Geração Distribuida.vp

Transcrição

CCAPÍTULO 1
ASPECTOS GERAIS DA GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA
A partir da motivação para sua concepção e expansão, este capítulo introduz os conceitos e definições associadas à geração distribuída, apresentando ainda o conjunto de tecnologias disponíveis e que serão estudadas
ao longo do trabalho, bem como uma visão da evolução da geração distribuída mediante cogeração no mundo e no Brasil.
ASPECTOS GERAIS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA: ASPECTOS TECNOLÓGICOS, AMBIENTAIS E INSTITUCIONAIS
1.1 FUN DAMENT O S D A G E RA Ç Ã O DI STR IBU ÍDA
Diversos motivos têm induzido o interesse em geração distribuída. Particularmente no Brasil, onde cerca de 81% da oferta total de energia elétrica são assegurados por grandes centrais hidrelétricas distantes dos grandes centros de consumo, a necessária implementação de novas alternativas de geração de eletricidade deve considerar questões tão diversas como
distribuição geográfica da produção, confiabilidade e flexibilidade de
operação, disponibilidade e preços de combustíveis, prazos de instalação
e construção, condições de financiamento e licenciamento ambiental, etc.
Entretanto, a falta ou insuficiência de investimentos; o tempo requerido
para disponibilizar capacidade adicional (hidráulica ou térmica de grande
porte) e a carência de uma política claramente definida no setor, desenham um quadro preocupante que, certamente, se estenderá por alguns
anos. Durante esse período uma nova matriz energética deverá emergir,
provavelmente hidrotérmica e onde a geração em menor escala, associada
ao consumidor, certamente terá um papel importante, visto ser eventualmente a única forma de garantir a implementação de capacidade adicional, em curto prazo e com custos competitivos. Ademais, esta futura geração de eletricidade deverá também se adequar às necessidades do mercado energético brasileiro, respeitando as características únicas do seu sistema elétrico, introduzindo ganhos de eficiência, confiabilidade e flexibilidade, e procurando ao mesmo tempo responder aos desafios de sempre:
aumentar a eficiência de utilização dos recursos energéticos e minimizar
os impactos ambientais decorrentes do seu processo.
Em um quadro mais amplo, nos últimos anos e em todo o mundo, a
desregulamentação da indústria de energia elétrica tem levado a mudanças profundas na indústria e em seu mercado. Neste sentido, o alvo principal tem sido buscar um mercado competitivo, inovador e voltado para os
consumidores, onde os negócios apenas têm êxito, se focados no interesse
destes consumidores. Tal contexto enfatiza, portanto, a confiabilidade, o
aumento na eficiência energética, do desempenho ambiental e a prestação
de serviços que atendam a outras necessidades da comunidade em geral.
Associando-se a estas transformações, em parte como causa, em parte
como efeito, os avanços tecnológicos têm posicionado favoravelmente a
geração distribuída frente aos grandes sistemas centralizados. Os novos
desenvolvimentos em tecnologias de geração termelétrica em pequena es3
cala, considerando motores alternativos, turbinas e microturbinas a gás,
em um cenário de curto a médio prazo, bem como células a combustível,
motores Stirling e sistemas híbridos com células a combustível associadas
à microturbinas a gás, para mencionar as propostas ainda em desenvolvimento, têm colocado estas centrais como uma alternativa concreta de suprimento de energia elétrica e térmica, efetuando-se a geração no ponto
de consumo final ou próximo deste. Estes sistemas, tem sido denominados genericamente como geração distribuída e configuram um modelo
complementar ou alternativo ao das grandes centrais de potência no suprimento de energia elétrica.
Existem diversas definições relacionadas ao conceito de geração distribuída, como revisa El-Khattan e Salama, 2004. Segundo Ackermann,
2001, por exemplo, a geração distribuída pode ser definida como uma
fonte de geração conectada diretamente na rede de distribuição ou ao
consumidor. A potência instalada, nesta definição, não é considerada relevante para sua caracterização. O autor, neste mesmo trabalho, divide a
geração distribuída em função da potência em Micro (até 5 kW), Pequena
(de 5 kW a 5 MW), Média (de 5 MW a 50 MW) e Grande (de 50 MW a
300 MW), valores que consideram a realidade americana. No Brasil, a geração distribuída é geralmente limitada superiormente por uma potência
instalada de 30 MW ou de 50 MW, dependendo do autor. Existem situações, entretanto, que mesmo sistemas com potências maiores poderiam
ser considerados geração distribuída. Assim, para a caracterização que se
pretende neste texto e utilizando-se da notação empregada por Ackermann, pode-se dividir a geração distribuída nas seguintes faixas:
Micro GD: Sistemas com potência inferior a 1 MW.
Pequena GD: sistemas com potência entre 1 e 30 MW.
Média GD: sistemas com potência entre 30 e 50 MW.
Grande GD: Sistemas com potência entre 50 e 100 MW.
Outras definições, independentes da capacidade instalada, tem sido
adotadas. Segundo o CIGRE, geração distribuída é a geração que não é
planejada de modo centralizado, nem despachada de forma centralizada,
não havendo portanto um órgão que comande as ações das unidades de
geração descentralizada (Malfa, 2002). Para o IEEE, geração descentrali4
5
6
638658,10
921246,16
959347,93
* Eficiência de geração de eletricidade em base no poder calorífico superior; ** Valores médios
523445,63
351987,70
581051,86
601917,11
723933,47
g/MWh
677667,05
0,00
0,00
0,00
50300,94
50300,94
50300,94
50300,94
50300,94
50300,94
g/GJ
CO2
86,18
122,47
136,08
31,75
18,14
31,75
31,75
40,82
g/MWh
36,29
0,00
0,00
0,00
2,84
2,84
2,84
2,84
2,84
2,84
g/GJ
PM–10
3583,38
5261,67
6078,14
2,72
1,81
3,18
3,18
3,63
g/MWh
3,63
0,00
0,00
0,00
0,26
0,26
0,26
0,26
0,26
0,26
g/GJ
SO2
1555,82
2295,18
2540,12
145,15
27,22
267,62
276,69
199,58
g/MWh
521,63
0,00
0,00
0,00
12,90
4,30
21,50
21,50
12,90
g/GJ
NOX
38,69
300.000
300.000
300.000
4.200
500.000
70.140
12.900
4.600
25
kW
7.593
10.954
10.890
10.413
7.006
11.568
11.978
47%
33%
33%
35%
51%
1998
Caldeira
(óleo)
1998
Caldeira
(carvão)
Turbina a
gás ciclo
simples –
sistemas
avançados
Turbinas a
gás – ciclo
combinado
Turbinas a
gás
grandes
31%
30%
27%
13.484
14.404
Capacidade
típica
Figura 1.1 Comparação das eficiências médias entre diferentes tecnologias (Borbely, 2002).
CC – Ciclo combinado; TV – Ciclo com turbina a vapor; TG – Ciclo com turbina a gás MD –
kJ/kWh
PV
PEMFC
MT
PAFC
MS
MG
MD
TG
TV
CC
REDE
0
Rate heat
20
25%
40
% PCS
60
Eficiência*
%
80
Turbinas
a gás
médias
Com cogeração
Somente eletricidade
100
Turbinas
a gás
pequenas
Tabela 1.1 (continuação) Fatores de emissão de NOX, SO2, PM–10 e CO2 para diferentes tecnologias de geração. (Bluestein, 2000)
zada é uma central de geração pequena o suficiente para estar conectada a
rede de distribuição e próxima do consumidor (Malfa, 2002).
Nesse contexto, o presente trabalho pretende descrever e comparar,
levando em consideração aspectos técnicos e econômicos, as principais
tecnologias para sistemas de geração distribuída de eletricidade e calor em
pequena escala, como motores alternativos, microturbinas a gás, células a
combustível e motores Stirling. Também se inclui um tópico com relação
às tecnologias de geração distribuída na base de fontes renováveis, como
os sistemas eólicos, fotovoltaicos, a biomassa e pequenas centrais hidrelétricas. Como observado na figura 1.1, essas tecnologias apresentam desempenho comparável às tecnologias convencionais, já maduras em termos de confiabilidade, sobretudo se utilizados em sistemas de cogeração,
embora em alguns casos ainda sejam marginalmente viáveis em termos
econômicos. Na tabela 1.1 se apresentam dados de potência, consumo específico de calor (heat rate) e fatores de emissão de diferentes tecnologias
de geração termelétrica (sistemas convencionais e geração distribuída),
adaptados de Bluestein, 2000.
1998
Geração de
eletricidade
Microturbina
a gás
34
32
30
28
%
26
24
22
20
1940
1960
Ano
1980
2000
Figura 1.2 Estagnação da eficiência nas plantas térmicas convencionais (Sargent, 2001).
Kg/MWh
1200
1000
Emissões específicas de CO2
993
842
800
572
600
561
616
490
381
400
272
Cogeneraçaõ com TG
avançados
Ciclos combinados
(mais de 200 MW)
TG Industriais
(tecnologias avançadas)
TG Industriais
menores de 20 MW
TV-Caldeira a gás
0
Motores Diesel
200
Óleo
A geração distribuída de energia elétrica pode vantajosamente empregar os sistemas de cogeração, onde se desenvolve simultaneamente, e de
forma seqüenciada, a geração de energia elétrica ou mecânica e energia
térmica (calor de processo e/ou frio), a partir da queima de um combustível tal como os derivados de petróleo, o gás natural, o carvão ou a biomassa. Essa tecnologia é uma das alternativas mais eficazes para uma utilização consistente e racional da energia primária disponível, principalmente
se comparada a centrais térmicas convencionais. Com efeito, a produção
combinada de energia elétrica e térmica para uso local, contribui significativamente para a rentabilidade de uma planta de geração, principalmente pelo fato de apresentar eficiências elevadas, decorrente do uso
dado às correntes térmicas necessariamente rejeitadas no ciclo térmico.
Conseqüentemente, os impactos ambientais associados ao processo de
conversão de energia de um modo geral são minimizados, ainda mais
quando utilizados sistemas a gás natural, que apresentam menor nível de
poluição atmosférica. Vale observar que a energia mecânica produzida
pode ser utilizada na forma de trabalho mecânico (por exemplo, no acionamento de moendas, turbo-bombas, turbo-sopradores, entre outros) ou
transformada em energia elétrica através de um gerador de eletricidade; e
a energia térmica é utilizada como fonte de calor para um processo e/ou
com fins de refrigeração (indústrias, hospitais, centros comerciais, aeroportos, etc.). Em todo o mundo a cogeração vem assumindo uma importância crescente, sendo freqüentemente incentivada por governos e por
empresas privadas de distribuição de energia.
Outros fatores tem influenciado sensivelmente na política de incentivo à cogeração, por exemplo: a eficiência das plantas térmicas convencionais já atinge os limites tecnológicos dados pelos materiais empregados, o
que pode ser observado na figura 1.2. Também a necessidade de redução
das emissões de CO2, a fim de atenuar o efeito estufa (Protocolo de Kyoto), mediante um aumento na eficiência de utilização dos combustíveis
fósseis, onde a cogeração pode contribuir em muito. A figura 1.3 apresenta os níveis de emissões de CO2 para as diferentes tecnologias de geração
de eletricidade destacando-se a cogeração como a menos poluente. Na figura 1.4 mostra-se o custo total do kWh gerado (retorno do investimento,
custo do combustível e custos com linhas de transmissão e distribuição)
em algumas novas centrais, e novamente pode ser observada a vantagem
do uso da cogeração, principalmente pela redução dos custos de transmissão e distribuição.
Carvão
1.2 COG E RAÇ Ã O E G E RA Ç Ã O D I ST RI BU ÍDA
Figura 1.3 Níveis de emissões de CO2 para diferentes tecnologias que usam combustíveis
fosseis em kg/MWh (Sargent, 2001).
7
8
Recuperação
de capital
10
Combustível
Geração convencional
T&D
numa etapa incipiente de desenvolvimento. Nessa época era comum que
consumidores de energia elétrica de médio e grande porte instalassem eles
mesmos suas próprias centrais de geração de energia, vendendo ou não
excedentes de eletricidade e vapor a consumidores vizinhos. Esta situação
perdurou até a década de 40 do século passado, quando os sistemas de cogeração chegaram a representar 50% de toda a energia elétrica gerada nos
Estados Unidos e na Alemanha (Ackermann, 1999; Walter, 2000).
Com a proliferação das grandes centrais elétricas e das linhas de transmissão e distribuição, que conseguiam fornecer energia abundante, confiável e barata, os sistemas de cogeração foram gradualmente perdendo
participação e na década de 80, estes sistemas representavam somente
10% da geração elétrica mundial. Nos Estados Unidos, no início da década de 70, os sistemas de cogeração respondiam por aproximadamente 3%
da oferta de energia (Nogueira e Santos, 1987). No entanto, esta situação
começou a ser modificada a partir da primeira crise do petróleo (1973),
em um processo reforçado pela segunda crise (1978). Necessitando mudar rapidamente o quadro energético, com custos elevados e dificuldades
de suprimento diversos países criaram programas de conservação de energia, com incentivos que visavam reduzir o consumo e a dependência do
petróleo importado.
Neste ambiente foi editado em 1978, nos Estados Unidos o NEA –
National Energy Act, marco fundamental para o renascimento do interesse em cogeração, contendo basicamente cinco blocos independentes:
Preço médio (1999)
US$ kWh
9
Cents/kWh
8
7
6
5
Geração distribuída
4
3
2
1
Cogeração carvão
Cogeração
turbina a gás
Ciclo combinado
Vapor carvão
Vapor gás/óleo
0
Figura 1.4 Comparação do custo total da energia elétrica para um consumidor através de
diferentes tecnologias.
1 . 3 E VO LUÇÃO DA CO G E R AÇÃO
As tecnologias de geração de energia elétrica em menor escala, para
utilização próximas aos consumidores e geralmente destinando o calor
rejeitado nos ciclos de potência para algum processo de aquecimento, não
são efetivamente novidades no contexto energético. É interessante rever
sua evolução e principalmente constatar sua significativa expansão em
anos recentes. Enfatizando assim a cogeração, justamente a tecnologia de
melhor desempenho energético e portanto recebendo maior estímulo nas
políticas energéticas, a seguir se comenta a evolução desta tecnologia de
geração distribuída no mundo e no Brasil.
Os primeiros sistemas de cogeração instalados em todo o mundo surgiram junto com a indústria da energia elétrica e datam do final do século
XIX na Europa e princípios do século XX nos EUA, quando o fornecimento de energia elétrica proveniente de grandes centrais se encontrava
9
PURPA – Power Utilities Regulatory Policies Act;
FUA – Power Plant and Industrial Fuel Use Act;
NGPA – Natural Gas Policy Act;
NETA – National Energy Tax Act;
NECPA – National Energy Conservation Policy Act.
Dos cinco programas acima, o PURPA, através dos conceitos de cogeração qualificada e remuneração pelo custo evitado da concessionária, foi
o que diretamente incentivou o desenvolvimento dos sistemas de cogeração nos EUA. Desde sua publicação, a participação da energia elétrica gerada por autoprodutores neste país aumentou gradativamente, com a cogeração representando hoje 7,5% da capacidade de geração e quase 9%
10
da eletricidade gerada (Hinrichs, 2002). A seguir se apresenta uma breve
avaliação do contexto recente e prospectivo da cogeração em diversos países e regiões do mundo, onde a cogeração já é uma realidade ou ainda
uma alternativa a viabilizar.
ponentes individuais em sistemas de cogeração completos e de fácil utilização, pacotes plug and play que devem estar prontamente disponíveis.
Algumas dessas iniciativas são descritas a seguir:
A Burns and McDonnell, trabalhando com a empresa Solar Gas
Turbines e com a Broad USA, desenvolve sistemas de cogeração que
se caracterizam por incluir uma turbina a gás Taurus de 5,2 MW e
recuperação do calor de exaustão através de chillers de absorção totalizando 2.000 TR (toneladas de refrigeração).
Estados Unidos
A Administração de Informação de Energia dos EUA (EIA – Energy
Information Administration) reporta que, a partir de 2000, a cogeração
respondeu por aproximadamente 7,5% da capacidade instalada e quase
9% da eletricidade gerada nos EUA. Na primeira conferência americana
de produção combinada de calor e potência (CHP – Combined Heat and
Power), realizada em dezembro de 1998, a indústria de cogeração, o Departamento de Energia (DOE – Department of Energy) e a Agência de
Proteção Ambiental (EPA – Environmental Protection Agency) anunciaram o programa de incentivo ‘CHP Challenge’, estabelecendo como meta
dobrar a capacidade instalada de cogeração entre 1999 e 2010, de 46 para
92 GW. Quando esta meta for alcançada, os sistemas de cogeração representarão, aproximadamente, 14% da capacidade de geração elétrica dos
EUA. O Conselho Econômico Americano de Eficiência Energética
(ACEEE – American Council for an Energy–Efficiency Economy) estima
que um adicional de 95 GW de capacidade de CHP poderia ser adicionado entre 2010 e 2020, resultando em 29% de capacidade total.
Quase todos edifícios e indústrias dos EUA já usam energia térmica de
caldeiras para aquecimento distrital, água quente, sistemas a vapor e aplicações de calor de processo. Boa parte dos sistemas de cogeração atualmente instalada nos EUA é usada para aplicações industriais, mas existe
um uso crescente nos setores comercial e público. Através de múltiplos
programas, o DOE e sua rede de laboratórios nacionais tem trabalhado
com fabricantes, usuários finais e outras secretarias do governo para expandir o uso de tecnologias de cogeração, considerando os benefícios
energéticos, econômicos e ambientais destes sistemas e, dessa forma, realçando as barreiras que limitam a sua implementação. A iniciativa apóia
uma gama de atividades, incluindo reuniões regionais, nacionais e internacionais; diálogo com indústrias e o desenvolvimento de materiais educacionais. O DOE também está auxiliando os fabricantes de diferentes
equipamentos a trabalharem conjuntamente, a fim de integrar seus com11
A Capstone Turbine Corporation projetará e testará pacotes de sistemas de cogeração que usam gases de exaustão de microturbinas a
gás de 30 e 60 kW, acoplados com chillers de absorção para condicionamento de ar.
O Instituto de Tecnologia de Gás (GTI – Gas Technology Institute),
desenvolve sistemas de cogeração com motores de combustão interna Waukesha associados a chillers de absorção Trane. A faixa de
potência dos motores situa-se entre 290 e 770 kW, acoplados a sistemas de absorção de diferentes capacidades.
Honeywell Laboratories implementam sistemas de cogeração para
edifícios, considerando turbinas a gás de 2-5 MW, combinadas com
chillers de absorção de 500-2000 TR;
Ingersoll Rand desenvolve um sistema com uma microturbina a gás
de 70 kW, associada a um sistema de refrigeração por absorção
água-amônia, usado para resfriamento do ar de entrada da turbina,
para condicionamento de ar e em sistemas de refrigeração.
NiSource Energy Technologies implementa um projeto de cogeração modular em um hotel, composto de três microturbinas, trocadores de calor com recuperação de calor, um chiller de absorção,
uma unidade dessecante e um sistema de controle integrado. A proposta é tornar estes sistemas o modelo padrão de hotéis e motéis.
O United Technologies Research Center desenvolve um sistema de
cogeração baseado em microturbinas a gás aero-derivativas de 400
kW e alta eficiência da Pratt & Whitney, combinadas a máquinas de
absorção da Carrier.
12
13
10,9
21,0
270.615,0
9,4
18,3
226.336,0
9,0
204.235,0
União Européia
(15)
17,6
5,2
7,4
18.644,0
4,3
6,1
15.108,0
3,6
11.619,0
Reino Unido
5,0
6,0
95,5
9.544,0
7,3
70,9
10.241,0
6,4
9.257,0
Suécia
85,0
8,4
35,8
75,6
12,8
3.288,0
25.128,0
32,5
8,2
14,5
59,3
22.536,0
2.845,0
9,9
30,9
59,0
15,1
3.111,0
20.312,0
Finlândia
Áustria
Portugal
24,8
52,6
55,4
76,2
14.268,0
47.835,0
24,7
42,7
45,1
70,3
13.539,0
36.410,0
39,5
31.543,0
11.721,0
Países Baixos
41,7
21,4
16,2
31.383,0
11,4
14,7
26.477,0
Itália
66,0
22,5
17,3
21,6
87,7
320,0
44.856,0
12,9
Luxemburgo
2,5
1,9
2,0
404,0
1,9
2,0
357,0
1,5
259,0
Irlanda
1,6
11,2
22,2
22,7
12.660,0
21.916,0
7,7
1,9
22,0
17,5
13.390,0
9.864,0
1,8
5,3
8.506,0
França
24,5
8.537,0
Espanha
11,1
2,1
7,5
11,3
2,3
981,0
41.770,0
6,8
2,1
2,3
10,3
37.817,0
886,0
2,0
9,0
13,5
2,2
819,0
47.752,0
Alemanha
Grécia
62,3
4,1
9,6
66,9
25.591,0
cogerada
[GWh]
3.410,0
3,9
54,6
55,9
9,5
3.000,0
29.260,0
54,5
3,4
8,0
Dinamarca
56,2
2.448,0
21.874,0
Bélgica
Fração da
eletricidade
gerada em
CTE [%]
Eletricidade
Fração da
eletricidade
gerada total
[%]
Fração da
eletricidade
gerada em
CTE [%]
País
Eletricidade
cogerada
[GWh]
Fração da
eletricidade
gerada em
CTE [%]
Fração da
eletricidade
gerada
total [%]
Eletricidade
cogerada [GWh]
1996
14
1994
Tabela 1.2 Dados históricos da cogeração na CEE.
Na Europa a cogeração, em média, é responsável por 10% da energia
elétrica produzida, 10% da demanda de calor e uma pequena porcentagem da demanda de frio, seja através de pequenas plantas, ou plantas de
aquecimento distrital com capacidade instalada superior a 500 MW elétricos, tanto no setor residencial como em grandes plantas térmicas e industriais, queimando para isso, diversos tipos de combustíveis, desde carvão, gás, óleo e até biomassa. Naturalmente que a cogeração em grandes
termelétricas não pode ser considerada geração distribuída.
Na tabela 1.2 são apresentados os números relativos à cogeração em
alguns paises da Europa de 1994 até 1998, mostrando como evoluiu a
participação da cogeração na oferta de energia elétrica, em porcentuais
sobre a geração total e a geração termelétrica. A tabela 1.3 mostra a capacidade instalada e a geração de energia elétrica em sistemas de cogeração
para países integrantes da Comunidade Européia, em valores para o ano
2000.
Estima-se que atualmente a cogeração na Europa permite a redução
das emissões de CO2 em 350 milhões de toneladas e ainda uma economia
de recursos energéticos de cerca de 1.200 PJ por ano, energia correspondente ao consumo da Áustria. Em 1997, quando a cogeração era responsável por 9% da energia elétrica gerada, a Comunidade Européia elaborou uma estratégia para dobrar a capacidade de geração por sistemas de
cogeração na Europa até 2010. Estima-se que gerando 18% da energia
elétrica consumida, a cogeração permitirá reduzir as emissões de CO2 em
180 milhões de toneladas e o consumo de recursos energéticos em 1.000
PJ. A figura 1.5 apresenta a evolução projetada para a cogeração em distintos cenários de demanda e condições de mercado e a meta definida
pela Comunidade Européia. Embora todos os paises europeus tenham assumido esta estratégia, a expansão da cogeração não será necessariamente
igual para todos, já que há paises onde a cogeração já é responsável por
mais de 30% da demanda de energia elétrica, como a Holanda, a Dinamarca e a Finlândia. Na figura 1.6 é mostrada a porcentagem de produção
elétrica por cogeração em 1999 em cada pais e os respectivos crescimentos possíveis até 2010 (em negro) para que a meta proposta possa ser atingida.
1998
Europa
total [%]
Fração da
eletricidade
gerada
Tabela 1.3 Capacidade instalada em cogeração na Europa em 2000 (Whiteley, 2001).
País
Capacidade
(MW)
(GWh/ano)
Alemanha
18.751
58.317
Áustria
3.690
15.410
Bélgica
1.341
6.330
Dinamarca
7.984
23.849
Espanha
4.546
24.553
Finlândia
4.040
19.757
França
5.556
21.067
Média Comunidade Européia
Reino Unido
Suécia
Espanha
Portugal
Países Baixos
Itália
Irlanda
Grécia
Alemanha
França
Finlândia
Dinamarca
Bélgica
Aústria
Geração
Itália
10.665
42.043
Holanda
7.873
39.780
Reino Unido
4.632
20.692
Suécia
3.131
14.844
0
1
26
Percentagem
24
3
2
4
16
5
12
6
8
4
1995
2000
2005 2010
Ano
2015
20
30
40
50
60
Figura 1.6 Porcentagem da eletricidade gerada por cogeração e acréscimo previsto (em
negro) nos países que integram a CEE.
28
20
10
2020
Figura 1.5 Cenários para o futuro da cogeração na CEE. 1. Crescimento de cogeração sob as
políticas atuais, antes do impacto da liberação. 2. Meta com relação a estratégia para a
cogeração na comunidade européia em 1997. 3. Meta de crescimento da cogeração na
Europa baseada em condições favoráveis de mercado. 4. Declínio no mercado baseado na
previsão em 2000, se não hover novas políticas. 5 Previsão para o declínio do mercado em
2001-2002 se hover novas políticas. 6. Cenário pós-Quioto.
15
Na Dinamarca, onde a cogeração responde hoje por 50% da energia
elétrica produzida, principalmente no setor de aquecimento distrital,
qualquer adição de novas unidades de geração só poderá ser feita por
meio de sistemas de cogeração ou por emprego de fontes de energia alternativa, como eólica ou solar. Como resultado do programa dinamarquês,
os sistemas de cogeração proliferaram principalmente pela elevada eficiência global. Na Holanda, a cogeração representa hoje 38% da energia
elétrica gerada pelo país, sendo este um dos percentuais mais elevados
destes sistemas na Europa. Embora a participação da cogeração neste país
seja elevada, seus planos para esta tecnologia incluem um aumento ainda
maior destas centrais, sendo os mesmos considerados preferenciais e fortemente suportados por incentivos. A capacidade instalada de cogeração
na Holanda está hoje ao redor de 7.500 MW, com um crescimento projetado para 15.000 MW até o ano 2010 (Whiteley, 2001).
16
Os países do Sudeste Asiático têm um grande potencial de cogeração e já
existem exemplos de projetos implementados na região. Usuários típicos
de cogeração são instalações industriais e institucionais de grande e médio
porte, para aquecimento e resfriamento distrital (district heating and cooling) e pequenas plantas que necessita de calor de processo para suas operações. Porém, o desenvolvimento da cogeração varia de país a país na região, por causa de diferenças na demanda de energia, nas formas de distribuição da energia, condições climáticas e a disponibilidade de combustível. Apesar das vantagens tecnológicas, em termos de emissões e eficiência, não há ainda uma grande utilização da cogeração nestes países, principalmente devido à falta de informação técnica e aos altos custos para a importação de equipamentos. Contudo, em termos de cogeração e geração
distribuída, esta região pode ser vista como um exemplo para outros países asiáticos. Alguns governos têm encorajado o desenvolvimento da geração privada, em centrais de cogeração e na utilização de fontes renováveis
de energia.
Também nessa parte do mundo o conceito de cogeração não é novo.
Nos anos recentes, até a crise econômica que abateu sobre esta região em
1997, a demanda de eletricidade cresceu significativamente e com a atual
superação das dificuldades econômicas um rápido crescimento da demanda de energia. A necessidade de instalações de novas centrais para atender
a crescente demanda é o principal motivo que tem levado a muitas mudanças regulatórias e institucionais, que estão transformando o setor de
eletricidade na maioria dos países do Sudeste Asiático.
Por exemplo na Indonésia, a cogeração, embora em pequena escala,
têm sido principalmente utilizada pelas indústrias que possuem uma elevada demanda de vapor, tais como: indústrias têxteis, de papel e celulose,
químicas, de alimentos e bebidas e também em refinarias. A cogeração foi
introduzida na Indonésia, na década de 80, a partir das usinas de açúcar.
Porém, poucas indústrias estão utilizando atualmente a cogeração, uma
vez que as tecnologias disponíveis e vantagens econômicas não estão bem
difundidas no país. Considerando que a Indonésia é formada por um
grande número de ilhas, a distribuição de energia elétrica através das redes tradicionais é praticamente impossível. Para encorajar os pequenos
produtores de energia a utilizarem fontes renováveis, o governo da Indo-
nésia emitiu um decreto intitulado Small Power Purchase Tariff, que determina que a Companhia de Eletricidade Estatal compre compulsoriamente a eletricidade produzida a partir de rejeitos agrícolas e industriais
em sistemas de cogeração, e também a partir da cogeração utilizando gás
natural.
Como um outro exemplo de desenvolvimento limitado da cogeração
tem-se o Camboja, cuja matriz energética baseia-se na lenha. A potência
elétrica instalada no Camboja é de 150 MW, gerada principalmente a partir de óleo combustível, entretanto se espera que se desenvolvam projetos
de cogeração nos próximos anos, provavelmente utilizando biomassa.
Este país não tem nenhuma experiência em cogeração, sendo que ainda
estão sendo empreendidos estudos para determinar o potencial da
tecnologia.
A Tailândia, cujo governo aprovou em 1988 uma política para encorajar a participação do setor privado na geração de energia a partir da cogeração, é um caso notável de fomento a esta tecnologia. O consumo de
eletricidade na Tailândia em 2000 foi de 88.000 GWh, com expressivas
taxas anuais de crescimento. Além da política do governo para encorajar a
participação de setor privado na geração, o país também tem uma participação significativa de Pequenos Produtores de Energia (SSP – Small Power Producer), que utilizam centrais de cogeração com combustíveis tradicionais, além de fontes não convencionais. Por exemplo, a beneficiadora de arroz Chia Meng, uma das maiores do país, implementou uma central de cogeração com 2,5 MW, que utiliza casca de arroz como combustível. Esta planta foi comissionada em março de 1997. Outro caso de cogeração na Tailândia é a central da Cogeneration Public Co. Ltd. (COCO),
que queima gás natural e óleo diesel. Com a conclusão da fase 2 deste projeto, a potência elétrica instalada deve atingir 300 MW, associada a uma
produção de 320 ton/h de vapor.
Nas Filipinas, com uma população crescente, o óleo combustível ainda tem uma participação vital no consumo de energia do país. Espera-se
que a demanda total de óleo combustível cresça algo em torno de 5,9%,
porém, a demanda de óleo para geração de energia deve recuar substancialmente em 2002, devido ao uso crescente do gás natural. As indústrias
nas Filipinas dimensionaram suas centrais de cogeração para atender somente a sua própria demanda de eletricidade, isto é, não foram dimensionadas para a venda de excedentes. Em muitas destas indústrias a potência
Sudeste Asiático
17
18
instalada foi ainda sub-dimensionada, requerendo a compra de energia
complementar. Entretanto, nos próximos anos o país deve investir na geração de energia a partir da biomassa. A cogeração em usinas de açúcar
deverá ser incentivada através do melhoramento das instalações existentes, de forma que se tornem mais eficientes. O Departamento de Energia
das Filipinas tem demonstrado um grande interesse no uso de tecnologias
de geração através de fontes renováveis, para operação conectada à rede
de distribuição e/ou para operação isolada, como em comunidades rurais.
Assim como seus vizinhos, a Malásia também está preocupada em reduzir o uso de óleo combustível como fonte primária de energia, dando incentivo ao uso do gás natural e de recursos renováveis. Em 2001, foi iniciado um programa de incentivos para intensificar o uso de fontes renováveis
de energia, incluindo o uso de biomassa e biogás. Serão fornecidas licenças
para um período de 21 anos, aos produtores independentes de energia. A
capacidade máxima de geração através de fontes renováveis está fixada em
10 MW. Por exemplo, as indústrias de Sim Hoe Sdn. Bhd. investiram em
novas instalações para suas serrarias, e asseguraram sua auto-suficiência de
energia por meio de uma central de cogeração que produz eletricidade e vapor de processo, através da queima de rejeitos de madeira. A indústria tem
uma capacidade de geração de eletricidade de 1,5 MW.
reformas tarifarias da energia elétrica e gás natural, etc. Porém, alguns
avanços vêm sendo apreciados: construção de malhas de gasodutos para a
exploração e distribuição das reservas de gás existentes na região oeste do
país, e o firme compromisso governamental de diminuir o impacto ambiental do uso intensivo do carvão.
Rússia
A cogeração neste país está implementada desde a década de 50 na forma
de grandes redes de aquecimento distrital, que utilizam energia do sistema
de arrefecimento de centrais termelétricas a carvão, óleo combustível e
gás natural, localizadas no perímetro dos grandes centros urbanos. A maior dificuldade na expansão da cogeração na Rússia é a falta de fundos no
país para a realização de investimentos. Segundo Brown, 2001.b, poderá
existir uma grande expansão da cogeração na Rússia nos próximos anos.
Os fatores que incentivam esta expansão são, entre outros:
Necessidade de reforma do parque gerador de eletricidade, composto, na sua maioria, por unidades com mais de 20 anos de
operação.
Grandes reservas de gás natural. A Rússia possui 30% das reservas
mundiais.
China
Existência de infra-estrutura para a exploração do gás natural.
Visando o uso racional de energia, a partir do final da década de 70 começaram a ser implementados os primeiros projetos de cogeração na China.
A cogeração com sistemas de pequeno porte (até 6 MW) chegou a representar a geração anual de 8 GWh de energia, com a instalação de 1,8 GW
de potência (GSP, 1995). O estado atual da cogeração permite a geração
de 10-12% da eletricidade consumida no país (Brown, 2001-a). Deve-se
salientar que na China existem boas condições para a implementação, em
maior escala, da cogeração. Entre os fatores de estímulo para a cogeração,
podem-se citar: altos níveis de poluição do ar em algumas regiões do país
devido ao uso intensivo de carvão mineral, crescimento econômico constante nos últimos anos, contexto favorável para a cogeração associada a
produção de frio em instalações turísticas e centros comerciais, etc. No
entanto, a expansão da cogeração neste país está sujeita a sérias mudanças
no setor energético, entre elas, a modificação do atual monopólio estatal,
19
Começo do processo de abertura do mercado energético.
Crescimento da demanda de energia elétrica a taxas de até 20% ao
ano em algumas regiões.
Japão
Segundo a ACG (2000), os autoprodutores japoneses são formados tipicamente por proprietários de centrais hidrelétricas ou de instalações industriais com geração própria, como, por exemplo, industrias de papel e
celulose. Os autoprodutores respondem por aproximadamente 11% da
potência instalada e 12% da geração total de energia, e sua participação
na matriz energética japonesa permaneceu aproximadamente constante
20
durante os últimos anos. Vale salientar ainda que a contribuição dos autoprodutores, para o sistema elétrico japonês, é mais alta do que a contribuição de seus equivalentes na Europa e EUA. No entanto, no Japão atualmente, a cogeração ainda tem pouca representatividade na energia total
gerada, constituindo aproximadamente 2% da capacidade total de geração. A ausência de reservas de gás natural e a falta de uma rede eficiente
para a sua distribuição são uns dos principais empecilhos ao desenvolvimento da cogeração no país, pois acabam elevando os custos operacionais
das plantas de cogeração. O governo japonês introduziu vários incentivos
para expandir o uso das instalações de cogeração. Estes incluem medidas
de redução de imposto, como, por exemplo, uma taxa de depreciação de
30% sobre o custo de inicial dos equipamentos no primeiro ano, além de
empréstimos a baixas taxas de juros e subsídios para desenvolvimento tecnológico. Considerando-se os recentes acidentes nucleares e as metas de
redução da emissão de gases de efeito estufa, a cogeração pode alcançar
uma posição mais atrativa em um futuro próximo. Porém, a falta de sistemas eficientes de distribuição de gás e a liberalização do mercado de eletricidade, que promete redução nas tarifas de energia elétrica, podem se
tornar uma ameaça ao desenvolvimento da cogeração naquele país.
tava modificar a legislação, desregular o mercado e encorajar o estado a
investir em cogeração. Como resultado deste processo uma série de incentivos foram instituídos para expandir a cogeração no país. Os incentivos incluem baixos impostos, depreciação acelerada e isenção de imposto
de renda, de consumo e de vendas, subsídios, moratória de reembolso de
até três anos, etc. Na atualidade, a principal barreira para o desenvolvimento da cogeração na Índia é a escassez de gás natural e, por conseqüência, o interesse principal em cogeração refere-se ao uso da biomassa.
Índia
Segundo a ACG (2000), neste país o crescimento do mercado cativo tem
sido muito agressivo e está simplesmente baseado por um sistema de geração de baixa confiabilidade e de alto custo de interligação. Houve ênfase
em adição de capacidade regulada no país, que contribuíram em, aproximadamente, 20% da nova capacidade total instalada entre 1998-1999,
valor semelhante a nova capacidade de geração instalada pelo governo no
mesmo período. Porém, esta forma de crescimento agressivo não é refletida no desenvolvimento da cogeração como um modo de geração de eletricidade, pois apenas 5% das plantas de geração instaladas sob o sistema
regulado estão baseadas em cogeração. Um dos impedimentos principais
para o desenvolvimento de centrais de cogeração foi o controle estatal do
setor e a falta de uma legislação específica para cogeração, que impediram
a realização de projetos pelos estados de forma independente. Durante os
anos que perdurou está situação, a cogeração na Índia ficou estagnada,
enquanto o Ministério de Recursos Energéticos Não Convencionais ten21
Austrália
Segundo a ACG (2000), o segmento de auto-produtores na Austrália
constitui, aproximadamente, 4% da capacidade de geração instalada.
Essa porcentagem não ressalta a importância dos autoprodutores no país,
pois a cogeração industrial encarrega-se de fornecer e/ou complementar
energia elétrica em diversas localidades. O país tem uma capacidade de
cogeração total de aproximadamente 1.700 MW, dos quais 17% estão
baseados em instalações que empregam como combustível o bagaço da
cana de açúcar. Dos 3.000 MW de capacidade adicional de energia renovável planejada para os próximos dez anos, é esperado que a maior parte
seja produzida por sistemas de cogeração. A Associação de Cogeração
Australiana está trabalhando atualmente para superar as barreiras do mercado regulado, incentivando o programa de cogeração durante a próxima
década, de modo a tornarem mais competitivas as centrais de cogeração.
A principal barreira para a cogeração consiste no baixo custo de eletricidade na Austrália. De toda forma, a menor emissão de gases de efeito estufa pode se tornar o principal fomentador da expansão da cogeração.
Em síntese, as alternativas mais viáveis e de maior interesse no cenário
atual e de curto prazo para as tecnologias de geração distribuída estão relacionadas às aplicações de cogeração e em geração nos horários de pico
(na ponta). Contudo é bem diversificado o grau de penetração da cogeração entre os países. Na Europa e nos EUA é onde a cogeração tem avançado mais, sendo que ao redor de 10% de toda a eletricidade gerada resulta
de sistemas de cogeração. Para o ano de 2010, planeja-se um aumento
considerável da capacidade instalada com estes sistemas, alcançando algo
próximo a 20% da eletricidade total gerada nestes países e em alguns casos, como na Holanda e Dinamarca este valor deve ultrapassar os 50%.
22
Por outro lado, no resto do mundo já é reconhecida a importância da cogeração, contudo apenas recentemente se começa a criar meios econômicos e normativos para incentivar o desenvolvimento desta atividade. É interessante ressaltar que boa parte dos novos sistemas de cogeração está associada ao emprego de gás natural.
A disposição, por parte dos consumidores, de reduzir o custo do suprimento de energia elétrica e de melhorar a confiabilidade desse suprimento, face ao aumento dos preços aplicados pelas concessionárias e às deficiências de geração e transmissão. Em particular, o custo
de geração em centrais empregando óleo diesel tornou, em certos casos, mais econômico para o atendimento da ponta por geração local
“ad hoc” (geradores de ponta) do que pela concessionária.
1 . 4 B R E V E H I S T Ó R I C O DA CO G E R A Ç Ã O N O B R A S I L
A reestruturação institucional do setor elétrico, com a criação das figuras do consumidor livre e do comercializador de energia; oportunidade de livre acesso de produtores independentes e consumidores
livres ao sistema de transmissão, pelas novas regras estabelecidas pela
ANEEL; legalização da venda de energia elétrica ao mercado por
produtores independentes e autoprodutores; permissão legal de distribuição de eletricidade conjuntamente com frio/calor distrital.
O sistema elétrico no Brasil desenvolveu-se em larga escala no período do pós-guerra, dispondo nos anos 80 de duas redes interconectadas: a
maior delas cobria o Sudeste e a de menor dimensão a região Nordeste do
país. A disponibilidade de hidroeletricidade no sistema a custos relativamente baixos (menos de US$ 45/MWh) tornou praticamente residual a
participação da termoeletricidade no abastecimento elétrico do sistema
interligado e deste modo cerca de 90% do consumo elétrico brasileiro é
atendido com base na geração de origem hidráulica (ANEEL, 2002-a).
Desta forma não surpreende que a cogeração associada a autoprodução tenha declinado pronunciadamente, seguindo a mesma tendência observada nos países industrializados. No começo da década de 90, apenas
algumas indústrias (açúcar e álcool, papel e celulose, química e petroquímica e siderurgia) usavam a cogeração para suprir suas necessidades de
calor e eletricidade. O caso mais notável é o da indústria açucareira, onde
o bagaço de cana é subproduto do processo industrial. Com maior destaque no Estado de São Paulo, existe hoje mais de uma centena de consumidores com capacidade própria de geração, totalizando mais de 800 MW
instalados (ANEEL, 2002-a). Entretanto, de alguns anos para cá, de forma similar aos países desenvolvidos, também no Brasil surgem tendências
para incremento da geração de eletricidade de forma distribuída, decorrentes das seguintes causas:
Forte propensão de aumento das tarifas de eletricidade, considerando o aumento da participação da geração termelétrica na matriz
energética brasileira e ainda, a desvalorização cambial, a necessidade
de importação de equipamentos e a tarifa do gás natural em dólares.
23
Disponibilidade crescente do gás natural para geração, em virtude
do aumento da oferta tanto de origem nacional como externa, da
construção de gasodutos para transporte e do desenvolvimento das
redes de distribuição.
Conscientização dos problemas ambientais, promovendo soluções
que tendam a reduzir os impactos ambientais da geração, dentre as
quais as que permitem melhor aproveitamento da energia proveniente de combustíveis fósseis ou renováveis.
Aperfeiçoamento de tecnologias que tornaram competitivas novas
fontes e novos processos de geração de energia.
Progresso da tecnologia eletrônica e conseqüente redução nos custos de sistemas de controle, de processamento e de transmissão de
dados, viabilizando a operação de sistemas elétricos cada vez mais
complexos.
É neste novo cenário energético que aparece um espaço para a geração
distribuída, sobretudo em sistemas de cogeração. O setor elétrico brasileiro
passa hoje por um período natural de ajustes, e ainda uma série de problemas terão que ser resolvidos, mas já se pode constatar uma forte sinalização, apontando para um mercado mais competitivo, onde será fundamental a busca de soluções regionais e eficientes como a cogeração, para equacionamento de questões de custo e qualidade de suprimento de energia elé24
o reduzido prazo para a apresentação de projetos com as prerrogativas do PPT aos empreendimentos de cogeração, qualificados pela
ANEEL (encerrado em 30 de março de 2002 pela Resolução GCE
101/2002).
CO-GERAÇÃO-VOLUMES DE GÁS ANUAIS ACUMULADOS
o alto valor de contratação de energia de back-up (demanda suplementar de reserva) e a não remuneração pelo custo evitado.
a rejeição e oposição de grupos ambientalistas e de parte da população a projetos de geração termelétrica, inclusive sistemas de cogeração, devido à falta de cultura destes sistemas no Brasil. Este problema pode ser resolvido através do esclarecimento e da divulgação,
especialmente quanto aqueles de eficiências elevadas, e por conseqüência, com menores impactos ambientais.
No entanto, devido à necessidade de atender ao crescimento de consumo de energia, em forte correlação com a economia do país, a expansão
da oferta com grandes centrais hidrelétricas já não se mostra muito factível, por suas implicações sociais, ambientais e econômicas, impondo a
busca de alternativas. Mesmo os projetos térmicos de grande porte que
25
Saldo=308.860 m3/dia
4.000,00
3.500,000
3.000,000
3
2.500,000
2.000,000
1.500,000
1.000,000
500.000
a dificuldade de obtenção de créditos para o investimento em equipamentos importados.
o estabelecimento de uma quota limitada de 4,4 milhões m3/dia de
gás natural para esse fim (Resolução GCE 56/2001). Conforme a figura 1.7, a demanda de gás natural para cogeração vem evoluindo
significativamente e eventualmente esta oferta de combustível pode
constituir no entender de alguns estudiosos do setor um limitante
para a produção combinada de eletricidade e calor útil ( Holanda,
2002).
Limite=4.400.000 m3/dia
4.500,000
M /dia
trica por parte do consumidor, das concessionárias e demais participantes
deste novo mercado. Contudo, não obstante existirem iniciativas pontuais
de estímulo à cogeração, ainda não foram criados todos os mecanismos legais que promovam fortemente a cogeração como uma alternativa importante de suprimento de energia. As medidas mais importantes adotadas
para superar a crise energética de 2001 e afastar o perigo de uma nova crise, seguem o modelo tradicional de atender a demanda sem se preocupar
com a eficiência. Inclusive podem ser observadas medidas contraditórias e
inibidoras do crescimento da cogeração, por exemplo:
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Figura 1.7 Evolução do volume de gás natural nas centrais de cogeração (MME, 2002).
deveriam solucionar a questão, estão sofrendo problemas de viabilidade,
que deverão no mínimo atrasar significativamente a sua implantação, diminuindo a oferta, o que, inevitavelmente, pressionará os preços da energia elétrica. Neste cenário, o consumidor final começa a se mobilizar no
sentido de encontrar alternativas de conservação e autoprodução que melhorem a confiabilidade do fornecimento de energia em longo prazo e,
além disto, possam reduzir os custos, permitindo melhoria de sua competitividade no mercado global.
Cerca de 60% do mercado de energia elétrica no Brasil corresponde
às áreas industrial e comercial e, especialmente nestes segmentos, o processo de autoprodução pela cogeração se apresenta para o consumidor final como uma das soluções mais eficientes na busca de uma melhor qualidade e segurança do suprimento de energia elétrica, aliada a uma redução
de custos operacionais que permite o retorno do investimento em prazos
bastante razoáveis.
26
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27
28
29
CAPÍTULO 2
TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA UTILIZANDO
COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS
Embora possam ser empregadas eventualmente utilizando qualquer ciclo
de potência, apresentam-se a seguir as principais características e aplicações, desempenho, custos e evolução futura das tecnologias de maior interesse para geração distribuída para cogeração, a saber:
Motores de combustão interna alternativos.
Microturbinas a gás.
Motores Stirling.
Células a combustível.
Também se incluíram os Sistemas Híbridos e os Sistemas frigoríficos
por absorção, por sua relação com a geração distribuída. Ao final do capítulo se descrevem exemplos de instalações reais.
