Moinhos de Ponte de Lima Topologias de Interfaceintranet.dei.uminho.pt/gdmi/galeria/temas/pdf/48011.pdf · que é utilizado um moinho antigo no concelho de Ponte de Lima, promovendo

Moinhos de Ponte de Lima

Topologias de Interface

Mestrado Integrado em Engenharia

Electrónica Industrial e Computadores

Samuel Gouveia Duarte

Orientador: Professor Doutor Júlio Martins

Universidade do Minho

Braga, Outubro de 2011

Moinhos de Ponte de Lima i

Agradecimentos

A realização deste projecto só foi possível graças ao esforço, auxílio e

colaboração de algumas pessoas que de certa forma contribuíram para a sua execução.

Desta forma não poderia deixar um profundo agradecimento a todas elas.

Aos meus pais Ângela Gouveia e Manuel Duarte, pelo esforço, dedicação e apoio

dado ao longo de toda a minha trajectória académica. Obrigado por me transmitirem

todos os valores essenciais e por me terem ajudado a construir personalidade.

Agradeço aos meus irmãos Marta e Filipe, e namorada Eliana, por toda a

compreensão, apoio, paciência e carinho que me deram durante todo o meu percurso

académico e percurso de vida.

Agradeço ao Professor Doutor Júlio Martins, orientador da tese, pela constante

disponibilidade, apoio, dedicação e orientação que se revelaram cruciais ao longo da

realização deste projecto.

Quero agradecer aos Professores, Luís Martins e António Amaral do

Departamento de Mecânica pela atenção disponibilizada e pela informação técnica

fornecida.

Agradeço também ao Sr. Júlio Caldas, técnico do laboratório de máquinas

térmicas que infelizmente já não está entre nós, pelo seu empenho e apoio prestado na

instalação da turbina.

Aos meus amigos de curso, agradeço por me proporcionarem tantos momentos de

alegria, por me terem ajudado quando precisei e nunca me terem virado as costas nos

momentos mais difíceis.

Por fim agradeço aos meus colegas de projecto, André Matos e Nuno Reis pelo

profissionalismo e empenho no desenvolvimento e execução deste trabalho. Foi um

enorme prazer fazer parte desta equipa, foi uma experiência muito positiva não só a

nível profissional como a nível pessoal.

ii Moinhos de Ponte de Lima

Resumo

Com o desenvolvimento indústrial massivo nas últimas décadas e com a

diminuição significativa dos recursos energéticos no planeta, surge a necessidade cada

vez mais premente de encontrar soluções viáveis para a produção de energia eléctrica.

Deste modo será possível criar meios de desenvolvimento económico e social

sustentáveis, através da redução de emissões de CO2 e criação de novos postos de

trabalho.

Este projecto insere-se na área das energias renováveis, mais concretamente, na

microgeração de origem hídrica. A opção por este tipo de solução tem a ver, sobretudo,

com o facto de se tratar de uma área da microgeração menos desenvolvida (por

comparação com o fotovoltaico e as microeólicas), e por se tratar de um projecto que

junta três preocupações distintas numa única iniciativa: recuperação do património,

gestão de água (e anti-desertificação) e produção de energia através de uma fonte

renovável (sem impacto ambiental).

O objectivo principal deste trabalho foiimplementar um sistema micro-hídrico em

que é utilizado um moinho antigo no concelho de Ponte de Lima, promovendo desta

forma a recuperação sistemática de moinhos antigos para produzirem energia eléctrica.

Inicialmente foi feito um estudo aprofundado sobre características físicas e

condições do moinho, seguido do dimensionamento de todos os componentes

mecânicos e eléctricos para instalar no local. Em seguida foi feito um estudo e selecção

dos equipamentos a adquirir para projecto. Foi também desenvolvido um rectificador

trifásico utilizado nos testes iniciais do conjunto turbina-gerador. Depois de instalados

todos os equipamentos foram realizados alguns testes cujos resultados são apresentados

e discutidos.

A viabilidade desta tecnologia, em conjunto com a fraca oferta neste nicho de

mercado, aponta para que os investimentos neste campo constituam uma boa

oportunidade de negócio, desde que se consigam contornar os entraves que a legislação

portuguesa possa trazer à certificação das centrais micro-hídricas.

Palavras-chave: Micro-Hídricas, Energias Renováveis, Moinho, Microgeração.

.

Moinhos de Ponte de Lima iii

Abstract

With the massive industrial development in last decades and with the significant

decrease of fossil energy resources on the planet, it is increasingly urgent to find viable

alternative solutions for the production of electrical energy. In this way it will be

possible to create means of sustainable economic and social development, through the

reduction of CO2 emissions and the creation of new jobs.

This is a project in the area of renewable energies, more specifically, in micro-

hydro. The option for this type of solution has to do, especially with the fact that this is

an area of micro-generation less developed (by comparison with the photovoltaic and

micro wind energy), and because it is a project which brings together three distinct

concerns in a single initiative: recovery of assets, management of water and production

of energy through a renewable source (without environmental impact).

The main objective of this work was to implement a micro-hydro system in the a

old mill in the municipality of Ponte de Lima, promoting in this way the systematic

recovery of old mills to produce electrical energy.

First, an in-depth study on physical characteristics and conditions of the mill was

made, followed by the dimensioning of all mechanical and electrical components to

install on site.Then the equipment to be used in the projectwas selected and acquired. A

three-phase rectifier used in initial tests of turbine-generator set was also developed.

After the installation of the equipment, several tests were carried out and the results are

presented and discussed.

The viability of this technology, together with the low offer in this niche market,

indicates that an investment in this field constitutes a good business opportunity,

provided that some barriers related to the Portuguese legislation concerning

micro-hydro generation can be solved.

Keywords:Micro-Hydro, Renewable Energies, Mill, Micro-Generation.

iv Moinhos de Ponte de Lima

Índice

Agradecimentos ................................................................................................................................ i

Resumo ............................................................................................................................................. ii

Abstract ...........................................................................................................................................iii

Lista de Figuras .............................................................................................................................. vi

Lista de Tabelas ............................................................................................................................viii

Lista de Abreviaturas / Símbolos .................................................................................................. ix

CAPÍTULO 1 ................................................................................................................................... 1

Introdução ........................................................................................................................................ 1

1.1. Motivação e enquadramento do Projecto ........................................................................... 1

1.2. Objectivos .......................................................................................................................... 2

1.3. Identificação do Problema .................................................................................................. 3

1.3.1. Problema Energético Mundial ............................................................................................. 3

1.3.2. Problema Energético Nacional ............................................................................................ 5

1.4. A Água como Recurso Natural .......................................................................................... 7

1.5. Influencia das Energias Renováveis na Economia Portuguesa .......................................... 8

1.6. Organização da Dissertação ............................................................................................. 10

CAPÍTULO 2 Energia Hídrica ................................................................................................. 11

2.1. Introdução ........................................................................................................................ 11

2.2. História da energia hidroeléctrica ..................................................................................... 12

2.3. Principais Bacias Hidrográficas e Barragens ................................................................... 14

2.4. Política Energética Portuguesa ......................................................................................... 16

2.5. Microgeração.................................................................................................................... 18

2.5.1. Legislação ......................................................................................................................... 20

2.5.2. Considerações Finais ......................................................................................................... 23

CAPÍTULO 3 Tecnologia para Sistemas Hídricos ................................................................. 24

3.1. Introdução ........................................................................................................................ 24

3.2. Topologias de Ligação ..................................................................................................... 24

3.2.1. Sistema Isolado ................................................................................................................. 24

3.2.2. Sistema com Ligação á Rede Eléctrica ............................................................................. 25

3.2.3. Sistema Híbrido/Misto ...................................................................................................... 26

3.3. Turbinas Hidráulicas ........................................................................................................ 28

3.3.1. Classificação das Centrais Hidroeléctricas........................................................................ 29

3.3.2. Turbina Pelton................................................................................................................... 30

3.3.3. Turbina Francis................................................................................................................. 32

3.3.4. Turbina Kaplan ................................................................................................................. 33

3.3.5. Turbina Banki-Mitchell ..................................................................................................... 35

3.4. Geradores eléctricos ......................................................................................................... 38

3.4.1. Gerador Síncrono .............................................................................................................. 38

3.4.2. Gerador de Indução/Assíncrono ........................................................................................ 40

3.4.3. Gerador de Indução Gaiola de esquilo .............................................................................. 40

3.5. Hidrogeradores ................................................................................................................. 43

3.6. Inversores (Conversor DC/AC) ........................................................................................ 45

Moinhos de Ponte de Lima v

3.6.1. Inversores SMA ................................................................................................................ 48

3.6.2. Inversores Fronius ............................................................................................................. 49

3.6.3. Inversores Kaco................................................................................................................. 50

3.6.4. Power - One Aurora .......................................................................................................... 51

3.7. Rectificador (Conversor AC/DC) ..................................................................................... 52

3.8. Conversor DC/DC ............................................................................................................ 53

CAPÍTULO 4 ................................................................................................................................. 55

Sistema Desenvolvido .................................................................................................................... 55

4.1. Introdução ........................................................................................................................ 55

4.2. Questões Sociais ............................................................................................................... 55

4.3. Aquisição do Material ...................................................................................................... 56

4.4. Componentes Mecânicas .................................................................................................. 59

4.4.1. Turbina construída ............................................................................................................ 59

4.4.2. Outras Componentes mecânicas utilizadas ....................................................................... 62

4.5. Gerador e Electrónica ....................................................................................................... 65

4.5.1. Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes Trifásico ........................................................ 65

4.5.2. Rectificador Trifásico........................................................................................................ 66

4.5.3. Controlador/Relé de Tensão .............................................................................................. 67

4.5.4. Condensadores do Lado CC do Rectificador .................................................................... 72

4.5.5. Instalação dos componentes eléctricos/electrónicos ......................................................... 73

CAPÍTULO 5 Testes e Resultados ........................................................................................... 76

5.1. Introdução ........................................................................................................................ 76

5.2. Estimativa do Potencial Energético do Moinho ............................................................... 76

5.2.1. Medição da Altura Disponível .......................................................................................... 76

5.2.2. Medição do Caudal Disponível ......................................................................................... 78

5.2.3. Estimativa do Potencial Hídrico da Instalação Piloto ....................................................... 82

5.2.4. Cálculo da Potência Eléctrica ............................................................................................ 84

Resultados Experimentais ........................................................................................................... 85

CAPÍTULO 6 ................................................................................................................................. 87

Conclusões e Sugestões de Trabalho Futuro ............................................................................... 87

6.1. Introdução ........................................................................................................................ 87

6.2. Conclusão ......................................................................................................................... 87

6.3. Trabalho Futuro ................................................................................................................ 89

Referências ..................................................................................................................................... 90

Anexos ............................................................................................................................................ 94

vi Moinhos de Ponte de Lima

Lista de Figuras

Figura 1 - Consumo energético primário Mundial[4] ....................................................................... 4

Figura 2 - Previsão do crescimento do consumo ............................................................................... 5

Figura 3 - Consumo de energia primária em Portugal (ktep)[8] ....................................................... 6

Figura 4 - Interacção gravitacional entre a Terra, Lua e Sol[11] ....................................................... 8

Figura 5 - Evolução da potência instalada em Portugal[16] ............................................................ 13

Figura 6 - Evolução da produção de energia em Portugal[16] ........................................................ 14

Figura 7 - Principais Bacias Hidrográficas de Portugal Continental[17] ........................................ 16

Figura 8- Turbina Kaplan de baixa queda proposta para microhídrica[21] ..................................... 19

Figura 9 - Turbina Pelton proposta para microhídrica[21] .............................................................. 19

Figura 10 - Tarifa do regime geral em vigor para sistema fotovoltaico .......................................... 21

Figura 11 - Tarifa do regime geral em vigor para sistema microhídrico ......................................... 22

Figura 12 - Constituição de um sistema isolado .............................................................................. 25

Figura 13 - Constituição de um sistema com Ligação á Rede Eléctrica .......................................... 26

Figura 14 - Constituição de um sistema híbrido .............................................................................. 27

Figura 15 - Adequação da turbina para a relação Queda /Caudal/ Potência[24] ............................. 28

Figura 16 - Esquema de Funcionamento da Turbina Pelton[29] ..................................................... 30

Figura 17 - Comparação da variação do rendimento relativo em função do caudal ........................ 31

Figura 18 - Turbina Pelton Multijactos[31] .................................................................................... 31

Figura 19 - Turbina Pelton[32] ....................................................................................................... 32

Figura 20 - Constituição da turbina Francis[33] ............................................................................. 33

Figura 21 - Turbina Kaplan (vista em corte parcial)[34] ................................................................ 34

Figura 22 - Constituição completa da turbina Kaplan ..................................................................... 35

Figura 23 - Constituição da turbina Banki-Mitchell[35] ................................................................. 36

Figura 24 - Ábaco da turbina Pelton vsBanki - Mitchell ................................................................. 37

Figura 25- Constituição do gerador síncrono de rotor bobinado[37] .............................................. 39

Figura 26– Constituição do gerador de indução "gaiola de esquilo"[52] ........................................ 41

Figura 27 - Constituição da máquina CC ........................................................................................ 42

Figura 28 - Constituição da máquina CC[39].................................................................................. 42

Figura 29- HidrogeradorSelm[41] ................................................................................................... 43

Figura 30- Hidrogeradores verde solar 7 kW[42] ........................................................................... 43

Figura 31 - Hidrogerador CJD-30kW[43] ....................................................................................... 44

Figura 32 - Hidrogerador HCF (200W)[44] .................................................................................... 44

Figura 33 - Inversor CSI trifásico[46] ............................................................................................. 46

Figura 34 - Inversor VSI trifásico[46] ............................................................................................. 46

Figura 35 - Inversor SMA[47] ........................................................................................................ 48

Figura 36- InversorFronius[48] ....................................................................................................... 49

Figura37–InversorKaco[49] ............................................................................................................ 50

Moinhos de Ponte de Lima vii

Figura 38 - Inversor Power - One Aurora[50] ................................................................................. 51

Figura 39–Rectificador monofásico de onda completa[51] ............................................................ 52

Figura 40 - Rectificador Trifásico[52] ............................................................................................ 53

Figura 41 - Conversores CC/CC: a) Step-up b) Step-down c) Buck-Boost d) Cúk e) Full-

Bridge .............................................................................................................................................. 54

Figura 42-Moinhovisto do exterior ................................................................................................. 56

Figura 43 - Osciloscópio Portátil Agilent U1604A ......................................................................... 56

Figura 44 - Fluke 179 true-rms ....................................................................................................... 57

Figura 45 - Multímetro IPM 138 ..................................................................................................... 58

Figura 46 - Colocação dos apoios do veio ...................................................................................... 60

Figura 47 - Renderização da turbina[53] ......................................................................................... 60

Figura 48 - Turbina e orientação do jacto (Vista inferior)[53] ........................................................ 61

Figura 49 - Turbina (vista trimétrica invertida)[53] ........................................................................ 61

Figura 50 - Turbina Concluída ........................................................................................................ 62

Figura 51 - Curva de Tensão do Gerador PMG-1000 em circuito aberto ....................................... 63

Figura 52 - Transmissão turbina/gerador ........................................................................................ 64

Figura 53 - Grupo turbina/suporte ajustável/polia ........................................................................... 64

Figura 54 - Gerador síncrono de ímanes permanentes trifásico GL-PMG-1000/1800 .................... 65

Figura 55 - Tensão rectificada (Vd) por um rectificador trifásico ................................................... 66

Figura 56 - Rectificador trifásico de onda completa não controlado. .............................................. 67

Figura 57 – Rectificador Trifásico e Dissipador ............................................................................. 67

Figura 58 - Quadro eléctrico desenvolvido (visualização frontal) .................................................. 68

Figura 59 - Quadro eléctrico desenvolvido (visualização lateral) ................................................... 69

Figura 60 - Circuito de comando ..................................................................................................... 70

Figura 61 - Circuito de potência ...................................................................................................... 71

Figura 62 - Banco de Condensadores do Lado CC do Rectificador ................................................ 72

Figura 63 - Instalação dos equipamentos eléctricos/electrónicos no moinho .................................. 73

Figura 64 - Vista frontal dos equipamentos montados no moinho .................................................. 74

Figura 65 - Contador de Energia Janz A1700 com telecontagem ................................................... 75

Figura 66 - Implementação do Método de Unidade de Medição .................................................... 77

Figura 67 - Aplicação do Método Flutuador ................................................................................... 80

Figura 68 - Medições da profundidade do rio ................................................................................. 81

