Pellegrini Scola - Geracao de Potencia

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Geração de 
Potência 
 
 
Prof. D.Sc. Cláudio de Castro Pellegrini 
Prof. M.Sc. Luis Antônio Scola 
 
Departamento de Ciências Térmicas e dos Fluidos 
Universidade Federal de São João Del-Rei 
 
 
 
 
 
 
Versão 2.02 
Agradecimentos 
Agradecemos ao professor Sérgio A. A. G. Cerqueira, do DEMEC, pelo auxílio 
durante a preparação deste texto. Suas numerosas sugestões, explicações e críticas 
nos permitiram enriquecer esta segunda versão de Geração de Potência. Agrade-
cemos também pelos muitos artigos enviados que, de uma forma ou de outra, termi-
naram por aumentar nosso conhecimento sobre a matéria e também contribuíram 
para enriquecer o texto. Algumas figuras da parte de turbinas a gás foram direta-
mente copiadas de suas notas de aula. 
 
 
 
Agradecemos à GE Aircraft Engines Division, na pessoa do Engenheiro Mauro 
C. Pellegrini, pela permissão para utilizar as imagens das turbinas a gás de fabrica-
ção da GE incluídas neste trabalho. Agradecemos também pela doação dos carta-
zes, das palhetas de turbina e dos diversos encartes ilustrados utilizados nas aulas 
expositivas. 
 
 
 
Agradecemos ao Professor Francisco Figueiredo, do DCTEF, por ceder sua 
cópia digitalizada da figura 2.14. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
São João del-Rei, fevereiro de 2005 
 
 
 2
Índice 
Agradecimentos ___________________________________________________________ 2 
Índice ___________________________________________________________________ 3 
Prefácio _________________________________________________________________ 5 
1. Conceitos básicos sobre geração de energia elétrica __________________________ 6 
1.1. Objetivos e pré-requisitos do curso _________________________________________ 6 
1.2. Motivação _____________________________________________________________ 6 
1.3. Máquinas _____________________________________________________________ 15 
1.4. Geração de energia elétrica ______________________________________________ 15 
1.5. Classificações das fontes de energia _______________________________________ 20 
1.6. Máquinas de fluido _____________________________________________________ 21 
1.7. Classificações das máquinas de fluido______________________________________ 23 
1.8. Elementos mecânicos essenciais das máquinas de fluxo _______________________ 24 
1.9. Classificações das máquinas de fluxo ______________________________________ 29 
2. Principais componentes das centrais hidroelétricas _________________________ 30 
2.1. Classificações e descrições _______________________________________________ 30 
2.2. Partes componentes de uma central _______________________________________ 37 
2.3. Panorama do aproveitamento hidroelétrico brasileiro. _______________________ 43 
3. Turbinas hidráulicas __________________________________________________ 52 
3.1. Energia disponível para as turbinas hidráulicas _____________________________ 52 
3.2. Classificações das turbinas hidráulicas_____________________________________ 58 
3.3. Tipos de TH fabricados em série atualmente ________________________________ 61 
3.4. Escolha do tipo de turbina hidráulica______________________________________ 71 
3.5. Desenvolvimentos recentes_______________________________________________ 74 
4. Principais componentes das centrais termoelétricas _________________________ 76 
4.1. Descrição e classificações ________________________________________________ 76 
4.2. Partes componentes de uma central a vapor ________________________________ 79 
4.3. Partes componentes de uma central nuclear a vapor _________________________ 86 
4.4. Partes componentes de uma central a gás __________________________________ 96 
4.5. Partes componentes das centrais a diesel __________________________________ 103 
5. Fontes inesgotáveis e renováveis de energia ______________________________ 107 
5.1. Energia eólica ________________________________________________________ 107 
5.2. Energia oceânica ______________________________________________________ 116 
5.3. Energia solar _________________________________________________________ 125 
5.4. Células de combustível _________________________________________________ 128 
 3
6. Aspectos ambientais da geração de energia elétrica ________________________ 129 
6.1. Aspectos gerais _______________________________________________________ 129 
6.2. Aspectos ambientais da geração hidroelétrica ______________________________ 133 
6.3. Aspectos ambientais da geração termoelétrica _____________________________ 133 
6.4. Aspectos ambientais da geração térmica nuclear ___________________________ 134 
6.5. Aspectos ambientais da geração eólica ____________________________________ 134 
6.6. Aspectos ambientais da geração oceânica__________________________________ 134 
6.7. Aspectos ambientais da geração solar_____________________________________ 135 
Bibliografia ____________________________________________________________ 136 
Sitografia ______________________________________________________________ 137 
 
 4
Prefácio 
Este texto foi criado para atender ao curso de Geração Termo-hidraúlica, disciplina 
eletiva de um semestre de duração, ministrada para o curso de Engenharia Elétrica 
da UFSJ. Posteriormente, foi sugerido que ele fosse utilizado em uma disciplina do 
novo currículo do curso de engenharia Mecânica que acabou sendo batizada com o 
nome deste texto, Geração de Potência. Desta forma, o material contido nesta se-
gunda versão digital de Geração de Potência pode ser completamente coberto em 
uma disciplina de 60 horas e atende as exigências curriculares de muitos cursos de 
Engenharia Mecânica e Elétrica. 
Como acontece com muitos textos técnicos na área de engenharia, este come-
çou com as notas de aula dos dois autores. Estas notas foram criadas devido à ine-
xistência de um único texto que cobrisse todo o material que julgávamos necessário 
para o curso. Com o tempo, elas foram sendo expandidas até que o material tornou-
se extenso demais para ser distribuído aos estudantes através de fotocópias. Neste 
ponto decidiu-se criar o texto que você tem em mãos agora. Para ilustrar os conteú-
dos abordados, recorreu-se a material disponível na Internet, em páginas de empre-
sas, de centros de pesquisa, de sites educacionais, governamentais, etc. Uma rela-
ção dos sites utilizados aparece ao final da obra. Sempre que possível, o site de on-
de o material ou a figura foi obtida foi citado no próprio texto ou na chamada da figu-
ra. 
Como também acontece com muitos textos em engenharia, este está em con-
tínua evolução e provavelmente nunca será considerado acabado por seus autores. 
O motivo é o óbvio: a engenharia, ciência e tecnologia subentendidas, está em con-
tínua evolução e um texto desta natureza nunca está, de fato, atualizado. À medida 
que ciência e tecnologia avançam algumas considerações têm que ser incluídas, 
outras retiradas e outras, ainda, revistas. Além disso, os autores gostariam de explo-
rar melhor alguns assuntos. Isso ainda não foi possível devido a um problema bas-
tante comum aos professores universitários: a falta de tempo e recursos. É o caso 
dos aspectos ambientais ligados às diversas formas de geração de potência, em 
particular às mais recentes, como a solar e a eólica. 
Por fim, e nesse ponto não respondo pelo meu colega, eu nunca escrevi um 
parágrafo que o tendo relido alguns anos mais tarde não me causasse a impressão 
de que ele não poderia ser melhorado. Em algumas ocasiões, eu sequer reconheci 
meu próprio estilo na primeira leitura. Pensando nisso, eu realmente duvido que eu 
vá resistir à tentação – grande, por sinal – de modificar o texto atual. Esperemos que 
ao fazê-lo eu esteja trazendo para você um texto mais claro e conciso. 
 
 
 
Cláudio C. pellegrini 
Fevereiro de 2005 
 5
1. Conceitos básicos sobre geração de energia elé-
trica 
1.1. Objetivos e pré-requisitos do curso 
O curso de Geração de Potência tem por objetivo geral mostrar os diversos tipos de centrais 
geradoras de energia elétrica, seus componentes principais e seu impacto sobreo meio ambi-
ente. Além disso, ao final do curso espera-se que o estudante esteja apto a reconhecer as prin-
cipais vantagens, desvantagens e o campo de aplicação das turbinas térmicas e hidráulicas 
atualmente em uso. 
O objetivo do curso de Geração Potência não é ensinar o estudante a projetar turbinas 
ou centrais geradoras, mas mostrar como funcionam, quais seus componentes típicos e, por 
último, mas não menos importante, quais os termos técnicos utilizados na área. O curso se 
concentra nos dois tipos de centrais geradoras mais utilizados no Brasil: as termoelétricas e as 
hidroelétricas. Os outros tipos de geração são abordados com menos detalhes. 
O conhecimento necessário para o acompanhamento do curso inclui assuntos normal-
mente incorporados aos cursos introdutórios de Mecânica dos Fluidos, Termodinâmica e 
Transferência de calor. Em muitos casos, os temas necessários encontram-se concentrados em 
uma única disciplina denominada Fenômenos de Transferência. 
1.2. Motivação 
Existem diversas maneiras de gerar energia elétrica, muitas das quais ainda não são econômi-
ca ou tecnicamente viáveis. As figuras a seguir ilustram diversos esquemas de geração. As 
principais serão abordadas com mais detalhes no decorrer do curso. 
 
 
Fig.1.1 – Central hidroelétrica de Itaipu, Foz do iguaçu, PR (divisa Brasil-Paraguai). Potência 
instalada de 12.600 MW. 
 6
 
Fig.1.2 – Central hidroelétrica de Itaipu. 
 
 
 
 
Fig.1.3 – Central hidroelétrica de Paulo Afonso, Rio São Francisco, entre os municípios de 
Delmiro Gouveia (AL) e Paulo Afonso (BA). 
 
 
 7
 
 
Fig. 1.4 – Central hidroelétrica de Tucuruí, PA, rio Tocantins. Potência instalada total 
(Tucuruí I e II) de 4.001 MW. 
 
 
Fig. 1.5 – Central Termoelétrica de Piratininga, São Paulo, SP, movida a óleo combustível. 
Potência instalada de 472 MW em 4 unidades geradoras. 
 
 
Fig. 1.6 – Central Termoelétrica de Itacoatiara, AM a óleo Diesel (esq). Potência instalada de 
11,84 MW. Central Termoelétrica CTE-II, na CSN de Volta Redonda, RJ (dir) com 230 MW. 
 8
 
 
Fig. 1.7 – Central Termonuclear de Three Mile Island, Pennsylvania, EUA. 
 
 
 
Fig. 1.8 – Central Termo-nuclear de Chernobyl, Ucrânia, ainda em funcionamento. Parte da 
central foi destruída por um acidente em abril de 1986. 
 
 9
 
 
Fig. 1.9 – Central Termonuclear de Angra II, Angra dos Reis, RJ. Capacidade instalada pre-
vista de 1350 MW. 
 