2 . 1 MO T O R E S D E C O M B U S T Ã O AL T E R N A T I V O S
Embora muitas vezes designado como motores de combustão interna,
esta denominação não é a mais adequada tendo em vista que as turbinas a
gás também são motores de combustão interna, porém rotativas. Dessa
forma, a denominação mais exata seria motores de combustão interna alternativos. São amplamente utilizados e os mais desenvolvidos tecnicamente de todas as tecnologias de geração de energia distribuída. Eles estão disponíveis desde pequenas capacidades (por exemplo, 5 kW para geração de energia de back-up residencial) até motores de grande porte (potência de 30 MW ou maior). Quando empregados como sistemas estacionários, geralmente, utilizam como combustível o gás natural, o gás liquefeito de petróleo (GLP), o óleo Diesel ou óleos pesados residuais. A figura
2.1 apresenta uma instalação típica com MCI alternativos, enquanto que
na tabela 2.1 alguns dados gerais são apresentados.
Figura 2.1 Instalação típica de um motor alternativo.
Basicamente, um MCI alternativo é um motor que converte a energia
química contida no combustível em potência mecânica, por meio do conjunto biela-manivela (responsável por transformar o movimento alternativo em rotativo), que é empregada para rotacionar o eixo do motor, que
por sua vez é acoplado a um gerador elétrico, a fim de converter este movimento em potência elétrica.
Os motores alternativos podem ser classificados em dois grupos principais: os motores de ignição por centelha, ou motores Otto, e os de ignição por compressão, ou motores Diesel. Nos de ignição por centelha,
uma faísca é introduzida no cilindro (através de uma vela) ao término do
curso de compressão, provocando a combustão. Geralmente utilizam
como combustíveis hidrocarbonetos líquidos de elevado poder calórico, e
que se evaporam facilmente, como a gasolina e o álcool, ou combustíveis
gasosos, como o gás natural e o gás liquefeito de petróleo. Operam a 4
tempos (necessitam de duas rotações para completar um ciclo) ou a 2 tempos (necessitam de apenas uma rotação para completar um ciclo). Considerando motores de mesma capacidade, os que operam a 2 tempos são geralmente mais baratos que os de 4 tempos, no entanto, os motores de 2
tempos são menos utilizados, devido a sua menor eficiência, que tem origem nas perdas de combustível através do escape do motor.
Tabela 2.1 Visão Geral de Motores de Combustão Interna
Disponível comercialmente
Sim
Faixa de capacidades
5 kW a 30 MW ou maiores
Combustíveis
Gás natural, óleo diesel, gás de aterro
sanitário, etc.
Eficiência
25 a 45%
Emissões de poluentes
Pode necessitar de controle das
emissões para NOX e CO
Outras características
Adequação aos sistemas de cogeração
(a eficiência pode ultrapassar 80%)
Status comercial
Produto amplamente disponível
Nos motores de ignição por compressão, a mistura ar-combustível entra em combustão espontânea devido à elevada temperatura atingida durante a compressão. Os combustíveis empregados nestes motores, geralmente, são hidrocarbonetos líquidos de características inferiores aos utilizados nos motores de ciclo Otto, menos voláteis e com pesos específicos superiores, como é o caso do Diesel. Os motores de ignição por compressão
também podem operar a 4 ou a 2 tempos. No entanto, os motores Diesel de
2 tempos não apresentam consumo de combustível superior aos de 4 tempos, como acontece no caso dos motores Otto, pois na fase de admissão o
combustível não está presente, logo não há perdas pelo escape.
Os MCI alternativos também podem ser classificados em função da
velocidade de rotação, ou seja (California Energy Commission, 2002):
As unidades de alta velocidade (também denominados rápidos) são
derivadas de motores de automóveis, e operam entre 1.200 e 3.600
rpm. Apresenta a maior produção de potência por unidade de deslocamento e têm os mais baixos custos específicos de investimento,
porém a eficiência é menor.
As unidades de média velocidade são derivadas de motores de locomotivas e de navios de médio porte, e operam entre 275 e 1.200
rpm. Apresentam elevados custos específicos de investimento, porém maiores eficiências.
As unidades de baixa velocidade (também denominados motores
lentos) são derivadas de motores de propulsão de grandes navios, e
operam entre 58 e 275 rpm. São projetadas para queimar combustíveis residuais de baixa qualidade e só são práticos se houver um
grande diferencial de preço entre o óleo pesado e o gás natural e
quando não há nenhuma restrição ambiental.
Poderia se pensar que após um século de desenvolvimento, os motores alternativos alcançaram seu máximo grau de desenvolvimento tecnológico e, estão sujeitos a poucas melhorias. Tal pensamento é errôneo,
pois tanto os motores Diesel quanto os motores Otto, continuam demonstrando melhorias substanciais em termos de eficiência, potência específica e nível de emissão de poluentes. Novos materiais possibilitam a
redução de peso, custo e perdas de calor. Tipos alternativos de motores,
tais como os que utilizam combustão estratificada, possuem maior tolerância quanto às propriedades do combustível, estão adquirindo um grau
de desenvolvimento que possibilita a sua produção em escala comercial.
Neste sentido, deve-se salientar o desenvolvimento dos motores dual fuel.
Desde o começo do desenvolvimento dos motores alternativos no final do
século XIX, os motores a gás são distinguidos pelos dois princípios então
adotados: o motor de ciclo Otto, operado com ignição por centelha e o
motor dual-fuel de ciclo Diesel operado com auto-inflamação por compressão (injeção piloto). A família de motores dual-fuel de média rotação
iguala a de seus motores Diesel em termos de concentração de potência e
eficiência total, mas têm a vantagem de não necessitar de sistemas de tra-
tamento de gases para alcançar valores baixos de emissões de poluentes.
Uma vantagem adicional destes motores é a possibilidade de comutação
instantânea para o modo Diesel no caso de interrupções no suprimento de
gás, sem perda de capacidade ou oscilação de carga. Em outras palavras,
estes motores podem beneficiar de um contrato interruptivo de suprimento de gás, com ganhos substanciais nos preços deste energético e conseqüentemente na viabilidade dos projetos de geração a gás natural.
A crescente adoção da geração descentralizada também tem levado a
um aumento significativo das vendas de motores alternativos com potência entre 1 e 5 MW, principalmente em se tratando dos motores alimentados com gás natural, cujas vendas representavam 4% do mercado de motores para geração de energia em 1990, e ultrapassaram a casa dos 20%
em 1999. Estes motores têm despertado o interesse devido à sua elevada
eficiência (32-35%, PCI), ao seu baixo custo inicial e a facilidade de manutenção, resultado de uma infraestrutura de serviços bem estabelecida
(Liss, 1999). Esse autor relata ainda que o desenvolvimento de motores
alternativos a gás de pequena capacidade (menores que 250 kW), em escala comercial, tem sido o objetivo de diversas pesquisas realizadas com
apoio do Gas Research Institute – GRI, sendo que alguns fabricantes, entre eles, Kohler, Onan e Generac, e Tecogen, já dispõem de motores a gás
nesta faixa de potências (GRID, 1999).
Os motores alternativos também têm sido cada vez mais utilizados em
sistemas de cogeração, onde é efetuada a recuperação do calor dos gases
de escape, da água de resfriamento do motor e, em alguns casos, do óleo
do sistema de lubrificação. Nestas instalações, a potência de eixo pode ser
utilizada para gerar eletricidade, ou acionar uma bomba, um compressor
ou qualquer outra carga. O calor recuperado pode ser utilizado para diversos fins, como por exemplo, fornecimento de água quente para lavanderias, cozinhas de restaurante, hotéis, calefação e também para produção de frio (água gelada) em sistemas de refrigeração por absorção.
Como exemplo, a distribuição de energia primária num motor dual
fuel V32/40DF fabricado pela MAN B&W é apresentada na figura 2.2 a
seguir. De acordo com a figura, o calor total disponível nos gases de escape é de aproximadamente 30% da energia primária consumida. Praticamente metade desta energia pode ser usada para recuperação de calor
numa caldeira de recuperação, utilizando as elevadas temperaturas dos
gases à saída do turbo-compressor de 330-360 ºC que podem ser arrefeci-
dos até 180 ºC em operação com óleo pesado e 120ºC em operação dual
fuel. Para efeitos de recuperação de calor, o resfriador de ar de alimentação depois do turbo-compressor (charge-air cooler) é dividido em dois estágios: um primeiro estágio de alta temperatura e um segundo de mais baixa temperatura. O calor disponível no 1º estágio do charge-air cooler,
pode ser somado ao calor recuperado na refrigeração do bloco do motor,
no circuito de alta temperatura (AT), totalizando cerca de 14% da energia
térmica útil recuperável em trocadores de calor a uma temperatura de
80-90ºC. O calor disponível no circuito de baixa temperatura (BT), resultante do 2º estágio de refrigeração do ar de alimentação, totaliza cerca de
6% do calor útil e não pode ser recuperado com eficácia devido às baixas
temperaturas da água de refrigeração. O calor resultante da refrigeração
do óleo lubrificante do motor representa cerca de 6% do calor útil total,
podendo ser recuperado num trocador de calor a um nível de
temperaturas de até 60-70ºC.
Várias configurações para a recuperação do calor útil de motores Diesel são possíveis, sendo uma das alternativas somar todo o calor recuperado dos circuitos de refrigeração do motor (AT), do óleo lubrificante e do
escape dos gases da combustão num só circuito, para produção de água
aquecida, como representado esquematicamente na figura 2.3. Outra
configuração possível é mostrada na figura 2.4.
Energia elétrica
Gases escape
Turbocompressor
Perdas 9,4%
Secagem
Climatização
Vapor processor
ou termofluído
Energia elétrica
Calor útil 47,6%
Figura 2.2 Distribuição de energia primária num motor dual fuel (California Energy
Commission, 2002).
Ar do turbocompressor 11,7%
Caldeira de recuperação
Óleo de lubrificação 5,6%
Caldeira de
recuperação 22,8%
Chaminé 7,4%
Água de resfriamento de motor 7,5%
Radiação 2,0%
Refrig.
Motor
Óleo
Radiador/
Torre arrefecimento
Energia térmica 57,0%
Energia mecânica 43,0%
Alternador
Intercooler
Calor fornecido 100,0%
Gás de
exaustão 30,2%
Motor a gás
Mistura
Gases escape
Turbocompressor
Motor a gás
Mistura
Alternador
Intercooler
Água quente
baixa temperatura
Óleo
Refrig.
Motor
Radiador/
Torre arrefecimento
Radiador/
Torre arrefecimento
Água quente
alta temperatura
Figura 2.3 Recuperação de calor a partir dos circuitos de refrigeração e do escape de um
motor Diesel ou dual fuel para geração de água quente (figura superior) e para produção de
Chiller de
absorção
a vapor
Gases de
escape 400ºC
100%
40%
Motor de
combustão
interna
Água
70ºC
2.1.2 Desempenho e custos
Combustível
Energia elétrica
Água
96ºC
Água 95ºC
22%
Trocador
de calor
Água/Água
Vapor
18%
Procecsso industrial
Produção de CO2
12%
Caldeira de
recuperação
Chaminé
Chiller de
absorção
Água quente
Procecsso industrial
Água gelada
Figura 2.4 Central de cogeração com motor a gás.
2.1.1 Aplicações
Os motores alternativos são a tecnologia mais amplamente empregada em
geração distribuída. Além da possibilidade de recuperação de grandes
parcelas de calor nos sistemas de cogeração, os seguintes fatores contribuem para o crescente interesse na utilização dos motores alternativos para a
cogeração:
A grande disponibilidade de motores com funcionamento seguro e
eficiente, em uma ampla faixa de capacidades. Sistemas compactos
com potências inferiores a 100 kW, são produzidos nos Estados
Unidos, desde 1980, pela Cummins Diesel e pela Caterpillar (Kaarsberg et alii, 1998);
A disponibilidade de combustíveis de boa qualidade a preços atrativos, como é o caso do gás natural e do GLP;
O aperfeiçoamento dos reguladores de eletricidade que asseguram
a geração de eletricidade na freqüência desejada;
Bom desempenho em condições de carga parcial;
A utilização dos grupos geradores para o fornecimento de energia
de ‘back-up’ em aplicações residenciais, comerciais e industriais;
A utilização em geração na base (base load), no pico (peak-shaving),
como suporte de rede (grid support) e geração isolada (stand alone).
Os motores alternativos apresentam eficiências que variam de 25% a
45%. Em geral, os motores Diesel são mais eficientes que os acionados a
gás pois eles operam com razão de compressão mais alta. No futuro, os fabricantes trabalham no sentido de alcançar um consumo de combustível
mais baixo, e eficiências maiores, referidas à potência de eixo, de até 50 a
55% em motores Diesel de grande porte (acima de 1 MW). Para aqueles
que operam com ciclos a gás (Otto), almeja-se aumento na eficiência, em
particular, para se aproximar aos valores obtidos pelos motores Diesel.
No que diz respeito ao desempenho ambiental, as emissões não controladas de NOX são as mais altas entre as tecnologias empregadas em geração distribuída, em especial para os motores do ciclo Diesel. Os fatores
de emissão para um tipo particular e faixas de potência variam de fabricante para fabricante. Da mesma forma, essa taxa de emissão, para cada
tipo de máquina, dentro da linha de produto de um fabricante, pode variar consideravelmente entre os de menor capacidade às unidades maiores.
Razões para estas variações incluem diferenças na geometria da câmara de
combustão, padrões de mistura do ar com o combustível, relação ar/combustível, técnica de combustão e tempo de ignição. Como exemplo, a tabela 2.2 a seguir apresenta os níveis de emissão de NOX e CO para típicos
motores a gás e Diesel:
Tabela 2.2 Comparação do Nível de Emissão de NOX e CO entre MCI a Gás e Diesel (California Energy Commission, 2002)
Gás natural
Diesel
Gás de exaustão
[ppmv @15% O2]
Gás de exaustão
[ppmv @15% O2]
sem controle
45-200
450-1.600
com SCR
4-20
45-160
sem controle
140-700
40-140
com oxidação
catalítica
10-70
3-13
Combustível
NOX
CO
Os três tipos básicos de sistemas de controle de emissão pós-combustão incluem:
Sistemas com catalisadores de três vias (Three-Way Catalyst (TWC)
Systems) – reduzem NOX, CO e hidrocarbonetos não queimados
em até 90% ou mais. Estes sistemas são amplamente utilizados em
aplicações automotivas;
Redução seletiva catalítica (Selective Catalytic Reduction (SCR)) –
normalmente empregados em motores de maiores capacidades (acima de 2 MW) com queima pobre (lean burn). Nestes sistemas, um
agente redutor de NOX, tal como a amônia, é injetado no gás de
exaustão quente, antes de passar através do reator catalítico, alcançando eficiências de remoção entre 80-95%;
Oxidação Catalítica (Oxidation Catalysts) – promovem a oxidação
do CO e de hidrocarbonetos não queimados em CO2 e água. Eficiências de conversão de CO de 95% ou mais já são alcançadas;
Outros parâmetros de desempenho dos MCI alternativos são:
Módulo do motor
Equipamentos auxiliares
Instalação
Custos com engenharia
Custos próprios
Custo instalado total: $1.075/kW
Figura 2.5 Distribuição por itens do custo total de instalação de um motor a gás de 550 kW
operando em cogeração.
A seguir na tabela 2.3, apresentam-se algumas vantagens e desvantagens da utilização de motores alternativos.
Tempo de partida (start-up) entre 0,5 e 15 minutos, de acordo com
o tamanho do motor;
Tabela 2.3 Vantagens e Desvantagens dos Motores Alternativos
Vantagens
Desvantagens
Apresentam elevadas tolerâncias para partidas e paradas;
Baixo custo de específico de
investimento
Maiores emissões atmosféricas
Elevada eficiência elétrica (até 45%)
Ruído
Partida rápida
Freqüentes intervalos de manutenção
As condições de desempenho dos motores são baseadas em uma
elevação em torno de 500 m acima do nível do mar. Para cada 300
m acima desta condição, o motor pode apresentar uma queda de
potência de cerca de 2 a 3%;
Perda de 1 a 2% para cada 5°C acima da temperatura atmosférica
de referência, usualmente considerada por volta de 30 a 35°C.
Os motores alternativos são a tecnologia tradicional mais utilizada
para grupos de emergência, por serem a tecnologia mais barata na atualidade. O custo específico de investimento de um grupo gerador típico a
gás situa-se entre US$300 e US$900/kW, dependendo da capacidade, tipo
de combustível e tipo de motor. Já o custo total de instalação pode ser de
50 a 100% maior do que o custo próprio do motor. Estes incluem os equipamentos auxiliares, taxas de instalação, engenharia e outros custos próprios. Um exemplo da distribuição do custo total de instalação de um motor a gás de 550 kW é apresentado na figura 2.5 a seguir, baseado em California Energy Commission, 2002. Os custos de manutenção para motores
a gás situam-se entre US$0,007 e US$0,015/kWh e para os motores Diesel
entre US$0,005 e US$0,010/kWh.
Flexibilidade de combustíveis
Alta confiabilidade
Baixa pressão do gás é requerida
2 . 2 MI C R O T U R B I N A S A G Á S
Microturbina é a designação que se dá às turbinas a gás que produzem potência elétrica entre 25 kW e 300 kW, para algumas referências, e até 500
kW para outras. São derivadas de tecnologias de turbo alimentação de caminhões ou de pequenas turbinas de sistemas auxiliares da aviação (auxiliary power units – APUs). Podem ser unidades de simples estágio, fluxo
radial e com velocidades de rotação entre 90.000 e 120.000 rpm, como
também de múltiplos estágios e/ou menores velocidades de rotação.
As microturbinas não representam uma nova tecnologia, pois é possível encontrar pesquisas sobre estas pequenas máquinas desde 1970, quando a industria automobilística visualizou a possibilidade de sua utilização
em substituição aos tradicionais MCI alternativos. Em 1978, a Allison
deu início a um projeto com o objetivo de desenvolvimento e construção
de grupos geradores, para aplicações militares, acionados por pequenas
turbinas a gás. Os principais resultados obtidos durante os testes destes
geradores revelaram: redução no consumo de combustível de 180 L/h
para 60 L/h, quando comparado com modelos anteriores; estabilidade de
frequência de aproximadamente 1%, níveis de ruído inferiores a 90 dBA e
possibilidade de utilização de vários combustíveis (diesel, gasolina, etc.).
Em 1981, um lote com 200 destes grupos geradores foi entregue ao exército dos Estados Unidos e, a partir de então, mais de 2.000 unidades foram fornecidas para integrarem o sistema de geração de eletricidade dos
lançadores de foguetes Patriot (Patriot Systems) (Scott, 2000).
Na atualidade, as microturbinas encontram-se bem próximas do status
comercial. A Capstone, por exemplo, já fabricou mais de 1.700 microturbinas para diferentes consumidores (dado referente a outubro de 2001). O
laboratório de turbinas a gás da UNIFEI, através de projetos desenvolvidos
pelo NEST conta com três unidades deste fabricante de 30 kW de capacidade e já operando, sendo duas com gás e uma com óleo Diesel. Porém, muitas das instalações de microturbinas ainda estão sendo testadas em campo
ou são demonstrativas, como na UNIFEI, cujo laboratório e turbinas são
mostrados na figura 2.6. A tabela 2.4, a seguir, apresenta as principais características das microturbinas, enquanto que na tabela 2.5 apresentam-se
alguns dados específicos típicos de diferentes microturbinas.
Tabela 2.4 Características Gerais de Microturbinas
Disponibilidade comercial
Tabela 2.5 Dados de Custo, Desempenho, Tamanho e Peso de Diferentes Microturbinas
Modelo
Preço [US$]
C30
– Capstone
C60
– Capstone
330
60
Ingersoll Rand
IR70
Ingersoll Rand
IR250
35.500 ou mais
55.500 ou mais
90.000 ou mais
250.000 ou mais
Potência [kW]
30
60
70
250
Fuel Input [kWh]
123
255
267
923
Exaustão [kWh]
85 (a 260°C)
154 (a 310°C)
Não disponível
Não disponível
Eficiência PCI [%]
27
26
Não disponível
Não disponível
1900x714x1344
2083x762x1930
1753x1067x2210
3200x1930x2007
482 kg
608 kg
1.860 kg
4.082 kg
Adicionar
compressor de gás e
caldeira de
recuperação
(cogeração)
Adicionar
compressor de gás e
caldeira de
recuperação
(cogeração)
tudo incluso
tudo incluso
Sim (Limitada)
Faixa de capacidade
25 a 500 kW
Combustíveis empregados
Gás natural, GLP (ou propano), hidrogênio,
Diesel, etc.
Eficiência
20 a 30% (com recuperador de calor)
Emissões de poluentes
Baixa (<9-50 ppm) NOX
Figura 2.6 Foto de uma microturbina a gás aberta (esquerda) e de dois módulos (direita)
instalados no Laboratório de Máquinas Térmicas da UNIFEI.
Cogeração (água entre 50 e 80°C – com
Alt/Larg/Comp[mm]
Peso[kg]
Notas
recuperador)
Status comercial
Produção de pequenos volumes, novos
protótipos comerciais
De acordo com a concepção de projeto, as microturbinas podem ser
divididas em duas classes gerais:
Microturbina com recuperação de calor, a qual apresenta um recuperador de calor dos gases de exaustão a fim de elevar a temperatura do ar fornecido à câmara de combustão, e dessa forma, diminuir
o consumo de combustível e, conseqüentemente, elevar a eficiência, que neste caso situa-se em torno de 25 e 30%, base PCI. As figuras 2.7 e 2.8 apresentam um esquema e um corte de sistemas deste
tipo, respectivamente;
Saída de gás
Recuperador
Resfriamento
do gerador
Câmara de
combustão
Microturbina sem recuperação de calor, que apresenta eficiência menor (em torno de 18%), porém seu custo de capital também é menor.
A maioria das microturbinas possui um único eixo, que opera a alta roEntrada
de ar
Filtro de ar
Exaustão da
turbina
Gerador
Compressor
Turbina
Mancais
Carcaça do recuperador
Eixo
Figura 2.8 Vista em corte de uma turbina Capstone com recuperador de calor.
Câmara de
combustão
Compressor
Recuperador
Exaustão
(recuperação de calor)
)(
Compressor
de gás
Turbina
Injeção de
combustível
Fonte de gás
Figura 2.7 Esquema de uma microturbina de eixo simples com recuperador de calor de exaustão.
tação, onde estão montados o compressor, a turbina e o gerador. Como
este conjunto trabalha a alta rotação (de 70.000 a 120.000 rpm) as perdas
por atrito entre o eixo o ar windage são maiores e também há maior necessidade de resfriamento, principalmente se o gerador se encontra próximo
das partes quentes da microturbina. Para promover o resfriamento do gerador, em algumas configurações, este é colocado no duto de admissão de ar,
o que produz uma queda de pressão estática na entrada do compressor e
um aumento da temperatura do ar.
O ciclo com dois eixos é formado basicamente de um gerador de gás,
que compõe o primeiro eixo, e uma turbina livre, que compõe o segundo
eixo, como mostra a figura 2.9. A vantagem deste tipo de configuração é
que o gerador de gás está acoplado à turbina livre somente por um acoplamento aerodinâmico e, portanto os esforços da turbina livre não são absorvidos pelo gerador de gás. Além disto, o gerador de gás pode ter rotações diferentes da turbina a livre. Configurações como esta, que adotam
geradores trabalhando a baixa rotação, necessitam de uma caixa de reduções (figura 2.10), a qual também produz perdas significativas, mas na
maioria dos equipamentos, estas perdas são menores que as ocasionadas
pelos geradores que trabalham a alta rotação (Watts, 1999).
2.2.1 Aplicações
As microturbinas podem ser usadas em stand-by, para melhoria de qualidade e confiabilidade da rede, atendimento de cargas de pico (peak shaving) e aplicações de cogeração. Além disto, devido estarem sendo desen-
volvidas microturbinas para utilizar uma variedade de combustíveis, aplicações com combustíveis residuais e gás de aterro sanitário já estão em
fase de testes. Como produzem potências que variam entre 25 kW e 500
kW, as microturbinas são bem adequadas para aplicações comerciais,
como restaurantes, hotéis/motéis, além de pequenos escritórios e condomínios residenciais, entre outros. A ampliação desta tecnologia para
aplicações em meios de transporte também está em desenvolvimento.
Calor para
o usuário
Energia elétrrica
para o usuário
Trocador de Calor
de contracorrente
220 a 300ºC
Recuperação
de calor
Descarga
dos gases
Câmara de
combustão
Gás
Natural
Caixa de
redução
Compressor
Entrada
de ar
Turbina do
gerador
de gás
Turbina
livre
Gerador
Figura 2.9 Esquema de uma microturbina com dois eixos e recuperador de calor.
Tabela 2.6 Dados de Desempenho de Microturbinas com Diferentes Arranjos
Configuração
Eficiência
Sem recuperação de calor
15%
Com recuperação de calor
20 a 30%
Com cogeração
até 85%
Os custos específicos de instalação das microturbinas no mercado
americano situam-se entre US$700 e US$1.300/kW. Estes incluem toda a
parte física do equipamento, manuais, softwares e treinamento inicial.
Para o Brasil, estes custos são maiores devido a fatores como taxas de importação, transporte, implantação do sistema de fornecimento de combustível, entre outros, podendo representar um acréscimo de 30 a 50%
dos valores mencionados. Contudo, os fabricantes de microturbinas estão
trabalhando para um custo específico de instalação futuro, nos EUA, abaixo de US$650/kW. Isto parece ser possível se o mercado se expandir e aumentar o volume de vendas.
Com menos peças móveis, os vendedores de microturbinas esperam
que as unidades possam garantir uma confiabilidade maior do que as alcançadas com os motores alternativos convencionais. Os fabricantes
aguardam que as primeiras unidades irão requerer mais visitas do que o
esperado, mas com o amadurecimento dos produtos, manutenção de uma
vez ao ano deveria bastar. A maioria dos fabricantes está trabalhando para
intervalos de manutenção entre 5.000 e 8.000 horas. Os custos da manutenção para as microturbinas ainda estão baseados em previsões com situações reais mínimas. As estimativas variam de US$0,005 a US$0,016 por
kWh, valores comparáveis aos motores alternativos de pequena capacidade. A tabela 2.7 a seguir apresenta uma síntese destes valores, baseados
em California Energy Commission, 2002.
Tabela 2.7 Dados de Custo e Manutenção Previstos para Microturbinas
Custos de capital
US$700 a US$1.300/kW
As eficiências de conversão elétrica em base de utilização do combustível
estão na faixa de 20 a 30%. Estas eficiências são atingidas com o emprego
do recuperador. Em sistemas de cogeração, a eficiência elétrica e térmica
combinada pode alcançar 85%, valor que depende das exigências de calor
de processo. Já as microturbinas sem recuperadores de calor apresentam
eficiências mais baixas, ao redor 15%. A tabela 2.6 sumariza estes dados.
Custos de operação&manutenção
US$0,005 a US$0,016/kW
Intervalo de manutenção
5.000 a 8.000 h
As microturbinas oferecem muitas vantagens potenciais para a geração distribuída. Na tabela 2.8 são listadas algumas vantagens e desvantagens das microturbinas.
Tabela 2.8 Algumas Vantagens e Desvantagens das Microturbinas
Vantagens
Desvantagens
Pequeno número de partes em
movimento
Baixa eficiência elétrica
Tamanho compacto
Perda de potência e de eficiência para
locais de elevada temperatura e altitude.
Leve (baixa relação peso/potência)
Elevada eficiência em sistemas de
cogeração
Baixo nível de emissões
Pode operar com combustíveis
residuais
Longo tempo de intervalo entre
manutenções
2.2.3 Desenvolvimentos futuros
Dados de testes em campo, levantados a partir de unidades instaladas em
aplicações comerciais e industriais, permitirão aos fabricantes aperfeiçoar
o projeto das mesmas, reduzindo os custos com melhoria de desempenho,
a fim de tornar a tecnologia competitiva. Concessionárias de serviços públicos, agências do governo e outras organizações estão envolvidas na colaboração das pesquisas, financiamentos e nos testes em campo. Estes
desenvolvimentos visam a sua utilização nos seguintes campos:
2 . 3 MO T O R E S S T I R L I N G
O motor Stirling, é classificado como uma máquina de combustão externa. Ele é composto de um sistema selado que possui um fluido de trabalho
inerte, geralmente hélio, mas também pode ser hidrogênio. Ele é projetado, na maioria das vezes, para pequenas capacidades (1-25 kW) e está sendo produzido atualmente em quantidades pequenas para aplicações
específicas.
O motor Stirling foi patenteado em 1816, e chegou a ser utilizado antes de Primeira Guerra Mundial. Foi popular nesta época pois seu sistema
de selagem, operando com ar como fluido de trabalho, o tornava mais seguro do que a máquina a vapor. Logo, com o aperfeiçoamento da máquina a vapor e dos motores Otto, o motor Stirling acabou perdendo mercado. Na atualidade, o interesse na geração distribuída em diversas aplicações, por exemplo, a indústria espacial e na marinha, reavivou importância do motor Stirling, resultando num aumento das atividades de pesquisa
e desenvolvimento. Como exemplo, nas figuras 2.10 e 2.11, mostram-se
fotos de protótipos de motores Stirling produzidos pela WhisperTech Ltd
e Solo Kleinmotoren Gmb, respectivamente. Na tabela 2.9 apresentam-se
as principais características dos motores Stirling.
Tabela 2.9 Características dos Motores Stirling
Estado da arte
Não comercial
Capacidade
1-25 kW
Combustível
Recuperação do calor dos gases de escape para geração de energia
térmica (cogeração).
Preferencialmente gás natural, mas com
grande flexibilidade
Eficiência
12-20% (Prognóstico 30%)
Flexibilidade de combustíveis.
Emissões
Potencial de emissões muito baixo
Aplicação automotiva.
Situação comercial
Comercialmente disponível para
2002-2005
Sistemas híbridos (isto é, células a combustível combinadas com microturbinas).
Alguns modelos são projetados para
cogeração
2.3.1 Aplicações
Figura 2.10 Protótipo de motor Stirling produzido pela empresa WhisperTech Ltd.
O desenvolvimento do motor Stirling está sendo dirigido a uma gama extensiva de aplicações, incluindo:
Pequena capacidade: geração de eletricidade para uso residencial
ou sistemas portáteis; Estes sistemas operam tanto com combustíveis fósseis como também com biomassa. Exemplos de sistemas que
estão sendo desenvolvidos para o emprego de biomassa podem ser
vistos na tabela 2.10;
Coletores solares: o calor refletido nos coletores solares é usado
para acionar o motor Stirling. Existem vários programas incentivados pelo governo dos EUA, que visam aumentar esta aplicação;
Veículos: os fabricantes de automóveis, junto com o governo norte-americano, têm pesquisado a utilização de motores Stirling em
veículos;
Produção de frio: estão sendo desenvolvidos motores Stirling para
aplicações de resfriamento de microprocessadores e supercondutores;
Aeronáuticas: motores Stirling poderiam ser empregados em aeronaves de pequeno porte;
Espaciais: unidades de geração de eletricidade para navios e veículos espaciais.
Tabela 2.10 Resumo das Características Técnicas dos Motores Stirling em Desenvolvimento que Podem Usar Biomassa como Combustível
A
C
D
E
F
G
â
á
â
â
á
ã
-
163
15
140
80
38
20
-
spalphaPotência elétrica [kW]
35
3,1
40
32
9
0,5
3
Potência térmica [kW]
102
9,3
88
56
24
3-9
3,7
Tipo
Energia primária [kW]
Eficiência elétrica [%]
22
21
28
30
23
22
-
Temp. lado quente [°C]
680
900
900
1.500
650
750
1.740
Temp. lado frio [°C]
65
60
60
60
60
90
-
Gás de trabalho
He
He
He
He, H
He
Ar, N
Ar
Pressão de trabalho [bar]
45
33
100
?
150
10
5
Velocidade nominal [rpm]
1.010
600
1.000
1.800
1.500
500
750
4
2
1
4
2
1
1
420
150
2.500
-
350.000
80.000
-
Nº de cilindros
Figura 2.11 Protótipo de motor Stirling produzido pela empresa Solo Kleinmotoren Gmb.
B
Tempo de trabalho [h]
A- Universidade Técnica da Dinamarca; B- Joanneum Research; CMagnet Motor; D- STM; E- SOLO 161; F- Dieter Viebach; G- Stirling
Technology.
2 . 3 . 2 De s e m p e n h o e c u s t o s
Os motores Stirling têm sido produzidos somente em quantidades pequenas e para aplicações muito específicas, por este motivo, é difícil obter dados de desempenho destas máquinas. A STM Power (Stirling Thermal
Motors) tem uma unidade de 25 kW com eficiência elétrica atual de aproximadamente 30%, entretanto a meta do desenvolvimento é aumentar
esta eficiência até 34%. Outros fabricantes informam eficiências elétricas
na faixa de 25 a 30%. A eficiência elétrica atual dos motores Stirling encontra-se na faixa de 12 a 20%, chegando até 30% em alguns casos.
O custo específico de investimento dos motores Stirling é relativamente alto (US$2.000-US$50.000/kW), podendo-se dizer que atualmente não é competitivo com outras tecnologias disponíveis no mercado. O
alto custo específico de investimento é devido, sobretudo, ao pequeno
número de motores fabricados. Os valores mais elevados do custo específico de investimento referem-se, principalmente, às aplicações espaciais.
Visando a redução de custos, as tendências de desenvolvimento tecnológico são aperfeiçoar o projeto e substituir materiais, particularmente do
trocador de calor, que precisa operar a temperaturas mais altas para aumentar a eficiência do motor, e do sistema de selagem, que precisa evitar a
contaminação do fluido de trabalho com óleo lubrificante durante a operação a pressões maiores que as atuais.
Os motores Stirling possuem características que os fazem atrativos e
por isso impulsionaram as atividades de pesquisa e desenvolvimento nos
últimos 50 anos. As mesmas são resumidas na tabela 2.11.
Tabela 2.11 Vantagens e Desvantagens dos Motores Stirling
Vantagens
Desvantagens
Operação com baixo nível de ruído e vibrações
Alto custo
Baixas emissões
Baixa eficiência
Pouca manutenção e alta confiabilidade (estimada)
Flexibilidade com relação ao tipo de combustível a ser usado
Vida útil longa
2.3.3 Desenvolvimento futuro
Os principais desafios, nos últimos 20 anos, do desenvolvimento dos motores Stirling têm sido aumentar a durabilidade e a confiabilidade para
longos períodos de operação, e diminuir seu custo. Em termos de durabilidade os principais desafios são:
Garantir o hermetismo do sistema de selagem para evitar a contaminação do fluido de trabalho com o óleo lubrificante durante a
operação a pressões elevadas.
Garantir pouco vazamento entre anéis de pistão e cilindro para os
espaços do motor que não são lubrificados.
Garantir pouca corrosão e estresse térmico do material do trocador
de calor durante a operação a elevada pressão e temperatura.
Evitar a passagem de partículas, originadas pelo atrito entre os
anéis do pistão e o cilindro, para as superfícies do trocador de calor.
Paralelamente, enquanto estes desafios são vencidos, os fabricantes de
motores Stirling estão começando a criar protótipos de desempenho aceitável para algumas aplicações, incluindo instalações de cogeração.
2 . 4 CÉ L U L A S A CO M B U S T Í V E L
Embora o conceito da célula a combustível tenha sido desenvolvido há mais
de 100 anos, as primeiras células somente foram fabricadas para o programa espacial norte-americano nos anos 60. Este programa necessitava de
uma fonte de energia eficiente, segura, e compacta para as naves Gemini e
Apollo, e a célula a combustível atendia estas características. Hoje, a NASA
continua a utilizar as células a combustível para acionar veículos espaciais.
Devido a melhorias tecnológicas e investimentos significativos nos últimos
anos, por parte de fabricantes de automóveis, da NASA, e de equipamentos
militares, espera-se que as células a combustível possam ser utilizadas para
geração de energia em sistemas descentralizados dentro dos próximos
anos.
Uma célula a combustível é semelhante a uma bateria no sentido de
que uma reação de eletroquímica é usada para criar corrente elétrica. Os
elétrons podem ser liberados por um circuito externo, através de conexões com as placas que formam o ânodo e o cátodo da célula. A diferença
principal entre células a combustível e baterias é que as baterias possuem
internamente uma provisão limitada de combustível, formada por uma
solução eletrolítica e materiais sólidos, como é o caso da bateria de ácido
sulfúrico e chumbo, ou por reagentes sólidos secos, como as pilhas de carbono e zinco. As células a combustível têm reações semelhantes, porém,
os reagentes são gases (hidrogênio e oxigênio), que são combinados em
um processo catalítico. Como o reagente pode ser fornecido à célula
constantemente, a unidade nunca cessará sua produção de energia.
As células a combustível são denominadas de acordo com o tipo de
eletrólito e materiais empregados. O eletrólito da célula é intercalado entre um eletrodo positivo e um eletrodo negativo. Uma célula individual
gera uma voltagem muito baixa, portanto são utilizadas várias células individuais em série para obter a voltagem desejada. A célula a combustível
propriamente dita é integrada a um sistema com outros componentes, incluindo um reformador de combustível, eletrônica de potência, e controles. As células a combustível convertem energia química de combustíveis
fósseis diretamente em eletricidade. O combustível (hidrogênio) entra na
célula, e é quebrado em prótons e elétrons. No caso das células PEMFC
(células a combustível com membrana para troca de prótons) e PAFC (células a combustível de ácido fosfórico), íons positivamente carregados
movem-se pelo eletrólito, através de uma diferença de tensão, produzindo energia elétrica. Os prótons e elétrons são então recombinados com o
oxigênio produzindo água e, como a mesma é removida continuamente,
mais prótons são conduzidos pelo eletrólito dando prosseguimento à reação e resultando em produção adicional de energia. No caso de SOFC (células a combustível de óxido sólido) não são os prótons que se movem
pelo eletrólito, mas radicais de oxigênio. Nas células do tipo MCFC
(célula a combustível de carbonato fundido), o gás carbônico combina-se
com o oxigênio e elétrons para formar íons de carbonato, que são
transmitidos através do eletrólito.
2.4.1 Tipos de células a combustível
Há quatro tecnologias de células a combustível em desenvolvimento atualmente. Estas incluem células a combustível de ácido fosfórico (phospho-
ric acid fuel cells – PAFC), célula a combustível de carbonato fundido
(molten carbonate fuel cells – MCFC), células a combustível de óxido sólido (solid oxide fuel cells – SOFC) e células a combustível com membrana
para troca de prótons (proton exchange membrane fuel cells – PEMFC).
As tecnologias estão em estados variados de desenvolvimento ou comercialização. As células a combustível utilizam hidrogênio e oxigênio como
reagentes primários, porém, eles podem operar com uma variedade de
combustíveis que dependem do tipo de processamento de combustível e
reformador usado, entre eles o gás natural e o GLP. O gás natural tem
sido considerado com o combustível mais indicado para aplicações de geração distribuída. Assim a maioria dos trabalhos é focalizada em células a
combustível que utilizam gás natural. Porém, as células necessitam de
hidrogênio para operarem, logo se precisa converter o gás natural em um
gás rico em hidrogênio.
As tecnologias de células a combustíveis de baixa temperatura, como a
PAFC e PEMFC, requerem uma unidade de processamento de combustível (reformador) para converter o gás natural em uma mistura rica em hidrogênio. Células a Combustíveis de altas temperaturas, como as MCFC
ou SOFC, não requerem um reformador propriamente dito, pois a alta
temperatura operacional permite a conversão direta de gás natural em
hidrogênio.
2.4.2 Aplicações
Tipo PAFC
Existem mais de 200 células a combustível do tipo PAFC em operação, o
que tem permitido obter uma extensa experiência operacional. Estas células foram implantadas em instalações hospitalares, comerciais e industriais nos EUA, na faixa de 100 a 200 kW de potência. A temperatura de operação é de aproximadamente 200°C, o que também as torna indicadas
para aplicações em cogeração.
Para tais aplicações, as células PAFC demonstraram várias características favoráveis, como por exemplo:
Sistemas compactos com alta confiabilidade e disponibilidade (alguns operaram no campo durante mais de 9.000 horas em serviço
contínuo).
Baixo ruído e vibração.
Emissões desprezíveis.
Altas eficiências (36-42%).
A tabela 2.12 apresenta um resumo comparativo das diferentes células a combustível mencionadas.
Tabela 2.12 Comparação entre as Diversas Tecnologias de Células a Combustível
Max. Densidade de
Potência [mW/cm2]
Eficiência (PCS)
Tempo de
Partida [horas]
PAFC
~200
36-45
1-4
MCFC
~160
43-55
10 ou mais
SOFC
(tubular)
150-200
43-55
5-10
SOFC (plana)
200-500
43-55
Não disponível
~700
32-40
Menos de 0,1
Tipo MCFC
Tecnologia
As altas eficiências e elevadas temperaturas operacionais das unidades
MCFC as fazem mais atraentes para a geração de potência na base, tanto
para geração somente de energia elétrica ou cogeração. Aplicações potenciais para MCFCs incluem o setor industrial, instalações governamentais,
universidades e hospitais.
Tipo SOFC
As células SOFC estão sendo consideradas para uma grande variedade de
aplicações, especialmente na faixa de 5 a 250 kW de potência, tais como
cogeração residencial, pequenos edifícios comerciais, instalações industriais e sistemas híbridos com microturbinas a gás. Também estão sendo
desenvolvidas unidades de maior potência, com vários megawatts, a ser
utilizadas principalmente para geração de energia na base.
Tipo PEMFC
A tecnologia PEMFC está dirigida, em grande parte, para o setor automotivo, onde apresenta uma grande vantagem em relação às outras tecnologias de células a combustível, em termos de tamanho e tempo de partida.
As células PEM estão sendo atualmente desenvolvidas para uma grande
variedade de aplicações, entre elas:
PEMFC
Muitas destas características também são atraentes para aplicações estacionárias, o que tem encorajado os fabricantes a desenvolver, simultaneamente, seus produtos para este setor. As maiores unidades estão sendo
desenvolvidas para o setor comercial, com potências próximas de 250
kW, e as menores unidades para aplicações residenciais, com potências na
faixa de 3 a 5 kW, ou inferiores. Considerações práticas ditam que estas
unidades podem operar com gás natural. Em todas as tecnologias de células a combustível há a necessidade de se rejeitar calor do sistema, o qual
pode ser aproveitado para aquecimento de água. Assim, estas células são
particularmente atraentes para sistemas de cogeração, e atualmente quase
todos produtos em desenvolvimento contemplam a opção pela
cogeração.
Setor automotivo.
Setor residencial (<10 kW), dotadas ou não de sistemas de cogeração.
Setor Comercial (10 a 250 kW), dotadas ou não de sistemas de cogeração.
Setor industrial (menos de 250 kW), dotadas ou não de sistemas de
cogeração.
Sistemas portáteis (vários kW).
Espera-se que as células a combustível alcancem eficiências da ordem de
40 a 60%. Eficiências mais altas, da ordem de 80 a 90%, são possíveis
quando usadas em aplicações de cogeração. Outra característica promissora das células a combustível são as baixas emissões. Considerando que
elas produzem eletricidade sem combustão, os produtos habituais de
combustão não estão presentes. Estas células também operam silenciosamente e com alta confiabilidade.
Atualmente estão sendo desenvolvidas células a combustível na faixa
de potências desde poucos quilowatts até alguns megawatts. Porém, unidades maiores (até 20 MW), e micro-células para dispositivos eletrônicos
portáteis, também estão sendo pesquisadas. O interesse pelo aprimoramento das células a combustível não é só da indústria de energia elétrica,
mas também da indústria automobilística e de transporte em geral, o que
tem ajudado o seu rápido desenvolvimento.
Enquanto as eficiências das células do tipo PAFC se encontram na faixa de 35 a 40%, e a confiabilidade das unidades em operação tem se demonstrado muito boa, para as células MCFC, os fabricantes têm afirmado
que sua eficiência é da ordem de 50% (PCI). Para as células do tipo SOFC
a eficiência é da ordem de 50% (PCI). Quando operando em um sistema
híbrido SOFC/turbina a gás, onde a célula a combustível é usada como um
ciclo superior (topping), a eficiência global pode exceder 60%. Para que
as células PEMFC apresentem um custo razoável, estima-se que a sua eficiência deve ficar próxima de 30 a 33%. Eficiências da ordem de 40% poderão ser obtidas, desde que os aperfeiçoamentos técnicos listados abaixo
sejam incorporados às células:
Redução de custos de que permitam operação efetiva na razão de
0,8 V/célula ou ainda mais altas.
Aumento da utilização do hidrogênio obtido a partir da reforma de
combustíveis, para 80% ou mais.
Redução do excesso de ar no cátodo para 50% ou menos.
Adicionalmente, o desenvolvimento de membranas para operação a
altas temperaturas pode aumentar drasticamente o potencial das células a
combustível, tanto pelo aumento da sua eficiência como pela simplificação do projeto das células.
Com relação aos custos, o preço específico das células a combustível é
muito alto se comparado a outras tecnologias disponíveis para a geração
de energia na mesma faixa de capacidades. O único produto disponível
comercialmente hoje é a PC-25™, fabricada pela UTC, e cujo custo, em
2001, era de aproximadamente US$4.000/kW. O custo desta célula instalada, com potência de 200 kW, chega a US$1.100.00,00, o que resulta em
um custo turn-key de aproximadamente US$5.500/kW.
Como ocorre com a maioria das novas tecnologias, quando são instaladas mais unidades e, portanto, novos consumidores se juntam ao mercado, os preços diminuem. As projeções de preço variam entre os fabricantes, mas a maioria busca custos abaixo de US$1.500/kW. É altamente improvável que este preço seja alcançado antes de 2004. Espera-se que as células a combustível tenham mínimas exigências de manutenção. Os sistemas de alimentação de combustível e o sistema reformador podem necessitar de inspeção e manutenção periódicas (uma vez ao ano). A célula propriamente dita não requererá manutenção até o fim de sua vida útil. No
entanto, a necessidades de manutenção e confiabilidade destes sistemas
ainda necessitam ser comprovadas, através de sua utilização em longo
prazo. Os custos de manutenção de uma célula a combustível deverão se
aproximar dos custos de manutenção das microturbinas, i.e., deverão se
situar na faixa de US$0,005 a US$0,010/kWh (baseado em uma inspeção
anual para a unidade).
As células PAFC são atualmente o único tipo comercializado para geração de energia em sistemas descentralizados. Atualmente, a United Techlology Corporation fabrica células PAFC de 200 kW a um custo aproximado
de US$4.000/kW, e vários esforços estão sendo realizados para reduzir o
seu custo. O Departamento de Energia dos EUA (DOE) está fomentando a
utilização de células a combustível, através de um subsídio federal de
US$1.000/kW para reduzir os gastos do comprador. As três outras tecnologias (MCFC, SOFC, PEMFC) estão em fases variadas de desenvolvimento,
com provável comercialização limitada para os próximos anos. A tabela
2.13 apresenta os custos projetados destas tecnologias.
Tabela 2.13 Custo Projetado para Células a Combustível Tipos MCFC, SOFC e
PEMFC
Tecnologia
Custo projetado (longo prazo)
[US$/kW]
MCFC
1.200-1.500
SOFC
1.000-1.500
PEMFC
1.000
A tabela 2.14 apresenta algumas vantagens e desvantagens das células
a combustível PAFC, MCFC, SOFC e PEMFC, enquanto que na tabela
2.15, a seguir, é feita uma comparação tecnológica entre as mesmas.
