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C C A P Í T U L O 1

A S P E C T O S G E R A I S D A G E R A Ç Ã O

D I S T R I B U Í D A

A partir da motivação para sua concepção e expansão, este capítulo intro-duz os conceitos e definições associadas à geração distribuída, apresen-tando ainda o conjunto de tecnologias disponíveis e que serão estudadasao longo do trabalho, bem como uma visão da evolução da geração distri-buída mediante cogeração no mundo e no Brasil.

1.1 FUNDAMENTOS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Diversos motivos têm induzido o interesse em geração distribuída. Parti-cularmente no Brasil, onde cerca de 81% da oferta total de energia elétri-ca são assegurados por grandes centrais hidrelétricas distantes dos gran-des centros de consumo, a necessária implementação de novas alternati-vas de geração de eletricidade deve considerar questões tão diversas comodistribuição geográfica da produção, confiabilidade e flexibilidade deoperação, disponibilidade e preços de combustíveis, prazos de instalaçãoe construção, condições de financiamento e licenciamento ambiental, etc.Entretanto, a falta ou insuficiência de investimentos; o tempo requeridopara disponibilizar capacidade adicional (hidráulica ou térmica de grandeporte) e a carência de uma política claramente definida no setor, dese-nham um quadro preocupante que, certamente, se estenderá por algunsanos. Durante esse período uma nova matriz energética deverá emergir,provavelmente hidrotérmica e onde a geração em menor escala, associadaao consumidor, certamente terá um papel importante, visto ser eventual-mente a única forma de garantir a implementação de capacidade adicio-nal, em curto prazo e com custos competitivos. Ademais, esta futura gera-ção de eletricidade deverá também se adequar às necessidades do merca-do energético brasileiro, respeitando as características únicas do seu siste-ma elétrico, introduzindo ganhos de eficiência, confiabilidade e flexibili-dade, e procurando ao mesmo tempo responder aos desafios de sempre:aumentar a eficiência de utilização dos recursos energéticos e minimizaros impactos ambientais decorrentes do seu processo.

Em um quadro mais amplo, nos últimos anos e em todo o mundo, adesregulamentação da indústria de energia elétrica tem levado a mudan-ças profundas na indústria e em seu mercado. Neste sentido, o alvo princi-pal tem sido buscar um mercado competitivo, inovador e voltado para osconsumidores, onde os negócios apenas têm êxito, se focados no interessedestes consumidores. Tal contexto enfatiza, portanto, a confiabilidade, oaumento na eficiência energética, do desempenho ambiental e a prestaçãode serviços que atendam a outras necessidades da comunidade em geral.Associando-se a estas transformações, em parte como causa, em partecomo efeito, os avanços tecnológicos têm posicionado favoravelmente ageração distribuída frente aos grandes sistemas centralizados. Os novosdesenvolvimentos em tecnologias de geração termelétrica em pequena es-

ASPECTOS GERAIS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

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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 associadasà microturbinas a gás, para mencionar as propostas ainda em desenvolvi-mento, têm colocado estas centrais como uma alternativa concreta de su-primento de energia elétrica e térmica, efetuando-se a geração no pontode consumo final ou próximo deste. Estes sistemas, tem sido denomina-dos genericamente como geração distribuída e configuram um modelocomplementar ou alternativo ao das grandes centrais de potência no su-primento de energia elétrica.

Existem diversas definições relacionadas ao conceito de geração dis-tribuída, como revisa El-Khattan e Salama, 2004. Segundo Ackermann,2001, por exemplo, a geração distribuída pode ser definida como umafonte de geração conectada diretamente na rede de distribuição ou aoconsumidor. A potência instalada, nesta definição, não é considerada re-levante para sua caracterização. O autor, neste mesmo trabalho, divide ageração 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 a300 MW), valores que consideram a realidade americana. No Brasil, a ge-ração distribuída é geralmente limitada superiormente por uma potênciainstalada de 30 MW ou de 50 MW, dependendo do autor. Existem situa-ções, entretanto, que mesmo sistemas com potências maiores poderiamser considerados geração distribuída. Assim, para a caracterização que sepretende neste texto e utilizando-se da notação empregada por Acker-mann, 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 sidoadotadas. Segundo o CIGRE, geração distribuída é a geração que não éplanejada de modo centralizado, nem despachada de forma centralizada,não havendo portanto um órgão que comande as ações das unidades degeração descentralizada (Malfa, 2002). Para o IEEE, geração descentrali-