Figura 69 - Anemómetro SEBA ...................................................................................................... 83

Figura 70 - Curva de Potência do conjunto electroprodutor............................................................ 86

viii Moinhos de Ponte de Lima

Lista de Tabelas

Tabela 1 - Classificação de hídricas segundo a potencia instalada[26][27] .................................... 29

Tabela 2 - Classificação de hídricas segundo a queda de água disponível[26][27] ......................... 29

Tabela 3 - Relação entre Diâmetro de Tubos e Respectivo Caudal................................................. 79

Tabela 4 - Medição de velocidade de escoamento (Método do Flutuador) ..................................... 82

Tabela 5 - Características eléctricas do conjunto electroprodutor ................................................... 85

Tabela 6 - Fluxos monetários a 20 anos para sistema solar fotovoltaico de 3,5kW ........................ 94

Tabela 7 - Produção de Energia Eléctrica para sistema micro-hidrico ............................................ 94

Tabela 8 - Fluxos monetários a 20 anos para sistema micro-hidrico de 3,5kW .............................. 95

Moinhos de Ponte de Lima ix

Lista de Abreviaturas / Símbolos

ADC Analog to Digital Converter

CA Corrente Alternada

CC Corrente Contínua

CPU Central ProcessingUnit

GNU GPL GNU General PublicLicense

LCD LiquidCrystal Display

QEE Qualidade da Energia Eléctrica

RMS Root Mean Square

THD Total Harmonic Distortion

UPS Uninterruptible Power Supp

MPPT Maximum Power Point Tracking

VSI Voltage Source Inverter

OCDE Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Económico

pmed Profundiade Média do Rio

I Corrente Eléctrica

V Tensão Eléctrica

P Potência

g Aceleração da Gravidade

h Queda Útil

v Velovidace Linear de Escoamento

Q Caudal Volúmico

η Rendimento

ρ Massa Volúmica

l Largura do Rio

Moinhos de Ponte de Lima 1

CAPÍTULO 1

Introdução

1.1. Motivação e enquadramento do Projecto

As Energias Renováveis têm um papel cada vez mais importante no panorama

energético global. Com aescassez dos combustíveis fósseis previstas para as próximas

décadas, surge a necessidade, cada vez mais premente, da busca de soluções

alternativas, como é o caso da utilização de energias renováveis. Por definição, energia

renovável é aquela que é obtida através de fontes naturais capazes de se regenerar

dentro de um horizonte temporal razoável (as energias de origem fóssil também se

regeneram, mas demoram milhões de anos), e portanto virtualmente inesgotáveis[1].

Este projecto insere-se na área das energias renováveis, mais concretamente, na

microgeração de origem hídrica. A opção por este tipo de solução tem a ver, sobretudo,

com o facto de se tratar de uma área da microgeração menos desenvolvida (por

comparação com o fotovoltaico e as microeólicas), e ligação da Universidade do Minho

a regiões com muito boas condições naturais para a exploração deste tipo de energia.

É sabido que, em particular o concelho de Ponte de Lima, é muito rico em rios,

riachos e ribeiros com as suas tradicionais azenhas e moinhos de cubo e rodízio. É fácil

encontrar freguesias em que num só afluente do Rio Lima existem várias dezenas de

moinhos, de tamanho e condições de funcionamento variável. A maior parte desses

engenhos está abandonada e toda a geografia humana a eles tradicionalmente associada

(partidores de águas, obrigações de manutenção e limpeza de levadas, conservação dos

açudes, etc.) está moribunda, estando assim a perder-se o controlo de um dos bens mais

essenciais de sempre - a água - que não está a ser devidamente aproveitada.

Legislação relativamente recente coloca Portugal na vanguarda da microgeração

de energia (Decreto-Lei n.º 118-A/2010 de 25 de Outubro) ao permitir que qualquer

utilizador da rede eléctrica nacional possa vender energia à EDP. Neste contexto, o

projecto consiste em:

a) Promover a recuperação sistemática de moinhos e azenhas para microgeração

de energia;

b) Juntar três preocupações distintas numa única iniciativa: recuperação do

património, gestão de água (e anti-desertificação) e impulso da energia limpa

(sem impacto ambiental).

Capitulo 1 – Introdução

2 Moinhos de Ponte de Lima

c) Estimular as instituições promotoras de desenvolvimento local a montarem um

programa de apoio a esta iniciativa (acesso a fundos públicos e/ou

comunitários, etc.) desde que as soluções propostas satisfaçam a segunda

condição.

Para a concretização do projecto, tema desta dissertação, foi disponibilizado um

moinho nas margens do rio Trovela (afluente do rio Lima), próximo localidade de Ponte

de Lima. No moinho foi implementada uma primeira instalação piloto que está a ser

utilizada sobretudo para demostrações e promoção da ideia apresentada em c). Os

primeiros convidados que visitaram a instalação foram os principais autarcas do

município de Ponte de Lima (o Sr. Presidente da Câmara (Eng.º Victor Manuel Alves

Mendes), o Vice-Presidente (Gaspar Correia Martins) e um acessor, já que havia o

interesse em tentar envolver tão cedo quanto possível os principais responsáveis do

município no projecto.

1.2. Objectivos

No projecto participam três alunos da Universidade do Minho – dois do Mestrado

Integrado em Eng. Electrónica Industrial e de Computadores e um do Mestrado

Integrado em Eng. Mecânica. Tem como principais objectivos os seguintes:

1. Pesquisa bibliográfica, de legislação e de mercado;

2. Estudo de diversos tópicos relacionados com as energias renováveis com

ênfase para a microgeração hídrica, nomeadamente, métodos para estimativa

do potencial de produção de energia e estudos de viabilidade económica;

3. Estudo das melhores topologias no contexto da interface de microgeradores

hídricos, para sistemas isolados e para ligação à rede eléctrica;

4. Realização de testes tendo em vista a estimativa o potencial de produção de

energia do moinho;

5. Selecção e aquisição equipamentos e materiais para a realização do projecto;

6. Montagem da turbina-gerador no local de teste;

7. Implementação de uma infra-estrutura para testes do conjunto

turbina-gerador;



8. Realização de testes do sistema completo em diversas condições de operação.

Embora esta dissertação aborde todos os pontos desta lista, o trabalho

desenvolvido tem a ver sobretudo com a concretização dos objectivos 3 a 7.

1.3. Identificação do Problema

Desde a sua existência, o homem necessitou de energia para as suas múltiplas e

diversas actividades.Paraisso utilizava recursos naturais como, vegetação, madeira,

água, vento e sol. Com o desenvolvimento tecnológicoo homem necessitou de utilizar

energias fósseis de forma exagerada, como o carvão e petróleo.

Inicialmente a tentação para o consumo de energia fóssil era muito grande visto

que existia em abundância na natureza e os seus custos eram bastante reduzidos.

Com o desenvolvimento massivo da indústria nas últimas décadas, o consumo

desta energia disparou para níveis nunca antes registados. Como tal, verificou-se um

aumento de emissões de CO2 (dióxido de carbono) e de outros gases com efeito de

estufa, que contribuem para a poluição da nossa atmosfera e provável aquecimento

global.

Estima-se que a temperatura terrestre tenha subido 0,5ºC na última década. Este

aumento de temperatura está a provocar mudanças climáticas no nosso planeta, com

danosque actualmente são visíveis e que poderão catastróficos num futuro próximo[2].

1.3.1. Problema Energético Mundial

Dados da Agência Internacional de Energia (2006) estimam a prevalência do uso

de combustíveis fósseis, principalmente do petróleo, como fontes dominantes de energia

nos próximos 20 anos. Segundo o EIA (U.S. EnergyInformationAdministration, 2006),o

consumo mundial de energia irá crescer de 421 quatriliões de Btu (Unidade térmica

Britânica, 123 Tw) em 2003 para 743 quatriliões de Btu (217 Tw) em 2030. O maior

crescimento será no grupo de países não membros da OCDE(Organização para a

Cooperação Económica e para o Desenvolvimento). Os países da Ásia vão requerer um

aumento no consumo de energia a uma taxa de 3,7% ao ano até 2030 (incluindo Índia e

China). Já a América do Sul e Central terão uma taxa projectada de 2,8% ao ano[3][4].



O consumo de Energia a nível mundial tem vindo a aumentar significativamente

nos últimos anos, e prevê-se que a taxa de consumo energético atinja o seu valor

máximo nos próximos anos.

Na Figura 1está representado o consumo energético primário dos países membros

e não membros da OCDE

Figura 1 - Consumo energético primário Mundial[4]

Pode ser verificado que o consumo de energia tende a aumentar nos próximos

anos ainda que mais rapidamente nos países em desenvolvimento. Este aumento deve-se

à forte industrialização e consumo de combustíveis fósseis em grandes quantidades.

Pode-se também observar que os países asiáticos não pertencentes à OCDE são

responsáveis por grande parte do consumo energético mundial Isto deve-se

essencialmente à sua densidade populacional, crescimento da indústria e falta de

estratégias económicas e ambientais no que diz respeito ao consumo energético[5].



NaFigura 2 é visível o crescimento do consumo de energia até 2030.

Após várias medidas implementadas para invertero consumo de energias fósseis,

tudo indica que até 2030, o seu consumo irá crescer. A percentagem de energia

consumida a partir de fontes renováveis em 2030 continuará a ser bastante reduzida. Isto

significa que apesar de todos os esforços para inverter esta situação, ainda existe um

longo caminho a percorrer no que diz respeito à produção de energia através de fontes

renováveis.

1.3.2. Problema Energético Nacional

Portugal é um país membro da OCDE e, como tal, a preocupação com o consumo

de energia e produção de “energia limpa”tem vindo a aumentar significativamente. Este

assunto tem sido bastante debatido por parte das entidades governamentais e algumas

medidas já estão mesmo a ser implementadas. Estasmedidasvisamdiminuir o consumo

de energia fóssil e sensibilizar a população para este problema.

Portugal possui poucos recursos energéticos próprios que assegurem a maioria das

suas necessidades, nomeadamente o petróleo, o carvão e o gás. Tal situação de escassez

conduz a uma elevada dependência energética do exterior (87,2% em 2005), sendo

totalmente dependente das importações de fontes primárias de origem fóssil. A energia

que Portugal produz está fortemente dependente das condições climatéricas, visto que

provém de fontes renováveis como a água, o vento e o Sol, com uma contribuição

significativa das centrais alimentadas a resíduos, lenhas e biogás[7].

Figura 2 - Previsão do crescimento do consumo

energético e respectivas fontes utilizadas até 2030[6]



Portugal está assim perante um problema de sustentabilidade no que diz respeito

aos recursos energéticos primários, o que conduz a uma maior vulnerabilidade do

sistema energético e sujeito às flutuações dos preços internacionais, nomeadamente do

preço do petróleo, exigindo esforços no sentido de aumentar a diversificação.

NaFigura 3 apresenta-se o consumo de energia primária a nível nacional, que

cresceu 6,8% no período 2000-2007.

O consumo de petróleo possui uma taxa de crescimento muito semelhante à do

consumo de energia primária, visto que o petróleo tem um elevado peso no total de

energia primária.Relativamente ao consumo de gás natural verifica-se um crescimento

significativo a partir de 1997, chegando mesmo a atingir 13,9% do consumo energético

primário em 2007.

No que diz respeito ao consumo de carvão, representou em 2007, 12,8% do total

do consumo de energia primária. Em comparação a 2004 houve uma diminuição de

cerca de 98% no consumo de hulha para a indústria cimenteira e um aumento de 2,9%

no consumo das centrais termoeléctricas. No entanto, prevê-se uma redução progressiva

do peso do carvão na produção de electricidade devido ao seu impacto nas emissões de

CO2.

No que diz respeito à produção de energia através de fontes renováveis prevê-se

um aumento significativo da potência instalada para os próximos anos.Em 2005 a

potência instalada para este tipo de energia era aproximadamente 12,8% da energia total

Figura 3 - Consumo de energia primária em Portugal (ktep)[8]



primária. Desde aí verificou-se um aumento bastante significativo de “microprodutores”

causado pelo crescente interesse e preocupação com a conservação do planeta e também

devido aos apoios criados pelas entidades governamentais para instalação de energias

renováveis[8].

O objectivo das entidades governamentais portuguesas para 2011 relativos às FER

(Fontes de Energia Renovável) é produzir 45% de electricidade para consumo.Isto

significa que Portugal contribui de forma bastante positiva para a média europeia no que

diz respeito á produção de energia através das FER.

“A União Europeia fixou para 2011 o objectivo de produzir 21% da sua

electricidade a partir de fontes renováveis como a biomassa, a eólica, a solar, a

hidráulica e a geotérmica”[9][10].

A grande desvantagem deste aumento de produção de energia eléctrica através de

fontes renováveis está relacionada com a subida do preço da electricidade. Os

portugueses contribuem assim de forma positiva para um planeta mais verde, tendo

necessariamente que suportar esses custos.

1.4. A Água como Recurso Natural

Um dos principais objectivos deste projecto é valorizar os pequenos cursos de

água e promover a sua recuperação. A água é um recurso natural aproveitado através de

centrais hídricas para a produção de energia eléctrica. A energia potencial da água é

convertida em energia mecânica, que por sua vez é convertida em energia eléctrica,

utilizando um conjunto turbina-gerador. A energia potencial gravítica da água resulta da

queda de uma massa de água que se encontra a um nível de altura superior para um

nível inferior.

Outra forma de aproveitar a energia associada ao movimento da água é através

dos oceanos. Os oceanos são uma grande fonte de energia visto que possuem água em

constante movimento causada pela ondulação e, sobretudo, pelas marés. As marés

resultam da interacção gravitacional da lua e do sol (esta última com menos intensidade,

devido à distância) com a terra.



A Figura 4 ilustra a forma como a força gravítica que a lua exerce sobre a terra

influencia as marés.

(a) (b)

A pequena maré (maré-morta) surge quando a lua se encontra num plano vertical

ao da terra e perpendicular ao sol como é ilustrado na Figura 4 (a), enquanto a grande

maré (maré-viva) surge quando a lua se encontra numa plano horizontal com a terra e

com o sol[11].

1.5. Influencia das Energias Renováveis na Economia Portuguesa

O poder político português considera que a aposta nas Energias Renováveis é um

dos pontos-chave para Portugal recuperar da crise em que se encontra. Quanto menor

for a dependência económica da constante variação do preço dos combustíveis fósseis,

principalmente do petróleo, maior será a propensão para o crescimento económico

aumentar. É ainda de realçar que as Energias Renováveis criam emprego para o país e

isso é tem impacto directo na melhoria das condições de vida das famílias portuguesas.

Para diminuir a dependência energética dos combustíveis fósseis, Portugal deve

apostar na construção de novas centrais hidroeléctricas; como afirmou em temposum

Primeiro-Ministro português (José Sócrates, 2009), “Portugal é o país da Europa que

mais potencial hídrico tem por explorar”; deve apostar também na construção de

centrais fotovoltaicas, uma vez que Portugal tem um número médio de horas de sol

anuais que variam de 2200 a 3000; deve também aproveitar o elevado nível de vento

que existe em algumas regiões do território; no país há 38% do território que é coberto

por floresta,pelo que deve apostar-se igualmente na energia de biomassa. Pelo facto de

Figura 4 - Interacção gravitacional entre a Terra, Lua e Sol[11]



se situar numa península e por isso ter dispor de muitos quilómetros de costa, pode

também aproveitar a energia proveniente das ondas e das marés. Em locais como

Chaves, S. Pedro do Sul, Lisboa e nas ilhas dos Açores são os

existemaproveitamentosdeenergia geotérmica e só na ilha de S. Miguel, em 2003, este

tipo de energia representou cerca de 25% da electricidade consumida na ilha. Existe

ainda um potencial de produção de biogás através do aproveitamento dos efluentes das

agro-pecuárias[12][13].

Segundo notícia divulgada em 27 de Janeiro de 2011 na “página das energias

renováveis” “A aposta na produção de energia através das fontes renováveis dá a

Portugal o terceiro lugar no rankingeuropeuno que diz respeito á produção de energia

(valor relativo) através das FER (fontes de energia renovável) ”. Esta notícia vem

confirmar que Portugal se encontra no caminho certo no que diz respeito ao

investimento na produção de energias renováveis[14].



1.6. Organização da Dissertação

A presente dissertação é constituída por seis capítulos no qual cada um

corresponde a uma etapa de trabalho realizado:

No capítulo 1 é feita a descrição do problema energético a nível nacional e

mundial. É abordado também o tema das energias renováveis e a importância destas.

