Com baixo impacto ambiental



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Comitê Brasileiro de Barragens

XXVI Seminário Nacional de Grandes Barragens

Goiânia – GO, 11 a 15 de Abril de 2005

T.98 A09



REPOTENCIAÇÃO E MODERNIZAÇÃO DE CENTRAIS HIDRELÉTICAS, ALTERNATIVAS PARA INCREMENTO DE ENERGIA,

COM BAIXO IMPACTO AMBIENTAL

Clóvis H. D. RIBEIRO

Engenheiro Civil – Furnas Centrais Elétricas S.A.
Júlio César Ribeiro D’ARMADA

Engenheiro Civil – Furnas Centrais Elétricas S.A.


Fabiano de Melo ABBÊS

Engenheiro Mecânico – Furnas Centrais Elétricas S.A.


Cassius Ricardo N. FERREIRA

Msc. Engenheiro Mecânico – Furnas Centrais Elétricas S.A.

RESUMO
Frente à idade do parque gerador nacional e à atual consciência ambiental, a repotenciação e a modernização de centrais hidrelétricas tornam-se alternativas ímpares para atender à crescente demanda de energia, agregando eficiência e confiabilidade ao sistema, com menores investimentos e impactos ambientais em relação aos empreendimentos de construção de novas centrais hidrelétricas.

ABSTRACT
Due to the age of the Brazilian power generation industry, and to the current environmental awareness, it is mandatory that hydroelectric power plants be revamped and updated so as to meet the increasing demand, thereby aggregating efficiency and dependability to the system, with as little investment and environmental impact as possible in what regards building new hydroelectric power plants.


1. INTRODUÇÃO


A geração de energia elétrica, a partir da instalação de centrais hidrelétricas, tornou-se freqüente no Brasil a partir da década de 60. Se por um lado a instalação de novas centrais propiciam o acréscimo de energia renovável e não poluente ao sistema elétrico brasileiro, por outro, suas implantações implicam na introdução de impactos ambientais que devem ser analisados em todos os seus aspectos.
O crescente aumento da consciência ambiental pela sociedade moderna, de que a preservação da natureza é uma das bases do desenvolvimento sustentável, acrescentada da necessidade de melhorar o desempenho das centrais hidrelétricas com baixo impacto ambiental, motiva a consideração das práticas de repotenciação e modernização.
Entende-se como modernização a substituição de tecnologia, ou seja, a troca de equipamentos de controle analógicos por equipamentos de controle digitais, substituição dos componentes eletromecânicos antigos dos geradores e turbinas por novos componentes com tecnologias mais recentes, substituição de componentes mecânicos por componentes hidráulicos, os quais irão proporcionar um aumento da confiabilidade do sistema, sem que ocorra um acréscimo de potência instalada à central. Por outro lado, entende-se a repotenciação como sendo o aumento da potência instalada, acompanhada ou não de uma modernização.
Atualmente verifica-se a classificação das repotenciações em três tipos:
mínima – ganho de até 2,5% da capacidade instalada;

leve – ganho de 10% a 20% da capacidade instalada;

pesada – ganho acima de 20% da capacidade instalada.
A busca pela melhoria da confiabilidade dos equipamentos e o aumento de potência, tornam a modernização e a repotenciação, importantes alternativas de investimentos, com custos relativamente menores que os da construção de novas centrais.
O objetivo deste trabalho é mostrar que a repotenciação ou a modernização de uma central são empreendimentos que devem ser avaliados no atual cenário nacional, pois proporciona o incremento da potência instalada no caso de repotenciação, e um aumento da disponibilidade das unidades geradoras, possibilitando o aumento do Fator de Capacidade, no caso de modernização.
Cita-se dentre outros benefícios conseguidos com a mordenização ou repotenciação, a redução de paradas não programadas e de ações corretivas, a possibilidade de operação “desassistida”, bem como o aumento da vida útil dos equipamentos, possibilitando assim uma redução dos custos com manutenção e operação.
Para esta análise, mostramos alguns casos de repotenciações realizadas e a modernização da UHE Mascarenhas de Moraes de FURNAS, demonstrando os benefícios gerados por esses empreendimentos.

