Centrais Hidrelétricas de Pequeno Porte e o Programa Brasileiro de PCHs

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
ENGENHARIA DE CONTROLE E AUTOMAÇÃO
Centrais Hidrelétricas de Pequeno Porte e o Programa Brasileiro
de PCHs
Bruno Wilmer Fontes Lima
Orientador: Arsênio Oswaldo Sevá Filho
Departamento de Energia
Faculdade de Engenharia Mecânica - UNICAMP
Campinas
2009

Agradecimentos
Primeiramente gostaria de agradecer a meus pais, Francisco e Beatriz, pela educação,
apoio e carinho que fizeram com que conseguisse chegar aonde cheguei. Gostaria também de
agradecer aos meus irmãos, Érico, Tatiana e Juliana; avós, Francisco, Lise, Haydée e Bruno
(que infelizmente não tive o prazer de conhecer) e demais familiares.
Gostaria também de agradecer a todos meus amigos: os de infância, os de adolescência,
aos da minha turma de Engenharia de Controle e Automação, aos colegas de república e a
todos os outros com quem tive o prazer de conviver ao longo de minha vida.
Ao professor Sevá, cuja orientação e criticas tornaram este trabalho possível, e também
aos ex-colegas de trabalho: Juliano, Antônio e Randal, que muito me ensinaram sobre
geradores e PCHs.
Por fim, gostaria de agradecer ao poder superior, que chamamos de Deus.

2
Resumo
LIMA, Bruno Wilmer Fontes. Centrais Hidrelétricas de Pequeno Porte e o Programa
Brasileiro de PCHs. Campinas: Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual
de Campinas, 2009. 82 pág. Dissertação (Trabalho de Graduação).
Este trabalho de graduação faz uma análise das centrais hidrelétricas de pequeno porte, hoje
em dia denominadas Pequenas Centrais Hidrelétricas. Inicialmente, é apresentado um breve
histórico do setor elétrico brasileiro, e de como as centrais hidrelétricas, tanto as de pequeno
como as de grande porte, foram essenciais para o seu desenvolvimento no Brasil. Também é
mostrado como funciona o processo de implantação de uma PCH, a obra civil, o maquinário
eletro-mecânico e os arranjos utilizados nestas usinas. Para a realização deste trabalho,
também foram feitas visitas técnicas a duas centrais hidrelétricas de pequeno porte: PCH
Salto Grande, em Campinas-SP, e PCH Mogi Guaçu, em Mogi Guaçu-SP. No capítulo 2 é
feito o relatório dessas visitas. Em seguida, foi feita uma explicação do que é uma PCH,
segundo a definição da ANEEL, assim como dos conceitos de Geração Distribuída, e uma
breve análise do PROINFA, programa do Ministério de Minas e Energia que visa aumentar a
participação das fontes alternativas de energia na matriz brasileira, e como ele afetou a
construção de novas PCHs no país. Também são apresentados alguns casos onde a construção
de novas PCHs causou ou está causando problemas junto à sociedade ou o ambiente e o
impacto negativo que essas usinas estão trazendo a essas comunidades. Por fim é apresentado
um panorama da matriz elétrica brasileira atual, e as projeções de crescimento, feitas pela
Empresa de Pesquisa Energética, bem como o as estimativas da participação das PCHs na
matriz energética no futuro.
Palavras Chave
Pequenas Centrais Hidrelétricas; PROINFA; Usinas Hidrelétricas; Barragens; Geração
Distribuída.

3
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Primeira Usina Hidrelétrica do Mundo, em Appleton, EUA (Fonte: Américas
Library).......................................................................................................................................1
Figura 2 - Usina de Marmelos-Zero, em Juiz de Fora, MG (Fonte: Prefeitura Municipal
de Juiz de Fora) ..........................................................................................................................2
Figura 3 - Usina Hidrelétrica de Itaipu, a segunda maior do mundo (Fonte: Itaipu
Binacional) .................................................................................................................................4
Figura 4 - Fluxograma de Implantação de uma PCH (Fonte: Eletrobrás, 2000) ..............7
Figura 5 - Esquema de construção de uma PCH com queda Natural Localizada (fonte:
European Comission, 2001) .......................................................................................................8
Figura 6 - Foto de satélite da PCH Salto Grande, onde a água é levada pelo canal de
adução (de baixa pressão) aos condutos forçados (de alta pressão), e depois à casa de força
(Fonte: Google) ..........................................................................................................................9
Figura 7- Esquema de construção de uma PCH sem Queda Natural Localizada (fonte:
European Comission, 2001) .....................................................................................................10
Figura 8 - Foto de satélite da PCH Mogi Guaçu, exemplo de usina onde a casa de força
é incorporada à barragem. (Fonte: Google)..............................................................................10
Figura 9 - Turbina, Volante de Inércia, Gerador Síncrono e Excitatriz de uma PCH
(Fonte: Acervo GE) ..................................................................................................................13
Figura 10 - Faixas de Operação dos tipos de Turbina Hidráulica (Fonte: Eletrobrás,
2000).........................................................................................................................................14
Figura 11 - Partes de uma turbina ...................................................................................16
Figura 12 - Turbina Kaplan (Fonte: Voith Siemens) ......................................................17
Figura 13- Turbina Francis (Fonte: Voith Siemens).......................................................18
Figura 14 - Turbina Pelton (fonte: Voith Siemens) ........................................................18
Figura 15 - Turbina Bulbo (Fonte: Hitachi)....................................................................19
Figura 16 - Esquema de um Gerador Síncrono (Fonte: http://maquinas-
utfpr.blogspot.com/) .................................................................................................................22
Figura 17 - Barragem vista da margem leste do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09)..30
Figura 18 - Vista da Montante do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09)........................30
Figura 19 - Vista da Jusante do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09) ...........................31
Figura 20 - Escada para peixes (Foto do autor, 26/06/09)..............................................31

4
Figura 21 – Inicio da Tomada d'água, com a grade de limpeza (Foto do autor, 26/06/09)
..................................................................................................................................................32
Figura 22 - Canal de Adução (Foto do autor, 26/06/09).................................................33
Figura 23 – Final do canal de adução e comporta da Câmara de Carga (Foto do autor,
26/06/09)...................................................................................................................................33
Figura 24 - Parte superior da Câmara de Carga (Foto do autor, 26/06/09).....................34
Figura 25 - Condutos Forçado (Foto do autor, 26/06/09)...............................................34
Figura 26 - Casa de Força (Foto do autor, 26/06/09)......................................................35
Figura 27 - Antigo Painel de Controle da Usina (Foto do autor, 26/06/09) ...................36
Figura 28 - Vista geral das Turbinas Hidráulicas (Foto do autor, 26/06/09)..................36
Figura 29 – Da direita para a esquerda: Gerador, Volante de Inércia, Multiplicador,
Mancal e Unidade de Lubrificação (Foto do autor, 26/06/09) .................................................37
Figura 30 - Saída do Canal de Fuga (Foto do autor, 26/06/09) ......................................37
Figura 31 – Subestação Elevadora (Foto do autor, 26/06/09).........................................38
Figura 32 - Micro Usinas Hidrelétricas (Foto do autor, 26/06/09) .................................39
Figura 33 - Barragem da Usina de Mogi Guaçu (Foto do autor, 10/07/09)....................40
Figura 34 - Escada para Peixes (Foto do autor, 10/07/09)..............................................40
Figura 35 – Reservatório à Montante da Barragem (Foto do autor, 10/07/09)...............41
Figura 36 - Tomada d'água, à direita grade de contenção da vegetação aquática (Foto do
autor, 10/07/09) ........................................................................................................................42
Figura 37 - Jusante da Barragem (Foto do autor, 10/07/09) ...........................................42
Figura 38 - Saída do Canal de Fuga, e da água drenada da casa de força (Foto do autor,
10/07/09)...................................................................................................................................43
Figura 39 - Saída da Água Turbinada (Foto do autor, 10/07/09)....................................43
Figura 40 - Turbinas Hidráulicas tipo Kaplan S Horizontal e comando de abertura das
palhetas (Foto do autor, 10/07/09)............................................................................................44
Figura 41 - Painéis de Controle e Reguladores e Tensão (Foto do autor, 10/07/09)......44
Figura 42 – Multiplicador de Velocidade (Foto do autor, 10/07/09)..............................45
Figura 43 – Gerador Síncrono (Foto do autor, 10/07/09) ...............................................45
Figura 44 - Subestação Elevadora (Foto do autor, 10/07/09) .........................................46
Figura 45 - Projeção dos requisitos de expansão da oferta na rede (Fonte: EPE, 2008b,
p. 47).........................................................................................................................................67
Figura 46 - Potencial Energético de pequenos aproveitamentos hidrelétricos (Fonte:
EPE, 2008b)..............................................................................................................................68

5
Figura 47 - Situação do potencial em PCH - Dados de abril/2008 (Fonte: EPE, 2008b)69

6
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Usinas Contratadas pelo PROINFA (fonte MME, 2009)..............................49
Tabela 2 - Pisos correspondentes às fontes contempladas pelo PROINFA (Fonte: MME,
2004).........................................................................................................................................50
Tabela 3 - Matriz de Energia Elétrica (Fonte Banco de Informações de Geração –
ANEEL, 2009)..........................................................................................................................66
Tabela 4 - Potência a ser Instalada para cada fonte de energia renovável......................68

7
SUMARIO
1. Introdução: Histórico, Construção e Operação de Usinas Hidrelétricas.......................1
1.1 Histórico..................................................................................................................1
1.2 Construção ..............................................................................................................6
1.2.1 Procedimentos de Implantação ........................................................................6
1.2.2 Arranjo e Tipo das Estruturas ..........................................................................8
1.2.3 Obra Civil.......................................................................................................11
1.2.4 Maquinário Eletro-mecânico..........................................................................13
1.2.4 Tipos de Usinas Hidrelétricas quanto à Capacidade de Regularização .........27
1.3 Operação ...............................................................................................................28
2. Relatório das Visitas Técnicas ....................................................................................29
2.1 PCH Salto Grande.................................................................................................29
2.2 PCH Mogi Guaçu ou Cachoeira de Cima .............................................................39
2.3 Considerações .......................................................................................................46
3. Conceitos e Programas Institucionais .........................................................................48
3.1 Definição de PCHs................................................................................................48
3.2 O PROINFA..........................................................................................................48
3.3 Geração Distribuída ..............................................................................................53
3.3.1 Geração Distribuída Isolada...........................................................................54
3.3.2 Geração Distribuída Interconectada...............................................................54
3.4 Outros Incentivos as PCHs ...................................................................................55
4. Problemas Sociais e Conseqüências Ambientais........................................................56
4.1 PCH Aiuruoca - MG .............................................................................................56
4.2 O Movimento Cachoeiras Vivas – MG/SP...........................................................57
4.3 Bacia do Rio Juruena – MT ..................................................................................58
4.4 Bacia do Rio Doce – MG......................................................................................60
4.5 PCH Mosquitão – GO...........................................................................................62
5. Panorama Energético Atual e Perspectivas de Expansão ...........................................65
5.1 Matriz Energética Atual........................................................................................65
5.2 Cenário Futuro: Plano Decenal de Expansão de Energia - PDE (2008-2017) e o
Plano Nacional de Energia para 2030 – PNE 2030..............................................................67
6. Conclusão....................................................................................................................70
Bibliografia .....................................................................................................................72