No capítulo 2 é feito um enquadramento teórico sobre a energia hídrica, em que

são abordadas várias vertentes desde a história associada á energia hídrica até á

legislação existente para a microgeração hídrica.

No capítulo 3 é apresentada toda a tecnologia utilizada nas centrais hídricas

nomeadamente os geradores; a classificação das centrais hidroeléctricas no que diz

respeito à utilização dos vários tipos de turbinas; as topologias de ligação e todos os

componentes eléctricos utilizados neste tipo de aproveitamentos.

O capítulo 4 descreve todo o processo de desenvolvimento deste projecto, desde a

aquisição do material necessário para a realização da instalação; questões sociais;

componentes mecânicas instaladas no moinho; até á aquisição, desenvolvimento e

instalação de todo o material eléctrico/electrónico (inversor, rectificador, protecções e

controlador/relé de tensão) no moinho em questão.

No capítulo 5 são apresentados os testes e resultados experimentais. É feita uma

caracterização dos parâmetros disponíveis e determinados os valores da potência e

rendimento da instalação.

Finalmente, no capítulo 6, tiram-se as conclusões obtidas e apresentam-se

algumas perspectivas e sugestões futuras.

No final, encontra-se a bibliografia consultada, seguida dos anexos considerados

complementares para o trabalho.


CAPÍTULO 2

Energia Hídrica

2.1. Introdução

A produção de energia hidroeléctrica, além das vantagens supracitadas,

nomeadamente,a diminuição da dependência energética do país, a produção de energia

eléctrica com emissões zero de CO2, apresenta também algumas vantagens

socioeconómicas. Refira-se ainda que é uma tecnologia madura e que, a nível mundial,

a energia hidroeléctrica é (e será durante muitos anos) de longe a forma de energia

renovável mais importante em termos de quantidade de energia produzida.

A decisão e implantação de um aproveitamento hidroeléctrico, é por norma

complexa, sendo precedida de inúmeros estudos de impacto ambiental, cultural e socio

económico. Em algumas situações a população apoia a sua instalação e noutras as

opiniões divergem (neste caso mais a população local devido ao grande impacto

causado por estes aproveitamentos), mas geralmente a construção de um

empreendimento desta natureza é bem-vinda.

As populações locaispoderãobeneficiarcom a criação de empregos directos

durante a fase de construção e mesmo depois na fase de funcionamento, e também

indirectos com a adjudicação de serviços a outras empresas. A área do turismo é outra

das vantagens muitas vezes associadas às barragens do tipo albufeira. Ainda no caso das

albufeiras, e apesar do impacto ambiental na região e no curso do rio e seus afluentes,

tanto na fauna como na flora, a acumulação de águapermite uma melhor regulação do

abastecimento de água e contribui o desenvolvimentoda agricultura na região.

Na perspectiva técnica da produção de electricidade, estes empreendimentos

permitem aumentar a fiabilidade da rede eléctrica nacional, pois a sua capacidade de

resposta é muito rápida para satisfazer as necessidades energéticas do momento. Em

alguns casos é mesmo possível injectar energia na rede em poucos minutos e ajustar

rapidamente a oferta à procura de energia.

Outra situação bastante benéfica tem a ver com possibilidade de armazenar

energia sob a forma de energia potencial. A energia armazenada poderá mesmo ser o

resultado da bombagem da água de jusante para montante da barragem. Para isso os

grupos instalados terão de ser reversíveis, situação presente em quase todas as

construções mais recentes (no caso de serem aproveitamentos de albufeira).

Capítulo 2 – Energia Hídrica


A bombagem pode ser feita durante as horas de vazio ou a energia necessária

poderá ser fornecida por outras fontes alternativas, principalmente eólicas,

contribuindo-se assim para atenuar uma das principais desvantagens desta forma de

energia renovável, que tem a ver com o carácter muito irregular dos ventos.

2.2. História da energia hidroeléctrica

No final do século XIX iniciou-se a exploração da energia hidroeléctrica, sendo

esta a primeira energia renovável a ser explorada em Portugal.

Os primeiros aproveitamentos tinham apenas algumas dezenas a poucas centenas

de kW de potência disponível e foram instalados perto de rios, utilizando quedas de

água criadas artificialmente, e dínamos para produzir energia eléctrica.

Em 1926 apenas 25% da energia era hidroeléctrica e existiam apenas duas centrais

com mais de 5MW de potência (Lindoso e Varosa).

Na década de 30 foram dados grandes passos para a construção de grandes

aproveitamentos com a realização sistemática de estudos sobre a exploração dos

principais recursos nacionais. Apesar disto, a crise económica dos anos 30 e a II Guerra

Mundial impediram um desenvolvimento mais rápido. Assim, o primeiro grande

aproveitamento hidroeléctrico a entrar em funcionamento em Portugal foi em Unhais,

em 1942 com 24 MW de potência.

Na década de 50 foram construídos grandes aproveitamentos nas bacias do

Cávado, Zêzere e no Douro internacional, o que permitiu triplicar a potência disponível

até então (cerca de 1000 MW). Em 1960 atingiram-se números muito interessantes e

benéficos para o ambiente pois 95% da energia eléctrica consumida em Portugal tinha

origem hidroeléctrica.

Nas décadas seguintes assistiu-se a um crescimento deste tipo de aproveitamento.

Contudo, um aumento crescente das necessidades energéticas e os preços demasiado

competitivos dos combustíveis fósseis proporcionaram a criação em simultâneo das

primeiras centrais térmicas em Portugal. Sendo que em 1990 apenas 35% da energia

tinha origem hidroeléctrica e 65% tinha origem térmica.

Durante a década de 90 o único recurso hídrico com significado construído foi a

central do Alto Lindoso com 630 MW e na mesma década apenas foi construída a



barragem do Alqueva, tendo-se assistido a um claro abrandamento do uso desta forma

de geração de energia.

Actualmente a potência hidroeléctrica instalada está na ordem dos 5000 MW, no

entanto com as crescentes preocupações a nível ambiental tornou-se uma prioridade o

aproveitamento dos muitos recursos hídricos ainda disponíveis. Para tal, foi criado o

Programa Nacional de Barragens com Elevado Potencial Hidroeléctrico (PNBEPH) que

promete construir 10 novas barragens e aumentar em cerca de 2000 MW de potência

instalada passando em 2020 a capacidade hidroeléctrica total a ser de aproximadamente

7000 MW[15][13].

Na análise da Figura 5 e Figura 6 pode observar-se que após o período inicial de

grande investimento na construção de barragens para produzir energia eléctrica,

verifica-se algum abrandamento no processo. Este abrandamento foi causado não só

pela falta de compatibilidade deste tipo de projectos com a legislação ambiental, como

pela necessidade de adequar as características de produção dos aproveitamentos

hidroeléctricos á evolução do consumo.

Figura 5 - Evolução da potência instalada em Portugal[16]



2.3. Principais Bacias Hidrográficas e Barragens

Uma bacia hidrográfica ou bacia de drenagem tem o mesmo princípio de

funcionamento de um funil, isto é, faz convergir directa ou indirectamente todas as

águas pluviais ou de nascentes para um único rio ou albufeira.

A formação de uma bacia hidrográfica deve-se essencialmente ao desnível dos

terrenos, afluindo de terrenos mais elevados para os mais baixos.

Por motivos de situação geográfica e dadas as várias bacias hidrográficas que

podem ser encontradas em Portugal, a opção, tendo em conta a morfologia do território

nacional, foi construir as principais bacias hidrográficas na zona norte do país. Nos

parágrafos seguintes apresenta-se uma pequena descrição das principais bacias do país e

sua influência no parque electroprodutor.

A bacia hidrográfica do Douro apresentando uma superfície de 18,643 km2 em

território português, correspondente apenas a 19,1% da sua área total, é o maior

aproveitamento hidroeléctrico do país, apesar de este ser fortemente condicionado pelos

aproveitamentos hidroeléctricos espanhóis. O aproveitamento da bacia do Douro é uma

exploração a fio-de-água e não de albufeira, mas mesmo assim representa cerca de dois

terços da produção hidroeléctrica total nacional. Uma das principais barragens

construída em território nacional para aproveitamento hidroeléctrico é a barragem de

Bemposta, barragem essa que entrou em funcionamento em Dezembro de 1964. A sua

central é subterrânea apresentando 85 metros de comprimento, 22 metros de largura e

Figura 6 - Evolução da produção de energia em Portugal[16]



45 metros de altura sendo provida de 3 grupos geradores do tipo Francis e ostentando

uma potência instalada de 210 MW.

A bacia hidrográfica do Cávado é limitada pelas bacias hidrográficas Lima, Douro

e Ave.Apresentauma área de 1600 km2 e os seus principais afluentes são os rios

Homem, Saltadouro e Rabagão. Ao longo do seu percurso podem ser encontradas várias

barragens para aproveitamentos hidroeléctricos, nomeadamente as barragem de

Paradela, de Salamonde, da Caniçada, do Alto Cávado, do Alto Rabagão, da Venda

Nova, de Vilarinho das Furnas e a barragem de Penide. De todos os aproveitamentos

hidroeléctricos referidos, os que representam maior influência na bacia hidrográfica são

a barragem de Caniçada e a barragem da Venda Nova. A primeira com dois grupos

produtores instalados do tipo Francis e uma potência instalada de 60 MW, responsáveis

pela produção de 346 GWh anuais. A segunda com três grupos produtores do tipo

Pelton e uma potência instalada de 144 MW responsáveis pela produção de 389 GWh

anuais.

Outra bacia hidrográfica situada a norte do país é a do Lima e ocupa uma área de

2480 km2 (1177 km

2 em Portugal e 1303 km

2 em Espanha). Ao Longo do seu percurso

podem ser encontradas as barragens do Alto Lindoso e de Touvedo. A barragem do Alto

Lindoso formada é por dois grupos geradores constituídos por duas turbinas Francis

com uma potência de 317 MW cada. Este é actualmente o mais potente centro produtor

hidroeléctrico instalado em Portugal, ao contrário da barragem de Touvedo, com apenas

22 MW de potência instaladagraças a um grupo gerador do tipo Kaplan e que tem como

principal função o controlo do caudal do rio, devido à influência directa da barragem do

Alto do Lindoso.

AFigura 7 apresenta o mapa de todas bacias hidrográficas e sua área de

influência.No centro e sul do país as bacias hidrográficas possuem uma área de

influência superior às restantes áreas, nomeadamente, as do Mondego, Tejo, Sado e

Guadiana. A sua produção de energia é relativamente baixa, uma vez que

condiçõesnaturais para a produção de electricidade não são as melhores(estas bacias

utilizadas principalmente para abastecimento de águas)[17].



2.4. Política Energética Portuguesa

Programa Nacional de Barragens com Elevado Potencial Hidroeléctrico

(PNBEPH)

O Programa Nacional de Barragens com Elevado Potencial Hidroeléctrico

(PNBEPH, 2007) é um trabalho desenvolvido sobre um total de 25 potenciais

aproveitamentos hidroeléctricos do nosso país.

A responsabilidade pela elaboração do PNBEPH foi atribuída pelo Governo ao

Instituto da Água I. P. (INAG) e à Direcção-Geral de Energia e Geologia (DGEG), que

Figura 7 - Principais Bacias Hidrográficas de Portugal Continental[17]



tiveram o apoio técnico da Rede Eléctrica Nacional (REN) e dos consultores COBA e

PROCESL.

O PNBEPH constitui uma forte aposta para aumentar a energia produzida a partir

de fontes renováveisa longo prazo, de forma a cumprir os compromissos assumidos com

a UE, e as obrigações de Portugal para com o Protocolo de Quioto. Portugal, em termos

estatísticos e comparando com os seus parceiros europeus, foi o país com crescimento

menos significativo nos últimos 30 anos em relação ao aumento do potencial

hidroeléctrico.

Com objectivos a longo prazo, entre aumentos de potência e novas barragens, o

PNBEPH tem como missão ao longo destes anos aumentar o potencial hidroeléctrico

em aproximadamente 2000 MW, atingindo o total de 7000 MW de potência instalada

em 2020, ocupando assim 70% do potencial de recursos hídricos do país.

Na tentativa de criar uma simbiose entre a construção das barragens e a obtenção

de vantagens sociais, económicas e ambientais, foram seleccionados quatro critérios,

que servem de directrizes, nomeadamente:

Optimização do potencial hidroeléctrico – sustenta-se na valia energética dos

aproveitamentos.

Optimização do potencial hídrico da bacia hidrográfica – com base na

maximização do interesse do aproveitamento em face da existência de outros

aproveitamentos hidroeléctricos na bacia hidrográfica, ou da possibilidade de

uso para fins múltiplos

Conflitos/condicionantes ambientais – enfatiza aspectos de natureza

ambientalque poderão condicionar a implementação do aproveitamento.

Ponderação Energética, Socioeconómica e Ambiental – respeita a avaliação

ponderada dos aproveitamentos em termos de produção de energia, outros

usos, relevantes em termos sociais, e salvaguarda do ambiente.

Da análise e avaliação de todos locais através destes critérios, foram seleccionadas

dez novas barragens a construir: Almourol, Alvito, Daivões, Foz Tua, Fridão,

Girabolhos, Gouvães, Padroselos, Pinhosão e Vidago. Das barragens planeadas, seis são

na bacia do Douro, duas no Tejo, uma no Mondego e outra na bacia do Vouga[18][19].



2.5. Microgeração

A microgeração hídrica em Portugal é uma área muito pouco explorada. Após

uma análise pormenorizada sobre o tema, conclui-se que existe um défice de

informação e uma oferta muito escassa de produtos a aplicar na extracção de energia em

pequenos cursos de água. Os produtos encontrados em Portugal que poderiam ser

utilizados neste projecto, possuem um custo bastante elevado e poucos adequados.

Neste caso em particular os componentes a aplicar no projecto como inversor,

gerador e contador de energia foram adquiridos no estrangeiro, mais precisamente na

Alemanha e na China. No entanto de momento já existem empresas Portuguesas

interessadas na produção deste tipo de geradores, nomeadamente a empresa IEME. Esta

empresa mostrou interesse em cooperar com a Universidade do Minho para o

desenvolvimento de um gerador síncrono de ímanes permanentes. Desta forma foi

possível unir ambos os interesses e concorrer a um vale ID&T cujo resultado ainda não

é conhecido.

Alguns vendedores/instaladores de equipamentos de energia renovável propõem

como solução na sua gama para microhídricas turbinas Kaplan de baixa queda (Figura 8).

Estes equipamentos têm um rendimento estimado de 60% (rendimento total do sistema

completo), e o custo de instalação é algo elevado mesmo para potências baixas. Por

exemplo, para uma instalação como a que foi alvo deste estudo, uma empresa propõe a

implementação de uma turbina Kaplan de baixa queda, de 700W, com um custo de cerca de

12000 €, nas condições de chave na mão com ligação à rede sob o abrigo da produção em

regime especial[20].



Contudo, nem todos os operadores de mercado contactados possuíam soluções

adaptadas às necessidades da instalação em estudo. Uma destas empresas apenas tinha

como solução para instalações microhídricas uma turbina Pelton (Queda de 40 m; Caudal

de 24 l/s), de 5 kW (Figura 9), a um custo total de 15000 €, incluindo a ligação á rede

eléctrica e mão-de-obra[21].

A partir destes contactos e do trabalho de pesquisa e análise de mercado, pode-se

concluir que a oferta no mercado da microhídrica, em particular para microgeração, é fraca

e de custo elevado, havendo assim espaço para novas iniciativas como a que é proposta

neste Trabalho.

Figura 8- Turbina Kaplan de baixa queda proposta para microhídrica[21]

Figura 9 - Turbina Pelton proposta para microhídrica[21]



Como em qualquer outro projecto foi feita uma análise económica para avaliar a

viabilidade do mesmo, em que foi obtido um resultado satisfatório. Foi realizado uma

análise económica comparativa entre a solução microhídrica e o sistema

fotovoltaico.Para realizar esta análise económica utilizou-se uma folha de cálculo, num

horizonte temporal de 20 anos. Este prazo foi escolhido pois está dentro da vida útil de

ambos os equipamentos.

2.5.1. Legislação

Segundo a legislação existente relativa á microgeração temos de ter em atenção ao

Decreto-lei nº.118ª/2010 de 25 de Outubro de 2010, artigo 11º (Anexo B) que

determina[22] para :

A tarifa de referência é fixada em (euro) 400/MWh para o primeiro

período(oito anos após a instalação) e em 240/MWh para o segundo período(

do nono ano após a instalação até ao décimo quinto ano), nos termos do n.º

3, sendo o valor de ambas as tarifas sucessivamente reduzido anualmente em

(euro) 20/MWh.