2. ASPECTOS GERAIS


A repotenciação e modernização visam, além do ganho de potência, a recuperação ou elevação do Fator de Capacidade (FC), que é a relação entre a potência média gerada e a potência instalada (PI) original da máquina. O aumento da geração, por meio da maior disponibilidade e confiabilidade dos equipamentos, da redução do número de paradas programadas e não programadas, contribui com a amortização dos investimentos e proporciona o aumento do Fator de Capacidade. Esses fatores, compostos com os estudos energéticos, são determinantes para a viabilidade da obra.
O aumento da quantidade de energia gerada durante o ano (QE) pode ser obtido com o aumento da Potência Instalada (PI) e / ou do Fator de Capacidade (FC), conforme mostrado na equação abaixo:
QE= PI x FC x 8.760 horas

2.1. Aspectos Técnicos


Um dos questionamentos que se fazem quanto à repotenciação, é em relação a sua viabilidade, isto é, qual o investimento necessário e qual o retorno que poderá ser esperado. A decisão de se realizar a repotenciação deve considerar também estudos preliminares sobre a vida útil de equipamentos essenciais, considerando o envelhecimento destes equipamentos. Com esta análise, poderá ser definido o escopo da obra, orçamento necessário e a relação custo x benefício gerado. Para a quantificação da viabilidade ou não da repotenciação, os seguintes fatores devem ser observados:


  • disponibilidade das unidades geradoras;

  • redução da eficiência operacional e confiabilidade das unidades geradoras;

  • perspectivas de ganhos de potência e energia;

  • análise de sensibilidade das oportunidades de negócio para avaliação econômica e determinação do custo x benefício.

A análise econômica torna-se um fator importante na tomada de decisão, considerando a idade das centrais que necessitam de manutenção mais minuciosa e prolongada. O acréscimo de geração torna-se atraente, na maioria dos casos, não gerando investimentos oriundos de desapropriação, da construção da barragem e demais estruturas civis. Para empreendimentos de repotenciação, o fator preponderante na análise de sua viabilidade são os custos ambientais, praticamente inexistentes. Além disto, o projeto e a fabricação dos equipamentos são executados com a usina em operação e, por meio de paradas programadas, permite a execução dos trabalhos de modernização ou repotenciação em períodos mais favoráveis.


Uma análise detalhada do empreendimento e a decisão de executar uma repotenciação pesada e completa podem atingir altos níveis de ganho.
A Tabela 1 indica possíveis pontos para se obterem ganhos de potência.

.


Recapacitação

Tipo

Percentual de Ganho

Hidrologia

Energia/Potência

10 a 15%

Circuito Hidráulico

Potência

Até 1%

Turbina

Potência

2 a 5%

Gerador

Potência

20 a 30%

TABELA 1: Ganhos de potência [1]

2.1.1. Análise da Turbina
A readequação dos componentes da turbina, pode ser conseguida através do estudo de seu histórico, da documentação de projeto e do prontuário de manutenções, sendo necessária a realização de uma inspeção visual detalhada do seu estado de conservação, ensaios de vibração do eixo da roda e ensaios de rendimento operacional.
O ensaio de rendimento da turbina visa determinar a viabilidade da realização da repotenciação, ou seja, o restabelecimento de suas condições originais ou, até, o aumento do rendimento. Um desses ensaios é o “Index Test”, que determina o rendimento da turbina, através do levantamento da vazão medida na entrada da caixa espiral da turbina, a queda líquida e o rendimento do gerador, para então comparar a potência motora e a potência produzida. Estes ensaios de rendimento seguem as normas relacionadas abaixo:


  • IEC – 4 - 1963 (International Code for Field Acceptance Tests of Hydraulic Turbines);

  • ASME - PTC-18 - 1949 (Index Test, Method of Testing).