1. Introdução: Histórico, Construção e Operação de Usinas
Hidrelétricas
1.1 Histórico
A energia potencial de rios e córregos vem sendo aproveitada desde a antiguidade, onde
chineses, romanos e diversos povos utilizavam moinhos e rodas d’água para moer grãos ou
minérios. Nesses moinhos d’água, a água atingia as pás de grandes rodas, normalmente de
madeira, fazendo-as girar lentamente e conseqüentemente movendo as pedras de moer.
Princípios semelhantes também eram usados para bombear água em sistemas de irrigação,
serrar madeira ou mover maquinas simples em fabricas no inicio da revolução industrial.
Figura 1 - Primeira Usina Hidrelétrica do Mundo, em Appleton, EUA (Fonte: Américas Library)
A primeira usina hidrelétrica foi construída em setembro de 1882, no rio Fox em
Appleton, Wisconsin, EUA. Com uma potencia instalada de 12,5kW, supria eletricidade para
operar dois moinhos de papel. No Brasil, a primeira usina hidrelétrica foi instalada em 1883,
localizada no Ribeirão do Inferno, afluente do rio Jequitinhonha, na cidade de Diamantina

2
(MG), com modestos 500kW de potência1
. Seis anos depois, a usina Marmelos-Zero, no rio
Paraibuna em Juiz de Fora (MG), que com 4MW de potencia instalada, passou a ser a
primeira de grande porte no Brasil2
.
Figura 2 - Usina de Marmelos-Zero, em Juiz de Fora, MG (Fonte: Prefeitura Municipal de Juiz de Fora)
Três décadas depois, em 1920, já existia um potencial instalado de 1.044.738 kW no
Brasil, sendo que 85% dessa energia (884.570kW) eram geradas em 738 usinas hidrelétricas3
.
Essas usinas eram de pequeno porte, comparadas com o padrão atual, e como ainda não havia
instalações para transmissão de energia a grandes distâncias, atendiam apenas a pequenas
regiões, e estavam localizadas próximas aos pontos de carga.
A partir de 1948, começou a ser adotada uma nova política de expansão da indústria da
eletricidade no país apoiada pela iniciativa estatal. Em 15 de março desse ano, da Companhia
Hidrelétrica do São Francisco (Chesf), empresa de economia mista, que teve um papel
pioneiro no setor de energia elétrica. A ela se seguiram várias outras empresas em cada uma
das unidades da federação: a Cemig, em Minas Gerais, a Uselpa e a Cherp (incorporadas
depois na Cesp) em São Paulo, a Copel, no Paraná, Furnas na região Centro-Sul, por exemplo.
1
Disponível em: <http://www.acendebrasil.com.br/archives/files/20080819_DCI_Homem_Usina.pdf>
acessado em: 3-6-09
2
Disponível em: <http://pt.wikipedia.org/wiki/Usina_Hidrelétrica_de_Marmelos> acessado em: 3-6-09
3
Disponível em: <http://www.escelsa.com.br/aescelsa/historia-ee-brasil.asp> acessado em: 20/06/09

3
As usinas instaladas nessa época já eram maiores, mas ainda visavam atender uma região
próxima da geração.
O passo seguinte de enorme importância no programa de expansão da indústria de
eletricidade no Brasil foi dado com a Eletrobrás (Centrais Elétricas Brasileiras S.A.), criada
pela lei n. 3890-A, de 25 de abril de 1961, e instalada em junho de 1962. Sob a jurisdição do
Ministério de Minas e Energia, é responsável pela execução da política de energia elétrica no
país. Opera como empresa holding, através de quatro subsidiárias de âmbito regional: a
Eletronorte (Centrais Elétricas do Norte S.A.) na região Norte; Chesf (Companhias
Hidrelétricas do São Francisco S.A.) na região Nordeste; Furnas (Furnas Centrais Elétricas
S.A.) na região Sul. Em todos os estados, é associada a companhias que geralmente
pertencem aos Governos Estaduais.
Com a criação da Eletrobrás, e uma política de desenvolvimento energético adotada
pelo governo militar, passou-se a dar prioridade a grandes usinas hidrelétricas, como Itaipu,
com potência instalada de 14.000 MW, e pequenas usinas foram deixadas de lado das
políticas estatais, e muitas vezes desativadas, por não conseguirem competir com os custos de
operação das grandes usinas. Entretanto, usinas hidrelétricas de pequeno porte continuaram a
ser construídas pela iniciativa privada. Segundo Maranhão (2004) “(...) mesmo na fase mais
característica do gigantismo estatal: em 1962, por exemplo, no momento da criação da
Eletrobrás e da inauguração de Furnas, a empresa Orsa Celulose, Papel e Embalagens
punha em funcionamento os 4.000 kW da usina de Catas Altas, em Ribeira”.
Na análise histórica das Pequenas Centrais Hidrelétricas de Maria Fernanda Pinheiro,
em sua tese de mestrado, argumenta:
Contudo, a partir da década de 1980, foram criados programas de
incentivo à implantação de pequenas centrais hidrelétricas, através do
Governo Federal e seu Programa Nacional de Pequenas Centrais
Hidrelétricas (PNPCH), do MME. Nessa época, a Eletropaulo, por
exemplo, passou a estudar a viabilidade econômica e o interesse social
e ambiental para reativar algumas de suas usinas antigas, assim como
despertou para o interesse cultural em preservar um patrimônio
histórico representado por estas usinas (MARANHÃO, 2004, p. 237).
O PNPCH promoveu estudos, cursos, subsídios técnicos e legais, mas
os resultados foram muito aquém dos esperados, pois a opção pela
geração em usinas de maior porte era priorizada; havia um cenário
econômico nacional de recessão (1984/1993); e existiam vantagens no

4
uso das usinas termelétricas nas proximidades dos maiores centros de
carga (TIAGO et al., 2006, p.05). (PINHEIRO, 2007, p. 151)
Figura 3 - Usina Hidrelétrica de Itaipu, a segunda maior do mundo (Fonte: Itaipu Binacional)
Na década de 1990, algumas mudanças começaram a ocorrer no sistema energético
brasileiro, com a privatização do setor elétrico, seguindo o modelo de privatização inglês, que
prevê a desverticalização do setor com sua divisão em quatro segmentos: geração,
transmissão, distribuição e comercialização de energia. Incentivando a competição na geração
e na comercialização, mantendo a transmissão e a distribuição (consideradas monopólios
naturais), sob regulação do Estado. Isso possibilitou uma maior competição no mercado de
comercialização de energia, e permitindo os leilões de venda de energia.
Outro ponto importante dessa mudança foi a criação da ANEEL, Agência Nacional de
Energia Elétrica, instituída pela Lei nº. 9.247/96, responsável pela regulação e fiscalização em
todos os segmentos do setor, com uma atenção maior na transmissão e na distribuição, por
não haver concorrência, e também do Operador Nacional do Sistema – ONS, criado pela Lei
nº. 9.648, que tem a finalidade de executar as atividades de coordenação e controle da
operação da geração e da transmissão de energia elétrica, integrantes do Sistema Interligado
Nacional - SIN. O ONS tem como objetivo principal, atender os requisitos de carga,

5
aperfeiçoar custos e garantir a confiabilidade do sistema, definindo ainda, as condições de
acesso à malha de transmissão em alta-tensão do país.
De acordo com esse modelo, o setor privado seria o responsável por investir no setor
elétrico. Entretanto, por falta de um marco regulatório claro, planejamento e de regras bem
definidas, não houve o investimento suficiente para atender a demanda, ocasionando uma
grave crise de oferta de eletricidade no ano de 2001, o famoso “apagão”, que ocasionou no
aumento de tarifas, campanhas para redução de consumo e racionamento de energia elétrica
no nordeste.
Devido ao “apagão”, varias iniciativas foram tomadas para aumentar a geração de
energia e evitar que uma nova crise de oferta de eletricidade pudesse ocorrer, sendo a mais
relevante ao tema deste trabalho de graduação a criação do PROINFA.

6
1.2 Construção
1.2.1 Procedimentos de Implantação
O processo de implantação de uma PCH começa com levantamento ou confirmação do
potencial hidrelétrico do trecho do rio que está sendo considerado. Caso o potencial já tenha
sido inventariado previamente, passa-se para a próxima etapa, caso contrário, um estudo de
potencial hidrelétrico deverá ser feito de acordo com a resolução n. º 393 de dezembro de
1998 da ANEEL.
É feito então um breve estudo sobre o potencial e a viabilidade econômica do projeto,
onde é feito um layout preliminar do projeto e é estimado um orçamento para o projeto. Caso
o projeto demonstre ser viável, começa a etapa de projeto da central hidrelétrica.
Sob o aspecto ambiental e de gerenciamento de recursos hídricos, há que se considerar a
necessidade de um tratamento adequado da questão ambiental, em benefício não apenas do
meio ambiente, mas também do próprio empreendedor, tendo como conseqüência natural a
obtenção, por parte do investidor, de Licenças Ambientais para as várias etapas do
empreendimento: Licença Prévia (LP), Licença de Instalação (LI), e Licença de Operação
(LO), ao final da construção, além da outorga para utilização da água com a finalidade
específica de geração de energia elétrica. Mais importante, entretanto, do que o próprio
licenciamento deve ser a preocupação do empreendedor com as ações da usina sobre o meio
ambiente e vice-versa.
Paralelamente à obtenção da licença ambiental, é feito o registro junto à ANEEL para a
execução do projeto básico. É então realizada uma série de projetos e estudos de engenharia,
geológicos, hidrometeorológicos e energéticos, além de um estudo de como será feita a
interligação da usina à rede elétrica, ou se a usina irá operar como um sistema isolado.
Após o termino das obras é feito o comissionamento da usina, onde os equipamentos
são testados individualmente, para checar possíveis falhas, e então é requisitada a Licença de
Operação, que permite a operação da usina.

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

8
1.2.2 Arranjo e Tipo das Estruturas
O arranjo das estruturas, em qualquer aproveitamento hidrelétrico, é condicionado,
basicamente, pelos aspectos topográficos, geológicos e geotécnicos do sítio. Além desses,
destaca-se que as características ambientais do local são também importantes na definição do
arranjo geral do aproveitamento.
Em função desses aspectos, têm-se, basicamente, dois tipos de arranjo, os quais são
descritos a seguir.
Locais com Queda Natural Localizada
Nesses locais, o arranjo, quase sempre, contempla um barramento, a montante da queda,
contendo vertedouro e tomada d’água. A casa de força fica, normalmente, posicionada longe
do barramento.
O circuito hidráulico de adução, em uma das margens, é composto por dois trechos,
sendo um de baixa pressão e outro de alta pressão. O trecho de baixa pressão é constituído por
canal ou conduto, enquanto que o trecho de alta pressão é constituído por condutos forçados.
A jusante dos condutos forçados posicionam-se a casa de força e o canal de fuga.
Figura 5 - Esquema de construção de uma PCH com queda Natural Localizada (fonte: European
Comission, 2001)

9
Figura 6 - Foto de satélite da PCH Salto Grande, onde a água é levada pelo canal de adução (de baixa
pressão) aos condutos forçados (de alta pressão), e depois à casa de força (Fonte: Google)
Locais sem Queda Natural Localizada
Nesses locais, onde o desnível é criado pela própria barragem, tem-se, normalmente, um
arranjo compacto com as estruturas alinhadas e com a casa de força localizada no pé da
barragem.
A adução é feita através de uma estrutura de tomada d’água, convencional, incorporada
ao barramento e à casa de força.