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA: ASPECTOS TECNOLÓGICOS, AMBIENTAIS E INSTITUCIONAIS

4

zada é uma central de geração pequena o suficiente para estar conectada arede 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 principaistecnologias para sistemas de geração distribuída de eletricidade e calor empequena escala, como motores alternativos, microturbinas a gás, células acombustível e motores Stirling. Também se inclui um tópico com relaçãoàs tecnologias de geração distribuída na base de fontes renováveis, comoos sistemas eólicos, fotovoltaicos, a biomassa e pequenas centrais hidrelé-tricas. Como observado na figura 1.1, essas tecnologias apresentam de-sempenho comparável às tecnologias convencionais, já maduras em ter-mos de confiabilidade, sobretudo se utilizados em sistemas de cogeração,embora em alguns casos ainda sejam marginalmente viáveis em termoseconômicos. Na tabela 1.1 se apresentam dados de potência, consumo es-pecífico de calor (heat rate) e fatores de emissão de diferentes tecnologiasde geração termelétrica (sistemas convencionais e geração distribuída),adaptados de Bluestein, 2000.


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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 –


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1.2 COGERAÇÃO E GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

A geração distribuída de energia elétrica pode vantajosamente empre-gar os sistemas de cogeração, onde se desenvolve simultaneamente, e deforma seqüenciada, a geração de energia elétrica ou mecânica e energiatérmica (calor de processo e/ou frio), a partir da queima de um combustí-vel tal como os derivados de petróleo, o gás natural, o carvão ou a biomas-sa. Essa tecnologia é uma das alternativas mais eficazes para uma utiliza-ção consistente e racional da energia primária disponível, principalmentese comparada a centrais térmicas convencionais. Com efeito, a produçãocombinada de energia elétrica e térmica para uso local, contribui signifi-cativamente para a rentabilidade de uma planta de geração, principal-mente pelo fato de apresentar eficiências elevadas, decorrente do usodado às correntes térmicas necessariamente rejeitadas no ciclo térmico.Conseqüentemente, os impactos ambientais associados ao processo deconversão de energia de um modo geral são minimizados, ainda maisquando utilizados sistemas a gás natural, que apresentam menor nível depoluição atmosférica. Vale observar que a energia mecânica produzidapode ser utilizada na forma de trabalho mecânico (por exemplo, no acio-namento de moendas, turbo-bombas, turbo-sopradores, entre outros) outransformada em energia elétrica através de um gerador de eletricidade; ea energia térmica é utilizada como fonte de calor para um processo e/oucom fins de refrigeração (indústrias, hospitais, centros comerciais, aero-portos, etc.). Em todo o mundo a cogeração vem assumindo uma impor-tância crescente, sendo freqüentemente incentivada por governos e porempresas privadas de distribuição de energia.

Outros fatores tem influenciado sensivelmente na política de incenti-vo à cogeração, por exemplo: a eficiência das plantas térmicas convencio-nais já atinge os limites tecnológicos dados pelos materiais empregados, oque pode ser observado na figura 1.2. Também a necessidade de reduçãodas emissões de CO2, a fim de atenuar o efeito estufa (Protocolo de Kyo-to), mediante um aumento na eficiência de utilização dos combustíveisfósseis, onde a cogeração pode contribuir em muito. A figura 1.3 apresen-ta os níveis de emissões de CO2 para as diferentes tecnologias de geraçãode eletricidade destacando-se a cogeração como a menos poluente. Na fi-gura 1.4 mostra-se o custo total do kWh gerado (retorno do investimento,custo do combustível e custos com linhas de transmissão e distribuição)


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em algumas novas centrais, e novamente pode ser observada a vantagemdo uso da cogeração, principalmente pela redução dos custos de transmis-são e distribuição.


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Figura 1.3 Níveis de emissões de CO2 para diferentes tecnologias que usam combustíveisfosseis em kg/MWh (Sargent, 2001).