Por cada 10 MW adicionais de potência de ligaçãoregistada a nível nacional,

a tarifa única aplicável é sucessivamentereduzida de 5 %.

A tarifa a aplicar varia consoante o tipo de energia primária utilizada, sendo

determinada mediante a aplicação das seguintes percentagens:

a) Solar - 100 %;

b) Eólica - 80 %;

c) Hídrica - 40 %;

d) Co-geração a biomassa - 70 %;

A electricidade vendida nos termos do númeroanterior é limitada a 2,4

MWh/ano, no caso da alínea a)do número anterior, e a 4 MWh/ano, no caso

das restantes alíneas do mesmo número, por cada quilowatt instalado

2.5.1.1. Exemplo de aplicação no sistema fotovoltaico

O decréscimo de 20 €/MWh aplica-se a novas instalações, ou seja, para os

microprodutores a tarifa só muda duas vezes: no ano 9 (transição de tarifa de

400€/MWh para 240€/MWh) e no ano 16 quando é excluído do regime especial.

Passados os 15 anos de regime bonificado, o microprodutor começa a vender

electricidade à rede ao preço do regime geral, ou seja, ao preço a que compra a sua



electricidade. De modo a prever o custo do kWh, o valor da tarifa actual em regime de

horário normal, para potências instaladas entre 3,45 kVA e 20,7 kVA, é de

0,1285 €/kWh[23] com uma actualização de -5% ao ano.

Na Figura 10 está representado a tarifa do regime geral em vigor para sistema

solar fotovoltaico.

Este sistema ao fim de 20 anos de produção de energia produz cerca de

104,6 MWh, o que equivale a 29270 € (Anexo A). Se a este valor se subtrair o valor

inicial de custo do sistema completo obtêm-se 12770€ de “lucro”final (Anexo

A).Poroutro lado o investimento inicial efectuado só é recuperado passados cerca de 8

anos após a instalação, o que torna este investimento um investimento a longo prazo.

2.5.1.2. Exemplo de aplicação no sistema microhídrico

Relativamente a este tipo de aproveitamento energético, a legislação sofre

algumas alterações relativamente ao sistema de produção de energia analisado

anteriormente. Segundo a legislação a tarifa aplicada aos aproveitamentos hídrico é de

40% do valor da tarifa de referência (400€/MWh), ou seja, 0,16€ /kWh. Isto significa

que nos primeiros 8 anos o produtor vende energia à rede a 0,16 €/kWh, do 9º ano ao

15º ano vende a 0,096€ /kWh e nos anos seguintes vende a energia a uma tarifa de

regime normal com uma actualização de -5% ao ano.

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 14

Ano

Figura 10 - Tarifa do regime geral em vigor para sistema fotovoltaico



Na Figura 11está representado a tarifa do regime geral em vigor para sistema

microhídrico.

Como pode ser observado na Figura 11, ao fim de 20 anos de produção, este

sistema produz cerca de 254,1 MWh, o que equivale a 32679€ (Anexo A). A tarifa

aplicada á microgeração hídrica é bastante inferior á tarifa aplicada a um sistema de

produção fotovoltaico. Por outro lado a produção anual para o sistema microhídrico é

bastante superior, isto porque este sistema pode produzir energia 24h por dia.

O custo inicial do sistema foi estimado em9559€, este valor foi obtido através da

soma das seguintes parcelas:

Gerador 3,6kW – 1614€

Metalomecânica – 1750€

Tubagens e comporta – 1000€

Inversor – 1555€

Quadro Eléctrico de Protecções – 500€

Contador de Energia Eléctrica – 440€

Cabos e Instalação Eléctrica – 200€

Mão-de-obra – 2500€

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

0,16

0,18

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 14

Ano

Figura 11 - Tarifa do regime geral em vigor para sistema microhídrico



Se for subtraido ao valor total de energia vendida á rede o custo inicial deste

sistema microhídrico, obtemos um lucro de 23120€ (Anexo A). Para esta solução o

investimento inicial efectuado é recuperado ao fim de 6 anos de produção de energia.

2.5.2. Considerações Finais

Relativamente àanáliseefectuada podem ser retiradas várias conclusões,

nomeadamente, no que diz respeito às vantagens do sistema microhídrico. O sistema

fotovoltaico apresenta tarifas superiores para a venda de energia à rede, mas em

contrapartidaosistemamicrohídrico consegue obter uma taxa de retorno superior. Isto

deve-se à capacidade deste sistema microhídrico funcionar quase ininterruptamente,

conferindo-lhe assim um rendimento energético de exploração superior.

Ao fim de 20 anos de funcionamento a solução microhídrica apresenta uma

margem de lucro bastante superior, aproximadamente 10000€ em comparação com a

solução solar fotovoltaico.

O sistema solar fotovoltaico é um sistema que apresenta um custo inicial bastante

elevado, tornando-o assim inacessível para a maior parte da população.

A grande desvantagem do sistema microhidrico prendem-se essencialmente com

o facto de possuir um numero relativamente baixo de locais onde se possam fazer este

tipo de instalações(em comparação com o sistema fotovoltaico).


CAPÍTULO 3

Tecnologia para Sistemas Hídricos

3.1. Introdução

No presente capítulo é feita uma descrição acerca dos diversos tipos de

aproveitamentoshídricos de pequena dimensão e a sua nomenclatura associada.

Pretende-se também efectuar uma análise pormenorizada de cada componente a

instalar num determinado aproveitamento hidroeléctrico, desde a parte mecânica até à

parte Eléctrica/Electrónica.

Dada a especial importância das topologias de ligação no contexto da interface de

microgeradores hídricos, entendeu-se dedicar parte deste capítulo à sua abordagem.

3.2. Topologias de Ligação

Nas unidades de microgeração podem ser utilizadas três topologias de ligação

distintas: sistema isolado, sistema com ligação á rede eléctrica e ainda o sistema

híbrido/misto. Para cada um destes sistemas é necessário ter em consideração o valor da

potência produzida pelo aproveitamento energético.

3.2.1. Sistema Isolado

Os sistemas hídricos isolados são utilizados em locais remotos, ou seja, locais que

se encontram afastados da rede eléctrica, sendo uma aposta crescente nos países em

desenvolvimento. A energia produzida por este sistema é utilizada para vários fins,

como por exemplo para iluminação, aparelhos eléctricos, aquecimento, entre outros.

Toda a energia produzida por este sistema poderá ser consumida directamente ou

acumulada em baterias.NaFigura 12está representada uma das possíveis ligações de um

sistema Hídrico isolado.

Capítulo 3 – Tecnologia para Sistemas Hídricos


3.2.2. Sistema com Ligação á Rede Eléctrica

Nos últimos anos registou-se um aumento significativo de sistemas com ligação á

rede eléctrica (Figura 13), não só na área da microgeração hídrica mas sim na

microgeração em geral. Isto deve-se essencialmente ao facto de existir um aumento de

incentivos financeiros por parte das entidades governamentais.

Em Portugal a topologia mais utilizada na microgeração é com ligação á rede

eléctrica. A grande vantagem deste sistema está associada ao custo final do sistema

completo, visto que, este não necessita de regulador de carga e banco de baterias, e

como tal, é mais económico. Outra das vantagens deve-se ao facto de o microprodutor

vender a energia a uma tarifa superior à tarifa de compra.

Figura 12 - Constituição de um sistema isolado



3.2.3. Sistema Híbrido/Misto

Os sistemas híbridos (Figura 14) são igualmente isolados da rede eléctrica, mas a

diferença é que são normalmente constituídos por diferentes fontes de energia

renovável, como por exemplo os sistemas eólicos, e os sistemas fotovoltaicos. A

principal finalidade deste sistema é garantir a existência de energia para consumo,

sempre que uma ou mais fontes de energia renovável não forem suficientes para

satisfazer as necessidades energéticas do utilizador.

No caso dos painéis fotovoltaicos não é necessário aplicar um conversor CA/CC,

pois a tensão fornecida pelo painel é contínua.

Figura 13 - Constituição de um sistema com Ligação á Rede Eléctrica



Figura 14 - Constituição de um sistema híbrido



3.3. Turbinas Hidráulicas

As turbinas hidráulicas são máquinas que têm como objectivo converter a energia

associada a um fluido (energia cinética e pressão) em energia mecânica. Neste trabalho

é dada ênfase a quatro tipos de turbinas: Pelton(acção), Francis(reacção),

Kaplan(reacção) e Banki-Mitchell (acção). Cada um destes tipos são adaptados para

funcionar em aproveitamentos hidroeléctricos com uma determinada altura de queda e

caudal como sugere a Figura 15.

Nos aproveitamentos hidroeléctricos as turbinas estão acopladas a um gerador que

faz a transformação de energia mecânica em energia eléctrica. Nos grandes

aproveitamentos é comum obter rendimentos globais na ordem dos 80 a 90%[25][26].

A potência teórica de uma turbina é dada pela equação (3.1):

(3.1)

Ondeρ é a densidade da água,g é a aceleração da gravidade terrestre,H é a queda

máxima útil, eQ o caudal.

Figura 15 - Adequação da turbina para a relação Queda /Caudal/ Potência[24]



3.3.1. Classificação das Centrais Hidroeléctricas

Uma central hídrica pode ser classificada segundo um de dois parâmetros:

Potência instalada

Altura da queda disponível

Potência

Designação Pinstalada (MW)

Pequena central hidroeléctrica <10

Minicentral hidroeléctrica <2

Microcentral hidroeléctrica <0,5

Picocentral hidroeléctrica <0,05

Quedas

Designação H (m)

Baixa queda 2-20

Média queda 20-150

Alta queda >150

As pequenas/mini/microhídricas, têm características próprias, não sendo uma

mera cópia em escala reduzida das grandes centrais hídricas. Dentro das suas principais

características salientam-se: custos reduzidos; a obra civil é orientada para sistemas

simples e compactos para reduzir os trabalhos efectuados no local; existem turbinas

normalizadas com bons rendimentos para uma vasta gama de regimes de

funcionamento; maior simplicidade de operação incluindo a automatização total da

central; o maior número de locais com bom potencial encontra-se em aproveitamento de

baixas quedas.

Tabela 1 - Classificação de hídricas segundo a potencia instalada[27][28]

Tabela 2 - Classificação de hídricas segundo a queda de água disponível[27][28]



3.3.2. Turbina Pelton

A turbina Peltoné das turbinas mais utilizadas em aproveitamentos hídricos. É

considerada uma turbina de impulsão, visto que, utiliza sobretudo a velocidade da água

para provocar o movimento de rotação.

Constituição e Funcionamento

A turbina Pelton é constituída por uma roda circular, onde na sua periferia se

encontram um conjunto pás ou conchas, sobre as quais, incide, tangencialmente um

jacto de água, dirigido por um ou mais injectores (Figura 16). Estas turbinas, podem ter

eixo vertical ou horizontal, e são normalmente utilizadas em sistemas hídricos,

caracterizados por pequenos caudais e elevadas quedas úteis.

AsturbinasPelton são ainda caracterizadas por terem um baixo número de rotações

e um elevado rendimento (até 93%), encontrando-se entre o grupo das turbinas

hidráulicas com melhor rendimento.

Para aumentar a velocidade da turbina, pode aumentar-se o número de jactos de

água, obtendo-se desta forma um rendimento global mais elevado. Na Figura 17 pode

ser observada a curva característica do rendimento da topologia com um único jacto e

multijactos (Figura 18). A topologia multijactos é indicada essencialmente para

aproveitamento hidroeléctricos em que o caudal é variável.

Figura 16 - Esquema de Funcionamento da Turbina Pelton[29]



Figura 17 - Comparação da variação do rendimento relativo em função do caudal

(single jetvstwinjet)[30]

Figura 18 - Turbina Pelton Multijactos[31]



Na Figura 19 apresenta-se uma turbina Pelton utilizada nas grandes centrais

hidroeléctricas.

3.3.3. Turbina Francis

As turbinas Francis têm maior dimensão que as Pelton (para a mesma potência) e

operam a velocidades menores. São constituídas pelorotorepor um distribuidor que

permite controlar a potência da turbina mediante o ângulo de inclinação das pás. Estas

turbinas podem ser montadascom eixo vertical ou eixo horizontal. São bastante

utilizadas nas centrais hidroeléctricas portuguesas.


Apresenta um formato em espiral, sendo constituída por uma coroa de alhetas

fixas, as quais formam uma série de canais hidráulicos que recebem a água radialmente

e a orientam para a saída do rotor numa direcção axial (Figura 20). A entrada da turbina

ocorre simultaneamente por múltiplas comportas de admissão dispostas ao redor da

roda, sendo o trabalho exercido sobre todas as alhetas ao mesmo tempo para fazer rodar

a turbina e o gerador. A água transfere parte da sua energia para o rotor e deixa a turbina

pelo tubo de sucção.

Figura 19 - Turbina Pelton[32]



São normalmente utilizadas em sistemas hídricos caracterizados por pequenos

caudais e quedas úteis desde 20 metros a algumas centenas de metros (700 m).Uma

interessante vantagem deste tipo de turbinas está associada à capacidade de funcionar

como bomba de água. Esta técnica é usada em barragens reversíveis, para assim se poder

bombear água para montante, consumindo energia eléctrica nas horas de vazio que fica

armazenada sob a forma de energia potencial para posterior utilização.Estas turbinas

apresentam um rendimento elevado, até 95%.

3.3.4. Turbina Kaplan

A turbina Kaplan(Figura 21) é uma evolução da turbina Francisque surgiu

essencialmente para preencher uma lacuna existente em equipamentos para baixa queda.

É uma turbina de reacção, indicada sobretudo para grandes caudais e quedas baixas. A

turbina Kaplan surgiu no séc. XX por intermédio do Professor alemão Viktor Kaplan.


A turbina Kaplan(Figura 22) é constituída por uma câmara de entrada de água,

que pode ser aberta ou fechada, por um distribuidor e por uma roda com quatro ou cinco

pás em forma de hélice. Estas pás são móveis, o que permite variar o ângulo de ataque à

Figura 20 - Constituição da turbina Francis[33]



água, através de um mecanismo de orientação que é controlado pelo regulador da

turbina. Este facto confere á turbinaKaplan uma grande capacidade de regulação. Este

tipo de turbinas está orientado, normalmente, segundo um eixo vertical (com excepção

das turbinas bolbo que estão orientadas segundo um eixo horizontal).

O mecanismo de controlo das pás no rotor pode tornar o fabrico destas turbinas

mais caro, o que pode tornar a sua aplicação menos interessante, quando comparada

com as outras turbinas na mesma faixa de aplicação.

São ainda caracterizadas por rodarem a baixa velocidade e por possuírem um

elevado rendimento (até 93%).

Existem também turbinas Kaplan de pás fixas, denominados por turbinas de

hélice, estas possuem normalmente cinco pás fixadas ao veio principal. Neste tipo de

turbinas não é possível fazer a regulação das pás para o caudal existente.

Figura 21 - Turbina Kaplan (vista em corte parcial)[34]



3.3.5. Turbina Banki-Mitchell

As turbinas Banki-Mitchell ou Crossflow (fluxo cruzado) possuem esta

designação devido ao seu inventor. Podem ser classificadas como uma turbomáquina de

impulsão. Este tipo de turbinas é utilizado para gamas de baixa potência. O seu

rendimento é inferior aos das turbinas de projecto convencional, mas mantém-se

elevado ao longo de uma intensa gama de caudais. Este facto, juntamente com a sua

capacidade de funcionar com muito baixas quedas(< 10m) e pequenos caudais, faz com

que sejam muito interessantes para pequenos aproveitamentos (nomeadamente, para

microgeração). As turbinasBanki-Mitchell só existem na disposição horizontal e

apresentam uma velocidade de rotação baixa (de 60 a 600 rot/min), sendo

frequentemente necessária a utilização de multiplicadores de velocidade entre elas e os

geradores.