10
Figura 7- Esquema de construção de uma PCH sem Queda Natural Localizada (fonte: European
Comission, 2001)
Figura 8 - Foto de satélite da PCH Mogi Guaçu, exemplo de usina onde a casa de força é incorporada à
barragem. (Fonte: Google)

11
1.2.3 Obra Civil
Barragens
As barragens são estruturas que tem como objetivo represar a água do rio, visando, com
a elevação do nível d’água, possibilitar a alimentação da tomada d’água, ou no caso de PCHs
de Acumulação, criar o reservatório que irá normalizar a vazão d’água durante a época seca.
Em usinas com uma baixa queda, a barragem também tem como função criar o desnível
necessário para a produção da energia desejada. As barragens costumam ser de terra, rochas
ou concreto.
Vertedouro
Vertedouro é o local por onde a água que não será turbinada passe através da barragem
de forma segura, sem causar danos à mesma ou aos equipamentos da usina. Normalmente a
água pode verter naturalmente (por cima da barragem), através de comportas instaladas na
barragem ou então por um canal lateral.
Tomada d’Água
É o local onde a água que irá alimentar as turbinas é retirada do rio. Normalmente existe
algum tipo de grade para impedir que corpos flutuantes que possam vir a danificar as turbinas
adentrem o canal de adução.
A tomada d’água deve estar localizada sempre que possível junto a margem do
reservatório ao longo de trechos retos, ou no caso de trechos curvos, deve estar localizada no
lado côncavo, a fim de evitar acumulação de sedimentos, que se depositam na parte convexa.
Canal de Adução
É o canal por onde a água é levada da tomada d’água até a câmara de carga e os
condutos forçados. Normalmente se encontra a céu aberto, mas em alguns casos essa opção
pode não ser viável, e tubulações em baixa pressão podem ser utilizadas. Há um pequeno
desnível entre o começo e o fim do canal de adução, para que a água captada na tomada
d’água se dirija até o fim do canal e à câmara de carga.

12
Câmara de Carga
A câmara de carga é a estrutura, posicionada entre o canal de adução e o conduto
forçado, destinada a promover a transição entre o escoamento a superfície livre, no canal de
adução, e o escoamento sob pressão no conduto forçado, aliviar, junto com as chaminés de
equilíbrio, o golpe de aríete que se processa no conduto forçado quando ocorre o fechamento
brusco do dispositivo de controle de vazões turbinadas; e fornecer água ao conduto forçado
quando ocorre uma abertura brusca desse mesmo dispositivo, até que se estabeleça, no canal
de adução, o regime permanente de escoamento.
Chaminé de Equilíbrio
A chaminé de equilíbrio é um duto de eixo vertical, que serve para amortecer as
variações de pressão, que se propagam pelo conduto forçado, como o golpe de aríete,
decorrente do fechamento rápido da turbina; e para armazenar a água para fornecer ao
conduto forçado o fluxo inicial provocado pela nova abertura da turbina, até que se estabeleça
o regime contínuo.
Conduto Forçado
É a tubulação que leva a água, sob pressão, da câmara de carga até as turbinas.
Normalmente são construídos em aço ou concreto, e ficam apoiados em blocos de pedra ou
concreto, chamados de blocos de sustentação, e engastado nos chamados blocos de
ancoragem.
Há um grande desnível entre o começo e o fim do conduto forçado, para fornecer a
queda necessária para que a água forneça energia suficiente para a turbina.
Casa de Força
É a construção onde fica o maquinário da usina: Turbinas, Geradores, Painéis,
Reguladores de Tensão, etc. Pode ser tanto uma construção separada, ou incorporada ao
barramento, no caso de PCHs onde o desnível é criado pela barragem. Deve-se prever uma
ponte rolante para os trabalhos de montagem e desmontagem em manutenções programadas.

13
Canal de Fuga e Bacia de Dissipação
É o canal por onde a água, após passar pelas turbinas, é retornada ao rio, ficando após a
casa de força, desembocando na bacia de dissipação, que é construída especialmente para
dissipar a energia da água turbinada, para evitar a erosão do rio. Bacias de dissipação também
são encontradas próximo aos vertedouros, para o mesmo fim.
1.2.4 Maquinário Eletro-mecânico
Figura 9 - Turbina, Volante de Inércia, Gerador Síncrono e Excitatriz de uma PCH (Fonte: Acervo GE)
Turbina Hidráulica
As turbinas hidráulicas são equipamentos que transformam a energia mecânica (a
energia de pressão e a energia cinética) de um fluxo de água, em potência no eixo que depois,
acoplada a um gerador, é transformada em energia elétrica. As turbinas hidráulicas dividem-
se entre quatro tipos principais: Pelton, Francis, Kaplan, Bulbo, sendo cada um destes tipos
melhor indicado para uma determinada faixa de altura de queda.
Em todos os tipos há alguns princípios de funcionamento comuns. A água vem pelo
conduto forçado até a entrada da turbina, onde passa por um sistema de palhetas guias
móveis, que controlam a vazão volumétrica fornecida à turbina. Para se aumentar a potência
as palhetas se abrem, para diminuir a potência elas se fecham. Após passar por este

14
mecanismo, a água chega ao rotor da turbina, onde a energia cinética é transferida para o
rotor, na forma de torque e velocidade de rotação. Após passar pelo rotor, um duto chamado
tubo de sucção conduz a água até a parte de jusante do rio, no nível mais baixo. As turbinas
hidráulicas para PCHs podem ser montadas com tanto com o eixo no sentido horizontal
quanto vertical.
Figura 10 - Faixas de Operação dos tipos de Turbina Hidráulica (Fonte: Eletrobrás, 2000)
A potência de uma turbina pode ser calculada pela seguinte expressão:
P = !QHg"
Onde, em unidades do sistema internacional de unidades (SI)
• Potência(P): Watt(W)
• Queda(H): m
• Densidade (!): kg/m3
• Vazão volumétrica(Q): m3
/s
• Aceleração da gravidade(g): m/s2

15
O índice " é a eficiência total da turbina. A eficiência é a fração da energia total da fonte
de energia primária (no caso a água) que é convertida em energia útil (no caso potência de
eixo). As principais causas da "perda" de energia nas turbinas são:
• Perdas hidráulicas: Devido ao fato de que nem toda a energia da água pode ser
transferida para a turbina.
• Perdas mecânicas: Devido ao atrito nos mancais e em outras partes da turbina.
Tipicamente turbinas modernas têm uma eficiência entre 85% e 99%, que varia
conforme a vazão de água e a potência gerada.
Partes de uma Turbina
Uma turbina é constituída basicamente por cinco partes: caixa espiral, pré-distribuidor,
distribuidor, rotor e eixo, tubo de sucção.
a) Caixa espiral
É uma tubulação de forma toroidal que envolve a região do rotor. Fica integrada à
estrutura civil da casa de força, não sendo possível ser removida ou modificada sem obras
específicas, e tem como objetivo distribuir a água igualmente na entrada da turbina. É
fabricada com chapas de aço carbono soldadas em segmentos. A caixa espiral conecta-se ao
conduto forçado na secção de entrada, e ao pré-distribuidor na secção de saída.
b) Pré-distribuidor
A finalidade do pré-distribuidor é direcionar a água para a entrada do distribuidor. É
composta de dois anéis superiores, entre os quais são montados um conjunto de 18 a 24
palhetas fixas, com perfil hidrodinâmico de baixo arrasto, para não gerar perda de carga e não
provocar turbulência no escoamento. É uma parte sem movimento, soldada à caixa espiral e
fabricada com chapas ou placas de aço carbono.
c) Distribuidor
O distribuidor é composto de uma série de 18 a 24 palhetas móveis, acionadas por um
mecanismo hidráulico montado na tampa da turbina (sem contato com a água). Todas as
palhetas tem o seu movimento conjugado, isto é, todas se movem ao mesmo tempo e de
maneira igual, cujo acionamento é feito por pistões hidráulicos. O distribuidor controla a

16
potência da turbina, pois regula vazão d’água. É um sistema que pode ser operado
manualmente ou em modo automático, tornando o controle da turbina praticamente isento de
interferência do operador.
d) Rotor e eixo
O rotor da turbina é onde ocorre a conversão de energia hídrica em potência de eixo,
que será transmitida ao gerador acoplado na ponta do eixo.
e) Tubo de sucção
Duto de saída da água, geralmente com diâmetro final maior que o inicial, desacelera o
fluxo da água após esta ter passado pela turbina, devolvendo-a ao rio parte jusante da casa de
força.
Figura 11 - Partes de uma turbina

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Tipos de Turbina
a) Turbina Kaplan
São adequadas para operar entre quedas de 20 m até 50 m. A única diferença entre as
turbinas Kaplan e a Francis é o rotor. Este se assemelha a um propulsor de navio (similar a
uma hélice) com duas a seis as pás móveis. Um sistema de embolo e manivelas montado
dentro do cubo do rotor, é responsável pela variação do angulo de inclinação das pás. O óleo é
injetado por um sistema de bombeamento localizado fora da turbina, e conduzido até o rotor
por um conjunto de tubulações rotativas que passam por dentro do eixo. O acionamento das
pás é acoplado ao das palhetas do distribuidor, de modo que para uma determinada abertura
do distribuidor, corresponde um determinado valor de inclinação das pás do rotor.
Figura 12 - Turbina Kaplan (Fonte: Voith Siemens)
b) Turbina Francis
São o tipo mais comum de turbinas hidráulicas em operação. Adequadas para operar
entre quedas de 40 m até 400 m. Seu principio de operação assemelha-se ao de uma roda
d´água, em que a água, ao passar pela turbina, perde pressão, transferindo energia para o
rotor, fazendo-o girar.

18
Figura 13- Turbina Francis (Fonte: Voith Siemens)
c) Turbina Pelton
São adequadas para operar entre quedas de 350 m até 1100 m, sendo por isto mais
comuns em países montanhosos.
Este modelo de turbina opera com velocidades de rotação maiores que os outros, e tem
o rotor de característica bastante distintas. A turbina possui bocais, que lançam jatos d’água
de encontro à “conchas” presentes no rotor, gerando movimento. O número normal de bocais
varia de dois a seis, igualmente espaçados angularmente para garantir um balanceamento
dinâmico do rotor. Dependendo da potência que se queira gerar podem ser acionados os 6
bocais simultaneamente, ou apenas cinco, quatro, etc.
Figura 14 - Turbina Pelton (fonte: Voith Siemens)

19
d) Turbina Bulbo
Operam em quedas abaixo de 20 m. Foram inventadas inicialmente, na década de 1960,
na França para a usina maremotriz de La Rance e depois desenvolvida para outras finalidades.
Possui a turbina similar a uma turbina Kaplan horizontal, porem devido à baixa queda, o
gerador hidráulico encontra-se em um bulbo por onde a água flui ao seu redor antes de chegar
às pás da turbina.
Figura 15 - Turbina Bulbo (Fonte: Hitachi)
Sistema de Regulação de Velocidade
O sistema de regulação em unidades de PCH tem por objetivo inicial permitir a tomada
de velocidade até a rotação nominal de projeto e posterior sincronização da unidade com a
rede elétrica. A seguir, o regulador comanda a tomada de carga até o valor estipulado pelo
operador, permanecendo no monitoramento desse valor e certificando que a unidade está
sincronizada coma rede. Em caso de ligação com rede elétrica de grande porte, a unidade
geradora acompanha a freqüência da rede, e o regulador passa a ter a função de controlar a
potência ativa fornecida pela máquina.
O regulador de velocidade é formado por duas partes distintas: a parte eletro eletrônica
e a parte hidráulica ou atuador, sendo a ligação entre as partes feita pela válvula proporcional.
O atuador, constituído de bomba, filtro, acumulador de pressão, válvulas distribuidoras e
acessórios, possibilita a chegada de óleo sob pressão até o servomotor hidráulico ligado ao
distribuidor ou ao injetor (no caso de turbinas tipo Pelton) da turbina. O distribuidor ou o

20
injetor regula a vazão de água passando pelo rotor, controlando desse modo a variação de
potência fornecida pela turbina.
Sistema de Regulação de Tensão
O sistema de regulação de tensão serve para garantir que a tensão da energia gerada na
usina mantenha-se constante, variando dentro de uma margem de erro estipulada por norma.
Comportas
As comportas hidráulicas são previstas com o objetivo de bloquear uma passagem
hidráulica, podendo operar normalmente fechadas ou normalmente abertas, de acordo com
sua função.
As comportas que auxiliam a inspeção e a manutenção das estruturas civis, como canal
de adução, tubulação de baixa pressão e passagens hidráulicas da Casa de Força, permanecem
normalmente abertas, isto é, fora de operação. As comportas de desarenação ou limpeza têm a
função de permitir, por ocasião de sua abertura, a eliminação de areia ou qualquer outro
material decantado no fundo do reservatório. Em geral, são comportas de pequenas
dimensões, porém sujeitas a pressões consideráveis, por estarem situadas próximas ao fundo
do reservatório.
Válvulas de Segurança
Dependendo do arranjo das passagens hidráulicas, poderá ser necessária a instalação de
Válvula de Segurança, do tipo Gaveta, Esférica ou Borboleta, logo a montante da entrada da
caixa espiral da turbina.
A Válvula de Segurança assume as funções da comporta de emergência da tomada
d’água, interrompendo o fluxo de água e protegendo a unidade, em caso de falha do
mecanismo de controle da turbina. Além disso, em caso de manutenção, o fechamento da
Válvula permite o esvaziamento da caixa espiral e do tubo de sucção. Em geral, são abertas
por meio de cilindro hidráulico com pressão do próprio regulador de velocidade. O
fechamento, por razões de segurança, é efetuado por contrapeso ligado diretamente ao eixo do
disco da Válvula, após a abertura de uma válvula solenóide, liberando o óleo da parte inferior
do cilindro hidráulico.

