VIABILIDADE TÉCNICO-ECONÔMICA DE SISTEMAS DE COGERAÇÃO PARA ATENDER
DEMANDAS DE ELETRICIDADE, CALOR E FRIO EM
APLICAÇÕES DE PEQUENO E MÉDIO PORTE
Aluno: Leandro da Silva Sales
Orientador: Ricardo Dias Martins de Carvalho
Co-orientador: Osvaldo José Venturini20/09/2006
Sumário1. Estrutura da Tese
2. Definição de Cogeração
3. Objetivos da Tese
4. Sistemas de Cogeração
5. Parâmetros de Desempenho de Sistemas de Cogeração
6. Refrigeração por Absorção
7. Cogeração em Sistemas Isolados
8. Conclusões
1. Estrutura da Tese1. Introdução (objetivos e cogeração no Brasil)
2. Aspectos Técnicos de Sistemas de Cogeração
• Eficiências, emissões e custos.
• Principais configurações e critérios de seleção.
• Sistemas de refrigeração por absorção.
3. Análise Econômica de Sistemas de Cogeração
• Custos de produção de energia elétrica e gelo.
• TR, TIR, VAU, VPL.
4. Otimização aplicada a Sistemas de Cogeração
5. Utilização de Sistemas de Cogeração na Amazônia
6. Conclusões
1. Definição de CogeraçãoÉ a geração simultânea de energia elétrica ou mecânica e calor útil (calor de processo e/ou frio) a partir da queima de um mesmo combustível.
Vantagem: uso mais eficiente da energia do combustível devido ao aproveitamento da energia térmica necessariamente rejeitada no ciclo de potência.
2. Objetivos da TeseEstudo, do ponto de vista técnico e econômico, da aplicação de TG, Microturbinas, MCI e resfriadores por absorção para a produção de eletricidade e calor e/ou frio.
Para quê? Selecionar a tecnologia e a configuração adequada para atender determinada demanda energética.
Como? Fazendo a análise econômica das configurações possíveis: custo de geração, economia de energia primária, TR, TIR, etc.
2. Objetivos da TeseEscolhida a melhor configuração, qual a estratégia de operação da planta? Ou seja: paridade elétrica, térmica ou despacho econômico (gerar e vender excedentes)?
A solução não é simples, exigindo estudos de otimização.
3. Sistemas de Cogeração
Figura 1: Cogeração com turbina a gás e ciclos de absorção.
3. Sistemas de Cogeração
Figura 2: Cogeração com MCI (Cruz, 2004).
4. Parâmetros de Desempenho de Sistemas de Cogeração
Eficiência global de cogeração:
u
el
QW
=β
PCImQW
c
ueCHP &
&& +=η
Economia de combustível:
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
η+
ηβ
η
+β−=
QWCHP
1
11EC
4. Parâmetros de Desempenho de Sistemas de Cogeração
• Termelétrica convencional:
el
FE0036,0EPη
=
• Sistema de cogeração:
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛β
+η
=11FE0036,0EP
CHP comb
uelCHP Q
QW +=η
Emissão de poluentes:
5. Refrigeração por Absorção
Figura 3: Principais componentes de um ciclo de absorção.
5. Refrigeração por absorção
• Vantagens: utiliza energia térmica; baixo consumo de energia elétrica (0,01 a 0,04 kW/TR).
• Desvantagens: são maiores e mais pesados que os chillers de compressão; elevado custo inicial (3 vezes o custo do chiller de compressão).
5. Refrigeração por absorção• Principais ciclos: H2O-LiBr e NH3-H2O.
• H2O-LiBr: água é o refrigerante, portanto trabalha com pressões baixas para que ocorra evaporação da água a baixas temperaturas (Tmín= 3,7°C; P=6 mmHg).
• NH3-H2O: amônia é o refrigerante; é utilizado quando se requer frio a baixa temperatura (refrigeração de alimentos e produção de gelo).
5.1. Refrigeração Solar
Figura 4: Refrigeração por absorção.