1.3 EVOLUÇÃO DA COGERAÇÃO

As tecnologias de geração de energia elétrica em menor escala, parautilização próximas aos consumidores e geralmente destinando o calorrejeitado nos ciclos de potência para algum processo de aquecimento, nãosão efetivamente novidades no contexto energético. É interessante reversua evolução e principalmente constatar sua significativa expansão emanos recentes. Enfatizando assim a cogeração, justamente a tecnologia demelhor desempenho energético e portanto recebendo maior estímulo naspolíticas energéticas, a seguir se comenta a evolução desta tecnologia degeração distribuída no mundo e no Brasil.

Os primeiros sistemas de cogeração instalados em todo o mundo sur-giram junto com a indústria da energia elétrica e datam do final do séculoXIX na Europa e princípios do século XX nos EUA, quando o forneci-mento de energia elétrica proveniente de grandes centrais se encontrava


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Figura 1.4 Comparação do custo total da energia elétrica para um consumidor através dediferentes tecnologias.

numa etapa incipiente de desenvolvimento. Nessa época era comum queconsumidores de energia elétrica de médio e grande porte instalassem elesmesmos suas próprias centrais de geração de energia, vendendo ou nãoexcedentes de eletricidade e vapor a consumidores vizinhos. Esta situaçãoperdurou até a década de 40 do século passado, quando os sistemas de co-geração chegaram a representar 50% de toda a energia elétrica gerada nosEstados Unidos e na Alemanha (Ackermann, 1999; Walter, 2000).

Com a proliferação das grandes centrais elétricas e das linhas de trans-missão e distribuição, que conseguiam fornecer energia abundante, con-fiável e barata, os sistemas de cogeração foram gradualmente perdendoparticipação e na década de 80, estes sistemas representavam somente10% da geração elétrica mundial. Nos Estados Unidos, no início da déca-da de 70, os sistemas de cogeração respondiam por aproximadamente 3%da oferta de energia (Nogueira e Santos, 1987). No entanto, esta situaçãocomeçou a ser modificada a partir da primeira crise do petróleo (1973),em um processo reforçado pela segunda crise (1978). Necessitando mu-dar rapidamente o quadro energético, com custos elevados e dificuldadesde suprimento diversos países criaram programas de conservação de ener-gia, com incentivos que visavam reduzir o consumo e a dependência dopetróleo importado.

Neste ambiente foi editado em 1978, nos Estados Unidos o NEA –National Energy Act, marco fundamental para o renascimento do interes-se em cogeração, contendo basicamente cinco blocos independentes:

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 coge-ração qualificada e remuneração pelo custo evitado da concessionária, foio que diretamente incentivou o desenvolvimento dos sistemas de cogera-ção nos EUA. Desde sua publicação, a participação da energia elétrica ge-rada por autoprodutores neste país aumentou gradativamente, com a co-geração representando hoje 7,5% da capacidade de geração e quase 9%


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da eletricidade gerada (Hinrichs, 2002). A seguir se apresenta uma breveavaliação do contexto recente e prospectivo da cogeração em diversos pa-íses e regiões do mundo, onde a cogeração já é uma realidade ou aindauma alternativa a viabilizar.

Estados Unidos

A Administração de Informação de Energia dos EUA (EIA – EnergyInformation Administration) reporta que, a partir de 2000, a cogeraçãorespondeu por aproximadamente 7,5% da capacidade instalada e quase9% da eletricidade gerada nos EUA. Na primeira conferência americanade produção combinada de calor e potência (CHP – Combined Heat andPower), realizada em dezembro de 1998, a indústria de cogeração, o De-partamento de Energia (DOE – Department of Energy) e a Agência deProteção Ambiental (EPA – Environmental Protection Agency) anuncia-ram o programa de incentivo ‘CHP Challenge’, estabelecendo como metadobrar a capacidade instalada de cogeração entre 1999 e 2010, de 46 para92 GW. Quando esta meta for alcançada, os sistemas de cogeração repre-sentarão, aproximadamente, 14% da capacidade de geração elétrica dosEUA. O Conselho Econômico Americano de Eficiência Energética(ACEEE – American Council for an Energy–Efficiency Economy) estimaque um adicional de 95 GW de capacidade de CHP poderia ser adiciona-do entre 2010 e 2020, resultando em 29% de capacidade total.