21
Gerador Elétrico
Um dos tipos mais importantes de máquinas elétricas rotativas é o gerador síncrono,
essa máquina é capaz de converter energia mecânica em elétrica, e é um dos itens mais
importantes de qualquer usina elétrica, tanto hidroelétricas como termoelétricas. É
responsável por transformar a energia mecânica gerada pela turbina em energia elétrica.
Os geradores utilizados em PCH podem ser tanto síncronos quanto assíncronos
(Indução), sendo os síncronos mais utilizados.
Geradores de Indução são normalmente utilizados em usinas de até 1MW, e são como
motores de indução, mas operando acima da velocidade síncrona. São mais baratos, tanto na
aquisição, quanto na manutenção, quando comparados a geradores síncronos. Entretanto não
possuem excitação própria, e também possuem um fator de potencia menor, o que pode
acarretar em um menor rendimento, e a necessidade da instalação de bancos de capacitores.
Geradores Síncronos são maquinas que operam na mesma velocidade do campo girante,
daí o nome síncronos. Quando um gerador síncrono fornece potência elétrica a uma carga, a
corrente de armadura cria uma onda componente do fluxo que gira à velocidade de
sincronismo. Este fluxo reage com o fluxo criado pela corrente de excitação e obtém-se um
binário eletromagnético devido à tendência que os campos magnéticos têm de se alinhar. Num
gerador este binário opôe-se à rotação e a máquina primária tem de produzir um binário
mecânico para manter a rotação.
Os geradores síncronos apresentam uma maior eficiência e fator de potencia que os
geradores de indução, além de proporcionarem um melhor controle da potencia e tensão
fornecidos. Entretanto, outros tipos de equipamentos são necessários para a operação com
gerador síncrono, como um sistema de excitação do campo do rotor, reguladores de tensão,
reguladores de velocidade e equipamentos de sincronização, resultando em um custo
consideravelmente maior.
A velocidade síncrona do gerador (determinada pelo número de pólos eletromagnéticos
do equipamento) é algo de extrema importância no dimensionamento do gerador. Geradores
de baixa rotação, e conseqüentemente maior numero de pólos, são maiores e mais caros que
um gerador de mesma potencia, mas de menor polaridade. Por isso costuma-se utilizar
multiplicadores de rotação, acoplados ao eixo da turbina, para proporcionar uma velocidade
maior no eixo do gerador, e conseqüentemente, ter-se uma maquina menor e mais barata.

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Partes Constituintes de um Gerador Síncrono
a) Rotor (campo)
É a parte girante da máquina constituída de um material ferromagnético envolto no
enrolamento de campo, que tem como função produzir um campo magnético constante para
interagir com o campo produzido pelo enrolamento do estator.
A tensão aplicada nesse enrolamento é contínua e a intensidade da corrente suportada
por esse enrolamento é muito menor que o enrolamento do estator, além disso, o rotor pode
conter dois ou mais enrolamentos, sempre em número par e todos conectados em série sendo
que cada enrolamento será responsável pela produção de um dos pólos do eletroímã.
b) Estator (armadura)
Parte fixa da máquina, montada em volta do rotor de forma que o mesmo possa girar em
seu interior, também constituído de um material ferromagnético envolto em um conjunto de
enrolamentos distribuídos ao longo de sua circunferência. Pelo estator circula toda a energia
elétrica gerada, sendo que tanto a voltagem quanto a corrente elétrica que circulam são
bastante elevadas em relação ao campo, que tem como função apenas produzir um campo
magnético para "excitar" a máquina de forma que seja possível a indução de tensões nos
terminais dos enrolamentos do estator.
Figura 16 - Esquema de um Gerador Síncrono (Fonte: http://maquinas-utfpr.blogspot.com/)

23
Principio de Funcionamento
A energia mecânica é suprida à máquina pela aplicação de um torque e pela rotação do
eixo da mesma. No caso de PCHs, a fonte de energia mecânica provem de uma turbina
hidráulica. Uma vez estando o gerador ligado à rede elétrica, sua rotação é ditada pela
freqüência da rede, pois a freqüência da tensão trifásica depende diretamente da velocidade da
máquina.
Para que a máquina síncrona seja capaz de efetivamente converter a energia mecânica
aplicada a seu eixo, é necessário que o enrolamento de campo localizado no rotor da máquina
seja alimentado por uma fonte de tensão contínua de forma que ao girar o campo magnético
gerado pelos pólos do rotor tenham um movimento relativo aos condutores dos enrolamentos
do estator. Essa alimentação provem de um dispositivo, chamado excitatriz, que pode ser do
tipo estática (com escovas de carvão, que estão em contato com o eixo) ou brushless (sem
escovas).
Devido a esse movimento relativo entre o campo magnético dos pólos do rotor, a
intensidade do campo magnético que atravessa os enrolamentos do estator irá variar no
tempo, e assim teremos pela lei de Faraday uma indução de tensões nos terminais dos
enrolamentos do estator. Devido à distribuição e disposição espacial do conjunto de
enrolamentos do estator, as tensões induzidas em seus terminais serão alternadas senoidais
trifásicas.
A corrente elétrica utilizada para alimentar o campo é denominada corrente de
excitação. Quando o gerador está funcionando isoladamente de um sistema elétrico (ou seja,
está em uma ilha de potência), a excitação do campo irá controlar a tensão elétrica gerada.
Quando o gerador está conectado a um sistema elétrico que possui diversos geradores
interligados, a excitação do campo irá controlar a potência reativa gerada.
Volante de Inércia
Nas unidades geradoras de pequeno porte pode ocorrer que o efeito de inércia (GD2)
das massas girantes seja insuficiente para garantir uma regulação de velocidade estável. Nesse
caso, o regulador não terá capacidade para controlar as variações bruscas de carga na unidade
geradora, dentro das condições de regulação estabelecidas.
Quatro grandezas tem um inter-relacionamento na variação brusca de carga e em suas
conseqüências. São elas: efeito de inércia das massas girantes, velocidade de fechamento do
distribuidor, sobrevelocidade transitória da unidade e sobrepressão no conduto de adução.

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Para uma determinada unidade geradora, o aumento da velocidade de fechamento do
distribuidor implica, simultaneamente, em aumento da sobrepressão ou conduto de adução e
em diminuição da sobrevelocidade transitória. O aumento da sobrepressão é indesejável, pois
implica em dimensionar a chapa do conduto com espessura maior, ou seja gerando um custo
maior. Porém, pode ser necessário diminuir a sobrevelocidade transitória, e nesse caso, o
aumento do efeito de inércia girante produzirá o efeito desejado sem interferir com a
sobrepressão no conduto, já que o tempo de fechamento do distribuidor é mantido constante.
Torna-se, assim, necessário o acréscimo de material, que resulte em aumento do efeito
de inércia (GD2). São, então, previstos discos de aço ou de ferro fundido, ligados diretamente
ao eixo do gerador e denominados volantes de inércia. O custo do volante de inércia pode ser
estimado como 0,1% (um décimo por cento) do custo do gerador para cada 1% (um por
cento) de aumento no efeito de inércia das partes girantes, e é normalmente menor do que o
custo adicional para aumento de espessura de chapa do conduto de adução, no caso de se
optar por aceitar o aumento de sobrepressão anteriormente citado.
Em caso de rejeição de carga total ou parcial, o volante de inércia servirá para manter a
sobrevelocidade da unidade e a sobrepressão no conduto a montante do distribuidor da
turbina, dentro de limites preestabelecidos no projeto da usina.
Transformadores Elevadores
São os transformadores que elevam a tensão da energia produzida pelo gerador.
Geradores de PCHs normalmente produzem em uma tensão entre 220V à 13,8kV,
dependendo da potencia do gerador, enquanto que as linhas de transmissão operam em
tensões que variam de 13,8kV à 500kV, dependendo da distancia entre a usina e o centro
consumidor. Por isso, para que a energia gerada na PCH possa ser integrada à rede, são
necessários transformadores elevadores.
Sistemas de Proteção
A escolha de um sistema de proteção para os equipamentos elétricos constituintes de
uma PCH envolve aspectos operacionais, econômicos, de segurança física e pessoal, que
devem ser analisados caso a caso.
O sistema de proteção deve constituir um sistema independente do sistema de controle
digital e as proteções devem atuar diretamente, através de seus contatos de saída, sobre os

25
disjuntores ou dispositivos de parada, de modo a garantir a parada da máquina sem
necessidade do sistema de controle digital.
Atualmente, encontram-se disponíveis, quase que exclusivamente, relés de proteção
com tecnologia digital, que em geral, incluem sistemas de proteção diferencial, Proteção
contra carga desequilibrada, proteção contra perda de excitação, proteção contra
sobrevelocidade, proteção contra sobre tensão, proteção contra sobrecarga, entre outros,
visando proteger o equipamento de possíveis falhas, que possam acarretar danos à usina e ao
pessoal.
Sistemas de Supervisão e Controle
A maioria das PCHs modernas possui algum tipo de automação em sua operação. O
barateamento de sensores, atuadores e controladores lógico programáveis tem permitido que
essa automação, antes restritas a usinas de grande porte, envolvendo soluções complexas e
equipamentos de custo relativamente elevado, venha a ser aplicada em usinas menores. Em
algumas pequenas centrais, toda a operação pode ser controlada remotamente, necessitando de
um operador apenas para situações emergenciais.
A definição do sistema de supervisão e controle de uma PCH é essencialmente uma
decisão econômica. Basicamente devem ser analisadas e comparadas duas possibilidades: a
operação convencional, por meio de operadores ou a automação ou semi-automação da usina.
A automação ou semi-automação de uma usina apresenta as seguintes vantagens:
• Redução dos custos operacionais
• Ganhos de qualidade sobre o processo
• Melhor utilização do pessoal
• Maior agilidade operativa
• Melhor utilização dos recursos disponíveis
• Melhor produtividade
No caso específico das pequenas centrais hidroelétricas, os investimentos recomendados
no processo de automação ou semi-automação são balizados pelos custos operacionais destas
instalações (basicamente mão de obra) e pelo custo da energia comercializada. Assim, as
iniciativas nesta área apontam, quase sempre, para soluções técnicas adequadas, porém com
custos reduzidos.
A automação ou semi-automação de uma PCH normalmente envolve dois subsistemas,
a saber:

26
• Subsistema de controle da barragem ou reservatório, que regula a altura do
reservatório, a abertura de comportas e a vazão fornecida ao canal de adução.
• Subsistema de controle da casa de força e subestação, que regula a potência
fornecida pelas turbinas, a partida do gerador, a sincronização com a rede e a parada dos
equipamentos em casos de emergência.
Sistemas Auxiliares Elétricos
São os sistemas que fornecem energia, tanto em corrente alternada como em corrente
continua, para todos os sistemas auxiliares da usina, como iluminação, sistemas de ventilação,
bombas de circulação de óleo, sistemas de excitação, entre outros.
Sistemas Auxiliares Mecânicos
São os sistemas que executam atividades secundarias na usina, como bombas de óleo
para os mancais e válvulas, bombas para a drenagem da casa de força, sistemas de ventilação,
multiplicadores de velocidade, entre outros.
Subestação
A Subestação é uma instalação elétrica de alta potência, contendo os equipamentos
necessários para transmissão e distribuição, proteção e controle de energia elétrica gerada na
usina. Normalmente possui os seguintes equipamentos:
• Disjuntores
• Secionadores
• Pára-raios
• Transformador de Potencial Indutivo
• Transformador de Corrente
Para a proteção das linhas são utilizados basicamente dois tipos de sistema de proteção:
proteção por relés de sobrecorrente e proteção de relés de distância.
Quando a usina opera em sistema isolado, a utilização de relés de sobrecorrente com
características de tempo inverso associados a relés de sobrecorrente instantâneos é uma
solução economicamente interessante.
Quando a usina opera interligada a um sistema elétrico, deve ser utilizado um sistema
de proteção compatível com o sistema existente no ponto de interligação. Os equipamentos

27
componentes da subestação devem ser dimensionados para operar sob as condições mais
adversas a que estiverem expostos. Quando a subestação estiver interligada a um sistema
elétrico existente, os equipamentos deverão ser adequados para os níveis de curto circuito no
sistema, considerando as futuras expansões previstas.
1.2.4 Tipos de Usinas Hidrelétricas quanto à Capacidade de Regularização
PCHs a Fio d’água
Esse tipo de PCH é empregado quando as vazões de estiagem do rio são iguais ou
maiores que a descarga necessária à potência a ser instalada para atender à demanda máxima
prevista. Dessa forma, não é necessária a construção de um reservatório para normalizar a
vazão nas épocas de estiagem. Esse tipo de PCH apresenta as seguintes simplificações:
• Dispensa estudos de regularização de vazões;
• Dispensa estudos de sazonalidade da carga elétrica do consumidor
• Facilita os estudos e a concepção da tomada d’água.
• Não havendo flutuações significativas do nível d’água do reservatório, não é
necessário que a tomada d’água seja projetada para atender estas depleções;
• Do mesmo modo, quando a adução primária é projetada através de canal aberto, a
profundidade do mesmo deverá ser a menor possível, pois não haverá a necessidade de
atender às depleções;
• Pelo mesmo motivo, no caso de haver necessidade de instalação de chaminé de
equilíbrio, a sua altura será mínima, pois o valor da depleção do reservatório, o qual
entra no cálculo dessa altura, é desprezível;
• As barragens serão, normalmente, baixas, pois têm a função apenas de desviar a
água para o circuito de adução.
Como as áreas inundadas são pequenas, os valores despendidos com indenizações serão
reduzidos.
PCHs de Acumulação
Esse tipo de PCH é empregado quando as vazões de estiagem do rio são inferiores à
necessária para fornecer a potência para suprir a demanda máxima do mercado consumidor e
ocorrem com risco superior ao adotado no projeto. Portanto, para normalizar a vazão no

28
período de secas é necessária a construção de um reservatório, para acumular água e poder
fornecer a vazão mínima necessária para a usina poder gerar energia.
Esses reservatórios, entretanto, são os responsáveis por grande parte do impacto
ambiental causado pela usina, devido à área que é alagada com a formação da represa,
destruindo a mata ciliar que está presente nas margens dos rios, e também podendo causar a
remoção de populações ribeirinhas.
1.3 Operação
A potência gerada por uma usina hidrelétrica de pequeno porte é diretamente ligada à
vazão d’água que é turbinada. Dessa forma, fatores meteorológicos, como chuvas e épocas de
seca influenciam a quantidade de energia que a usina pode fornecer.
A vazão d’água que o operador tem disponível para turbinar, junto com a demanda de
energia da carga, são informações essências para que o operador possa pilotar a usina
adequadamente.
Em usinas em que a água é levada através de canais e condutos até a casa de força, é
importante que parte da água seja vertida, para evitar que o trecho “cortado” pela usina não
seque. Além disso, parte da vazão também deve ser direcionada para a escada de peixes,
deixando a vazão restante disponível para ser turbinada.
Essa informação, junto com a demanda de energia da carga, dizem ao operador quanta
potencia a usina deve gerar. Assim, controlando a abertura das pás ou injetores (dependendo
do tipo de turbina) da turbina, variando o torque gerado, assim variando a potencia produzida
(lembrando que a velocidade deve manter-se constante para que o gerador síncrono gere
energia).
Atualmente, em grande partes das usinas hidrelétricas de pequeno porte, há um
considerável grau de automação, fazendo com que o operador possa controlar estas variáveis
(vazão que passa pela tomada d’água, abertura das pás e injetores e água vertida) através de
um computador rodando um sistema supervisório, que enviará os comandos aos atuadores,
alem de ter informações em tempo real.

29
2. Relatório das Visitas Técnicas
Alem da pesquisa bibliográfica, para a elaboração deste trabalho de graduação também
foram feitas visitas técnicas a duas centrais hidrelétricas de pequeno porte, que foram
construídas antes da definição de PCH, e dos incentivos previstos pelo PROINFA. Segundo o
Banco de Informações de Geração4
, ambas são consideradas PCHs pela ANEEL. Abaixo,
segue um relatório das visitas.
2.1 PCH Salto Grande
A usina de Salto Grande foi visitada no dia 26 de junho de 2009, e está localizada em
Campinas-SP, ao longo da Rod. SP-65 (Rod. Dom Pedro I) está instalada no rio Atibaia, e é
de propriedade da CPFL Energia. Entrou em operação em 1912, na época com 2 unidades
geradoras, sendo adicionada uma terceira unidade em 1989 Em 2002 passou por uma
repotencialização e também por uma automação, chegando aos 4,6 MW de potencia instalada,
com 2 unidades de 1,6MW e 1 unidade de 1,4MW, e permitindo que a usina seja operada
remotamente.
A usina opera com uma vazão máxima de 15 m#/s, sendo que é necessário uma vazão
mínima de 5 m#/s passando pelo vertedouro para evitar problemas de abastecimento no rio.
Na foto abaixo, podemos ter uma vista da barragem da usina. A Barragem, do tipo
gravidade, foi construída em concreto e aproveitando as rochas já presentes no local, e tem
comprimento de 45 m na crista e altura máxima de 7,10m. Podemos ver que a água está
vertendo naturalmente pela soleira, através de 20 vãos livres. Existem duas comportas de
fundo, usadas para verter o excesso de água quando o reservatório está muito acima do
normal, e também para a passagem de sedimentos e outros materiais que se acumulam no
fundo da barragem. No dia da visita, as duas comportas estavam fechadas (CSPE, 2004).
4
Sitio Eletrônico da Agencia Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. disponível em:
<http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=5&fase=3> acessado em:
20/11/2009

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Figura 17 - Barragem vista da margem leste do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09)
Nas duas fotos seguintes, observamos a montante e a jusante do rio.
Figura 18 - Vista da Montante do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09)

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Figura 19 - Vista da Jusante do rio Atibaia (Foto do autor, 26/06/09)
Na próxima figura, observamos a escada para peixes, que serve para que os peixes
possam subir o rio na época da piracema.
Figura 20 - Escada para peixes (Foto do autor, 26/06/09)
A água que vai alimentar as turbinas passa através da tomada d’água, onde uma grade
ajuda a reter folhas e outros detritos, que possam vir junto com a água do rio, e poderiam

32
danificar as turbinas. Na época de cheias, essas grades precisam ser limpas diversas vezes ao
dia, o que é feito automaticamente nesta usina, através de uma espécie de “rodo”, que é
acionado por motores, limpando a grade e jogando os resíduos sólidos em uma esteira, que
por sua vez os joga de volta ao rio, à jusante da barragem.
Figura 21 – Inicio da Tomada d'água, com a grade de limpeza (Foto do autor, 26/06/09)
Após a tomada d’água, ela segue pelo canal de adução até a câmara de carga, de onde
alimentam os condutos forçados, que irão levar a água até as turbinas. O Canal de Adução,
sinuoso e a céu aberto, foi construído em alvenaria de pedra, com fundação em solo de
alteração de rochas graníticas e blocos de rocha. Seu comprimento total é de 410 m. No dia da
visita, uma vazão de aproximadamente 5 m#/s estava passando pela tomada d’água e seguindo
pelo canal de adução

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Figura 22 - Canal de Adução (Foto do autor, 26/06/09)
Na extremidade do Canal de Adução, foi construída a Câmara de Carga, operada através
de três comportas protegidas por grades de retenção de resíduos sólidos. Dela partem os
condutos de adução até a Casa de Força. Um sistema semelhante ao da tomada d’água está
presente na grade da câmara de carga.
Figura 23 – Final do canal de adução e comporta da Câmara de Carga (Foto do autor, 26/06/09)

34
Figura 24 - Parte superior da Câmara de Carga (Foto do autor, 26/06/09)
Os Condutos Forçados são de aço, com 102 m de comprimento cada um. Dois deles
possuem diâmetro de 2m; o terceiro, mais novo, tem diâmetro menor. Os apoios dos condutos
são em alvenaria de pedra e concreto, assentados em solos de alteração
Figura 25 - Condutos Forçado (Foto do autor, 26/06/09)

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A Casa de Força, feita em alvenaria de tijolinho, com uma arquitetura do período
industrial inglês, abriga as três unidades geradoras, bem como os painéis de controle e
regulação e os computadores que rodam o sistema supervisório da usina. Todas essas
informações são transmitidas via internet para a sede da CPFL.
Figura 26 - Casa de Força (Foto do autor, 26/06/09)
Na foto abaixo, podemos observar o painel de controle original da usina, datado de
1912. Durante as modernizações de 1989 e 2002, eles foram substituídos por equipamentos
mais modernos, sendo que hoje em dia a usina está completamente automatizada, sendo
operada através de sistemas supervisórios, e os dados da usina são transmitidos até a sede da
CPFL, de onde a usina é operada. Hoje em dia, é necessário apenas um técnico na usina.