Tabela 2.14 Vantagens e Desvantagens das Células a Combustível
Tipo
PAFC
Vantagens
Desvantagens
Silenciosas
Alto custo
Eficiência
36-42%
45-60%
45-55%
30-40%
Emissões
Praticamente
zero
Praticamente
zero
Praticamen
te zero
Praticamente
zero
Água quente
Água quente e
vapor de baixa e
alta pressão
Água
quente e
vapor de
baixa e alta
pressão
Água a 80°C
Algumas já
estão
disponíveis
2004
2004
2003/2004
Baixas emissões
Alta eficiência
Cogeração
Confiabilidade comprovada
MCFC
Silenciosas
Alto custo
Baixas emissões
Confiabilidade em longo prazo
necessita ser comprovada
Produção
Comercial
Alta eficiência
SOFC
Silenciosas
Alto custo
Baixas emissões
Células SOFC ainda estão em
desenvolvimento, mas recentes
desenvolvimentos para operação a
baixas temperaturas são
promissores
Alta eficiência
PEMFC
Silenciosas
Alto custo
Baixas emissões
Pouca experiência de campo
Sinergia com a pesquisa e
desenvolvimento
automobilístico
Rejeição de calor a baixa
temperatura, o que limita as
aplicações em cogeração.
Tabela 2.15 Comparação Tecnológica Entre as Diferentes Células a Combustível
2.4.4 Desenvolvimentos futuros
Diversas pesquisas têm sido realizadas para o desenvolvimento de células
que combinam os benefícios das PEMFC e PAFC em uma única membrana que opera a temperaturas intermediárias de 90 - 160°C. Ao mesmo
tempo em que são freqüentemente consideradas como células de alta temperatura do tipo PEM, também podem ser descritas células de baixa temperatura tipo PAFC, como as membranas incluem resíduos de ácido fosfórico, aparecem polímeros orgânicos na fase sólida. Ainda é muito cedo
para prever os impactos a longo prazo desta tecnologia, mas há vários fatores que poderiam encorajar seu sucesso:
A tolerância ao CO do ânodo aumenta a temperatura operacional.
Somente este fator já poderia simplificar o projeto do reformador,
além de aumentar a vida útil das células que usam combustíveis reformados.
PAFC
SOFC
MCFC
PEMFC
Sim
Não
Não
Não
As temperaturas moderadas são bastante baixas para permitir partidas e paradas rápidas, mantendo muitas das vantagens dos sistemas
PEMFC.
Capacidades
100-200
kW
1 kW -
250 kW 10 MW
3-250
kW
Aumentando a diferença de temperatura entre a célula o ambiente,
o controle dos fluxos de calor e água do sistema é grandemente simplificado.
Combustível
Gás Natural,
Biogás,
propano.
Disponível
Comercialmente
10 MW
Gás Natural,
Gás
Gás Natural,
Hidrogênio, óleo
Natural,
Hidrogênio,
combustível.
Hidrogênio propano, diesel.
Testes preliminares indicam que estas células, de temperatura mais
altas, podem não precisar serem saturadas com água durante sua
operação, diminuindo ligeiramente os requerimentos de água do
sistema e aumentando a flexibilidade de operação.
A tecnologia MCFC passou por várias gerações de testes de campo, e
testes adicionais continuam sendo realizados. Seu desenvolvimento está
focalizando o aumento da vida útil, o aumento da densidade de potência e
a redução de custos.
Com a extensa experiência acumulada em tecnologia com as células
SOFC tubulares, os desafios nessa tecnologia se relacionam agora com a
redução de custos. A Siemens-Westinghouse está focalizando seus
esforços de desenvolvimento em:
Ainda deve ser demonstrado que é possível a manutenção dos níveis
de CO em valores aceitavelmente baixos durante longos períodos
de operação. Embora os fabricantes tenham desenvolvido sistemas
capazes de produzir somente 10 a 20 ppm de CO, estes resultados
ainda precisam ser verificados para condições reais de operação.
A operação de sistemas completamente integrados em ambiente
onde baixas temperaturas ocorrem a maior parte do ano, ainda não
foi avaliada.
Identificação de configurações que requerem especificações de
pureza de materiais menos restritas.
Redução da quantidade de isolamento no sistema. Atualmente são
exigidos grandes volumes de destes materiais para manter as elevadas temperaturas operacionais.
Uso de ligas menos exóticas, que são exigidas pelas altas temperaturas operacionais dos projetos atuais.
Adicionalmente, como em todas as tecnologias emergentes, há ainda
necessidade de comprovar a sua confiabilidade e custo operacional, antes
da sua comercialização. Para as células SOFC planas, os desafios primários ainda se relacionam às dificuldades de manter sua integridade estrutural sob as elevadas temperaturas operacionais. Neste sentido, estão sendo
realizados estudos focalizando:
Manutenção da integridade de selos e manifolds sob as severas tensões térmicas existentes.
Testes de campo buscando o aumento da vida útil da célula, pela
manutenção da sua integridade mecânica em longo prazo.
Busca da compatibilidade de materiais com as altas temperaturas.
Para as células PEMFC, que operam a pressões maiores que 1,5 atm,
não há compressores/expansores que forneçam a vazão de ar necessária
com eficiência adequeda, para produção de potencia pela célula, sem impor um gasto inaceitável de energia ao sistema. Esta limitação levou muitos fabricantes a focalizar o desenvolvimento de sistemas que operem a
pressões próximas do ambiente.
A sua operação contínua por longos períodos ainda tem que ser demonstrada. A experiência atual tem apresentado decréscimo da potência gerada com o passar do tempo.
2.5 SISTEMAS HÍBRIDOS
Fabricantes e pesquisadores estão procurando meios de combinar tecnologias (sistemas híbridos) visando obter um melhor desempenho e maior
eficiência dos equipamentos utilizados na geração descentralizada de
energia. Vários configurações de sistemas híbridos têm sido pesquisadas
e, geralmente, incluem uma célula a combustível de alta temperatura
combinada a uma (micro)turbina a gás, a um motor alternativo ou a outra
célula. Destes, um dos mais promissores é o de célula SOFC combinada a
turbina a gás ou microturbina, conforme apresentados nas figuras 2.12 e
2.13.
O sistema híbrido SOFC/turbina a gás pode alcançar eficiências elétricas da ordem de 60 a 70%. Este sistema é especialmente vantajoso, pois a
velocidade de reação e a eficiência da célula SOFC melhorarão quando
esta célula opera pressurizada. Para pressões acima de 4 atmosferas, é possível integrar a célula a combustível com uma turbina a gás. Neste arranjo
híbrido, o compressor da turbina a gás é usado para pressurizar a célula.
Os gases que saem da célula, que ainda contém 50% da energia do combustível, são queimados, e expandidos na turbina. Utiliza-se ainda um recuperador de calor para aquecer o ar antes do mesmo ser injetado na
célula.
Linha para partida
Exaustão da célula
2 . 6 R E F R I G E R A Ç Ã O PO R A B S O R Ç Ã O
Combustível
Gás pressurizado
Alta temperatura
Célula a
combustível
Turbina
Ar
Gerador
AC/DC
Queimador
de partida
Linha
para
partida
AC
Compressor
Ar comprimido
Combustível
Recuperador
Exaustão
Figura 2.12 Esquema de um sistema híbrido com queima direta (Bajura, 2002).
Com freqüência os sistemas frigoríficos por absorção são associados a sistemas de geração distribuída utilizando cogeração, permitindo reduzir a
demanda de energia elétrica nos sistemas frigoríficos por compressão e
proporcionar uma demanda térmica. De fato, a principal vantagem dos
sistemas de refrigeração por absorção em relação aos outros sistemas de
refrigeração reside no fato destes equipamentos operarem com baixo
consumo de energia elétrica. A sua principal fonte de energia é o calor a
temperaturas relativamente baixas, que pode ser fornecido ao equipamento pela queima de um combustível ou a partir do calor residual de um
determinado processo, como nos ciclos de cogeração.
Os equipamentos de refrigeração por absorção são maiores e mais pesados que os chillers de compressão de vapor, apresentando elevado custo
inicial, entre 550 a 900 US$/TR, cerca de três vezes os custos de um sistema de compressão equivalente. Apresentam alta taxa de rejeição de calor,
o que requer a utilização torres de resfriamento maiores, se comparados
com chillers de compressão de vapor de mesma capacidade. Como principais vantagens podem ser apontadas:
Simplicidade de projeto, com poucas partes móveis.
Exaustão
Combustível
Bastante silenciosos.
Combustível
Linha para partida
Baixo consumo de energia elétrica.
Trocador
de calor
Exaustão da célula
Atendem uma vasta gama de capacidades (5 a 1500 TR).
Utilizam refrigerantes com baixo potencial de agressão à camada de
ozônio e baixo potencial de aquecimento global.
Ar comprimido
Célula a
combustível
Turbina
Gerador
Ar
Linha para partida
Ar
AC/DC
Compressor
Queimador
de partida
2.13 Esquema de um sistema híbrido com queima indireta (Bajura, 2002).
AC
Atualmente, os dois ciclos de refrigeração por absorção mais utilizados
são aqueles baseados nos pares (misturas binárias) água e brometo de lítio
(H2O-LiBr) e amônia e água (NH3-H2O). No ciclo com brometo de lítio a
água é o refrigerante e o brometo de lítio o absorvente, já no ciclo amônia e
água, uma solução de água e amônia age como refrigerante, enquanto a
água age como absorvente. A maioria das unidades de grande capacidade
utiliza o ciclo com brometo de lítio. O par amônia-água é utilizado em máquinas de pequena capacidade, com queima direta, ou em unidades de
grande capacidade, projetas para atender processos industriais específicos,
onde se requer frio de baixa temperatura.
A figura 2.14 mostra, de forma esquemática, uma máquina de refrigeração por absorção utilizando a mistura binária H2O-LiBr. Conforme
mencionado acima, a água é o refrigerante nestes equipamentos e, portanto, para que seja possível a sua evaporação a baixas temperaturas (@
5,5°C), o evaporador trabalha com pressões bastante baixas (@ 6,8
mmHg). Após retirar calor da água de processo (exemplo: água gelada do
sistema de condicionamento de ar), o vapor de água de baixa pressão, formado no evaporador, é absorvido pelo brometo de lítio, no absorvedor. A
solução resultante é bombeada para o gerador, onde é aquecida para que
a água seja liberada. O vapor de água liberado no gerador segue rumo ao
condensador, onde é resfriado e condensado, sendo em seguida enviado
de volta ao evaporador, através de um orifício redutor de pressão.
Água de
condensação
Água de
condensação
Conden
Tabela 2.16 Condições para Determinação da Eficiência de Chillers de Absorção
(ARI-650)
Temperatura da água gelada na saída do chiller
6,7°C
Variação de temperatura da água gelada
5,6°C
Vazão de água gelada
0,043 L/s por kW
Temperatura da água de resfriamento
29,4°C
Vazão de água de resfriamento
0,079 L/s por kW
Fator de incrustação (fouling factor)
0,000044 m2°C/W
D
Gerador
Os chillers de absorção com brometo de lítio são normalmente fabricados com duas configurações: simples efeito (estágio) ou duplo efeito
(estágio), sendo que neste último aproveita-se o calor rejeitado no condensador do primeiro estágio para a recuperação do refrigerante no gerador do segundo estágio, melhorando a eficiência do equipamento.
De acordo com a norma ARI 650, a eficiência das máquinas de absorção deve ser determinada para as condições listadas na tabela 2.16, sendo
que qualquer variação nestas condições pode alterar a capacidade e a eficiência do equipamento.
Vapor
Saída
Evaporador
Água gelada
Absorvedor
Entrada
Trocador
de calor
Figura 2.14 Máquina de Refrigeração por absorção.
Bomba de
refrigerante
As máquinas de refrigeração por absorção de simples efeito normalmente trabalham com temperaturas no gerador que variam de 95°C a
135°C, e utilizam, como fonte de calor, água quente ou vapor de baixa
pressão (1,6 a 2,0 bar). Nas condições estabelecidas pela ARI, e em carga
nominal, o consumo de vapor destes equipamentos varia de 8,45 a 8,92
kg/h.TR, o que corresponde a um COP de 0,70 e 0,65. Os geradores dos
chillers de absorção de duplo efeito operam com temperaturas da ordem
de 180 a 190°C. Trabalhando em carga nominal nas condições ARI, com
vapor saturado na ordem de 10 bar de pressão, estes equipamentos consomem cerca de 4,40 a 4,54 kg/h.TR, com COP variando de 1,20 a 1,15. Os
chillers de absorção de duplo efeito também podem ser de queima direta,
os quais são dotados de uma fornalha onde queima o combustível para o
fornecimento de calor. Nestes equipamentos, a potência térmica fornecida com o combustível é da ordem de 3,30 a 3,68 kW/TR, o que resulta em
COP’s de 1,08 a 0,95.
Conforme mencionado anteriormente, uma das grandes vantagens dos
chillers de absorção é o seu baixo consumo de energia elétrica, sendo esta
utilizada somente para o acionamento de bombas de refrigerante, de solução e de vácuo, o que resulta num consumo de energia elétrica, para os chillers de absorção com brometo de lítio, da ordem de 0,01 a 0,04 kW/TR.
Este fato, aliado a possibilidade da utilização do calor residual dos processos de geração de eletricidade como fonte de sua energia, coloca os sistemas
de refrigeração por absorção como uma alternativa promissora para os sistemas de cogeração.
2 . 7 E X E M P L O S DE I N S T A L A Ç Õ E S R E A I S
ficar a performance da célula a combustível de óxido sólido (SOFC) operando com gás natural em sistemas de cogeração. Apresenta uma capacidade de geração elétrica de 25 kW, e, como algumas vantagens, alta eficiência elétrica, alta qualidade de calor e baixas emissões de poluentes atmosféricos. Os principais dados da instalação são apresentados na tabela
2.17. O sistema foi testado com sucesso, iniciando a sua operação no setor industrial (da WELCO) em Março de 1995, quando a Osaka Gas e a
Tokyo Gas já esperavam uma significativa redução dos custos do sistema
num futuro próximo.
Tabela 2.17 Especificação do Sistema de Cogeração com SOFC
(Yokoyama et alii, 1997)
AES (comprimento ativo de
50 cm)
Neste tópico serão apresentados alguns exemplos de instalações, seja comercial ou apenas de testes em campo, de motores Stirling, células a combustível e microturbinas a gás, operando ou não em sistemas de cogeração.
576 células (1 Módulo)
43 W/célula
2.7.1 Motor stirling
Gerador
3 em paralelo x 6 em série
= 18 (1 Grupo)
Célula
8 grupos x 4 = 576 células
(1 Módulo)
Unidade Enatec de Micro-Cogeração
Uma unidade de micro-cogeração empregando motor Stirling está sendo
desenvolvida pela ENATEC. A parceria das empresas holandesas ENECO
Holding NV, ATAG Verwarming BV e Stichting Energieonderzoekcentrum está desenvolvendo um sistema designado micro-cogen BV
(ENATEC), que inclui um motor Stirling gerando 1 kW de potência elétrica, e entre 6-24 kW de aquecimento ambiente ou água quente para uso
doméstico (através de uma caldeira de 110 litros de água), conforme ilustrado na figura 2.15. De aplicação residencial, a unidade é controlada
pelo uso do calor.
2.7.2 Células a combustível
Interno com pré-reformador (75% pré-reformado)
Combustível/Oxidante
Condições de
Operação
Desenvolvido pela Osaka Gas e Tokyo Gas, conjuntamente com a
WELCO (Westinghouse Electric Corporation), tem como finalidade veri-
Temperatura
1000°C
Pressão
Atmosférica
Utilização combustível
85%
Utilização de ar
15%
Eletricidade
25 kW (CC)
Vapor
6 kW (9 kg/cm2)
Produtos
Sistema de Controle
Dimensões
Sistema de Cogeração Setor Industrial
Gás Natural/Ar
Automático
4,9 m de comprimento x 2,2 m de largura x 2,0 m de
altura
Sistema de Cogeração para Aquecimento de Piscina
Sistema de CogeraçãO EDB/ELSAM
O Programa de Demonstração de Células a Combustível do Departamento de Defesa dos EUA, gerenciado pelo USACERL instalou centrais PAFC
de 200 kW em 30 localidades do Departamento, distribuídos pelos EUA.
Um dos sistemas instalados desde setembro de 1995, no Fort Eustis Newport News/VA, EUA, opera uma célula a combustível PC25B para a geração de eletricidade e calor para o aquecimento da água de uma piscina.
O calor da célula a combustível é circulado através de um trocador de
calor de titânio que fornece o calor para a água de circulação da piscina.
Este trocador de titânio é empregado para evitar que os produtos químicos corrosivos da piscina entrem em contato com o trocador de calor interno das células a combustível. A água de reposição da piscina passa também pelo trocador de calor intermediário onde é previamente aquecida.
Um esquema desta instalação pode ser visto na figura 2.16. A potência
térmica fornecida pela célula à piscina é de aproximadamente 37 kW, que
representa 18% da disponibilidade térmica da célula.
Em dezembro 1997, EDB/ELSAM, um consórcio de utilidades holandês/dinamarquês, começou a operação de um sistema de cogeração de
100 kW utilizando célula a combustível SOFC, fornecida pela Siemens
Westinghouse, em Westervoort, perto de Arnhem, Netherlands. Este sistema é o maior sistema SOFC a pressão atmosférica a operar no mundo, e
é mostrado na figura 2.17.
Para a
piscina
Da piscina
Filtro
Figura 2.17 Módulo do sistema de cogeração da EDB/ELSAM.
Caldeira de
recuperação
Filtro
Trocador
de calor
Água de
reposição T
Água de
reposição
Controle da
temperatura
Trocador
de calor
Célula a
combustível
Figura 2.16 Esquema de um sistema de cogeração com a célula PAFC PC25B (Holcomb,
2000).
Um esquema do sistema é mostrado em figura 2.18. Ar ambiente é aspirado por um filtro de ar e comprimido à pressão apropriada de processo, através de um compressor. Antes de ser enviado ao módulo gerador da
célula, passa por um recuperador aquecido pelo gás de exaustão, aumentado a temperatura para aproximadamente 600°C. O gás natural fornecido pelo gasoduto é desulfurizado, antes de ser utilizado na SOFC. Dentro
do módulo gerador, o combustível é eletroquimicamente oxidado, produzindo eletricidade em CC. Os gases de exaustão da célula saem a uma
temperatura entre 700 e 850°C e através de sistemas a pressão atmosférica, passam por uma caldeira de recuperação de calor, produzindo vapor.
O conjunto mostrado na figura 2.12 tem 8,59 m de comprimento, 2,75 m
de largura e 3,58 m de altura. Os dados medidos de desempenho da instalação são apresentados na tabela 2.18.
Aquecedor de ar
Aquecedor
de água
Sistema Híbrido (Sce) Célula a Combustível Sofc/Microturbina a Gás
Recuperador
Caldeira de
recuperação
AC
Vapor
Água
Gerador
DC
Recuperador
Ar
Aquecedor
de água
Reformador
Gás natural
Exaustão
Figura 2.18 Esquema do processo da instalação EDB/ELSAM
Tabela 2.18 Dados de Desempenho da Instalação EDB/ELSAM (Forbes e Veyo,
2000)
Potência elétrica
109 kW
Eficiência elétrica
46%
Calor fornecido
63 kW
Eficiência global (cogeração)
73%
Emissões
CO2
440 kg/MWh
NOX
0,2 ppmv
CO, SOX, HC
0
Tempo total de operação
13.000 h
Ruído
65 dBA (a 7 m)
A Siemens Westinghouse tem configurado, para propósitos de análises,
sistemas híbridos célula a combustível (SOFC)/(micro)turbina a gás com
capacidades variando entre 200 kW e algumas dezenas de megawatts. Um
destes projetos foi contratado pela Empresa Southern California Edison
(SCE), com capacidade de 220 kW e iniciou sua operação em Maio de
2000. A turbina a gás selecionada para o projeto da SCE é uma microturbina da Ingersoll Rand Engineering Services, antes conhecida como Northern Research and Engineering Corporation (NREC). Este sistema híbrido consiste de um módulo de SOFC montado em um vaso de pressão, um
sistema de gerenciamento térmico, um sistema de fornecimento de combustível, e dissipadores de potência. Por sua vez, o sistema de gerenciamento térmico consiste de uma microturbina a gás de dois eixos e com recuperador de calor, um queimador de tubo, para a partida da microturbina e um queimador de tubo para pré-aquecer o ar de entrada da SOFC durante a partida. Devido a natureza experimental deste sistema, foi decidido não conectar o mesmo a rede, a fim de evitar transientes durante os
testes iniciais, e por isso optou-se por instalar dissipadores de carga. Um
esquema da configuração do sistema híbrido SOFC/microturbina a gás
com capacidade de 220 kW é mostrado na figura 2.19.
A tabela 2.19 apresenta um resumo do desempenho do sistema híbrido SCE. A geração total e a eficiência global do sistema, se conectado à
rede, é prognosticada em 220 kW (176 kW da SOFC mais 47 kW da microturbina, menos 3 kW de cargas do sistema) e 57% (PCS/corrente alternada), respectivamente.
Tabela 2.19 Dados de Desempenho do Sistema Híbrido SCE de 220 kW (Forbes e
Veyo, 2000)
Relação de pressão
2,9:1
Vazão de ar na entrada do compressor
0,6 kg/s
Temperatura na entrada da turbina
1050 K (777°C)
Potência SOFC
176 kW (CA)
Potência microturbina
47 kW (CA)
Eficiência
57% (PCS)
Ar
Filtro
Exaustão
Turbina
Turbina de
potência
Compressor
Gerador
Queimador
DC
Stack
Recuperador
Ar
Gerador
SOFC
Ar auxiliar
alta pressão
Ar de
reserva
Exaustão
Combustível
Gás natural
Dessulfurizador
Figura 2.19 Esquema do sistema híbrido SOFC/microturbina a gás da SCE (Forbes e Veyo,
2000).
guir, apresenta-se de forma resumida, algumas aplicações e testes que estão sendo realizados nos EUA, considerando apenas as de geração de potência, e baseadas em Fuel Cell Handbook (2000) preparado sob a
coordenação do U.S. Department of Energy (DOE).
Uma das características das células a combustível é que sua eficiência
quase não é afetada pelo tamanho (capacidade de geração). Dessa forma,
os desenvolvimentos de plantas estacionárias são focados desde dezenas
de quilowatts até alguns megawatts de capacidade. Uma vez que estas
plantas estejam sendo comercializadas e seu preço mais competitivo, as
células a combustível serão utilizadas como plantas de carga base devido
principalmente a sua alta eficiência.
A operação de plantas estacionárias, auto-suficientes, tem sido demonstrada empregando as tecnologias PAFC, MCFC, SOFC e PEMFC.
Um caso a ser apontado é o da instalação PC-25 de 200 kW empregando
PAFC, considerada a primeira a entrar no mercado comercial. Esta foi desenvolvida pela International Fuel Cells Corporation (IFC), uma divisão
da United Technologies Corporation (UTC). A instalação foi construída
pela IFC. A Toshiba Corporation do Japão e a Ansaldo SpA da Itália são
parceiras com a UTC na IFC. A central tem se mostrado ser uma opção
econômica e benéfica aos sistemas operacionais de edifícios comerciais e
instalações industriais, porque é superior a tecnologias convencionais em
termos de confiabilidade, eficiência, impacto ambiental e facilidade de
instalação. Devido a estes atributos a unidade PC-25 está sendo utilizada
em várias aplicações como hospitais, hotéis, grandes edifícios comerciais,
industrias, estações de tratamento de água e edifícios institucionais.
Algumas características da mesma são:
Capacidade: 0 a 200 kW empregando gás natural (-30 a 45°C, até
1500 m de altitude);
Voltagem e fase: 480/277 volts a 60 Hz; 400/230 volts a 50 Hz;
Casos de Aplicação e Demonstração do U.S. Department of Energy
As características gerais apresentadas anteriormente definem as condições
para a seleção do tipo de célula a combustível com relação às diferentes de
aplicações. Uma das principais é o emprego em centrais de energia elétrica estacionárias, inclusive operando como unidades de cogeração. A se-
Energia térmica (Cogeração): 740.000 kJ/h (206 kW) a 60°C; o
módulo proporciona 369.000 kJ/h (103 kW) a 120°C;
Fator de potência: Ajustável entre 0,85 a 1,0;
Dimensões: 3 m de largura por 3 m de altura por 5,5 m de comprimento, sem incluir o módulo do ventilador de resfriamento;
Peso: 17.230 kg.
Estima-se que essa célula a combustível pode alcançar uma vida útil de
5 a 7 anos e uma disponibilidade média de mais de 95%. O nível de ruído
é de 62 dBA a 9 metros da unidade. As células têm operado com gás natural, propano, butano, gás de aterro sanitário, hidrogênio e gás de digestores anaeróbicos.
A Ballard Generation Systems, uma subsidiária da Ballard Power
Systems, construiu uma instalação empregando uma PEFC estacionária
para geração local. Suas principais características são:
denominada de Hot Module que simplifica os equipamentos auxiliares. O
sistema começou a operação em novembro de 1999 e ultrapassou 4.200
horas em agosto de 2000. A eficiência elétrica é 45% (PCS). O foco das utilidades de demonstração e do programa de desenvolvimento de células a
combustível da FCE é a comercialização de unidades de 300 kW, 1,5 MW e
3 MW com a tecnologia MCFC. As características principais da célula FCE
comercial de 3 MW com reforma interna são:
Capacidade: 3,0 MW líquidos (CA);
Capacidade: 250 kW empregando gás natural;
Eficiência elétrica: 57% (PCS) operando com gás natural;
Eficiência elétrica: 40% (PCS);
Voltagem e fase: dependente do local, 3 fases, 60 Hz;
Energia térmica: 854.600 kJ/h (237 kW) a 74°C;
Energia térmica: 4.200.000 kJ/h (1.167 kW);
Dimensões: 2,4 m de largura por 2,4 m de altura por 5,7 m de comprimento;
Disponibilidade: 95%.
Peso: 12.100 kg.
Outra instalação de demonstração começou sua operação em agosto
de 1997. A central alcançou uma eficiência elétrica de 40% (PCS). A Ballard estava no processo de patrocinar testes de campo adicionais e produção comercial, com as características listadas acima em 2002. Os sócios
são a GPU International, GEC Alsthom e EBARA Corporation. Fuel Cell
Energy (FCE), antiga Energy Research Corporation (ERC) completou
com sucesso em junho de 2000 os testes de uma célula a combustível
MCFC próximo a condição comercial em Danbury, Connecticut, EUA. A
planta de capacidade avaliada em 250 kW, alcançou um máximo de 263
kW e constituída por uma única stack com 340 células. O combustível
fornecido foi reformado interiormente. Com mais de 16 meses de funcionamento, o sistema operou mais de 11.800 horas, fornecendo 1,8 milhões de kWh às instalações da FCE e a rede. A eficiência elétrica situou-se
em 45% (PCS). As emissões de gases durante os testes foram consideradas
desprezíveis.
O parceiro alemão da FCE, MTU Friedrichshafen, está operando uma
célula a combustível MCFC de 250 kW em Bielefeld, Alemanha. A central
está instalada no campus da Universidade de Bielefeld garantindo energia
elétrica e calor como subproduto. As células a combustível foram fabricadas pela FCE, enquanto que a MTU desenvolveu uma nova configuração
A FCE planejava demonstrar um sistema híbrido célula combustível
(MCFC)/microturbina já em 2000. A configuração utilizada na central
será modificado para acomodar os dois acionadores. A turbina será acionada através de calor de exaustão da célula. O objetivo do teste é demonstrar que com sistemas híbridos pode-se alcançar altas eficiências. Esta atividade é uma do U.S. DOE Office of Fossil Energy Vision 21 Program.
Uma unidade de potência nominal igual a 100 kW operando com 50
Hz operou até outono de 2000 em NUON District Heating localizado em
Westvoort, The Netherlands. A unidade foi patrocinada por EDB/ELSAM,
um consórcio de companhias de distribuição de energia holandês e dinamarquês. O sistema operou fornecendo 105 kW (CA) a rede durante mais
de 14.000 horas. A eficiência elétrica situou em 45%, além do fornecimento de 85 kW de água quente a 110°C para o sistema de aquecimento distrital local. O módulo media 8,42 m de comprimento, por 2,75 m de largura
e 3,58 m de altura.
A Siemens Westinghouse está planejando vários testes em plantas que
são protótipos de produtos futuros. Todos os sistemas empregam o conceito de célula a combustível SOFC tubular e a maioria é combinada com
turbinas de gás em configurações híbridas. As capacidades destes sistemas
são 250 kW sistema atmosférico e 300 kW e 1 MW sistemas híbridos.
Eles vão operar em vários locais dos EUA, Canadá e Europa.
2.7.3 Microturbinas a gás
Instalação de Harbec
A fabrica de Harbec, localizada em Ontário, New York, dedica-se à produção de plásticos. A mesma possui uma instalação de cogeração composta por 24 microturbinas a gás Capstone, acopladas a caldeiras de recuperação que produzem água quente a 100°C. Na figura 2.20 mostra-se o esquema da instalação de cogeração de Harbec. Como pode ser observado,
são 5 módulos, sendo que em cada um, 4 microturbinas estão acopladas a
uma caldeira de recuperação, havendo adicionalmente 4 microturbinas
para a geração somente de eletricidade.
instalação é mostrada na figura 2.21. A instalação de Harbec opera com
gás natural a um preço de US$0,2491/(1000 m3), sendo os custos do calor
produzido e a eletricidade gerada de US$0,03/kWh e US$0,074/kWh,
respectivamente (Gillette, 2001).
Compressores
Gás natural
Compressor de gás natural
Exhaust heat
Figura 2.21 Foto da instalação de cogeração de Harbec.
Extra capacity redundancy
430 VAC 3-phase 60 Hz
Cogen boiler
180...F water
Sistemas de ventilação
Radiant
infloor
heating
Utility grid:
480 VAC 3-phase 60 Hz
Load
200-ton absorption chille
Figura 2.20 Esquema da instalação de cogeração de Harbec.
A água quente produzida nas caldeiras de recuperação é utilizada, no
inverno, para calefação e, no verão, para condicionamento de ar. Neste
último caso, o ar é resfriado a partir de água gelada produzida por chillers
de absorção. A eficiência da instalação atinge mais de 70%. Uma foto da
Instalação de Cogeração no Setor Residencial
Em Londres, num prédio construído na década de 60, foi instalada uma
central de cogeração, visando fornecer eletricidade e calor para 72 apartamentos. A instalação consta de um pacote TG50CG fornecido pela Bowman Power, composto de uma microturbina acoplada a uma caldeira de recuperação, sendo capaz de gerar 50 kW de eletricidade e produzir entre
108 e 275 kW térmicos na forma de água quente (100-120°C), e atingir valores de eficiência de até 90% (Mehrayin, 2002). Como ilustração, a figura
2.22 mostra a configuração interna de um pacote de cogeração da Bowman
Power, e a figura 2.23 uma foto desta instalação de cogeração.
Essa instalação, que opera aproximadamente 6.000 h/ano, teve um
custo de instalação de £50.000,00 e tem um custo anual de O&M de
£14.000,00. O tempo de recuperação simples deste empreendimento é
estimado em 5 anos (Mehrayin, 2002).
Instalação de Cogeração Turbec T100
Heat recovery
module
Gas turbine
module
Control & power
conditioner
module
Figura 2.22 Módulos num pacote de cogeração da Bowman Power (Mehrayin, 2002).
Figura 2.23 Instalação residencial da Bowman Power (Mehrayin, 2002).
Em 1998, a Turbec AB foi formada para explorar o mercado de geração
em pequena escala. Localizado em Malmo, Suécia, a Turbec é um empreendimento conjunto entre a Volvo Aero Corporation e a ABB. A Volvo
entra com seu know-how em microturbinas, e a ABB contribui tecnologicamente com seu gerador de alta velocidade, desenvolvido pela ABB
Hybrid Systems.
Designado de Turbec T100, o novo pacote é uma unidade de cogeração a gás natural produzindo energia elétrica e calor. A microturbina é
projetada como uma unidade ‘indoor’ que aspira o ar de combustão de
uma entrada externa. A produção elétrica é de100 kW e a de calor de 167
kW, proveniente de um trocador de calor que produz água quente a partir
do sistema de exaustão. A eficiência global está entre 75 e 80%, e a eficiência elétrica é de 30%, diminuindo para 27% a meia carga. O nível de
ruído é de 70 dBA a 1 m de distância e as emissões de NOX e CO são ambas menores que 15 ppmv. As características físicas do conjunto são: 0,87
m de largura, 1,90 m de altura e 2,92 m de comprimento, e o seu peso de
2.000 kg, de acordo com Mullins (2002). O pacote é controlado e monitorado por um sistema de controle automático. A empresa garante que,
em condições normais, o grupo gerador não precisa de operador com freqüência. O sistema elétrico é totalmente controlado e operado automaticamente pelo módulo de controle de potência (Power Module Controller
– PMC). A figura 2.24 apresenta o módulo Turbec T100.
Figura 2.24 Unidade de cogeração TURBEC T100 (Mullins, 2002).
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WANG, S. K. Handbook ff Air Conditioning And Refrigeration, 2a ed., McGraw-Hill,
2001.
CAPÍTULO 3
TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA UTILIZANDO
FONTES RENOVÁVEIS
Discutem-se a seguir algumas novas tecnologias de geração distribuída baseadas em fontes renováveis de energia, como a energia eólica e a energia
solar fotovoltaica, que podem ser consideradas geração distribuída por
estarem geralmente conectadas a sistemas de distribuição e ao lado das
cargas a serem atendidas. A implementação dessas tecnologias traz novas
e desafiadoras questões para o setor energético, como a forma de remunerar eventuais excedentes e os impactos sobre a qualidade de energia. Particularmente os sistemas de energia eólica, que utilizam uma energia primária não armazenável, podem estar eventualmente conectados e devem
ser despachados prioritariamente, constituindo portanto um sistema de
geração descentralizada bem definido, não despachado centralmente.
Outras formas de energia primária como a energia hidráulica e a energia
da biomassa embora apresentem potencial interesse para o Brasil, constituem temas próprios e não se enquadrariam exatamente na acepção de
geração descentralizada junto à carga como abordado no presente estudo,
inclusive pelos potenciais e capacidade já instaladas.
85
86
TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA UTILIZANDO...
3.1 ENERGIA EÓLICA
3.1.1 Evolução e recursos
A história do uso energético do ventos ou da energia eólica mostra uma
evolução desde o uso de dispositivos simples e leves acionados por forças
de arrasto aerodinâmico até os mais complexos e pesados sistemas. O uso
básico da teoria da asa de sustentação não é um conhecimento moderno,
com sua aplicação remontando aos mais antigos barcos à vela, moinhos e
outros, muito embora os conceitos físicos em que este fenômeno se baseia
não tivessem sido bem explorados.
Os primeiros moinhos foram desenvolvidos para automatizar tarefas
de moagem de grãos e bombeamento de água. O projeto mais antigo de
um sistema com eixo vertical, desenvolvido na Pérsia, data de 500 a 900
d. C. Modelos semelhantes eram usados na China há mais de 2000 anos.
Uma das aplicações mais interessantes pôde ser encontrada em máquinas
de bombeio na ilha de Creta. Já em 1270 d. C. os moinhos de vento de
eixo horizontal apareceram na Europa Ocidental. Seu processo de aperfeiçoamento levou 500 anos, até chegarem aos famosos modelos usados
para irrigação na Holanda. De fato, ao longo de centenas de anos, a aplicação mais importante dos moinhos de vento em nível de subsistência foi
o bombeamento usando sistemas de pequeno porte. Entre 1850 e 1970,
somente nos Estado Unidos, foram utilizadas mais de seis milhões de pequenas máquinas de até 1 CV. No final do século XIX foram feitas as primeiras experiências para a geração de eletricidade.
O primeiro uso de grandes moinhos para a geração de eletricidade foi
feito em Cleveland (USA) em 1888, possuindo um rotor de 17 metros de
diâmetro e gerando 12 kW em corrente contínua. Atualmente, com 17
metros de diâmetro é possível gerar entre 70 e 100 kW. Em 1920 os primeiros modelos de pequeno porte eram capazes de gerar de 1 a 3 kW. A
partir de 1950 grandes sistemas passaram a serem usados em zonas áridas
da África e da Austrália. Os desenvolvimentos de potentes sistemas de
conversão de energia eólica foram iniciados em 1931 na Rússia, com o aerogerador Balaclava de 100kW. Experimentos posteriores foram feitos
nos Estados Unidos, Dinamarca, França, Alemanha e Inglaterra durante o
período de 1935 e 1970. A primeira turbina eólica comercial ligada à rede
elétrica pública foi instalada em 1976, na Dinamarca.
87
Atualmente, existem mais de 30 mil turbinas eólicas em operação no
mundo. O custo dos equipamentos, que era um dos principais entraves ao
aproveitamento comercial da energia eólica, caiu muito entre os anos
1980 e 1990. Estimativas conservadoras indicam que o custo de uma turbina eólica moderna está em torno de US$ 1.000,00 por kW instalado. Os
custos de operação e manutenção variam de US$ 0,006 a US$ 0,01 por
kWh de energia gerada, nos dez primeiros anos, e de US$ 0,015 a US$
0,02 por kWh, após dez anos de operação. Recentes desenvolvimentos
tecnológicos, tais como sistemas avançados de transmissão, melhor aerodinâmica, estratégias de controle e operação das turbinas, e outros, têm
reduzido custos e melhorado o desempenho e a confiabilidade dos equipamentos.
Em 1990, a capacidade instalada no mundo era inferior a 2.000 MW.
Em 1994, ela subiu para 3.734 MW, divididos entre Europa (45,1%),
América (48,4%), Ásia (6,4%) e outros países (1,1%). Quatro anos mais
tarde, chegou a 10 GW e, em setembro de 2000, a capacidade instalada
no mundo já era superior a 15 GW. O mercado tem crescido substancialmente nos últimos anos, principalmente na Alemanha, EUA, Dinamarca e
Espanha, onde a potência adicionada anualmente supera 3.000 MW.
Em termos de geração de energia eólica a Alemanha é líder mundial.
Em 2001 contava 8.000 MW, quase um terço da capacidade total instalada. Os Estados Unidos, que lançaram a indústria moderna de energia eólica na Califórnia, no início da década de 80, vêm em segundo lugar, com
4.150 MW. A Espanha ocupa o terceiro lugar, com 3.300 MW vem seguida da Dinamarca, com 2.500 MW e suprindo com o vento 18% da sua demanda.
Tem-se observado que quando um país transpõe a barreira dos 100
MW de capacidade de geração eólica instalada, ele tende, naturalmente, a
desenvolver rapidamente seus recursos eólicos. Os Estados Unidos transpuseram este limiar em 1983. Na Dinamarca, isto ocorreu em 1987. Na
Alemanha, em 1991, seguido da Índia em 1994 e Espanha em 1995. No
final de 1999, Canadá, China, Itália, Holanda, Suécia e o Reino Unido
haviam transposto este limiar. Em 2000, a Grécia, Irlanda e Portugal se
incluíram na lista. E em 2001, foi a vez da França e do Japão. A partir do
início de 2002, cerca de 16 nações, contendo metade da população mundial, haviam entrado na fase de crescimento rápido. As políticas mais importantes para permitir o suporte econômico para a energia eólica passam
88
por duas alternativas, a saber, acordos de compra de energia (PPA) favoráveis e reserva de mercado acompanhados de instrumentos de mercado
para comercialização de títulos verdes.
A avaliação precisa do potencial de vento em uma região é o primeiro
e fundamental passo para o aproveitamento do recurso eólico como fonte
de energia, requerendo trabalhos sistemáticos de coleta e análise de dados
sobre velocidade e regime de ventos. Geralmente, uma avaliação rigorosa
requer levantamentos específicos, mas dados coletados em aeroportos,
estações meteorológicas e outras aplicações similares podem fornecer
uma primeira estimativa do potencial bruto ou teórico de aproveitamento
da energia eólica. Para que a energia eólica seja considerada tecnicamente
aproveitável, é necessário que sua densidade seja maior ou igual a 500
W/m², a uma altura de 50 metros; o que requer uma velocidade mínima
do vento de 7 a 8 m/s.
Segundo a Organização Mundial de Meteorologia, em apenas 13%
da superfície terrestre o vento apresenta velocidade média igual ou superior a 7 m/s, a uma altura de 50 m, variando muito entre regiões e continentes, chegando a 32% na Europa Ocidental. Dos 500.000 TWh de potencial eólico bruto mundial de produção por ano, devido a restrições sócio-ambientais, apenas 53.000 TWh (cerca de 10%) são considerados tecnicamente aproveitáveis.
Em 1999, o CBEE passou a utilizar o modelo atmosférico de meso-escala
MM5 para elaborar a segunda versão do Atlas Eólico do Nordeste e realizar o Atlas Eólico Nacional. Este novo projeto envolveu a coleta e processamento de dados de vento de boa qualidade medidos em estações terrenas e
na atmosfera (sondas, satélites), a simulação da climatologia em resoluções
de 30 km e a elaboração do atlas eólico a partir da combinação dos mapas
de vento (obtidos da simulação) com informações de topografia, uso do
solo, influências locais e outras restrições. Um mapa de ventos preliminar
do Brasil obtido neste estudo e gerado a partir de simulações computacionais com modelos atmosféricos é mostrado na figura a seguir. Um modelo
atmosférico de microescala será usado em áreas de interesse para aumentar
a resolução do Atlas para espaçamentos de 1 km².
Alguns estudos mais focados foram realizados nos estados. Em 1999, a
Companhia Paranaense de Energia, COPEL, publicou o mapa do potencial
eólico do Estado do Paraná. Foram utilizados dados de vento de cerca de
vinte estações anemométricas para simulações em modelo atmosférico de
micro-escala com apresentação gráfica em ferramenta GIS. Além de revelar
áreas de grande potencial eólico no interior do Paraná, o trabalho indicou
um potencial de geração eólica de 5,8 TWh/ano no Estado, utilizando- se
apenas as áreas com velocidades médias anuais superiores a 6,5 m/s. A
CEEE, empresa energética do Rio Grande do Sul, em convênio com o governo gaúcho e empresas do setor privado brasileiro (Gamesa, Capão
Novo e Wöbben) estabeleceu contratos para a medição do potencial de
energia eólica naquele estado, instalando estações anemométricas em todo
o estado. Posteriormente, o governo do Estado do Rio Grande do Sul desenvolveu uma série de estudos que culminaram, em agosto de 2002, na
publicação do Atlas Eólico do Estado do Rio Grande do Sul. O potencial
estimado a 50 metros de altura, com ventos de mais de 7 m/s, foi estimado
em 15.840 MW, quase quatro vezes mais a demanda máxima registrada no
Estado. Também o Estado da Bahia, através da Coelba, desenvolveu o mapeamento eólico do Estado, utilizando neste caso uma resolução 1 km x 1
km a partir de medições anemométricas realizadas em 26 locais, utilizando
torres de 20 m e 30 m de altura. Os mapas resultantes apresentam o potencial eólico para cada quilômetro quadrado do território da Bahia, nas alturas de 50 m e 70 m. Uma estimativa do potencial eólio-elétrico disponível
na Bahia também foi calculada partir da integração de áreas nos mapas.
3.1.2 Energia eólica no Brasil
No Brasil, os primeiros anemógrafos computadorizados e sensores especiais para energia eólica foram instalados no Ceará e em Fernando de Noronha (PE), no início dos anos 1990. Os resultados dessas medições possibilitaram a determinação do potencial eólico local e a instalação das primeiras turbinas eólicas do Brasil. É interessante constatar como o setor
elétrico brasileiro associou-se ao processo de caracterização dos recursos
e implantação de unidades de geração.
Dada a importância da caracterização dos recursos eólicos da região
Nordeste, o Centro Brasileiro de Energia Eólica – CBEE, com o apoio da
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e do Ministério de Ciência
e Tecnologia – MCT lançou, em 1998, a primeira versão do Atlas Eólico do
Nordeste do Brasil com o objetivo de desenvolver modelos atmosféricos,
analisar dados de ventos e elaborar mapas eólicos confiáveis para o País.
89
90
91
92
6 - 6,5
6,5 - 7
7 -7,5
7,5 - 8
8 - 8,5
>8,5
6 - 6,5
6,5 - 7
7 -7,5
7,5 - 8
8 - 8,5
>8,5
6 - 6,5
6,5 - 7
7 -7,5
7,5 - 8
8 - 8,5
>8,5
6 - 6,5
6,5 - 7
7 -7,5
7,5 - 8
8 - 8,5
>8,5
NORDESTE
CENTRO-OESTE
SUDESTE
SUL
0,13
0,17
0,20
0,25
0,30
0,35
293,18
121,98
48,77
18,37
6,18
1,74
82,22
16,20
2,79
0,28
0,01
0,00
229,38
92,60
23,09
4,87
1,19
0,59
243,60
76,58
18,87
3,15
1,81
0,11
146589
60990
24383
91185
3088
870
41110
8101
1395
140
0
0
114688
46302
11545
2433
594
297
121798
38292
9436
1573
903
57
0,13
0,17
0,20
0,25
0,30
0,35
0,13
0,17
0,20
0,25
0,30
0,35
0,13
0,17
0,20
0,25
0,30
0,35
0,13
0,17
0,20
0,25
0,30
0,35
22,92
12,65
6,60
3,33
1,81
1,10
11460
6326
3300
1666
903
551
Fator de
capacidade
Potência
instalável (GW)
Tabela 3.1 Potencial eólico brasileiro
(Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, CEPEL, 2001).
6 - 6,5
6,5 - 7
7 -7,5
7,5 - 8
8 - 8,5
>8,5
NORTE
REGIÃO
Em 2001, foi publicado, pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
– CEPEL, o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro. As simulações utilizadas
neste estudo empregaram uma base de dados do período compreendido
entre 1983 e 1999. A potência instalável obtida esta resumida na tabela
3.1. Verifica-se que o potencial eólico brasileiro, considerado a partir de
velocidades de vento acima de 7 m/s, é da ordem de 143 GW.