A finalidade básica dos ensaios, segundo a Norma ASME-PTC-18-1949 é:


a) determinar as características de uma turbina para sua operação eficiente;

b) determinar a combinação ideal que relaciona a abertura do distribuidor com as pás da turbina;

c) determinar alterações no rendimento ou de potência fornecida ao eixo do gerador devido ao envelhecimento, erosões, alterações ou qualquer outra variável ao longo do tempo.
A Figura 1 ilustra uma análise realizada com modelos de elementos finitos, para se obter, através de dados numéricos simulados, a variação e o ganho gerado com a reavaliação de um rotor de uma turbina.

FIGURA 1: Reavaliação do Rotor da Turbina



2.1.2. Análise do Gerador
O gerador, por ser considerado o maior responsável por ganhos de potência, deve ser alvo de uma avaliação mais detalhada, principalmente devido ao estado de envelhecimento provocado pelo TEAM (Esforços Térmicos, Elétricos, Ambientais e Mecânicos) que determina uma análise do prontuário do gerador, para a verificação da existência de sobrecargas imprevistas, que causem desgaste da isolação por efeito corona, fazendo com que haja uma redução na sua expectativa de vida.
Segundo as recomendações existentes na proposta de normalização Std. 1147-1991, do Institute of Electrical and Eletronics Engineers [1], o que possibilita a realização de diagnósticos com alto índice de confiabilidade é o programa de avaliação das condições dos componentes do gerador, indicadas abaixo:
a) enrolamento do estator;

b) enrolamento de campo;

c) cunhagem do enrolamento do estator;

d) núcleo do estator;

e) rotor.
A repotenciação do gerador necessita de uma avaliação dos enrolamentos do estator e de campo, bem como do sistema de excitação, o que possibilita um aumento de potência instalada, com também uma mudança na classe de isolação, no que diz respeito aos aspectos térmicos [1].
Em uma repotenciação, faz-se necessária a troca do enrolamento do estator, mudando não apenas a sua seção condutora, como também a sua classificação de isolamento, passando da classe B, que suporta temperatura na ordem de 120º C, para a classe F que suporta temperatura em torno de 155°C. Com esta mudança é possível instalar, na mesma ranhura do estator, barras com seção maior de cobre e com uma menor espessura de isolamento, sem alterar o poder dielétrico.
O acréscimo de potência permitida pelos enrolamentos de campo é da ordem de 20%, sem que haja nenhuma mudança nos mesmos.

2.2 Exemplos de Repotenciações


Diversos empreendimentos de repotenciação já foram realizados no país, entretanto representa um percentual tímido frente às oportunidades ainda existentes pela idade de nosso parque gerador. A tabela 2 representa alguns casos de repotenciação já realizadas.


Tipo

Usina

UF

Potência [MW]

Original

Ampliada

Acréscimo

UHE

São Simão

MG

1.609

1.710

101

UHE

Salto Osório

PR

1.036

1.078

42

UHE

Salto Santiago

PR

1.244

1.332

88

UHE

Passo Real

RS

148

158

10

PCH

Dourados

SP

6,4

10,8

4,4

PCH

São Joaquim

SP

5,52

8,05

2,53

UHE

Ilha Solteira

SP

3.304

3.444

140

UHE

Jupiá

SP

1.337

1.551

214

Análise Geral

8.689,92

9.291,85

601,93

TABELA 2: Casos de repotenciação de UHE’s. [Fonte ANEEL]
A tabela acima demonstra a capacidade de ampliação da oferta de energia por meio da repotenciação. Considerando esses exemplos, verifica-se um acréscimo de potência em torno de 7%.
Cabe ressaltar que, além do acréscimo da potência instalada, a repotenciação proporciona a recuperação da potência real perdida ao longo dos anos. Exemplificando, a Figura 2 mostra, para o caso da UHE Jupiá, a projeção ao longo do tempo da potência de cada unidade geradora, cuja potência instalada passou de 100,8 MW para 117 MW após a repotenciação.