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Figura 27 - Antigo Painel de Controle da Usina (Foto do autor, 26/06/09)
As unidades geradoras são compostas por turbinas Francis Horizontal, e geradores
síncronos, sendo os dois mais próximos de fabricação GE, e o terceiro de fabricação Negrini.
Figura 28 - Vista geral das Turbinas Hidráulicas (Foto do autor, 26/06/09)
Na imagem abaixo observamos um dos geradores de 1,6 MW, de fabricação GE.
Podemos observar também o volante de inércia, o multiplicador, aumentando a velocidade do

37
eixo de 400 RPM na ponta da turbina para os 1200 RPM do gerador, e as unidades
hidráulicas, responsáveis pelo acionamento dos mancais, dos freios e das válvulas da turbina.
Figura 29 – Da direita para a esquerda: Gerador, Volante de Inércia, Multiplicador, Mancal e Unidade de
Lubrificação (Foto do autor, 26/06/09)
O Canal de Fuga estende-se dos porões em alvenaria de pedra até à margem esquerda
do rio Atibaia, dissipando-se as águas turbinadas em seu leito de corredeiras.
Figura 30 - Saída do Canal de Fuga (Foto do autor, 26/06/09)

38
Os geradores produzem em uma tensão 2,2kV, sendo a depois elevada a 34,5kV pela
subestação da usina e transmitida até uma subestação da CPFL em Souzas, onde é integrada à
rede.
Figura 31 – Subestação Elevadora (Foto do autor, 26/06/09)
No final dos anos 80, começo dos 90, uma cooperação foi estabelecida entre o Instituto
de Pesquisas Tecnológicas do Estado de São Paulo S.A. - IPT e a Companhia Paulista de
Força e Luz - CPFL para implantação de um Centro de Demonstração de equipamentos para
micro-usinas hidrelétricas, utilizando os recursos hidráulicos de Salto Grande. As instalações
acham-se preservadas na área da usina hidrelétrica, e podemos obervá-las na imagem abaixo.
A potencia dessas micro usinas varia até 15kW.

39
Figura 32 - Micro Usinas Hidrelétricas (Foto do autor, 26/06/09)
2.2 PCH Mogi Guaçu ou Cachoeira de Cima
A usina de Mogi Guaçu foi visitada no dia 10 de julho de 2009, e está situada no
município de Mogi-Guaçu, e no rio de mesmo nome, esta central hidrelétrica de pequeno
porte teve sua construção iniciada em 1990 e entrou em operação em 1994, sendo designada
na época como “aproveitamento múltiplo da cachoeira de cima”, por ter sido construída para
ser uma barragem para o controle de enchentes, um reservatório para o abastecimento d’água
para as cidades de Mogi-Mirim e Mogi-Guaçu e também uma usina hidrelétrica. Construída
pela CESP, foi adquirida pela AES Tietê, sua atual proprietária, na época da privatização, no
final dos anos 90.
Apesar da grande dimensão de seu reservatório (aproximadamente 13km2
), a usina de
Mogi Guaçu é considerada uma PCH devido ao múltiplo de seu reservatório, e está
classificada como tal no Banco de Informações de Geração da ANEEL.
A usina de Mogi-Guaçu também passou por uma forte modernização, sendo
automatizada, e podendo ser operada da sede da AES. Hoje em dia é necessário apenas um
técnico para sua operação.
A Barragem possui um comprimento de 150m e uma altura máxima de 15m. Na parte
central tem instaladas 4 comportas de setor, que garantem uma capacidade de vazão total de
2100m#/s. Há também instalada uma escada para peixes, ao lado da barragem (CSPE, 2004).

40
Figura 33 - Barragem da Usina de Mogi Guaçu (Foto do autor, 10/07/09)
Figura 34 - Escada para Peixes (Foto do autor, 10/07/09)
O reservatório é bem extenso para uma usina deste porte, mas vale lembrar que sua
principal função é o controle de enchentes e o abastecimento de água para as cidades vizinhas.
Interessante notar a quantidade de plantas aquáticas que cobriam a área do reservatório nesta

41
época do ano. A vazão do rio varia entre 15m#/s na estiagem e 1100m#/s na época de chuvas.
No dia da visita, toda a vazão, com exceção de 1m#/s que estava sendo utilizada pela escada
de peixes, estava sendo turbinada.
Figura 35 – Reservatório à Montante da Barragem (Foto do autor, 10/07/09)
Uma série de grades são utilizadas para impedir que a vegetação aquática e outros tipos
de matéria orgânica adentrem a tomada d’água. No dia da visita estava sendo turbinada uma
vazão de 25m#/s, sendo que a vazão máxima turbinada é de 70m#/s. A altura de queda da
usina é de 9 a 11 m.

42
Figura 36 - Tomada d'água, à direita grade de contenção da vegetação aquática (Foto do autor, 10/07/09)
Figura 37 - Jusante da Barragem (Foto do autor, 10/07/09)

43
Figura 38 - Saída do Canal de Fuga, e da água drenada da casa de força (Foto do autor, 10/07/09)
Figura 39 - Saída da Água Turbinada (Foto do autor, 10/07/09)
A usina possui duas unidades geradoras, constituídas de turbinas Kaplan S Horizontais e
Geradores Síncronos, cada um com uma potencia nominal de 3,6MW.

44
Figura 40 - Turbinas Hidráulicas tipo Kaplan S Horizontal e comando de abertura das palhetas (Foto do
autor, 10/07/09)
Figura 41 - Painéis de Controle e Reguladores e Tensão (Foto do autor, 10/07/09)
A velocidade no eixo das turbinas é de aproximadamente 200 RPM, sendo necessário
um multiplicador de velocidade para atingir os 600 RPM da velocidade síncrona do gerador.

45
Figura 42 – Multiplicador de Velocidade (Foto do autor, 10/07/09)
Figura 43 – Gerador Síncrono (Foto do autor, 10/07/09)
Os Geradores produzem energia em 4,16kV, sendo depois elevada a 13,8kV na
subestação da usina, e transmitida para os municípios de Mogi-Guaçu e Mogi-Mirim, onde é
consumida.

46
Figura 44 - Subestação Elevadora (Foto do autor, 10/07/09)
2.3 Considerações
É interessante notar que, apesar das duas usinas serem de pequeno porte, as duas usinas
apresentam diferenças consideráveis no arranjo em que foram construídas (ver capitulo 1.2.2),
e também foram construídas em épocas diferentes (há um intervalo de mais de 80 anos entre
Salto Grande, que é do começo do sec. XX para Mogi Guaçu, que é do final do sec. XX).
Entretanto, ambas as usinas passaram por um processo de automação, que permite sua
operação remota, da sede das empresas proprietárias, necessitando apenas um técnico na
usina. Porém, devido a essas informações serem sigilosas e de grande importância à
proprietária, em nenhuma das usinas pude obter maiores informações de como funciona o
sistema de controle. A seguir, segue uma especulação de como funcionaria a automação
destas usinas.
Pelo que pude observar, o controle se dá através de Controladores Lógico
Programáveis, que controlam a abertura das comportas da tomada d’água das pás da turbina,
regulando a quantidade d’água turbinada, e também a quantidade d’água vertida (em especial
no caso da PCH Mogi Guaçu, onde o vertedouro é composto por comportas, ao contrario da
PCH Salto Grande, onde a água verte pela soleira da barragem.). Sensores também fornecem
informações sobre a vazão d’água turbinada, vertida, potencia gerada pelo gerador,
velocidade do gerador, entre outras informações necessárias à operação da usina. Todas essas

47
informações são disponibilizadas ao operador através de um sistema supervisório, que utiliza
uma plataforma PC para facilitar o controle da usina. Essas informações também são enviadas
por satélite para a sede das empresas proprietárias.
A visita a estas usinas ajudaram muito a compreender a dimensão de uma “Pequena”
Central Hidrelétrica, além de auxiliar no entendimento do funcionamento delas, e um contato
com o dia a dia de seu funcionamento.

48
3. Conceitos e Programas Institucionais
3.1 Definição de PCHs
Uma Pequena Central Hidrelétrica é, segundo a resolução nº 394 de dezembro de 1998
da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), um aproveitamento hidrelétrico com as
seguintes características:
Potência igual ou superior a 1,0 MW e igual ou inferior a 30,0 MW
Área total de reservatório igual ou inferior a 3,0 km2
Em 2003, através da resolução 652, a ANEEL modificou a restrição quanto ao tamanho
do reservatório. Caso este seja superior a 3,0km$, deverá satisfazer a equação:
Onde A = Área do reservatório (deve ser menor que 13km$)
P = Potencia instalada em [MW]
Hb = Queda bruta do aproveitamento em [m].
Além disso, caso o reservatório ainda exceda os 13km$, mas sua função seja outras que
não apenas a geração de energia poderá ser considerada uma PCH pela ANEEL, caso esta
condição esteja comprovada pela Agencia Nacional de Águas ou o órgão de gestão de
recursos hídricos dos estados.
Hoje em dia, existe um projeto de lei no Congresso Nacional para aumentar o limite
superior da potencia que caracteriza uma PCH de 30MW para 50MW, o que poderá facilitar a
construção de usinas maiores (que passariam a ser outorgadas ao invés de licitadas), mas que
pode trazer grandes problemas sócio-ambientais devido à grande dimensão das usinas, que
não pode-se chamar de ser “Pequenas”.
3.2 O PROINFA
Criado em 26 de abril de 2002, pela Lei nº 10.438, o PROINFA, coordenado pelo
Ministério de Minas e Energia (MME), estabelece a contratação de 3.300 MW de energia no
Sistema Interligado Nacional (SIN), produzidos por fontes eólicas, biomassa e pequenas
centrais hidrelétricas, sendo 1.100 MW de cada fonte. Revisado pela Lei nº 10.762, de 11 de
novembro de 2003, o programa assegurou a participação de um maior número de estados, o

49
incentivo à indústria nacional e a exclusão dos consumidores de baixa renda do pagamento do
rateio da compra da nova energia.
Com a implantação do PROINFA, estimava-se que seriam gerados 150 mil empregos
diretos e indiretos durante a construção e operação dos empreendimentos. Os investimentos
previstos do setor privado são da ordem de R$ 8,6 bilhões. Uma das exigências da Lei nº
10.762 é a obrigatoriedade de um índice mínimo de nacionalização de 60% do custo total de
construção dos projetos. O Brasil detém as tecnologias de produção de maquinário para uso
em PCHs e usinas de biomassa e está avançando na tecnologia eólica, com duas fábricas
instaladas, uma no Sudeste e outra no Nordeste.
Em relação ao abastecimento de energia elétrica do país, o PROINFA será um
instrumento de complementaridade energética sazonal à energia hidráulica, responsável por
mais de 75% da geração do país. Na região Nordeste, a energia eólica servirá como
complemento ao abastecimento hidráulico, já que o período de chuvas é inverso ao de ventos.
O mesmo ocorrerá com a biomassa nas regiões Sul e Sudeste, onde a colheita de safras
propícias à geração de energia elétrica (cana-de-açúcar e arroz, por exemplo) ocorre em
período diferente do chuvoso.
Dessa forma, pequenas centrais hidrelétricas voltaram a ser consideradas como uma
opção de geração de energia, e sua contribuição à matriz energética brasileira vêm
aumentando ano a ano. Desde a implantação do PROINFA até o final de 2008, 63 novos
empreendimentos foram contratados, totalizando 1.191,40 MW, sendo que destes, 43 (848,44
MW) já estão em operação e 18 (326,10 MW) em construção, de acordo com dados da
Eletrobrás em março/09.
Usinas Contratadas pelo PROINFA (03/2009)
Em Operação
Em
Construção
Não Iniciada
a Construção Sub Judice Total
Quantidade 43 68,3% 18 28,6% 1 1,6% 1 1,6% 63
PCH Potencia
(MW)
848,44 71,2% 326,10 27,4% 6,70 0,6% 10,00 0,8% 1.191,24
Quantidade 19 70,4% 1 3,7% 1 3,7% 5 18,5% 27
Biomassa Potencia
(MW)
504,34 73,6% 36,00 5,3% 30,50 4,5% 104,40 15,2% 685,24
Quantidade 23 42,6% 10 18,5% 21 38,9% 0 0,0% 54
Eolica Potencia
(MW)
385,38 27,1% 405,00 28,5% 632,54 44,5% 0,00 0,0% 1.422,92
Quantidade 85 59,0% 29 20,1% 23 16,0% 6 4,2% 144
Total
Contratado Potencia
(MW)
1.738,16 52,7% 767,10 23,2% 669,74 20,3% 114,40 3,5% 3.299,40
Tabela 1 - Usinas Contratadas pelo PROINFA (fonte MME, 2009)