Quase todos edifícios e indústrias dos EUA já usam energia térmica decaldeiras para aquecimento distrital, água quente, sistemas a vapor e apli-cações de calor de processo. Boa parte dos sistemas de cogeração atual-mente instalada nos EUA é usada para aplicações industriais, mas existeum uso crescente nos setores comercial e público. Através de múltiplosprogramas, o DOE e sua rede de laboratórios nacionais tem trabalhadocom fabricantes, usuários finais e outras secretarias do governo para ex-pandir o uso de tecnologias de cogeração, considerando os benefíciosenergéticos, econômicos e ambientais destes sistemas e, dessa forma, real-çando as barreiras que limitam a sua implementação. A iniciativa apóiauma gama de atividades, incluindo reuniões regionais, nacionais e inter-nacionais; diálogo com indústrias e o desenvolvimento de materiais edu-cacionais. O DOE também está auxiliando os fabricantes de diferentesequipamentos a trabalharem conjuntamente, a fim de integrar seus com-


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ponentes individuais em sistemas de cogeração completos e de fácil utili-zação, 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 GasTurbines e com a Broad USA, desenvolve sistemas de cogeração quese caracterizam por incluir uma turbina a gás Taurus de 5,2 MW erecuperação do calor de exaustão através de chillers de absorção to-talizando 2.000 TR (toneladas de refrigeração).

A Capstone Turbine Corporation projetará e testará pacotes de sis-temas de cogeração que usam gases de exaustão de microturbinas agás de 30 e 60 kW, acoplados com chillers de absorção para condi-cionamento de ar.

O Instituto de Tecnologia de Gás (GTI – Gas Technology Institute),desenvolve sistemas de cogeração com motores de combustão in-terna Waukesha associados a chillers de absorção Trane. A faixa depotência dos motores situa-se entre 290 e 770 kW, acoplados a sis-temas de absorção de diferentes capacidades.

Honeywell Laboratories implementam sistemas de cogeração paraedifícios, considerando turbinas a gás de 2-5 MW, combinadas comchillers de absorção de 500-2000 TR;

Ingersoll Rand desenvolve um sistema com uma microturbina a gásde 70 kW, associada a um sistema de refrigeração por absorçãoágua-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 cogera-ção modular em um hotel, composto de três microturbinas, troca-dores de calor com recuperação de calor, um chiller de absorção,uma unidade dessecante e um sistema de controle integrado. A pro-posta é tornar estes sistemas o modelo padrão de hotéis e motéis.

O United Technologies Research Center desenvolve um sistema decogeração baseado em microturbinas a gás aero-derivativas de 400kW e alta eficiência da Pratt & Whitney, combinadas a máquinas deabsorção da Carrier.


12

Europa

Na Europa a cogeração, em média, é responsável por 10% da energiaelétrica produzida, 10% da demanda de calor e uma pequena porcenta-gem da demanda de frio, seja através de pequenas plantas, ou plantas deaquecimento distrital com capacidade instalada superior a 500 MW elé-tricos, tanto no setor residencial como em grandes plantas térmicas e in-dustriais, queimando para isso, diversos tipos de combustíveis, desde car-vão, gás, óleo e até biomassa. Naturalmente que a cogeração em grandestermelétricas não pode ser considerada geração distribuída.

Na tabela 1.2 são apresentados os números relativos à cogeração emalguns paises da Europa de 1994 até 1998, mostrando como evoluiu aparticipação da cogeração na oferta de energia elétrica, em porcentuaissobre a geração total e a geração termelétrica. A tabela 1.3 mostra a capa-cidade instalada e a geração de energia elétrica em sistemas de cogeraçãopara países integrantes da Comunidade Européia, em valores para o ano2000.