Em termos de aproveitamento efetivo desses recursos, apesar de vários trabalhos e pesquisas científicas realizadas nas décadas de 70 e 80 a geração de energia a partir de turbinas eólicas no Brasil teve início apenas
em julho de 1992, com a instalação de uma turbina de 75 kW na ilha de
Fernando de Noronha, através de iniciativa pioneira do Centro Brasileiro
de Energia Eólica – CBEE, na época conhecido como Grupo de Energia
Eólica da Universidade Federal de Pernambuco. Atualmente a capacidade
instalada no Brasil é de 21,4 MW, com unidades eólicas de grande porte
nos estados do Ceará, Pernambuco, Minas Gerais e Paraná, e se trabalha
com o objetivo de instalar, de acordo com as metas estabelecidas durante
o Encontro do Fórum Permanente de Energias Renováveis realizado em
649,50
322,31
144,20
60,56
21,13
5,23
120,83
29,07
5,42
0,63
0,03
0,00
446,07
190,08
54,93
15,29
4,84
1,78
424,74
44,91
41,11
8,71
7,96
1,95
1711,62
739,24
272,20
100,30
35,93
10,67
490,21
197,03
75,05
26,29
7,92
1,74
101,50
19,28
3,08
0,29
0,01
0,00
351,72
122,34
29,74
6,65
6,65
0,59
342,94
99,34
22,76
3,89
2,91
0,74
1334,78
463,49
143,47
43,35
13,36
3,55
245105
98516
37526
13143
3958
870
50752
9642
1541
146
6
0
175859
61171
14869
3324
891
297
171469
49671
11379
1943
370
551
667391
231746
71734
21678
6679
1775
>6
>6,5
>7 m/s
>7,5
>8
>8,5
>6
>6,5
>7 m/s
>7,5
>8
>8,5
>6
>6,5
>7 m/s
>7,5
>8
>8,5
>6
>6,5
>7 m/s
>7,5
>8
>8,5
>6
>6,5
>7 m/s
>7,5
>8
>8,5
>6
>6,5
>7 m/s
>7,5
>8
>8,5
25,68
18,48
11,33
7,15
4,65
3,31
327,19
178,02
83,73
39,43
15,91
5,23
TOTAL
BRASIL
ESTIMADO
271,86
111,77
32,40
6,75
4,65
0,34
255,99
135,15
39,64
10,44
3,06
1,78
91,76
23,65
4,79
0,60
0,03
0,00
70,49
44,91
26,45
15,11
7,96
3,31
48,41
25,49
12,84
6,24
2,91
1,10
24206
12746
6420
3120
1454
551
Vento
(m/s)
Energia anual
Potência
(TWh/ano)
Instalável (GW)
INTEGRAÇÃO CUMULATIVA
Área cumulativa
2
(Km )
Energia anual
(TWh/ano)
INTEGRAÇÃO POR FAIXA DE VELOCIDADE
Figura 3.1 Potencial Eólico Brasileiro, do Atlas Eólico Nacional, (CEPEL, 2001).
Área
2
(Km )
> 8,5 m/s
7,0 - 8,5 m/s
6,0 - 7,0 m/s
5,0 - 6,0 m/s
< 5.0 m/s
Vento
(m/s)
Brasília, 1.000 MW de energia eólica no País até 2005. Estes sistemas são
adequados para atender as necessidades energéticas de locais isolados devido ao alto custo da eletrificação de lugares com baixa demanda e de difícil acesso. Geralmente, os sistemas isolados eletrificados utilizam geração
termelétrica com grupos geradores diesel.
No Brasil existem mais de 400 sistemas isolados de grande porte (com
mais de 1400 MW de potência instalada) e inúmeros sistemas pequenos
que utilizam óleo diesel como fonte geradora de energia. Já foi demonstrado que sistemas híbridos de energia, isto é, sistemas autônomos de geração elétrica que combinam fontes de energia renovável e geradores convencionais, podem representar uma solução mais econômica para muitas
aplicações e também proporcionar uma fonte mais segura de eletricidade
devido à combinação de diversas fontes de energia. Além do que o uso de
energia renovável reduz a poluição ambiental causada pela queima de
óleo diesel, transporte e armazenamento.
O único sistema híbrido eólico/diesel de grande porte instalado no
Brasil é o sistema da Ilha de Fernando de Noronha. A geração diesel da
Ilha tem uma capacidade instalada de aproximadamente 2 MW com 2
grupos geradores de 350 kVA e 3 de 450 kVA. Existem ainda vários grupos geradores de pequeno porte. Duas turbinas eólicas, 75 kW e 225 kW
de potência nominal, estão conectadas diretamente à rede elétrica formando um sistema integrado. Um sistema de supervisão central deverá ser
instalado em breve para garantir o perfeito funcionamento do sistema de
forma automatizada. A energia gerada pelas turbinas eólicas atualmente
contribui com cerca de 25% da demanda da ilha. Em dezembro de 2004,
havia registro de 145 empreendimentos eólicos autorizados pela ANEEL,
que deverão agregar ao sistema elétrico nacional 6.584 MW, o que corresponde a cerca de 22% de todos as usinas outorgadas pela ANEEL, cuja
construção não havia sido iniciada. Atualmente, já são 11 empreendimentos em operação, agregando 28,6 MW à capacidade de geração nacional.
dular e quase total ausência de emissões de poluentes e ruídos durante seu
funcionamento, tem baixa ou nenhuma manutenção. O gerador fotovoltaico é composto por módulos onde se encontram as células fotovoltaicas
que produzem energia elétrica na forma de corrente contínua quando sobre elas incide a luz solar. Em função da sua baixa densidade energética,
adapta-se melhor à geração distribuída do que à geração centralizada, o
qual evidencia um claro espaço a ser ocupado por ela. Porém os seus elevados custos ainda constituem barreiras para sua maior participação na
matriz energética mundial.
Nos últimos 20 anos a geração fotovoltaica atingiu um estágio comercial, sendo no momento uma tecnologia corrente na produção de eletricidade, tanto em áreas isoladas quanto para a injeção de energia à rede.
Nesse último caso, o melhor exemplo são os programas de incentivo para
a instalação em larga escala de módulos fotovoltaicos nos telhados de edifícios e residências.
As taxas de crescimento da produção de módulos fotovoltaicos têm
sido altas, da ordem de 15 por cento ao ano desde 1983. No entanto, as
taxas verificadas nos anos 2000 e 2001 foram excepcionalmente altas, da
ordem de 40%. Em 2001, a produção mundial de módulos fotovoltaicos
atingiu os 401 MW, sendo que, em 2000, era de 287 MW, dos quais 172
MW no Japão (figura 3.2).
Produção (MWp)
700
3 . 2 E N E R G I A S O L A R FO T O V O L T A I C A
600
500
400
300
200
100
0
3.2.1 Introdução
A conversão direta da energia solar em eletricidade mediante células fotovoltaicas é uma tecnologia de geração de energia elétrica altamente mo-
1991
1993
1995
1997
1999
2001
Figura 3.2 Evolução da produção mundial de células e módulos fotovoltaicos.
93
94
2003
55
3.2.2 Sistemas fotovoltaicos conectados à rede
Interligada Centralizada
Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) é uma aplicação da
tecnologia solar fotovoltaica, na qual o arranjo fotovoltaico atua como fonte complementar ao sistema elétrico ao qual está conectado. Existem basicamente dois tipos de SFCR: o primeiro é representado pelas grandes centrais fotovoltaicas que geram grandes quantidades de energia de forma centralizada. O segundo gera a energia de forma descentralizada, no local de
consumo. Estes últimos são conhecidos como Edificações Solares Conectadas à Rede (EFCR). As grandes centrais fotovoltaicas têm sido instaladas
obedecendo a duas razões fundamentalmente: (i) como uma alternativa à
geração centralizada de energia produzida através de combustíveis de origem fóssil ou nuclear e (ii) como suporte aos sistemas de distribuição da
concessionária, proporcionando-lhe maior estabilidade à tensão elétrica.
Numerosas plantas de demonstração – em geral de propriedade de concessionárias, interessadas em conhecer a viabilidade desse tipo de centrais –
têm sido instaladas na Alemanha, Itália, Japão, Espanha, Suíça e nos EUA,
produzindo energia com confiabilidade e munindo de experiências quanto
ao conhecimento da construção, operação e desempenho desses sistemas.
Já no caso do uso da tecnologia fotovoltaica em sistemas conectados à
rede e integrados a edificações urbanas, as EFCR, é uma prática relativamente nova. As EFCR’s geram a eletricidade de forma descentralizada, no
local de consumo, reduzindo as perdas nas linhas de distribuição. Nesta
aplicação, a fachada ou o teto de uma edificação é utilizado como suporte
aos geradores fotovoltaicos. Com o inversor, a energia produzida, inicialmente sob tensão e corrente contínua, passa a ser fornecida em tensão e
corrente alternada, podendo ser inserida diretamente na rede de distribuição de eletricidade ou utilizada em qualquer um dos equipamentos elétricos instalados na edificação. A principal característica no que tange à operação destas instalações está no fato destas serem instaladas para operar
em paralelo com a rede de distribuição, fornecendo ou consumindo energia da rede em função da produção de energia nos painéis solares e o consumo da edificação.
A partir de 1995 o sistema conectado à rede de forma descentralizada
vem, cada vez mais, se mostrando presente. Tal tendência é mostrada na
figura 3.3, onde se observa que essa aplicação mantém um crescimento
progressivo frente a instalação de grandes centrais fotovoltaicas.
95
Potência instalada segundo aplicação (%)
50
45
Interligada Distribuída
Total Interligada
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
Figura 3.3 Percentagem de capacidade instalada acumulada referente a SFCR nos países
membros do programa IEA – PVPS.
Atualmente é comum a prática da energização de residências isoladas,
que apresentam características de baixo consumo e com moradores de baixo poder aquisitivo, através dos programas de incentivos governamentais, onde década de 90 foram instaladas em mais de 500 mil domicílios localizados em países em desenvolvimento, que não têm acesso à energia.
No Brasil a tecnologia fotovoltaica vem, ao longo dos anos, inserindo-se gradualmente no mercado, estima-se que, atualmente, existe ao redor de 12 MWp de potência instalada de sistemas fotovoltaicos fornecendo energia elétrica para domicílios, escolas, centros comunitários, telefonia rural e bombeamento de água no país.
A tecnologia solar fotovoltaica ainda se defronta com uma importante
restrição econômica que advém dos seus ainda altos custos unitários de
produção. Os países desenvolvidos têm trabalhado na concepção de programas que estabeleçam mecanismos de fomento específicos, através da
concessão de incentivos fiscais, a garantia de tarifas especiais, o fomento a
96
que ocorre com grandes usinas centralizadas, onde, devido aos longos prazos de instalação, a tecnologia utilizada pode estar defasada
quando a usina entra em operação.
programas de Pesquisa e Desenvolvimento e a difusão de informações,
principalmente no uso de sistemas fotovoltaicos integrados ao entorno
construído e interligados à rede elétrica pública em ambientes urbanos.
O objetivo desses programas, adotados com maiores investimentos no
Japão, Alemanha, EUA e Holanda, é o de desenvolver o mercado fotovoltaico através da exploração de um mercado novo, como é o setor residencial com os SFCR’s e o de obter experiência com esta forma de geração
distribuída de eletricidade.
Geração
Transmissão
Distribuição
Demanda
3.2.3 Benefícios dos sistemas fotovoltaicos
O valor ou benefício que pode ser atribuído a um sistema fotovoltaico
depende da perspectiva pela qual ele é atribuído. Portanto, a indústria de
eletricidade valoriza o sistema quanto à energia elétrica produzida e aos
eventuais benefícios que este pode proporcionar à rede; a indústria da
construção quanto à estética e funcionalidade da instalação integrada às
edificações; o governo e sociedade estão interessados em valorizar os benefícios ambientais, a promoção do desenvolvimento econômico e a contribuição para se ter auto-suficiência energética. Assim, a tecnologia fotovoltaica possui benefícios, tanto energéticos quanto não-energéticos, e
não pode ser avaliada exclusivamente em função do custo do kWh fotogerado. Porém, esta prática é ainda vigente e os seus custos de geração
ainda são elevados em relação às opções convencionais de geração de
energia.
A seguir são apontados alguns benefícios que um sistema fotovoltaico
interligado à rede traz para o setor elétrico:
A energia é gerada junto ao ponto de consumo e na tensão de consumo, reduzindo, desta maneira, as perdas associadas à transmissão
e distribuição da energia.
Redução da exigência sobre transformadores com conseqüente adiamento de investimentos de linha e aumento da vida útil do equipamento.
Modularidade: aliada aos curtos prazos de instalação, elimina a necessidade de capacidade instalada ociosa. Além disso, as inovações
tecnológicas podem ser prontamente utilizadas, ao contrário do
97
Geração
distribuída
Redução das
perdas elétricas
Maior estabilidade
à tensão
Postergação de investimentos na geração, transmissão e distribuição
Figura 3.4 O valor da geração fotovoltaica distribuída para o sistema elétrico.
3.2.4 Experiência com sistemas fotovoltaicos conectados à rede
A evolução seguida pela tecnologia fotovoltaica e os ritmos de diminuição
de preços e incrementos de eficiências prevêem um aumento cada vez maior das instalações correspondentes aos sistemas conectados à rede. No
entanto, os esforços governamentais estão focados em agilizar os passos
para a transformação definitiva do mercado. A seguir são apresentados alguns dos programas de maior relevância.
O programa norte americano foi criado em 26 de junho de 1997, onde
o Presidente Clinton anunciou o programa The Million Solar Roof Initiati-
98
ve, que visa promover a instalação de um milhão de equipamentos fotovoltaicos e solares térmicos em telhados de edifícios norte-americanos antes
do ano 2010. Em Outubro do mesmo ano, o Governo Federal anunciou o
seu compromisso de instalar 20.000 sistemas de energia solar em edifícios
públicos. Prevê-se a concessão de créditos subvencionados principalmente
a escolas, bibliotecas, residências particulares, edifícios de escritórios e centros de negócios. As expectativas desta iniciativa são as de reduzir as emissões de gases de efeito estufa, a criação de empregos em indústrias de alta
tecnologia e que a indústria solar do país seja mais competitiva.
O programa alemão visa instalar, até o ano 2005, entre 300 a 350
MWp de sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Os investimentos privados serão estimulados mediante a concessão de créditos sem juros e a outorga de um subsídio de 12,5% do custo da instalação. Adicionalmente, o
governo pagará aos proprietários dos sistemas 1 marco alemão por cada
kWh produzido, sendo que este bônus será financiado por uma pequena
sobretaxa na tarifa de todos os clientes das empresas concessionárias.
O objetivo do programa italiano é instalar 50 MWp até o ano 2005
em instalações de sistemas fotovoltaicos conectados à rede de pequeno e
médio porte, integrados a edificações. Este programa será financiado mediante colaboração do setor público (75%) e privado (25%).
O governo espanhol tem estabelecido um programa abrangente para
o desenvolvimento das energias renováveis, tendo como objetivos: (i) reduzir a importação de combustíveis fósseis; (ii) melhorar a eficiência no
uso da energia e (iii) melhorar a qualidade do meio ambiente, além de
promover a criação de empregos e impulsionar o desenvolvimento social.
Este programa inclui:??
Tendo em consideração as expectativas de crescimento dos outros países da Comunidade Européia, as previsões são que em 2010 a Espanha
instale 135 MWp, sendo que 20 MWp destes corresponderão a aplicações isoladas e os restantes 115 MWp serão em sistemas fotovoltaicos conectados à rede.
O programa da comunidade européia tem como objetivo instalar 1
milhão de sistemas fotovoltaicos, totalizando uma potência instalada de 3
GWp por volta do ano 2010. Destes, 500.000 instalações corresponderão
a sistemas fotovoltaicos conectados à rede em tetos e fachadas em países
membros da União. Os 500.000 restantes serão exportados a países em
desenvolvimento para aplicações de eletrificação descentralizadas.
O programa japonês concede subsídios a sistemas fotovoltaicos conectados à rede e integrados a edificações residenciais individuais. Este
programa é administrado pela New Energy Foundation (NEF) e cobre entre 30% e 50% dos custos da instalação. Além disso, a NEF, através de seu
programa Field Test – FT, outorga auxílios à instalações de 10 kWp (ou
mais) instaladas em dependências públicas ou industriais desde que elas
tornem de conhecimento público as informações relativas ao desempenho das instalações. Créditos com baixas taxas de juros, também são concedidos a corporações interessadas em instalar sistemas desse tipo.
Como resultado desses programas, o custo de um sistema fotovoltaico
residencial, em 1998, diminui entre 3 a 4 vezes dos valores praticados em
1993. A produção de módulos cresceu de 15 MWp para 50 MWp no período de 1988 a 1998 e se espera que a capacidade instalada alcance os
5.000 MWp por volta do ano 2010.
No Brasil, a tendência da aplicação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede ainda não se faz presente de forma significativa, mas já existem
iniciativas que sinalizam um aumento da importância desse tipo de sistema. Foram identificadas experiências de conexão de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica convencional, totalizando uma potência instalada de
cerca de 38 kWp conforme apresentados na tabela 3.2.
O Decreto Real 2818/98, que obriga as concessionárias pagarem
0,36 EUR por cada kWh de eletricidade de origem renovável produzido por instalações conectadas à rede de até 5 kWp de potência
e 0,18 EUR para sistemas entre 5 kWp e 50 MWp.
Leis que regulamentam a interconexão à rede, incluindo requerimentos técnicos, isenção tributária e aprovações legais.
Alcançar a meta de que as energias renováveis contribuam com
12% da geração elétrica em 2010.
99
100
Tabela 3.2 Sistemas fotovoltaicos conectados à rede no Brasil.
Sistema
Data
Instalação
Local
Potência
[ Wp ]
Tipo
CHESF
1995
Recife – PE
11.000
Policristalino
Lab. Solar
UFSC
1997
Florianópolis – SC
2.000
Amorfo
LSF / IEE – USP
1998
São Paulo – SP
750
Monocristalino
UFRJ
1999
Rio de Janeiro – RJ
848
Monocristalino
Lab. Solar
UFSC
2000
Florianópolis – SC
1.000
Amorfo
LSF / IEE – USP
2001
São Paulo – SP
6.300
Policristalino
CEPEL
2002
Rio de Janeiro – RJ
16.000
Monocristalino
Existem ainda, mais 59 kWp sendo instalados em centros de pesquisa
brasileiros, tais como: CENPES, USP, UFRGS e CEMIG.
3.2.5 Políticas de Incentivos e Suporte dos Sistemas
Fotovoltaicos
As duas considerações mais importantes na determinação da viabilidade econômica de pequenos sistemas de geração baseados em tecnologias emergentes e fontes renováveis são os custos de capital e de financiamento associados. Em geral, as pessoas que inicialmente adotaram tecnologia solar e eólica foram motivadas por fatores não econômicos, incluindo, principalmente, auto-suficiência energética e fatores ambientais.
Como mostrado anteriormente, a tecnologia solar fotovoltaica em
aplicações conectadas à rede tem experimentado uma redução substancial
no custo do kWh fotogerado, mas é ainda elevado ao se considerar que
pode substituir a energia fornecida pela rede através das tecnologias convencionais de geração. Este fato é mais notório quando comparados os
custos de capital por kW instalado desta tecnologia, que são de 5 a 15 vezes maiores que os de uma usina à gás natural operando segundo o ciclo
combinado. Nesse sentido, numerosos governos têm agido através de políticas públicas que outorgam subsídios para diminuir o custo dos equipamentos e sobretudo iniciativas que dão um tratamento especial à energia
de origem fotovoltaica através de tarifas especiais e diferenciadas. Um dos
101
fundamentos para essas ações reside no fato de que o mercado fotovoltaico não vai conseguir por si mesmo alcançar o grau de maturidade necessário para alcançar economias de escala e reduzir seus custos atuais de produção, pois é necessário um volume de investimentos considerável que o
setor privado não vai assumir.
Apresenta-se a seguir as distintas abordagens dos incentivos tarifários
para a energia entregue pelos SFCR segundo a ótica norte-americana e
européia nestas experiências, além de apresentar que outros instrumentos
de caráter financeiro têm sido postos em marcha por estes países para tornar mais viável ainda o investimento dos usuários em equipamentos de
geração baseados em fontes renováveis em geral.
Dual Metering
O principal mecanismo de apoio a projetos de energia renovável nos
EUA foi implantado em 1978, chamado de PURPA (Public Utilities Regulatory Policy Act) e, subseqüentemente, as suas regras foram implementadas pela FERC (Federal Energy Regulatory Commission) que estabeleceu
que as companhias de eletricidade deveriam comprar energia de origem
renovável ou de cogeradores quando seus preços fossem menores que os
custos evitados das companhias elétricas. No caso específico de consumidores que produzem sua eletricidade a partir de fontes renováveis, este
mecanismo permitiu a celebração de um contrato entre a concessionária e
o consumidor, chamado de Dual Metering, mediante o qual estes consumidores poderiam conectar suas unidades de geração à rede, empregar a
energia produzida para atender a sua demanda instantânea e, no caso de
existir, vender seu excedente de energia, o qual a concessionária seria
obrigada a comprar segundo seus custos evitados.
O fato dos custos evitados serem de três a cinco vezes inferiores à tarifa normal de um consumidor residencial foi uma forte motivação para
que os consumidores que adotaram esta forma de contratação decidissem
usar a energia no momento em que era gerada. O Dual Metering requer a
instalação de dois medidores unidirecionais: um para medir a energia utilizada da rede e outro para medir a energia produzida em excesso e injetada na rede para que a concessionária possa realizar o faturamento correspondente. Isto significou para as concessionárias gastos adicionais: entrega da fatura ao consumidor pela energia comprada, leitura de dois medi102
dores e gastos para o processamento e cálculo da energia a ser paga devido à existência de um medidor adicional.
REFERÊNCIAS
CBEE/ANEEL/MCT. Atlas Eólico do Brasil. Centro Brasileiro de Energia Eólica. Recife,
1999.
Net Metering
As origens do Net Metering encontram-se na iniciativa própria dos estados americanos, com o intuito de aumentar os investimentos privados
em energias renováveis, estimular o crescimento econômico local, ter
uma maior diversificação do mix de recursos de energia e preservar o
meio ambiente. Esta forma de tarifação permite ao consumidor compensar seu consumo de eletricidade com a sua geração própria num período
determinado, sem levar em consideração o período de consumo ou de geração de energia, ao contrário do Dual Metering. Emprega-se para isto um
medidor bidirecional que registra o fluxo de energia nos dois sentidos. Ao
final do período de celebração do contrato, se o usuário consumiu mais
energia do que gerou, tem de pagar à concessionária a diferença líquida
sujeita à tarifação normal. No caso de gerar mais energia que a necessária,
a concessionária pode pagar esse excedente ao preço do custo evitado.
Essa característica permite ao usuário obter os benefícios das fontes renováveis sem ter a preocupação de saber se está usando energia ao mesmo
tempo em que seu sistema está gerando. Isto é possível porque permite ao
consumidor usar a rede elétrica para “armazenar” o excedente de energia
gerada e utilizá-la quando necessário. Do lado da concessionária, a experiência norte-americana demonstrou os benefícios da geração distribuída
nas economias da empresa, como a redução de perdas nas suas linhas de
T&D, o atendimento dos picos de demandas localizadas e o fato de poder
adiar investimentos em subestações de transformação e em capacidade
adicional para transmissão.
A principal vantagem do Net Metering reside em sua simplicidade: o
uso de um único medidor, que gira em sentido contrário no momento que
a produção supera ao consumo. Isto proporciona o incentivo necessário
para encorajar a disseminação de tecnologias renováveis sem precisar utilizar recursos públicos. Atualmente, os programas de Net Metering nos
EUA apresentam um número significativo de características que definem,
entre outros aspectos, os participantes e as tecnologias que podem ser
consideradas como elegíveis ou apropriadas.
103
CEPEL. Atlas do Potencial Eólico Brasileiro. Rio de Janeiro, 2001.
EPI – EARTH POLICY INSTITUTE / UMA. Universidade Livre da Mata Atlântica.
www.wwiumw.org.br.
INTERNATIONAL ENERGY AGENCY – IEA. Photovoltaic Power Systems Programme.www.iea-pvps.org/ acesso em 10 de novembro de 2003.
OLIVEIRA, S. H. F.Geração Distribuída de Eletricidade; Inserção de Edificações Fotovoltaicas Conectadas à Rede no Estado de São Paulo. Tese de Doutorado. Programa Interunidades de Pós-Graduação em Energia da Universidade de São Paulo, 2002.
GRUBB, M. J. & MEYER, N. I. Wind energy: resources systems and regional strategies, In:
JOHANSSON, T. et alii (eds.) Renewable Energy. Washington: Island Press, 1993.
RODRÍGUEZ, C. R. C. Mecanismos Regulatórios, Tarifários e Econômicos na Geração
Distribuída: O Caso dos Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede. tese de mestrado.
Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de Campinas, 2002.
RUTHER, R. Panorama atual da Utilização da Energia Solar Fotovoltaica e o Trabalho do
LabSolar nesta Área. Florianópolis, 1999.
ZILLES, R. et alii. Energia Solar: Conceitos e Fundamentos. Curso do Programa Disseminação de Informações em Eficiência Energética, Rio de Janeiro, 2004.
104
CAPÍTULO 4
PROJETO DE SISTEMAS DE
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
105
106
PROJETO DE SISTEMAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
4.1 I NT RODU Ç Ã O
Quando se propõe para uma indústria a instalação de um sistema de cogeração, uma primeira dúvida que surge diz respeito ao tipo de ciclo que se
deve adotar. Como critérios iniciais deve-se considerar a capacidade instalada de geração elétrica e o nível de temperatura de processo. Além disso, deve-se ter em conta que os sistemas de cogeração sempre deverão ser
selecionados de acordo com as condições da unidade ou do consumidor
associado, sendo assim uma seleção caso a caso. Algumas características
que basicamente orientam esta seleção são:
Combustíveis empregados.
Investimentos necessários.
Eficiência na geração de eletricidade.
Produção de calor útil, por unidade de energia elétrica produzida.
Impactos ambientais.
Instalações
comerciais pequenas
100
Motores a gás e turbinas a gás
Instalações
comerciais grande
Instalações industriais
90
Plant
Plantas industriais
(met
(metal, máquinas)
80
E
Escritórios,
lojas
Lojas de
a
conveniência
70
Plant
Plantas industriais
(alim
(alimentos, papel)
60
50
H
Hospitatis,
hotéis
Restaurantes e
‘fast food’
40
Aquecimento distrital/
ar condici
condicionado
Residencial
idencial
30
Áreas onde se espera um
acréscimo no uso de
sistemas de cogeração
Microturbinas a gás
Banheiros
públicos
Áreas onde os sistemas
de cogeração já estão
sendo empregados
Consumo de eletricidade em relação a demanda de energia [%]
Células de combustível e
micromotores a gás
20
10
10
100
1.000
10.000
Capaciade de geração [KW]
Outros fatores técnicos que devem ser adequadamente considerados
na seleção da tecnologia de cogeração são os requerimentos de temperatura, volume, qualidade da energia térmica a ser fornecida, a confiabilidade do sistema, a possibilidade de interconexão elétrica com a concessionária, os requerimentos de pessoal para operação e manutenção e a
tradição operacional (Nogueira, 1996).
O uso de sistemas de cogeração (CHP – Combined Heat and Power)
pode resultar em economias substanciais de energia. Entretanto, esses sistemas usualmente resultam em maiores gastos iniciais com equipamentos
do que os sistemas convencionais (SHP – Separated Heat and Power).
Assim, este investimento deve ser justificado pela redução dos custos
energéticos, para atendimento das necessidades de calor e/ou frio e mais
evidentemente para atender ao consumo de energia elétrica. Além da usual minimização do tempo de retorno, outros objetivos que podem ser
adotados para a avaliação da viabilidade de sistemas de cogeração podem
incluir a maximização da taxa interna de retorno, a minimização dos
impactos ambientais e o uso de combustíveis específicos.
O tempo de retorno do investimento (pay-back time) dos sistemas de
cogeração pode ser significativamente diferente dependendo dos vários
objetivos identificados, que devem ser avaliados com cuidado e dependem fundamentalmente de como se requer energia. Os dados necessários
devem incluir as necessidades energéticas da unidade de processo (curvas
de carga), abastecimento de energia externa (combustível e fornecimento
de eletricidade da concessionária), critérios econômicos (métodos de avaliação econômica e vida econômica do empreendimento), configurações
do sistema de cogeração (diagrama esquemático simplificado do sistema
de fornecimento energético global da planta), definições preliminares dos
equipamentos principais (dados de desempenho dos fabricantes e planos
de manutenção/substituição dos equipamentos). Uma vez que estes dados
iniciais foram estabelecidos, várias alternativas de cogeração, as quais devem satisfazer os requerimentos térmicos e elétricos do processo, bem
como os objetivos da política operacional, podem ser identificados. Os
balanços de energia podem então ser calculados, os custos de investimentos estimados e o mérito econômico de cada alternativa avaliado (Sawyer’s, 1985).
Figura 4.1 Faixa de utilização de acionadores primários em cogeração com relação aos
diferentes consumidores: perspectivas de aumento da participação nos segmentos de
107
108
Quando se adota paridade térmica (ou seja, a energia elétrica é produzida como uma conseqüência do fornecimento de calor) ou elétrica (neste caso o calor é o subproduto) como estratégias operacionais
dos acionadores primários, tem-se como desvantagem que a alta economia e potenciais de recuperação de energia não podem, necessariamente, ser aproveitados, ou seja, os excedentes e ‘déficits’ ocorrem
muitas vezes devido a esta baixa flexibilidade operacional.
4 . 2 APR E S E N T AÇÃO DO PR O B L E MA
A cogeração cada vez mais vem se firmando como uma das tecnologias
mais recomendáveis voltada à conservação de energia por sua condição
operacional e, para tal, muitas centrais são construídas pela combinação
de turbinas a gás ou motores alternativos e caldeiras de recuperação do
calor de exaustão. A vantagem principal da introdução dessas unidades é
sua capacidade de redução de custos operacionais e recuperação energética pelo uso de energia em cascata, tornando-se possível, desta maneira,
aumentar a eficiência total de utilização do combustível. Entretanto, esses
objetivos só podem ser realizados se uma boa política operacional é adotada em correspondência a sua demanda energética, ou seja:
A demanda energética apresenta significativa sazonalidade, variando
bastante também ao longo do dia, sendo necessário um estudo mais
detalhado de planejamento, ou seja, flexibilidade de produção, compra ou venda de energia elétrica e energia térmica de acordo com as
possibilidades de oferta e necessidades de demanda. Por exemplo,
como a demanda de calor e frio na primavera e outono varia muito
quando comparada com a demanda no inverno e verão, muitas das
vezes é melhor instalar unidades múltiplas de acionadores e caldeiras
de recuperação do ponto de vista de operação, manutenção e recuperação energética, apesar do aumento do custo de equipamentos.
Para propósitos industriais, geralmente a demanda energética não
apresenta grandes variações ao longo do ano (salvo alguma modificação no processo), sendo a política operacional facilitada.
Para propósitos comerciais e públicos, a demanda energética apresenta significativa sazonalidade, variando bastante, também, durante o dia (horosazonalidade). Nesse caso, é importante investigar em
detalhes a política operacional correspondente a tais flutuações.
Assim, no planejamento fundamental de sistemas de cogeração, uma
das tarefas de projeto mais importantes é determinar a configuração ótima da central pela seleção criteriosa do número total e capacidade dos
equipamentos, bem como as demandas máximas de utilidade, ou seja, determinar tanto a energia a ser comprada como também o valor máximo de
demanda contratada.
No momento, para o planejamento de sistemas de cogeração, o método de tentativa e erro é usado convencionalmente para determinar o tamanho dessas unidades, isto é, propriedades econômicas e de energia recuperada são avaliadas somente para algumas alternativas com relação à
capacidade dos equipamentos e demandas máximas de utilidade, entre as
quais a melhor é selecionada baseada na demanda máxima de potência ou
calor. Esse método apresenta alguns inconvenientes, tais como:
Existem muitas combinações de turbinas a gás e caldeiras de recuperação quando se configura uma central de utilidades, e é desejável que o planejador possa determinar o número e a capacidade dos
equipamentos com algum grau de racionalidade.
109
Um outro aspecto a ser considerado quando se trata da operação de
sistemas de cogeração é com relação à operação fora do ponto de projeto,
isto é, quando as demandas de calor e potência elétrica não coincidem
exatamente com o calor e potência cogerados (dados pela curva de operação do acionador). Neste caso, calor e/ou energia elétrica em déficit devem ser comprados ou, no caso de excesso, devem ser vendidos. Este aspecto é discutido na seqüência e baseado no trabalho de P. Lilley, apud
Horlock (1997).
O calor e a potência elétrica produzida em uma central de cogeração
particular podem ser plotados para uma faixa de condições de operação
conforme figura 4.2. Idealmente, as demandas de calor útil (QU) e potência elétrica (W) são garantidas pela operação contínua da central no ponto de projeto [QU* e W*], isto é, (QU)Dem = QU* e (W)Dem = W*. A operação da central de cogeração com valores de demanda de calor e potência
diferentes daqueles desejados pela central no ponto de projeto, é uma tarefa um tanto complexa. Porém, algumas considerações com relação à
operação nestas circunstâncias são feitas a seguir. Uma dada demanda
pode estar localizada em qualquer um dos quatro quadrantes 1, 2, 3 e 4
relativos à linha de operação da central, QU* e W*. Os possíveis modos de
110
operação para demandas situadas em cada um dos quatro quadrantes podem ser explicados conforme a seguir:
de operação da central. Na região 4A tanto a demanda elétrica
como térmica são ambas menores do que pode ser fornecido pela
central em seu ponto de projeto. Então a operação da central no
ponto de projeto [QU*, W*] significaria que calor e eletricidade excedentes poderiam ser vendidos. Uma opção seria ‘casar’ a demanda elétrica pela operação fora do ponto de projeto [QU, W com W
= (W)Dem] proporcionando calor excedente para a venda. Alternativamente, poderia se casar as curvas de demanda e geração de calor
pela operação também fora de projeto [QU, W com QU = (QU)Dem].
Neste caso, o déficit de eletricidade [(W)Dem - W] teria de ser comprado. Na região 4B, novamente as demandas de calor e eletricidade são menores do que o fornecimento pela central operando no
ponto de projeto [QU*, W*], significando que os excedentes devem
ser vendidos. Uma alternativa seria ‘casar’ a demanda térmica [QU,
W com QU = (QU)Dem] e vender a eletricidade excedente. Ou, como
uma segunda opção, ‘casar’ a demanda elétrica [QU, W com W =
(W)Dem] sendo então necessário uma complementação de calor que
deve ser comprado ou gerado em uma caldeira convencional.
Quadrante 1: Neste caso, supondo a operação para atender a demanda D1, tanto calor complementar [(QU)Dem - QU*] como eletricidade complementar [(W)Dem - W*] têm de ser comprados (ou no
caso do calor, gerado em uma caldeira convencional), mesmo quando a central está operando na condição nominal máxima. Este é um
caso meio que irreal, uma vez que claramente, a central não foi dimensionada adequadamente para garantir as máximas demandas
de calor e potência. Entretanto, dois casos limites são mais comuns:
no primeiro caso, D11 [(QU)Dem = QU*; (W)Dem > W*], somente eletricidade precisa ser comprada. No segundo caso, D12 [(QU)Dem >
QU*; (W)Dem = W*], calor extra deve ser aportado;
Quadrante 2: A planta deve ser operada no seu ponto de projeto.
[QU*, W*]. Neste caso, supondo a operação para atender a demanda D2, calor em excesso [QU* - (QU)Dem] está disponível para a venda, e por outro lado, como a demanda elétrica é maior do que a gerada, eletricidade deve ser comprada [(W)Dem - W*]. Uma alternativa é operar a central fora de projeto, no ponto [QU, W] da linha de
operação, igualando a geração e a demanda de calor [QU =
(QU)Dem]. Dessa forma, nenhum calor excedente é gerado, porém
mais eletricidade [(W)Dem - W] tem de ser comprada. Os casos limites deste quadrante são D21 e D22, para os quais [(QU)Dem = QU*;
(W)Dem > W*] e [(QU)Dem < QU*; (W)Dem = W*], respectivamente;
Quadrante 3: Se a central é operada em seu ponto de projeto, supondo a operação para atender a demanda D3, então eletricidade
excedente [W* - (W)Dem] deve ser vendida, porém calor complementar deve ser comprado. Alternativamente, a central pode ser
operada fora de ponto de projeto em [QU, W] (linha de operação),
com a demanda elétrica se igualando à geração [W = (W)Dem] porém, calor complementar deve ser comprado. Os casos limites deste
quadrante são D31 e D32, para os quais, [(QU)Dem = QU*; (W)Dem <
W*] e [(QU)Dem > QU*; (W)Dem = W*], respectivamente;
A opção pela operação de qualquer uma das condições expostas anteriormente, deve ser feita considerando a possibilidade de interconexão
com a rede (para os casos de compra ou venda de energia elétrica) e a possibilidade de comprar ou vender calor de ou para algum produtor vizinho. A decisão deve ser feita pela opção que apresentar uma melhor viabilidade econômica, considerando as tarifas de compra e venda local de
eletricidade, bem como o preço de compra e venda de calor.
Ante a complexidade do problema exposto, torna-se fundamental desenvolver uma metodologia de determinação da capacidade de sistemas
de cogeração (tipo, número e capacidade dos equipamentos e demandas
máxima de utilidades), buscando minimizar o custo total anual em relação à estratégia operacional para variações de ambas demandas térmicas e
elétricas.
Quadrante 4: A operação no quarto quadrante pode ser subdividida em 2 sub-regiões de operação, 4A e 4B, abaixo e acima da linha
111
112
Demanda
de calor
útil
2
D1
(QU) DEM
3
QU*
D1
D3
2
D3
1
D3
QU*. W*
1
1
D2
1
D1
4B
D4B
QU*W
QU*W
D4A
D2
2
D2
2
4A
Linha de operação da central
W*
Demanda de potência
elétrica, (W) DEM
Figura 4.2 Operação de sistemas de cogeração fora do ponto de projeto (off-design).
4 . 3 O T I MI Z AÇÃO APLI CADA À CO N FI G UR AÇÃO DE
SISTEMAS DE COGERAÇÃO
Nessa abordagem, visando a otimização de sistemas de cogeração incorporando turbinas e microturbinas a gás, motores alternativos e células a
combustível de óxido sólido e carbonato fundido, e atendendo consumidores de energia elétrica, calor útil e/ou frio, procura-se considerar as
mais diversas configurações possíveis. Dessa forma, a demanda de energia
elétrica pode ser suprida pela compra da concessionária, complementada
ou totalmente substituída pela geração elétrica nas máquinas térmicas,
podendo também ser considerada a possibilidade de venda de algum
eventual excedente gerado. Para a demanda de energia térmica, considerou-se a possibilidade de geração de calor através de caldeiras convencionais de processo e/ou em caldeiras de recuperação utilizando a energia
térmica disponível nos gases quentes de exaustão das turbinas ou
motores.
113
No que diz respeito à produção de frio, também se procura abranger
as principais variantes, ou seja, sua produção empregando chillers de
compressão, onde a fonte energética é a eletricidade, ou a produção de
frio com chillers de absorção, sendo nesse caso, adotada como fonte energética o calor, que por sua vez poderá ser gerado segundo as distintas maneiras já comentadas. Essa configuração básica pode ser melhor compreendida observando a figura 4.3. Naturalmente que trata-se da configuração mais genérica possível e que poderá ser simplificada no caso de sistemas destinados ao atendimento de cargas específicas. O essencial é a escolha da configuração que deverá compor o sistema de cogeração considerando o atendimento das demandas térmicas e elétricas do processo sob
condições favoráveis de custo, eficiência e confiabilidade.
O primeiro passo foi designar quais tipos de acionadores primários e
equipamentos seriam considerados. Nesta modelagem, assumiu-se a possibilidade da instalação de quantas turbinas e microturbinas a gás ou motores alternativos ou células a combustível forem necessárias para o atendimento das demandas. As caldeiras de recuperação e de processo e os
chillers de compressão e de absorção são os equipamentos que completam
o sistema de cogeração e serão considerados de modo unitário, com uma
capacidade correspondente às demandas. Por exemplo, se existir pelo
menos um acionador primário, existe naturalmente a possibilidade de recuperação de calor e, portanto, a possibilidade da implantação de uma
caldeira de recuperação. Caso essa caldeira de recuperação a ser eventualmente instalada não atenda isoladamente toda a demanda de calor, uma
alternativa seria conjugá-la com uma caldeira de processo (na modelagem
não será considerada a queima suplementar). Se existe demanda de frio e
disponibilidade de calor, possivelmente a melhor opção seja produzir frio
pelo sistema de absorção; caso contrário, disponibilidade de energia elétrica, possivelmente a melhor opção seja a produção de frio pelo sistema
de compressão; ou ainda, havendo tanto disponibilidade de calor como
também de eletricidade, pode-se avaliar a produção por ambos os sistemas, acompanhando as curvas de demanda e de oferta e tendo-se em conta os distintos valores das tarifas de energia elétrica e custos de combustível, como também os custos dos equipamentos, manutenção e operação
(figura 4.3).
Um pressuposto básico deste programa é que os dados de demanda de
eletricidade, de calor de processo e de frio tem de ser conhecidos ou pelo
114
menos estimados com uma margem razoável de confiança. Assim, a escolha dos equipamentos de um determinado cenário é feita em relação a esses dados de entrada aos quais são associados os custos operacionais e os
correspondentes custos de capital dos equipamentos.
Para cada uma das demandas identificadas, assume-se como conhecida uma distribuição de potências constantes, requeridas ao longo de doze
períodos anuais, por sua vez definidos em função das características próprias do mercado de energia elétrica e do comportamento típico de consumidores industriais e comerciais. Tais períodos anuais resultam da combinação dos períodos de ponta e fora de ponta ao longo do dia e períodos
úmido e seco ao longo do ano.
EE
EE
Compra
EE
Demanda
Período Fora de Ponta: compreendido entre as 0:00-24:00 horas
excetuando as 3 horas do período de ponta e cujo valor da tarifa é
menor do que o praticado no período de ponta.
Venda
Acionador
Chiler de
compressão
Frio
Período de Ponta: compreendido de 3 horas de maiores demandas
entre 17:00-22:00 horas e cujo valor é o mais alto de todos, devido
à maior concentração de demanda nestes horários.
Demanda
Cald. recup.
Chiler de
absorção
Período Seco: 7 meses secos durante o ano (maio a novembro).
Combustível
Cald. aux.
Período Úmido: 5 meses úmidos durante o ano (dezembro a abril
do ano seguinte).
Calor
Demanda
Figura 4.3 Estrutura básica da central de cogeração a ser modelada.
4 . 4 MO D E L A G E M D A S CA R G A S
Como as cargas a serem atendidas, seja pelo sistema convencional ou pelo
sistema de cogeração incluem as cargas associadas às demandas elétrica e
térmica, que pode ser ainda requerida sob temperaturas acima da temperatura ambiente (calor de processo) ou abaixo desta (frio), diversas possibilidades são contempladas procurando-se cobrir uma ampla gama de situações que vão desde um consumidor com alta demanda de calor de processo e pequena demanda de energia elétrica (indústria cerâmica) até um
consumidor com demanda complexa, requerendo calor, frio e eletricidade (indústria de alimentos ou um hospital). Um conjunto de casos será
analisado posteriormente, cobrindo uma ampla variedade de situações e
baseados nos dados levantados pela pesquisa de campo.
115
A fim de se contemplar a possível sazonalidade de um dado consumidor, prevê-se para cada caso um valor máximo, um valor médio e um valor mínimo de demandas. Esta estrutura pode ser observada na tabela 4.1.
Como o consumo de energia elétrica ocorre de modo desigual ao longo do tempo, o custo de seu fornecimento está relacionado diretamente
com o período de atendimento das cargas. Por exemplo, durante os meses
de baixa hidraulicidade e nos horários de ponta, devido à menor disponibilidade de energia ou à elevada concentração da demanda, é mais alto o
custo da energia produzida. Buscando sinalizar estes custos para o consumidor, a partir de meados dos anos oitenta, foi implantada no Brasil uma
estrutura tarifária horosazonal para a energia elétrica, com valores distintos para a energia e a potência conforme o período em que se dá o consumo. Esse modelo tarifário tem como objetivo induzir o consumidor a utilizar a energia elétrica de uma forma mais racional, promovendo seu uso
durante os períodos de menor demanda (maior disponibilidade) e, por
consequência, de custo mais barato, bem como induzindo a redução dessa
demanda nos períodos de ponta. Deste modo, a tarifa atualmente cobrada
pelas concessionárias da maioria dos consumidores industriais e
comerciais brasileiros leva em conta tanto as horas do dia (horas de ponta
116
Med
Max
Min
Tabela 4.2 Tarifas praticadas pela CEMIG em maio de 2003, segmento horosazonal
Med
azul, subgrupo A3-a, já incluso o ICMS (18%).
Consumo, R$/MWh
Max
Ponta
Demanda, R$/MWmês
Fora de ponta
Ponta
Fora de ponta
34878,00
11548,80
Úmida
Seca
Úmida
234,10
216,00
113,70
100,60
639
456
4471
3194
Ü Numero horas anuais
Max
Med
Seca
Min
4 . 5 MO D E L A G E M D O S AC I O N A D O R E S P R I M Á R I O S E D A S
FONTES DE CALOR ÚTIL
Med
A determinação das configurações de sistemas de cogeração requer uma
boa base de informações sobre equipamentos, que permita a avaliação de
sua operação frente a distintas condições de carga elétrica e térmica. Por
isso, desenvolveu-se um questionário com os principais dados necessários, e enviados aos principais fabricantes de turbinas e motores para que se
possa garantir a correta operação destes equipamentos em condições diferentes àquelas de projeto, ou em outras palavras, variação da temperatura
local, altitude, PCI do combustível, além das condições de cargas parciais.
A análise da variação destas informações é de extrema importância quando se calcula o consumo de combustível.
Determinar e acompanhar o desempenho de sistemas de cogeração,
avaliando os custos fixos de cada equipamento (custo de capital inicial) e
os custos operacionais (custos energéticos – custos com combustível,
O&M, demanda suplementar de reserva) é de grande interesse no sentido
Composição do tempo
anual [%]
Tempo de duração
Demanda de frio [kW]
Demanda de calor [kW]
aspalphaDemanda elétrica
[kW]
Max
Fora de ponta
Período seco
Tabela 4.1 Composição anual das demandas energéticas
Ponta
Min
Fora de ponta
Período úmido
Ponta
Min
e fora de ponta), bem como os meses do ano (meses úmidos e secos)
conforme tabela 4.2 (DNAEE, 1985).
Dessa forma, como o ano médio tem 8760 horas, tem-se 5110 horas
(7/12) durante o período seco e 3650 horas (5/12) durante o período úmido, que ainda se subdividem entre ponta seca (3/24 de 7/12) e ponta úmida (3/24 de 5/12) e fora de ponta seca (21/24 de 7/12) e fora de ponta
úmida (21/24 de 5/12).
117
118
de melhor utilizar os recursos disponíveis, seja em equipamentos ou na
energia dos combustíveis utilizados. Como a maior parcela dos custos totais de geração termelétrica está associada ao consumo de combustível,
em torno de 70%, (Nascimento et alii, 1996), torna-se evidente a necessidade de monitorar o consumo e o desempenho dos vários equipamentos
disponíveis no mercado. Para tanto, duas abordagens podem ser empregadas. A primeira diz respeito aos casos em que se conhece o desempenho
do acionador tanto no ponto de projeto como em cargas parciais (operação fora do ponto de projeto – off-design). As turbinas a gás são projetadas
para operar numa condição padrão, T = 15°C, P = 1 atm, UR = 60 % e
PCI padrão do combustível, enquanto que nos motores, estes valores são
T = 25°C, P = 1 atm, UR = 30 % e PCI padrão do combustível de acordo
com ISO-3046. Porém, na maioria das aplicações, estas condições não estão satisfeitas, o que leva a uma variação no rendimento do equipamento.
Também há de se considerar que em muitas circunstâncias, as demandas
energéticas não coincidem com a operação no ponto de projeto, sendo
também necessário a correção do desempenho para a condição off-design.