5.1. Refrigeração Solar• Qual a área de coletores necessária para
atender a demanda de água quente no resfriador por absorção?
• Qual a melhor relação Vs/Ac?
• É viável economicamente?
5.1. Refrigeração Solar
ccu IAQ η=
( ) ⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛ −−=
ITT
UFF ainLRRc ταη
( ) ( )[ ]asold,ssLusp
old,snew,s TTUAQQ)cM(
tTT −−−+=Δ
g
LQQ
f =
5.2. Análise Econômica
S21F1 CPLfCPLCS −=
-50000
-40000
-30000
-20000
-10000
0
10000
20000
30000
40000
0 100 200 300 400 500 600 700
Collector area [m2]
Life
cyc
le s
olar
sav
ings
[R$]
2000 liters2500 liters3000 liters3500 liters4000 liters5700 liters7000 liters
Figura 5: LCS em função da área de coletores para cada volume de reservatório.
5.2. Análise Econômica
Tabela 1:Valor presente de três sistemas analisados.
PWMPWOICLCC ++=
( )( )∑
=
−
+
+=
N
1jj
1j
d1i1opPWO ( )
( )∑=
−
+
+=
N
1jj
1j
d1
i1mPWM
IC [R$] PWO [R$] PWM [R$] LCC [R$]
System I 93,410.00 301,236.65 21,522.22 416,168.87
System II 161,462.72 213,787.84 21,522.22 396,772.78
System III 36,855.00 174,936.93 21,522.22 233,314.15
6. Cogeração em Sistemas Isolados• Considerou-se o sistema isolado do
Amazonas, onde a energia elétrica é muito cara devido ao alto custo do combustível, requerendo subsídios governamentais (CCC).
• Pesca: importante atividade econômica da região amazônica.
• A produção pesqueira está sujeita a perdas devido à falta de câmaras de armazenamento e gelo para conservação de peixes.
6. Cogeração em Sistemas Isolados• Grande necessidade de gelo e energia
elétrica cara. Por que não usar cogeração com refrigeração por absorção? É viável economicamente?
• Para atender o crescente mercado de energia elétrica no Amazonas, está sendo construído o gasoduto Coari-Manaus, que irá aproveitar o gás natural da bacia do rio Solimões. (397 km; 10,5 milhões m3/dia; conclusão em 2008).
6. Cogeração em Sistemas Isolados
Energia Elétrica Produção de Gelo Localidade Pico
[kW] Vendida
[kWh/ano] Gerada
[kWh/ano] GeneradaVendida
Câmaras Frias [TR] ⎥⎦
⎤⎢⎣⎡diaton [TR]
Careiro-Castanho 1.309 3.461.078 6.028.911 0,574 17,6 6 15,3
Coari 3.906 13.824.211 21.377.500 0,647 80,9 9 22,9 Codajás 1.280 4.158.887 6.805.873 0,611 32,5 11 28,0 Iranduba 5.170 14.863.243 24.273.965 0,545 1.113,4 65 165,2
Manacapuru 8.107 25.677.386 45.921.425 0,559 748,4 121,6 309,0
Demanda em Iranduba:
• Energia elétrica: 37,38 GWh/ano.
• Capacidade frigorífica: 1.278,6 TR.
Tabela 2: Energia elétrica e demanda frigorífica em algumas localidades.
Fonte: Adaptado de Cruz (2004).
6.1. Potencial de Refrigeração e Produção de Gelo
• Paridade elétrica: o calor é produzido como conseqüência da geração de energia elétrica.
