçado 135 m;

Altura de queda do túnel de adução 10 m;

Altura de queda do conduto forçado 38,2 m;

Vazão anual do rio com 60% de permanência 12 m³/s;

Vazão anual do rio com 95 % de permanência 3,6 m³/s.

Tomada d’água:

A tomada d’água deverá ser acoplada ao túnel de adução, a velocidade da água na

entrada, ou seja, na grade de proteção não deve ultrapassar a 1 m/s.

Para determinação da área necessária na captação d’água usaremos a equação 2.1:

/12

Adotando-se para largura da tomada d’água um valor b

= 6m e fazendo o uso da equação

2.2 obteremos o valor da altura da tomada d’água:

hbA

No dimensionamento da grade de proteção faremos o uso das tabelas 2.5 e 2.6, já para o

cálculo da perda de carga gerada pela grade de proteção faremos o uso da equação 2.3:

( )

sen

3/4

1039,1

/81,92

1,0

02,0

42.2

−

×=

























= θ

Segundo o manual de diretrizes básicas para projetos de PCHs devemos adotar uma

submergência mínima de 1m em relação ao nível d’água mínimo operativo para evitarmos a

formação de vórtices na entrada da tomada d’água.

Para o dimensionamento da perda de carga inicial na tomada d’água faremos o uso da

equação 2.4

( )

1063,1

/81,92

32,0

−

×=

Túnel de adução:

No dimensionamento do túnel de adução adotaremos a velocidade interna recomendada

pelo manual de diretrizes básicas para o dimensionamento de PCHs da eletrobrás, a qual é igual

a v = 1,7 m/s, então pela equação 2.7:

mmD

399,2

/7,1

/³124

≅=⇒

Para tornarmos a construção do túnel viável adotaremos o diâmetro de 3m, pois o custo

para a construção de uma tubulação de 2,99m tornaria a obra muito onerosa.

O valor da velocidade para o novo diâmetro de 3m será então, novamente dimensionado

pela equação 2.7:

( )

smv

/698,1

/³124

=⇒

A perda de carga gerada na entrada do túnel de adução será determinada pela equação

2.5, e será:

( )

10038,2

/81,92

04,0

−

×=

O coeficiente de perda de carga

é determinado em função da rugosidade da parede, do

diâmetro do túnel e da velocidade do escoamento, o coeficiente de manning

é obtido através da

tabela 2.7, portanto a perda de carga será:

( )

333,0

1064,8

01,0

58,124

−

×=⇒=

Já a perda de carga gerada pelo túnel de adução será dimensionada pela equação 2.5:

( )

mhf

smm

fhf

1087,9

²/81,923

/698,1700

1064,8

2²

−−

×=⇒

××

×=

Chaminé de equilíbrio:

A necessidade da utilização de uma chaminé de equilíbrio no circuito de adução é

determinada pela avaliação das equações 2.9 e 2.10, da seguinte maneira:

cfcf

≥=

≥

então há necessidade da instalação de uma chaminé, portanto:

msm

cfcf

634,7

2,48²/81,9

735/72,4

52,15

2,48

735

≥=

⇒=

≥==

Após os cálculos chegamos à conclusão que existe a necessidade da instalação de uma

chaminé de equilíbrio no sistema de adução.

Para o dimensionamento da chaminé de equilíbrio se faz necessário o conhecimento da

perda de carga total no circuito de adução, a qual é calculada pela equação 2.13.

hhhhh

egfita

13222

1031,110038,21039,11087,91063,1

−−−−−

×=×+×+×+×=

O dimensionamento da chaminé de equilíbrio será dado pela equação 2.11, onde:

( )

min

23,331

1031,11031,110

700

/81,9*2

/698,1

hhH

tata

××−

−

−−

A altura da chaminé de equilíbrio é determinada em função de uma relação da oscilação

do nível d’água pelas equações:

(2.14), onde:

msm

smYY

vYY

tata

09,2

23,331/81,9

700

/698,1

(2.17), onde:

1027,6

09,2

1031,1

−

×=

(2.16), onde:

96,01027,6

1027,6

=×+×−=

+−=

−−

kkz

(2.15), onde:

mmY

YzY

eeE

01,209,296,0 =×=

(2.18), onde:

mmY

YzY

ddD

87,109,2895,0

=×=

A altura da chaminé de equilíbrio (

) será determinada então por meio da seguinte

expressão:

mmmmmH

YyYyYH

RDDEEc

88,500,187,10,101,2 =++++=

Conduto forçado:

Para o dimensionamento do conduto forçado iniciamos pelo cálculo do diâmetro

econômico através da equação 2.21:

( )

11,2

2,48

/12

127

Para facilitarmos a construção da tubulação do conduto forçado adotaremos o diâmetro

arredondado para 2m.

A velocidade interna da corrente de fluido dentro do conduto forçado será determinada

pela equação 2.24:

/82,3

)²2(

/³124

As perdas no conduto forçado geradas por atrito podem ser determinadas pela equação

2.25 que segue:

( )

mkm

cfaa

665,0135,0

200

)/82,3(

32,0410

410

1,1

9,1

1,1

9,1

=×=

Para o cálculo da perda na bifurcação faremos o uso da equação 2.27:

( )

186,0

²/81,92

/82,3

25,0

Para determinação da perda total do sistema adutor basta realizarmos a soma das perdas

parciais:

mmmmmmh

hhhhhhh

bafeigt

982,0

186,0665,01087,91003,21063,11039,1

2322

++×+×+×+×=

−−−−

Cálculo da queda liquida sabendo que:

H = 48,2m (Queda bruta);

= 0,982m (Perda de carga total no sistema de adução).

A queda liquida (H

) será:

mmmH

hHH

218,47982,02,48

=−=

−=

A potência instalada desta Pequena Central pode ser determinada pela equação 2.31,

sendo que as vazões utilizadas neste cálculo, são para respectivamente 60 e 95 % de

permanência como demonstrado no início desta rotina.

Cálculo da potência instalada com 60 % de permanência:

MWmsmPi

HQPi

72,485,0)218,47/³12(81,9

)(81,9

=×=

= η

Cálculo da potência instalada com 95 % de permanência:

MWmsmPi

HQPi

42,185,0)218,47/³6,3(81,9

)(81,9

=×=

= η

A seleção das turbinas hidráulicas que serão instaladas na casa de maquinas é feita

através da figura 2.6, onde é realizada a entrada dos dados calculados nesta rotina de

dimensionamento e onde podemos perceber que a máquina que melhor se adapta a este

empreendimento é a turbina hidráulica do tipo Francis.

APÊNDICE B – Fotos Aéreas

Figura B1 – Vale do rio Toropi – Fonte: Própria

Figura B2 – Terceiro ponto selecionado para estudo – Fonte: Própria

Figura B3 – Desnível do rio Toropi – Fonte: Própria

APÊNDICE C – Desenhos preliminares

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