Dessa forma, quando se conhece a curva de operação fornecidas pelo fabricante, pode-se parametrizar estes dados e corrigi-los sempre que
necessário. Como exemplo são apresentados na figura 4.4 os dados de
desempenho em diferentes condições de operação da turbina a gás
MF-111A Mitsubishi Heavy Industries e do motor 6CTAA8.3-G3
Cummins.
Porém, quando não se dispõe de dados com tantos detalhes, pode-se
empregar um método menos preciso, porém já testado e comprovada a
sua eficácia para estudos de pré-viabilidade. Neste, o desempenho e as
disponibilidades de energia elétrica e de calor útil seguem uma parametrização linear, de acordo com a figura 4.5 (Teixeira, 1997).
Esta parametrização pode ser ajustada baseando-se em dados de catálogos de fabricantes, ou da revista Diesel and Gas Turbine Worldwide
Handbook, 2002, cujas variáveis essenciais a serem consideradas são:
Engine Performance Data @ 1800 RPM
%
KWm
BHP
kg/
kWm-h
ib/
BHP-h
litre/
hour
317
0.223
0.366
64
56
14.8
U.S. Gal/
hour
Standby Power
237
100
16.8
Prime Power
100
213
285
0.218
75
160
214
0.211
0.358
0.348
41
169
50
106
143
0.214
0.352
28
7.3
25
53
71
0.234
0.385
15
4.0
Continuous Power
100
200
268
0.202
0.333
49
12.9
U.S. Gallons / hour
20.0
1800 RPM
15.0
10.0
5.0
0.0 0
25
50
75
100 125 150 175 200 225 250 275 300 325
Gross Engine Output - BHP
Figura 4.4 Exemplo de variação no desempenho de um motor (Cummins 6CTAA8.3-G3).
Potência nominal (W0).
Heat Rate (HR).
Consumo de combustível (X0) ou consumo específico nas condições nominais.
119
Fuel Consumption
Output Power
120
MF-111A
Disponibilidade de calor útil nas condições nominais (Q0).
MF-111A
Tipo de combustível empregado (figura 4.6).
Power Output*
Heat Rate*, LHV
Exhaust Flow
Exhaust Temp
12,610 kW
2,836 kcal/kWh
174.6 ton/h
547 ºC
Power Output*
Heat Rate*, LHV
Exhaust Flow
Exhaust Temp
*at generator terminals
14,570 kW
2,778 kcal/kWh
202.9 ton/h
530 ºC
MW
Qmáx
*at generator terminals
Wmáx
14
3,000
12
2,800
10
10
20
14
3,000
12
HR
30
2,600
0
180
560
540
Flow
160
520
0
10
20
30
Compressor Inlet Temp, ºC
30
580
Exhaust Flow, ton/h
p
Tem
20
220
580
214
10
Qmin
Potência
Wmin
Consumo
combustível
Xnom
Xvazio
Figura 4.6 Parametrização básica do desempenho de acionadores primários para sistemas de
cogeração.
Exhaust Temp, ºC
Exhaust Flow, ton/h
220
2,800
10
2,600
0
3,200
MW
Flow
200
560
180
540
Temp
160
Exhaust Temp, ºC
MW
HR
16
Heat rate, LHV, kcal/kwh
3,200
Power Output, MW
16
Heat rate, LHV, kcal/kwh
Power Output, MW
Calor
520
0
10
20
30
Um exemplo retirado da referida revista é apresentado na tabela 4.3.
Estes dados são de turbinas a gás Rolls-Royce, onde se mostram os dados
de potência, heat rate, vazão de gases e temperatura de exaustão da turbina. A partir dos mesmos podem-se então determinar todas as variáveis necessárias para esta segunda metodologia, pois o consumo da turbina é calculado em função do heat rate e da potência (equações 1 e 2), e o calor útil
em função da vazão de gases, do calor específico do gás e pela diferença
de temperatura entra a saída de gases e a temperatura de processo
(equação 3).
3600
h0
(1)
W0
h0 × PCI
(2)
HR =
Figura 4.5 Exemplo de variação no desempenho de uma turbina a gás (Mitsubishi MF-111A).
X0 =
Q0 = m gases × c p × DT
121
122
(3)
sendo:
W0, X0 e Q0: potência, consumo de combustível e calor nas condições nominais, ou seja, fornecidos pelos fabricantes, respectivamente;
o calor útil disponíveis de cada sistema o qual atende as demandas
necessárias, em função do consumo de combustível da seguinte maneira:
HR: heat rate, consumo específico de calor. É definido como a
quantidade de calor que deve ser fornecida para gerar um kWh, ou
em outras palavras, o inverso da eficiência;
Q=
h0: eficiência de geração nas condições nominais;
PCI: poder calorífico inferior do combustível utilizado para a geração;
X: consumo de combustível (t/h);
W0, X0, E Q0: potência, consumo de combustível e calor nas condições
nominais, ou seja, fornecidos pelos fabricantes, respectivamente;
B e D: consumo a vazio para a realização de trabalho e calor, respectivamente. Esses valores se situam entre os limites:
0,10£B,D£0,30. (Nascimento et alii, 1996)
(Kg/s)
Pressure Ratio
10,2
13,2
15,7
20,8
Output Shaft
Epeed (r/min)
12411
11819
Exhaust Temp (°C)
3949
5273
(KJ/kWh)
Type
(Kw)
Type
LG
LG
Mass Flow
Turbine Intet Temp (°C)
Tabela 4.3 Dados de catálogos de turbinas a gás Rolls-Royce
EG
EG
(5)
Q: calor útil gerado (MW) para um dado consumo de combustível X;
DT: diferença de temperatura entre a de exaustão dos gases e a de
processo.
501-KB5
501-KB7
Q0
D × Q0
×X 1
D
X
×
(
) 0
(1 - D )
W: potência gerada (MW) para um dado consumo de combustível X;
cp: calor específico a pressão constante (1,148 kJ/kg×K);
Heat Rate
(4)
sendo:
mgases: vazão de gases na exaustão;
Continuous
output at ISO
conditions
W0
B × W0
×X (1 - B) × X 0
(1 - B)
W =
555
528
14600
14600
Além disso, outra variável importante na análise do ciclo, a eficiência
(h), pode também ser determinada e ela pode ser variável à medida que W
e X flutuem de acordo com as demandas:
h=
W0 × FC
X 0 × PCI[ B + (1 - B ) × FC]
=
h0 × FC
B + (1 - B ) × FC
(6)
sendo:
h0: eficiência nominal;
PCI: poder calorífico inferior do combustível utilizado;
Dentro desse contexto, está sendo elaborado um banco de dados de
equipamentos de cogeração dos principais fabricantes de turbinas a gás e
motores alternativos (gás e diesel) com os parâmetros necessários para a
linearização. Assim, de acordo com os dados de desempenho tabelados
para cada equipamento, pode-se determinar a potência eletromecânica e
123
FC: fator de capacidade da condição de operação o qual é a relação
entre a potência elétrica média desenvolvida e a potência máxima,
sendo calculado por:
124
FC =
WMEDIA
WMAXIMA
(7)
Ainda dentro do estudo do consumo de combustível e dos índices de
desempenho energético das turbinas a gás e motores alternativos, pode-se
avaliar as perdas energéticas devido à variação nas condições ambientais
(umidade relativa, temperatura e pressão), em relação à condição de referência. Neste sentido, para apresentar corretamente os dados de desempenho resultantes da operação de turbinas a gás e motores Diesel operando sob quaisquer condições, tais resultados devem ser normalizados para
as condições padrão (ISO), ou seja, os dados de consumo e potência observados durante a operação deverão ser convertidos para as condições
padrões de temperatura T0 = 288 K (15°C), pressão P0 = 1,03 bar e umidade relativa UR = 60%. As equações para tais correções são (Nascimento et alii, 1996):
X CORR = X 0 ×
PCI PROJ
PCI
×
P
T
×
1,03 288,15
(8)
P
T
×
1,03 288
(9)
e
WCORR = W0 × FCU ×
4 .6 PR OCEDIMEN TO PARA S O LUÇÃO DO PROBLEMA
Conforme já afirmado, o objetivo principal desse programa é desenvolver
uma metodologia para configurar um sistema de cogeração frente a um
dado perfil de demandas de calor, frio e eletricidade, avaliando os dados
técnicos, econômicos e realizando os necessários balanços de energia.
Como resultado, serão comparados os custos anuais totais do sistema de
cogeração proposto com um sistema de capacidade igual, porém com compra de eletricidade via concessionária e geração de calor em uma caldeira
convencional. São estes custos que indicarão a viabilidade ou não do empreendimento, traduzidas em análises econômicas tradicionais. A estrutura
do programa é apresentada na figura 4.7 e descrita na seqüência.
DADOS GERAIS
Entrada de dados técnicos e econômicos. O primeiro, refere-se ao desempenho dos equipamentos auxiliares, ou seja, eficiência da caldeira auxiliar
e de recuperação, parâmetros de desempenho dos chillers de absorção e
compressão de vapor, equipamentos elétricos e as condições atmosféricas
locais (temperatura e altitude). Os dados econômicos constam das tarifas
de venda de energéticos, taxa de câmbio, impostos, juros e custos gerais
devido a implantação, operação, manutenção do sistema de cogeração.
DEMANDAS
sendo:
XCORR: consumo de combustível corrigido para as condições ISO;
PCIPROJ: PCI do combustível empregado pelo fabricante;
P: pressão atmosférica local;
T: temperatura ambiente local;
FCU: fator de correção da umidade relativa, dado por:
FCU = 1,01715 - 2,85856 * 10 -4 (UR )
(10)
125
Entrada de dados das demandas elétricas e térmicas (frio e/ou calor), baseados na modelagem das cargas dos clientes potenciais amostrados (etapas
02 e 03 deste projeto). A avaliação das cargas será baseada no regime de
tarifação horosazonal brasileiro, ou seja, período úmido ponta e fora de
ponta e período seco ponta e fora de ponta. Cada um destes períodos será
ainda decomposto em demandas máximas, médias e mínimas, a fim de
considerar variações das cargas elétricas e térmicas dos setores avaliados
ao longo do ano. Desta forma, a operação do sistema irá considerar 12
períodos com os respectivos fatores de capacidade e número de horas
anuais.
126
DADOS DA CONCESSIONÁRIA DE ELETRICIDADE
SELEÇÃO DO COMBUSTÍVEL
Será utilizado um banco de dados de concessionárias de eletricidade, com
as respectivas tarifas de compra (demanda, consumo e energia de back-up
– demanda suplementar de reserva), onde a escolha é baseada em função
do tipo de tarifação e da classe de tensão (figura 4.7).
Banco de dados de concessionárias de diesel e gás. Para o primeiro caso não
existe maiores problemas, uma vez que o preço do diesel é constante. No
caso do gás, algumas considerações devem ser feitas: tarifação do gás liquefeito de petróleo (preço do gás canalizado e preço do gás armazenado, com
o respectivo custo de armazenamento) e tarifação do gás natural. Neste segundo item, pelo menos três alternativas podem acontecer: preço do gás
subsidiado (caso das centrais do Programa Prioritário de Termeletricidade,
onde o preço é constante); preço do gás cobrado em cascata (com diferentes classes de take or pay) e preço do gás fixo (diferentes segmentos).
Entrada de demandas:
Dados gerais:
• Técnicos
• Econômicos
• Elétricas
• Térmicas
¨ calor
¨ frio
• Fator de capacidade
• Seleção de concessionária
e do segmento tarifário
• Seleção de concessionária
de gás e do combustível
• Seleção de acionador
SELEÇÃO DO ACIONADOR
Banco de dados
Análise econômica:
Balanços energéticos:
• Custos energéticos
¨ Sistema com cogeração
¨ Sistema sem cogeração
• Custos de equipamentos
• Custos de instrumentação e controle
• Custo de sistema de gás
• Custos de instalação
• Custos de interligação
• Custos O&M
• Custos back-up e déficits
• Opções de comercialização
• Custos diversos
• Cálculo das potências cogeradas
¨ Elétricas
¨ Térmicas
• Avaliação da possibilidade de
geração de excedente elétrico
• Cálculo de consumo de combustível
• Cálculo das emissões
¨ Atmosféricas
¨ Ruídos
Banco de dados dos acionadores a serem avaliados, levantados juntos a fabricantes na Etapa 08 do atual projeto. Conforme já comentado, prevê-se a
operação do acionador primário considerando a variação no seu desempenho quando operado fora do ponto de projeto. Dessa forma, as curvas de
operação a cargas parciais (consumo, eficiência, emissões, ruído, etc.) e as
curvas de operação em função das condições ambientais (Pamb., Tamb. e
UR) são de grande importância para os cálculos energéticos.
BALANÇO DA POTÊNCIA ELÉTRICA E CÁLCULO DO CONSUMO DE
COMBUSTÍVEL DO SISTEMA DE AUTOPRODUÇÀO
A potência elétrica cogerada é calculada como função do consumo de
combustível e das demandas energéticas. Então, para um determinado período e tipo de acionador primário, a potência elétrica cogerada é dada
por:
Análise de sensibilidade
Análise de viabilidade:
• Custo total
• sistema de cogeração
• sistemas sem cogeração
• Economia anual
• Custo total de instalação
• TR / TIR / VPL
• Custo de energia cogerada
• Elétrica
• Calor
• Frio
WCOG =
W0
B × W0
×X (1 - B) × X 0
(1 - B)
(11)
Assim, a potência elétrica cogerada total será:
T
= å Num acionadores × WCOG
WCOG
Figura 4.7 Fluxograma da estrutura geral do software.
128
127
(12)
Por sua vez, o consumo total de combustível do sistema de cogeração será
dado por:
T
WCOG
= å Num acionadores × X COG
(13)
Neste ponto foi incluída a correção da potência e do consumo de combustível em função das condições ambientais locais, em relação às condições ISO, conforme explicado anteriormente. Os novos valores são obtidos de:
BALANÇO DE ENERGIA TÉRMICA E CÁLCULO DO CONSUMO DE
COMBUSTÍVEL DO SISTEMA AUXILIAR
No método desenvolvido, o próximo passo busca determinar o calor útil
cogerado, que de modo análogo ao balanço anterior, se realiza considerando a demanda de frio. Neste sentido, vale lembrar que também para o
calor útil cogerado existe uma dependência entre este e o consumo de
combustível, de forma linear como se apresenta a seguir:
QCOG =
Tcorr
T
WCOG
= WCOG
×
Tcorr
T
WCOG
= X COG
×
P
T
×
1,03 288
(14)
P
T
×
1,03 288
(15)
Q0
D × Q0
×X ×
1
1-D
D
X
(
) 0
(18)
O calor útil cogerado total será então dado por:
T
QCOG
= å Num acionadores × QCOG
(19)
O consumo de calor no chiller de absorção é dado pela seguinte equação:
A potência elétrica necessária para acionar o chiller de compressão é calculada de acordo com a seguinte equação:
FR
QChA
=
FR
E ChC
=
N ChC × FR D × (1 - % FR ChC )
(16)
COPChC
Finalmente, conhecidos a demanda de eletricidade da planta, a potência
elétrica consumida no chiller de compressão e a potencia elétrica cogerada total, pode-se determinar a potência em déficit ou excedente em cada
período através do balanço, ou seja:
E def / exc = E
D
+E
FR
ChC
-W
T
COG
(17)
Quando o balanço energético anterior for menor do que zero, existe energia em déficit, Edef, que deve ser complementada pela concessionária;
quando o balanço for maior do que zero, existe excedente de energia,
Eexc, que deve ser comercializada com a concessionária ou algum outro
consumidor.
129
N ChA × FR D ×% FR ChA
COPChA
(20)
Conhecidos a demanda de calor de processo da planta, o consumo de calor no chiller de absorção e o calor útil cogerado total, pode-se determinar
o calor útil complementar, ou seja, efetuar o balanço de energia térmica:
FR
T
QCAux = Q D + QChA
- QCOG
(21)
Neste caso, se o valor do calor útil complementar for menor ou igual a
zero, não há necessidade de complementação (excedente de calor); caso
contrário, há necessidade de complementar a diferença obtida. O consumo de combustível para essa complementação será:
X CAux =
130
3600 × QCAux
100 × hCAux × PCI CAux
(22)
Para melhor visualizar a produção de frio por cada um dos processos disponíveis, apresenta-se as seguintes equações. É claro que a opção de se gerar nos dois sistemas tem que ser bem avaliada, pois, em muitos casos, a
melhor opção é gerar aproveitando os gases de exaustão, a fim de aumentar a eficiência global do uso de combustível.
O custo inicial de cada equipamento foi considerado da seguinte forma: para as turbinas a gás conseguiu-se via Internet valores de alguns modelos fornecidos pelos fabricantes sendo seus preços reais
(http://www.gas-turbines.com/trader/KWPRICE.htm). Os demais custos
de turbinas a gás foram estimados com base nos anteriores sendo, desta
maneira, valores com menos precisão. Para os valores de custo dos motores Diesel, das caldeiras de recuperação e das caldeiras de processo, utilizou-se das estimativas de custo apresentadas por Bohem (1987) o qual
emprega relações paramétricas do tipo:
FR ChC = FR D * (1 - % FR ChA )
(23)
FR ChA = FR D * (1 - % FR ChA )
(24)
æ S ö
C = C R × çç
÷÷
è SR ø
4 . 7 AN Á L I S E E C O N Ô M I C A
De posse dos resultados anteriores, o custo operacional do sistema de
cogeração, representando os custos energéticos (ou variáveis) pode então
ser formulado. Aqui uma observação deve ser feita: quando o balanço elétrico apresentar déficit, o custo operacional é calculado através da equação (23); quando o balanço for excedente, o custo operacional deve ser
calculado segundo a equação (24). Além disso, na equação (23), para a
compra de eletricidade da concessionária, devem ser computadas tanto a
tarifa de consumo como também a tarifa de demanda.Para o caso de
excedente, este valor entra como benefício na equação (24).
12
{
(
)
anual
N
n
n
n
COCOG
= å EDEF
+ XCAux
× NH × $ XCAux + XCOG
NH × $ XCOG
/ EXC × NH × $ ECOMPRA + $ EDEM
n= 1
12
{
anual
N
n
n
n
COCOG
= å EDEF
/ EXC × NH × $ EVENDA + $ ECAux + X CAux × NH × $ X CAux + X COG × NH × $ X COG
n= 1
}
}
(25)
(26)
O segundo fator de custo a ser considerado são os custos dos equipamentos que irão compor o sistema de cogeração. Sua formulação é a
seguinte:
CEq COG = å Numacionador × $acionador + $CR + $CAux + $ChA + $ChC + Outros
(27)
131
m
(28)
sendo C o custo do equipamento a determinar, CR é o preço de um equipamento de referência válido para uma capacidade de referência SR (ambos tabelados), S é a capacidade do equipamento que se deseja determinar
o custo e m é o fator de escala na correlação entre o custo e o porte do
equipamento (também tabelado). Os chillers de compressão e de absorção
têm seus custos dados em função da capacidade considerando-se que 1
TR (tonelada de refrigeração) para o sistema de compressão custa
US$500,00 e que uma TR para o sistema de absorção custa US$1.100,00.
É importante ter em conta que esses custos são de caráter preliminar e que
para uma decisão real deve-se contactar os fabricantes a fim de obter os
valores efetivos, bem como os custos reais de transporte, montagem e demais encargos (seguro, impostos, taxas diversas) apenas avaliados em base
na literatura. Contudo, com o amadurecimento do trabalho, e baseados
em cotações reais, pode-se melhorar estas estimativas.
A avaliação do custo anual do investimento é realizada multiplicando-se o custo do investimento pelo fator de recuperação do capital, para
uma dada taxa de desconto (i) e uma vida útil do equipamento. Assim, o
custo anual do investimento, corresponde ao valor que o futuro investidor pagará anualmente e que deve ser inferior à economia anual devido à
introdução da planta de cogeração para ser atrativo. Nele devem estar inclusos os custos com operação e manutenção, considerado como um
percentual do valor do investimento. Dessa maneira:
132
(
CI ANUAL = FCR × CEq COG × 1 + $O & M
)
Custo operacional anual sem cogeração:
(29)
12 ì
ï
anual
nFR
n
COCONV
= åí E nD + EChC
* NH *$ EDEF
+ $ EDEM +
n- 1 ï
î
(
sendo o fator de recuperação do capital calculado pela relação:
FCR =
i(1 + i )
(1 + i )
n
n
(30)
-1
Síntese da análise econômica
Com a formulação dos custos associados à produção dos insumos energéticos, tanto em nível de produção e operação como também de instalação,
pode-se chegar facilmente aos indicadores energéticos e econômicos que
traduzem a eventual viabilidade para o sistema de cogeração. Sintetizando, os indicadores energéticos são calculados como a seguir:
) (
)
(Q
nD
)
Q
+ QChA
* NH * 3, 6 *$ XCAux üï
ý
( PCICAux * hCAux )
þï
(31)
sendo que o superscrito n denota cada período horosazonal (1£n£12), EnD,
EnFRChC , NH, $EnCOMPRA , $EDEM , QnD , QnQChA e $XCAux denotam, respectivamente, a demanda elétrica para a central de utilidade em cada período tarifário, a potência consumida no chiller de compressão em cada período
tarifário, o número de horas de cada período tarifário, a tarifa de compra
de energia elétrica para cada período, a tarifa de demanda contratada, o
consumo de calor de processo da central em cada período tarifário, consumo de calor no chiller de absorção e o custo do combustível para produção
de calor de processo. A tarifa de demanda de energia elétrica foi considerada de modo análogo ao explicada anteriormente para a formulação do custo operacional anual com cogeração.
Consumo de combustível para
cogeração:
Equação (15)
Consumo de combustível para calor de
processo:
Equação (22)
Apresentado anteriormente e determinado partir das expressões (25 e 26).
Balanço de energia elétrica:
Equação (17)
Economia anual nos custos operacionais devido a cogeração
Balanço de calor:
Equação (21)
Balanço de frio – sistema de
compressão:
Equação (23)
Balanço de frio – sistema de absorção:
Equação (24)
Custo operacional anual com cogeração
anual
anual
DCOCOG = COCONV
- COCOG
(32)
CI = CEq COG
(33)
i ö
-1næç 1 +
÷
è 100 ø
TR =
æ
i
CI
1nçç 1 *
CO
100
D
COG
è
(34)
Custo de investimento
Os indicadores econômicos, traduzidos pelos benefícios monetários
da implantação da cogeração em relação a um sistema convencional, podem ser assim representados:
133
Tempo de retorno
134
ö
÷÷
ø
REFERÊNCIAS
BOHEN, R. F. Design Analisys of Thermal Systens. New York: John Wiley, 1987.
DNAEE. Nova Tarifa de Energia Elétrica – Metodologia e Aplicação. Brasília, 1985.
Diesel and Gas Turbine Worldwide Handbook, 2002
HORLOCK, J. H. Cogeneration – Combined Heat and Power: Thermodynamics and
Economics. Florida: Krieger Publishing Company, 1997.
NASCIMENTO, M. A. R. NOGUEIRA, L. A. H. & FERREIRA, S. B. Método Simplificado de Estimativa de Consumo de Combustível em Turbinas a Gás. Seminário de Operação e Manutenção de Turbinas Térmicas da Eletronorte. Manaus, 1997.
NOGUEIRA, L. A. H. Cogeração: uma Introdução. brochura. Itajubá: EFEI, 1996.
OSAKA. Gas, Environment-Friendly Energy. Annual Report, 2002.
SAWYER’S. Gas Turbine Engineering Handbook. Selection & Application. Turbomachinery International Publications. vol. 2, 1985.
TEIXEIRA, F. N. Seleção de Ciclos e Configurações de Sistemas de Cogeração. Dissertação de Mestrado. Universidade Federal de Itajubá, 1997.
www.gas-turbines.com/trader/KWPRICE.htm.
135
136
CAPÍTULO 5
5 .1 I NTRO DUÇÃO
OPORTUNIDADES E BARREIRAS
PARA A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
A legislação, incluindo seus aspectos regulatórios são temas essenciais
para a promoção da geração distribuída em bases consistentes, podendo
tanto constituir obstáculos como definir mecanismos de fomento para sua
expansão. Neste capítulo se apresenta uma visão da evolução da legislação em alguns países e no Brasil, onde recentemente novas medidas foram
adotadas nessa direção.
Desde a crise de abastecimento ocorrida em 2001, a energia elétrica assumiu papel importante na mídia e na formulação estratégica das empresas
brasileiras. Temas como a segurança energética e o custo da falta de energia, passaram a fazer parte das decisões de curto e longo prazo, sempre na
dependência das legislações e dos regulamentos. Questões relacionadas à
migração ao mercado livre ou à opção pela autoprodução levam ao questionamento da segurança energética como um dos aspectos principais no
processo decisório, uma vez que a vertente econômica é mais facilmente
delineada e pode apresentar critérios objetivos.
Nesse âmbito surge a opção pela Geração Distribuída como fundamental ao processo da garantia de fornecimento mesmo em momentos de racionamento, já que essa tecnologia apresenta uma vantagem estratégica: em
princípio independe de redes de transmissão e distribuição de energia das
concessionárias e permitem, também em princípio, aumentar a eficiência e
efetuar uma otimização energética.
Em um contexto de carência de recursos para efetuar os maciços investimentos requeridos para a produção centralizada de eletricidade, a Geração Distribuída surge como uma importante alternativa, pois o risco é pulverizado e o desenvolvimento poderá se dar pela iniciativa privada, com reduzida intervenção governamental, se adequadamente estimulado. No entanto, embora a presença do governo como investidor possa ser muito pequena, sua intervenção é relevante e pode ser favorável ou inibidora, construindo as oportunidades ou barreiras ao seu desenvolvimento. Tal intervenção governamental se desenvolve através de legislações de incentivo, de
criação de subsídios, de estabelecimento de regras de financiamento, de tributos ou ainda nos aspectos regulamentares, podendo se estabelecer genericamente quatro modalidades de legislações, entendendo-se neste texto o
conceito mais abrangente de legislação, ou seja aqueles que compreendem
leis, normas, portarias, resoluções, regulamentos, decretos ou quaisquer
outros documentos normativos. Assim, do ponto de vista metodológico foram identificadas 4 categorias de legislações:
Legislações Seminais – aquelas que induzem o mercado e transformam a maneira como a indústria de energia elétrica funciona.
137
138
OPORTUNIDADES E BARREIRAS PARA A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Legislações Regulamentadoras – aquelas que regulamentam e dão
forma de execução a legislação que induz e transforma o mercado.
Legislação Seminal
Legislações Normativas – aquelas que detalham a legislação regulamentadora, podendo facilitar ou inibir o desenvolvimento da indústria.
Legislação Indutora
Legislações Indutoras – aquelas que surgem em um ambiente já
transformado e que pela sua concepção permitem um avanço na
transformação do mercado, ampliando e solidificando as iniciativas
propostas por legislações seminais.
A questão central quando se avaliam a legislação para geração distribuída, em particular as classificáveis como seminais, diz respeito ao contorno da política pública que se pretende estabelecer. Assim ao legislador
devem estar definidas as seguintes questões no sentido de ajustar o objetivo aos recursos disponíveis:
1. Qual a dimensão da meta a ser estabelecida no programa?
2. A meta deve ser estabelecida em termos de recursos renováveis ou em capacidade?
3. A meta deve ser estabelecida em termos fixos ou como uma parcela do
mercado?
4. Qual o horizonte de tempo no qual a meta deve ser atingida?
5. Se existirem subsídios, por quanto tempo devem perdurar?
6. Que recursos devem ser alocados para correções de rumo, se necessário?
Estas formas de legislação se complementam e respondem a uma dinâmica que desejavelmente deve resultar em um “círculo virtuoso”, onde
a partir das formas mais conceituais, se atingem níveis progressivos de detalhamento, necessários para sua efetiva implementação, como esquematizado na figura 5.1. Na seqüência serão comentadas as legislações sobre
Geração Distribuída em alguns países.
139
Acontecem novas
transformações
na indústria
Legislação
Regulamentadora
Legislação Normativa
Requer novas legislações
regulamentadoras e
normativas
figura 5.1 Círculo virtuoso da evolução da legislação em geração descentralizada.
5.2 LEGISLAÇÃO AMERICANA PARA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
O melhor exemplo de legislação seminal em geração distribuída é sem dúvida a legislação americana conhecida nos meios técnicos pela sua sigla
PURPA – Public Utility Regulatory Act. Editada em 1978 e promotora de
uma efetiva ampliação da capacidade instalada em sistemas de geração
fora do âmbito das concessionárias e junto aos consumidores, sua controvérsia concentrou-se quase que exclusivamente em torno do título I, seção 133. Estes dispositivos da legislação determinavam que as grandes
concessionárias tornassem públicos seus custos de atendimento das diversas classes de consumidores em diversas épocas do ano, para serem adotados como referência na remuneração dos excedentes energéticos dos autoprodutores, segundo o conceito do custo evitado. As Comissões de Serviços Públicos estaduais (Public Utility Comission, PUC) deveriam promover audiências públicas para discussão das tarifas de energia elétrica e
seus impactos comparados com programas de conservação de energia. A
referida seção 133 determinava ainda que esta análise de tarifas contemplasse além dos aspectos da sazonalidade, a formatação de preços diferentes ao longo da tipologia da curva de carga de cada concessionária. Finalmente determinava que fossem estabelecidas análises referentes a tarifação invertida, ou seja, o consumidor pagaria mais na medida que seu
consumo aumentasse.
140
O título II subseqüente passou quase sem atenção dos agentes, que na
ocasião não souberam avaliar os impactos mandatórios desse dispositivo.
Foi somente quando a FERC estabeleceu os regulamentos do capítulo II,
seções 201 e 210, que foi dado conta de suas implicações na indústria de
energia elétrica. Estes dispositivos transformaram a questão da eficiência
energética em questão de política pública nacional e criaram as bases para
uma completa reformulação da indústria de energia cujas conseqüências
afetam inclusive a formulação da política energética no Brasil.
Antes da edição da PURPA, o pequeno cogerador e o pequeno produtor de eletricidade tinham 3 problemas:
1. As concessionárias não compravam a energia cogerada e ou produzida em
em seu próprio local de atividades e comercializando apenas os excedentes.
Em alguns casos a agência reguladora local permitiu que o sistema de medição fosse interconectado de tal forma que a tarifação fosse feita apenas nas
diferenças líquidas apuradas. A segunda alternativa era que o QF vendesse
toda a energia gerada para a concessionária local e comprasse dela própria,
também toda sua necessidade, alternativa que exige dois sistemas de medição. As concessionárias argumentavam que os preços de energia e reserva
de potência colocados ao alcance do QF deveriam ser cobrados com preços
mais elevados. Apesar desta argumentação a FERC decidiu que os consumidores/ produtores envolvidos em contratos de compra e venda simultânea de energia não necessitavam de contratos de back up.
A maior controvérsia na implementação do PURPA dizia respeito a
regra estabelecida para o pagamento de energia compulsoriamente adquirida pelas concessionárias, ou seja o custo evitado da expansão. Para
aqueles QFs que necessitavam de contratos de reserva de potência e ou
back up para energia, os preços não poderiam ser discriminatórios, impedindo-se cobranças maiores do que aquelas já contratadas com outros
consumidores de energia que não tinham instalações de produção. Esta
regulamentação mostrou-se útil para os casos onde o consumidor de energia não desejava vender excedentes, mas apenas produzir sua própria
eletricidade utilizando-se no entanto da concessionária como reserva.
Há que se considerar o momento que esta legislação estava sendo implementada, imediatamente após o segundo choque do petróleo, dando
demonstração clara que o governo federal americano definitivamente havia optado pela busca de energias renováveis e pelo aumento da eficiência
pela inserção de plantas de cogeração. Adicionalmente outros benefícios
estavam sendo perseguidos:
1. Melhor eficiência energética, na medida que unidades de cogeração pos-
instalações do pequeno produtor e quando o faziam praticavam preços
sem nenhuma vinculação com a realidade.
2. A cogeração era desencorajada na forma de tarifas extremamente altas de
back up ou reservas suplementares de potência.
3. As atividades de comercialização de energia elétrica eram expostas aos
custos administrativos e burocráticos do complexo sistema regulatório
americano.
A regulamentação do PURPA pelo regulador federal (Federal Energy
Regulatory Comission, FERC) procurou eliminar estes problemas. Regulamentos foram publicados em fevereiro e março de 1980 e a partir de
março de 1981 todas as concessionárias do país, inclusive cooperativas de
eletrificação rural, empresas municipais, investidores privados de energia
e empresas federais passaram a ser obrigadas a comprar os excedentes de
energia elétrica e a capacidade disponibilizada por pequenos produtores
qualificados que utilizassem fontes renováveis ou sistemas de cogeração.
As fontes renováveis consideradas como elegíveis eram decorrentes de
aproveitamentos eólicos, hidráulicos, biomassa, incluído o lixo urbano e
aproveitamentos fotovoltaicos. Assim, quebrando um monopólio centenário da indústria de energia elétrica, o PURPA definiu as condições nas
quais os pequenos empreendedores deveriam se qualificar (tornando-se
Qualified Facilities, QFs) e estabeleceu as bases nas quais as QFs
venderiam suas disponibilidades de eletricidade e as condições de
remuneração dessa energia pelo custo evitado de expansão.
A interconexão elétrica com a concessionária podia ser feita de duas
formas distintas, a primeira com o produtor consumindo a energia gerada
141
suem menores perdas energéticas do que quando se gera eletricidade e calor separadamente.
2. Aumento da confiabilidade do sistema da concessionária pela inserção de
um maior número de fontes de geração de energia.
3. Menor dependência energética da nação, pelo uso de fontes locais e diversificação da matriz energética.
4. Aumento da confiabilidade dos sistemas interligados.
5. Menores prazos de construção e menores custos associados a licenças ambientais. O mesmo se aplica em relação a menores riscos associados a cus142
tos de construção e outros problemas decorrentes das implantações das
usinas de geração.
6. Aporte de capitais privados no setor energético e diversidade de empreendedores.
Logo surgiram conflitos questionando a constitucionalidade da aplicação da legislação e a competência legal das Comissões de Serviços Públicos estaduais para desenvolver a fiscalização do cumprimento da lei. Dadas as características federativas dos EUA muitos estados votaram leis estaduais duplicando a PURPA de tal forma a evitar-se contestações legais.
Os primeiros estados a seguirem este caminho foram New Hampshire, já
em 1979, seguido por Indiana, Minnesota, Oregon, New York, North
Caroline e Montana. Após estas leis estaduais estarem em vigor em alguns
estados, maiores incentivos puderam ser ofertados, como por exemplo,
em North Caroline onde se estabeleceu que os contratos com as QF seriam de longo prazo dando estabilidade ao mercado e em Oregon onde as
regras de formação de preços definiam valores ainda maiores que aqueles
que resultariam da aplicação das regras da PURPA. Alguns estados e algumas PUCs relutaram em aderir a aplicação da lei, pela relutância das
concessionárias locais e principalmente pelo desconhecido que se
apresentava com a expansão da geração descentralizada.
O processo de qualificação limitava em 80 MW a capacidade máxima
permitida do QF e pelo menos 75% do combustível utilizado no período
compreendido entre janeiro e dezembro de cada ano deveria provir de fontes renováveis aí inclusas as de fonte geotérmica. Para os cogeradores não
havia restrições de tamanho, mas sim de aspectos operacionais. Assim a
energia térmica útil não poderia ser menor que 5% da produção total de
energia em qualquer mês do ano. Evitavam-se assim os aspectos de distorção decorrente de um cogerador apenas tornar-se um produtor de eletricidade sem aproveitar-se dos aspectos de eficiência térmica do processo. Para
unidades que se utilizavam gás natural e óleo combustível instaladas após
março de 1980 existiam ainda padrões de eficiência estabelecidos, conforme a expressão a seguir, que em diferentes versões foi adotada em outros
países, inclusive no Brasil:
143
h purpra =
W+
Qu
2 ³ 42,5
Qc
Restrições relativas a propriedade cruzada foram também estabelecidas, de tal forma que a propriedade de cogeradores e QF não poderia ser
maior que 50% em caso do acionista ser uma concessionária ou companhia subsidiária. Para concessionárias de serviço público e para concessionárias que não possuíam atividades e investimentos de geração para suprimento de suas distribuidoras esta porcentagem não era exigível. Particularmente se a fonte de energia era geotérmica nenhuma restrição acionária estava estabelecida.
O processo de qualificação definido era bastante simples, de tal forma
que o próprio QF poderia se qualificar ao preencher os documentos definidos. Existia também a possibilidade desse processo ser encaminhado
pelo FERC, mais complexo, mas com vantagens fiscais. Os requisitos básicos para a qualificação envolviam as seguintes informações:
Endereço e localização da unidade.
Descrição do empreendimento.
Fonte de energia a ser utilizada.
Potência e perfil de geração (inclusive as eventuais sazonalidades).
Aspectos societários.
Detalhamento de localização relativa no caso da existência de outra
QF localizado em distância inferior a uma milha da unidade em
processo de qualificação.
Os custos do processo de qualificação variavam, segundo Morris
(1983) de US$ 6.200 a US$ 57.400, sendo os valores mais altos definidos
quando existiam conflitos com a concessionária de interface e eram necessárias reuniões de mediação. O centro do processo iniciado pelo PURPA
era a questão dos custos evitados que definem os valores a serem pagos pelos concessionários para a energia adquirida junto aos QFs. Concessionárias com mercados maiores que 500 GWh/ano precisavam publicar informações a cada dois anos sobre seus custos operacionais de tal forma que os
custos evitados pudessem ser calculados pelas agências reguladoras estaduais e pelos novos empreendedores. Concessionárias com mercados inferio144
res a estes montantes podiam estimar de forma mais simplificada seus custos evitados. A falta de uma regulamentação mais clara por parte do FERC
propiciou que concessionárias estabelecessem seus custos evitados de formas diferentes dificultando comparações. Por exemplo, a concessionária
municipal de Seattle se dizia incapaz de efetuar estes cálculos alegando
complexidade dos procedimentos regulatórios. Outro aspecto importante
na consolidação do processo disse respeito a necessidade de elaboração de
contratos padrão para evitar-se um desbalanceamento das condições de negociação entre os pequenos produtores e as concessionárias.
Em 1992 os efeitos da legislação PURPA foram potencializados pelo
Energy Police Act. Com base nesta legislação, os geradores independentes
das concessionárias (Non Utlity Generator, NUG) podem vender energia
para qualquer concessionária interligada na rede. Em abril de 1994 esta
possibilidade foi estendida na Califórnia para todos os produtores de energia, sendo que em 1996 foi estabelecido um completo acesso para competição de grandes consumidores industriais.
As possibilidades de expansão dessas reformas foram em muito estimuladas pelas reformas empreendidas no mercado de gás natural, onde também foram separadas as atividades de produção, transporte e distribuição.
Além da separação a consolidação do mercado spot de gás também fortaleceu o processo de concorrência. A absoluta maioria dos volumes de gás natural comercializados junto às distribuidoras está centrada no mercado
spot. A legislação PURPA e as subseqüentes provocaram importante alteração no mercado de energia nos EUA e de certa forma pode-se afirmar se
constituíram no divisor de águas de um novo modelo da indústria de energia elétrica em todo o mundo. Esta evolução não foi pacífica de parte das
concessionárias que se sentiam ameaçadas no seu “direito” ao monopólio,
tanto que argüições sobre a constitucionalidade da lei chegaram a Suprema
Corte que apenas em 1982 deu ganho de causa ao FERC em contestação da
sentença de inconstitucionalidade proferida pelo Juiz Harold Cox do Mississipi. Já em 1980 existiam 30 QFs funcionando em todos os EUA e em
1982 o número tinha ascendido a mais de 500. Em 1983 os pequenos empreendimentos de geração e os cogeradores representavam 2,5% de toda
capacidade de geração dos EUA. Em 1991 representavam 9% e representavam mais de 50% de toda expansão de geração. Estes números per si dão
conta de todo potencial transformador que a legislação PURPA induziu, em
um curto lapso de tempo.
145
5 . 3 O UT R O S E X E MPLO S DE LE G I S LAÇÕ E S S E MI N AI S
Podem ser citadas ainda outras experiências importantes de legislações seminais, onde o princípio básico de incentivar através de legislações
a geração distribuída está centrado na consolidação da expansão de energias renováveis nas suas matrizes garantindo-lhes um aumento de sua
competitividade. Figueiredo (2003) identifica com clareza que geração
distribuída não representa necessariamente, o mesmo conceito de energia
renovável. Uma geração com biomassa em uma usina de cana de açúcar é
uma geração distribuída com combustível renovável. Um parque eólico
dificilmente será uma geração distribuída, idem com relação a uma pequena central hidroelétrica, PCH. No entanto encontram-se muitos
exemplos no mundo onde o incentivo à ampliação de GD confunde-se
com a expansão de fontes renováveis.
Como objetivo subdsidiário pode-se encontrar ainda a busca do aumento da competitividade da indústria fornecedora de equipamentos,
como por exemplo, da indústria de painéis fotovoltaicos e aerogeradores.
Muitos dos incentivos se constituem em apostas que estas fontes serão
mais relevantes em futuro não muito distante, inclusive por razões ambientais. Há que se destacar que muitos países nos últimos 10 anos promoveram reformas na sua indústria elétrica, envolvendo em muitos casos
com processos de privatização. Com o surgimento de novos agentes, o desafio da implementação da geração distribuída se tornou em muitos casos
coincidente com a necessidade de vencer barreiras econômicas a entrada
dessas oportunidades de geração. Considerando-se as dificuldades dessas
barreiras tornou-se importante que leis de incentivo a geração distribuída
e a fontes renováveis fosse implementadas, conforme constata Oliveira
(2002).
Tomando-se como exemplo a geração com sistemas fotovoltaicos conectados à rede pode-se citar Alemanha, Áustria, Austrália, EUA, Espanha, Grécia, Holanda, Itália, Japão e Suíça. Neste contexto merecem destaque as experiências da Espanha e Alemanha, cujas leis que obrigam as
concessionárias a comprar energia gerada por fontes renováveis de pequeno porte. Além dessa obrigatoriedade, são dados incentivos para compra de sistemas geradores na forma de subsídios e baixas taxas de juros.
Embora irrelevante do ponto de vista de capacidade instalada a Austrália apresentou por ocasião dos Jogos Olímpicos de Sidney em 2000 o
146
interessante exemplo de que todas as casas da Vila Olímpica eram dotadas
de painéis fotovoltaicos com cerca de 10 m2 em cada unidade. A Áustria,
em 1992, deu início ao programa 200 kWp de telhados fotovoltaicos,
dando subsídio de US$7.000/kWp para sistemas conectados à rede. Neste
programa o subsídio era dado à instalação e não à energia gerada. Ainda
segundo Oliveira (2002), podem-se citar outros exemplos relevantes,
como a Áustria, na província de Carinthia, onde em março de 1996, foi
criada uma lei que torna obrigatório a compra da energia fotogerada e conectada à rede na razão de US$ 1/kWh. Este procedimento provocou sistemas independentes conectados à rede em um total de 3MW com contratos de 15 anos de duração. Na Grécia foi criada lei em 1996, que estabelece que 75% dos custos de equipamentos e sistemas de geração de sistemas descentralizados de pequeno porte destinados a geração de eletricidade a partir de fontes renováveis podem ser deduzidos de impostos dos
investidores. Na Suíça, o programa Energy 2000 tinha como objetivo incrementar em mais de 25 vezes a capacidade de sistemas instalados no
País. Para unidades destinadas a instalações escolares foram previstos na
legislação, subsídios adicionais. Na Holanda e no Japão também foram
registrados programas de incentivo governamental de grande
importância para geração distribuída proveniente de energia solar
fotovoltaica.
Embora os montantes de energia gerada através de conversão fotovoltaica ainda sejam pequenos, é importante destacar que estes programas
têm a necessidade de resolver questões regulamentares importantes como
a questão da medição entre o concessionário e o proprietário de uma geração distribuída fotovoltaica, geralmente uma unidade residencial. Em
1992 no Japão as concessionárias de distribuição anunciaram que passariam a fazer o acerto comercial das unidades conectadas à rede pela metodologia do net metering. De modo geral esses incentivos previstos em legislações partem dos mesmos princípios, quais sejam, que aumentar o número de instalações provoca um aumento de mercado e amadurecimento,
dando competitividade a essas tecnologias que nem sempre possuem
condições de suplantar as barreiras de entrada no mercado, em especial as
econômicas.
A Califórnia é um dos estados americanos que mais incentivam a escolha de tecnologias limpas e renováveis, onde se destacam as energias solares e eólicas. No período de 1998 a 2001 foi definido um aumento tarifá-
rio nas 3 principais concessionárias de energia elétrica do estado visando
apoiar o desenvolvimento de tecnologias renováveis, com a criação do
fundo Renewable Resources Trust Fund, com disponibilidade de investimentos de US$ 540 milhões. Particularmente para financiamento de tecnologias emergentes (sistemas fotovoltaicos, sistemas solares térmicos,
pequenas turbinas eólicas (menores que 10 kW) e células de combustível
com combustíveis renováveis) este fundo conta com uma rubrica
orçamentária específica com US$ 54 milhões.
A Alemanha é outro país onde o desenvolvimento e incentivo de fontes alternativas e conectadas à rede tem sido marcante. A partir de janeiro
de 1991 a legislação federal tornou obrigatória a compra de energia de
origem solar ou eólica, com preço mínimo de 90% do preço de venda ao
consumidor final. Com destaque, teve-se o programa mil telhados fotovoltaicos, que teve desdobramentos até o atual programa 100.000 telhados solares. Em abril de 2000, conforme citação de Oliveira (2002) foram
reforçadas as perspectivas das energias renováveis e conexão distribuída
na Alemanha, através de lei específica que prioriza e garante por horizonte de tempo mais adequado o desenvolvimento desse mercado, inclusive
de equipamentos periféricos, de empresas instaladoras e profissionais
nesse campo, como engenheiros e técnicos.
A legislação alemã de 2000 contempla também os aspectos para contribuição ao combate ao aquecimento global. O objetivo da legislação é o
de duplicar até 2010 a participação de energias renováveis na Alemanha.
Os subsídios se aplicam exclusivamente para energia elétrica gerada através de origem hidráulica, eólica, solar, geotérmica e gás proveniente de
aterros sanitários, e de usinas de tratamento de resíduos de lixo, esgotos,
minas ou biogás. Estes subsídios não se aplicam para usinas hidroelétricas,
instalações a gás com capacidade maior que 5 MW e usinas que utilizem
biomassa superior a 20 MW, ou ainda para instalações de qualquer tipo
onde o governo tenha participação acionária maior que 25%. Para instalações de fontes fotovoltaicas o limite para receber subsídio é de 5 MWp,
mas se os sistemas não forem conectados à rede este limite cai para apenas
100 kWp. Os proprietários das redes de distribuição são obrigados por
força de lei a autorizar a conexão dos empreendedores que se enquadrem
nos limites acima citados. Se os sistemas de distribuição estiverem com
sua capacidade esgotada, os distribuidores devem obrigatoriamente executar obras de ampliação de forma a não impedir a conexão dos geradores
147
148
de energias renováveis. Além de viabilizar a conexão os proprietários das
redes de transmissão devem comprar toda a energia gerada por esses fornecedores com preços definidos para cada tecnologia. Os dados para viabilizar os projetos de novos empreendimentos que dependem de sua conexão para o estudo de viabilidade também devem estar disponíveis e o
comprador será o agente que estiver mais próximo do empreendimento.