FIGURA 2: Potência Instalada por unidade geradora x Período. [1]

2.3 O Exemplo da UHE Mascarenhas de Moraes
Localizada entre as centrais de Furnas e Luiz Carlos Barreto de Carvalho, a UHE Mascarenhas de Moraes, anteriormente denominada Usina de Peixoto, foi a primeira central de grande porte construída no Rio Grande, na década de 1950. Está localizada no município de Ibiraci (MG) e foi construída pela Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL. Por determinação da Eletrobrás, a central foi incorporada a FURNAS em agosto de 1973 [2].
Sua forma mistilínea é dividida em duas partes retas, ligadas por um trecho central em curvatura bem acentuada como mostra a Figura 3. A central tem capacidade de 476 MW, com 10 unidades geradoras.
Com mais de 40 anos de idade, a UHE Mascarenhas de Moraes enfrentava os efeitos de uma típica usina antiga e com tecnologia ultrapassada. Sua operação vinha enfrentando dificuldades para aquisição de peças sobressalentes, obrigando, em alguns casos, a adaptação e desenvolvimento interno de alguns componentes ou sistemas; as comportas da Tomada D’água eram acionadas por guinchos mecânicos e não tinham, portanto, fechamento de emergência; os recursos de confiabilidade operacional estavam abaixo dos esperados na atualidade e não conformes com a tecnologia atual. Esta condição colocava em risco a integridade das unidades geradoras no caso de ocorrência de falhas no sistema de regulação e conseqüentemente no disparo da unidade [3].

FIGURA 3: Vista Geral da UHE Mascarenhas de Moraes


Um dos problemas que a central enfrentava, para as unidades geradoras de n° 5 a 10, era a ligação de cada três unidades geradoras a um único banco de transformadores monofásicos. Tal arranjo aumentava a possibilidade da indisponibilidade das unidades, uma vez que a ocorrência de qualquer falha com algum destes bancos acarretava a perda de 3 unidades simultaneamente.
Também com a premissa de possibilitar a operação remota da usina, FURNAS iniciou os estudos para modernizar a usina, através de uma minuciosa avaliação dos equipamentos e sistemas eletromecânicos, tanto da usina como da subestação.

Após os estudos e levantamentos de dados realizados, foram definidos os serviços mais abrangentes da modernização nas unidades geradoras de 5 a 8, e parciais nas unidades de 1 a 4, 9 e 10.


Além dos benefícios gerados pela maior segurança e confiabilidade da usina, a modernização visa proporcionar um aumento da disponibilidade dos equipamentos e, em conseqüência, possibilitar a elevação do Fator de Capacidade (FC) da central.
Os fatores de indisponibilidade de algumas unidades geradoras eram elevados. Antes dos trabalhos de modernização, o número de paradas não programadas e programadas resultaram índices de disponibilidade abaixo de 73 %. Após a completa realização da modernização, tendo em vista dados sobre o comportamento normal das unidades, os índices de disponibilidade atingirão patamares em torno de 98%, representando um aumento de 25%, conforme ilustrado na Figura 4.

FIGURA 4: Disponibilidade x Período. [1]

O aumento da disponibilidade, em condições favoráveis para os fatores hidrológicos e de mercado, possibilita maior geração de energia e conseqüente elevação do Fator de Capacidade (FC) da central. Para o exemplo da UHE Mascarenhas de Moraes, com elevação de disponibilidade em 25%, a modernização possibilita um acréscimo de faturamento anual em torno de R$ 4.300.000,00 por unidade geradora, considerando o valor de R$ 65,00 por MWh, coerente com o último leilão de energia.
As Figuras de 5 a 7 ilustram os benefícios conseguidos através da mordenização da UHE de Mascarenhas de Moraes, por meio da digitalização dos instrumentos de comando das Unidades Geradoras como também da troca dos enrolamentos do gerador passando da classe B para classe F, como pode ser observado a seguir.