Figura 22 - Constituição completa da turbina Kaplan




As turbinas Banki-Mitchell são constituídas pelas seguintes partes (Figura 23):

1- Suporte do Rotor

2- Corpo do Injector

3- Rotor

4- Caixa de velocidades (nem sempre utilizada)

5- Guarda-rotor

6- Tubo de respiro

7- Descarga

8- Conduta de admissão/regulador de caudal

Figura 23 - Constituição da turbina Banki-Mitchell[35]



A turbina Banki-Mitchell é indicada para baixas e médias quedas (5 a 60 metros),

e para uma larga gama de caudais (0,09 a 9 m3/s). Uma das suas maiores vantagens

reside no facto de se poder dividir a turbina em secções axiais estanques e

independentes, ou seja, dividindo a injecção em secções, é possível modular o

fornecimento de água ao rotor. Desta forma, é possível manter os vários módulos perto

do rendimento máximo, pois quando o caudal atinge o máximo de um módulo, abre-se

o fornecimento de água ao módulo seguinte. Pelo contrário, quando o caudal diminui e

os módulos começam a perder rendimento, fecha-se um dos módulos para se poder

concentrar o caudal em menos módulos (um ou dois) e subir assim o rendimento global.

As turbinas Bankipodem atingir rendimentos na ordem dos 60% a 85%,

dependendo sempre da optimização que foi feita para cada caso, ou seja, a adequação do

seu “design” ao local de instalação é o factor chave para obter um bom rendimento

final. A Turbina Banki possui uma tecnologia de construção bastante simples, requer

poucos equipamentos para o seu fabrico e manutenção. Em comparação com as turbinas

anteriormente descritas, esta possui uma tecnologia de fabrico mais simples[36].

Na Figura 24 está representado o diagrama de selecção da turbina Pelton e Banki-

Mitchell. A turbina Pelton, como já foi referido anteriormente é apropriada para

aproveitamentos hidroeléctricos com grande queda, por outro lado a turbina Banki-

Mitchell é mais adequada para aproveitamentos com pequena ou média queda e elevado

ou médio caudal.

Figura 24 - Ábaco da turbina Pelton vsBanki - Mitchell



Conclui-se então que a turbina Banki-Mitchell seria uma boa solução a

implementar no moinho de Ponte de Lima utilizado neste projecto.

3.4. Geradores eléctricos

Os geradores eléctricos são dispositivos que convertem energia mecânica aplicada

ao seu eixo de rotação em energia eléctrica. Os geradores eléctricos são máquinas que

possuem normalmente um funcionamento reversível, ou seja, para além de converterem

energia mecânica em eléctrica, podem funcionar como motores, convertendo energia

eléctrica em mecânica.

Os geradores eléctricos são normalmente de 2 tipos: geradores de corrente

alternada (CA) e geradores de corrente contínua (CC). Nos geradores CA é possível

encontrar 2 categorias de máquina: o gerador síncrono (ou alternador) e o gerador

assíncrono (ou de indução).

3.4.1. Gerador Síncrono

Numa máquina síncrona, o campo magnético do rotor pode ser criado de duas

formas distintas: através de um enrolamento de campo (ou indutor),no caso do gerador

síncrono de rotor bobinado, WRSG (Wound Rotor SynchronousGenerator), ou através

da utilização de ímanes permanentes no rotor, no caso do gerador síncrono de ímanes

permanentes, PMSG (PermanentMagnetSynchronousGenerator).

3.4.1.1. Gerador Síncrono de Rotor Bobinado

Neste tipo de gerador (Figura 25) existe um enrolamento indutor (situado no

rotor), que é alimentado em corrente contínua e produz o campo magnético essencial ao

funcionamento da máquina (excitação). Quando o gerador é accionado por uma turbina

(p.ex.)produz-se um campo magnético constante (em amplitude)quegiraà mesma

velocidade do rotor. A variação do campo magnético nos condutores do estator origina

o aparecimento de uma força electromotriz induzida em cada um deles. Se o circuito do

estator estiver fechado, a força electromotriz dá origem ao aparecimento de uma

corrente eléctrica, que por sua vez vai criar um campo magnético girante. Da acção

conjunta dos dois campos surge o binário resistente, que tem de ser vencido pela turbina

hidráulica primária que acciona o gerador. Num gerador trifásico, o número de

enrolamentos presentes no estator é de três (ou múltiplos de três), sendo que estes se

encontram desfasados 120º (no espaço), o que origina a produção de três tensões



alternadas à saída do gerador, desfasado 120º entre si (no tempo). A frequência

(eléctrica) de saída do gerador é dada pela equação (3.2).

(3.2)

Onde,

f- Frequência (Hz)

n- velocidade de rotação (r.p.m)

p - número de pólos do rotor

Na Figura 25 está representado um gerador síncrono de rotor boninado utilizado

nos automóveis. Este gerador tem a particularidade de gerar uma onda trapezoidal.

3.4.1.2. Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes

No gerador PMSG, o estator é constituído por ímanes permanentes que formam os

múltiplos pólos. O número de pólos existentes no rotor é que indica a que velocidade irá

girar este, quantos mais pólos, menor será a velocidade a que gira o rotor. O rotor deste

gerador pode ser de dois tipos: pólos simples ou pólos salientes. Os geradores de rotores

simples são mais comuns em geradores de velocidade de rotação baixa (micro-hídricas

Figura 25- Constituição do gerador síncrono de rotor bobinado[37]



ou micro-eólicas), enquanto os geradores de rotores de pólos lisos são utilizados para

velocidades de rotação elevadas (para potências elevadas).

Este tipo de gerador tem a grande vantagem de não necessitar de excitação

externa, o que associado ao elevado rendimento que apresenta faz com que seja quase

sempre a solução preferida para microgeração. O elevado rendimento deste tipo de

gerador deve-se ao facto de não possuir nenhum enrolamento no rotor, eu seja, não

possui perdas associadas aos enrolamentos do rotor.

Estes geradores possuem também a vantagem de serem bastante mais baratos pelo

simples facto de serem máquinas com uma construção mais simples.

3.4.2. Gerador de Indução/Assíncrono

O gerador de indução (Figura 26) é uma alternativa viável para geração de energia

eléctrica em aproveitamentos hidroeléctricos. Essencialmente devido ao seu baixo

custo, tanto de aquisição como de manutenção, sua simplicidade construtiva e robustez,

quando comparado ao gerador síncrono. Estudos mostram que seu custo é

aproximadamente 40% inferior em relação ao gerador síncrono. No entanto este tipo de

geradores possuem uma grande desvantagem associadaao facto do gerador consumir

permanentemente energia reactiva, e consequentemente necessitam de utilizar bancos de

condensadores, de forma a compensar o factor de potência do gerador.

Existem dois tipos de geradores de indução: gerador de indução com rotor em

gaiola de esquilo, SCIG (Squirrel Cage InductionGenerator) e o gerador de indução

com rotor bobinado, WRIG (Wound Rotor InductionGenerator)[38].

3.4.3. Gerador de Indução Gaiola de esquilo

O gerador de indução (Figura 26) é um gerador que baseia o seu princípio de

funcionamento na criação de um campo magnético rotativo. A partir da aplicação de

uma força centrífuga ao rotor é criado um campo magnético neste (campo girante). Este

campo magnético girante criado pelo rotor induzirá nos enrolamentos do estator uma

tensão. Caso a máquina esteja conectada a uma carga, circulará uma corrente nos

enrolamentos do estator. Esta corrente faz com que o campo magnético do estator

aumente. Em consequência disto, a corrente induzida no rotor também aumentará,

elevando assim a tensão induzida no estator.



O gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo (Figura 26) é muito

utilizado em sistemas de grande potência, devido à sua simplicidade mecânica, elevada

eficiência e baixos custos de manutenção. Este tipo de gerador pode ser utilizado em

sistemas de velocidade constante ou velocidade variável, sendo que em sistemas de

velocidade variável é necessária a utilização de circuitos de electrónica de potência para

fazer o interface com a rede eléctrica.

Neste gerador o rotor é composto por barras de material condutor, localizadas à

volta do conjunto de chapas do rotor, que são curto-circuitadas por anéis metálicos nas

extremidades.

A grande desvantagem deste gerador prende-se ao facto de necessitar de estar

conectado com a rede e de necessitar de um condensador acoplado aos enrolamentos do

estator.

3.4.3.1. Gerador de Indução com Rotor Bobinado

O gerador de indução com rotor bobinado é classificado como um gerador de

velocidade variável e permite o funcionamento numa vasta gama de velocidades,

extraindo assim a máxima potência do vento. Existem duas topologias possíveis de

funcionamento do gerador de indução com rotor bobinado. Uma das configurações

Figura 26– Constituição do gerador de indução "gaiola de esquilo"[52]



baseia-se na possibilidade de controlar a velocidade do gerador através da variação de

uma resistência aplicada no rotor. A outra configuração tem os enrolamentos do estator

do gerador ligados directamente à rede eléctrica, e o rotor do gerador igualmente ligado

à rede eléctrica, mas através de conversores de Electrónica de Potência. Esta

configuração é identificada por gerador de indução duplamente alimentado, DFIG

(Doubly-FedInductionGenerator), e tem como objectivo controlar a velocidade do

gerador pela aplicação dos conversores de Electrónica de Potência[38][39].

3.4.3.2. Gerador de Corrente Continua

O gerador de corrente contínua é constituído por duas partes distintas, o estator e

o rotor. No rotor existem fios condutores montados em ranhuras ao longo da superfície,

sendo esses condutores enrolados de forma a criar espiras. Essas espiras são ligadas aos

terminais de anel colector, que se situa no eixo do rotor (Figura 28(b)). No estator é

onde se encontram os enrolamentos que produzem os pólos do gerador (Norte e Sul),

como está representado na Figura 28(a).

No gerador de corrente contínua o enrolamento do estator (também conhecido

como enrolamento de campo ou indutor) é excitado por uma fonte de corrente contínua,

inferindo no eixo do rotor um binário mecânico. Quando o enrolamento do rotor (o rotor

é conhecido também como armadura ou induzido) corta as linhas de força, é produzida

neste uma força electromotriz induzida, obedecendo á lei de Faraday. A força

electromotriz induzida é alternada (sinusoidal), mas por meio de uma rectificação

mecânica (comutador) é transformada em corrente contínua.

Este tipo de gerador tem a desvantagem de necessitar de uma maior manutenção e

ter um custo elevado.

Figura 27 - Constituição da máquina CC

Figura 28 - Constituição da máquina CC[39]



3.5. Hidrogeradores

Existem no mercado alguns hidrogeradores que podem ser instalados

directamente em pequenos e médios cursos de água. Para a instalação

desteshidrogeradores não é necessário alterar cursos de água nem de construir qualquer

infra-estrutura para armazenamento de água. De seguida são apresentados alguns

modelos de hidrogeradores que poderão ser encontrados no mercado nacional.

A Figura 29 mostra um hidrogerador comercializado pela empresa Selm. Esta

empresa disponibiliza hidrogeradores com 300, 500 e 1500W de potência, com declives

de 12 a 25 metros e com caudais de 3 a 10 litros/segundo. Os preços para estes produtos

variam entre os 1230€ para a solução de 300W e 3470€ para a solução de 1500W[40].

A Figura 30 ilustra alguns dos hidrogeradores comercializados pela empresa

VerdeSolar, que disponibiliza uma vasta gama de potências desde 800W até 18kW, com

uma tensão nominal 240V AC. Esta empresa possui também versões de hidrogeradores

(12 VDc, 24 VDc e 48 VDc) para utilização em sistemas isolados, em que existe um

banco de baterias para acumular a energia produzida. Esta solução já vem implementada

com um regulador de tensão[42].

Figura 29- HidrogeradorSelm[41]

Figura 30- Hidrogeradores verde solar 7 kW[42]



A empresa Energy4all sediada no Porto possui vários tipos de hidrogeradores,

nomeadamente hidrogeradores de baixa queda, alta queda e submersíveis. Possuem

hidrogeradores para gamas de queda desde os 1,5 a 45 metros e caudais desde os 25 a

165 litros/segundo, ao qual corresponde uma gama de potências de 200 W a 30 kW

(Anexo C)[43].

Na Figura 31 está representado um dos geradores comercializados pela empresa

Energy4all de 30kW.

Os hidrogeradores HCF são comercializados pela empresa HCF Portugal sediada

em Vale de Cambra. Esta empresa possui hidrogeradores desde os 200 W (Figura 32)

até aos 30 kW. O hidrogerador com 200 W de potência possui uma entrada de água de

50 mm de diâmetro. Este é indicado para quedas entre os 10 e os 14 metros e um fluxo

de água dos 3 a 4 Litros/Segundo. A rotação nominal do gerador é de 1500 r.p.m[44].

Figura 31 - Hidrogerador CJD-30kW[43]

Figura 32 - Hidrogerador HCF (200W)[44]



O hidrogerador de maior potência, 30 kW, possui duas entradas de água com

300 mm de diâmetro. Este é indicado para quedas elevadas, quedas essas que podem

variar entre os 38 e 45 metros. O caudal indicado para este hidrogerador é de 90 a 120

Litros/Sengundo, com uma rotação do gerador de 1000 a 1500 RPM[44].

3.6. Inversores (Conversor DC/AC)

Os inversores podem ser diferenciados consoante a sua utilidade, como por

exemplo inversores síncronos para ligação à rede vs. inversores estáticos para

necessidades isoladas, ou quanto à forma da onda que produzem: quadrada, quadrada

modificada ou sinusoidal. Devem ser tomadas em consideração algumas características

quando se opta por um determinado tipo de inversor, tais como: eficiência, perdas em

standby, capacidade de arranque, regulação da frequência, distorção harmónica,

manutenção e preço.

O inversor é um dispositivo electrónico que faz a conversão de corrente contínua

para corrente alternada. Na turbina utilizada, existe acoplado um gerador que produz

energia eléctrica, essa energia para poder ser injectada na rede tem que cumprir

determinados valores de tensão e frequência. Após a rectificação de corrente AC para

DC (no caso do gerador produzir corrente AC) ou após as baterias (no caso de a energia

ser armazenada em baterias, corrente DC) é necessário fazer a conversão da corrente

para esta poder ser injectada na rede, então utiliza-se o inversor. Uma boa escolha do

tipo de inversor a ser utilizado num determinado aproveitamento hidroeléctrico é

fundamental para a obtenção de um rendimento elevado, ou seja é necessário adaptar o

tipo de inversor escolhido à curva característica de potência do gerador eléctrico.

Existem várias topologias de inversores DC/AC. Estes podem sermonofásicos ou

trifásicos, e consoante o tipo de alimentação podem ser VSI (Voltage Source Inverter)

ou CSI (Current Source Inverter) [34].

A configuração CSI (Figura 33),inversor tipo fonte de corrente, tem no

barramento DC uma fonte de corrente. Estes inversores são utilizados em unidades de

alta potência, nomeadamente no acoplamento de motores AC[45].



AFigura 34 ilustra uma topologia trifásica em ponte completa elementar com

configuração VSI, inversor tipo fonte de tensão.

Esta configuração gera à saída uma tensão AC, composta por valores discretos

( ) elevados, deste modo a carga deverá ser indutiva, para que a onda de corrente

produzida seja “suave”. Uma carga capacitiva associada irá gerar grandes picos de

corrente, neste caso será necessário a aplicação de um filtro indutivo entre o inversor e a

carga. Analogamente, a topologia CSI gera à saída uma corrente AC composta por

valores discretos ( ) elevados. Assim, a carga deverá ser capacitiva, de modo a

produzir uma onda de tensão dita “suave”. Com uma carga indutiva, este inversor gerará

grandes picos de tensão. Para evitar estas ocorrências é necessário colocar um filtro

capacitivo à saída do inversor[46].

Por sua vez, os inversores VSI estão divididos em três categorias distintas,

inversores PWM, inversores de onda quadrada e inversores monofásicos com tensão de

cancelamento[45]:

Figura 33 - Inversor CSI trifásico[46]

Figura 34 - Inversor VSI trifásico[46]



a) Inversor PWM: neste tipo de inversor, a tensão de entrada é constante em

magnitude. O inversor controla a magnitude e a frequência da tensão de saída,

através da largura por modulação de pulso, para obteruma tensão de saída o mais

próxima possível de uma onda sinusoidal [45].

b) Inversor de onda quadrada: neste tipo de inversor, a tensão de entrada DC é

controlada, com o objectivo de controlar a magnitude da tensão de saída AC.

Portanto, o inversor tem apenas de controlar a frequência da tensão de saída. A

tensão de saída tem a uma forma de onda semelhante a uma onda quadrada [45].

c) Inversor monofásico com tensão de cancelamento: com este tipo de inversor é

possível controlar a magnitude e a frequência da tensão de saída, apesar de a tensão

de entrada DC ser constante e os interruptores do inversor não serem modulados por

PWM. A forma de onda da tensão de saída é uma onda quadrada. Portanto, este

inversor combina as características dos dois inversores anteriormente descritos. A

técnica de anulação de tensão apenas funciona em inversores monofásicos [45].