Para se evitar que alguma empresa transmissora tenha custos mais
elevados pela maior incidência de pequenos empreendimentos em suas
linhas depois de viabilizar a compra é feita uma compensação entre todos
os agentes de transmissão.
5.4 A LEGISLAÇÃO BRASILEIRA
No tocante ao Brasil, uma legislação fundamental para a promoção da
geração distribuída em bases racionais foi a Resolução ANEEL 21 de
2000, que estabelece as regras de qualificação de cogeradores, com base
em seu desempenho energético e potencial de economia de energia primária. É realmente importante qualificar formalmente os cogeradores, visando orientar as políticas de estímulo aos sistemas mais eficientes. Esta
resolução utiliza as seguintes expressões:
Ex +
Ec
Et
X ³F
c
e E t ³ 0,15 E c
onde Ee, Et e Ec correspondem respectivamente aos fluxos energéticos de
energia elétrica, calor útil e energia térmica do combustível, e os valores
dos parâmetros X e Fc são definidos em função do combustível e tecnologia empregados, conforme explicita a tabela 5.1 a seguir. Como se pode
observar, se exige um nível mínimo (15%) de utilização da energia térmica do combustível.
149
Tabela 5.1 Parâmetros para qualificação de cogeradores segundo a Resolução
ANEEL 21/2000.
Potência Instalada / Combustível
Derivados de Petróleo,
Gás Natural e Carvão
Demais Fontes
X
Fc
X
Fc
Inferior ou igual a 5 MW
2,00
0,47
2,50
0,32
Superior a 5 e inferior ou igual a 20 MW
1,86
0,51
2,14
0,37
Superior a 20 MW
1,74
0,54
1,88
0,42
A recente Lei 10.438 de abril de 2002, surgida no bojo do acordo do
setor elétrico para resolver questões associadas ao racionamento de eletricidade de 2001, tratou entre outros aspectos gerais do setor elétrico da criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica PROINFA. Esse programa tem por objetivo aumentar a participação da
energia elétrica produzida por empreendimentos de Produtores Independentes Autônomos concebidos com bases em fontes eólicas, pequenas centrais hidroelétricas e biomassa, no sistema interligado nacional, mediante
procedimentos detalhados a seguir.
Segundo o próprio MME (2004) apesar de seus objetivos relevantes, o
PROINFA não poderia ser implementado sem os ajustes nos mecanismos
da lei às diretrizes e às orientações emanadas a partir da nova Política Energética Nacional. Dessa forma, fez-se necessária a revisão dessa Lei, por
meio da Lei nº 10.762, de 11 de novembro de 2003, quando foram propostos avanços e aperfeiçoamentos significativos. O PROINFA desenvolve-se em duas fases de procedimentos distintos. Na primeira fase, seriam
contratados 3.300 MW de potência instalada, mediante duas Chamadas
Públicas com datas-limite de assinatura de contrato em 29 de abril e 30 de
outubro de 2004. Tais contratações serão divididas igualmente entre aquelas fontes, cabendo, portanto, 1.100 MW para cada uma. O prazo para entrada em operação comercial dos empreendimentos contratados será até
30 de dezembro de 2006. Após a primeira fase do PROINFA, o MME definirá o montante de energia renovável a ser contratado, considerando que o
impacto de contratação de fontes alternativas na formação da tarifa de suprimento do Ambiente de Contratação Regulada – ACR não poderá exceder 0,5% dessa tarifa em qualquer ano, quando comparado com o crescimento baseado exclusivamente em fontes convencionais. Além disso, os
150
acréscimos tarifários acumulados não poderão superar 5%. Embora a preocupação do poder concedente seja relevante com relação aos impactos nas
tarifas aos consumidores finais, não se pode deixar de considerar que o sistema tarifário brasileiro já é por demais complexo para que se possa considerar a eficácia da separação desses efeitos.
O valor econômico correspondente a cada tecnologia, a ser definido
pelo Ministério de Minas e Energia e válido para a primeira fase do Programa, será o de venda da energia elétrica para as Centrais Elétricas Brasileiras
S A – ELETROBRÁS, que celebrará Contratos de Compra e Venda de
Energia – CCVE para a implantação de 3.300 MW de capacidade, assegurando a compra da energia a ser produzida, pelo período de 20 anos, com
os empreendedores que preencherem todos os requisitos de habilitação
descritos e tiverem seus projetos selecionados, de acordo com os procedimentos da Lei 10.438/02.
Os contratos serão firmados com a Eletrobrás, com distribuição eqüitativa entre as 3 fontes contempladas no programa e com piso de remuneração equivalente a 80% da tarifa média nacional de fornecimento. Os custos
da aplicação destes contratos e as despesas administrativas da Eletrobrás serão rateados entre todos os consumidores finais atendidos pelo Sistema
Interligado Nacional, proporcionalmente ao consumo verificado, após
prévia exclusão da Subclasse Residencial Baixa Renda – cujo consumo seja
igual ou inferior a 80 kWh/mês. O programa será desenvolvido com base
em chamamento público de interessados levando-se em conta que a obtenção de licenças ambientais será critério de definição. Serão aceitas participações de fornecedores de equipamentos nos empreendimentos, desde que
o índice de nacionalização seja superior a 50%.
Uma segunda etapa do programa deverá contemplar a ampliação dessas fontes até que atinjam um total de capacidade instalada capaz de atender 10% do consumo anual do País de energia elétrica, objetivo a ser atendido em 20 anos, aí incluídos, os valores dos projetos da primeira etapa.
Nesta etapa os preços a serem pagos pela Eletrobrás serão competitivos,
mas os empreendedores farão jus a subsídios da Conta de Desenvolvimento Energético que contará com recursos dos pagamentos anuais realizados a títulos de uso de bem público, das multas aplicadas pela ANEEL a
concessionários, permissionários e autorizados e a partir de 2003 das
quotas pagas por todos os agentes que comercializem energia com o
consumidor final.
A meta de produzir 10% de energia elétrica de fontes renováveis e distribuídas em empreendimentos de pequeno porte soa ambiciosa e compõe a estratégia do governo brasileiro em suas ações de combate a emissão
de gases de efeito estufa, apresentada recentemente em reuniões internacionais na África do Sul e na Alemanha. Novamente se percebe a intenção
de ampliação de fontes ditas alternativas com a estratégia de implantar
uma maior participação da geração distribuída.
151
5 . 5 LE G I S L A Ç Õ E S R E G U L A M E N T A D O R A S E N O R M A T I V A S
Uma vez editadas as legislações que transformam efetivamente o mercado como várias exemplificadas nos itens anteriores, se faz necessária a
edição de legislações complementares que tenham caráter regulamentador e normativo. Estas duas tipologias muitas vezes se confundem e constituem certamente área de superposição. Apenas para conceituar as diferenças teóricas entre as mesmas, conceitua-se neste texto como legislação
regulamentadora aquela que define os contornos do problema e legislação normativa estabelece os detalhes técnicos e operacionais decorrentes
de uma regulamentação estabelecida. Ou seja, devem explicitar como, o
poder público pode interferir e fiscalizar o perfeito funcionamento do
previsto no diploma legal central e como efetivamente as ações aconteceram na prática. Muitas vezes os efeitos inicialmente previstos, são mais
amplos e provocam efeitos sobre temas e aspectos econômicos não vislumbrados no instante de sua concepção. Por esta razão a regulamentação
de legislações seminais e mesmo outras de menor importância estratégica
requerem de quando em quando novas complementações. Inúmeros
exemplos podem ser citados, dos quais selecionaram-se alguns discutidos
na seqüência.
No estado americano de Ohio existem normas para Certificação para
Supridores de Serviços Elétricos Competitivos a Varejo, detalhando aspectos importantes da operação comercial desses agentes. Apenas para
dar exemplo desse detalhamento transcreve-se abaixo o índice dessas
normas:
1. Definições.
2. Escopo.
152
não se pode esquecer que existem outros sinais de preços, que precisam
ser levados em conta. No caso brasileiro se aguarda com expectativa a definição pela ANEEL, com a brevidade possível, dos denominados Procedimentos de Rede, que balizarão tecnicamente e economicamente a relação entre o pequeno gerador e a rede da concessionária. Se não forem
adequadamente estabelecidos, os padrões técnicos de interconexão podem representar barreiras importantes e inviabilizar a geração descentralizada. A listagem a seguir dá uma idéia do conjunto de temas que devem
ser explorados e equilibradamente regulados, estimulando
simultaneamente a expansão e consolidação dos sistemas de distribuição
e a implementação de sistemas de geração distribuída:
3. Proibições
4. Processo de aplicação
5. Processo de aprovação.
6. Regulamentos
7. Regulamentos de fornecimento em emergência
8. Requisitos exigíveis
9. Alterações nas condições técnicas e de interconexão.
10. Transferência de titularidade.
11. Rescisões.
Contratos de back up ou capacidade de reserva (podem diferenciar a
tipologia do provedor da energia, pelo tamanho e ou fonte de energia, bem como levar em conta a disponibilidade desejada).
12. Ajustes.
Estas legislações regulamentadoras normalmente possuem o status de
norma regulatória, mas decorrem muitas vezes de força de lei estadual
que complementa as legislações de cunho nacional. Seu processo de elaboração pode não ser reativo, desde que a agência reguladora atue na medida que necessidades e problemas surjam no cenário do mercado. Por
isso deve ser a prática usual das agências reguladoras que as mesmas atuem de forma preventiva na indústria, atuando com antecipação aos problemas. Novamente usando outro exemplo do estado americano de Ohio,
pode ser citada a pesquisa feita pela PUC local sobre as possibilidades de
escolha de novos fornecedores de serviços de eletricidade pelos consumidores em geral. Outro exemplo interessante de regulamentação complementar relacionada à geração descentralizada diz respeito ao estado americano de Massachusetts que definiu que as municipalidades deveriam ser
provedores de energia de última instância para seus cidadãos, podendo
constituir cooperativas de autoprodutores.
Naturalmente que as regulamentações não são perfeitas e surgem a
cada dia novas questões que afetam o correto funcionamento do mercado
de eletricidade, como decorrência de tantas mudanças e inovações. Nas
questões regulamentares complementares, ponto de máxima importância
diz respeito a precificação das atividades de agentes provedores de serviços decorrentes da indústria de energia elétrica, principalmente quanto à
interligação à rede. Se de um lado legislações como a PURPA e o Real Decreto espanhol definem regras para precificação da energia produzida,
153
Custos de transportes pelos sistemas de distribuição e transmissão (se
muito baratos expõem de forma muito agressiva a concessionária local
e não incentivam a expansão da infra-estrutura de transmissão e distribuição, se muito caros transformam-se em barreiras de entrada).
Necessidade de regulamentação da responsabilidade pela energia reativa nos sistemas.
Definições com respeito à fronteira entre provedores de geração distribuída e concessionárias. Pode ser mais complexo para micro unidades de geração distribuídas quando as tarifas de fornecimento à
rede sejam diferentes das tarifas de compra de energia do consumidor/gerador.
Definições sobre interruptibilidade e seus efeitos nos preços de energia para clientes finais ou para concessionárias.
Definições sobre restrições de transmissão e ou de distribuição provocadas por ausência ou incapacidade do atendimento da rede local.
Efeitos comerciais e técnicos decorrentes da influência do provedor
de geração distribuída na confiabilidade dos sistemas e na qualidade
da energia.
Efeitos comerciais e técnicos decorrentes da definição da responsabilidade da prestação de serviços ancilares.
154
Separação contábil consistentes dos custos de Geração, Transmissão,
Distribuição e Comercialização de energia.
Para maiores detalhes e aprofundamento dessas questões de regulamentação recomenda-se a leitura dos textos listados na bibliografia desse tópico.
Como se pode depreender da simples leitura dos títulos das referências citadas algumas regulamentações estão ainda em formatação ou em constante
aperfeiçoamento. Outras estão sendo idealizadas, como exemplificado pelos
projetos da ONG que desenvolve o Regulatory Assistance Project.
Finalmente é importante registrar que algumas legislações regulamentadoras acabam transcendendo as questões circunscritas ao setor elétrico e
a problemas da indústria e podem alcançar aspectos como o direito do consumidor. Um exemplo dessa possibilidade pode ser encontrada no capítulo
164 dos atos legislativos de 1997 na Inglaterra An act relative to reestrucuturing the electric utility industry in the commonwealth regulating the provision of electricity and other services, and promoting enhance consumer
protections therein.
da há mais de 10 anos quando a existência de subsídios importantes e a
ocorrência da guerra do Golfo com suas conseqüências para a economia
mundial justificavam tal medida. Não existindo nem uma condição, nem
outra sua manutenção funciona como barreira para entrada no mercado
de potenciais provedores de geração distribuída que pretendessem
utilizar GLP.
Para exemplificarmos aspectos positivos pode-se citar as iniciativas da
cidade de Chicago que preocupada com questões de confiabilidade e
principalmente com aspectos de preservação ambiental lançou em 2001
ambicioso plano de Gestão Energética Municipal, onde estão estabelecidas metas para a primeira década do século XXI. Assim estão previstas
para o ano 2010 as seguintes metas:
1.700 GWh/ano em programas de conservação de energia.
1.300 GWh/ano na produção de eletricidade a partir de pequenos
provedores de geração distribuída.
1.500 GWh/ano obtidos a partir de sistemas de cogeração.
Assegurar que as concessionárias e outros agentes comprem pelo
menos 1.500 GWh/ano de energias renováveis.
5 . 6 LE G I S LAÇÃO I N DUT O R A
Da mesma forma como a tecnologia e as forças de mercado quebram
paradigmas em quase todos os campos de atividade humana, as legislações podem apressar estas mudanças e ou então retardá-las. Aliás, este é
um dos modernos conceitos de Regulação, ou seja, introduzir forças em
um mercado para incentivar o seu desenvolvimento e aperfeiçoar e corrigir desvios de funcionamento. Embora existissem as condições tecnológicas e o ambiente de preços de energia produzido pelo segundo choque do
petróleo também funcionasse como catalizador, foi necessária a edição da
legislação PURPA para que o mercado de geração distribuída tivesse a impulsão que teve nos EUA provocando sem dúvida nenhuma alterações importantes em outras estruturas institucionais e sendo um dos vetores da
promoção da competição na indústria de energia elétrica.
Também é possível citar-se anti- exemplos onde legislações acabam
por emperrar processos que na ausência delas poderia ser mais dinâmico.
Exemplo claro é a lei brasileira 8176/91 que proíbe a utilização de GLP
para geração de energia elétrica. Há que se registrar que essa lei foi edita155
Pela relevância dos números está claro o papel de influência do mercado que o plano de ação da prefeitura de Chicago poderá provocar. O
plano portanto, encontra-se no patamar das ações de efeitos legislativos
que retroalimenta e provoca novas necessidades de outros regulamentos e
normas para que o planejamento efetivamente se consolide. Neste caso
particular trata-se de uma retroalimentação de círculo virtuoso, onde o
mercado está sendo impulsionado na direção da criação de riquezas e do
desenvolvimento econômico.
Outro exemplo bastante importante da capacidade dinâmica das legislações provocarem alterações no status quo do mercado diz respeito ao
projeto de lei em andamento no congresso americano, denominado
Home Energy Act, que regulamenta a necessidade de sistemas de medição
bidirecionais para promover conexões com a rede para que todo morador
residencial proprietário de qualquer sistema gerador de pequeno porte
(< 100 kW) possa se conectar à rede e comercializar a energia produzida
em um sistema de net metering.
156
Como outro exemplo do dinamismo que as legislações incentivadoras
e regulamentadoras podem representar na transformação do mercado
basta verificar a recente influência que a Lei 10.762 produziu no mercado
livre de energia elétrica no Brasil quando definiu que fossem oferecidos
descontos nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição visando incentivar a comercialização de energia proveniente de
fontes renováveis. O trecho da referida legislação é transcrito na
seqüência para maior clareza.
Art. 8º Os arts. 17 e 26 da Lei n o 9.427, de 26 de dezembro de 1996,
com a redação dada pela Lei n o 10.438, de 26 de abril de 2002, passam a
vigorar com a seguinte redação:
..............................................
“Art.
26....................................................................................................
§ 1º Para o aproveitamento referido no inciso I do caput, os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 kW e
aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, cuja potência instalada seja
menor ou igual a 30.000 kW, a ANEEL estipulará percentual de redução
não inferior a cinqüenta por cento a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e
no consumo da energia comercializada pelos aproveitamentos.
....................................................................................................
§ 5º O aproveitamento referido no inciso I do caput, os empreendimentos com potência igual ou inferior a 1.000 kW e aqueles com base em
fontes solar, eólica, biomassa, cuja potência instalada seja menor ou igual
a 30.000 kW, poderão comercializar energia elétrica com consumidor,
ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de
fato ou de direito cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, independentemente dos prazos de carência constante do art. 15 da Lei n o 9.074, de 7
de julho de 1995, observada a regulamentação da ANEEL, podendo o
fornecimento ser complementado por empreendimentos de geração associados às fontes aqui referidas, visando a garantia de suas disponibilidades energéticas mas limitado a quarenta e nove por cento da energia
média que produzirem, sem prejuízo do previsto no § 1º e § 2º.
157
Os efeitos da publicação dessa lei foram analisados com profundidade
pela ANEEL nos relatórios técnicos que embasaram a realização da Audiência pública 11 de 2004 visando obter subsídios para a publicação da
resolução que nortearia e regulamentaria aplicação dos descontos, posteriormente consubstanciada na resolução normativa 077/2004 publicada
em agosto de 2004. Na transcrição de trechos da nota técnica publicada
pela ANEEL o conflito estabelecido pelo incentivo fica evidente (ANEEL,
2004).
“Ressalta-se que a concessão do desconto na tarifa de uso para o consumidor que contrata energia com as fontes de geração citadas, implicará
em perda de receita para as concessionárias de distribuição, ou seja, aumento na tarifas para os demais consumidores, uma vez que essas concessionárias têm direito ao equilíbrio econômico-financeiro, configurando-se, desta forma, subsídio entre consumidores de distintas
distribuidoras, podendo, inclusive, isso se verificar entre regiões”.
A perda de receita acima citada já existe com o desconto dado na produção, mas, de uma forma geral, o sistema elétrico onde se conecta esse
produtor é beneficiado, principalmente com a redução de perdas.
........................................................................
Além da perda de receita para as distribuidoras e a conseqüente quebra do equilíbrio econômico-financeiro apontados nos itens anteriores, a
Lei nº 10.762, não abriga a aplicação do desconto a autoprodutores, cuja
geração e consumo estejam conectados em diferentes pontos do sistema.
Uma leitura acurada do parágrafo “incidindo na produção e no consumo
da energia comercializada pelos aproveitamentos” pode ser interpretada
da seguinte forma: no caso de autoprodutores que não possuem autorização específica para comercialização de excedentes, esses não têm direito
aos descontos.
No sentido de viabilizar a aplicação da Lei, apesar das dificuldades
apontadas, cabe à ANEEL, por determinação legal, regulamentar a matéria, editando resolução com vistas a conceder percentual de desconto de,
no mínimo, 50% (cinqüenta por cento) nas tarifas de uso dos sistemas
para os consumidores que comercializarem energia com os empreendimentos de geração aqui tratados, e estabelecer formas de controle e fatu158
grama de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica –
PROINFA; e
ramento no âmbito do MAE quando se tratar de Sistemas Interligados e,
controlado pela própria concessionária de distribuição quando se tratar
de Sistemas Isolados. Essa mesma Resolução deverá dispor sobre a ampliação dos limites do inciso I, do art. 26, da Lei nº 9.427/96, conforme
redação dada pela Lei nº 10.762, que estende os descontos, agora, para
centrais geradoras menores do que 1.000 kW.
Assim, será prudente, por parte da ANEEL, estabelecer, para esses
consumidores que adquirirem energia dessas fontes, o desconto em 50%,
que é o valor mínimo fixado em Lei, por ser este o que causa menor impacto nas demais classes consumidoras e ser suficiente para alavancar novos investimentos em geração hidráulica de pequeno porte, fontes
eólicas, biomassa e cogeração qualificada.”
Como se veria depois, a ANEEL optou por excluir a aplicação dos benefícios decorrentes dos encargos, fato que tem sido questionado por vários agentes inclusive com possibilidades de ações judiciais. De outra parte, no Decreto 5.163 de 30 de julho de 2004 existe um aspecto ainda não
totalmente explorado que pode significar exatamente um movimento
oposto ao oferecido pela aplicação dos descontos nas tarifas de uso dos
sistemas elétricos, embora represente um avanço ao mencionar explicitamente a geração distribuída.
Art. 13. No cumprimento da obrigação de contratação para o atendimento à
totalidade do mercado dos agentes de distribuição, será contabilizada
a energia elétrica:
I – contratada até 16 de março de 2004;
II – contratada nos leilões de compra de energia elétrica proveniente
de
empreendimentos de geração existentes, inclusive os de ajustes, e de
novos
empreendimentos de geração; e
III – proveniente de:
a). geração distribuída;
b). usinas que produzam energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa, contratadas na primeira etapa do Pro159
c). Itaipu Binacional.
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.
Se de um lado o decreto que constituí o novo marco regulatório do setor elétrico brasileiro apresenta aspecto positivo ao respeitar contratos já
efetuados pelas distribuidoras com agentes proprietários de fontes de geração distribuída, de outro penaliza o desenvolvimento de novos empreendimentos que se destinam mercado regulado, pois estabelece a necessidade da conexão direta ao sistema elétrico da concessionária, impondo
uma barreira ao processo competitivo.
5 . 7 CO N C L U S Õ E S
O processo de formatação das normas jurídicas em muitos ramos das
atividades humanas acaba sendo ”atropelado” pela ciência e muitas vezes
a legislação tem que vir “a posteriori” resolver questões criadas pela evolução tecnológica. Particularmente em uma indústria como a da eletricidade, intensiva em capital, a existência da legislação correta e indutora
pode fazer a efetiva diferença entre a viabilização de uma tecnologia e a
promoção de determinados mercados, com os desdobramentos naturais
de eficiência econômica e de preservação ambiental. Particularmente no
caso da geração distribuída poderá ainda fazer a diferença na questão da
universalização do atendimento, tema que será de grande importância na
160
formatação de um novo mercado de energia elétrica e para a base de
políticas distribuição de renda e de inclusão social.
OLIVEIRA, S. H. F. Geração Distribuída de Eletricidade, inserção de edificações fotovoltaicas conectadas à rede no estado de São Paulo. tese de doutorado apresentada ao
IEE-USP em abril de 2002.
PUBLIC UTILITY COMMISSION OF TEXAS. Distributed Generation Interconnection
Manual. May 2002.
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DALEY, R. M. 2001 Energy Plan, City of Chicago Department of Environment, 2001.
Ministério de Minas e Energia, Decreto 5163, Diário Oficial de 30 de junho de 2004, Brasília.
FIGUEIREDO, N. O que é e o que não é geração distribuída. Newsletter Newmar Energia,
2003.
TIRAD RESEARCH GROUP, 2002. Research report – The Ohio electric choice consumer education campaign, 2002.
WAYNE, S. Simplified Distribution System Cost Methodologies for Distributed Generation. Regulatory Assistance Project. Discussion Draft, February 2001.
FREDERICK Weston et alli. Accommodating Distributed Resources in Wholesales markets. Regulating assistance Project. setembro de 2001.
JEFF WITHAM, P. E. The need for grid interconnection standards and equipments certifications. Encorp Inc, 1997.
LEI 10.762, de 11 de novembro de 2003. Dispõe sobre a criação do Programa Emergencial
e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, altera as Leis n o 8.631, de 4 de março de 1993, 9.427, de 26 de dezembro de
1996, 10.438, de 26 de abril de 2002, e dá outras providências. Congresso Nacional.
MOORHOUSE, J. C. Competitive Markets for electricity generation. The Cato Journal,
s/data.
MORRIS, D. Be your own Power Company. Rodal Press, 1983.
NEW YORK STATE PUBLIC SERVICE COMMISSION. New York State Standardized
interconnection requirements, application process, contract & application forms for
new distributed generators, 300 kilovolt – amperes or less, connected in parallel with
radial distribution lines, revised November 2000.
NIMMONS, J. Distributed generation Charges-Charges and costs effecting DG in a Deregulated. Unbundled utility environmenmt, s/data.
NOTA TÉCNICA n. 034/2004 – SRD/ANEEL Processo: 48500.004606/03-53 Assunto:
Regulamentação do percentual de redução a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas
elétricos de transmissão e de distribuição dos empreendimentos caracterizados como
pequena central hidrelétrica e aqueles com base em fonte solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, www.aneel.gov.br, em 26 de fevereiro de 2004.
161
162
CAPÍTULO 6
INTERCONEXÃO DE SISTEMAS DE
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
163
164
INTERCONEXÃO DE SISTEMAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
6.1 I NT RODU Ç Ã O
Apresenta-se a seguir um modelo de procedimentos para interconexão de
equipamentos de geração nos sistemas de distribuição de energia elétrica.
Obviamente o texto não esgota o assunto mas é um balizador a ser considerado, adotado ou adaptado para casos específicos de interesse da empresa, considerando sempre as regulamentações, resoluções, normas e legislação vigentes e aplicáveis.
Este modelo de procedimentos foi desenvolvido para viabilizar implementação das políticas de interligação de geração distribuída que clamam
pela uniformização de padrões de interconexão que garantam a segurança
e a confiabilidade do sistema, pela definição de termos e condições que
governem a interconexão e operação em paralelo de uma geração distribuída (GD) com a empresa de distribuição de energia elétrica (EE). Tal
modelo também pretende descrever o processo, informações e seu fluxo
necessário que permitam a avaliação da solicitação de interconexão, um
aspecto essencial a considerar nesses casos.
Estes procedimentos se prestam às definições das condições gerais de
interconexão de Geração Distribuída constituída de:
Geração em Corrente Alternada.
<
Geradores Síncronos.
<
Geradores Assíncronos
A Geração Doméstica é composta por sistemas de geração com potências iguais ou inferiores a 10 kW. Este tipo de geração é conectado à rede
secundária de distribuição e, neste caso, as correntes envolvidas são, em
casos extremos, da ordem de até 45A além do que, em geral, toda energia
gerada é consumida localmente, uma vez que as potências em estabelecimentos domésticos e comerciais de pequeno porte são dessa ordem de
grandeza.
A Micro-Geração é composta por sistemas de geração com potências
maiores do que 10 kW e menores ou iguais a 100 kW. Sua conexão pode
se dar tanto na rede secundária como na primária, dependendo de resultados de estudos específicos, dando-se preferência à segunda opção, já
que para os níveis de tensão secundária as correntes podem assumir valores indesejáveis. A limitação da potência em um patamar superior de 100
kW segue critérios já consagrados no setor elétrico Brasileiro, principalmente no que se refere à classificação de centrais hidrelétricas, normalmente conectadas em nível de 13,8kV. Neste caso, exige-se a demanda de
avaliações técnicas mais acuradas.
O terceiro grupo, Midi-Geração, aborda as unidades geradoras com
potências inferiores a 1 MW, porém superiores a 100 kW. Trata-se de gerações com mesma ordem de grandeza da demanda em alimentadores importantes e, neste caso, a conexão deve ser feita em rede primária. Estudos mais aprofundados do seu impacto na rede devem ser executados,
como abordado mais adiante.
Geração em Corrente Contínua.
<
Sistemas fotovoltaicos
<
Células combustível.
<
Baterias (UPS).
<
No-breakes.
<
Geradores.
6 . 2 AN Á L I S E T É C N I C A DA I N T E R C O N E X Ã O
Neste sentido, tais unidades de geração serão classificadas em três níveis de potência, a saber, Geração Doméstica, Micro-Geração e Midi-Geração, brevemente descritas abaixo:
165
O processo de análise técnica da interconexão do GD ao sistema elétrico
de distribuição deverá seguir as seguintes etapas do seguinte fluxograma,
detalhado a seguir. Este pode ser de dois tipos: Processo Simplificado de
Revisão ou o Procedimento Padrão. Basicamente, o primeiro é aplicável à
geração doméstica com reduzido impacto na rede secundária de distribuição. Neste caso, considerou-se impacto reduzido quando a potência ativa
total entregue na barra do Gerador Distribuído for menor do que 15% da
capacidade total do alimentador. A seguir são descritos os cinco principais passos e conteúdo dos blocos de análise.
166
Potência menor ou igual a 10 kW.
PASSO 1: ENTREGA DA SOLICITAÇÃO
O início do processo de interconexão se dá com a entrada em protocolo de uma Solicitação Formal de Interconexão. Esta comunicação se dá
para a obtenção de informações e discussão das principais questões relacionadas à interconexão. A companhia deverá fornecer ao cliente todos os
formulários de solicitação necessários, documentos, requisitos técnicos
para interconexão da Geração Distribuída e demais informações que julgar necessário, tais como caracterização da rede, níveis de curto-circuito e
outros. A companhia deverá estabelecer um único responsável para contato com o consumidor e coordenar todo procedimento relativo à interconexão.
Neste mesmo momento, o Gerador Distribuído deverá fornecer todas
as informações energéticas solicitadas pela concessionária, tais como, potência máxima e mínima a ser gerada, energia, fator de capacidade, e se há
possibilidade de controle da potência despachada em horários de
interesse.
Potência total em GD no alimentador, incluindo a nova solicitação,
menor do que 15% da capacidade máxima do mesmo.
Não requer adaptações na rede existente.
O Procedimento Padrão de Revisão é aplicável quando uma solicitação
não se qualifica para o processo simplificado de revisão. Isto se deve ao fato
de que uma GD de maior porte pode causar profundos impactos na rede
existente, tal como aumento na potência de curto-circuito e sobrecarga em
equipamentos, exigindo estudos adicionais. Os resultados deverão ser
apresentados juntamente com uma estimativa dos custos da interconexão.
Mesmo considerando que todo esforço deve ser envidado no sentido
de que a interconexão venha a se realizar, um projeto poderá ser rejeitado
se for demonstrada a sua inviabilidade técnica ou mesmo por razões de
segurança.
No procedimento padrão o consumidor deve submeter o projeto detalhado da interconexão contendo, ao menos, as seguintes informações:
Diagramas esquemáticos da interconexão devidamente assinados
por um responsável técnico;
PASSO 2: AVALIAÇÃO DA SOLICITAÇÃO
Dentro de um prazo a ser definido, a partir da entrega do formulário de
solicitação, a companhia deve dar conhecimento por escrito da solicitação e indicar se as informações contidas no formulário estão completas.
Caso contrário, a empresa deverá especificar a informação necessária
para completar a solicitação.
Em função da classificação da geração, isto é, se Geração Doméstica,
Micro-Geração ou Midi-Geração, a avaliação da solicitação poderá estar
sujeita a um dos dois seguintes tipos de revisão: Processo Simplificado de
Revisão ou o Procedimento Padrão.
O Processo Simplificado de Revisão é aplicável quando a GD é
pré-certificada como sendo de pequena escala e baixo impacto, dentro
das características de geração doméstica. Neste caso a concessionária deverá fornecer, dentro de no máximo 15 dias úteis, uma lista com todos os
Requisitos Técnicos para a Interconexão (Anexo I), bem como um Acordo de Interconexão (Anexo II).
Algumas das características de um projeto com processo simplificado
de revisão são:
167
Lista completa e especificações de todos os equipamentos usados
no ponto de conexão;
A partir daí a companhia devera conduzir a revisão de modo a garantir que o projeto atende os requisitos mínimos de segurança e confiabilidade, notificando ao consumidor do aceite ou das características do projeto que deixaram a desejar. Adicionalmente, devem-se informar os testes
necessários a serem aplicados nos equipamentos a serem instalados.
Basicamente os estudos técnicos necessários são o de fluxo de potência, curto-circuito e de proteção da rede, que são detalhados a seguir.
Análise de Curto-Circuito
Este estudo é fundamental para se definir as características elétricas e mecânicas de todos os equipamentos envolvidos na instalação, quer sejam já
existentes ou ainda a serem adquiridos. Devem-se determinar todos os níveis de curto-circuito trifásico, bifásico a terra e monofásico à terra nos
seguintes pontos:
168
Nos terminais de cada gerador;
Nos barramentos de distribuição de energia em média tensão;
Nos lados primário e secundário dos transformadores elevadores
(quando estes existirem) e abaixadores;
Nos centros de controle de motores;
Nos demais pontos do sistema que possam influir na operação do
gerador com a concessionária;
Nesta fase, a concessionária deverá fornecer ao Gerador Distribuído
os níveis de curto-circuito monofásico e trifásico no ponto mais próximo
ao da interligação e informações impedâncias e distâncias do alimentador
até o ponto de interligação. Como resultado obter-se-ão os níveis de curto
nas principais barras e contribuições nos alimentadores conectados, verificando-se a adequação dos equipamentos existentes. Quando da ocorrência de níveis de curto-circuito muito elevados, existem várias opções
que podem ser utilizadas para a sua redução, antes da ocorrência de danos
que afetem os demais equipamentos elétricos conectados, os circuitos
alimentadores, o sistema de aterramento, e os ajustes dos relés existentes.
Tais danos podem representar custo elevado para reparações, ou condições que coloquem em risco a segurança dos funcionários que trabalham nas instalações do Gerador Distribuído e da rede elétrica. Estas opções incluem a adição de reatores, uso de transformadores e geradores
com altas impedâncias, limitadores estáticos, reconfiguração do sistema
de distribuição ou, em última instância, substituição dos equipamentos
existentes. Cada opção deve ser devidamente considerada, para que
quando posta em prática, resolva o problema das altas correntes de
curto-circuito e qualifiquem o sistema.
nas quais haja um problema de capacidade de linha ou problema de regulação de tensão. Como em qualquer estudo deste tipo, são requeridas muitas iterações para desenvolver uma interligação e sistema de distribuição
satisfatórios.
O primeiro passo é desenvolver um modelo do sistema em questão.
Após as cargas serem modeladas, o sistema é examinado para a certificação de que os níveis de tensão são mantidos em todos os pontos, por todo
o sistema, e se nenhum dos circuitos opera sobrecarregado. Este processo
é repetido até que todas as configurações do sistema tenham sido analisadas. É importante que o sistema seja analisado quando a nova geração está
fora de linha, ou seja, operando isoladamente como ensaio preliminar.
No caso das linhas ou transformadores mostrarem-se sobrecarregados, o projeto deve prever um método de se evitar esta condição de sobrecarga. A indicação de linhas ou transformadores sobrecarregados pode requerer equipamento adicional, reconfiguração do sistema de distribuição,
ou todos os dois. Nesta situação também se deve analisar qual seria a melhor maneira de evitar as condições de sobrecarga, conforme a característica de cada interligação. Determinada esta maneira procede-se para
colocá-la em operação.
Em geral, devem ser considerados três casos:
Geração menor do que a demanda: O Gerador Distribuído não chega a exportar a energia gerada, mas sim, reduz a demanda que provém da concessionária. Sendo assim, deve-se esperar que os equipamentos existentes trabalhem bem nesta nova condição, uma vez
que vão operar com um nível menor de carregamento (figura 6.1).
G
R
Estudo do Fluxo de Potência
Um outro estudo analítico que é requerido é o de fluxo de potência. Os
fluxos de potência devem ser modelados com antecedência no projeto
para verificação da adequação do equipamento existente no sistema e do
novo equipamento a ser interligado. A finalidade do estudo do fluxo de
potência é assegurar que a interligação e o sistema de distribuição do Gerador Distribuído opere satisfatoriamente, identificando quaisquer áreas
D
Figura 6.1 Fluxo de potência com geração menor que a demanda.
169
170
G
Geração maior do que a demanda, porém menor do que duas vezes o
seu valor: Se a geração atingir o valor da demanda, nenhum fluxo
ocorrerá no sentido da concessionária para a empresa, de modo que
os equipamentos de interconexão trabalharão praticamente em vazio. Para um valor de geração maior do que a demanda e menor do
que duas vezes o seu valor, ter-se-á um fluxo no sentido da concessionária com um valor, no máximo, igual à demanda. Nestas condições
todos os equipamentos podem ser considerados adequados, uma vez
que haverá apenas uma inversão no fluxo de potência (figura 6.2).
R
D
Figura 6.3 Fluxo de potência com geração bem muito maior que a demanda.
G
R
Através do estudo de fluxo de potência pode-se observar, em alguns
casos, os benefícios da interligação de geração distribuída com relação ao
perfil de tensão ao longo de ramais alimentadores. A figura a seguir ilustra
o aspecto do comportamento da tensão nestes casos (figura 6.4).
D
Figura 6.2 Fluxo de potência com geração não muito maior que a demanda.
V
Geração maior do que duas vezes o valor da demanda: Neste caso
toda a demanda será atendida e um valor de potência numericamente maior do que a demanda irá fluir no sentido da concessionária.
Sendo assim, há a necessidade de se verificar a adequação dos equipamentos previamente empregados na interligação (figura 6.3).
Além de servir para verificar o estado carregamento dos componentes
da interligação, o estudo de fluxo de potência permite também avaliar o nível de perdas no sistema.
Um aspecto importante é a questão de medição para fins de faturamento. Casos de geração sazonal, com grande diferença entre fornecimento e consumo, deve-se optar pela instalação de medidores, TPs e TCs
com exatidão compatíveis em toda a faixa de medição, ou pela instalação
de medidores dedicados (net metering vs. dual metering).
171
com geração
sem geração
L
Figura 6.4 Comportamento do perfil de tensão em um ramal sem e com geração distribuída.
Estudo de Proteção do Sistema
O sistema de proteção desempenha o papel fundamental de detecção e
isolamento de faltas, visando à operação normalizada, prevenção contra
falhas e limitação de defeitos resultantes das falhas, trabalhando da seguinte forma:
172
Remover de serviço, total ou parcialmente, equipamentos, dispositivos ou circuitos que estejam operando em condições anormais;
51N
59N
Retirar componentes defeituosos, que não interfiram desordenadamente na operação dos demais que se encontram em boas condições de continuidade de operação; e,
47
67
51V
27 59
81/
O
81/
U
47
32
67
46
51V
27N
27 59
81/
O
81/
U
32
46
Supervisionar a operação do sistema, de forma a assegurar a continuidade e qualidade do fornecimento.
Para atender a estes requisitos, um sistema de proteção deve possuir
as seguintes características desejáveis:
Sensibilidade: capacidade de detecção de pequenas grandezas de
defeito ou anormalidades.
Confiabilidade: capacidade do equipamento de proteção estar sempre disponível quando solicitado.
Velocidade: tomada de decisão no menor espaço de tempo possível
após a sua atuação; e,
Seletividade: capacidade de discernimento entre regiões faltosas e
sadias, tomando a decisão sem interferir em zonas de proteção que
não estejam sob sua responsabilidade.
Durante a concepção e análise dos fundamentos básicos de sistema de
proteção, deve-se ter sempre em mente que, devido à natureza aleatória
das diversas faltas possíveis em um sistema, os mesmos são realizados com
base em determinadas filosofias de proteção que se apóiam no equilíbrio
dos recursos técnicos e econômicos, cuja solução permitirá a execução do
projeto, uma vez que a previsão de proteção de todas as faltas possíveis o
torna economicamente inviável.
Os diagramas a seguir apresentam possíveis configurações de proteção de sistemas de Geração Distribuída em corrente alternada empregando gerador síncrono, quando não se admite a operação ilhada do sistema
ou quando a energia excedente não é adquirida pela rede (figura 6.5).
Quando se admite a operação ilhada, isto é, uma Geração Distribuída
pode atender consumidores conectados em seu alimentador quando da
ausência da concessionária, deve-se tomar extremo cuidado com a segurança operacional de equipes de manutenção e energizações inadvertidas.
Um sistema como o mostrado na curva a seguir pode ser empregado para
173
Figura 6.5 Configurações dos sistemas de proteção em geração distribuída.
evitar o fechamento de sincronismo através de um religador entre a concessionária e um alimentador energizado. Neste caso, se houver tensão do
outro lado do disjuntor, o religamento só poderá ser efetuado mediante o
atendimento das condições de sincronismo; caso contrário, o religamento
pode se dar a qualquer momento. A figura a seguir mostra este esquema
(figura 6.6).
Subestação da concessionária
25
27
Figura 6.6 Esquema de proteção para evitar o religamento sem sincronismo.
Naturalmente, a proteção do sistema gerador é uma responsabilidade
do Gerador Distribuído. Diversos, no entanto, são os esquemas de proteção da interconexão, que dependem, fundamentalmente, do tipo de geração em questão. Relatórios anteriores apresentaram os esquemas mais
usados em localidades onde a Geração Distribuída já é uma realidade.
Normas internacionais aplicáveis à proteção da interligação são:
174
ANSI/IEEE 1001 de 1998 – IEEE Guide for interfacing dispersed
storage generation facilities with electric utility systems.
Arranjo geral dos equipamentos internos da casa de controle da Subestação Principal.
IEEE P1547 – Standard for distributed resources interconnected
with electric power systems.
Arranjo geral dos equipamentos externos da Subestação Principal
PASSO 3: ACORDO DE INTERCONEXÃO
Uma vez aprovada a solicitação, o consumidor deverá assinar um documento padronizado de acordo de interconexão, incluindo cronograma de
obras se necessário.
PASSO 4: EXECUÇÃO DO PROJETO
O consumidor deverá construir e instalar todos os equipamentos da interconexão e GD de acordo com o projeto básico aprovado pela empresa,
enquanto a mesma deverá dar início à construção e instalação de qualquer
modificação necessária no sistema, incluindo a medição associada. O cronograma de obras deverá ser acordado mutuamente entre as partes e deverá ser incluído em um apêndice do Acordo de interconexão. Neste sentido, o Gerador Distribuído deverá encaminhar o detalhamento do projeto executivo, constando dos seguintes itens:
Diagramas esquemáticos de corrente contínua e corrente alternada.
Diagrama unifilar completo incluindo toda a proteção entre a geração própria (gerador) e o ponto de entrega da concessionária, indicando suas atuações.
Lista de equipamentos necessários ao sistema de proteção entre o
ponto de interligação e o ponto de entrega.
O cronograma de coordenação das proteções entre o ponto de interligação e o ponto de entrega.
A documentação do Projeto Básico que tenha sofrido modificações
e reestruturações.
Planta do arranjo básico dos equipamentos básicos da Subestação
Principal.
Planta da situação e localização da Subestação Principal.
175
Características elétricas básicas dos equipamentos.
Os documentos relacionados, tanto do Projeto Básico quanto do Projeto Executivo, constituem-se do mínimo indispensável para a análise dos
pedidos de paralelismo. Em função das características particulares de
cada Gerador Distribuído poderão ser solicitados pela concessionária,
para verificação e aprovação, documentos adicionais. Quando aprovado
o projeto de paralelismo deverão ser executadas as obras necessárias para
criar-se uma infra-estrutura que possibilite, a realização do intercâmbio
dos excedentes de energia com critérios de confiabilidade e satisfação das
duas partes.
PASSO 5: CONEXÃO, TESTE E OPERAÇÃO.
Antes da operação, a GD e equipamentos de interconexão associados deverão ser testados em acordo com os procedimentos de comissionamento.
O consumidor deverá apresentar um planejamento de testes para verificação por parte da concessionária.
Considerando os tópicos anteriores, o fluxograma a seguir sintetiza os
cinco passos a serem cumpridos para revisão da interconexão, no âmbito
dos procedimentos padrão e simplificados, que como visto, se sugerem
para sistemas de pequena escala e baixo impacto.
6 . 3 R E Q U I S I T O S T É C N I C O S PA R A A I N T E R C O N E X Ã O
A interconexão de Geradores Distribuídos é uma questão em discussão
em nível mundial. Os Estados Unidos foram o primeiro país a viabilizar
esta concepção de oferta de energia no final da década de 70 com o
PURPA (Public Utility Regulatory Policy Act) que visava reduzir a dependência de petróleo estrangeiro, promovendo fontes alternativas de geração de energia e eficiência energética. Desde então este tem sido o programa mais efetivo na promoção de energias renováveis, alocando mais de
12.000 MW em fontes de energia renováveis, principalmente em plantas
de cogeração.
176
Desde a expansão da cogeração nos Estados Unidos, o IEEE (Institute
of Electrical and Electronic Engineers) tem procurado padronizar os procedimentos de interconexão através da norma ANSI/IEEE std 1001-1988
“IEEE Guide for Interfacing Dispersed Storage and Generation Facilities
with electric utility systems” e, mais recentemente a norma IEEE P1547
Std Draft 02 Standard for Distributed Resources Interconnected with
Electric Power Systems. Concessionárias da Califórnia, tais como Southern California Edison (SCE), San Diego Gas & Electric (SDG&E), Pacific Gas & Electric (PG&E), Sacramento Municipal Utility District
(SMUD) e a Los Angeles Department of Water and Power (LADWP) possuem algumas exigências relativas a estudos mínimos nas fases de Pré
Instalação, Projeto e Operação, como se apresenta a seguir.
Os critérios da San Diego Gas & Electric, que variam em função da
potência da geração distribuída, são os seguintes:
Tabela 6.1
Potência
Recurso
Falta à terra do
lado da rede
Método de
sicronização
Transformador
dedicado?
Verifica projeto?
Define ajustes de
relés 69, 51, ou
51v, 27, 81, 32?
Relés discretos?
Teste periódico de
funções dos relés?
< 10kW
10 a 200 kW
200 a 1000
kW
1 a 20 MW
û
ü
ü
ü
A/M
A/M
A
û
ü
û
Ajustes de
fábrica
û
ü
ü
ü
Controle de fator
de potência?
Mínimo 0,95
Mínimo 0,95
Mínimo 0,95
Mínimo 0,95
Controle de tensão
Deve seguir
a tensão da
rede
Deve seguir
a tensão da
rede
Deve seguir
a tensão da
rede
Deve seguir
a tensão da
rede
Medição?
A definir
A definir
A definir
Comunicação e
controle remoto?
A definir
A definir
A definir
A definir
Qualidade da
energia?
IEEE 519
IEEE 519
IEEE 519
IEEE 519
DC £ 0,5%
DC £ 0,5%
DC £ 0,5%
DC £ 0,5%
Requer
desconexão?
Injeção de CD?
A definir
Resulta dessa tabela os requisitos mínimos exigidos por essa distribuidora, que são apresentados a seguir, com as funções de proteção a serem
incorporadas no sistema de geração distribuída, conforme a capacidade.
Tabela 6.2
Geração < 10 kW
100 kW a 1 MW
> 1 MW
A
51 em todas as
fases
51 em todas as
fases
51 em todas as fases
ü
ü
27 em todas as
fases
27 em todas as
fases
27 em todas as fases
ü
ü
ü
81 U
81 U
81 U
Ajustes de
fábrica
Ajustes de
fábrica
coordenado
s com o
sistema
Ajustes de
fábrica
coordenado
s com o
sistema
25
25
46
27/59
Não
necessáriamente
Não
necessáriamente
Não
necessári-a
mente
Não
necessáriamente
û
û
ü
ü
177
25 OU
EQUIVALENTE
Sistema de comunicação
[1] Requerido para instalações com capacidade de operação isolada.
[2] Pode ser requerida pelo TDU; seleção baseada no sistema de aterramento.
[3] Necessário, desde que a potência do gerador seja menor que a mínima carga.