50
A participação da energia do PROINFA (MWh) no atendimento à totalidade do
mercado consumidor brasileiro (SIN) representa 0,78%, em 2006, 1,33 % em 2007 e em
2009, 3,59 % (MME, 2009).
De acordo com a Lei n.º 11.943, de 28 de maio de 2009, o prazo para o início de
funcionamento desses empreendimentos encerra em 30 de dezembro de 2010.
O PROINFA trazia diversos benefícios para quem quisesse investir nas fontes
contempladas pelo programa, como a compra assegurada da energia produzida por 20 anos,
contados a partir da entrada em operação, pela Eletrobrás. Além disso, o PROINFA
estabeleceu um piso ao valor pago pela energia, variando conforme a fonte utilizada, baseados
na tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor final (TMF), que foi fixada em R$
167,17/MWh em março de 2004, conforme tabela abaixo:
Fonte Porcentagem Piso (R$/MWh)
PCH 70% R$ 117,02
Biomassa 50% R$ 83,58
Eólica 90% R$ 150,45
Tabela 2 - Pisos correspondentes às fontes contempladas pelo PROINFA (Fonte: MME, 2004)
Esses valores terão como referência os 12 meses que antecederam a sanção da Lei do
PROINFA, e serão reajustados pelo Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M) nas datas de
assinatura dos contratos com a Eletrobrás.
Para que uma pequena usina pudesse ser selecionada para participar da 1ª fase do
PROINFA, o produtor teria que ser qualificado como Produtor Independente Autônomo ou
como Produtor Independente Não Autônomo. O decreto nº 5.025 de 30 de março de 2004
define:
VII - Produtor Independente Autônomo - PIA: um produtor independente de energia
elétrica é considerado autônomo quando sua sociedade, não sendo ela própria concessionária
de qualquer espécie, não é controlada ou coligada de concessionária de serviço público ou de
uso de bem público de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica, nem de seus
controladores ou de outra sociedade controlada ou coligada com o controlador comum,
conforme o § 1o do art. 3o da Lei no 10.438, de 2002; e
VIII - Produtor Independente de Energia Elétrica - PIE: a pessoa jurídica ou empresas
reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização do poder concedente, para
produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua
conta e risco, conforme o art. 11 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995.

51
Além disso, um produtor pode ser considerado como Produtor Independente Não
Autônomo, caso não se enquadre na categoria de Produtor Independente Autônomo.
O processo de seleção de projetos a ser contemplados pelo PROINFA, no caso das
PCHs, é detalhado a seguir, retirado do Guia de Habilitação PCH (MME, 2004):
1. Com base nas cartas-resposta manifestando a intenção do empreendedor de participar
do PROINFA e analisando a documentação entregue, a ELETROBRÁS definirá uma lista de
empreendedores habilitados, ordenada pelo critério de antigüidade da LI (data de emissão da
primeira LI), começando pelo empreendimento que tem a LI mais antiga até aquele que teve a
LI emitida mais recentemente. Esta lista deverá contemplar apenas Produtores Independentes
Autônomos;
2. Neste momento é realizado o somatório das potências dos empreendimentos dos
produtores Autônomos habilitados, verificando se este é superior aos 1.100 MW destinados à
fonte. Caso este valor seja superior à meta do PROINFA (1.100 MW), não ocorrerá a
contratação de produtores Não-Autônomos. Caso ele venha a ser menor que os 1.100 MW
destinados à fonte, será elaborada uma segunda lista, ordenada também segundo o critério de
antiguidade de LI, para os empreendimentos de Não Autônomos;
3. Inicia-se a seleção dos projetos na ordem da lista de Autônomos, separando aqueles
selecionados em novas listas por estado, sendo que, no momento em que um estado atingir
165 MW, não mais serão selecionados projetos daquela unidade da federação, até que todos
os estados contemplados nesta lista sejam atendidos ou que se atinja a meta de 1.100 MW;
4. Os empreendimentos implantados na divisa de duas ou mais unidades da federação
ficarão alocados, para o processo de regionalização, no estado onde estiver implantado o
edifício de geração da central (casa de força);
5. Durante a seleção dos empreendimentos, considerado o limite de 165 MW por
estado, caso a contratação de um empreendimento supere este limite, será considerado, nesta
etapa, apenas o montante em “MW” que complete os 165 MW;
6. Após a seleção definida nos itens (1), (2), (3) e (4), existindo saldo remanescente
(diferença entre os 1.100 MW e o total da potência dos empreendimentos já selecionados),
verificar-se-á em quais estados ainda existem projetos com LI não selecionados e qual a
participação percentual de cada estado no montante total de potência dos projetos restantes.
Calculada a participação, esta é aplicada ao saldo remanescente de potência, encontrando-se o
montante adicional a ser contratado em cada estado;
7. Novamente se inicia a seleção, considerando os projetos não-contemplados em ordem
de LI mais antiga, até o limite do montante adicional definido no item (6), contemplando,

52
obrigatoriamente, os empreendimentos que foram os últimos elegíveis no item (5) e tiveram
sua capacidade contratada apenas parcialmente;
8. Após as duas rodadas de seleção, podem existir empreendimentos que foram
selecionados para contratação parcial. Nesses casos, o empreendedor afetado será convocado
pela ELETROBRÁS para decidir se aceita ter seu empreendimento contratado parcialmente.
Caso o empreendedor não aceite, seu projeto será removido e substituído pelo imediatamente
seguinte, segundo a ordem de antiguidade de LI;
9. Não existindo mais projetos de Autônomos nem tendo sido contratados os 1.100
MW, adotar-se-á o mesmo procedimento definido nos itens (1), (2), (3), (4), (5), (6) e (7) para
a seleção de projetos de Não Autônomos, seguindo a ordem da segunda lista. Para este caso,
será respeitado o limite de contratação de 275 MW, destinado por lei a este tipo de
empreendedor;
10. Depois de definida a lista final de projetos selecionados, a ELETROBRÁS
divulgará o resultado, dando prazo legal para que os interessados selecionados apresentem a
documentação necessária à assinatura do CCVE.
Entretanto, diversas dificuldades foram encontradas durante a execução do PROINFA,
incluindo atrasos nas obras, falta de projetos inscritos, principalmente no caso das fontes
eólicas, fazendo com que ele o prazo para entrada em operação dos empreendimentos fosse
adiada de dezembro de 2006 para dezembro de 2010. Alguns destes pontos são listados no
trabalho do MME, 2009:
1.Aporte de capital próprio pelo pequeno empreendedor: alteração da titularidade ou de
estrutura acionária dos projetos
2.Concentração de projetos em poucos empreendedores
3.Necessidade de revisão de alguns projetos, pelo novo sócio, visando minimizar riscos
4.Prazo incompatível (2005-2006) com a capacidade de atendimento pelo parque
industrial, em especial para a eólica
5.Novas exigências na renovação das Licenças Ambientais
6.Greves em órgãos ou serviços públicos tais como órgãos ambientais, portos etc.
7.Dificuldades na Declaração de Utilidade Pública para PCHs e direito de dispor terra
para a eólica
8.Entraves na conexão à rede, em especial na região Centro Oeste e Nordeste
9.Indisponibilidade de atendimento da demanda de aerogeradores de grande porte, pelo
mercado nacional, face ao aquecimento do mercado mundial e ao cumprimento do índice de
nacionalização

53
10.Insuficiência do Parque Industrial instalado que não expandiu, não podendo portanto
atender a demanda de equipamentos gerada pelo PROINFA, face ao aquecimento do mercado
mundial e ao cumprimento do índice de nacionalização
11.Dificuldade dos agentes financeiros devido ao insipiente conhecimento quanto à
complexidade do negócio relativo à energia eólica
12.Dificuldades de fornecimento de equipamentos para PCHs
13.Aditamento dos contratos com prorrogação de prazos para 2008 e 2009
Uma segunda etapa do PROINFA ainda prevê que, após a meta de 3.300MW gerados a
partir das fontes contempladas pelo programa, essas fontes passem a atender 10% do consumo
anual de energia elétrica do país em 20 anos.
3.3 Geração Distribuída
A expressão Geração Distribuída (GD) é utilizada para designar projetos de geração de
pequeno porte, conectados de forma dispersa a rede elétrica e normalmente localizada
próximo ao usuário. Atualmente, a GD representa 3,8% de nossa capacidade instalada
(ROMAGNOLI, 2005 apud BERMANN 2007, p.104).
A Geração Distribuída é definida pelo artigo 14º do decreto nº 5.163 de 30 de julho de
2004 como:
“Art. 14. Para os fins deste Decreto, considera-se geração distribuída a produção de
energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários, permissionários
ou autorizados, incluindo aqueles tratados pelo art. 8º da Lei nº 9.074, de 1995, conectados
diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto aquela proveniente de
empreendimento:
I - hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; e
II - termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e
cinco por cento, conforme regulação da ANEEL, a ser estabelecida até dezembro de 2004.
Parágrafo único. Os empreendimentos termelétricos que utilizem biomassa ou resíduos
de processo como combustível não estarão limitados ao percentual de eficiência energética
prevista no inciso II do caput.”
Diversas tecnologias de geração e armazenamento podem ser utilizadas na GD, como:
• Energia Eólica
• Centrais Hidrelétricas de Pequeno Porte
• Geradores a Diesel

54
• Turbinas a Gás com baixa inércia
• Sistemas a Biomassa
• Sistemas Fotovoltaicos
• Sistemas Termosolares
Podendo atuar no sentido de:
• Aumentar a confiabilidade e a qualidade do suprimento, como no caso de
indústrias energeticamente intensivas, como siderúrgicas, que utilizam usinas
hidrelétricas de pequeno porte e pequenas termoelétricas para assegurar um suprimento
confiável de energia elétrica.
• Atender a demanda de ponta, ou seja, proporcionar um suprimento confiável nos
horários de pico de consumo.
• Funcionar como reserva operativa, sendo utilizado para cobrir possíveis déficits
contratuais, provenientes de erros nas projeções de carga5
, podendo o empreendimento
de GD ser de propriedade da empresa distribuidora ou de um produtor independente.
• Compor esquemas de cogeração, como no caso de usinas de cana de açúcar, onde
o bagaço da cana é utilizado para gerar eletricidade para a usina.
• Atender áreas remotas com baixa densidade de carga, onde os custos da
construção de linhas de transmissão tornam-se inviáveis devido à baixa demanda por
energia dessas regiões.
Podemos classificar a Geração Distribuída como:
3.3.1 Geração Distribuída Isolada
Refere-se à geração distribuída que será operada de forma isolada ao sistema elétrico,
como em consumidores de zonas rurais e locais afastados, onde linhas de transmissão ainda
não foram instaladas, ou para consumo próprio, como no caso de sistemas de cogeração.
3.3.2 Geração Distribuída Interconectada
Refere-se à geração distribuída que está conectada ao sistema elétrico, operando em
regime paralelo com ele, podendo ser subdividida em:
5
“(...) as empresas Distribuidoras precisam elaborar projeções de carga para os próximos 5 anos, havendo
pequenas tolerâncias para erros” (BERMANN, 2007, p.98).