ANTES DEPOIS



FIGURA 4: Reisolamento das Bobinas do Estator de Classe B para Classe F


ANTES DEPOIS

FIGURA 5: Substituição da Excitatriz Dinâmica por Excitatriz Estática


ANTES DEPOIS

FIGURA 6: Digitalização do Sistema de Controle e Proteção


ANTES DEPOIS

FIGURA 7: Digitalização do Sistema de Supervisão e Controle


2.4 Aspectos Ambientais
Os impactos ambientais, gerados pela construção de uma central hidrelétrica, atualmente são temas fundamentais para a análise de viabilidade do empreendimento, aspectos esses de difícil mensuração, que frustraram grande parte das últimas concessões para novos empreendimentos de geração.
Cada vez mais intensa, a atuação de organizações governamentais e não governamentais têm identificado impactos ambientais causados pela formação de reservatórios, destacando que a inundação de áreas para construção de barragens afeta profundamente o sistema hídrico da bacia, o estoque de peixes migratórios e de aves aquáticas [4].
Para a avaliação de custos ambientais, causados pelos empreendimentos de geração, faz-se necessária a análise de variados fatores, dentre eles destacam-se:


  • direitos e deveres individuais e coletivos;

  • proteção do meio ambiente, fauna e flora;

  • recursos hídricos ou minerais;

  • patrimônios históricos e arqueológicos;

  • compensação financeira;

  • licenciamento ambiental;

  • estudos referentes à desapropriação.

A avaliação dos empreendimentos do setor elétrico deverá considerar de forma coesa, os impactos socioambientais num contexto regional e identificar seus custos e benefícios.


Para os empreendimentos de repotenciação ou modernização, os impactos, quando existentes, são muito baixos e previsíveis, não se constituindo fator de risco ao empreendimento, o que é de fundamental importância para o desenvolvimento de projetos de geração de energia.

2.5 Avaliação Econômica


Assim como os aspectos técnicos para os estudos de viabilidade, deverão ser considerados os aspectos econômicos nos estudos preliminares que poderão, nessa etapa, ter como subsídios dados estatísticos sobre o custo da obra. Como referência, alguns índices podem ser observados na tabela 2 (* valores referentes ao ano de 2001).


Repotenciação

Ganho kW (média)

Custo por kW

Estudos e Projetos




7% da obra

Circuito Hidráulico

Até 1%

R$ 200 *

Turbina

2 a 15%

R$ 300 a 700 *

Gerador

20 a 30%

R$ 200 a 600 *

TABELA 3: Custos de Repotenciação [1]

Em caso de repotenciação, quando necessários, os custos de novas estruturas civis e equipamentos eletromecânicos deverão ser incluídos.


Salienta-se que, para uma justa análise da viabilidade econômica para obras de repotenciação e modernização, é necessária a correta associação entre custos e benefícios. Normalmente, outros custos são incorporados a essas intervenções, porém são motivados por reformas de estruturas e equipamentos associados à segurança da central, responsabilidade que independe dos interesses econômicos.
Para a viabilidade da repotenciação e modernização deve-se considerar, sobretudo, aqueles custos das intervenções relacionados aos benefícios econômicos gerados por ganho de geração, redução de custos com operação, manutenção e penalidades por indisponibilidades dos equipamentos e sistemas.
Para os casos específicos de modernização, o custo do MW modernizado representa aproximadamente 11% do custo do MW implantado para uma nova central. Então as intervenções que proporcionarem os benefícios econômicos, citados acima, superiores a esse valor mostram-se atrativas, merecendo assim maiores estudos quanto a sua viabilidade [3].
Devido à indefinição de uma legislação específica do setor energético nacional, para casos de repotenciação e ou modernização, poderá ser empregada, como base para remuneração, a legislação ou resolução normativa de novos empreendimentos.
Outro aspecto a ser considerado é o retorno do investimento que, para as centrais modernizadas ocorrem em cerca de cinco anos, enquanto as novas hidrelétricas remuneram o investimento em torno de 30 anos, explica o professor da Universidade de São Paulo, Célio Berman [4]. O professor defendeu a criação de mecanismos na legislação do setor de energia, atualmente inexistentes, que incentivem as empresas do setor a modernizarem as suas centrais hidrelétricas. O professor ressalta que cerca de 80% do parque gerador pertencem ao capital estatal, sugerindo ações governamentais neste sentido.