 
 
Fig. 1.10 – Turbina eólica em Olinda, PE (esq), com rotor de 29 m de diâmetro e potência 
nominal de 300 kW. Conjunto de turbinas na Costa Rica (dir) 
 
 10
 
 
 
Fig. 1.11 – Central Eólica na Califórnia, EUA. Mais de 5000 turbinas instaladas, com potên-
cia nominal de 50 kW por turbina 
 
 
 
Fig. 1.12 – Central Geotérmica de Miravalles, Costa Rica, parte do complexo Miravalles-
Bagaces-Guanacaste 
 
 11
 
 
Fig. 1.13 – Concepção artística de um Conversor de Energia Térmica dos Oceanos (OTEC) 
tipo TRW. Supõe-se que a central de 50 m de altura e 100 de diâmetro fornecerá 100 MW 
 
 
 
 
 
Fig. 1.14 – OTEC de ciclo aberto localizado no Energy Laboratory of Hawaii Authority 
(NELHA) em Keahole Point, no Hawaii. 
 
 
 12
 
 
Fig. 1.15 – Central Marémotriz na foz do rio La Rance, próximo a Saint-Malo, França, com 
potência instalada de 240 MW (esq). Central de aproveitamento da energia das ondas em Vi-
zhinjam, Índia (dir). 
 
 
Fig. 1.16 – Central Solar Solar I, Califórnia, EUA, com potência instalada de 10 MW. 
 
 
Fig. 1.17 – Painéis fotovoltaicos montados na Beverly High School, Massachusetts, EUA. 
Cerca de 10 % da eletricidade usada é suprida por este sistema de células solares. 
 13
 
Fig 1.18 – Esquema de célula de combustível de placas bipolares e meio gasoso (esq) e uni-
dade do Energy Research Corporation em Santa Clara, EUA (dir) 
 
 
 
Fig 1.19 – Central com célula de combustível no Central Park, New York, EUA. 200 kW de 
potência 
 
 
 
Fig 1.20 – Automóvel movido a célula de combustível. 
 14
1.3. Máquinas 
Em geral, máquina é qualquer dispositivo construído pelo homem capaz de transformar ener-
gia. Toda máquina recebe energia de um tipo e restitui energia de outro tipo ou do mesmo tipo 
modificada. Em diversos tipos de máquinas, a energia de entrada e/ou a de saída aparece sob a 
forma de trabalho mecânico. 
O exemplo mais simples de máquina é um motor elétrico. Motores elétricos transfor-
mam energia elétrica em energia mecânica de rotação se seu eixo. Já um ventilador, recebe 
energia elétrica e restitui energia de pressão e/ou cinética do ar que movimenta (dependendo 
de como se define o contorno da máquina). Um transformador elétrico, recebe energia elétrica 
a uma determinada tensão e a restitui em outra. Um elevador de carga, recebe energia elétrica 
e restitui energia potencial gravitacional à carga que eleva. 
É interessante notar que, conforme forem definidas as fronteiras da máquina, pode vari-
ar o tipo das energias de entrada e/ou saída. No caso do ventilador, se considerarmos como 
máquina apenas a hélice, a energia de entrada passa a ser mecânica, fornecida pelo eixo. No 
caso do elevador, acontece o mesmo, se excluirmos o motor elétrico do sistema. 
O Esquema 1.1 mostra a representação simplificada de uma máquina. Pode-se observar 
a existência de uma energia perdida na saída, pois nos processos reais sempre ocorrem perdas 
devidas a atrito, efeito Joule, expansão não resistida de gases, trocas de calor, deformações 
não elásticas de materiais, mistura e reação química de substâncias, etc. Independentemente 
das perdas, a Primeira Lei da Termodinâmica impõe que a energia de entrada seja a soma das 
energias de saída e perdida. Em geral, o meio que recebe a energia perdida não é o mesmo 
que recebe a energia de saída. Apesar disso, contudo, em última análise, tanto a energia per-
dida quanto a de saída acabam, de uma forma ou de outra, sendo restituídas ao meio ambien-
te. Este é, fundamentalmente, o impacto exercido pelo ser humano sobre o meio ambiente 
com a utilização de máquinas. 
 
 
Fonte de 
energia 
Energia 
de entrada 
 
Máquina 
Energia 
de saída 
Energia perdida 
Fig. 1.1 – Representação simplificada de uma máquina 
1.4. Geração de energia elétrica 
Geração de energia elétrica é a transformação de algum tipo de energia disponível em energia 
elétrica. Em Engenharia Mecânica, a máquina que inicia este processo é chamada máquina 
geradora. É o caso, por exemplo, das turbinas hidráulicas. O conjunto da máquina geradora 
com os outros equipamentos necessários à sua utilização é denominado central geradora. 
A tabela 1 resume as principais formas de geração de energia elétrica conhecidas, classifica-
das de acordo com o tipo de energia de entrada na central geradora. 
 
 
 
 15
Tabela 1.1 – Principais formas de geração de energia elétrica 
 
Fonte de 
Energia 
Energia de 
Entrada 
Tipo de fonte 
de energia 
Máquinas utilizadas 
na transformação 
 
 
Combustível 
 
 
Predominantemente 
térmica 
Petróleo e derivados 
Gás de biomassa 
Álcool 
Derivados de xisto 
Carvão vegetal ou mineral 
Nuclear 
Lixo 
Turbinas á gás (TG, 
fig. 1.21) ou vapor 
(TV, fig. 1.22), Moto-
res de combustão inter-
na (MCI, fig. 1.23) 
Planeta Térmica 
Gêiseres 
Vulcões 
Altas temperaturas do inte-
rior do planeta 
TV 
Campo gra-
vitacional Hidráulica 
Água dos rios 
Água das marés 
Turbinas hidráulicas 
(TH, fig. 1.24) 
Sol Solar Radiação solar 
Células fotovoltaicas 
(fig. 1.17), TV 
Vento Eólica Vento médio Turbina eólica (figs. 1.10-1.11) 
Oceano Potencial gravitacional, térmica 
Ondas, diferença vertical 
de temperaturas, correntes 
marítimas 
Turbina a ar (fig. 1.15), 
OTEC (figs. 1.13-1.14) 
Elementos 
químicos Química 
Diversas combinações de 
elementos químicos 
Bateria (pilha galvân.) 
Células de combustível 
(figs. 1.18-1.20) 
 
 
Ainda não existe consenso na literatura a respeito de como denominar os diversos tipos 
de geração de energia elétrica. Ela é geralmente tipificada de acordo com aenergia de entrada 
utilizada. Deste modo fala-se, por exemplo, de geração eólica e solar na literatura. Em alguns 
casos, porém, a denominação vem da fonte de energia utilizada. É o caso, por exemplo, da 
energia oceânica que, de acordo com o critério anterior, seria denominada energia potencial, 
um nome, de fato, nada esclarecedor. Dentro deste quadro de falta de consenso, a geração por 
meios químicos raramente recebe uma denominação específica. Em alguns textos produzidos 
no Brasil, optou-se por chamar a geração que utiliza energia de entrada térmica ou hidráulica 
de geração termo-hidráulica. Isso se deve ao fato de que praticamente só existiam estas duas 
formas de geração no país, na época em que os mencionados textos foram escritos. 
Vale a pena observar que, em última análise, quase toda a energia disponível na Terra é 
proveniente do Sol. Constituem exceções a energia das marés, proveniente do campo 
gravitacional e a geotérmica e a nuclear, ambas sub-produtos da formação do planeta. Desta 
forma, as Fontes de Energia listadas na Tabela 1 são, de fato, as fontes secundárias. As 
figuras a seguir ilustram algumas das máquinas mencionadas na tabela 1.1. 
 16
 
 
Fig. 1.21 – Turbina a gás. 
 
 
 
Fig. 1.22 – Turbina a vapor D11, fabricada pela General Eletric. 
 
 17
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.23 – Motores Diesel usados em geração de energia elétrica. 
 
 18
 
 
 
 
Fig. 1.24 – Turbinas hidráulicas tipo Pelton (em cima), Kaplan (no meio) e Francis (em 
baixo). 
 
 19
1.5. Classificações das fontes de energia 
As fontes de energia podem ser classificadas segundo diversos critérios. As duas 
classificações mais comuns as dividem em renováveis e não renováveis e em convencionais e 
não convencionais. Estes termos não apresentam uma distinção clara em muitos dos textos 
consultados. Alguns associam energias não convencionais a energias renováveis. Outros 
consideram renovável apenas a energia hidráulica, solar e eólica. Outros ainda não fazem 
qualquer distinção entre os termos. 
íferas. 
tc. 
De todo modo, o que é considerado convencional em um país pode não ser em outro, 
como é o caso da energia hidráulica (contida no campo gravitacional) e da nuclear. Enquanto 
no Brasil a hidráulica é a fonte mais convencional de geração de energia elétrica, nos EUA e 
na Europa grande parte da energia é proveniente da fonte nuclear. 
Para os propósitos deste texto, é proposta a seguinte classificação: 
 
 
1a. classificação: quanto ao tempo de esgotamento da fonte 
 
• Fontes inesgotáveis ou inexauríveis 
• Fontes esgotáveis ou exauríveis 
 
As fontes consideradas inesgotáveis são aquelas das quais se pode extrair durante um 
período de tempo muito longo sem esgotá-la, pelos padrões de consumo atuais. Exemplos são 
os combustíveis nucleares, as altas temperaturas do interior do planeta (fonte geotérmica), o 
campo gravitacional etc. As fontes esgotáveis, por outro lado, podem ser exauridas num 
período consideravelmente mais curto, o exemplo mais evidente sendo o petróleo, e podendo-
se citar a madeira, o xisto, os carvões vegetal e mineral. Evidentemente, o período de tempo 
que separa as fontes esgotáveis das inesgotáveis é estritamente convencional e sujeito a 
redefinições futuras. No momento poder-se-ia considerar como fronteira um tempo da ordem 
de 100 anos, que é a expectativa de duração das reservas petrol
 
 
2a. classificação: quanto à duração do ciclo de renovação da fonte 
 
• Fontes renováveis 
• Fontes não renováveis 
 
As fontes renováveis são aquelas que, dependendo de providências apropriadas, podem 
ser repostas por um período de tempo bastante longo para os padrões de consumo atuais. 
Alguns exemplos são a madeira, o bagaço de cana, o álcool, o gás de biomassa, o carvão 
vegetal, etc. As fontes não renováveis não podem ser repostas, independentemente da ação 
humana. Exemplos os derivados do petróleo, do xisto, os elementos químicos, radioativos ou 
não, e
 
É interessante mencionar que quanto à duração do ciclo de renovação da fonte, o Sol é 
uma fonte não renovável. Este aparente contra-senso explica-se pelo fato que, na classificação 
relativa ao tempo de esgotamento da fonte, o Sol é considerado inesgotável e, portanto, não 
necessita ser renovado. O mesmo acontece com a energia contida nos ventos, nos oceanos e 
no campo gravitacional. 
 20
1.6. Máquinas de fluido 
Define-se como máquina de fluido aquelas em que o meio operante, isto é, o meio onde se 
processa a transformação de energia, é um fluido. Exemplos de máquinas deste tipo são bom-
bas (fig. 1.25), ventiladores (fig. 1.26), compressores (fig. 1.27), rodas d’água, turbinas a gás 
(fig. 1.21), a vapor (fig. 1.22), hidráulicas (fig. 1.24) ou eólicas (figs. 1.10 e 1.11), motores de 
combustão interna (fig. 1.23), motores de foguete, acionadores hidráulicos e pneumáticos (fig. 
1.28), trocadores de calor (fig. 1.29), etc. 
Uma outra definição equivalente para máquinas de fluido é a seguinte: máquinas de 
fluidos são aquelas em que um fluido recebe a energia que a máquina fornece ou fornece a 
energia que a máquina recebe. 
Uma vez que apenas alguns tipos particulares de máquinas de fluido são o objetivo des-
te texto, nenhuma classificação geral das máquinas será proposta. Como exemplos de outros 
tipos de máquina, citamos as máquinas transportadoras, as elevadoras e as ferramentas. 
 