55
Geração distribuída de concessionária, que é possuída e operada por uma concessionária
de energia
Geração distribuída do consumidor, que é possuída pelo consumidor-investidor e
operada ou pelo consumidor investidor ou pela concessionária.
Quando a GD é interconectada, é necessário que ela esteja em sincronismo e
paralelismo com a rede da concessionária local. Normalmente empreendimentos de GD
geram em uma tensão de até 13,8kV, dependendo da potencia, enquanto que as tensões
básicas de distribuição podem ser de 13,8kV, 69kV ou 138kV6
, dependendo de cada região.
Portanto, muitas vezes uma subestação elevadora é necessária para interconectar a GD à rede.
3.4 Outros Incentivos as PCHs
Além dos benefícios descritos no PROINFA, as PCHs também possuem outros
mecanismos de incentivo como: a isenção de pagamento de Uso de Bem Público – UBP; a
isenção da obrigação de aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 1% (um por cento)
de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico; a isenção
relativa à compensação financeira, paga aos Estados e Municípios, pela utilização de recursos
hídricos; a possibilidade de comercializar de imediato a energia elétrica produzida com
consumidores cuja carga seja maior ou igual a 500 kW (REN ANEEL 247/2006); a
possibilidade de sub-rogação da CCC (Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis) para
empreendimentos instalados nos sistemas isolados (REN ANEEL 245/1999); e a redução de,
no mínimo, 50% no pagamento dos encargos por uso das redes de transmissão e distribuição
(REN ANEEL 77/2004). (EPE, 2008a, p. 20)
6
Maiores tensões mostram-se vantajosas na distribuição, por diminuírem as perdas ocasionadas pelo
efeito joule.

56
4. Problemas Sociais e Conseqüências Ambientais
Apesar de serem consideravelmente menores que as usinas hidrelétricas de grande
porte, a construção de uma PCH pode trazer considerável impacto à comunidade local e ao
meio ambiente. A inundação da área do reservatório pode atingir um grande número de
famílias, que deverão deixar suas terras, além de muitas vezes destruir áreas de mata
protegida, afetando também a fauna ribeirinha, cachoeiras e rios, que muitas vezes são
essenciais à alimentação, economia e ao turismo da região. A seguir serão mostrados alguns
casos em que a construção de uma PCH está sendo motivo de controvérsia, e disputa entre os
moradores e empreiteiros.
4.1 PCH Aiuruoca - MG
O primeiro caso a ser mostrado será o de Aiuruoca - MG7
, onde a Empresa de
Investimento em Energias Renováveis S.A. (Ersa) pretende construir uma usina de 16MW em
plena área de preservação ambiental. Mesmo com pareceres contrários do instituto Chico
Mendes e de diversos órgãos ambientais do estado de Minas Gerais, a ANEEL autorizou o
empreendimento, que iria desapropriar uma área de 70 hectares da Área de Preservação
Ambiental (APA) da Mantiqueira.
A construção da usina, que está orçada em R$ 85 milhões e conta com o BNDES como
um de seus financiadores, requer a inundação de 16,54 ha, composta principalmente por mata
ciliar com importante função de conectividade para a fauna local, além de afetar as
corredeiras do rio Aiuruoca, usadas para pratica de rafting e canoagem, o que traria grande
prejuízo ao turismo local (GESTA, 2009).
Apesar do aval do Conselho de Política Ambiental (Copam-MG) para o inicio das
obras, a Superintendência de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável (SUPRAM) Sul
de Minas publicou o parecer técnico número 88451/2009 recomendando o
INDEFERIMENTO da Licença de Instalação pelo não cumprimento da maior parte das
condicionantes pela ERSA S. A e em concordância com a posição dos órgãos ambientais
IBAMA e IEF, respectivamente gestores da APA Federal da Serra da Mantiqueira e do
7
O Globo. Obra de hidrelétrica em Aiuruoca em Minas Gerais não autorizada. O Globo, Rio de
Janeiro, 03/08/2009. Matéria disponível em <http://oglobo.globo.com/economia/mat/2009/08/03/obra-de-
hidreletrica-em-aiuruoca-em-minas-gerais-nao-autorizada-757093541.asp> acessado em 22/11/09.

57
Parque Estadual do Papagaio, que consideram a área de fundamental importância para a
conservação da biodiversidade e negaram, por fim, as anuências ao empreendimento.
Em 3 de agosto de 2009, 12 conselheiros do Copam votaram a favor da concessão da LI
contra 7 conselheiros que votaram pela recomendação de indeferimento feita pela SUPRAM.
Como um dos principais argumentos da SUPRAM pelo indeferimento refere-se à Lei da Mata
Atlântica (Lei 11.428 de 2006), que o projeto violaria, o Secretário de Meio Ambiente do
Estado de Minas Gerais, José Carlos Carvalho, avocou a si o processo para avaliação sobre a
legalidade da decisão dos 12 conselheiros que votaram a favor da concessão da licença. Até o
momento, a decisão quanto à legalidade da decisão do Copam ainda não foi anunciada.
4.2 O Movimento Cachoeiras Vivas – MG/SP
A possibilidade da construção de cinco usinas hidrelétricas de pequeno porte nos
municípios mineiros de Bueno Brandão, Tocos de Mogi e Munhoz, e no município paulista de
Socorro, levou a criação do Movimento Cachoeiras Vivas, reunindo prefeitos, vereadores,
empresários, ambientalistas e cidadãos interessados evitar a construção dessas usinas, que em
muito afetariam as belezas naturais da região, muito importantes para o turismo ecológico e
de aventura, uma das principais fontes de renda destes municípios.
Segundo o blog do Movimento Cachoeiras Vivas8
, “A intenção de se implantar CGHs
(mini hidrelétricas) na bacia do Rio Peixe causa grandes preocupações diante das possíveis
conseqüências ambientais e sócio-econômicas dos empreendimentos, principalmente com o
comprometimento do potencial turístico da região.”
O movimento vem conseguindo importantes vitorias. Prefeitos e empresários da região
compareceram à audiência pública na comissão de Meio Ambiente e Desenvolvimento
Sustentável na Câmara dos Deputados, no dia 20 de outubro de 2009, para discutir a
construção das usinas e o conseqüente impacto ao meio ambiente e turismo da região,
conseguindo o apoio de deputados federais, e agendando uma nova reunião com o diretor
geral da ANEEL, Nelson Hubner9
.
8
Sitio Eletrônico do Movimento Cachoeiras Vivas. Disponível em
<http://cachoeirasvivas.blogspot.com/> acessado em 30/11/2009.
9
Movimento Cachoeiras Vivas. Autoridades, empresários e ambientalistas vão à Brasília para
defender as cachoeiras da região, 28/10/2009. Disponível em
<http://cachoeirasvivas.blogspot.com/2009/10/autoridades-empresarios-e.html> acessado em 30/11/2009.

58
O movimento também conta com forte apoio da sociedade local, tendo recolhido mais
de 12 mil assinaturas contra a construção das usinas e em favor da preservação das
cachoeiras.
No dia 1º de dezembro, o movimento conseguiu, por intermédio de quatro conselheiros
do Conselho Estadual de Política Ambiental (COPAM-MG), a aprovação do pedido de vistas
ao processo que permitia a instalação da Central Geradora Hidrelétrica (CGH) no rio
Cachoeirinha no bairro do Limoeiro, em Bueno Brandão. MG, barrando o parecer favorável à
licença ambiental para o empreendimento, que havia sido liberada no dia 16 de novembro.
Agora, cabe aos quatro conselheiros elaborar uma análise profunda sobre o caso e levá-lo à
próxima reunião, prevista para fevereiro de 2010, com argumentos que possam impedir a
implantação da usina na cachoeira.
4.3 Bacia do Rio Juruena – MT
O problema com as PCHs que estão sendo construídas na bacia do rio Jurema, no Mato
Grosso foi retratado na edição nº 19 de fevereiro de 2009 da revista Retrato do Brasil. Abaixo
segue abaixo um resumo do conflito, que está envolvendo os consórcios que estão
construindo as usinas e as comunidades indígenas que estão sendo afetadas por elas.
O grupo Maggi, maior produtor e exportador de soja do País, interessado em aproveitar
uma nova oportunidade de negócios abriu um novo ramo do grupo, a Maggi Energia.
Individualmente ou em consórcio com outras empresas, o grupo Maggi está desenvolvendo
projetos de 10 PCHs e duas hidrelétricas maiores ao longo de 110 quilômetros do Alto
Juruena (a aproximadamente 700 quilômetros de Cuiabá), que somadas, devem gerar 276,7
MW. As empresas associadas no consórcio Juruena (que inclui o grupo Maggi) conseguiram,
em 2002, autorização para explorar este potencial energético.
As licenças foram solicitadas em outubro e concedidas com muita prontidão em
dezembro, num momento muito particular: Blairo Maggi (principal sócio do grupo e
governador do estado desde 2003) estava no auge de seu prestígio, acabara de ser eleito e o
governo FHC, do qual era aliado, estava nos seus últimos dias. Oito das licenças pedidas
foram concedidas.
Uma alteração na legislação ambiental do Mato Grosso auxiliou a Maggi na obtenção
dessas licenças. Até o ano 2000, a legislação ambiental do MT seguia a Resolução nº 1 do
Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA), de 1986, que determina que, para obras
de usinas hidrelétricas acima de 10 MW, são necessários o Estudo de Impacto Ambiental
(EIA), o Relatório de Impacto Ambiental (RIMA) e a realização de audiências públicas para

59
consultar os vários setores da sociedade. Em 2000, um decreto do governador Dante de
Oliveira (PSDB) alterou a lei ambiental do estado, estabelecendo que somente seria necessária
a elaboração do EIA e do RIMA e a audiência pública para projetos de hidrelétricas com
capacidade a partir de 30 MW. Desde então, basta aos empreendedores interessados elaborar
um diagnóstico ambiental e apresentá-lo à Secretaria de Meio Ambiente (SEMA-MT).
Havendo essa aprovação ambiental, obtém-se a licença prévia, que será apresentada à ANEEL
com um estudo de viabilidade técnica. Sendo aprovado pela agência federal, o processo vai
para o Ministério de Minas e Energia, para aprovação final.
As licenças foram concedidas sem que a Fundação Nacional do Índio (FUNAI) fosse
ouvida e sem que as inúmeras comunidades indígenas da região fossem informadas.
Surpreendidos com o início das obras, grupos indígenas, como os enáuenê-nauê, com medo
de ficarem sem peixe devido à construção das usinas, protestaram. Essa série de
empreendimentos fará com que, em 110 quilômetros de rio, o lago de uma usina praticamente
encoste-se ao da outra, transformando o rio com ambientes encachoeirados em uma série de
grandes lagos, ameaçando a existência das espécies de peixes que precisam subir a correnteza
para se reproduzir.
O Ministério Público Federal (MPF) de Mato Grosso foi então à Justiça, acusando o
empreendimento de ilegalidade. Em abril de 2008 o Tribunal Regional Federal (TRF) aceitou
o pedido do MPF e determinou que “os empreendedores se abstenham de promover a
construção das usinas até a realização do estudo de impacto ambiental e sua análise pelo
IBAMA”, referindo-se às cinco PCHs que já estavam em construção – Cidezal, Sapezal,
Parecis, Rondon e Telegráfica (todas elas obras beneficiadas pelo PROINFA). As obras
chegaram a ser paralisadas, mas a medida acabou cassada por liminar do ministro Gilmar
Mendes, presidente do Supremo Tribunal Federal (STF). Em junho, as obras foram
retomadas.
No início de julho, representantes da FUNAI e da Empresa de Pesquisa Energética
(EPE) promoveram uma reunião com as comunidades dos índios ricbactas, menquis,
nhambiquaras, parecis e enáuenês-nauês, que apresentaram um documento conjunto em que
requeriam, entre outras reinvidicações, um trabalho de pesquisa mais aprofundado, que os
informasse sobre todas as conseqüências do impacto ambiental.
Em setembro, a FUNAI liberou um parecer apontando irregularidades nos estudos
apresentados. O parecer técnico da Coordenação de Patrimônio Indígena e Meio Ambiente
(CGPIMA) da fundação afirma que o principal estudo que permitiu o licenciamento do
complexo de usinas do rio Juruena (a Avaliação Ambiental Integrada, AAI, elaborado pelos

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