Estima-se que atualmente a cogeração na Europa permite a reduçãodas emissões de CO2 em 350 milhões de toneladas e ainda uma economiade recursos energéticos de cerca de 1.200 PJ por ano, energia correspon-dente ao consumo da Áustria. Em 1997, quando a cogeração era respon-sável por 9% da energia elétrica gerada, a Comunidade Européia elabo-rou uma estratégia para dobrar a capacidade de geração por sistemas decogeração na Europa até 2010. Estima-se que gerando 18% da energiaelétrica consumida, a cogeração permitirá reduzir as emissões de CO2 em180 milhões de toneladas e o consumo de recursos energéticos em 1.000PJ. A figura 1.5 apresenta a evolução projetada para a cogeração em dis-tintos cenários de demanda e condições de mercado e a meta definidapela Comunidade Européia. Embora todos os paises europeus tenham as-sumido esta estratégia, a expansão da cogeração não será necessariamenteigual para todos, já que há paises onde a cogeração já é responsável pormais de 30% da demanda de energia elétrica, como a Holanda, a Dina-marca e a Finlândia. Na figura 1.6 é mostrada a porcentagem de produçãoelétrica por cogeração em 1999 em cada pais e os respectivos crescimen-tos possíveis até 2010 (em negro) para que a meta proposta possa ser atin-gida.


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,525

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,635

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257,

085

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410

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11.6

19,0

5,0

3,6

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5,2

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5)20

4.23

5,0

17,6

9,0

226.

336,

018

,39,

427

0.61

5,0

21,0

10,9

Tabela 1.3 Capacidade instalada em cogeração na Europa em 2000 (Whiteley, 2001).

País Capacidade Geração

(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

Itália 10.665 42.043

Holanda 7.873 39.780

Reino Unido 4.632 20.692

Suécia 3.131 14.844


15

Perc

enta

gem

28

26

24

20

16

12

8

41995 2000 2005 2010 2015 2020

Ano

1

2

3

4

5

6

Figura 1.5 Cenários para o futuro da cogeração na CEE. 1. Crescimento de cogeração sob aspolíticas atuais, antes do impacto da liberação. 2. Meta com relação a estratégia para acogeração na comunidade européia em 1997. 3. Meta de crescimento da cogeração naEuropa baseada em condições favoráveis de mercado. 4. Declínio no mercado baseado naprevisão em 2000, se não hover novas políticas. 5 Previsão para o declínio do mercado em2001-2002 se hover novas políticas. 6. Cenário pós-Quioto.

Na Dinamarca, onde a cogeração responde hoje por 50% da energiaelétrica produzida, principalmente no setor de aquecimento distrital,qualquer adição de novas unidades de geração só poderá ser feita pormeio de sistemas de cogeração ou por emprego de fontes de energia alter-nativa, como eólica ou solar. Como resultado do programa dinamarquês,os sistemas de cogeração proliferaram principalmente pela elevada efi-ciência global. Na Holanda, a cogeração representa hoje 38% da energiaelétrica gerada pelo país, sendo este um dos percentuais mais elevadosdestes sistemas na Europa. Embora a participação da cogeração neste paísseja elevada, seus planos para esta tecnologia incluem um aumento aindamaior destas centrais, sendo os mesmos considerados preferenciais e for-temente suportados por incentivos. A capacidade instalada de cogeraçãona Holanda está hoje ao redor de 7.500 MW, com um crescimento proje-tado para 15.000 MW até o ano 2010 (Whiteley, 2001).


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Média Comunidade EuropéiaReino Unido

SuéciaEspanhaPortugal

Países BaixosItália

IrlandaGrécia

AlemanhaFrança

FinlândiaDinamarca

BélgicaAústria

0 10 20 30 40 50 60

Figura 1.6 Porcentagem da eletricidade gerada por cogeração e acréscimo previsto (emnegro) nos países que integram a CEE.