 
 
Fig 1.25 – Bomba radial, de estágio simples e sucção simples (esq). Bomba radial , multi-
estágio, vazão máxima 56 m3/h, pressão máxima de 28 bar (dir) 
 
 
 
Fig 1.26 – Ventilador radial (esq) e rotor de ventilador axial (dir) 
 21
 
 
Fig. 1.27 – Compressor radial da família Turbo Air 2000, que tem potência entre 150 e 350 
HP (esq). Compressor alternativo de dois estágios (dir) 
 
 
 
Fig. 1.28 – Acionador hidráulico no braço de uma escavadeira. 
 
 
 
Fig. 1.29 - Dois modelos de trocador de calor do tipo casco e tubo 
 22
1.7. Classificações das máquinas de fluido 
As máquinas de fluido podem ser classificadas segundo diversos critérios. Aqui adotamos os 
critérios utilizados por Mataix (1975). Eles são: 
 
• Princípio de funcionamento; 
• Compressibilidade do escoamento; 
• Sentido da transmissão da energia. 
 
Segundo o primeiro critério, as máquinas de fluido dividem-se em máquinas de fluxo e 
volumétricas. De acordo com o segundo critério, dividem-se em máquinas térmicas e hidráu-
licas e de acordo com o terceiro, em máquinas motoras e geradoras. Cada um destes tipos de 
máquina será estudado a seguir. 
1.7.1. Máquinas volumétricas e de fluxo 
Máquinas volumétricas (MV) são aquelas em que a transformação energética se dá através de 
forças de pressão que agem sobre o fluido, no interior de câmaras de volume determinado. 
Neste tipo de máquina, uma certa quantidade de fluido é retida em uma câmara, onde sofre 
variações de pressão devidas à variação de volume da câmara. As máquinas volumétricas 
também são chamadas de máquinas de deslocamento positivo. 
Máquinas de fluxo (MF) são aquelas em que a transformação energética principal se dá 
através de forças devidas à variação da quantidade de movimento do escoamento, ao passar 
por um órgão rotativo dotado de pás, denominado rotor. As máquinas de fluxo também são 
chamadas de turbomáquinas. Ao contrario do que ocorre nas máquinas de volumétricas, nas 
máquinas de fluxo, o fluxo de massa é contínuo. 
Aplicações dos dois tipos de máquinas são bastante numerosas em engenharia. Incluem-
se entre as MF, turbobombas (fig. 1.25), turbinas a gás (fig. 1.21), vapor (fig. 1.22), hidráuli-
cas (fig. 1.24) e eólicas (figs. 1.10 –1.11), ventiladores (fig. 2.26) e turbocompressores (fig 
1.27 esq). Dentre as MV, podemos citar todas as máquinas de êmbolo, dentre as quais desta-
cam-se as bombas, os compressores (fig 1.27 dir), os MCI (fig 1.23), as máquinas a vapor, os 
cilindros hidráulicos (fig. 1.28) e pneumáticos, etc. São também MV as máquinas que utili-
zam membranas e as máquinas rotativas, de lóbulos, de engrenagens, deparafuso ou de palhe-
tas (fig. 1.30). 
 
Fig. 1.30 – Bomba de engrenagens (dir) e de diafragma (esq) 
 23
1.7.2. Máquinas térmicas e hidráulicas 
Define-se Máquinas hidráulicas (MH) como aquelas em que as variações de massa específica 
do fluido de trabalho são pequenas e podem ser desprezadas em seu projeto. As Máquinas 
térmicas (MT), por outro lado, são aquelas em que as tais variações não são desprezíveis, 
devendo ser levadas em conta durante o projeto. 
Exemplos de MH são as turbinas hidráulicas e as eólicas, as bombas e os acionadores 
hidráulicos de todos os tipos e a maioria dos ventiladores. Exemplos de MT são os 
turbocompressores e os compressores a pistão, os MCI, as turbinas a gás e a vapor e os 
acionadores pneumáticos. 
rficial. 
radial. 
a TG. 
1.7.3. Máquinas motoras e geradoras 
Máquinas motoras (MM) são aquelas em que o fluido cede energia à máquina, saindo, 
portanto, com menos energia do que entra. Máquinas geradoras (MG) são aquelas em que o 
fluido recebe energia da máquina, saindo assim com mais energia do que entra. 
Exemplos de MM são todos os tipos de turbina, os MCI e os acionadores hidráulicos e 
pneumáticos. Entre as MG incluem-se as bombas, os ventiladores e os compressores. 
 
 
Os três critérios de classificação apresentados acima aplicam-se simultaneamente a todo 
tipo de máquina de fluido. Deste modo, um ventilador é uma MF, MH, MG, uma turbina a 
gás é uma MF, MT, MM, uma turbina hidráulica é uma MF, MH, MM e o MCI é uma MV, 
MT, MM. 
O presente curso de Geração Potência concentra-se no estudo das máquinas de fluxo, 
motrizes, hidráulicas e térmicas (as turbinas hidráulicas e as turbinas a gás ou vapor, 
respectivamente). Os motores Diesel e as máquinas associadas a tipos não convencionais de 
geração elétrica (turbinas eólicas, por exemplo) serão estudados de forma mais supe
1.8. Elementos mecânicos essenciais das máquinas de fluxo 
Assim como muitas máquinas, as MF’s são, em princípio, bastante simples. Existem apenas 
dois componentes mecânicos essenciais: o rotor e o sistema diretor. O rotor é o elemento 
móvel, uma roda dotada de pás, ligada ao eixo para o qual o trabalho mecânico é enviado (nas 
MM) ou do qual é recebido (nas MG). O sistema diretor é o elemento fixo; um conjunto de 
pás fixas, ajustáveis ou não, responsável por guiar o fluido de trabalho incidente no rotor (nas 
MM) ou proveniente dele (nas MG) da maneira desejada. 
Diversos exemplos particulares de rotores e de sistemas diretores já foram mostrados 
nas figuras apresentadas anteriormente. As figs. 1.10 e 1.11 mostram rotores de turbinas 
eólicas, a fig. 1.21 o de uma TG, a fig. 1.22 o de uma TV, a fig. 1.24 o de TH e a fig. 1.26 
(dir) o de um ventilador axial. A fig. 1.24 mostra o sistema diretor de algumas TH, a fig. 1.25 
o de duas bombas radiais, a fig. 1.26 (esq) o de um ventilador radial e a fig. 1.27 o de um 
compressor 
Outros rotores e sistemas diretores aparecem em mais detalhes nas figs. 1.31–1.35. As 
figs. 1.31–1.33 mostram TH radiais, axiais, tangenciais e diagonais (os detalhes desta 
classificação serão estudados adiante). Os sistemas diretores das TH radial, diagonal e axial 
são essencialmente o mesmo. O da TH Pelton consiste em seu injetor de água. A fig. 1.34 
mostra uma bomba radial e a fig. 1.35 mostra detalhes do rotor de dois estágios de um
 24
O rotor é o elemento das MF onde são processadas as principais transformações de 
energia. As pás de que é dotado, o divide em canais ou conchas por onde circula o fluido de 
trabalho, que o preenche total ou parcialmente. Quando o preenchimento é total, como nas TH 
Francis, a MF é dita de admissão total e quando é parcial, como nas TH Pelton, de admissão 
parcial. Muitos tipos de máquinas contam com vários estágios, compostos por um rotor e um 
sistema diretor que recebem o mesmo fluido de trabalho sucessivamente. É o caso das TG’s e 
TV’s e das bombas. As TH modernas apresentam sempre um só estágio. 
O sistema diretor não possui configuração definida, apresentando-se sob as mais 
diversas formas em diferentes MF’s. Nas TG’s, por exemplo, o sistema diretor é um conjunto 
de pás fixas à carcaça que, em alguns modelos, apresenta direcionamento ajustável. As TH 
apresentam projeto semelhante mas com pás sempre ajustáveis, destinadas ao controle do 
fluxo de entrada. Elas também processam parte da transformação energética sofrida pelo 
fluido de trabalho. Nas bombas, o sistema diretor não apresenta pás na maioria dos casos. Ele 
é um conduto em forma de caracol, geralmente denominado voluta ou caixa espiral, 
constituído pela própria carcaça do equipamento e que também processa parte da 
transformação energética. Nas TH, o caracol é denominado caixa espiral. 
tor. 
gua estrangeira. 
ntes, etc. 
Pelas descrições anteriores percebe-se que o sistema diretor pode apresentar outras 
funções além do direcionamento do fluido de trabalho. As turbinas eólicas das figs. 1.10 e 
1.11 ilustram a existência de MF’s destituídas de sistema dire
Dependendo do tipo de MF, rotor e sistema diretor muitas vezes recebem diversas 
designações diferentes. Nas turbinas a gás, por exemplo, o rotor é habitualmente chamado 
roda móvel e suas pás palhetas; o sistema diretor é chamado roda fixa e suas pás 
simplesmente pás. Nas turbinas hidráulicas, o sistema diretor é usualmente denominado 
sistema adutor, distribuidor ou injetor. Nas bombas, o sistema diretor é referido como difusor 
e o rotor como impelidor. Um grande número de nomes distintos pode ser encontrado na 
literatura para designar os componentes das MF, alguns inclusive decorrentes de traduções 
questionáveis do termo original em lín
Em resumo, pode-se dizer que uma MF é essencialmente composta por um rotor que 
recebe fluido do sistema diretor (nas MM) ou o envia para ele (nas MG). O funcionamento 
destes dois componentes básicos, entretanto, só é viável com o uso de diversos outros 
componentes acessórios, que acabam sendo responsáveis pela grande complexidade destas 
máquinas. Dentre estes, estão sempre presentes eixos e mancais, vedações e carcaça. 
Dependendo do tipo de máquina, aparecem também acoplamentos mecânicos de eixos, caixas 
de redução, sistemas de lubrificação, refrigeração, injeção (ou alimentação) de combustível e 
controlador eletrônico associado, sistema de descarga, válvulas de controle, filtros de emissão 
de polue
 
 
 
 25
 
 
Fig. 1.31 – Rotor e sistema diretor das TH Francis radiais de Itaipu 
 
 
 
Fig. 1.32 – Rotores diagonal (esq) e axial (dir) de TH Francis e Kaplan. 
 