178
Os critérios da Public Utility Commission of Texas são:
A Ontario Hydro, do Canadá permite a conexão, tanto de geradores
síncronos como de geradores assíncrono. Exige, no entanto, estudos de
regulação e flutuação de tensão, desequilíbrios, estabilidade dinâmica,
confiabilidade de fornecimento, fluxo harmônico. A proteção do gerador
deve ser composta de:
Tabela 6.3
Potência
Monoásico
Trifásico
£
50kW
£
10kW
£ 100 a
500kW
600kW a
500MW
2MW a
10MW
Dispositivo de
interrupção
ü
ü
ü
ü
ü
Dispositivo de
desconexão
ü
ü
ü
ü
ü
Dispositivo de
desconexão do gerador
ü
üü
ü
ü
ü
Relé de sobre tensão
ü
ü
ü
ü
ü
Relé de sobre/sub
freqüência
ü
ü
ü
ü
ü
Característica
Faltas internas:
Relés de sobre corrente (50 e 51);
Relé diferencial (87);
Seqüência negativa (47);
Potência reversa (32);
Falta de estator a terra (64);
Sobre velocidade (12).
Faltas externas:
Check de sincronismo
A/M
A/M[1
]
A/M[1]
A
A
Sobre tensão / sobre
corrente de neutro
û
û
[2]
[2]
[2]
Relé de potência
reversa
û
û
[3]
[3]
[3]
Se gera excedentes,
usar relé direcional de
potência para bloquear
ou atrasar relé de sub
freqüência
û
û
û
ü
ü
Regulador automático
de tensão
û
û
û
û
[1]
Telemetria ou
transferência de disparo
û
û
û
û
ü
Relés de distância (21);
Sobre corrente direcional de fase (67);
Sobre corrente com restrição de tensão (51V);
Sobre corrente (51);
Sub tensão (27).
Contra Ilhamento:
Relé de sobre tensão (59);
Relé de sub tensão (27);
Desequilíbrio de tensão (60);
Sobre freqüência (81O);
Sub freqüência (81U).
[1] Requerimento para instalação com capacidade com de operação isolada. [
[2] Pode ser requerida pelo TDU; seleç ão baseada no sistema de aterramento.
A companhia municipal de Sacramento (SMUD) adota os seguintes
critérios para ordenar a interconexão de geradores distribuídos:
[3] Necessário, desde que a potência do gerador seja menor que a mínima carga.
179
180
Tabela 6.4
Potência
³
Medição de
reativos
û
û
ü
ü
ü
ü
ü
Contato
telefônico direto
ü
ü
ü
ü
ü
ü
ü
£
10kW
11 a 40
kW
41 a
100kW
101 a
400kW
1a
10MW
10MW
Transformador
de dicado (2)
û
ü
ü
ü
ü
ü
ü
Unidades
terminais
remotas
û
û
û
û
û
û
ü
Dispositivo de
seoparação da
conexão (3)
ü
ü
ü
ü
ü
ü
ü
Registrador de
eventos
û
û
û
û
ü
ü
ü
Disjuntor do
gerador
ü
Telemetria de
retarguarda (13)
û
û
û
û
û
ü
ü
Interrupção de
falta trifásica (6)
û
û
û
ü
ü[11]
ü[11]
ü
Registro de
medição
ü
ü
ü
ü
ü
ü
ü
Proteseção de
sobretensão
ü
ü
ü
ü
ü
ü
ü
Proteção de
subtensão
ü
ü
ü
ü
ü
ü
ü
Sobrecorrente
de fase
ü[8]
ü[8]
ü
ü
ü
ü
ü
Protesaõ de
sobre /
subfrequência
ü
ü
ü
ü
ü
ü
ü
Proteção de
falta à terra
û
û
ü[9]
ü
ü
ü
ü
Relé de
sobrecorrente
com restrição
de tensão ou
relé de
impedância
û
û
û
ü
ü
ü
ü
Relé de
sincronismo
ü
ü
ü
ü
ü
ü
ü
Regulação de
tensão ou PF
û
û
ü
ü
ü
ü
ü
Relés classe
utility (4)
û
û
û
ü
ü
ü
ü
Telemetria (5)
û
û
û
û
û
ü
ü
Medição
contínua (10)
ü
ü
ü
ü
ü
ü
ü
Recurso
ü
ü
ü
ü
ü
ü
181
182
f) que a VENDEDORA e a COMPRADORA manterão esta relação contratual adequada à legislação pertinente, à regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, à XXXX, e/ou a quaisquer outras que
venham a sucedê-las do setor elétrico, resolvem celebrar o presente Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica, doravante denominado
“CONTRATO”, que se regerá pelas seguintes cláusulas e condições:
6 . 4 MO D E L O DE CO N T R A T O E N T R E S I S T E M A S D E
G E R A Ç Ã O DI S T R I B U Í D A E UM A C O N C E S S I O N Á R I A
Como visto no Capitulo 5, é essencial que as relações entre concessionárias e autoprodutores, cogeradores e todas as formas de geradores distribuídos sejam bem estabelecidas, com os direitos e deveres bem definidos.
Como uma sugestão, apresenta-se a seguir um modelo de contrato para
ordenar as relações comerciais de compra e venda de energia entre geradores distribuídos e concessionárias de energia elétrica, tendo em conta a
atual legislação da ANEEL.
TÍTULO I
DEFINIÇÕES E PREMISSAS APLICÁVEIS AO CONTRATO
CLÁUSULA 1a No presente CONTRATO, serão utilizadas expressões e termos técnicos, cujo significado, exceto onde for especificado em contrário, corresponde ao indicado a seguir:
a) “AGENTE DE MEDIÇÃO”: É o agente responsável por todos os procedimentos de medição: coleta, envio e ajuste de dados de medição do ativo. O
Agente de Medição responde, inclusive, por todas as penalidades resultantes do não cumprimento de suas obrigações referentes a medição;
b) “AGENTE PROPRIETÁRIO”: É o agente responsável junto a ANEEL
pelo ATIVO DE MEDIÇÃO;
c) “ANEEL”: Agência Nacional de Energia Elétrica, órgão normativo e fiscalizador dos serviços de energia elétrica, instituída pela Lei no 9.427, de 26
de dezembro de 1996, regulamentada pelo Decreto no 2.335, de 06 de
dezembro de 1997;
d) “ATIVO DE MEDIÇÃO”: é a representação de determinado ativo físico
dentro do Sistema de Contabilização e Liquidação (SLC) do agente correspondente, para a qual são atribuídos os montantes de energia;
CONTRATO DE COMPRA E VENDA DE ENERGIA ELÉTRICA
PROVENIENTE DE UNIDADE GERADORA CARACTERIZADA
COMO GERAÇÃO DISTRIBUÍDA, QUE ENTRE SI CELEBRAM
XXXXXXXXX E XXXXXXXXXX
Pelo presente instrumento, de um lado XXXXXXXXXX, unidade geradora de energia elétrica caracterizada como Geração Distribuída, devidamente autorizada pela
ANEEL, com sede XXXXXXXX, neste ato representada nos termos do seu estatuto
social, doravante denominada VENDEDORA; e de outro lado, XXXXXXXXXX,
doravante denominada COMPRADORA,
CONSIDERANDO:
e) “AUTORIDADE COMPETENTE”: qualquer órgão governamental que
tenha competência para interferir neste CONTRATO ou nas atividades
das PARTES;
f) “CENTRO DE GRAVIDADE“: ponto virtual definido nas REGRAS DE
MERCADO onde a geração total é igual ao consumo total daquele
SUBMERCADO;
g) “CONSUMIDOR LIVRE”: consumidor que pode optar por contratar seu
fornecimento de energia elétrica, no todo ou em PARTE, com qualquer
concessionário, permissionário ou autorizado do SISTEMA
INTERLIGADO, conforme determinam os arts. 15 e 16 da Lei 9.074, de
07 de julho de 1995, e regulamentos específicos da ANEEL;
h) “CONTRATO DE CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO”:
Contrato celebrado entre os usuários, inclusive a geração distribuída, e as
concessionárias de distribuição, que estabelece os termos e condições para
a conexão dos usuários à rede de distribuição da concessionária ou
permissionária local;
a) a legislação aplicável ao setor elétrico brasileiro, em especial o contido nas
Leis XXXXXXXXXXXXXX, nos Decretos XXXXXXX, e nas Resoluções XXXXXXX da ANEEL;
b) que a VENDEDORA possui ativos de geração caracterizados como Geração Distribuída, conforme resolução XXXXXX da ANEEL e demais regulamentos e legislação aplicável;
c) que a unidade consumidora da COMPRADORA caracteriza-se, na forma da
lei, como XXXXXXX, o que assegura o exercício da opção de compra de
energia elétrica para atendimento da totalidade ou PARTE de suas necessidades;
d) que a VENDEDORA é registrada no XXXXXXXXX, como unidade geradora distribuída;
e) as PARTES pretendem tratar este instrumento como um contrato de obrigações de natureza financeira entre as PARTES, e como um contrato de obrigações de natureza física perante as autoridades regulatórias competentes;
183
184
i) “CONTRATO DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO”: Contrato
que estabelece os termos e condições para o uso da rede de distribuição da
concessionária ou permissionária local por um usuário;
j) “CONVENÇÃO DO MERCADO”: documento instituído pela Resolução
ANEEL no 102, de 1o de março de 2002, por determinação da Medida
Provisória no 29, de 2002, convertida na Lei no 10.433, de 24 de abril de
2002, que estabelece a estrutura e a forma de funcionamento da CCEE;
k) “ENCARGOS SETORIAIS”: Todas as taxas, contribuições, encargos e
custos específicos do setor elétrico;
l) “ENERGIA”: é a quantidade de energia elétrica ativa durante qualquer período de tempo, expressa em Watt–hora (Wh) ou seus múltiplos;
m) “ENERGIA CONSUMIDA”: é a quantidade de energia elétrica ativa, expressa em MWh, medida nos PONTOS DE CONEXÃO das unidades consumidoras da COMPRADORA;
N0 “ENERGIA CONTRATADA”: é o montante em MWh contratado pela
COMPRADORA , durante o PERÍODO DE SUPRIMENTO, e colocado à
disposição dessa no PONTO DE ENTREGA;
o) “ENERGIA FATURÁVEL”: é a quantidade de energia elétrica ativa passível de ser faturada pelas condições estabelecidas neste contrato;
p) “IGP – M” (ou outro indicador econômico): Índice Geral de Preços de
Mercado, calculado pela Fundação Getúlio Vargas;
q) “CCEE”: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, pessoa jurídica
de direito privado, autorizada da ANEEL para viabilizar as operações de
compra e venda de energia elétrica nos sistemas elétricos interligados, nos
termos da Lei no XXX e da Resolução ANEEL no XXX, de XXX de 200X;
r) “MÊS CONTRATUAL”: é todo e qualquer mês do calendário civil que esteja dentro do PERÍODO DE SUPRIMENTO;
s) “modelagem dA COMPRA DE ENERGIA”: é o processo pelo qual o
AGENTE COMPRADOR registra as condições (períodos, patamares, duração, etc) de compra de energia;
t) “NOTIFICAÇÃO DE CONTROVÉRSIA”: é um documento formal destinado a comunicar as PARTES acerca de controvérsias que versem sobre as
disposições deste CONTRATO e/ou a elas relacionadas;
u) “ONS”: é o Operador Nacional do Sistema Elétrico, criado pela Lei no
9.648/98;
v) “PERDAS DA REDE BÁSICA”: São as perdas técnicas apontadas na
REDE BÁSICA quando necessárias nos acertos de liquidação da energia
comprada;
w) “PERÍODO DE SUPRIMENTO” – Período durante o qual a
VENDEDORA disponibilizará e venderá a ENERGIA CONTRATADA
para a COMPRADORA, definido no APÊNDICE 1;
185
x) “PERÍODO DE COMERCIALIZAÇÃO” – Menor intervalo de tempo
para contabilização das transações de energia elétrica a serem liquidadas,
conforme definido nesse contrato ou em outro fórum de mercado;
y) “PONTO DE CONEXÃO”: a conexão do sistema elétrico do concessionário local com as instalações de utilização de energia da VENDEDORA,
em corrente alternada trifásica, na tensão nominal entre fases de XXX kV
(XXXXXX) e na freqüência de 60 Hz (sessenta Hertz);
z) “PONTO DE ENTREGA”: No caso deste contrato, no XXXXX;
aa) “PREÇO CONTRATADO”: O preço da ENERGIA CONTRATADA, em
reais por MWh (R$/MWh), compreende os custos incorridos pela
VENDEDORA para disponibilizar a ENERGIA CONTRATADA no
PONTO DE ENTREGA excetuando-se os ENCARGOS SETORIAIS e o
ICMS;
“bb) PROCEDIMENTOS DE MERCADO”: é o conjunto de normas operacionais que definem os requisitos e prazos necessários ao desenvolvimento
das atribuições da CCEE, incluindo as estabelecidas nas REGRAS DE
MERCADO;
cc) “PROCEDIMENTOS DE REDE”: é o documento elaborado pelo ONS,
com participação dos agentes e aprovado pela ANEEL, por meio do qual
se estabelecem os procedimentos e os requisitos técnicos para o planejamento, a implantação, o uso e a operação do sistema de transmissão, as penalidades pelo descumprimento dos compromissos assumidos pelos diversos agentes do sistema de transmissão, bem como as responsabilidades do
ONS e de todos os usuários;
dd) “REDE BÁSICA”: Sistema elétrico interligado constituído pelas linhas de
transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos
com tensão igual ou superior a 230 kV ou instalações em tensão inferior,
quando especificamente definidas pela ANEEL.
ee) “REGRAS DE MERCADO”: é o conjunto de regras comerciais e suas formulações algébricas definidas pela ANEEL e de cumprimento obrigatório
pelos agentes participantes da CCEE;
ff) “SISTEMA INTERLIGADO”: são as instalações de geração, transmissão e
distribuição conectadas pela Rede Básica de Transmissão, incluídas suas
respectivas instalações;
gg) “SCL”: Sistema de Contabilização e Liquidação, baseado nas Regras estabelecidas pela ANEEL ou nesse contrato;
hh) “SUBMERCADO”: são as subdivisões do mercado, correspondentes a determinadas áreas do SISTEMA INTERLIGADO, para as quais são estabelecidos preços específicos, de acordo com as REGRAS DO MERCADO; e
jj) “TRIBUTOS”: são todos os impostos, taxas e contribuições incidentes sobre o objeto deste CONTRATO.
186
Parágrafo Único – Todos os termos acima definidos, quando usados na forma singular, no âmbito deste CONTRATO e seu anexo significará sua forma plural e
vice-versa.
Parágrafo Quinto – A COMPRADORA reconhece que a qualidade do fornecimento de energia elétrica é regulada, quando couber, pelos contratos mencionados no Parágrafo 3o desta Cláusula.
CLÁUSULA 2a – É parte integrante do presente CONTRATO:
Parágrafo Sexto – O não atendimento das condições previstas no parágrafo 4o
desta Cláusula não desobriga a VENDEDORA do cumprimento das obrigações
previstas neste CONTRATO.
Capítulo II – Do Prazo de Vigência
APÊNDICE 1 – CONDIÇÕES COMERCIAIS DE COMPRA E VENDA DE
CLÁUSULA 4a – O presente CONTRATO entra em vigor na data de sua assinatura e terá vigência até o efetivo cumprimento de todas as obrigações contratuais.
ENERGIA ELÉTRICA PROVENIENTE DE UNIDADE DE GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA.
Parágrafo Primeiro – Se eventuais valores vierem a ser cobrados, de qualquer das
partes, a título de encargos, a e se tais encargos forem de responsabilidade da outra parte, seja determinados por lei ou por ato de autoridade competente, referentes ao período de vigência contratual, serão tais valores cobrados devidamente
ressarcidos pela parte responsável à outra parte, até XXX meses após o término
do PERÍODO DE SUPRIMENTO.
TÍTULO II
DO OBJETO E DO PRAZO DE VIGÊNCIA
Capítulo I – Do Objeto
CLÁUSULA 3a – O presente CONTRATO tem por objeto estabelecer os termos e
condições referentes à comercialização da ENERGIA CONTRATADA a ser disponibilizada pela VENDEDORA à COMPRADORA no PONTO DE ENTREGA
de sua unidade consumidora, durante o PERÍODO DE SUPRIMENTO, conforme definido no APÊNDICE 1.
Parágrafo Segundo – O PERÍODO DE SUPRIMENTO objeto deste CONTRATO
será o estabelecido no item 2 do APÊNDICE 1.
CLÁUSULA 5a – A eficácia e a execução das obrigações e compromissos disciplinados neste CONTRATO dependerão, quando couber, da modelagem do ponto
de carga no CCEE, em conformidade com as disposições previstas nas REGRAS
DE MERCADO e nos PROCEDIMENTOS DE MERCADO.
Parágrafo Primeiro – A ENERGIA CONSUMIDA será calculada a partir dos valores de energia ativa medidos pelo AGENTE DE MEDIÇÃO.
Parágrafo Segundo – A compra e venda de energia elétrica de que trata o presente
CONTRATO baseia-se no disposto na legislação específica, em Resoluções da
ANEEL e, quando couber, nas REGRAS e PROCEDIMENTOS DE MERCADO
do CCEE, nos PROCEDIMENTOS DE REDE do ONS e outros que venham a
sucede-los, em virtude das quais a COMPRADORA tem seu suprimento de energia elétrica garantido pelo SISTEMA INTERLIGADO.
Parágrafo Terceiro – A entrega de ENERGIA à COMPRADORA no PONTO DE
ENTREGA pelo SISTEMA INTERLIGADO dependerá, quando couber, do atendimento das condições estabelecidas e acordadas nos CONTRATOS DE
CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO e de USO DO SISTEMA DE
DISTRIBUIÇÃO.
Parágrafo Quarto – As PARTES reconhecem que o suprimento físico estará integralmente subordinado às determinações técnicas do ONS e da ANEEL, inclusive
em caso de decretação, pelo PODER CONCEDENTE, de racionamento de energia elétrica no SISTEMA INTERLIGADO.
187
TÍTULO III
DAS QUANTIDADES, DA MEDIÇÃO e DO AGENTE PROPRIETÁRIO
Capítulo I – Quantidades
CLÁUSULA 6a – Os montantes de ENERGIA CONTRATADA vendidos pela
VENDEDORA à COMPRADORA sob as condições deste CONTRATO, representam a quantidade de MWh mensal adquiridos pela COMPRADORA descrita
no APÊNDICE 1.
Capítulo II – Medição
CLÁUSULA 7a – As Partes acordam que a medição da ENERGIA CONSUMIDA
será feita no Ponto de Conexão através de seu Agente de Medição que enviará à
VENDEDORA os registros de medição em meio eletrônico em até 02 (dois) dias
úteis após o encerramento do mês subseqüente ao suprimento da ENERGIA
CONTRATADA.
188
Parágrafo Único: Fica desde já expressamente entendido e aceito que os registros
de medição deverão conter os dados de medição, expressos em MWh, em intervalos de XXX hora ou em menor período se estabelecido pelas REGRAS E
PROCEDIMENTOS vigentes e acordadas nesse contrato.
Cláusula 12a – A COMPRADORA, quando couber e for necessário, será responsável pelo registro do presente CONTRATO e respectiva operacionalização perante o CCEE, de acordo com as REGRAS E PROCEDIMENTOS DA CCEE.
CLÁUSULA 8a – A VENDEDORA poderá, a seu critério, instalar medidores nas
instalações da Compradora, de modo a monitorar as medições da energia fornecida sem ônus e prejuízos para a COMPRADORA. Os equipamentos de medição serão instalados e mantidos, quando couber, segundo as REGRAS E PROCEDIMENTOS DA CCEE aplicáveis em conjunto com os PROCEDIMENTOS DE
REDE DO ONS, ficando a COMPRADORA, desde já, com livre e permanente
acesso aos dados e informações obtidas pela VENDEDORA.
a
CLAUSULA 9 – A VENDEDORA, no que lhe competir e quando couber, permitirá amplo acesso às instalações a representantes da COMPRADORA, da ANEEL
e/ou qualquer terceiro por estes indicados, com vista a assegurar que as medições
efetuadas reflitam com precisão o suprimento da ENERGIA CONSUMIDA, bem
assim que estejam em conformidade com os padrões técnicos aplicáveis.
Parágrafo Único. Fica estabelecido que o ingresso conforme estabelecido na
Cláusula 9a deverá se submeter às normas de segurança da COMPRADORA.
Capítulo III – Do Agente Proprietário
CLÁUSULA 10a – A VENDEDORA, quando necessário, elege a COMPRADORA
como seu AGENTE PROPRIETÁRIO junto ao CCEE que como tal, assumirá todos os compromissos inerentes ao AGENTE responsável pelo ATIVO DE
MEDIÇÃO em observância as REGRAS E PROCEDIMENTOS DA CCEE.
Parágrafo Primeiro. Montantes de energia adicionais às quantidades de ENERGIA
CONTRATADA poderão ser contratados livremente pela Compradora, inclusive
com terceiros, observadas, quando couberem, as REGRAS E PROCEDIMENTOS
DA CCEE.
Capítulo II – Dos Preços
CLÁUSULA 13a – A VENDEDORA reconhece que o preço de venda previsto
neste CONTRATO, definido no APÊNDICE 1, em conjunto com as respectivas
regras de reajuste previstas neste CONTRATO, é suficiente, nesta data, para o
cumprimento das obrigações previstas neste CONTRATO.
Parágrafo Primeiro – Nos preços apresentados no APÊNDICE 1, está incluso os
tributos Pis/Cofins.
Parágrafo Segundo – Os preços definidos referem-se à energia elétrica disponibilizada no PONTO DE ENTREGA, incorporados os custos referentes à própria
energia elétrica e o item indicado no Parágrafo Primeiro da Cláusula 13a.
Parágrafo Terceiro – A criação, alteração ou extinção de TRIBUTOS, Taxas,
Contribuições e Recolhimentos e ENCARGOS SETORIAIS após a assinatura
deste CONTRATO, quando comprovado seu impacto, implicará na revisão do
preço de venda, para mais ou para menos, mediante o envio de notificação da
PARTE interessada à outra PARTE, informando o evento, a data de sua ocorrência, os impactos sobre o PREÇO, os novos valores, bem como a data em que tais
valores passarão a vigorar. Em até 30 dias do envio da notificação, as PARTES
comprometem-se a firmar Termo Aditivo a este CONTRATO para refletir o reajuste dos PREÇOS.
Capítulo III – Dos Reajustes
CLÁUSULA 14a – O PREÇO CONTRATADO será reajustado de acordo com a
fórmula a seguir:
• PECm = PEC x (1 + ÄIGPM)
TÍTULO IV
Onde:
DAS CONDIÇÕES DE COMPRA E VENDA, DOS PREÇOS E DOS
REAJUSTES
• PECm = PREÇO da ENERGIA CONTRATADA reajustada para o período “m”.
• PEC = PREÇO da ENERGIA CONTRATADA constante do item 1 do
APÊNDICE 1.
Capítulo I – Das Condições de Compra e Venda
Cláusula 11a – A energia contratada será disponibilizada pela VENDEDORA no
PONTO DE ENTREGA retro definido e nas condições de tensão e freqüência
descritas no APÊNDICE 1 deste Contrato.
Ä IGPM = Variação do Índice Geral de Preços do Mercado, publicado pela Fundação Getúlio Vargas, entre o mês de Referência previsto APÊNDICE 1 e o mês de
Dezembro do ano imediatamente anterior ao período de consumo.
Parágrafo Único – Se o IGPM for extinto, deixar de ser publicado ou sua utilização for proibida sem que haja designação, por LEI, de um índice para substituí-lo,
189
190
as PARTES acordarão outro índice ou parâmetro que reflita adequadamente a inflação nos preços de mercado da mesma forma que o IGPM, ou da forma mais
próxima possível a tal índice.
CLÁUSULA 20a – Caso, em relação a qualquer fatura, existam montantes incontroversos e montantes em relação aos quais a COMPRADORA tenha questionado a respectiva certeza e liquidez, a COMPRADORA, independentemente do questionamento apresentado por escrito a VENDEDORA, deverá, na respectiva data de vencimento, efetuar o pagamento da parcela inconteste, sob pena de, em não o fazendo,
caracterizar-se o inadimplemento da COMPRADORA.
TÍTULO V
Parágrafo Único – Havendo persistência de divergências em relação aos valores faturados, as PARTES concordam em proceder de acordo com o disposto nas Cláusulas
do TÍTULO VII.
DO FATURAMENTO E DO PAGAMENTO
Capítulo I – Do Faturamento
CLÁUSULA 15a – O faturamento da ENERGIA CONTRATADA e de eventuais
desvios será mensal , considerando os períodos, quantidades, e preços referidos
neste CONTRATO, e será calculado aplicando-se as fórmulas descritas no anexo
desse contrato.
DA MORA NO PAGAMENTO E SEUS EFEITOS
CLÁUSULA 16a – O faturamento de que trata a CLÁUSULA 15a do
CONTRATO, será objeto de uma única Nota Fiscal/Fatura de Energia Elétrica.
CLÁUSULA 21a – Fica caracterizada a mora quando a COMPRADORA deixar de liquidar qualquer dos pagamentos até a data de seu vencimento.
CLÁUSULA 17a – O valor faturado será acrescido do Imposto de Circulação de
Mercadorias e Serviços (ICMS), calculado na forma da legislação específica.
CLÁUSULA 22a – No caso de atraso no pagamento pela COMPRADORA de qualquer Nota Fiscal / Fatura emitida com base no presente CONTRATO, as importâncias devidas deverão ser atualizadas monetariamente através de XXXX.
CLÁUSULA 18a – A COMPRADORA será responsável pelo pagamento de todos
os ENCARGOS SETORIAIS existentes, sendo eles de responsabilidade do recolhimento da VENDEDORA, ou da COMPRADORA, ou da DISTRIBUIDORA junto
a AUTORIDADE COMPETENTE, quando e se aplicados ao @Body Text contra
= consumidor final, bem como de outros que vierem a ser criados e por ela devidos
em conformidade com determinação de AUTORIDADE COMPETENTE.
CLÁUSULA 23a – A VENDEDORA se reserva o direito de requerer formalmente a
suspensão do fornecimento de energia elétrica da(s) unidade(s) consumidora(s) da
COMPRADORA, junto à concessionária local, em caso de inadimplência com a
VENDEDORA, nos termos da Resolução ANEEL no XXX.
Parágrafo Primeiro – Os ENCARGOS SETORIAIS previstos nesta Cláusula poderão ser recolhidos pela VENDEDORA em concordância com as REGRAS E
PROCEDIMENTOS DE MERCADO e, caso ocorra, serão repassados à COMPRADORA juntamente com a fatura mensal.
Parágrafo Segundo – No PREÇO CONTRATADO apresentado no APÊNDICE
1 não se incluem os encargos relativos ao Uso de Sistema de Distribuição que são
objeto do CONTRATO DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO.
Capítulo II – Do Pagamento
CLÁUSULA 19a – A apresentação da Nota Fiscal – Fatura/Recibo – Conta de Energia
ocorrerá até XX dias úteis contados da leitura do medidor, e o vencimento ocorrerá
sempre até XXX dias corridos, contados da data de leitura do medidor.
TÍTULO VI
TÍTULO VII
DAS GARANTIAS DO PAGAMENTO
Cláusula 24a – A COMPRADORA, como garantia do fiel cumprimento de suas obrigações, deverá apresentar, no prazo de até 90 (noventa) dias a contar da data de assinatura deste contrato, garantias no valor equivalente a 02 (dois) meses do valor faturável da ENERGIA CONTRATADA, calculado pelo preço deste CONTRATO nos
termos da APÊNDICE 1, e que poderá ser escolhida, a critério das PARTES, dentre as
seguintes modalidades:
(a) Seguro Garantia;
(b) Fiança Bancária.
Parágrafo Primeiro – A VENDEDORA deverá discriminar nas Notas Fiscais/Fatura
de Energia Elétrica os valores referentes à parcela de energia e ao valor do ICMS.
191
192
TÍTULO VIII
TÍTULO IX
CASO FORTUITO OU FORÇA MAIOR
IRREVOGABILIDADE
CLÁUSULA 25a – Caso alguma das PARTES não possa cumprir qualquer de suas obrigações assumidas no presente CONTRATO por motivo de Força Maior, o presente
CONTRATO permanecerá em vigor, mas as obrigações da PARTE afetada pelo evento de Força Maior serão suspensas por tempo igual ao de duração dos referidos eventos excludentes de responsabilidade civil e proporcionalmente aos seus efeitos. A
PARTE afetada pelo evento de Força Maior se compromete a adotar todas as medidas
que estejam no seu alcance para superar os efeitos decorrentes da Força Maior, que
obstem o cumprimento de suas obrigações ou para mitigar a extensão desses efeitos
com vistas ao cumprimento, ainda que parcial, das suas obrigações nos termos deste
CONTRATO. Cessado o evento de Força Maior, a PARTE afetada deverá comunicar
o fato à outra Parte no prazo de 24 (vinte e quatro) horas, mediante notificação por
escrito, e retomar imediatamente o cumprimento das suas obrigações nos termos deste CONTRATO. Para fins deste CONTRATO, em nenhuma circunstância, a
ocorrência de qualquer dos itens abaixo listados configurará um evento de Força
Maior:
CLÁUSULA 27a – O presente CONTRATO é celebrado em caráter irrevogável e irretratável pelo prazo de vigência definido na CLÁUSULA 4a ressalvadas as determinações contidas na CLÁUSULA 28a.
TÍTULO X
DAS HIPÓTESES DE RESCISÃO, RESPONSABILIDADE, MULTA, E
INDENIZAÇÃO
Capítulo I – Das Hipóteses de Rescisão
CLÁUSULA 28a – Não obstante o caráter irrevogável e irretratável do CONTRATO,
ele poderá ser rescindido de pleno direito, pela PARTE adimplente, com notificação
prévia de 10 (dez) dias e desde que não solucionada em até 5 (cinco) dias, na ocorrência de qualquer das seguintes hipóteses:
1. problemas e/ou dificuldades de ordem econômico-financeira de qualquer
das Partes;
1. Caso seja decretada a falência, deferida a concordata, a dissolução ou a liquidação judicial ou extrajudicial da outra PARTE, independentemente de
aviso ou notificação;
2. Caso a outra PARTE venha a ter revogada qualquer autorização legal, governamental ou regulatória indispensável ao cumprimento das atividades e
obrigações previstas neste CONTRATO, inclusive mas não se limitando a
concessão de serviço público, termo de permissão e autorização, ou tenha
qualquer de seus direitos como membro do CCEE suspensos;
3. Caso a COMPRADORA seja a PARTE inadimplente, após a VENDEDORA
não ter conseguido executar a garantia ofertada de acordo com a Cláusula
23a;
4. Caso a GARANTIA referida na CLÁUSULA 23a seja rescindida antecipadamente por razões imputáveis ou não à ação ou omissão da VENDEDORA e,
tendo sido notificada pela VENDEDORA instando a COMPRADORA a
substituí-la por outra garantia de igual teor e forma, não o faça no prazo de
10 (dez) dias; e
5. Caso a GARANTIA não seja firmada até a data prevista na cláusula 23a.
2. qualquer ação de qualquer autoridade governamental que qualquer das
Partes pudesse ter evitado se tivesse cumprido com a Legislação Aplicável;
3. insolvência, liquidação, falência ou concordata de quaisquer das Partes;
4. greve e/ou interrupções trabalhistas ou medidas de efeito semelhante, de
empregados e contratados de uma das Partes e/ou de suas contratadas;
5. a necessidade de realização de paradas nas instalações da VENDEDORA ,
sejam elas previstas ou extraordinárias para manutenção.
6. Eventuais falhas nas instalações de Distribuição ou Transmissão das concessionárias locais, que impeçam ou dificultem o consumo da ENERGIA
CONTRATADA;
Parágrafo Primeiro – A PARTE afetada por evento que caracterize caso fortuito ou
força maior dará notícia à outra, no máximo em 48 (quarenta e oito) horas, das circunstâncias do evento, detalhando sua natureza, a expectativa de tempo para que
possa cumprir a obrigação atingida e outras informações que sejam pertinentes, além
de, regularmente, renovar as mesmas informações.
CLAUSULA 26a – As responsabilidades contratuais, na eventual vigência de racionamento decretada pelo Poder Concedente, serão regidas pela legislação vigente e/ou
pelas REGRAS DE MERCADO, ficando reservado à Compradora o direito de exercer todas as possibilidades de complementação da potência e energia necessárias, que
venham a ser definidos pelo Poder concedente, ainda que esses direitos sejam
facultativos ou não coincidam com os interesses da Vendedora.
193
Parágrafo Único – A ocorrência da rescisão deverá ser formal e expressamente comunicada por escrito às entidades regulatórias competentes com o que ficará a
VENDEDORA de imediato liberada de qualquer responsabilidade relativa ao fornecimento objeto deste CONTRATO, sem prejuízo das obrigações estabelecidas
anteriormente à rescisão e comunicação acima referidas.
194
c) Informar a outra PARTE, num prazo máximo de 48 (quarenta e oito) horas contado da data do conhecimento do evento, sobre quaisquer eventos,
de qualquer natureza, que possam representar uma ameaça ao cumprimento integral e pontual das obrigações assumidas neste CONTRATO.
Capítulo II – Da Responsabilidade, Multa e Indenização
CLÁUSULA 29a – Ocorrendo a rescisão contratual, a PARTE que der causa à rescisão
ficará obrigada a pagar, à outra PARTE multa por rescisão antecipada equivalente a
XX% do valor total do Contrato, calculado de acordo com a seguinte fórmula
XXXX.
CLÁUSULA 30a – A PARTE que der causa à rescisão ficará obrigada, à outra PARTE,
à título de perdas e danos diretos por rescisão antecipada do Contrato, conforme descritos nos parágrafos primeiro e segundo desta cláusula.
Parágrafo Primeiro – Caso a rescisão antecipada deste CONTRATO seja causada pela
COMPRADORA, esta deverá pagar à VENDEDORA perdas e danos, como segue:
Parágrafo Segundo – Caso a rescisão antecipada deste CONTRATO seja causada pela
VENDEDORA, esta deverá pagar à COMPRADORA perdas e danos, como segue:
CLÁUSULA 31a – A responsabilidade de cada uma das PARTES no âmbito deste
CONTRATO estará, em qualquer hipótese, limitada ao valor estabelecido no item 7
do APÊNDICE 1, sendo que nenhuma das PARTES assumirá qualquer obrigação de
indenizar a outra por danos morais ou qualquer outra modalidade de indenização
dessa mesma natureza.
TÍTULO XI
TÍTULO XII
DA SOLUÇÃO DE CONTROVÉRSIAS
CLÁUSULA 34a – Uma controvérsia se inicia com a NOTIFICAÇÃO DE CONTROVÉRSIA de uma PARTE à outra.
CLÁUSULA 35a – Caso ocorram controvérsias derivadas deste CONTRATO, as
PARTES buscarão solucionar a controvérsia amigavelmente no prazo de até 15 (quinze) dias contados do encaminhamento da NOTIFICAÇÃO DE CONTROVÉRSIA.
CLÁUSULA 36a – Não sendo possível a solução da controvérsia nos termos da
CLÁUSULA anterior, as PARTES concordam desde já em submeter a controvérsia à
mediação da ANEEL, conforme as normas específicas aplicáveis.
CLÁUSULA 37a – Caso seja de interesse das PARTES, as controvérsias relativas a e/ou
decorrentes deste CONTRATO podem ser dirimidas, em caráter definitivo, por meio
de processo de arbitragem, aplicando-se à decisão o disposto, na forma da lei, nos arts
267, inciso VII; 301, inciso IX; 520, inciso VI; e 584, inciso III, do Código de
Processo Civil.
OBRIGAÇÕES DAS PARTES
CLÁUSULA 32a – O término do prazo de vigência deste CONTRATO não afetará
quaisquer direitos ou obrigações anteriores a tal evento e nem obrigações ou direitos
de quaisquer das PARTES, ainda que seu exercício ou cumprimento se dê após o
término do CONTRATO.
a
CLÁUSULA 33 – Sem prejuízo das demais obrigações aqui previstas, as PARTES
obrigam-se a:
TÍTULO XIII
Da Confidencialidade
CLÁUSULA 38a – Cada PARTE concorda que todas as informações e dados disponibilizados à outra PARTE serão considerados confidenciais conforme preceitua este
CONTRATO e não divulgará tais informações para terceiros sem que a outra
PARTE, “a priori”, aprove por escrito, sabendo-se que:
a) Observar e cumprir rigorosamente toda a legislação aplicável aos seus negócios sociais e/ou às atividades a serem desempenhadas nos termos do presente CONTRATO;
b) Obter e manter válidas e vigentes, durante todo o prazo de vigência, todas
as licenças e autorizações atinentes aos seus negócios sociais e/ou ao cumprimento das obrigações assumidas no presente CONTRATO, exceto se
tal situação for modificada por AUTORIDADE COMPETENTE, no âmbito de sua competência, quando então, as PARTES obrigam-se a buscar
uma alternativa contratual que preservem os efeitos econômico-financeiros do CONTRATO, em conformidade com o originalmente pactuado; e
195
a) Esta CLÁUSULA não se aplicará às informações que estiverem no domínio
público; e,
b) Esta CLÁUSULA não eximirá as PARTES do fornecimento de qualquer informação a outra PARTE, a CSPE – Comissão de Serviços Públicos de
Energia ou à ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, requeridas
em conformidade com a legislação, regulamentos e procedimentos em vigência.
c) Em casos de contratação de terceiros por uma das PARTES para realização
de estudos voltados para melhoria da eficiência energética, ou outros estudos que necessitem dados relativos ao fornecimento de energia elétrica, os
196
termos de confidencialidade tratados nesta CLÁUSULA deverão ser
integralmente repassados ao contratado.
CLÁUSULA 39a – As PARTES deverão manter sigilo absoluto quanto á execução decorrente deste CONTRATO e deverão assegurar que seus empregados e agentes mantenham igual sigilo relativamente a todas as informações relacionadas ou pertencentes a qualquer da PARTES e/ou desenvolvidas em conjunto.
TÍTULO XIV
DISPOSIÇÕES GERAIS
CLÁUSULA 40a – Mediante solicitação da VENDEDORA, poderá ser feita a cessão
do presente CONTRATO, desde que haja concordância da COMPRADORA.
CLÁUSULA 41a – Este CONTRATO não poderá ser alterado, nem haver renúncia às
suas disposições, exceto por meio de aditamento escrito firmado pelas PARTES, observado o disposto na legislação aplicável.
CLÁUSULA 42a – Nenhum atraso ou tolerância, por qualquer das PARTES, relativamente ao exercício de qualquer direito, poder, privilégio ou recurso contido neste
CONTRATO, será tido como passível de prejudicar tal direito, poder, privilégio ou
recurso, nem será interpretado como renúncia do(s) mesmo(s) ou novação da(s)
obrigação(ões).
CLÁUSULA 46a – Caso haja mudança posterior na legislação do Setor Elétrico que
venha alterar substancialmente as condições deste CONTRATO, as PARTES desde já
concordam em firmar aditamento ao mesmo, de forma a adequar as novas legislações.
CLÁUSULA 47a – O presente CONTRATO, bem como, eventuais aditamentos ou alterações, deverá ser apresentado pela à ANEEL.
CLÁUSULA 48a – Este CONTRATO é reconhecido pelas PARTES como título executivo, na forma dos Artigos 583 e 585, inciso II, do Código de Processo Civil Brasileiro, para efeito de cobrança dos valores devidos.
CLÁUSULA 49a – Este CONTRATO será regido e interpretado, em todos os seus aspectos, de acordo com as leis brasileiras.
CLÁUSULA 50a – Fica eleito o Foro da Comarca de XXXX, para dirimir qualquer
dúvida ou questão decorrente deste CONTRATO e/ou a ele relacionada, com expressa renúncia de qualquer outro, por mais privilegiado que seja.
e, por estarem assim justas e contratadas, as PARTES celebram o presente instrumento em 03 (três) vias de igual teor, na presença das duas testemunhas abaixo assinadas.
CLÁUSULA 43a – Qualquer aviso ou outra comunicação de uma PARTE à outra a respeito deste CONTRATO será feita por escrito, em língua portuguesa, e poderá ser
entregue ou enviada por correio registrado, fac-símile ou meio eletrônico, em qualquer caso com prova formal do seu recebimento, nos endereços por elas mencionados
no preâmbulo do presente instrumento, ou para os endereços que, no futuro, venham
a indicar expressamente.
CLÁUSULA 44a – Na hipótese de qualquer das disposições previstas neste
CONTRATO vir a ser declarada ilegal, inválida ou inexeqüível, as disposições remanescentes não serão afetadas, permanecendo em plena vigência e aplicação. Na ocorrência da hipótese aqui prevista, as PARTES se obrigam, desde já, a buscar uma disposição que a substitua e que atenda aos objetivos da disposição considerada ilegal, inválida ou inexeqüível, e que mantenham, tanto quanto possível, em todas as
circunstâncias, o equilíbrio dos interesses comerciais das PARTES.
CLÁUSULA 45a – Este CONTRATO contém ou faz referência expressa à integralidade do entendimento entre as PARTES com respeito ao seu objeto e engloba todos os
acordos e entendimentos anteriores entre as PARTES com respeito ao seu objeto.
Cada uma das PARTES reconhece e confirma que não celebra este CONTRATO com
base em qualquer declaração, garantia ou outro comprometimento da outra PARTE
que não esteja plenamente refletido nas disposições deste CONTRATO.
197
198
APÊNDICE 1
CONDIÇÕES COMERCIAIS DE COMPRA E VENDA DE ENERGIA
ELÉTRICA DECORRENTES DE UNIDADE DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Preço
Período
Preço (MWh)
Referência
XXX de 200? a
XXX de 200?
Janeiro de
200? a
Dezembro de
200?
XXX de 200? a
XXX de 200?
Período de Suprimento
De xx de xxxxxx de xxxx a xx de xxxxxx de xxxx
Energia Mensal
Contratada
XX MW médio (xxxxx megawatt médio)
Energia Total Contratada
Xxx.xxx MWh (xxxxx)
Montante de Uso –
PONTA
Xxxxx kW
Montante de Uso –
FORA PONTA
Xxxxx kW
Valor do contrato
R$ xxxxxxxxx (xxxxx)
Ponto de Entrega
No XXX
Tensão de alimentação
Freqüência
Endereço da Unidade
Consumidora
Xxxxxxxxxxxx
199
200
EXEMPLOS DE SISTEMAS DE COGERAÇÃO NO BRASIL
ANEXO 1.
EXEMPLOS DE SISTEMAS DE
COGERAÇÃO NO BRASIL
201
202
ILHA PLAZA SHOPPING CENTER
A central de cogeração do Ilha Plaza Shopping Center, localizado na Ilha
do Governador, Rio de Janeiro, foi a primeira instalação comercial no
Brasil a possuir um sistema de geração combinada de calor e potência. A
configuração adotada para o shopping foi a utilização de uma turbina a
gás Saturn (Solar Turbines) de 950 kW cuja temperatura dos gases de exaustão é de cerca de 500°C. Estes gases passam por uma caldeira de recuperação de calor (sem queima suplementar) gerando 2.615 kg/h de vapor saturado a 0,88 MPa (8,8 bar) de pressão, que por sua vez alimenta dois
chillers de absorção com capacidade de 600 TR (toneladas de refrigeração) cada um. Com um custo total da ordem de US$ 3,3 milhões, o sistema opera desde janeiro de 1993, consumindo cerca de 500 m3/h de gás
natural.
Fonte: Revista Climatização no 7, ano 2 (março de 2001).
BERGITEX TECELAGEM
A Bergitex opera, desde meados de 1998, um sistema de cogeração a gás
que visou garantir o suprimento total de energia necessário para a expansão da fábrica de tecelagem, localizada em Austin (RJ). O sistema resultou
de estudos de eficiência energética desenvolvidos pela empresa, com o
objetivo de garantir energia confiável ao processo industrial. A central é
composta de seis motogeradores a gás (Sotrec/Caterpillar) com capacidade total de geração de 2.400 kW, além de caldeiras e trocadores de calor
que irão garantir a demanda de vapor de processo. O projeto, que vai consumir mais de 400 mil m3/mês de gás natural, deverá reduzir a conta de
luz da empresa à metade. O prazo de retorno estimado do investimento
foi de 3 anos, com financiamento pelo BNDES.
Fonte: Revista Brasil Energia no 209 (Abril de 1998).
CERVEJARIA KAISER
Desde maio de 1998, a fábrica da cervejaria Kaiser de Pacatuba (Ceará)
conta com uma unidade de cogeração de 5.000 kW, composta de 2 motores alternativos a gás de 2.500 kW cada. O projeto foi concebido, instalado e operado pela EnergyWorks que disponibiliza 2.500 kW elétricos
para a fábrica da Kaiser (através de um contrato assinado por 15 anos) e o
restante é vendido para a rede da Coelce. A central assegura à Kaiser toda
203
a energia elétrica e o vapor consumido no processo, proporcionando uma
segurança de continuidade operacional e uma economia de 5% a10% no
custo global da energia. O consumo de gás natural previsto é da ordem de
37 mil m3/dia.
Fonte: Revista Brasil Energia no 211 (Junho de 1998).
HOTEL SHERATON
O hotel Sheraton do Rio de Janeiro colocou em operação, no fim do ano
de 1998, uma planta de cogeração de 1.660 kW, composta de dois motores alternativos de 830 kW (Caterpillar), cujo consumo previsto é de até
230 m³/hora gás natural e que irá suprir todo o consumo de energia elétrica, vapor e frio de sua instalação. O projeto, foi desenvolvido pela Cogerar, e todos os equipamentos (motores, trocadores de calor, máquinas de
absorção, entre outros) apresentaram um custo total estimado em R$ 2,5
milhões (valores referentes a junho de 1998).
Fonte: Revista Brasil Energia no 211 (Junho de 1998).
PARQUE GRÁFICO DO GLOBO
A central de cogeração a gás natural do parque gráfico do jornal O Globo,
no Rio de Janeiro, teve seu start-up em agosto de 1998. A planta, de
5.200 kW, tem dois motores alternativos de 2.600 kW cada (Wärtsilä) e
duas unidades de refrigeração por absorção, capazes de suprir toda a gráfica com um consumo da ordem de 2,4 milhões de m3/mês de gás. O investimento previsto foi de cerca de US$ 8 milhões (motogeradores e unidades de absorção), com um pay-back do investimento de quatro anos e
meio. Mesmo auto-suficiente, o Globo vai trabalhar paralelamente com
energia da Light, a fim de garantir fornecimento para eventuais problemas na planta. O contrato de demanda suplementar de reserva com a
concessionária é de, no máximo, 3.000 kW.
Fonte: Revista Brasil Energia no 213 (Agosto de 1998).
SHOPPING VILLA-LOBOS
O Shopping Villa-Lobos, construído em São Paulo, no alto de Pinheiros,
também conta com uma central de cogeração desde agosto de 1999
(start-up). Empregando gás natural, a central produz energia elétrica para
consumo próprio e energia térmica para o ar condicionado. A planta ope204
ra com dois motores alternativos de 1.700 kW cada, suprindo o shopping
com 95% dos 4.000 kW de energia necessária ao seu funcionamento e
três máquinas de absorção, totalizando 1.500 TR, nas quais todo o vapor
produzido será utilizado na produção de água gelada para o sistema de ar
condicionado. O consumo estimado é de 800 m3/h de gás natural e o investimento na implantação do sistema de cogeração de energia foi estimado em R$ 7,5 milhões (valores referentes a novembro de 1998) com
financiamento oferecido pelo BNDES.