• Potencial de refrigeração: uevap QCOPQ =
• Produção de gelo:
)]T0(ch)0T(c[FPQ
mfice,psliwater,p
evapice −++−
=
6.2 Custo de Geração de Energia Elétrica
eltM&OM&OcombcombEEEE WZPWFEEcPWFEEcPWFEEc =−−
( )( )∑
=
−
+
+=
n
1kk
1k
j1f1PWF HRpc combcomb =
( )eePWF
eePWFcPWFcZc
EE
M&OM&OcombcombtEE
++=
RECEITAS – DESPESAS = INVESTIMENTO:
6.2 Custo de Geração de Energia Elétrica
Tributo ou Contribuição
Natureza Jurídica Alíquota Incidência / Base de Cálculo
IR Imposto
15%, mais 10%
Adicional de Imposto de
Renda
Lucro – O Adicional de Imposto de Renda (10%) é devido sobre a parcela do lucro que exceder R$ 240.000,00 ao
ano
CSLL Contribuição 9% Lucro
PIS Contribuição 1,65% Receita
COFINS Contribuição 7,6% Receita
TFSEE Contribuição 0,5% Receita
ICMS Imposto Até 30% Valor da comercialização dos serviços
CPMF Contribuição 0,35% Movimentação Financeira
RGR Contribuição 2,5 a 3%2,5% do Ativo Reversível limitado a 3% da receita. A TFSEE é deduzida do valor
apurado da RGR
Tabela 3: Tributos incidentes sobre a geração termelétrica.
6.2 Custo de Geração de Energia Elétrica
DZIICSLLIRPWFeecPWFeecPWFeec tfatCOF/PISM&OM&OcombcombEEEE −=−−−−−−
( ) ( )( )( ) eePWFALALALAL1
eeALAL1PWFcPWFcZPWFAL1c
EEfatCOF/PISCSLLIR
CSLLIRM&OM&OcombcombtZDEE
t
−−−−
−−++−=
( )eePWFcPWFcPWFcALIR M&OM&OcombcombEEEEIR −−=
( )eePWFcPWFcPWFcALCSLL M&OM&OcombcombEEEECSLL −−=
eePWFcALI EEEECOF/PISCOF/PIS =
eePWFcALI EEEEfatfat = tztD PWFZALD =
6.3 Custo de Produção de Gelo
evapcM&OiceM&Oiceiceice qZPWFMcPWFMc =−
iceice
M&OiceM&Oevapcice MPWF
PWFMcqZc
+=
( ) ( )( ) iceicefatCOF/PISCSLLIR
CSLLIRM&OiceM&OevapcZDice MPWFALALALAL1
ALAL1PWFMcqZPWFAL1c c
−−−−
−−+−=
DqZIICSLLIRPWFMcPWFMc evapcfatCOF/PISM&OiceM&Oiceiceice −=−−−−−
6.4 Tempo de Retorno do Investimento na Planta de Cogeração
( ) ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛++
×
⎪⎪
⎭
⎪⎪
⎬
⎫
⎪⎪
⎩
⎪⎪
⎨
⎧
+
+
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡−⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛++
=
j1f1
11
j1L
1j1f1C
Nliq log
log
( ) TtribtribTRTliq CLALRAL1L −−−=
( ) TTTRTtrib DCRAL1L −−−=
6.4 Cogeração com TG e Ciclo por Absorção
Figura 6:Cogeração com Kawasaki M7A-02; 6,955 MW; 27%.
6.4 Cogeração com TG e Ciclo por AbsorçãoTabela 4: Simulação da turbina a gás e chiller de absorção.
Carga[%]
Wel[kW]
Operação[hr/ano]
Tgas[°C]
qevap[TR]
Mice[ton/hr]
cEE[U$/MWh]
cice[U$/ton]
N[anos]
100 6,088 394,20 540,4 1985,8 48,84
80 4,871 6.669,98 490,2 1710,9 42,08
50 3,044 819,82 410,6 1290,2 31,73
98,91 18,11 2,89
6.4 Cogeração com TG e Ciclo por Absorção
Figura 7: Análise de sensibilidade para o custo de geração e comercialização da energia elétrica.
85
90
95
100
105
110
-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20
Variação [%]
Cus
to d
a en
ergi
a el
étric
a [U
S$/M
Wh]
CombustívelJurosInvestimentoICMS
6.4 Cogeração com TG e Ciclo por Absorção
Figura 8: Análise de sensibilidade para o custo de produção e comercialização do gelo.