 
 26
 
 
Fig. 1.33 – Rotor tangencial e esquema de uma TH Pelton 
 
 
 
Fig. 1.34 – Rotor de três camadas de bomba radial (esq) e esquema mostrando a voluta (dir). 
Para ver a animação de uma bomba radial em funcionamento visite 
www.lingolex.com/bilc/pump1.gif 
 
 
 27
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.35 – Turbina de alta pressão em dois estágios, fabricada pela GE. 
Parte do motor aeronáutico CF34-8C1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.36 – Esquema de funcionamento dos vários estágios de uma TG (esq.) Rotor da TG 
CF6-80E1, que equipa a aeronaves A300, mostrando os canais de circulação do ar de 
refrigeração (dir.). 
 28
1.9. Classificações das máquinas de fluxo 
Como mencionado anteriormente, as MF podem ser classificadas quanto à compressibilidade 
do escoamento e quanto ao sentido de transmissão da energia em seu interior. Deste modo, as 
MF podem ser térmicas ou hidráulicas e motoras ou geradoras. 
Outra classificação possível diz respeito à direção do escoamento à entrada do rotor nas 
MM (ou saída nas MG) e em relação ao seu eixo. As MF dividem-se em: 
 
• Máquinas radiais; 
• Máquinas axiais; 
• Máquinas diagonais; 
• Máquinas tangenciais. 
 
Nas máquinas radiais, o vetor velocidade do fluido possui componentes radial e 
tangencial. Nas axiais, possui componentes axial e tangencial. Nas diagonais, possui 
componentes axial, radial e tangencial. Nas máquinas tangenciais,o vetor velocidade só 
possui componente tangencial. É interessante observar que em todos os tipos de máquina, o 
escoamento possui a componente de velocidade tangencial e as outras duas componentes é 
que são responsáveis pela denominação da máquina. Em resumo, 
)
)
)
)
lta a sua fabricação. 
 
( 0,, θVVV r= : máquina radial; 
( zVVV ,,0 θ= : máquina axial; 
( zr VVVV ,, θ= : máquina diagonal; 
( 0,,0 θVV = : máquina tangencial; 
 
As figs. 1.31 e 1.33 ilustram a classificação das MF quanto à direção do escoamento 
utilizando rotores de TH. A TH Francis da fig. 1.31 é uma máquina radial, a TH Francis da 
fig. 1.32 (esq) é uma máquina diagonal, a TH Kaplan da fig. 1.32 (dir.) é axial e a TH Pelton 
da fig. 1.33 é tangencial. As TH são as únicas MF disponíveis nos quatro tipos de projeto. As 
bombas e os ventiladores são sempre radiais, axiais ou diagonais, as turbinas eólicas são 
radiais ou axiais e a maioria das TG’s e TV’s de grande porte são axiais. A moderna 
tendência de se utilizar pequenas unidades para geração distribuída de energia elétrica tem 
sido responsável pelo uso de TG radiais. Projetos de TG de pequena potência axiais 
especificam o uso de palhetas muito pequenas, o que compromete a eficiência da máquina e 
dificu
 
 29
2. Principais componentes das centrais 
hidroelétricas 
e energia elétrica. 
: 
Uma central geradora é composta pela máquina geradora e por um número de outros 
equipamentos necessários à sua utilização. Baseado nesta definição, define-se central 
hidroelétrica como o tipo de central geradora que utiliza uma máquina hidráulica para 
geração d
2.1. Classificações e descrições 
A transformação da energia hidráulica (potencial gravitacional, de pressão e cinética) em 
energia elétrica, realizada num conjunto TH—gerador, exige que se disponha de uma certa 
vazão de água, gerada por um desnível entre dois reservatórios conhecidos como reservatório 
de captação e reservatório de descarga. Nas centrais instaladas em rios, este desnível pode 
ser natural, devido à topografia do terreno, ou artificial, criado pelo uso de uma barragem. 
Nas centrais maremotrizes tradicionais, o desnível é gerado pela diferença de alturas entre a 
preamar e a baixa-mar. Este tipo de central é ainda bastante incomum e será estudado em um 
capítulo à parte. As centrais instaladas em rios representam a grande maioria das centrais em 
funcionamento atualmente no Brasil e serão estudadas em detalhes a seguir. 
Há diversos critérios segundo os quais as centrais hidroelétricas instaladas em rios 
podem ser classificadas. Algumas classificações encontradas na literatura são as seguintes
 
 
• Quanto à finalidade da central; 
• Quanto ao tipo do reservatório; 
• Quanto à queda; 
• Quanto à potência; 
• Quanto à forma de captação da água; 
• Quanto ao sistema de fornecimento de energia; 
• Quanto à sua função na rede de distribuição de energia: 
 
 
Elas serão estudadas separadamente a seguir. 
 
 
 
1a. classificação: quanto à finalidade da central: 
 
• Centrais que produzem somente trabalho mecânico 
• Centrais que produzem somente energia elétrica 
• Centrais que produzem energia elétrica e cujo reservatório se presta a outras finalidades 
 
As centrais que produzem somente trabalho mecânico são bastante incomuns no Brasil. 
As centrais que produzem apenas energia elétrica são as mais habituais em nosso país, mas 
interessantemente são consideradas economicamente pouco viáveis por alguns autores euro-
peus. As outras finalidades possíveis para o reservatório são irrigação, navegação, forneci-
mento de água para consumo humano, proteção contra inundações, turismo e lazer. Eviden-
temente, as centrais brasileiras desempenham a maioria destas funções, ainda que não de for-
 30
ma planejada como os autores europeus provavelmente supõe em sua análise. A fig. 2.1 mos-
tra um reservatório destinado à proteção contra inundações, nos EUA. 
 
 
Fig. 2.1 – Reservatório destinado a controle de inundações, Pittsburgh, Pennsylvania, EUA. 
 
 
2a. classificação: quanto ao tipo do reservatório 
 
• Centrais com reservatório de regularização (ou de acumulação). 
• Centrais com reservatório de captação (ou a fio d’água ou de água corrente); 
• Centrais de acumulação por bombeamento. 
 
Todas as centrais possuem algum tipo de reservatório, criado por uma barragem 
artificial. As centrais que possuem grandes reservatórios, com capacidade de regularização 
anual ou plurianual da vazão do rio, são chamadas centrais com reservatório de 
regularização. É o caso da maioria das centrais brasileiras, como a de Itaipu, a de Paulo 
Afonso e a de Tucuruí, figs. 1.1—1.4. As que possuem reservatórios com capacidade inferior, 
são chamadas centrais com reservatório de captação (fig. 2.2). 
âmetro. 
s 
subseqüentes períodos de falta. 
Nas centrais com reservatório de captação, toda água que chega ao reservatório e não é 
utilizada, escoa sobre vertedouros e é perdida, do ponto de vista energético, junto com a 
potência que seria gerada a partir dela. Nos períodos de seca, pode ser necessário tirar uma ou 
mais turbinas de operação em centrais deste tipo, o que resulta num fornecimento irregular de 
energia durante o ano. A fig. 2.2 (esq) mostra a central hidroelétrica de Calderas na Espanha, 
cujo reservatório, com capacidade de 330.000 m3 é suficiente para apenas aproximadamente 
13 horas de operação (à vazão de 6,7 m3/h). A central opera com 2 turbinas tipo Pelton, de 
eixo vertical, com 6 injetores cada, velocidade de 240 rpm e potência nominal de 13 MW 
cada, a 152,5 m de queda média. A fig. 2.2 (dir) mostra a central de Luiz Carlos Barreto 
Carvalho (ex central de Estreito), perto de Franca, SP, com 60,8 m de queda nominal, 
potência nominal de 1.050 MW fornecida por 6 TH Francis de eixo vertical, com rotor de 5,8 
m de di
As centrais de acumulação por bombeamento (fig. 2.3) são um recurso utilizado para 
armazenar energia hidráulica em países em que geração não é predominantemente 
hidroelétrica. O sistema é composto de dois reservatórios, um superior e um inferior. Quando 
existe falta de potência na rede de distribuição, a central opera gerando energia com a água 
escoando do reservatório superior para o inferior. Quando existe sobra, a central opera 
bombeando água no sentido contrário, para armazenar energia a ser utilizada no
 31
 
 
Fig. 2.2 – Centrais hidroelétricas com reservatório de captação: Calderas, Espanha (esq) e 
Luiz Carlos Barreto Carvalho (ex central de Estreito, dir.), perto de Franca, SP. 
 
 
Fig. 2.3 – Esquema de uma central hidroelétrica de acumulação por bombeamento. 
 
 
3a. classificação: quanto à queda bruta (em m): 
 
• Centrais de baixíssima queda: 10≤bH 
• Centrais de baixa queda: 5010 ≤≤ bH 
• Centrais de média queda: 25050 ≤≤ bH 
• Centrais de alta queda: bH≤250 
 
Antes de tudo, é preciso definir o que se entende por queda bruta, um conceito que será 
explicado com mais detalhes no próximo capítulo. Entende-se como queda bruta, a diferença 
de alturas topográficas entre os reservatórios de captação e de descarga de uma central. A 
figura 2.4 (esq) ilustra o conceito com um esquema de uma central de baixíssima queda. 
Ente as centrais de alta queda pode-se citar a de Laures, Itália, instalada em uma queda 
bruta de 2.030 m. No outro extremo da escala, há a central de Nagahamadi, Egito, que utiliza 
uma queda variando de 2,4 a 4,4 m. 
Um limite superior de altura para o aproveitamento hidroelétrico teoricamente não exis-
te. Quedas muito altas podem ser aproveitadas, utilizando-se centrais intermediárias construí-
das ao longo da queda. À medida que as quedas vão diminuindo, o percentual de energia con-
sumido por atrito hidrodinâmico vai aumentando. Eventualmente, é atingido um ponto em que 
 32
a central torna-se economicamente inviável, devido à sua baixa eficiência. Este limite, entre-
tanto, depende da tecnologia utilizada. Atualmente, não é interessante aproveitar quedas abai-
xo de 2 m. 
É interessante, contudo,observar que os limites da classificação anterior não são rígi-
dos. Eles variam com o tempo, à medida que a tecnologia avança e também (consideravel-
mente) de autor para autor. 
 
 
Ene
rgia
Fig. 2.4 – Esquema de central hidroelétrica de baixíssima queda, ilustrando a diferença entre 
os níveis dos reservatórios de captação e de descarga. 
 
 
 
Fig 2.5 – Central hidroelétrica de Porto Colômbia (esq.), SP: baixa queda (19,30 m). Central 
de Henry Borden (dir.), Cubatão, SP: alta queda (720 m). 
 