De acordo com o professor, a maior parte do custo de uma central hidrelétrica concentra-se em obras civis, cerca de 60% de todo o trabalho, não necessário na modernização ou repotenciação [4].


Um dos aspectos mais importantes a ser avaliado na análise econômica de alternativas de repotenciação ou modernização está relacionado com a perda de receita proveniente da indisponibilidade das unidades geradoras. Em um levantamento de custos de repotenciação ou modernização, não se deve levar em consideração apenas o tempo de indisponibilidade das unidades sob intervenção, mas deduzir também o tempo de possíveis paradas da máquina por falhas, reparos e contingências do sistema em seu estado anterior. A freqüência e a duração destas paradas tornam-se fatores determinantes na tomada de decisão de se repotenciar ou modernizar as unidades geradoras.

3. CONCLUSÕES


Fatores como a localização dos novos empreendimentos, cada vez mais distantes dos grandes centros consumidores, investimento em linhas de transmissão, custos com obras civis, desapropriação e programas ambientais tornam a repotenciação e a modernização, alternativas viáveis para incremento de energia ao sistema, a um custo de investimento e tempo de retornos relativamente menores, se comparados ao da construção de uma nova central.
O presente trabalho mostra os benefícios que uma repotenciação ou modernização podem proporcionar em relação à construção de novas centrais hidrelétricas. Essa comparação busca apenas uma referência, sem a pretensão de substituí-las, mas sim de complementá-las na importante missão de prover a energia necessária ao desenvolvimento do país.
As antigas centrais hidrelétricas brasileiras, também fundamentais para o desenvolvimento do país, tiveram seus projetos adequados à legislação da época, entretanto, à luz da atual consciência ambiental, afetaram em larga escala os recursos naturais, principalmente devido à formação de grandes reservatórios. Em face da irreversibilidade dos impactos gerados ao longo dos anos, cabe agora a compensação por meio da melhor utilização desses recursos naturais, com a otimização do desempenho de nossas centrais hidrelétricas.
O momento é propício à repotenciação ou modernização de centrais hidrelétricas, pois as condições de mercado de energia indicam custos de indisponibilidade baixos a curto prazo, toleráveis para o médio prazo e proibitivos para o longo prazo.

4. AGRADECIMENTOS


Os autores agradecem aos engenheiros Artur Freire Júnior e Ricardo Thadeu Gonçalves da Luz de Furnas Centrais Elétricas S.A., pelo apoio na realização deste trabalho.

5. PALAVRAS - CHAVE


Centrais Hidrelétricas, Meio Ambiente, Repotenciação, Modernização.

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS


[1] DA VEIGA, JOSÉ ROBERTO CAMPOS (2001) – “Oportunidades de Negócio com a Repotenciação de Usinas: Aspectos Técnicos, Econômicos e Ambientais”, dissertação de Pós-Graduação em Energia da USP - São Paulo;
[2] RIBEIRO, CLÓVIS H. D.; JÚNIOR,ARTUR FREIRE; FERREIRA, CARLOS J. ; DA LUZ, RICARDO THADEU G. (2004) – “Adversidades na Modernização de Equipamentos em Usinas Hidrelétricas” – IV Simpósio sobre Pequenas e Médias Centrais Hidrelétricas – CBDB, Porto de Galinhas, PE;
[3] FURNAS-DGB.T - “Relatórios Gerenciais de Obras de Modernização” ;
[4] BERMANN, CÉLIO; DA VEIGA, JOSÉ ROBERTO CAMPOS e ROCHA, GEORGES SOUTO (2004) – “A Repotenciação de Usinas Hidrelétricas Como Alternativa Para o Aumento da Oferta de Energia no Brasil com Proteção Ambiental” –Grupo de Estudos de Política Energética WWF;



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