Para a realização deste trabalho utilizou-se um inversor monofásico do tipo VSI,

uma vez que o objectivo é produzir uma tensão com valores de amplitude e frequência

controlados, para ser injectada na rede

À saída do gerador deve existir sempre uma protecção contra sobretensões, para

que possa proteger o inversor e restantes equipamentos a jusante de tensões superiores

às tensões máximas admitidas por estes mesmos equipamentos. Deve também existir

um disjuntor diferencial para proteger pessoas e bens e um disjuntor contra sobrecargas

e curto-circuítos.

Foi ponderado desenvolver um inversor nos laboratórios da Universidade do

Minho mas visto que seria difícil certificar e homologar o inversor desistiu-se da ideia e

optou-se por adquirir um inversor da SMA.

Neste ponto do trabalho serão apresentados então alguns dos inversores existentes

no mercado que poderiam ser implementados neste projecto.



3.6.1. Inversores SMA

Com o consequente desenvolvimento feito pela SMA, o inversor SunnyBoy

(Figura 35) é um dos melhores produtos existentes no mercado para equipamentos com

ligação à rede eléctrica. Nos inversores com transformadores anulares para separação

galvânica podem ser ligados em série até 24 módulos PV.Todos os SunnyBoys são

fabricados em invólucros de aço inoxidável com o tipo de protecção IP 65, combinado

com o campo alargado de temperaturaem série, torna-se possível a montagem em

qualquer local. A fiabilidade destes inversores é elevada e possuem um tempo de vida

superior a 20 anos.

A série de inversores WindyBoy foi desenvolvida para geradores de energia

eólica/hídrica em pequena escala de ligação à rede. Esta série apresenta uma gama de

potências disponível desde 1,1 kW a 6 kW.

O intervalo de tensões de entrada varia mediante o modelo em análise. Deste

modo, o modelo 1,1kW LV, apresenta uma gama de tensões de entrada reduzida, de

20 VDCa 60 VDC. Porém, para outros equipamentos disponíveis, o intervalo das

tensões de entrada podem situar-se em 139 VDC a 600 VDC.

A SMA permite que em todas as gamas de inversores sejam configuráveis as

curvas de potência, designada curva característica polinomial, deste modo, permite que

o inversor optimize o sistema para a máxima eficiência de qualquer turbina.

Figura 35 - Inversor SMA[47]



Os inversores da SMA operam com um rendimento máximo de 96,1%.Todos os

inversores dispõem de um display standard para diagnóstico, visualização e

armazenamento de dados, de igual modo, comunicação via interface RS232 e

RS485.AProtection Box da SMA é um equipamento adicional contra sobretensões, que

integra um rectificador trifásico[47].

3.6.2. Inversores Fronius

Os inversores IG (Figura 36), IG Plus e IG TL da Fronius são algumas das séries

de referência para utilização em sistemas de pequena potência (1,5 kW até 5 kW).

A gama de tensões aplicadas á entrada dos inversores da série IG vai desde os 150

a 400 VDc,sendo a gama de potência disponível de 1,5 kW até 5 kW. Estes inversores

apresentam um rendimento máximo de 94,3% e um THD (Total HarmonicDistortion)

inferior a 3,5%.

A gama de tensões aplicadas à entrada dos inversores da série IG Plus vai desde

os 230 VDC a 500 VDC sendo a gama de potência disponível de 3,5 kW e 4 kW, com

uma fase apenas. Existem inversores com potências superiores para sistemas bifásicos

ou trifásicos, pertencentes à mesma gama de inversores. Esta série apresenta um

rendimento máximo de 95,9%, e o seu valor de THD da corrente é inferior a 3%.

Figura 36- InversorFronius[48]



Os inversores da gama IG TL apresentam uma gama de potências desde 3 kW a

5 kW e um intervalo de tensões á sua entrada de 350 até 700 VDC. O rendimento

máximo dos inversores desta classe é de 97,7%, e o seu THD da corrente é inferior a

3%.

Os inversores da série IG possuem uma funcionalidade que impede o seu

funcionamento autónomo (principio de medição da impedância). Estes possuem

também uma opção de transferência de dados através de um cartão de memória[48].

3.6.3. Inversores Kaco

A Kaco dispõe de uma gama de inversores (Figura37) isenta de transformadores,

deste modo, torna-os mais económicos e permitem obter rendimentos superiores.

Os inversores sem transformadores requerem uma tensão de entrada superior à

tensão de pico da rede. A gama de tensões de entrada situa-se entre 350 VDC até

600 VDC, com um rendimento máximo de 96,8%, para a série apresentada, a gama de

potências disponíveis é de 2,5 kW a 8 kW. Além dos inversores sem transformadores, a

empresa também produz inversores galvanicamente isolados. Para esta série, a gama de

potências disponíveis, para estes equipamentos é de 2 kW a 6 kW, sendo o intervalo de

tensões de entrada 125 VDC a 510 VDC para o inversor com a potência de 2 kW e a

Figura37–InversorKaco[49]



gama de tensões de entrada para os restantes de 200 VDC a 510 VDC, porém o

rendimento máximo apresentado é de 96%.

O valor THD, taxa de distorção harmónica da corrente, à potência nominal e

tensão sinusoidal é inferior a 3%, para ambas as séries de inversores.

Este inversor possui algumas características que se evidenciam dos outros

inversores, nomeadamente o interface RS232 ou RS485 integrado e a monitorização da

rede por interface de segurança bidireccional (BiSi)[49].

3.6.4. Power - One Aurora

O inversor (Figura 38) é um inversor adequado para sistemas de produção de

energia eólica/ hídrica com ligação à rede. Esta série de inversores apresenta uma gama

de potências disponíveis de 3 kW a 6 kW, para um intervalo de tensão de entrada de

50 VDC a 580 VDC.

Como principais características destacam-se o seu rendimento máximo de 97%, e

o valor THD (Taxa de Distorção Harmónica da corrente) inferior a 2%.

Este inversor possui comunicação via USB e RS485, deste modo, permite o controlo

remoto da instalação via Internet.

A utilização do Interface Box elimina a necessidade de utilizar rectificador

adicional à saída do gerador eléctrico[50].

Figura 38 - Inversor Power - One Aurora[50]



3.7. Rectificador (Conversor AC/DC)

O dispositivo ou componente eléctrico que permite converter corrente alternada

em corrente contínua é designado por conversor AC/DC ou rectificador. Este pode ser

monofásico ou trifásico, consoante o número de fases de tensão alternada à entrada.

Pode ser de meia onda ou onda completa, dependendo do tipo de ligação dos

semicondutores, e ainda pode ser controlado, semi-controlado ou não controlado, de

acordo com os semicondutores utilizados. Os rectificadores trifásicos (Figura 40)

podem operar com mais potência e apresentam uma tensão de saída com menor ripple,

sendo por isso mais utilizados que os monofásicos. Nos rectificadores controlados a

tirístores, é injectada uma corrente na gate que controla a entrada em condução do

tirístor. O ângulo de disparo do tirístor (α) representa o atraso entre a passagem da

tensão por zero (rectificador monofásico) e o instante em que o tirístor inicia a sua

condução.

Na Figura 39 é apresentado um rectificador monofásico de onda completa.

A Figura 40 apresenta esquematicamente a topologia de um rectificador trifásico

de onda completa não controlado. A condução efectua-se através dos díodos nos dois

semi-ciclos (positivo e negativo) para cada tensão (fase) de entrada. A saída é

normalmente filtrada por um condensador.

Nesta topologia existe sempre dois díodos em condução, um no semi-ciclo

positivo e o outro no semi-ciclo negativo, ou seja, na parte superior do circuito conduz o

díodo em que a fase corresponde à tensão mais elevada, de igual modo relativamente à

parte inferior do circuito, conduz o díodo associada à fase que apresente a tensão mais

negativa.

Figura 39–Rectificador monofásico de onda completa[51]



3.8. Conversor DC/DC

Os conversores DC/DC são circuitos electrónicos que recebem um nível de tensão

ou corrente contínua nos seus terminais de entrada e, de acordo com as exigências do

sistema, ajustam para outro valor de tensão ou corrente contínua nos terminais de saída,

obtendo-se assim uma tensão ou corrente regulada à saída. Estes são amplamente

utilizados em fontes de tensão DC, sistemas fotovoltaicos, sistemas micro-eólicos,

aplicações com motores DC, entre outras.

Nos sistemas fotovoltaicos a função do conversor DC/DC é adaptar o nível de

tensão que é fornecido à carga, e ao mesmo tempo optimizar a potência gerada pelos

painéis fotovoltaicos, pretendendo-se com isto que o painel solar funcione sempre no

ponto de máxima potência, para diferentes condições climatéricas, através do algoritmo

de controlo MPPT.

O conversor DC/DC é, portanto, um circuito de electrónica de potênciaconstituído

por vários componentes, tais como: semicondutores, indutâncias e condensadores.

Existem vários tipos de conversores DC/DC que diferem na disposição desses

componentes, e consequentemente na sua função.

Os principais tipos de conversores DC/DC são: conversor abaixador de tensão

(step-downoubuck), conversor elevador de tensão (stepupouboost), conversor

abaixador-elevador (step-down/step-upou buck-boost), conversor de Cúk conversor em

ponte completa (full-bridge). Destes cinco tipos de conversores, apenas os conversores

step-upestep-downsão tipologias básicas de conversores. Tanto o conversor buck-

boostcomo o conversor cúksão combinações das tipologias básicas. O conversor full-

bridgeé uma derivação do conversor step-down.

Figura 40 - Rectificador Trifásico[52]



O conversor DC/DC, designado por fonte comutada, tem muitas aplicações, tais

como: fontes de alimentação DC, UPS’s, sistemas fotovoltaicos, sistemas micro-eólicos,

aplicações com motores DCpara tracção eléctrica, etc.

Figura 41 - Conversores CC/CC: a) Step-up b) Step-down c) Buck-Boost d) Cúk e) Full-Bridge


CAPÍTULO 4

Sistema Desenvolvido

4.1. Introdução

Neste capítulo será explicado detalhadamente todo o processo de

desenvolvimento do projecto e resultados obtidos. O projecto está dividido em quatro

partes distintas. Na primeira parte da dissertação será explicado todo o processo de

aquisição do material necessário para a realização do projecto. A segunda parte é

relativa á mecânica utilizada, desde turbina, apoios do veio da turbina, polias para

desmultiplicação, veio principal, chumaceiras e por fim a base de apoio do conjunto

veio/turbina. A terceira parte descreve os componentes eléctricos/electrónicos onde se

inclui o gerador, o rectificador e as protecções de toda a parte eléctrica a jusante do

gerador. Na quarta e última parte é feita uma descrição sobre o processo de instalação

dos componentes eléctricos/electrónicos instalados no moinho.

Inicialmente este projecto enfrentou vários obstáculos que puseram em causa a

sua conclusão em tempo útile que são explicados sucintamente neste capítulo.

4.2. Questões Sociais

Inicialmente o moinho escolhido para a realização deste trabalho situava-se no rio

Trovela e era uma instalação muito interessante, uma vez que tinha um aspecto rústico e

o proprietário ainda se dedica á moagem do milho para obtenção de farinha. Após uns

meses de medições e cálculos surgiu inesperadamente um problema relacionado com

partilhas familiares que pôs em causa a continuidade deste projecto. Analisando a

situação foi encontrada uma solução: abandonar o moinho e procurar outro em que não

existissem este tipo de problemas, bastante comuns no que diz respeito a cursos de água

e moinhos.

Felizmente foi possível encontrar um novo moinho para dar continuidade ao

projecto no mesmo rio Trovela, a pouco mais de 300 metros do moinho inicial. Este

moinho (Figura 42) não é tão interessante como o primeiro, uma vez que já não está em

funcionamento e não possui o mesmo aspecto rústico, mas foi o que foi possível

arranjar num curto espaço de tempo.

Capítulo 4 – Sistema Desenvolvido


4.3. Aquisição do Material

No início deste projecto surgiu a necessidade de fazer uma pesquisa cuidada (e

posterior aquisição) deequipamento com características adequadas para o

desenvolvimento do projecto (Figura 43 a Erro! A origem da referência não foi

encontrada.). Concretamente, e para destacar apenas os mais importantes foram

adquiridos, um osciloscópio digital portátil, um multímetro digital e uma pinça

amperimétrica, cujas principais características se indicam em seguida:

Osciloscopio Portátil Agilent U1604A

Figura 42-Moinhovisto do exterior

Figura 43 - Osciloscópio Portátil Agilent U1604A



Fluke 179 (True-rms Multimeter)

Figura 44 - Fluke 179 true-rms



Pinça Amperimétrica/Multímetro IPM 138

Figura 45 - Multímetro IPM 138



4.4. Componentes Mecânicas

4.4.1. Turbina construída

Recorda-se que um dos objectivos deste projecto é alterar o menos possível a

estrutura física das instalações. Por outro lado, para que este seja viável, importa

também que o custo dos vários equipamentos seja baixo. Por estas razões, e tendo ainda

em conta as limitações em termos de tempo e o interesse que havia em ter uma ideia de

qual é o rendimento conseguido com uma turbina rudimentar como a que existia

originalmente no moinho, optou-se, numa primeira fase, por construir uma versão mais

moderna – basicamente utilizando chapa em vez de madeira na sua construção – da

turbina utilizada no tradicional moinho de rodízio. Ao mesmo tempo foi desenvolvida

por um colega do Departamento de Engenharia Mecânica (DEM) que fazia parte do

grupo de trabalho, uma turbina do tipo Banki-Mitchell, com características adequadas

para este tipo de aproveitamentos.

O desenho e execução da turbina tiverama contribuição do colega André Matosdo

DEMe do proprietário da empresa Agovi (empresa metalomecânica que construiu o

equipamento), que dada a longa experiência no projecto de turbinas e outras infra-

estruturas mecânicas, forneceu alguns conselhos úteis.

Infelizmente, e apesar da simplicidade da turbina, a sua construção acabou por

demorar largos meses, quase comprometendo a boa conclusão do projecto. Para além

disso na fase da instalação da mesma detectaram-se alguns problemas que atrasaram

ainda mais o projecto. Concretamente, o veio da turbina tinha aproximadamente dois

metros de comprimentos e pela forma como foi concebida a montagem do equipamento,

a vibração resultante da água a percorrer a turbina fazia com que as pás embatessem na

estrutura de cimento envolvente (voluta). Para corrigir este problema foi necessário

acrescentar quatro apoios centrais no veio (Figura 46), que não estavam inicialmente

previstos.



Representações da turbina instalada no moinho podem ser vistas nas Figura 46 a

Figura 50.

Figura 46 - Colocação dos apoios do veio

Figura 47 - Renderização da turbina[53]



Na Figura 48pode ser observada a direcção do jacto da água relativamente á

curvatura das pás da turbina, neste caso em concreto a direcção do jacto é contrária á

direcção “normal” das turbinas Pelton, pois desta forma, apesar de teoricamente se

aproveitar menor parte da energia cinética da água, evita-se um acumular de água no

interior da voluta.

Figura 48 - Turbina e orientação do jacto (Vista inferior)[53]

Figura 49 - Turbina (vista trimétrica invertida)[53]



O estrangulamento da saída da água é um factor que influencia o rendimento

global da turbina, assim desta forma a solução encontrada foi tentar aproveitar o

máximo da energia da água, e ao mesmo tempo fazer com que a água não se acumulasse

na voluta.

4.4.2. Outras Componentes mecânicas utilizadas

A par do desenvolvimento da turbina foram desenvolvidas/construídas também

outras componentes mecânicas que são essenciais e indispensáveis para a instalação da

solução mecânica final, sendo estas:

Disco de ligação turbina/veio

Veio de transmissão

Manga de apoio do veio

Chumaceira seca do par veio/manga, em nylon

Placa de suporte do sistema

Rolamento cónico

Par de polias (turbina/gerador)

Polia trapezoidal

Suporte gerador

Suportes para a manga de apoio ao veio

Apoios centrais do veio

Figura 50 - Turbina Concluída



A escolha da correcta relação de transmissão na ligação da turbina ao gerador não

foi um processo simples. Por um lado importava ter o gerador a rodar tão próximo

quanto o possível da sua velocidade nominal (450 RPM). Por outro lado a velocidade de

rotação da turbina (que acciona o gerador) dependia do caudal de água e do binário de

carga da mesma.