 
A central hidroelétrica de Porto Colômbia (fig. 2.5, esq.) é do tipo de baixa queda, rara 
no Brasil, com queda de 19,30 m. Localizada a 50 Km de Barretos, SP. Sua potência instalada 
é de 320 MW, fornecida por 4 TH Kaplan de 5,5 m de diâmetro. A central hidroelétrica de 
Itaipu, trabalha numa queda de 118,4 m e é, portanto, considerada de média queda. O 
complexo Henry Borden (fig. 2.5, dir.), localizado no sopé da Serra do Mar, em Cubatão, SP, 
é composto por duas usinas de alta queda (720 m), denominadas Externa e Subterrânea, 
compostas por 14 grupos geradores acionados por TP, perfazendo uma capacidade instalada 
de 889 MW, para uma vazão de 157 m3/s. 
 33
4a. classificação: quanto à potência (em MW): 
 
• Microcentrais: 1.0≤N
• Minicentrais: 11.0 ≤≤ N 
• Pequenas centrais: 101 ≤≤ N 
• Médias centrais: 10010 ≤≤ N 
• Grandes centrais: N≤100 
 
Os limites deste critério também não são rígidos; variando de acordo com o autor e com 
a região considerada. Na Europa, por exemplo, as minicentrais da classificação acima são 
consideradas pequenas. Além disso, uma central que nos anos 50 seria considerada grande, 
hoje em dia pode ser considerada média, pois as potências cresceram mais de mil vezes ao 
longo do século XX. 
A fig. 2.6 fornece dados de potência de algumas das maiores centrais do mundo. A cen-
tral de Itaipu, no rio Paraná, é a maior, com potência instalada de 12.600 MW, fornecidas por 
18 turbinas Francis de 700 MW cada. A central de Três Gargantas na China, encontra-se em 
construção, e sua potência instalada prevista é de 18.200 MW, fornecida por 26 TH Francis 
de 680 MW cada. 
 
 
Fig.2.6 – Maiores centrais hidroelétricas do mundo em 2002 
 
 
Fig. 2.7 – Chamada do PCH-COM, programa desenvolvido pela Eletrobrás (esq.). Esquema 
do PCH de São Gabriel da Cachoeira, AM (dir.), queda bruta média de 13,14 m. 
 34
A Eletrobrás vem incentivando a criação de microcentrais, denominadas pela empresa 
de pequenas centrais hidroelétricas, PCH’s. O programa prevê que as PCH’s operem integra-
das à rede nacional de distribuição, de forma que a energia excedente (caso haja), possa ser 
vendida para a concessionária local. O texto a seguir foi reproduzido da página da Eletrobrás. 
 
 
Conceituação do Programa PCH-COM
 
O PCH-COM é um programa criado para viabilizar a implantação ou 
revitalização de pequenas centrais hidrelétricas, onde a ELETROBRÁS garante a 
compra de energia da usina e o BNDES oferece seu financiamento para o 
empreendimento. 
ra sustentação dos financiamentos. 
s: 
a Interligado. 
O PCH-COM se destina a empreendedores privados interessados em 
construir ou revitalizar PCH’s, conectadas ao Sistema Interligado Brasileiro, que 
necessitem de uma garantia de compra da energia e de financiamento para 
implantação de seu empreendimento. O PCH-COM pretende solucionar uma das 
principais dificuldades encontradas pelos empreendedores de PCH’s no que se 
refere à obtenção de financiamento. A obtenção de crédito para os 
empreendimentos junto aos agentes financeiros está vinculada à existência de uma 
garantia de venda da energia da usina, através de contratos de longo prazo. 
Participando do PCH-COM o empreendedor terá sua energia* contratada pela 
ELETROBRÁS, garantindo dessa maneira o financiamento do BNDES. A 
concepção do Programa está apoiada na idéia de prover garantia de receita aos 
empreendedores das PCH’s pa
Sob o enfoque do empreendimento o PCH-COM, oferece as seguintes 
vantagen
 
• Garantia de receita para a sustentação do financiamento do BNDES; 
• Possibilidade de comercialização imediata da energia produzida da PCH; 
• Redução de custos (sic) devido a ELETROBRÁS atuar como representante do 
empreendedor no MAE; 
• Participação no rateio dos excedentes financeiros da Carteira do PCH-COM; 
• Implantação do Projeto com o acompanhamento da ELETROBRÁS; 
• Operação e manutenção da PCH com acompanhamento da ELETROBRÁS; 
• Garantia pela ELETROBRÁS da qualidade do projeto em relação à engenharia 
e meio ambiente; e 
• Opção de desligamento do Programa e comercialização de sua própria energia. 
 
O montante de energia da PCH a ser contratado pela ELETROBRÁS será a 
Energia Assegurada, calculada na forma determinada pelo Órgão Regulador e por 
este homologada. O preço da energia contratada da PCH leva em conta as 
despesas operacionais incorridas para o repasse desta energia contratada ao 
mercado e tem como referência o VN (Valor Normativo) da fonte de geração 
competitiva do Sistem
 
 
5a. classificação: quanto à forma de captação da água 
 
• Centrais em desvio e em derivação 
• Centrais em leito de rio 
 35
 
 
Fig. 2.8 – Esquema de central em desvio 
 
 
As centrais em desvio e em derivação caracterizam-se pelo fato que a maior parte do 
desnível decorre da própria declividade do leito do rio. A captação é feita num ponto de cota 
elevada, de onde a água é conduzida para as TH e posteriormente para a descarga no rio. Se o 
rio de descarga for o mesmo de captação, a central é dita em desvio. Se for outro, ela é dita 
em derivação. A figura 2.8 mostra o esquema de uma central em desvio. 
As centrais em leito de rio localizam-se, como o nome sugere, no próprio leito do rio 
que lhes fornece água. Podem ser centrais com reservatórios de regularização ou de captaçãoe 
constituem a maioria das centrais brasileiras. A central de Itaipu é o exemplo mais conhecido. 
 
 
6a. classificação: quanto ao sistema de fornecimento de energia 
 
• Centrais isoladas 
• Centrais interligadas 
 
As centrais isoladas alimentam uma rede de consumo particular, isolada da rede geral 
do país. Um exemplo comum são as centrais que abastecem indústrias. O sistema tem a 
vantagem de reduzir os custos de distribuição de energia. A desvantagem óbvia é que toda a 
energia excedente é perdida, geralmente sob a forma de água não turbinada. 
s. 
As centrais interligadas alimentam a rede nacional e operam junto com as outras 
centrais hidroelétricas, termoelétricas, nucleares, eólicas, etc do país. Este sistema é mais 
econômico do ponto de vista energético, mas implica na construção e manutenção da rede de 
transmissão e distribuição nacional. A tendência moderna, porém, é a unificação das centrais 
em redes nacionais e até multinacionai
 
 
7a. classificação: quanto à sua função no sistema nacional de energia elétrica 
 
• Centrais de base 
• Centrais de pico ou de ponta 
 
 36
As centrais de base são utilizadas para cobrir a base do diagrama de cargas (fig. 2.9). 
Elas operam em sua capacidade nominal, ou o mais próximo possível dela, durante todo o 
tempo. A figura 2.9 mostra um diagrama de cargas, ilustrando o campo de funcionamento 
deste tipo de central. As centrais de pico (ou de ponta) são utilizadas principalmente para 
cobrir as pontas do diagrama de cargas e trabalham geralmente em tempo parcial. 
As centrais com reservatório de regularização apresentam máxima flexibilidade, 
podendo ser utilizadas como centrais de base ou de pico, de acordo com a estação do ano 
(seca ou chuvosa) e com a precipitação daquele ano (acima ou abaixo da média 
climatológica). As centrais com reservatório de captação, normalmente são utilizadas como 
centrais de base para evitar a perda de vazão que ocorreria se elas só fossem utilizados nos 
icos de demanda. 
 
Fig. 2.9 – Campo de funcionamento das centrais de base e de pico 
2.2. Partes componentes de uma central 
tre os componentes não básicos, porém essenciais de uma central, destacam-os seguintes: 
 de água; 
 Condutos de restituição de água. 
 
Cada um será estudado separadamente a seguir. 
2.2.1. Barragens e obras acessórias 
p
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 t 
Demanda 
(MW) 
0 12 24 
Centrais 
de base 
Centrais 
de pico 
Carga 
de base 
Fonte de 
energia 
Uma central hidroelétrica é um grande conjunto de máquinas, equipamentos e edificações 
destinados a garantir o funcionamento dos grupos turbina-gerador, que são seus principais 
componentes. En
se
 
• Barragem; 
• Condutos de adução
• Casa de máquinas; 
•
As barragens são estruturas transversais ao leito do rio, destinadas fundamentalmente a repre-
sar sua água, para utiliza-la em centrais diversas (em leito de rio ou não, com reservatório de 
regularização ou de captação). Na literatura, o termo barragem geralmente está associado a 
centrais em leito de rio com reservatório de regularização. Neste caso, elas são responsáveis 
 37
também pela elevação do nível do rio, proporcionando o maior desnível possível para o apro-
veitamento hidroelétrico, levando em conta questões ambientais e econômicas. Como benefí-
cios secundários das barragens sobre os rios podem ser mencionadas a melhora das condições 
de navegabilidade e o controle dos efeitos das secas prolongadas sobre as atividades agrope-
cuária
rragens podem ser encontrados nas centrais hidroelétricas existen-
tes. Os mais comuns são: 
ade 
 Barragens a arco-gravidade 
 
arco de dupla curv de comprimento 
máximo, pertencente à empresa energética Furnas (dir). 
 
taipu 
(fig. 2
J), com potência 
instal
idade. Exigem 
meno
s nas terras adjacentes. 
Diversos tipos de ba
 
 
• Barragens a gravid
• Barragens a arco 
•
 
 
Fig. 2.10 – Corte transversal da barragem a gravidade da central de Itaipu (esq). Barragem a 
atura da central do Funil, Itatiaia/Resende, RJ, com 385 m
 