Fonte: Revista Brasil Energia no 216 (Novembro de 1998).
REFRESCOS GUARARAPES - FÁBRICA DA COCA-COLA
A Refrescos Guararapes, fabricante autorizado dos produtos Coca-Cola,
optou por uma planta de cogeração, sem a preocupação de operação e
manutenção da central, realizada pela CGDe e Koblitz. O sistema de cogeração vai garantir o fornecimento contínuo e de alta qualidade de energia elétrica, além de suprir parte das necessidades de energia térmica –
água gelada e quente – da fábrica. A instalação conta com uma capacidade
instalada de 3.600 kW, disponibilizados por dois motogeradores a gás de
1.700 kW cada, além de caldeira de recuperação, chiller de absorção de
560 TR, trocadores de calor e caldeira stand-by, que será utilizada em paradas programadas ou imprevistas dos motores. O consumo estimado é
de 792 Nm3/h de gás natural, produzindo toda a energia necessária à indústria – 25.540 MWh de eletricidade, 10.607 MWh de vapor e 14.793
MWh de água gelada – e consumida exclusivamente por ela. Como a
demanda de água gelada será maior do que a capacidade do sistema de
cogeração, serão instaladas máquinas de refrigeração convencionais.
Fonte: Revista Brasil Energia no 221 (Abril de 1999).
CENTRAL GLOBO DE PRODUÇÃO (CGP)
O sucesso e os resultados positivos da central de cogeração do parque gráfico de O Globo renderam outra parceria entre a Cogerar, responsável
pela instalação da planta, e as Organizações Roberto Marinho. As duas
empresas firmaram mais um contrato para a implantação de uma segunda
unidade de 5 MW, agora nos domínios da Central Globo de Produção
(CGP), localizada em Jacarepaguá, no Rio de Janeiro. O sistema começou
a operar no segundo semestre de 2000. Além de gerar toda a energia elé205
trica necessária à central da Rede Globo, cuja demanda é de cerca de
4.000 kW, o sistema produz por volta de 5 t/h de vapor, empregado na
produção de água gelada para abastecer o sistema de refrigeração, e de
água quente, cuja utilização permite manter o controle da umidade relativa, protegendo os equipamentos eletrônicos de danificações. Quanto a
sobra de quase 1.000 kW elétricos, a empresa poderá comercializar a venda desse excedente, ou então reservá-lo para situações de emergência.
Quanto ao back up de energia a ser contratado da Light, o sistema da Globo deverá ter, no máximo, 2.500 kW de reserva. O sistema de cogeração
conta com dois motores Caterpillar de 2.500 kW consumindo por volta
de 1.500 m3/hora de gás natural.
Fonte: Revista Brasil Energia nº 225 (Agosto de 1999).
RIO DE JANEIRO REFRESCOS – FÁBRICA DA COCA-COLA
Através da parceria SoEnergy e Cogerar e um trabalho contínuo junto à
Rio de Janeiro Refrescos, a segunda maior fábrica da Coca- Cola no Brasil, em Jacarepaguá, no Rio, em março de 2002 começou a operar um sistema de cogeração que alia a geração de energia (4.600 kW) à produção
de vapor (3,3 t/h) e de água gelada (800 TR). Para isto conta com três grupos geradores G3516 tandem Caterpillar de 1.620 kW de potência cada,
mais três caldeiras de recuperação de calor e duas unidades de refrigeração por absorção. Os motores alternativos são movidos a gás natural e
prevê ainda a possibilidade de geração de gás carbônico.
Fonte: Revista Elo-Sotreq S.A., ano 3, no 10 (2002).
UNIVERSIDADE LUTERANA DO BRASIL (ULBRA)
A Stemac Energia, associada da Stemac S/A Grupos Geradores, de Porto
Alegre, inaugurou em 19 de agosto de 2002 a primeira planta de co-geração de energia e serviços térmicos do Rio Grande do Sul. O projeto foi desenvolvido em conjunto com a Universidade Luterana do Brasil (Ulbra),
de Canoas, na Região Metropolitana, que deverá utilizar a energia em seu
campus e no Hospital Universitário. Pelo contrato assinado entre as partes, a Stemac deverá fornecer energia para a Ulbra durante 15 anos. Concluído esse período, a usina térmica passará a pertencer integralmente à
universidade. A usina deverá operar inicialmente com um módulo de
2.200 kW, ao qual serão acrescidos mais dois módulos de 1.100 kW cada
206
um, totalizando uma potência de 4.400 kW. A inauguração dos novos
módulos dependerá da demanda de energia do hospital, que ainda não
está concluído. No total, o empreendimento demandou recursos da ordem de US$ 4,5 milhões. Além de energia elétrica, a planta produz 1.700
kg/h de vapor, 415 TR, 82.500 L/dia de água quente, com um consumo
de 17 mil m3/dia de gás. Quando a planta atingir a potência plena, o consumo de gás natural deverá elevar-se para 40 mil m3/dia. Combinando a
produção de vapor, de água quente ou de frio, a eficiência global do sistema alcança 76,2%. Os gases de escape chegam a uma temperatura de 600
ºC, e sua energia é utilizada para gerar vapor em caldeiras de recuperação.
A partir da água quente, por meio de chillers de absorção, fornecidos pela
York, dos EUA, é gerado frio. Os geradores foram fornecidos pela WEG,
de Jaraguá do Sul (SC). O índice de nacionalização da planta é de 60%.
Luiz Carlos Moreira, diretor da Fundação Ulbra, informou que a usina
deverá proporcionar uma redução de 16,7% nas despesas mensais da
universidade com energia.
SHOPPING CENTER TABOÃO
Quatro motogeradores Guascor a gás de um sistema de co-geração de
3.600 kW de capacidade instalada vão garantir energia durante cerca de
14 horas diárias ao Shopping Center Taboão, localizado no município de
Taboão da Serra, região metropolitana de São Paulo. O sistema completo
de co-geração do shopping está orçado em cerca de R$ 14 milhões, bancados pela Koblitz e a UTC Engenharia. Ambas criaram a STS Energia exclusivamente para esse empreendimento, e vão operar a central por 15
anos. Concluído esse período, os ativos podem ser transferidos para o
grupo responsável pelo empreendimento. O volume de gás natural previsto para consumo no shopping é de 4,9 milhões de m3 para uma operação de 5.100 horas por ano. Inaugurado no dia 10 de julho, o novo centro
de compras só poderá contar com esse suprimento, no entanto, a partir de
novembro. Essa é previsão para que a Comgás, distribuidora local de gás,
estenda seu sistema até a região a partir de uma derivação que sai do
bairro paulistano do Morumbi, vizinho a Taboão da Serra, em direção ao
município de Embu.
207
POLUIÇÃO ATMOSFÉRICA E SONORA DE SISTEMAS DE GERAÇÃO COM TURBINAS A GÁS MOTORES...
ANEXO 2.
POLUIÇÃO ATMOSFÉRICA E
SONORA DE SISTEMAS DE
GERAÇÃO COM TURBINAS A GÁS E
MOTORES DE COMBUSTÃO
INTERNA
209
210
1 I N T R O DUÇÃO
2 . P A D R Õ E S DE E M I S S Ã O
Os impactos ambientais mais importantes de sistemas de cogeração com
Turbinas a gás e Motores de Combustão Interna, sistemas que tipicamente utilizam Gás Natural ou GLP como combustíveis, referem-se às emissões de poluentes gasosos na atmosfera, que podem agravar problemas
globais como o efeito estufa. Os principais poluentes gerados são:
1. Óxidos de Nitrogênio (NOx): gerados pela maioria das tecnologias de
A fim de estabelecer limites no impacto ambiental das tecnologias de
geração são estabelecidos padrões de emissão de obrigatório cumprimento para unidades em operação e projeto. O padrão de emissão indica
quanto se permite ser emitido, e constituem padrões, definidos por legislação.
geração.convencionais, é produto mais acentuado durante queima do gás
natural em turbinas a gás devido a altas temperaturas na câmara de combustão, e também por emissões veiculares. Seu efeito sobre a saúde causa
danos ao sistema respiratório fazendo com que o individuo fique sujeito a
infecções das vias respiratórias e dos pulmões.
2. Óxido de Enxofre (SOx): a emissão de SOx depende da quantidade de enxofre contido no combustível, é produzido durante a combustão, principalmente nas centrais termelétricas a óleo e a carvão. Neste caso, a utilização de gás natural ou GLP emite quantidades desprezíveis de SOx. Pode causar lesões do aparelho muco-ciliar, uma defesa importante do organismo,
provocando traqueobronquite crônica e predisposição a infecções respiratórias, como por exemplo, broncopneumonias.
3. Material Particulado: Considera-se como material particulado qualquer
substância, que existe como líquido ou sólido na atmosfera e tem dimensões microscópicas ou submicroscópicas (exceto a água pura), porém maiores que as dimensões moleculares (LORA, 2002). Tecnologias que utilizam o gás natural ou GLP emitem pequenas quantidades de material particulado. A emissão de particulados de diâmetro menores que 2,5 microns, além de causar algum efeito ambiental causa também vários danos
à saúde, pois essas partículas inaláveis chegam a profundidade dos
pulmões, provocando sérios efeitos.
4. Monóxido de Carbono (CO): Produto da combustão do carvão e dos derivados do petróleo. É tóxico, prejudica a oxigenação dos tecidos, é um asfixiante sistêmico. È o mais abundante na atmosfera.
5. Dióxido de Carbono (CO2): Resultado da queima completa do Carbono
que faz parte da composição do combustível, é o principal gás de Efeito
Estufa.
Tabela 1. Padrões de emissão no Brasil para processos de combustão externa. (Resol.
CONAMA 8/90)
Até 70 MW
PT [g/GJ]
Classe I
SO2 [g/GJ]
PT [g/GJ]
SO2 [g/GJ]
477,7
(1)
(1)
28,7
Classes II e III
83,6 (2)
1.194,2
358,3 (3)
28,7
1.194,2
191,1
(2)
477,7
(3)
477,7
(1)
Não serão permitidas instalações de novas fontes fixas deste porte, nesta área;
(2)
refere-se a óleo combustível;
(3)
refere-se a carvão mineral; PT - Partículas Totais.
No Brasil, o CONAMA – Conselho Nacional de Meio Ambiente, estabelece padrões de emissão para processos de combustão externa novas
fixas de poluição com potências nominais totais de 70 MW e superiores,
em nível nacional, apresentadas na tabela 2.
Na tabela 2 são apresentados os padrões vigentes na Áustria, Japão e
Estados Unidos. Para fins de comparação, os padrões internacionais são
bem mais rigorosos do que os padrões brasileiros alem de que, os padrões
de emissão de NOX no Brasil são inexistentes, com exceção do Estado do
Paraná que através de sua Secretaria de Meio Ambiente e Recursos Hídricos, estabeleceu padrões de emissão para fontes estacionárias em processos de geração de calor energia, incluindo o NO x.
Tabela 2 Padrões de emissões vigentes para termelétricas na Áustria, Japão
(KUCOWSKI et alii, 1997) e EUA (EPA, 1995).
SOX
mg/Nm3
211
Acima de 70 MW
212
Combu
stí-vel
País
g/GJ
mg/Nm3
g/GJ
g/GJ
Novas unidades
mg/Nm3
g/GJ
Unidades
existentes
mg/Nm3
g/GJ
Áustria
Japão
EUA
(a)
sólido
200
85
200
85
-
200
85
200
85
líquido
200
75
150
55
-
200
75
150
55
gasoso
-
-
150
45
-
-
-
150
45
sólido
233
95
411
175
-
644
240
200-400
85-170
líquido
233
80
267
100
-
644
240
130-180
50-65
gasoso
-
65
123
35
-
644
240
60-130
20-40
sólido
nd
(b)
nd
260 (a)
13
nd
nd
nd
nd
líquido
nd
86
nd
130
13
nd
nd
nd
nd
gasoso
nd
86
nd
86
13
nd
nd
nd
nd
carvão betuminoso;
(b)
Mínimo 70% remoção;
nd
não disponível.
3 FA T O R E S D E E M I S S Ã O
Os fatores de emissão definem as quantidades de poluentes realmente
emitidos por unidade de combustível ou de produto. Utilizam-se para caracterizar o impacto ambiental de uma determinada fonte poluidora.
3.1 Gás Natural
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves, que, à temperatura ambiente e pressão atmosférica, permanece no estado gasoso. Na
natureza, ele é encontrado acumulado em rochas porosas no subsolo, freqüentemente acompanhado por petróleo, constituindo um reservatório.
O gás natural é dividido em duas categorias: associado e não-associado.
Gás associado é aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo ou
sob a forma de uma camada de gás. Neste caso, a produção de gás é determinada basicamente pela produção de óleo. Gás não-associado é aquele
que, no reservatório, está livre ou em presença de quantidades muito pequenas de óleo. Nesse caso só se justifica comercialmente produzir o gás.
Do ponto de vista ambiental a utilização do gás natural é bem mais conveniente, pois o teor de enxofre no gás, quando contém, é muito pequeno e
emite baixas quantidades de material particulado. Os poluentes emitidos
213
pelo uso do gás natural são óxidos de nitrogênio (NOx), monóxido e dióxido de carbono (CO e CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), compostos orgânicos voláteis (VOCs), e quantidades desprezíveis de material
particulado (PM) e dióxido de enxofre (SO 2).
3.2 Gás liquefeito de petróleo – GLP
O gás liquefeito de petróleo – GLP é constituído de propano, propileno,
butano e butileno, tem como uso principal o doméstico. O GLP pode ser
separado das frações mais leves de petróleo ou das mais pesadas de gás natural. À pressão atmosférica e temperaturas normalmente encontradas no
ambiente, é um produto gasoso, inflamável, inodoro e asfixiante, quando
aspirado em altas concentrações. Apresenta - se na forma líquida quando
submetido a uma pressão na faixa de 3 a 15 MPa à temperatura ambiente.
Por isso o seu nome - gás liquefeito de petróleo - e a sua grande aplicabilidade como combustível, devido à facilidade de armazenamento e transporte do gás, a partir do seu engarrafamento.
Para alertar possíveis vazamentos adicionam-se compostos a base de
enxofre que causam um odor característico. O GLP é considerado um gás
limpo, pois emite menores quantidades de poluentes do que os outros
combustíveis fósseis, são eles: óxidos de nitrogênio (NOx), monóxido de
carbono (CO), e compostos orgânicos e ainda em pequenas quantidades
dióxido de enxofre (SO2) e material particulado (PM). A quantidade de
SO2 emitido é diretamente proporcional ao teor de enxofre no combustível. A combustão incompleta pode emitir aldeídos, CO, hidrocarbonetos
e outros compostos orgânicos. A emissão de NOx está em função da temperatura, excesso de ar, qualidade da mistura ar-combustível e do tempo
de residência na zona de combustão. A tabela 3 apresenta alguns fatores
de emissão para diferentes tecnologias de geração.
Tabela 3 Fatores de emissão de NOX, SO2, PM-10 e CO2 para diferentes tecnologias de
geração. (WESTON et alii, 2001).
MCI a gás
queima
pobre
(‘lean
burn’) sem
controle
214
MCI a gás
queima rica
(‘rich burn’)
com
catalisador
de 3 vias
Turbinas a
gás
médias
Turbinas a
gás
grandes ciclo
combinado
Turbinas a
gás
grandes
Turbina a
gás ciclo
simples sistemas
avançados
Turbinas a
gás
pequenas
Eficiência
% (PCS)
36%
29%
30%
51%
31%
35%
27%
Consumo
específico
kJ/kWh
10.003
12.417
11.978
7.006
11.568
10.413
13.484
Potência
típica
kW
1.000
1.000
12.900
500.000
70.140
4.200
4.600
NOx
g/MWh
997,90
226,80
276,69
27,22
267,62
145,15
521,63
SO2
g/MWh
2,72
3,18
3,18
1,81
3,18
2,72
3,63
PM-10
g/MWh
13,61
13,61
31,75
18,14
31,75
31,75
36,29
CO2
g/MWh
502580
624143
601917
351987
581051
523445
677667
4 . M É T O D O S DE CO N T R O L E DE PO L U E N T E S
As tabelas 4 a 6 apresentam diferentes opções de tecnologias de controle para remoção de NOx, SOx e material particulados.
Tabela 4 Tecnologias de remoção de NOx.para sistemas a gás natural (EPA/ Onsite
Sycom – Energy Corporation, 1999).
Eficiências
(%)
Tecnologias
Métodos de controle de NOX
Caldeiras
Combustão por etapas
Turbinas a gás
Injeção de água e/ou vapor
Motores de
combustão
interna
SCR (redução catalítica seletiva)
80 – 90
SNCR (redução não catalítica seletiva)
25 - 75
LNB (queimadores com baixa emissão de
NOx)
40 – 85
DNL (câmara de combustão seca com baixa
emissão de NOx)
60 - 99
Células a
combustível
70 – 90
80
90
60
Requeima do gás
20
FGR (recirculação dos gases)
30
BOOS (queimadores fora de serviço)
OFA (introdução de ar sobre as chamas)
Tabela 5 Tecnologias de remoção de SOx de gases. (EPA e LORA, 2002).
215
Tecnologia de controle
Processo
Dessulfurização
Cal/rocha calcária
80-95%
Úmida
Carbonato de sódio
80-98%
Hidro/óxido de magnésio
80-95%
Alcalino de ciclo duplo
90-96%
Secador spray
Hidróxido de cálcio
70-90%
Injeção a seco
Carbonato de cálcio
50-70%
Tubo Injetor
Injeta solvente
juntamente com spray de
água dentro dos tubos
25-50%
216
Eficiências
Tabela 6 Tecnologias de remoção de particulados (LORA, 2002).
5. NÍVEIS DE RUÍDO
Dimensão
das
partículas
Eficiência
global
Temperatu
ra máxima
do gás (°C)
Custo de
investimento(a)
Ciclones
> 10
85
500
1
Torres de
nebulização
>3
95
200 – 250
2
Lavadores
Venturi
> 0,3 – 1,0
99
200 – 250
2–3
Um grande problema relacionado com o processo de licenciamento ambiental de sistemas que utilizam turbina a gás é o ruído, tipicamente em baixas freqüências no escape e em altas freqüências na admissão. Atualmente
existem disponíveis tecnologias de insonorização capazes de abater de forma sensível as emissões ruidosas e permitir o emprego de turbinas a gás
mesmo em ambientes onde se requer relativo silêncio. A tabela 8 apresenta
os níveis de ruído ambiental típicos de diferentes áreas residenciais.
Filtros de
mangas
> 0,5 – 1,0
99
200 – 250
8 – 10
Tabela 7 Níveis de ruído ambiental ponderado, segundo o critério “A” durantes o dia
Equipamento
Separadores
eletrostáticos
(a)
em áreas residenciais. (LORA, 2004).
>0,001
99
500
10 – 15
é o valor de referência correspondente ao ciclone.
Descrição
Faixa típica
Valor Média
Rural muito tranqüilo
31 – 35
33
Tranqüilo sub-urbano
36 – 40
38
Normal sub-urbano
41 – 45
43
Urbano
46 – 50
48
Urbano ruidoso
51- 55
53
Urbano muito urbano
56 – 60
58
OBS: os critérios de ponderação de ruídos são:
A nível estatístico que excede 50% do tempo de amostragem;
B nível estatístico médio durante o tempo de amostragem.
É interessante observar que existe uma tolerância a níveis mais elevados de ruído quando os indivíduos já vivem em ambiente normalmente
ruidosos. Assim, a resposta de uma comunidade a uma nova fonte de ruído está em correspondência com o acréscimo do ruído em relação ao valor ambiental, apresentado na tabela 8.
Tabela 8 Previsão da reação da comunidade a uma fonte nova fonte de ruído. (LORA,
2004).
217
Acréscimo em relação ao valor
ambiente dB (A)
Previsão da reação da comunidade
De 0 a 5
Ausência de reações ou queixa esporádica
5 a 10
Queixas desde esporádicas até extensas.
10 a 15
De queixas extensas até demandas legais.
>15
Reação adversa vigorosamente organizada.
218
Um exemplo dos níveis de ruídos em diferentes fontes numa central
de ciclo combinado está apresentado por HESSLER E HESSLER, 1996,
na tabela 9.
Tabela 9 Níveis de ruído de diferentes fontes numa central de ciclo combinado. (reproduzido de Hessler, G. F. & Hessler, D. M., 1996, apud LORA e NASCIMENTO, 2004).
Fonte
dB(A)
1. Invólucro da turbina a gás.
110
2. Duto de entrada da caldeira de recuperação.
110
3. saída da chaminé da caldeira de recuperação
100
4. Exaustão da torre de resfriamento
105
5. Condensador resfriado a ar
105
6. Entrada da torre de resfriamento
105
7. @BKIN Turbina a vapor (fechada)
98
8. Caldeira de recuperação
98
9. Condensador da turbina a vapor
95
10. Entrada da turbina a gás
94
11. Duto de entrada da turbina a gás
92
12. Invólucro do gerador da turbina a gás
90
REFERÊNCIAS
BLUSTEIN, J. Environmental Benefits of Distributed Generation. Energy and Environmental Analysis, Inc, 2001.
CARDU, M.; BAICA, M. Regarding a global methodology to estimative the energy-ecologic efficiency of thermopower plants. Energy Conversion and management. 40(1):
71-87, 1999.
CARDU, M.; BAICA, M. Regarding a new variant methodology to estimative globally the
ecologic impact of thermopower plants. Energy Conversion and Management. 40(14);
1569-75, 1999.
COSTA, R. Influências dos Custos de Controle Ambiental sobre os Custos do KWh de Geração em Centrais Termelétricas. Trabalho de Diploma. Universidade Federal de Itajubá, 2003.
EPA (Environmental Protection Agency). Compilation of Air Pollutant Emissions Factors.
AP-42. Fifth Edition. Volume I: Stationary Point and Area Sources, 1995.
FERREIRA, A. L.; BAJAY, S. V. A Internalizaçaõ dos Custos Ambientis e Socias da Geração de Energia Elétrica: Experiência Internacional e Perspectivas para o Brasil. Anais do
III Congresso Latina Americano de Geraaçaõ e Transmissão de Energia Elétrica, pp
62-66, Campos do Jordão, 1997.
FRANGOPOULOS, C. A.; CARALIS, Y. C. A Method for Taking account wenvironmental
Impacts in the Exconomics Evaluation of Energy Systems. Anais do ECOS’96,
pp.485-494, Stckholm, 1996.
GARCIA R.Combustíveis e Combustão Industrial. Rio de Janeiro: Editora Interciência,
2002.
http://www.wwf.org.br/participe/minikioto_protocolo.htm.
JACOMINO, V. M. F et alli. Externalidades associadas às emissões atmosféricas na geração de energia: um estudo de caso no Brasil. IX Congresso Brasileiro de Energia. Rio de
Janeiro, Maio de 2002.
LORA, E. S.; NASCIMENTO, M. A. R. Geração Termelétrica: Planejamento, Projeto e
Operação. Rio de Janeiro: Editora Interciência, 2004.
LORA, E. S. Prevenção e controle da poluição nos setores energético, industrial e de transporte. Rio de Janeiro: Editora Interciência, 2002.
LORA, E. E. S.; SALOMON, K. R. Estimate of ecological efficiency for thermal power
plants in Brazil. Revista internacional: Energy Conversion and Management, aceito em
Junho (em vias de publicação), 2004.
219
220
SOUZA, J. A. M. As Externalidades Ligadas ao Ciclo de Produção de Energia Elétrica –
O Caso da Geração Hidroelétrica. Seminário Franco-Brasileiro Energias Renováveis.
Belo Horizonte, abril de2003.
WESTON, F.; SEIDMAN, N. L.; JAMES, C. Model Regulations for the Output of Specified Air Emissions from Smaller-Scale Electric Generation Resources The Regulatory
Assistance Project, 2001.
221
222
ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA E CURTO-CIRCUITO EM UM ALIMENTADOR REAL
ANEXO 3.
ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA
E CURTO-CIRCUITO EM UM
ALIMENTADOR REAL
1 INTRODUÇÃO
Neste anexo apresenta-se os resultados de dois estudos, fluxo de potência
e curto-circuito, feitos no alimentador GUL-115 do sistema de distribuição da Bandeirante. O alimentador GUL-115 passa ao lado do aeroporto
de Guarulhos e alimenta alguns bairros localizados logo após o aeroporto. Com o aumento da demanda, o alimentador alcançou sua capacidade
limite. Estes estudos analisam, do ponto de vista técnico, a possibilidade
de utilização da capacidade emergencial do aeroporto, que consiste em 4
máquinas de 3 MVA cada, para geração de energia em regime contínuo
para atender a demanda, aliviando assim o alimentador naquele trecho.
Não foram consideradas neste estudo, as questões relativas à viabilidade
comercial. A figura 1 mostra a representação do alimentador em questão.
223
224
2 ANÁLISE DE CURTO-CIRCUITO NO ALIMENTADOR GUL-115
Dados do Sistema Alimentador
Os dados do alimentador GUL-115 e a definição dos barramentos já foram definidos no estudo de fluxo de potência e estão apresentados na
tabela 1.
Tabela 1 Distâncias Entre os Barramentos
Trecho
Distância (m)
SE-1 a CG-2
1000
CG-2 a CG-3
3000
CG-3 a CG-4
1000
CG-4 a CG-5
500
CG-5 a CG-6
500
CG-6 a CG-7
1000
CG-7 a CG-8
1000
Para o condutor CA 336,4, que correspondente ao cabo do alimentador GUL-115, foram considerados os seguintes dados básicos:
R = 10%/km
X = 26,1%/km
A capacitância é desprezada nos estudos de curto-circuito.
Admitindo as distâncias da tabela 1, os parâmetros para os diversos trechos do alimentador resultaram nos valores apresentados na tabela 2.
Figura 1 Representação do alimentador GUL-115 da Bandeirante.
Fonte: SIT – Sistema de Informações Técnicas da Bandeirante
Tabela 2 Parâmetros dos Trechos de Linha
Trecho
225
R (%)
X (%)
SE-1 a CG-2
10,0
26,1
CG-2 a CG-3
30,0
78,3
CG-3 a CG-4
10,0
26,1
226
CG-4 a CG-5
5,0
13,1
CG-5 a CG-6
5,0
13,1
CG-6 a CG-7
10,0
26,1
CG-7 a CG-8
10,0
26,1
Para os parâmetros do gerador necessários para o estudo de curto-circuito foram adotados dados típicos:
Resistência da armadura: 0,3% (base do gerador).
Reatância transitória de eixo direto (X’d): 40,8% (base do gerador).
Perfil de Correntes no Alimentador
A figura 2 apresenta os valores de correntes do alimentador GUL-115,
obtidos das simulações de fluxo de potência, para valores de tensão de 1,0
pu nos barramentos.
Para mostrar a influência somente da geração distribuída não serão
considerados contribuições de curto circutio do sistema alimentador da
concessionária.
Caso 1 – Com GD na Barra CG-7 com uma máquina
A tabela 3 apresenta os resultados obtidos da corrente e da potência de
curto-circuito trifásica nos diversos barramentos do alimentador. Os valores de corrente são também apresentados na figura 2.
400
300
Corrente (A)
Tabela 3 Corrente e Potência de Curto-Circuito para Uma Máquina na GD
Barramento
Corrente (kA)
Potência (MVA)
SE1
270,8
6,5
CG2
275,6
6,6
CG3
290,8
6,9
CG4
296,2
7,1
CG5
299,0
7,1
CG6
301,8
7,2
CG7
307,6
7,4
CG8
301,8
7,2
200
100
0
SE1
CG2
CG3
CG4
CG5
CG6
CG7
Centro de carga
I carga
Figura 2 Perfil de Correntes do Alimentador GUL-115.
Simulações de Curto-circuito
As simulações de curto-circuito foram feitas para a configuração para a região associada ao alimentador, admitindo a presença de unidades geradoras distribuídas (GD) conectadas na barra CG-7. Foram consideradas entre uma e quatro unidades geradoras de 3 MVA cada.
227
228
320
640
300
580
Corrente (A)
Corrente (A)
280
520
460
260
400
1
240
SE1
CG2
CG3
CG4
CG5
CG6
CG7
CG8
2
3
4
5
6
7
8
Centro de carga
Centro de carga
Icc - 2 maq
Icc - 1 maq
Figura 4 Correntes de curto-circuito para duas máquinas na GD.
Figura 3 Correntes
de curto-circuito para uma máquina na GD
Caso 3 – Com GD na Barra CG-7 com três máquinas
Caso 2 – Com GD na Barra CG-7 com duas máquinas
Tabela 15 Corrente e Potência de Curto-Circuito para três Máquinas na GD
Tabela 4 Corrente e Potência de Curto-Circuito para Duas Máquinas na GD
Barramento
Barramento
Corrente (kA)
Potência (MVA)
SE1
653,5
15,6
CG2
682,3
16,3
CG3
785,4
18,8
CG4
826,7
19,8
CG5
848,9
20,3
CG6
872,3
20,8
14,2
CG7
922,8
22,1
615,2
14,7
CG8
872,3
20,8
592,4
14,2
Corrente (kA)
Potência (MVA)
n0SE1
483,1
11,5
CG2
498,6
11,9
CG3
551,1
13,2
CG4
571,1
13,6
CG5
581,5
13,9
n0CG6
592,4
CG7
CG8
229
230
980
1250
880
1125
Corrente (A)
Corrente (A)
780
1000
875
680
750
580
1
2
3
4
5
6
7
1
8
2
3
4
5
6
7
8
Centro de carga
Centro de carga
Icc - 4 maq
Icc - 3 maq
Figura 6 Correntes de curto-circuito para quatro máquinas na GD.
Figura 5 Correntes de curto-circuito para três máquinas na GD.
Conclusões
Caso 4 – Com GD na Barra CG-7 com quatro máquinas
A figura 7 apresenta as correntes de carga e de curto-circuito para os diversos montantes de geradores na GD.
1320
Tabela 6 Corrente e Potência de Curto-Circuito para Quatro Máquinas na GD.
Corrente (kA)
Potência (MVA)
SE1
792,8
19,0
CG2
835,9
20,0
CG3
997,2
23,8
CG4
1065,0
25,5
CG5
1102,3
26,3
CG6
1142,1
27,3
CG7
1230,5
29,4
CG8
1142,1
27,3
990
Corrente (A)
Barramento
660
330
0
SE1
CG2
CG3
CG4
CG5
CG6
CG7
CG8
Centro de carga
I carga
Icc - 1 maq
Icc - 2 maq
Icc - 3 maq
Figura 7 Correntes de carga e de curto-circuito para vários geradore na GD.
231
232
Icc - 4 maq
Tem-se as seguintes conclusões principais do sistema radial operando
com e sem GD com relação as correntes de curto-circuito:
A presença de GD no sistema quando da ocorrência de curto-circuitos no sistema, acarretará a circulação de correntes de curto-circuito nos vários ramos do alimentador em sentido contrário aqueles
que ocorreria sem a presença de tais geradores. Isto acarreta uma
reavaliação dos esquemas de proteção para detectar tais situações.
Perfil de Correntes no Alimentador
A figura 8 representa o perfil de correntes do alimentador GUL-115.
Estes dados foram fornecidos pela concessionária.
Perfil de corrente do novo gul-115
Fase A
Fase B
Fase C
427.633 A
As correntes de curto-circuito para montantes de GD próximas da
carga própria do alimentador são da mesma ordem de grandeza das
correntes de carga, o que pode tornar dificil sua identificação em
casos de defeito no alimentador.
356.352 A
285.081 A
Considerações
213.811 A
Este estudo leva em consideração apenas o regime permanente,
sendo desconsiderado nesta análise o regime transitório.
142.541 A
Não foram abordados aspectos comerciais, sendo este um estudo essencialmente técnico. Para tomadas de decisão visando investimentos, deve ser feita também uma avaliação dos aspectos comerciais
para que se encontre a condição mais viável para a concessionária,
contemplando o ponto ótimo entre aspecto técnico e comercial.
71.270 A
.000 A
0.000.000 m
2.000.000 m
4.000.000 m
6.000.000 m
8.000.000 m
Figura 8 Perfil de Correntes do Alimentador GUL-115.
Fonte: SIT- Sistema de Informações Técnicas da Bandeirante
3 . A N Á L I S E DE FL U X O D E P O T Ê N C I A N O A L I M E N T A D O R
GUL-115
Perfil de Tensões no Alimentador
Dados do Sistema
A figura 9 representa o perfil de tensões do alimentador GUL-115. Estes
dados também foram fornecidos pela concessionária.
Fontes (SE): P = 6919,82 kW e Q = 2191,75 kvar
Fator de Potência = 0,9533
Comprimento Total do Alimentador = 8070 m
Tipo de Condutor: CA 336,4
Dados do Gerador (a ser conectado): 3 MVA – 13,8 kV
233
234
Perfil de tensão do novo GUL-115
Fase B
Fase A
Observando os dados dos perfis de corrente e tensão, e o diagrama
unifilar anterior, onde foram considerados 6 barramentos equivalentes às
cargas da região e ainda a barra correspondente à fonte de alimentação
(SE-1), é possível obter os valores apresentados na tabela 7.
Fase C
15.398 V
15.179 V
14.797 V
Tabela 7 Carregamentos da Área
Barramento
14.197 V
14.197 V
P [kW]
Q [kvar]
CG-2
870
275
CG-3
800
255
CG-4
1160
370
CG-5
1260
400
CG-6
470
150
CG-7
2170
690
Total da Área
6730
2140
13.596 V
12.996 V
12.442 V
12.395 V
0.000 m
2.000.000 m
4.000.000 m
6.000.000 m
8.000.000 m
As distâncias consideradas entre os barramentos da figura 10 são apresentadas na tabela 8.
Figura 9 Perfil de Tensões do Alimentador GUL-115.
Fonte: SIT- Sistema de Informações Técnicas da Bandeirante.
Tabela 8 Distâncias entre os Barramentos
Através dos perfis de corrente e tensão, mostrados anteriormente,
pode-se desenvolver um diagrama unifilar para o referido alimentador,
conforme descreve a figura 10:
(SE-1)
(CG-2)
P2+jQ2
(CG-3)
P3+jQ3
(CG-4)
P4+jQ4
(CG-5)
P5+jQ5
(CG-6)
P6+jQ6
(CG-7)
(CG-8)
P7+jQ7
Trecho
Distância [m]
SE-1 a CG-2
1000
CG-2 a CG-3
3000
CG-3 a CG-4
1000
CG-4 a CG-5
500
CG-5 a CG-6
500
CG-6 a CG-7
1000
CG-7 a CG-8
1000
Figura 10 Diagrama Unifilar do alimentador GUL-115.
Considerando como condutor o cabo CA 336,4 e admitindo as distâncias da tabela 8, são definidos os seguintes parâmetros para os diversos
trechos do alimentador:
235
236
Tabela 10 Resultados do Fluxo de Potência
Tabela 9 Parâmetros dos Trechos de Linha
Trecho
R%
X%
Q [kvar]
SE-1 a CG-2
10,0
26,1
62,92
CG-2 a CG-3
30,0
78,3
188,76
CG-3 a CG-4
10,0
26,1
62,92
CG-4 a CG-5
5,0
13,1
31,46
CG-5 a CG-6
5,0
13,1
31,46
CG-6 a CG-7
10,0
26,1
62,92
CG-7 a CG-8
10,0
26,1
62,92
Variáveis
Para o condutor CA 336,4 foram considerados os seguintes dados básicos:
R = 10%/km
Valores Obtidos
Potência Ativa da Fonte
7000 kW
Potência Reativa da Fonte
2300 kvar
Tensão na Barra da Fonte
13,80 kV ou 1,0 pu
Tensão na Barra CG-2
13,62 kV ou 0,9871 pu
13,16 kV ou 0,9537 pu
13,03 kV ou 0,9442 pu
12,98 kV ou 0,9406 pu
12,95 kV ou 0,9381 pu
12,89 kV ou 0,9341 pu
12,89 kV ou 0,9342 pu
Perdas Ativas Totais
229 kW
Perdas Reativas Totais
136 kvar
X = 26,1%/km
Q = 62,92 kvar/km
Simulações com Geração Distribuída
Simulação do Caso Base
(SE-1)
(CG-2)
(CG-3)
(CG-4)
(CG-5)
(CG-6)
(CG-7)
(CG-8)
A análise a seguir contempla novas configurações para a região associada
ao alimentador, admitindo a presença de unidades geradoras distribuídas
(GD) conectadas na barra CG-7. Para tanto, são consideradas entre uma e
quatro unidades geradoras de 3 MVA cada. As diversas configurações estudadas estão listadas na tabela 21.
Na tabela 21 considera-se:
P2+jQ2
P3+jQ3
P4+jQ4
P5+jQ5
P6+jQ6
GD<Carga: condição de despacho na GD inferior à carga da área. Nesta
condição a área é também suprida pela SE-1.
P7+jQ7
Figura 11 Configuração Original do Alimentador GUL-115.
GD=Carga: condição de despacho na GD igual à carga da área. Nesta
condição a carga da área é suprida pela GD, podendo haver
ilhamento ou não.
Para o caso base tem-se a seguinte configuração do alimentador:
Através de simulação de fluxo de potência foram encontrados os seguintes resultados para a configuração original do sistema:
237
GD>Carga: condição de despacho na GD superior à carga da área. Neste cenário a carga da área é suprida pela GD e o excedente é
enviado à SE-1.
238
Tabela 22 Resultados do Fluxo de Potência Caso 2
Tabela 21 Configurações Estudadas.
Configurações
Casos
Variáveis
Número
de Máquinas
1
Caso Original
Sem GD
2
Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD<Carga)
1
3
Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD<Carga)
2
4
Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD=Carga)
3
5
Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD>Carga)
3
6
Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD>Carga)
4
7
Com GD na Barra CG-7
3
Valores Obtidos
4100 kW
400 kvar
Potência Ativa da GD
2700 kW
Potência Reativa da GD
1400 kvar
13,8 kV ou 1,0 pu
13,73 kV ou 0,9949 pu
13,58 kV ou 0,9838 pu
13,54 kV ou 0,9814 pu
13,54 kV ou 0,9813 pu
13,56 kV ou 0,9823 pu
13,59 kV ou 0,985 pu
Caso 2 – Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD<Carga) – 1
13,59 kV ou 0,985 pu
máquina
A figura 12 apresenta a configuração considerada.
e Área Toda Ilhada (GD=Carga)
56 kW
-344 kvar
Caso 3 – Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD<Carga) – 2
GD
(SE-1)
(CG-2)
(CG-3)
(CG-4)
(CG-5)
(CG-6)
(CG-7)
máquinas
(CG-8)
GD
P2+jQ2
P3+jQ3
P4+jQ4
P5+jQ5
P6+jQ6
(SE-1)
P7+jQ7
(CG-2)
(CG-3)
(CG-4)
(CG-5)
(CG-6)
(CG-7)
(CG-8)
Figura 12 Configuração com GD na Barra CG-7.
P2+jQ2
P3+jQ3
P4+jQ4
P5+jQ5
P6+jQ6
P7+jQ7
Através de simulação de fluxo de potência foram encontrados os seguintes resultados para a presente configuração do sistema:
239
240
Variáveis
Valores Obtidos
1300 kW
500 kvar
Variáveis
5400 kW
-200 kW
1200 kvar
1100 kvar
7000 kW
600 kvar
13,8 kV ou 1,0 pu
Valores Obtidos
13,76 kV ou 0,9972 pu
13,70 kV ou 0,9927 pu
13,70 kV ou 0,9924 pu
13,76 kV ou 0,9972 pu
13,71 kV ou 0,9932 pu
13,70 kV ou 0,9926 pu
13,73 kV ou 0,9952 pu
13,69 kV ou 0,9922 pu
13,8 kV ou 0,9999 pu
13,70 kV ou 0,9931 pu
13,8 kV ou 1,0 pu
13,73 kV ou 0,9951 pu
20 kW
13,8 kV ou 0,9999 pu
-448 kvar
13,8 kV ou 1,0 pu
13,8 kV ou 1,0 pu
51 kW
-367 kvar
Caso 4 – Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD=Carga) – 3
máquinas
Caso 5 – Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD>Carga) – 3
máquinas
GD
(SE-1)
(CG-2)
(CG-3)
(CG-4)
(CG-5)
(CG-6)
(CG-7)
(CG-8)
GD
(SE-1)
P2+jQ2
P3+jQ3
P4+jQ4
P5+jQ5
P6+jQ6
(CG-2)
(CG-3)
(CG-4)
(CG-5)
(CG-6)
(CG-7)
P7+jQ7
P2+jQ2
P3+jQ3
P4+jQ4
Figura 15 Configuração com GD na Barra CG-7
241
242
P5+jQ5
P6+jQ6
P7+jQ7
(CG-8)
Variáveis
Variáveis
Valores Obtidos
Valores Obtidos
-1300 kW
1600 kvar
2800 kvar
8100 kW
10800 kW
300 kvar
-400 kvar
13,8 kV ou 1,0 pu
13,76 kV ou 0,9971 pu
13,69 kV ou 0,9923 pu
13,69 kV ou 0,9920 pu
13,70 kV ou 0,9928 pu
13,73 kV ou 0,9949 pu
13,8 kV ou 0,9999 pu
13,8 kV ou 1,0 pu
95 kW
-3800 kW
-251 kvar
13,8 kV ou 1,0 pu
13,75 kV ou 0,9965 pu
13,68 kV ou 0,9911 pu
13,67 kV ou 0,9909 pu
13,69 kV ou 0,9919 pu
13,72 kV ou 0,9942 pu
13,8 kV ou 0,9999 pu
13,8 kV ou 1,0 pu
282 kW
235 kvar
Caso 7 – Com GD na Barra CG-7 e Área Toda Ilhada (GD=Carga) – 3
Caso 6 – Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD>Carga) – 4
máquinas
máquinas
GD
GD
(SE-1)
(CG-2)
P2+jQ2
(CG-3)
P3+jQ3
(CG-4)
P4+jQ4
(CG-5)
P5+jQ5
(CG-6)
P6+jQ6
(CG-7)
(CG-8)
(SE-1)
(CG-2)
P2+jQ2
P7+jQ7
(CG-3)
P3+jQ3
(CG-4)
P4+jQ4
(CG-5)
P5+jQ5
Figura 17 Configuração Ilhada com GD na Barra CG-7.
243
244
(CG-6)
P6+jQ6
(CG-7)
P7+jQ7
(CG-8)
Pode-se observar que:
Todos os casos com operação conjunta GD e fonte (SE-1) mostram
melhores comportamentos de tensão, do que a operação sem GD.
Nas tabelas podem ser observados níveis de tensão mais adequados
nos barramentos, assim como os valores singulares mínimos mais
elevados (superiores a 0,9).
Variáveis
Valores Obtidos
6800 kW
1800 kvar
13,52 kV ou 0,9797 pu
13,58 kV ou 0,9838 pu
13,61 kV ou 0,9864 pu
13,64 kV ou 0,9887 pu
13,69 kV ou 0,9922 pu
13,8 kV ou 0,9999 pu
13,8 kV ou 1,0 pu
Os níveis de tensão mais adequados foram observados para o caso 3,
onde a GD opera com 2 unidades geradoras e o sistema está conectado à barra SE-1. A GD está despachada neste caso com 5400 kW, ou
seja, um valor um pouco inferior à carga da área que é de aproximadamente 6700 kW.
Em termos de perdas, os casos com operação conjunta são melhores
do que o caso sem GD. Foram verificados os seguintes valores: 56
kW, 20 kW e 51 kW, respectivamente para os casos de despachos da
GD de: 2700 kW (1 máquina, caso 2), 5400 kW (2 máquinas, caso 3)
e 7000 kW (3 máquinas, caso 4). No caso sem GD as perdas somaram 229 kW. Pode-se observar que o caso 3 é o que mostra melhores
resultados.
42 kW
-320 kvar
No caso em que a GD está despachada com 3 máquinas e gerando
8100 kW, (caso 5), ou seja, geração maior do que a carga da área, há
uma ligeira redução no perfil de tensões do sistema, se comparada
aos casos 2, 3 e 4. No entanto, mesmo com esta condição de maior
carregamento no sistema, pois a área agora é exportadora de energia,
os níveis de tensão foram bem melhores do que no caso sem GD.
Análise Comparativa dos Casos Simulados
Como forma de subsidiar as análises das diversas configurações consideradas, foram calculados também os valores singulares mínimos das matrizes
Jacobianas reduzidas de sensibilidade QV. Estes índices são importantes
para a verificação do sistema em termos do comportamento geral da tensão. A Tabela 26 apresenta os resultados obtidos para os 7 casos simulados.
Em termos das perdas, o caso 5, com valores da ordem de 95 kW, é
um pouco pior do que os casos 2, 3 e 4, mas é bem melhor do que o
caso sem GD onde as perdas foram de 229 kW.
Tabela 26 Valores Singulares Mínimos das Matrizes JQV
Casos
Valores Singulares Mínimos
1
0,101446
2
0,903970
3
0,924162
4
0,923436
5
0,922373
6
0,917928
7
0,360956
No caso em que a GD está despachada com 4 máquinas e gerando
10800 kW, (caso 6), com geração maior do que a carga da área, há
uma redução no perfil de tensões do sistema, se comparada aos casos
2, 3 e 4, embora pequena. No entanto, mesmo com esta condição de
maior carregamento no sistema, pois a área exporta agora praticamente 3000 kW, os níveis de tensão foram bem melhores do que no
caso sem GD.
245
246
Em termos das perdas, o caso 6 é o pior de todos, com valores da
ordem de 282 kW, superior ao caso sem GD. Mas isto se justifica
pelo montante de carregamento no sistema, com a área exportando
aproximadamente 3000 kW.
A operação ilhada, com o sistema sendo alimentado apenas pela
GD, apresenta bons resultados, tanto de tensão, quanto de perdas.
Os níveis de tensão nos barramentos foram inferiores aos casos da
operação conjunta (exceto o caso 2, com 1 máquina), sendo no entanto melhores do que a condição sem GD. Esta última situação
tem como exceção a barra CG-2, que na operação ilhada fica mais
afastada da geração. Já as perdas neste caso, de 42 kW, são bem
mais baixas do que às do caso sem GD (229 kW), sendo superiores
apenas às do caso 3 (20 kW).
Conclusões
O caso de operação conjunta GD e fonte (SE-1), com despachos de
5400 kW (2 máquinas) na GD, foi o que apresentou os melhores resultados no sistema analisado.
A operação ilhada, com a GD alimentando toda a carga da área, mostra melhores resultados do que a operação sem a GD.
Considerações
Este estudo leva em consideração apenas o regime permanente, sendo desconsiderado nesta análise o regime transitório.
Não foram abordados aspectos comerciais, sendo este um estudo essencialmente técnico. Para tomadas de decisão visando investimentos, deve ser feita também uma avaliação dos aspectos comerciais
para que se encontre a condição mais viável para a concessionária,
contemplando o ponto ótimo entre aspecto técnico e comercial.
247

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