Começou por se fazer uma primeira estimativa com base na velocidade média de

rotação (85 r.p.m) da turbina para o caudal máximo disponível. Assim obteve-se numa

primeira aproximação uma relação de transmissão de 5,30/1, tendo sido construído um

par de polias com diâmetros de 530mm e 100mm (sendo a mais pequena instalada no

gerador).

O movimento é transmitido da polia motora para a polia movida por meio de uma

correia de 3/8 de polegada (Figura 52).

Após os primeiros testes do conjunto turbina/gerador o valor da relação de

transmissão foi optimizado para uma relação 5,3/0,9.Ainda assim o sistema de controlo

do conjunto turbina/gerador terá que precaver que em situações anormais, como por

exemplo no caso de um caudal muito superior ao habitual e/ou em situações em que o

gerador fique bruscamente a funcionar em vazio (o que faria com que a turbina tendesse

a embalar), a velocidade de rotação do gerador não ultrapasse largamente o seu valor

nominal, o que colocaria em risco a integridade do mesmo.

NaFigura 51está representada a curva de tensão do gerador em circuito aberto.

Para a sua velocidade nominal de 450 RPM obtem-se aos terminais do gerador uma

tensão próxima de 270 V (tensão rectificada).

Figura 51 - Curva de Tensão do Gerador PMG-1000 em circuito aberto



Na Figura 53 é possível observar o conjunto de duas polias montadas no veio do

gerador, bem como o mecanismo desuporte/ajuste.

Figura 52 - Transmissão turbina/gerador

Figura 53 - Grupo turbina/suporte ajustável/polia



4.5. Gerador e Electrónica

4.5.1. Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes Trifásico

Para a realização deste trabalho foi necessário adquirir um gerador síncrono de

ímanes permanentes trifásico, inicialmente com potência de 1000W (GL-PMG-1000) e

posteriormente foi adquirido outro com 1800W (GL-PMG-1800), tendo ambos as

mesmas dimensões e aparência exterior. Os geradores são produzidos por uma empresa

chinesa GinlongTechnologies que se dedica exclusivamente à produção de geradores

com o intuito de serem aplicados na produção de energia eólica. Este gerador síncrono

de ímanes permanentes trifásico é apresentado naFigura 54.

Após a montagem do gerador (Figura 54) no local foram efectuados alguns

ensaios em vazio á sua velocidade nominal (450 RPM), que permitiram confirmar

alguns valores fornecidos pelo fabricante (Anexo B):

● O valor da tensão trifásica rectificada medida é 270 V, rodando à velocidade

nominal (450 RPM);

● A frequência das tensões produzidas é 60 Hz, rodando á velocidade nominal

(450 RPM).

(4.1)

Figura 54 - Gerador síncrono de ímanes permanentes trifásico GL-PMG-1000/1800



4.5.2. Rectificador Trifásico

Para uma primeira fase de testes do conjunto turbina/gerador foi construído um

rectificador trifásico cuja função é converter as tensões alternadasproduzidas pelo

gerador, para uma tensão de saída aproximadamente constante. Na construção do

rectificador utilizou-se um módulo da IXYS que inclui uma ponte trifásica de díodos

para 600V/38A.

No gráfico da Figura 55 apresenta-se o aspecto típico da tensão de saída da ponte

trifásica (Vd) obtida a partir das três tensões alternadas (vab; vbc; vca)produzidas pelo

gerador.

A ponte trifásica é constituída por seis díodos, (D1+, D1-, D2+, D2-, D3+, D3-

),divididos em dois grupos, como se pode visualizar naFigura 56. Nos rectificadores de

onda completa é feita a condução nos dois hemiciclos (positivo e negativo) das tensões

de entrada de cada fase (va, vb, vc). Em cada instante de tempo conduz um díodo do

grupo de cima e um díodo do grupo de baixo.

Figura 55 - Tensão rectificada (Vd) por um rectificador trifásico



Na Figura 57 está representado o rectificador trifásico acoplado a um dissipador

da Ixysque tem como principal função fazer o arrefecimento do rectificador evitando

assim que este sobreaqueça e se danifique. No Anexo D encontram-se as características

relativas a esta ponte de díodos.

4.5.3. Controlador/Relé de Tensão

Inicialmente ficou acordado por motivos de escassez de tempo para a realização

do projecto, que iria ser adquirido material electrónico como inversor, rectificador e

algumas protecções. Contudo foi também desenvolvida uma solução académica que

Figura 56 - Rectificador trifásico de onda completa não controlado.

Figura 57 – Rectificador Trifásico e Dissipador



permite substituir o rectificador e protecções. O quadro eléctrico desenvolvido (Figura

58 e Figura 59) é constituído por:

Controlador de tensão

Porta fusíveis trifásico

Fusíveis 10A

Banco de condensadores

Relé 24V

Contactor trifásico

Voltímetro

Comutador de fases

Sinalizadores

Botoneirasstart/stop

Figura 58 - Quadro eléctrico desenvolvido (visualização frontal)



4.5.3.1. Modo de operação

Com o botão verde accionado, o controlador de tensão é alimentado e por sua vez

vai accionar o contactor K1. Este accionamento do contactor K1 só é feito se o valor da

tensão estiver dentro dos parâmetros definidos no controlador de tensão.

Inicialmente é necessário programar alguns parâmetros de medição deste

controlador, ou seja, existe um valor de tensão de referência superior e inferior que é

necessário definir. Este relé de tensão faz a leitura do valor da tensão entre duas fases e

compara este valor com o valor de referência. Através desta comparação de tensões, o

controlador actua se a tensão for superior ao valor de referência inferior definido, e faz o

corte se a tensão for superior ao valor de referência superior definido.

Com o botão vermelho accionado (corte geral), o controlador de tensão não está

alimentado e K1 está em aberto.

Este quadro eléctrico possui também um voltímetro para visualizar o valor da

tensão entre as 3 fases. Através do comutador de fases pode ser obtido o valor da tensão

entre L1-L2, L2-L3 e L1-L3.

De uma forma geral o quadro desenvolvido permite a protecção do circuito

eléctrico a montante deste, se a tensão de saída do gerador for superior ou inferior á

tensão de referência, então este actua deixando todos os componentes

eléctricos/electrónicos protegidos.

Figura 59 - Quadro eléctrico desenvolvido (visualização lateral)



NaFigura 60 está representado o respectivo circuito de comando.

Legenda:

RA – Relé auxiliar

RT – Controlador de tensão

K1 – Contactor K1

F – Fusível

B1 – Botoneira de pressão 1

B2 – Botoneira de pressão 2

Figura 60 - Circuito de comando



Na Figura 61 está representado o respectivo circuito de potência.

Figura 61 - Circuito de potência



4.5.4. Condensadores do Lado CC do Rectificador

Os condensadores aplicados do lado CC do rectificador constituem um bloco de

filtragem que tem a função de manter baixo o ripple da tensão rectificada, devendo

suportar um valor de tensão superior ao pico da tensão composta produzida pelo

gerador.

Na construção do bloco de filtragem foram utilizados condensadores electrolíticos

(BHC-ALC10A-681DH400) com uma capacidade de 680µF, que suportam uma tensão

máxima de 400V CC. NaFigura 62está representado o banco de condensadores

utilizados.

Para realizar este banco de condensadores foram utilizados oito condensadores

iguais. Esses oito condensadores são divididos em dois grupos, em que cada grupo

contém quatro condensadores ligados em paralelo, o que faz com que se obtenha em

cada grupo uma capacidade de 2720 μF e uma tensão máxima de operação de 400 V.

De seguida são ligados os dois grupos em série, para que à saída, o conjunto de

condensadores proporcione a capacidade total de 1360 μF e uma tensão máxima de

operação de 800 V.

Esta topologia é necessária devido ao valor de pico da tensão composta ser de

400V, para a velocidade rotação nominal do gerador.

Na Figura 62 estão representadas duas “resistências de sangria” que se encontram

ligadas em série entre si e em paralelo com o banco de condensadores. Estas resistências

fazem com que os condensadores se descarreguem rapidamente quando estes são

desligados. Estas possuem também a função de repartir a tensão de forma equitativa

pelos dois conjuntos de condensadores ligados em série.

Figura 62 - Banco de Condensadores do Lado CC do Rectificador



4.5.5. Instalação dos componentes eléctricos/electrónicos

Após a finalização da montagem de todos os componentes mecânicos avançou-se

para a instalação eléctrica do interior do moinho. Foi necessário retirar todo o material

eléctrico antigo que se encontrava nas paredes do moinho e colocar novas tubagens,

cablagens, caixas de derivação, interruptores e iluminação. A ligação eléctrica do

gerador até ao rectificador foi realizada com três condutores multifilares, de cores

diferenciadas, com secção nominal de 4 mm2.

Posteriormente iniciou-se o processo de montagem dos equipamentos de

electrónica de potência e aparelhagem de protecçãoque são apresentados na Figura 63.

1) Disjuntor tripolar de 16A – dispositivo de protecção automático, protege a

instalação eléctrica contra sobrecargas e também contra curtos-circuitos

provenientes do gerador.

2) Caixa de derivação 1 – derivação da energia proveniente do gerador para o

rectificador Protection Box e também para o rectificador trifásico

desenvolvido (solução académica).

Figura 63 - Instalação dos equipamentos eléctricos/electrónicos no moinho



3) Rectificador trifásico (Protection Box) – Este equipamento permite a

rectificação e a protecção contra sobretensões de entrada, limitando a saída

para 400 VDC, protegendo assim o inversor.

4) Disjuntor monofásico – este dispositivo tem como principal função “abrir”

o circuito quando for necessário colocar em funcionamento o rectificador

trifásico desenvolvido.

5) Caixa de derivação 2 – ponto de recepção da energia do rectificador

Protection Box e do rectificador trifásico desenvolvido.

6) Inversor monofásico SMA – equipamento de electrónica de potência

responsável pela conversão da tensão em corrente contínua para tensão

alternada e á frequência da rede eléctrica (50Hz).

7) Disjuntor diferencial de 30mA – dispositivo de protecção automático, que

protege a instalação eléctrica e fundamentalmente pessoas contra perigos

resultantes das correntes de fuga. Este baseia-se na comparação entre duas

correntes (fase e neutro), actuando quando a diferença entre elas excede um

valor predeterminado, interrompendo o circuito.

Figura 64 - Vista frontal dos equipamentos montados no moinho



Na montagem dos equipamentos eléctricos/electrónicos surgiram algumas

dificuldades no que diz respeito á fixação destes á parede do moinho. As paredes do

moinho são antigas e irregulares, e por isso foi necessário colocar os equipamentos em

locais da parede estratégicos (Figura 64).

No final da montagem foi necessário colocar um contador de energia electrónico

com telecontagem. Este contador foi adquirido através da empresa donauer juntamente

com o inversor e protection box da SMA.

Constituição do Contador Janz A1700 (Figura 65):

Modem com comunicação GSM

Ligação RS232

Ligação RS485

Quatro módulos de entrada

Dois módulos de saída

Figura 65 - Contador de Energia Janz A1700 com telecontagem


CAPÍTULO 5

Testes e Resultados

5.1. Introdução

Neste capítulo descrevem-se os testes realizados no sistema desenvolvido para a

instalação piloto e apresentam-se alguns resultados experimentais.

5.2. Estimativa do Potencial Energético do Moinho

Existem um conjunto de testes que permitem estimar a potência que é possível

extrair de um curso de água. Essa estimativa passa normalmente pela medida da queda e

do caudal disponíveis. Em seguida descrevem-se alguns métodos simples que permitem

obter estes parâmetros.

5.2.1. Medição da Altura Disponível

É a diferença entre o nível superior da água, a montante da turbina e o nível

inferior, onde a água é extraída da turbina. A altura é um dos factores mais importantes

para adequar um determinado tipo de turbina ao local onde é instalada.

Existem vários métodos para realizar a medição da altura, alguns destes métodos

serão apresentados a seguir.

5.2.1.1. Utilização de um Barómetro/Altímetro

Neste método a altura é medida através da diferença de pressão atmosférica

existente entre a parte superior (captação) e inferior (saída da turbina). Estes aparelhos

medem a pressão atmosférica do local, relativamente à altitude do mar, sendo

posteriormente, convertido para um valor de altitude. Este valor pode ser visualizado

analogicamente ou digitalmente, dependendo do tipo de aparelho que se utiliza.

A utilização deste aparelho apresenta a vantagem de ser muitocómodo uma vez

que só é necessário medir a pressão na parte superior e na parte inferior do curso de

água, fazendo-se a medição directamente, não sendo necessária a utilização de qualquer

outro dispositivo.

Capítulo 5 – Testes e Resultados


5.2.1.2. Medição de Unidades Sucessivas

Este método consiste em medições sucessivas de pequenas alturas geométricas

(Figura 66), devendo a parte superior de cada unidade de medição estar alinhada com a

parte inferior da medição anterior. Uma medição correcta pode ser facilmente alterada

pelo estado do terreno e pelo rigor da medição do operador.

5.2.1.3. Medida da Pressão Hidrostática

Neste método é necessário utilizar um tubo ou mangueira cheio de água,

estendido desde a parte superior do aproveitamento até á parte inferior.Na parte inferior

colocamos um medidor de pressão relativa (diferença entre a pressão absoluta e a

pressão atmosférica), um manómetro por exemplo, como se pode observar naFigura 66.

Depois de ter sido medido o valor da pressão relativa utiliza-sea equação (5.1).

→ (5.1)

Com:

P – Pressão relativa medida no ponto inferior [Pa]

ρ – Massa volúmica da água [kg. m3]

g– Aceleração da gravidade [9,8 m/s2]

Figura 66 - Implementação do Método de Unidade de Medição



No caso dainexistência de um manómetro, a medição do nível de água pode

efectuar-se recorrendo a uma mangueira cheia de água, com início no ponto de entrada

de água no moinho (ponto mais alto) e com fim na saída de água do moinho (ponto mais

baixo). Levantando-se a parte inferior da mangueira até esta ficar ao mesmo nível do

seu ponto mais alto, detectada pelo facto de, em dado momento a água deixar de sair da

mangueira,mede-se a altura desta ao solo, obtendo-se assim a altura disponível no

aproveitamento.

5.2.2. Medição do Caudal Disponível

O caudal disponível é difícil de determinar se for medido num rio ou num canal

de dimensões não uniformes. Podem, no entanto, ser obtidos valores aproximados com

um dos métodos apresentados a seguir.

5.2.2.1. Utilização da Equação de Bernoulli

De acordo com o princípio de Bernoulli, o aumento da velocidade de um fluido

ocorre simultaneamente com uma diminuição da pressão ou com uma diminuição na

energia potencial do fluido.

(5.2)

Com:

- Altura piezométrica – devida à pressão estática.

-Altura cinética – devida ao escoamento.

Z-Altura potencial – devida à cota do ponto.

e, s-Índices, respectivamente a montante e a jusante.

Como Pe = Ps = 0 = Pa (pressão atmosférica) e considerando a velocidade a

montante aproximadamente igual a zero, virá:

http://pt.wikipedia.org/wiki/Press%C3%A3o

http://pt.wikipedia.org/wiki/Energia_potencial



(5.3)

Com:

Us – velocidade a jusante antes de entrar na turbina [m s -1

]

H – Desnível geométrico [m]

Posteriormente, sabendo a área da secção transversal ao escoamento, pode

calcular-se o caudal pela equação (5.4).

(5.4)

5.2.2.2. Método do Cano Cheio

Este método consiste em fazer com que toda a água existente no rio ou riacho

passe pelo interior de um tubo com um determinado comprimento e diâmetro. Deve-se

ter em atenção que, o tubo deve estar sempre cheio de água, mas se alguma água

transbordar, isso não constituirá um problema.

A seguir apresenta-se uma tabela onde é possível observar os diferentes caudais

para um tubo de 50 cm de comprimento e diversos diâmetros.

Tabela 3 - Relação entre Diâmetro de Tubos e Respectivo Caudal

Capitulo 5 – Testes e Resultados


5.2.2.3. Método do Tambor

O método do tambor baseia-se na colocaçãode um tambor ou um balde, com

volume conhecido, em baixo da queda de água. De referir que este método só é

praticável em pequenos cursos de água.

Posteriormente é medido o tempo (em segundos) que demora a encher o tambor

ou balde. Com estas variáveis conhecidas divide-se o volume do balde ou tambor pelo

tempo em segundos de enchimento, obtendo-se o caudal em litros por segundo, pela

equação (5.5).

(5.5)

Com:

Q - Caudal

V – Volume do balde

t - Tempo

5.2.2.4. Método Flutuador

Relativamente a este método existem vários aspectos que têm que ser tomados em

consideração.