Barragens a gravidade são aquelas em que o equilíbrio da construção sob a força 
exercida pela água se dá em virtude de seu peso próprio. Podem ser executadas em alvenaria 
de pedra, concreto ciclópico, concreto armado, terra ou pedras soltas (enrocamento). São 
sempre bastante largas e consomem muito material em sua construção. As centrais de I
.10), de Paulo Afonso (fig. 1.3) e de Tucuruí (fig. 1.4) utilizam este tipo de construção. 
Barragens a arco são estruturas que aproveitam a propriedade que tem os arcos de 
transmitir a carga sobre eles aplicada para as extremidades, neste caso, as margens do rio. As 
condições gerais para sua utilização são margens do rio altas, feitas de rocha resistente e sadia 
e relação entre largura e profundidade local da barragem não maior do que 4. Elas empregam 
relativamente pouco material e são feitas de concreto armado. O exemplo da fig. 2.10 (dir) é a 
central do Funil, localizada entre os municípios de Itatiaia e Resende (R
ada de 216 MW, queda nominal de 71,5 m, operando com 3 TH Francis. 
As barragens a arco-gravidade são um tipo intermediário entre os dois anteriores. Tem 
construção em forma de arco, porém bastante robusta como as barragens a grav
s sanidade das margens do rio e podem ser feitas em concreto ciclópico. 
 38
Dentre as diversas estruturas acessórias às barragens, duas são indispensáveis para sua 
• Descarregadores de vazões excedentes; 
• T
a cinética da água para evitar erosão do leito do rio. Os descarregadores de fundo 
são c
em operação. Ele é controlado por três comportas do tipo 
segm
rades de 
prote
emerg
jusante 
das comportas e destina-se a evitar que a depressão (isto é, a pressão abaixo da atmosférica) 
formada nos casos de fechamento de emergência colapse as tubulações. No caso de Itaipu, o 
tubo de aeração está localizado, estritamente falando, no conduto de adução de água. Nestes 
casos, ele geralmente recebe outra denominação, conforme será mencionado a seguir. 
 
utilização: 
 
omadas de água 
 
Os descarregadores de vazões excedentes, ou vertedores, destinam-se a evitar que a 
barragem transborde ou que as terras vizinhas sejam indevidamente alagadas. Podem ser de 
superfície ou de fundo, móveis ou fixos. Os vertedores fazem parte da estrutura da barragem, e 
permitem que a água excedente seja restituída ao leito do rio, servindo, portanto, como 
regulador do nível do reservatório. Podem ou não ser dotados de comportas para controle da 
vazão, constituindo-se nos tipos móvel e fixo, respectivamente. As figuras 1.1 e 1.2 mostram 
a central de Itaipu com seus vertedores em operação. A fig. 1.3 mostra o mesmo para a central 
de Paulo Afonso. O vertedor da fig. 2.2 (dir) encontra-se seco. Muitas vezes, a base do 
vertedor apresenta construções chamadas dissipadores de energia, que tem por finalidade 
retirar energi
onstruídos na parte inferior das barragens e são sempre dotados de comportas e 
dissipadores de energia. 
Algumas barragens possuem ao mesmo tempo vertedores (ou descarregadores) de 
superfície e de fundo, sendo o segundo utilizado para limpeza de material acumulado na base 
das barragens. Outras, ainda, utilizam descarregadores de fundo primários e secundários para 
cumprir estas finalidades. Um exemplo é a central de Funil, fig. 2.10 (dir), onde o 
descarregador primário é visto 
ento, com descarga máxima conjunta de 4.400 m3/s. A descarga de fundo secundária é 
de jato cônico e tem vazão máxima de 210 m3/s. 
As tomadas de água são o ponto onde se inicia a captação da água levada às turbinas. A 
fig. 2.11 mostra a tomada d’água de Itaipu. Tomadas d’água podem ser incorporadas à 
barragem ou independentes. Podem operar sob pressão, como a de Itaipu, ou em regime de 
superfície livre, como a do esquema da fig. 2.8. O conjunto conta ainda com g
ção, comportas, stop-logs, e tubos de aeração, itens que podem ser vistos na fig. 2.11. A 
central de Funil (fig. 2.10, dir.), utiliza três comportas do tipo lagarta em suas tomadas 
d’água. 
As grades de proteção têm a finalidade de interceptar o material sólido carregado pelo 
rio, como lixo, galhos, pedras e peixes grandes. A comporta da tomada d’água destina-se a 
isolar a TH do reservatório de captação, permitindo sua manutenção. Em centrais de pequeno 
porte, ela pode ser usada também para regular a admissão de água. Em centrais maiores, esta 
regulagem é feita através de válvulas localizadas nos condutos de adução de água, próximo à 
TH. Muitas comportas contam com dispositivos de fechamento rápido para casos de 
ência, como o desligamento de grandes seções da malha de distribuição. Para realizar 
serviços de manutenção na comporta, as centrais utilizam outra comporta, denominada stop-
log (ver fig. 2.11), que é instalada a montante da primeira durante a manutenção e depois 
retirada. 
O tubo de aeração é usado nas tomadas de água sob pressão, imediatamente a 
 39
 
 
Fig. 2.11 – Tomada d’água da central de Itaipu, mostrando comportas, grades, condutos 
orçados e outros elementos.f 
escoamento 
intern
fechado ou aberto. Este fenômeno é conhecido como 
golpe de aríete e será explicado a seguir. 
2.2.2. Condutos de adução água 
Os condutos de adução destinam-se a conduzir a água da barragem até as turbinas. Podem ser 
de baixa ou de alta pressão, os últimos também chamados condutos forçados. Podem 
apresentar-se sob a forma de canais abertos, tubulações, túneis ou galerias escavadas na 
rocha. Os condutos de baixa pressão apresentam baixa declividade e baixa velocidade de 
escoamento e são do tipo galeria ou canal aberto. Quando construídos sob a forma de galeria e 
em rocha sã podem dispensar o revestimento interno. Os condutos de alta pressão são tubos 
fechados, embutidos na rocha, no concreto ou construídos a céu aberto, caso da figs. 2.1 (dir), 
2.4 (dir) e 2.12, que mostra os condutos forçados da Central de Itaipu. As tubulações a céu 
aberto devem ser ancoradas ao terreno para resistir às forças resultantes do 
o. 
O dimensionamento dos condutos obedece a uma série de critérios. Em termos de custo, 
quanto maiores os diâmetros, maior o investimento inicial, mas menores as perdas de energia 
poratrito. Quanto à resistência mecânica, a pior solicitação é a onda de pressão formada 
quando o conduto é repentinamente 
 40
 
 
Fig. 2.12 – Condutos forçados da central de Itaipu 
 
 
Foi mencionado anteriormente que escoamento qualquer tem sua energia total dividida 
entre três formas principais: cinética, potencial gravitacional e de pressão. Quando a 
tubulação é repentinamente fechada, a energia cinética cai repentinamente a zero. Por 
exigência da Lei da Conservação da Energia, esta parcela deve reaparecer sob a forma de 
energia de pressão ou potencial gravitacional, criando um aumento de pressão ou de altura na 
superfície livre do líquido mais próxima. O processo inverso também ocorre, isto é, quando a 
fluxo é repentinamente aumentado e o fluido, portanto, acelerado, uma diminuição repentina 
em sua pressão ou altura é observada. 
o negativa. 
Nas centrais hidroelétricas, o golpe de aríete aparece sempre que uma turbina abastecida 
por um conduto de alta pressão tem sua vazão repentinamente diminuída, por exigência da 
demanda da rede. Para evitar que o aumento de pressão associado rompa as tubulações, uma 
superfície livre deve ser criada o mais próximo possível do órgão controlador da vazão para 
que sua altura possa variar correspondentemente. Isto pode ser feito ligando-se uma tubulação 
vertical aos condutos neste ponto, com a extremidade aberta para a atmosfera. Este 
equipamento recebe o nome de chaminé de equilíbrio e é encontrado nas mais variadas 
formas, sendo a mais comum a cilíndrica. A figura 2.11 mostra a chaminé de equilíbrio de 
Itaipu (denominada tomada de ar no original). A chaminé de equilíbrio também serve para 
evitar que o aumento repentino da vazão nas turbinas leve as tubulações ao colapso com sua 
onda de pressã
Um outro dispositivo, denominado câmara de carga, também se presta à mesma função 
da chaminé de equilíbrio. Ele é instalado em centrais que possuem condutos do tipo canal 
aberto e é basicamente uma expansão do canal, na forma de um pequeno reservatório. Além 
das funções realizadas pela chaminé de equilíbrio, a câmara de carga aumenta a velocidade de 
resposta da água no caso de uma abertura brusca da turbina e recebe seu excesso, no caso de 
um fechamento. 
2.2.3. Casa de máquinas 
É o prédio que abriga as turbinas, os geradores e o restante dos equipamentos necessários à 
operação da central. 
 41
Dentre os equipamentos usuais, alguns estão sempre presentes: os equipamentos elétri-
cos de controle (abrigados na sala de controle), as válvulas de controle e seus servo-
mecanismos associados. A ponte rolante, destinada ao transporte das máquinas está sempre 
presente em centrais de grande porte. 
Nas centrais com reservatório de regularização, a casa de máquinas é geralmente locali-
zada ao pé da barragem. Em centrais de baixa queda, a casa de máquinas costuma estar incor-
porada à barragem. As figs. 2.2 (dir), 2.4 (dir) e 2.5 mostram casas de máquinas localizadas 
ao pé das respectivas barragens. A fig. 2.13 mostra o esquema de uma casa de máquinas ao pé 
da barragem (e ao ar livre) e uma subterrânea. 
 
 
Fig 2.13 – Exemplos de casas de máquinas 
2.2.4. Restituição de água 
Uma vez que a água tiver sido utilizada para a geração de energia elétrica (ou turbinada), ela 
deve ser restituída ao rio ou ao reservatório de descarga, através de uma estrutura geralmente 
denominada canal de fuga. 
A restituição tem início na saída das turbinas, num tubo de formato troncônico, 
chamado tudo de sucção ou de aspiração, que pode não estar presente econtinua pelo canal 
de fuga que pode ser artificial ou simplesmente o leito do rio. Um destes tubos é mostrado na 
fig. 2.14 e seu funcionamento será explicado no próximo capítulo. Para evitar perdas por 
atrito, ele deve ser o mais curto possível. Em alguns casos o canal de fuga situa-se abaixo do 
nível do reservatório de descarga, conforme esquema da fig. 2.4 (esq). Nestes casos, os tubos 
de sucção devem ser dotados de chaminés de equilíbrio, pelos motivos já explicados, e 
também de stop-logs, para permitir sua manutenção. 
 42
 
 
Fig. 2.14 – Tubo de sução de formato troncônico. 
2.2.5. Resumo 
A figura 2.15 mostra o esquema geral de uma central hidroelétrica típica. É essencial perceber 
que cada local aproveitável para a construção de uma central hidroelétrica tem suas próprias 
características pluviais, fluviais e topográficas e que uma infinidade de soluções pode ser 
encontrada para aproveita-las de forma eficiente. Muitos dos elementos descritos nos itens 
anteriores podem ser omitidos de uma central em particular, dependendo das condições. 
Outros podem ser criados para atender a uma demanda específica do projeto. Certamente não 
existem dois aproveitamentos hidroelétricos iguais no mundo. Isso só ocorre por coincidência 
ou exigência de projeto. 
eração. 
ticas. 
2.3. Panorama do aproveitamento hidroelétrico brasileiro. 
Um resumo do aproveitamento hidroelétrico brasileiro é mostrado no anexo 1. Apenas as 
centrais com potência superior a 10 MW foram registradas. Em agosto de 1999, existiam no 
Brasil 596 centrais, estando 126 em operação e 470 em fase de projeto ou de construção. As 
centrais em operação com potência inferior a 10 MW totalizam 263, perfazendo um total 
nacional de 879. Elas correspondem a um potencial hidrelétrico em torno de 1% do total 
nacional em op
Nenhum estudo sobre geração hidroelétrica pode terminar sem um resumo das 
principais características das grandes centrais brasileiras. Sem pretender ser completo, esta 
seção apresenta a seguir um breve relato de tais caracterís
 
 43
 
 
Fig. 2.15 – Esquema geral de uma central hidroelétrica 
2.3.1. Itaipu 
Muito já foi dito neste capítulo acerca da central de Itaipu. Diversas vezes ela foi usada para 
ilustrar conceitos e definições. Isso se deve ao fato que Itaipu é, desde que foi posta em ope-
ração em 1984, a maior central hidroelétrica do mundo. A central de Itaipu está localizada no 
Rio Paraná, no trecho de fronteira entre o Brasil e o Paraguai, 14 km ao norte da Ponte da 
Amizade (Fig. 2.16). A área do projeto se estende desde Foz do Iguaçu (Brasil) e Ciudad del 
Este (Paraguai) ao sul até Guaíra (Brasil) e Salto del Guairá (Paraguai) ao norte. 
 