14
15
16
17
18
-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20
Variação [%]
Cus
to d
o ge
lo [U
S$/to
n]
Tempo de operaçãoCo&mInvestimentoJurosICMS
6.4 Cogeração com TG e Ciclo por Absorção• Com a turbina operando a 64% de sua potência
nominal, obtém-se uma capacidade frigorífica de 1.278 TR, capaz de suprir as câmaras frias e toda a produção de gelo em Iranduba-AM.
• Eficiência global de cogeração: 83%
Chiller[TR]
Produção de Gelo[ton/dia]
cice[US$/ton]
N[anos]
165,2 65,0 16,01 10,96
Tabela 5: Simulação para atender a demanda em Iranduba.
6.4 Cogeração com TG e Ciclo por Absorção
0
10
20
30
40
50
60
70
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Produção de gelo [ton/h]
Tem
po d
e re
torn
o [a
nos]
ICMSel=0%
ICMSel=5%
ICMSel=10%
ICMSel=17%
Figura 9: Tempo de retorno em função da produção de gelo e do ICMS da energia elétrica.
6.4 Cogeração com TG e Ciclo por Absorção
Figura 10: Tempo de retorno em função da variação do preço de venda do gelo e da energia elétrica.
5
10
15
20
25
30
-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20
Variação [%]
Tem
po d
e re
torn
o [a
nos]
Preço da energia elétricaPreço do gelo
6.5 Cogeração com MCI e Ciclo por Absorção
Figura 11: Cogeração com MCI Cummins KTA50; 1,22 MW; 43,6%.
6.5 Cogeração com MCI e Ciclo por Absorção
MCI: Cummins KTA50; 1,22 MW; 43,6%.
• 5 motores para atender Iranduba-AM.
Cada motor:
• Gases de escape: capacidade frigorífica para câmaras frias (71,5 TR).
• Água de refrigeração: gelo (35,4 ton/dia).
Eficiência global de cogeração: 72%
6.5 Cogeração com MCI e Ciclo por Absorção
Subsídio CCC:
• TEH = US$ 19,18/MWh (R$ 42,19/MWh).
• Pcomb=US$ 0,83/litro (R$ 1,83/litro).
• cesp=0,2409 litros/MWh.
• V=US$ 162,69/MWh.
( )TEHpC1000KEV combesp −=
6.5 Cogeração com MCI e Ciclo por Absorção
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
ICMS [%]
Cus
to d
a en
ergi
a el
étric
a [U
S$/M
Wh]
Sem subsídio
Com subsídio
Figura 12: Custo da energia fornecida em função da alíquota de ICMS.
7. Otimização Aplicada à Cogeração
Problema: estabelecida a melhor configuração da central de cogeração para atender as demandas energéticas, qual a estratégia ótima de operação?
Ou seja: Quanto de energia deve ser gerada, comprada ou vendida a fim de que se tenha o menor custo de produção energética para atender as demandas de energia elétrica, calor e frio?
7. Otimização Aplicada à Cogeração
Figura 13: Fluxo energético em um sistema de cogeração.
7. Conclusões• Modelagem dos custos de produção e
comercialização de energia elétrica e gelo, incluindo impostos e contribuições.
• Estudo de alguns casos mostra que a carga tributária, principalmente o ICMS, encarece muito a energia,.
• O conhecimento das parcelas que compõem o custo total da energia permite fazer sugestões para incentivar a cogeração. Ex.: ICMS reduzido durante a recuperação do capital; isenção de IPI e taxa de importação.
7. ConclusõesContribuições:
• Com base em informações dispersas na literatura, foi simulada a operação de um sistema de cogeração na Amazônia (dados reais de Iranduba foram usados). Foi possível avaliar a viabilidade técnica e econômica de um empreendimento deste tipo nessa região.
• Estabelecer, através de métodos de otimização, estratégias ótimas de operação de demandas de eletricidade, calor e frio.
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