O primeiro aspecto a ter em conta é a escolha do local, onde se efectuam as

medições, sendo este, preferencialmente um local de secção uniforme e trajecto

rectilíneo.Nesse troço do rio, devem ser esticadas duas cordas perpendiculares ao eixo

do mesmo(Figura 67). Em seguida deve ser medido intervalodo tempo que decorre

desde que o objecto flutuador (p.ex. pedaço de madeira) passa pela primeira corda até

atingir a segunda. Regista-se a distância entre cordas [d] e o tempo que o flutuador

demorou a percorrê-la [t].

Figura 67 - Aplicação do Método Flutuador



De referir que, por baixo de cada uma das cordas, num determinado numero de

locais distintos (cinco será um numero razoável), deve medir-se a profundidade do rio,

de forma a poder ser calculada a profundidade média do seu leito, de acordo com a

equação (5.6).

(5.6)

A Figura 68 ilustra o método para efectuar a medição correcta da profundidade do

curso de água,utilizando um barra de nível com ranhuras equidistantes.

Depois de calculados os parâmetros anteriores, a profundidade média e a largura

do rio, o próximo passo, deve ser o do cálculo da área da secção do rio (A, em metros

quadrados), seguindo a equação (5.7).

(5.7)

Figura 68 - Medições da profundidade do rio



Assim, obtida a secção do rio, é calculada a velocidade deste pelo método

flutuador, através da equação (5.8).

(5.8)

Por fim, depois de todos os parâmetros anteriores terem sido calculados, falta,

agora, calcular o caudal do rio (Q), que é dada pela equação (5.9).

(5.9)

Onde, a constante 0,8 é uma constante empírica que tem em conta por defeito os

erros resultantes das medições.

5.2.3. Estimativa do Potencial Hídrico da Instalação Piloto

Dos métodos descritos foi seleccionado o método flutuador para medir a

velocidade de escoamento (e posteriormente estimar o caudal) e foi utilizado o método

da pressão hidrostática para medir a altura disponível.

Através da utilização do método flutuador foram obtidos os dados apresentados na

seguinte tabela:

Medição da velocidade de escoamento

Distancia percorrida pelo flutuador (d) 4 m

1º Tempo decorrido 12.35 s



Valor Médio (Δt) 12.37 s

Tabela 4 - Medição de velocidade de escoamento (Método do Flutuador)



Com base nestes dados foi possível estimar o valor da velocidade de escoamento a

partir da equação (5.10).

(5.10)

Para estimar o valor da velocidade foi também utilizado em alternativa um

anemómetro emprestado pelo Dep. de Eng. Cívil da marca SEBA (Figura 69). A

utilização deste aparelho é bastante cómoda, já que indica a medida da velocidade de

uma forma quase directa, e teria sido uma boa maneira de confirmar os valores obtidos

pelo método flutuador. No entanto os resultados obtidos por este equipamento acabaram

por ser ignorados uma vez que não foi possível encontrar curvas de calibração credíveis

para o equipamento.

Através da medição da pressão hidrostática foi estimada a altura disponível no

aproveitamento tendo-se obtido o valor de 1,9 metros.

Para além da altura e da velocidade foram ainda efectuadas outras medições cujos

valores se resumem no quadro seguinte:

Velocidade 0,323 m/s-1

Queda Total (h) 1,9 m

Dimensões da admissão da conduta 0,26 x 0,9

Dimensões do ejector 0,4 x 0,41

Dimensão da voluta Ø 0,93 x 0,47

Figura 69 - Anemómetro SEBA

Tabela 5 - Características dimensionais do moinho e velocidade de escoamento



Para obter uma estimativa dopotencialhídrico do moinho efectuaram-se os

seguintes cálculos:

Secção da conduta de admissão = 0,26 × 0,9 = 0,234m2 (5.11)

Q = A × v = 0,234 × 0,323 = 0,076m3.s

-1 (5.12)

Assim, a potência hidráulica é dada por (ρ - massa volúmica, ɡ - aceleração da

gravidade):

Phidráulica = ρ × ɡ × h × Q (5.13)

Phidráulica = 1000 kg.m-3

× 9,807 m.s-2

× 1,9 m × 0,076 m3.s

-1 (5.14)

Phidráulica = 1416W (5.15)

5.2.4. Cálculo da Potência Eléctrica

Uma vez obtida a estimativa da potência hídrica, é agora possível calcular o valor

da potência eléctrica, que amini-hídrica é capaz de produzir. Trata-se de um passo

importante para o dimensionamento do gerador eléctrico e componentes

eléctricos/electrónicos.

Q = 0,8 × A × v (5.16)

Q = 0,8 × 0,234 × 0,323 (5.17)

Q = 0,060 m3.s

-1 (5.18)

O rendimento global, que depende do caudal, é o produto do rendimento do

circuito hidráulico da turbina do gerador e dos restantes componentes que constituem a

microhídrica. Assim, toma-se como valor empírico que é aceite para pequenos

aproveitamentosum rendimento médio, cerca de 60% [27].

P eléctrica anteprojecto = ρ × η × Q × H (5.19)

Peléctrica anteprojecto = 9,807m.s-2

× 0,6× 60 l/s × 1,9 m (5.20)

Peléctrica anteprojecto = 670W (5.21)



Resultados Experimentais

Com a finalidade de validar as estimativas de produção de energia eléctrica

estimadas no ponto anterior, foram efectuadas alguns testes cujos resultados se

apresentam em seguida

Uma vez instalado o conjunto turbina/gerador ligou-se á sua saída o equipamento

descrito no ponto 4.5.2 e4.5.3 para alimentar um conjunto de cargas de diferente valor.

Estas cargas consistiram num conjunto de receptores eléctricos (basicamente

aquecedores e grelhadores adquiridos no mercado que foram ligados em diferentes

configurações série/paralelo para proporcionar diferentes valores de potência

consumida).

Através dos valores obtidos na Tabela 6, resultante da concretização dos testes de

potência, foi elaborada a curva de potência do grupo turbina/gerador, criada em folha de

cálculo.

Os valores da resistência (carga) foram obtidos com recurso à equação da lei de

Ohm. De igual modo, a potência eléctrica dissipada em forma de calor foi obtida pelo

produto da tensão e corrente, resultante dos testes efectuados.

Assim, através dos valores obtidos na tabela anterior, resultante da concretização

dos testes de potência, foi elaborado a curva de potência grupo turbina/gerador, criada

em folha de cálculo (Tabela 6).

Tabela 6 - Características eléctricas do conjunto electroprodutor



Através da análise dos dados obtidos nos testes de potência do conjunto

electroprodutor verifica-se que o valor de maior potência (441W, Figura 70) foi obtido

quando o gerador rodava a uma velocidade próxima das 58 r.p.m.

Os resultados de potência obtidos estão bastante abaixo do valor inicialmente

estimado (670 W) e a diferença dificilmente poderia ser explicada apenas pelo facto de

os testes não teremsido feitos exactamente nas mesmas condições de caudal. Depois de

estudado o problema, chegou-se à conclusão de que o rendimento do gerador utilizado é

de apenas 63%, bastante abaixo do valor típico (cerca de 80%), mesmo para máquinas

de pequena potência.

No entanto é previsível que nas mesmas condições de caudal, utilizando um

gerador de melhor rendimento e depois de alguns melhoramentos introduzidos em todo

o sistema, nomeadamente com a optimização da saída da água da turbina e a limpeza do

curso do leito do rio a montante e a jusante, se possam atingir valores próximos dos

estimados.

Figura 70 - Curva de Potência do conjunto electroprodutor


CAPÍTULO 6

Conclusões e Sugestões de Trabalho Futuro

6.1. Introdução

Neste capítulo apresentam-se as conclusões mais importantes do projecto

desenvolvido, assim como também são expostas algumas sugestões de trabalho futuro,

que permitirão melhorar o desempenho do sistema microprodutor.

6.2. Conclusão

Esse trabalho enquadra-se num projecto de maior dimensão que, deverá contar

apoio do município de Ponte de Lima. A ideia seria montar num moinho do concelho,

previamente seleccionado, um sistema de microgeração hídrica, com o principal

objectivo de demostrar a viabilidade/interesse do projecto, a começar pelos próprios

autarcas do município.

As principais dificuldades na gestão do projecto tiveram a ver com o cumprimento

de prazos. Uma empresa de Braga que se disponibilizou para construir a turbina “de um

de dia para o outro”, acabou por levar mais de 6 meses para a entregar, por outro lado, o

processo de aquisição dos equipamentos destinados à interface com a rede eléctrica foi

também muito demorado, nomeadamente por motivos burocráticos associadas à

tesouraria da UM e da empresa à qual o material foi adquirido. Estas situações

originaram um atraso significativo no processo de conclusão da instalação para

demostração.

Através do estudo efectuado, foi possível concluir que o potencial hídrico em

Portugal é considerável. Os moinhos antigos surgem como pontos de excelência para

implementar este tipo de solução tecnológica: não requerem investimentos avultados em

infra-estruturas de construção civil, e a reabilitação energética alavanca uma possível

reabilitação da integridade destes imóveis, aumentando muito o valor do património.

Surge assim um incentivo natural à reabilitação de antigos moinhos para turismo

rural, valorizada pela componente de produção de energia limpa. Somente na região de

Ponte de Lima existem centenas de locais com antigos moinhos, abandonados ou não,

habitualmente em grupos de duas ou três unidades.

Numa fase inicial, o projecto consistia na construção de um sistema electrónico

capaz de realizar o interface do microgerador hídrico à rede eléctrica. Após um estudo

Capitulo 6 – Conclusões e Sugestões de Trabalho Futuro


de mercado sobre os dispositivos necessários para realização do projecto chegou-se à

conclusão que seria vantajoso adquirir um conjunto rectificador-inversor, que integrasse

todas as funcionalidade pretendidas para a instalação piloto. Isto deveu-se

essencialmente ao facto de existir pouco tempo disponível para a implementação de um

sistema completo no moinho e também devido ao facto dos dispositivos adquiridos

serem certificados e homologados. Juntamente com a aquisição de material efectuada

foi também desenvolvido um quadro eléctrico que permitiu fazer alguns testes iniciais

no moinho.

Em geral entende-se que os objectivos principais do projecto foram atingidos.

Inicialmente foi feita uma pesquisa sobre a legislação existente para a microgeração, e

foi também realizada uma pequena pesquisa de mercado s

Tendo como referência a actual instalação piloto, conclui-se que será possível

construir aproveitamentos micro-hídricos idênticos, a custos aceitáveis e interessantes

quando comparados com os de outras tecnologias renováveis de potência equivalente.

Em termos de mercado, foi possível verificar que existe um nicho muito

interessante na área da microgeração hídrica, e que esta solução tecnológica pode ser

competitiva com outras tecnologias na área das energias renováveis.

A análise económica comparativa feita do sistema microhídrico com o sistema solar

fotovoltaico para microgeração em regime especial, mostra que o sistema microhídrico é

um melhor investimento. Isto é possível porqueo sistema microhídrico tem um custo de

instalação inferior e consegue produzir energia quase ininterruptamente, apesar da

electricidade produzida ser vendida a uma tarifa mais baixa.

Relativamente ao retorno do investimento para o sistema desenvolvido, para uma

potência estimada de 670W e com um investimento inicial de aproximadamente 5000€,

obtem-se uma facturação anual de 771€. Isto significa então, que o retorno do

investimento seria feito em 6 anos e meio.

Por último, refira-se a propósito que foi realizada uma visita à instalação piloto,

organizada pelos responsáveis do projecto, pelas entidades autárquicas, concretamente

Sr. Presidente da Câmara (Eng.º Victor Manuel Alves Mendes), o Vice-presidente

(Gaspar Correia Martins) e assessor do município de Ponte de Lima, havendo boas

perspectivas em relação à continuidade do projecto.

Capitulo 6 – Conclusões e Sugestões de Trabalho Futuro


6.3. Trabalho Futuro

Como propostas de trabalho futuro, destacam-se alguns aspectos relevantes,

contribuindo, deste modo para uma optimização de todo o sistema microprodutor. Os

principais trabalhos futuros incidem essencialmente na modificação e limpeza do canal

de restituição da água a montante e jusante do moinho. Com a turbina em

funcionamento, verificou-se que a saída da água se encontrava com algum

estrangulamento, prejudicando o escoamento e naturalmente a permanência de alguma

água no interior da voluta. Assim um aumento de área da saída da voluta e

consequentemente a limpeza do canal da mesma proporcionariam um aumento do

rendimento do conjunto electroprodutor.

Para realizar uma optimização de todo o sistema electroprodutor, seria vantajoso

construir uma comporta manual a ser implementada no canal a montante do moinho, na

entrada da conduta forçada. Actualmente, a abertura e bloqueio da passagem da água

para a turbina é efectuada com recurso a pequenos pedaços de madeira (tábuas).

Adicionalmente, uma das propostas de melhoria seria implementar um sistema de

monitorização de dados recolhidos no moinho. Isto seria possível visto que o contador

electrónico possui comunicação por RS232/ RS485 e um módulo GSM.


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Anexos

A. Fluxos monetários a vinte anos para sistemas fotovoltaicos e hídricos

Ano Tarifa (€/kWh) Energia (kWh) Fluxos Monetários

Ano 0 -16.500 €

Ano 1 0,40 € 5744,2 2.298 €

Ano 2 0,40 € 5686,7 2.275 €

Ano 3 0,40 € 5629,8 2.252 €

Ano 4 0,40 € 5573,5 2.229 €

Ano 5 0,40 € 5517,8 2.207 €

Ano 6 0,40 € 5462,6 2.185 €

Ano 7 0,40 € 5408 2.163 €

Ano 8 0,40 € 5353,8 2.142 €

Ano 9 0,40 € 5300,4 1.272 €

Ano 10 0,24 € 5247,4 1.259 €

Ano 11 0,24 € 5194,9 1.247 €

Ano 12 0,24 € 5143 1.234 €

Ano 13 0,24 € 5091,8 1.222 €

Ano 14 0,24 € 5040,6 1.210 €

Ano 15 0,24 € 4990,2 1.198 €

Ano 16 0,13 € 4990,2 641 €

Ano 17 0,12 € 4890,9 604 €

Ano 18 0,12 € 4842 568 €

Ano 19 0,11 € 4793,6 548 €

Ano 20 0,11 € 4745,6 515 €

Total 104647 29.270 €

Mês Energia Eléctrica (kWh)

Janeiro 1494.67

Fevereiro 1245.56

Março 1162.52

Abril 1079.48

Maio 996.45

Junho 913.41

Julho 747.33

Agosto 664.3

Setembro 747.33

Outubro 996.455

Novembro 1162.52

Dezembro 1494.67

Total 12704.73

Tabela 7 - Fluxos monetários a 20 anos para sistema solar fotovoltaico de 3,5kW

Tabela 8 - Produção de Energia Eléctrica para sistema micro-hidrico


Ano Tarifa (€/kWh) Energia (kWh) Fluxos Monetários

Ano 0 -9.559 €

Ano 1 0,16 € 12705 2.033 €

Ano 2 0,16 € 12705 2.033 €

Ano 3 0,16 € 12705 2.033 €

Ano 4 0,16 € 12705 2.033 €

Ano 5 0,16 € 12705 2.033 €

Ano 6 0,16 € 12705 2.033 €

Ano 7 0,16 € 12705 2.033 €

Ano 8 0,16 € 12705 2.033 €

Ano 9 0,16 € 12705 2.033 €

Ano 10 0,09 € 12705 1.143 €

Ano 11 0,09 € 12705 1.143 €

Ano 12 0,09 € 12705 1.143 €

Ano 13 0,09 € 12705 1.143 €

Ano 14 0,09 € 12705 1.143 €

Ano 15 0,09 € 12705 1.143 €

Ano 16 0,13 € 12705 1.633 €

Ano 17 0,12 € 12705 1.569 €

Ano 18 0,12 € 12705 1.491 €

Ano 19 0,11 € 12705 1.452 €

Ano 20 0,11 € 12705 1.380 €

Total 254100 32.679 €

Tabela 9 - Fluxos monetários a 20 anos para sistema micro-hidrico de 3,5kW


B. Especificações do gerador utilizado (GL-PMG-1000)


C. Gama de hidrogeradoresdiponíveis pela empresa Energy4all


D. Especificações do rectificador utilizado


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Moinhos de Ponte de Lima Topologias de Interfaceintranet.dei.uminho.pt/gdmi/galeria/temas/pdf/48011.pdf · que é utilizado um moinho antigo no concelho de Ponte de Lima, promovendo