 
Fig. 2.16 – Localização de Itaipu 
Itaipu é um empreendimento binacional desenvolvido pelo Brasil e pelo Paraguai. A po-
tência instalada é de 12.600 MW e a produção recorde de 2.000, 93.400 GWh, supriu 95% da 
 44
energia elétrica consumida no Paraguai e 24% da demanda brasileira. Em 2003, o rio Paraná 
apresentou vazão média de 10.505 m3/s, com valores diários que variando entre 7.733 e 
18.035 m3/s. 
O reservatório de Itaipu é bastante longo e proporcionalmente estreito: 170 km de ex-
tensão por 7 km de largura média. O volume de água máximo é 29.109 m3 e o volume útil é de 
19.109 m3. A queda bruta varia entre 128 e 84 m, sendo a média 118,4 m. A figura 2.17 mos-
tra um esquema do reservatório. Na obra foram utilizados 12.600.000 m3 de concreto estrutu-
ral com refrigeração e 478.270 ton. de aço. A barragem principal (fig. 2.10, esq.) é do tipo 
gravidade aliviada, tem 612 m de comprimento, 196 m de altura máxima e consumiu 
4.400.000 m3 de concreto. 
 
 
Fig. 2.17 – Reservatório da central de Itaipu 
 
O “Lago de Itaipu”, como o reservatório ficou conhecido, tem superfície de 1.350 km2 e 
foi formado em 14 dias, período em que as águas subiram 100 metros, chegando às comportas 
do vertedouro. Durante a formação do reservatório, equipes do setor ambiental de Itaipu 
percorreram em barcos e lanchas a área que seria alagada, salvando espécies de animais da 
região, em uma operação conhecida como Mymba Kuera, que em tupi-guarani quer dizer 
“pega-bicho”. 
00 MW. 
As 18 TH Francis que equipam Itaipu têm potência nominal de 715 MW e operam 
metade a 60 Hz, metade a 50 Hz. Sua rotação nominal é 90,9 (50 Hz) e 92,3 rpm (60 Hz). A 
queda de projeto das TH de Itaipu é 118,4 m a vazão 645 m3/s. A peça indivisível mais pesadadas TH é o seu rotor, cada um pesando 296 t. O conjunto soma 3.360 t. A figura 2.18 mostra 
fotos e um esquema de uma das TH de Itaipu. 
Os geradores de Itaipu são em número de 18, um para cada TH, metade operando a 60 
Hz , metade a 50 Hz A potência nominal unitária é 823,6 MVA a 50 Hz e 737,0 MVA a 60 
Hz, sob tensão nominal de 18 kV. Cada gerador possui 66 pólos (50 Hz) e 78 (60 Hz). O fator 
de potência é 0,85 (50 Hz) e 0,95 (60 Hz). A peça mais pesada da unidade, seu rotor, pesa 
1.760 t. Cada unidade completa soma 3.343 t (50 Hz) e 3.242 (60 Hz). A figura 2.19 mostra 
fotos e um esquema de um dos geradores. 
O projeto original de Itaipu prevê a instalação de mais 2 unidades geradoras, a ser 
postas em funcionamento quando conveniente. Sua fabricação e instalação está a cargo do 
Consórcio Ceitaipu, que venceu uma licitação internacional e prevê a conclusão do 
comissionamento das unidades para maio de 2005. A capacidade instalada de Itaipu passará, 
então, dos atuais 12.600 para 14.0
 45
 
 
Fig. 2.18 – Detalhes das TH Francis da central de Itaipu. 
 
 
 
Fig. 2.19 – Detalhes dos geradores da central de Itaipu. 
 
Itaipu é resultado de negociações iniciadas entre Brasil e Paraguai na década de 60. 
Algumas datas importantes na construção da central são apresentadas a seguir. 
 
 46
• 1970: o consórcio formado pelas empresas norte-americana IECO e italiana ELC vence a 
concorrência internacional para a realização dos estudos de viabilidade e elaboração do 
projeto 
• Fevereiro de 1971: início do projeto 
• Janeiro de 1975: início efetivo das obras. 
• 14 de outubro de 1978: aberto o canal de desvio do Rio Paraná, 
• 19 de outubro de 1979: assinatura do Acordo Tripartite entre Brasil, Paraguai e Argentina 
para o aproveitamento dos recursos hidráulicos do Rio Paraná, no trecho entre Sete 
Quedas e a foz do Rio da Prata. O acordo estabelece os níveis do rio e as variações 
permitidas para os diferentes empreendimentos hidrelétricos na bacia comum aos três 
• : fechamento das comportas do canal de desvio e início do 
• Itaipu. As 18 
 por ano. 
• Brasil e Paraguai assinam o contrato para 
instalação de mais duas unidades geradoras. 
ação Norte-Americana de 
Engen
er mais estável em termos de vazão que o rio Yang-Tsé, onde Três 
Gargantas está sendo construída. 
2.3.2. Complexo de Paulo Afonso 
lada total é de 
4.279
trou em operação no final de 
1955.
e tomada d’água e casa de 
força 
países. 
13 de outubro de 1982
enchimento do reservatório. 
05 maio de 1984: entrada em operação da primeira unidade geradora de 
unidades geradoras foram sendo instaladas ao ritmo de duas a três
• 9 de abril de 1991: entrada em operação da 18ª unidade geradora 
13 de novembro de 2000: os presidentes de
 
Em 1995, Itaipu foi apontada pela revista norte-americana “Popular Mechanics” como 
uma das sete maravilhas da engenharia moderna, juntamente com o Canal do Panamá e o 
Eurotúnel. A revista baseou-se numa pesquisa feita pela Associ
heiros Civis (ASCE) entre engenheiros dos mais diversos países. 
Recentemente entrou em construção a hidrelétrica de Três Gargantas, destinada a ser a 
maior do mundo. Contudo, Itaipu continuará sendo por muitos anos ainda a maior hidrelétrica 
do mundo no item produção de energia. Antes mesmo de instalar as duas novas unidades 
geradoras, Itaipu já superou a marca de 93,4 bilhões de kWh/ano, enquanto que a previsão 
para Três Gargantas é de 84 bilhões de kWh/ano, produzidos por 26 máquinas de 680 MW 
cada – 20 MW a menos do que as máquinas de Itaipu. Responde pela superioridade brasileira 
o fato do Rio Paraná s
O complexo de Paulo Afonso é formado pelas usinas de Paulo Afonso I, II, III, IV e Apolônio 
Sales (Moxotó), todas localizadas no Rio São Francisco. O complexo é administrado pela 
CHESF, Companhia Hidroelétrica do São Francisco, e sua capacidade insta
,4 MW, a maior parte sendo fornecida pela central de Paulo Afonso IV. 
A central de Paulo Afonso I localiza-se na cidade de Paulo Afonso, Bahia. O São 
Francisco, rio que abastece a central, é o principal rio da região nordestina, com área de 
drenagem de 605.171 km2 , bacia hidrográfica de 630.000 km2 e extensão de 3.200 km, desde 
sua nascente na Serra da Canastra, MG, até sua foz em Piaçabuçu, AL e Brejo Grande, SE. A 
central teve suas obras de construção iniciadas em 1948 e en
 Todas as outras centrais integrantes do complexo são posteriores. 
As centrais de Paulo Afonso I, II e III (fig. 2.18) estão instaladas em um mesmo 
reservatório, constituído de uma barragem do tipo gravidade, feita em concreto armado, com 
altura máxima de 20 m e comprimento total da crista de 4.707 m. A barragem possui um 
vertedouro do tipo Krieger, com descarga livre, quatro vertedouros de superfície, com 
comportas vagão, um descarregador de fundo, dois drenos de areia 
subterrâneas escavada em rocha sólida, com profundidade aproximada de 80 m. 
 47
A Usina Paulo Afonso I conta com 3 TH Francis, com potência unitária de 60 MW, to-
talizando 180 MW. Elas operam a uma velocidade nominal de 200 rpm, com velocidade de 
disparo de 380 rpm e vazão de 84 m3/s. Os rotores possuem diâmetro maior de 3,37 m e me-
nor de 2,94 m. A corrente nominal de cada um dos três geradores síncronos verticais de Paulo 
Afonso é 2.560 A, com fator de potência 0,98, freqüência de 60 Hz, tensão entre fases de 
13.800 V. Sua velocidade nominal é 200 rpm e eles possuem 36 pólos. A energia gerada é 
transmitida por uma subestação elevadora com 9 transformadores de 22,5 MVA cada um, que 
elevam a tensão de 13,8 kV para 230 kV. A partir desse ponto é feita a conexão com o siste-
ma de transmissão da CHESF através da Subestação Paulo Afonso de 230 kV. 
 
r de 3,0 m. A energia gerada é transmitida por uma subestação elevadora com 18 
transf
/s. Os rotores 
possu
m e altura máxima 
de 35
 
Fig. 2.18 – Centrais de Paulo Afonso I, II e III. 
 
O reservatório da central de Paulo Afonso I tem 4,8 km2 de superfície, volume total de 
26,0 hm3, volume útil de 9,8 hm3, queda mínima de 58,5 m e média de 81,0 m. 
A Usina Paulo Afonso II é constituída por 6 unidades geradoras acionadas por TH 
Francis, sendo 2 unidades com potência unitária de 70 MW, 1 unidade com potência unitária 
de 75 MW e 3 unidades com potência unitária de 76 MW, totalizando 443 MW. As TH 
operam à velocidade nominal de 200 rpm, como as de Paulo Afonso I, mas com velocidade de 
disparo de 390 rpm e vazão de 125 m3/s. Os rotores possuem diâmetro maior de 3,905 m e 
meno
ormadores, sendo 9 de 30 MVA e 9 de 25 MVA, que elevam a tensão de 13,8 kV para 
230 kV. 
Paulo Afonso III é constituída por 4 unidades geradoras acionadas por TH Francis com 
potência unitária de 198,55 MW, totalizando 794,2 MW. As TH operam à velocidade nominal 
de 138,46 rpm, com velocidade de disparo de 272 rpm e vazão de 266 m3
em diâmetro maior de 5,7 m e menor de 4,35 m. A energia gerada é transmitida por uma 
subestação elevadora (13,8 kV para 230 kV) com 12 transformadores 80 MVA. 
A central de Paulo Afonso IV está instalada num reservatório diferente do de Paulo 
Afonso I, II e II, mas também localiza-se na cidade de Paulo Afonso, BA. Esta usina recebe 
água do reservatório de Moxotó através de um canal de derivação. A água turbinada em Paulo 
Afonso IV, em conjunto com a água turbinada em Paulo Afonso I, II e III, segue pelo canyon 
para a Usina de Xingó. O represamento de Paulo Afonso IV é constituído por barragens e 
diques de seção mista terra-enrocamento, com comprimento total de 7.430 
 m e por estruturas de concreto compreendendo um vertedouro com 8 comportas, com 
capacidade de descarga de 10.000 m3/s. A casa de máquinas é subterrânea. 
Paulo Afonso IV (fig. 2.19, esq.) possui 6 TH Francis de eixo vertical, com potência u-
nitária de 410,4 MW, totalizando 2.462,4 MW. As TH possuem queda nominal de 112,5m e 
operam à velocidade nominal de 120 rpm, com velocidade de disparo de 220 rpm e vazão de 
 48
385 m3/s. Os rotores possuem diâmetro maior de 6,55 m e menor de 5,75m. A energia gerada 
é transmitida por uma subestação elevadora (18 kV para 500 kV) com 18 transformadores 
monofásicos de 15 20 MVA. O reservatório da central de Paulo Afonso IV tem 12,9 km de 
super
l escavado a partir de sua margem 
ireita, o reservatório de Apolônio Sales fornece a água necessária ao acionamento da Usina 
de Paulo Afonso IV, que se situa em paralelo ao primeiro. 
 
, um descarregador de 
fundo
vatório da central de Apolônio Sales tem 98 km de 
superfície, volume total de 1,15.10 m , volume útil de 180.106 m3. A queda mínima é 16,5 m, 
áxima 24,0 m. 
 operação comercial teve início em 1984, com 4.000 MW de potência 
instal
fície, volume total de 127,5 hm3, volume útil de 29,5 hm3, queda mínima de 58,5 m e 
média de 81,0 m. 
Finalmente, a central de Apolônio Sales (fig. 2.19, dir.), encontra-se localizada no mu-
nicípio de Delmiro Gouveia, AL, a 8 km da cidade de Paulo Afonso, cerca de 3 quilômetros a 
montante da barragem Delmiro Gouveia, que fornece água para Paulo Afonso I, II e III. Deste 
modo, a água turbinada em suas máquinas, aciona também as Usinas de Paulo Afonso I, II e 
III. Num segundo desnível em cascata e através de um cana
d
 
Fig. 2.19 – Central de Paulo Afonso IV (esq.) e Apolônio Sales (dir). 
 
O represamento de Apolônio Sales consta de uma barragem mista terra-enrocamento, 
com altura máxima de 30 m, comprimento total da crista de 2.825 m
, um vertedouro com descarga controlada dotado de 20 comportas do tipo setor, com 
capacidade máxima de descarga de 28.000 m3/s. 
A central de Apolônio Sales é constituída por 4 TH Kaplan, com potência unitária de 
100 MW. As TH operam a uma velocidade nominal de 80 rpm, com velocidade de disparo de 
210 rpm e vazão de 550 m3/s. Os rotores possuem diâmetro de 8,832 m. A energia gerada é 
transmitida por uma subestação com 6 transformadores elevadores (13,8 kV para 230 kV) de 
80 MVA cada. A corrente nominal de cada um dos 4 geradores síncronos verticais é 5.110 A, 
com fator de potência 0,9, freqüência de 60 Hz, tensão entre fases de 13.800 V, velocidade 
nominal de 80 rpm e 90 pólos. O reser 2
9 3
a nominal 21, 0 m e a m
2.3.3. Tucuruí 1 e 2 
A central de Tucuruí 1 foi projetada para favorecer o desenvolvimento econômico da região 
Norte, suprindo seu consumo energético. Ela situa-se no rio Tocantins, PA, a 
aproximadamente 300 km em linha reta de Belém. Sua construção foi iniciada em 1976, pela 
Eletronorte e sua
ada. A construção da 2ª etapa da central (Tucuruí 2), já em andamento, elevará a 
capacidade instalada para 7.960 MW. 
 49
A bacia hidrográfica do rio Tocantins abrange os estados de Tocantins e Goiás (58%), 
Mato Grosso (24%), Pará (13%), Maranhão (4%) e Distrito federal (1%) e possui uma área de 
drenagem total (até a foz, na baía de Marajó) de 803.250 km2. A descarga média da bacia, em 
Tucuruí, é estimada em 12.000 m3/s, sendo a principal contribuição devida aos rios Araguaia 
e Tocantins. O regime dos rios da bacia está condicionado à precipitação regional. O 
Tocantins, portanto, apresenta maiores vazões entre dezembro e maio e menores vazões entre 
agost
o umbrella, com capacidade nominal contínua de 350 
MVA
al acumulado no nível 72 m é de 45.500 
hm . 
, 1.190 m de estruturas de concreto e 244 m da 
eclusa
rais, a formação do lago de Tucuruí ocasionou 
impor
te. 
nto de peixes iliófagos (curimatã e jaraqui) no trecho superior da 
repres
 baixo Tocantins; (d) aumento na quantidade de peixes no médio Tocan-
ns (curimatãs, jaraquis, branquinhas, pirapitinga, matrinchã, surubim ou pintado, mandubé e 
o e outubro. Ele apresenta também grandes variações sazonais no transporte de solídos, 
de 100.000 t/dia a 800.000 t/dia. O Araguaia apresenta transporte mais constante, em torno de 
130.000 t/dia. 
A central de Tucuruí 1 opera atualmente com 14 TH Francis, 12 principais de 330 MW 
de potência máxima e 2 auxiliares de 20 MW, totalizando os mencionados 4.000 MW. A 2ª 
etapa prevê instalação de mais 12 TH de 330 MW, elevando a potência para 7 960 MW. As 
12 TH do grupo principal produzem 316 MW na queda nominal da central e 250 MW com a 
queda mínima. A rotação e a vazão nominais são respectivamente 81,8 rpm e 576 m3/s. Os 12 
geradores do grupo principal são do tip
, tensão de 18 a 23 kV, rotação nominal de 81,8 rpm e fator potência 0,95. A linha de 
transmissão entre Presidente Dutra (MA) e Boa Esperança (PI), promove a interligação da 
central com a rede da região Nordeste. 
O reservatório de Tucuruí situa-se na região do baixo rio Tocantins, PA. O barramento 
completo do rio ocorreu em 06/09/84 e o enchimento do reservatório levou 6 meses. O lago 
formado inundou uma área total de 2.875 km2, da qual 25 % já correspondia a áreas 
anteriormente ocupadas pelo rio Tocantins e seus principais afluentes. O reservatório 
apresenta um perímetro de 7.700 km e possui aproximadamente 1.600 ilhas. Os níveis da 
água no reservatório de captação são os seguintes: máximo normal: 72 m, máximo registrado: 
75,3 m, mínimo operacional: 51,6 m. O volume tot
3 Os níveis da água no reservatório de descarga são: máximo com 12 TH operando: 5,8 m, 
mínimo com 3 TH operando: 3,96 m. Com estes valores, a queda bruta máxima normal é de 
65,2 m (12 TH em funcionamento). A queda nominal é de 60,8 m. 
A barragem da central de Tucuruí tem 8.005 m de comprimento, sendo 6.571m de 
barragens de terra/enrocamento e diques
. As estruturas de concreto consumiram 6,2.106 m3 deste material. O vertedouro é do 
tipo salto de esqui, com comportas de segmento de 580 m de comprimento e altura máxima 
86,5 m. A tomada d'água é incorporada à barragem. 
Como acontece em todas as grandes cent
tantes transformações na ictiofauna do rio Tocantins. Como o resultado de tais estudos é 
relativamente raro na literatura consultada, um resumo será apresentado a seguir. Mais 
detalhes podem ser obtidos no site da EletroNor
De modo geral, ocorreu uma diminuição na abundância e diversidade de espécies da foz 
em direção ao curso superior dos rios, relacionada à ausência de planícies de inundação e às 
variações de vazão do médio e alto Tocantins. 
No reservatório as principais modificações foram o aumento na população de peixes 
carnívoros (pescada branca, peixe-cachorro, tucunaré e piranha) devido à maior oferta 
alimentar (camarão e peixes menores), o aumento da população de peixes planctófagos 
(mapará) e o estabelecime
a. A jusante ocorreu uma alteração nas comunidades, sem redução da diversidade de 
espécies: os predadores dominaram o trecho mais próximo à barragem e as espécies 
comerciais tiveram sua abundância reduzida. 
As alterações constatadas na ictiofauna da bacia do Tocantins foram: (a) interrupção da 
rota migratória dos grandes bagres (dourada, piraíba, pirarara e barbado) e alguns caracóides 
(curimatã e ubarana); (b) desaparecimento inicial de curimatã; (c) diminuição do estoque pes-
queiro do mapará no
ti
 50
barbado) que se alimentam no reservatór
odo de águas altas. 
io e sobem o Tocantins para desovar, durante o perí-
 
 51
3. Turbinas hidráulicas 
rendimentos a elas associados. A 
tenção é descrever a degradação energética ocorrida desde que a água deixa o reservatório 
e captaç
.1.1. Quedas 
m toda central hidroelétrica, a água é captada numa certa altura e liberada em outra, inferior, 
pós ter cedido energia potenci gravitacional para a turbina. O desnível topográfico, 
enominado queda bruta, é m tido através de uma barragem ao rio, nas centrais 
idroelétricas, ou ao mar, nas marémotrizes. Além da queda topográfica, o termo queda é 
tilizado para descrever diferença de energia por unidade de peso. A equação que permite 
alcular energia por unidade de peso em um escoamento é a equação de Bernoulli, revisada a 
guir. 
A equação de Bernoulli pode ser escrita de duas formas: 
3.1. Energia disponível para as turbinas hidráulicas 
Neste capítulo será estudada a forma pela qual as TH aproveitam a energia hidráulica 
disponível num rio de um ponto de vista global. Em muitos textos,