Sudeste Asiático

Os países do Sudeste Asiático têm um grande potencial de cogeração e jáexistem exemplos de projetos implementados na região. Usuários típicosde cogeração são instalações industriais e institucionais de grande e médioporte, para aquecimento e resfriamento distrital (district heating and coo-ling) e pequenas plantas que necessita de calor de processo para suas ope-rações. Porém, o desenvolvimento da cogeração varia de país a país na re-gião, por causa de diferenças na demanda de energia, nas formas de distri-buição da energia, condições climáticas e a disponibilidade de combustí-vel. Apesar das vantagens tecnológicas, em termos de emissões e eficiên-cia, não há ainda uma grande utilização da cogeração nestes países, princi-palmente devido à falta de informação técnica e aos altos custos para a im-portação de equipamentos. Contudo, em termos de cogeração e geraçãodistribuída, esta região pode ser vista como um exemplo para outros paí-ses asiáticos. Alguns governos têm encorajado o desenvolvimento da gera-ção privada, em centrais de cogeração e na utilização de fontes renováveisde 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 em1997, a demanda de eletricidade cresceu significativamente e com a atualsuperação das dificuldades econômicas um rápido crescimento da deman-da de energia. A necessidade de instalações de novas centrais para atendera crescente demanda é o principal motivo que tem levado a muitas mu-danças regulatórias e institucionais, que estão transformando o setor deeletricidade 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 ele-vada demanda de vapor, tais como: indústrias têxteis, de papel e celulose,químicas, de alimentos e bebidas e também em refinarias. A cogeração foiintroduzida na Indonésia, na década de 80, a partir das usinas de açúcar.Porém, poucas indústrias estão utilizando atualmente a cogeração, umavez que as tecnologias disponíveis e vantagens econômicas não estão bemdifundidas no país. Considerando que a Indonésia é formada por umgrande número de ilhas, a distribuição de energia elétrica através das re-des tradicionais é praticamente impossível. Para encorajar os pequenosprodutores de energia a utilizarem fontes renováveis, o governo da Indo-


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nésia emitiu um decreto intitulado Small Power Purchase Tariff, que de-termina que a Companhia de Eletricidade Estatal compre compulsoria-mente a eletricidade produzida a partir de rejeitos agrícolas e industriaisem sistemas de cogeração, e também a partir da cogeração utilizando gásnatural.

Como um outro exemplo de desenvolvimento limitado da cogeraçãotem-se o Camboja, cuja matriz energética baseia-se na lenha. A potênciaelétrica instalada no Camboja é de 150 MW, gerada principalmente a par-tir de óleo combustível, entretanto se espera que se desenvolvam projetosde cogeração nos próximos anos, provavelmente utilizando biomassa.Este país não tem nenhuma experiência em cogeração, sendo que aindaestão sendo empreendidos estudos para determinar o potencial datecnologia.

A Tailândia, cujo governo aprovou em 1988 uma política para enco-rajar a participação do setor privado na geração de energia a partir da co-geração, é um caso notável de fomento a esta tecnologia. O consumo deeletricidade na Tailândia em 2000 foi de 88.000 GWh, com expressivastaxas anuais de crescimento. Além da política do governo para encorajar aparticipação de setor privado na geração, o país também tem uma partici-pação significativa de Pequenos Produtores de Energia (SSP – Small Po-wer Producer), que utilizam centrais de cogeração com combustíveis tra-dicionais, além de fontes não convencionais. Por exemplo, a beneficiado-ra de arroz Chia Meng, uma das maiores do país, implementou uma cen-tral de cogeração com 2,5 MW, que utiliza casca de arroz como combustí-vel. Esta planta foi comissionada em março de 1997. Outro caso de coge-ração 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 pro-jeto, a potência elétrica instalada deve atingir 300 MW, associada a umaprodução de 320 ton/h de vapor.

Nas Filipinas, com uma população crescente, o óleo combustível ain-da tem uma participação vital no consumo de energia do país. Espera-seque a demanda total de óleo combustível cresça algo em torno de 5,9%,porém, a demanda de óleo para geração de energia deve recuar substanci-almente em 2002, devido ao uso crescente do gás natural. As indústriasnas Filipinas dimensionaram suas centrais de cogeração para atender so-mente a sua própria demanda de eletricidade, isto é, não foram dimensio-nadas para a venda de excedentes. Em muitas destas indústrias a potência


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instalada foi ainda sub-dimensionada, requerendo a compra de energiacomplementar. Entretanto, nos próximos anos o país deve investir na ge-ração de energia a partir da biomassa. A cogeração em usinas de açúcardeverá ser incentivada através do melhoramento das instalações existen-tes, de forma que se tornem mais eficientes. O Departamento de Energiadas Filipinas tem demonstrado um grande interesse no uso de tecnologiasde geração através de fontes renováveis, para operação conectada à redede distribuição e/ou para operação isolada, como em comunidades rurais.

Assim como seus vizinhos, a Malásia também está preocupada em re-duzir o uso de óleo combustível como fonte primária de energia, dando in-centivo ao uso do gás natural e de recursos renováveis. Em 2001, foi inicia-do um programa de incentivos para intensificar o uso de fontes renováveisde energia, incluindo o uso de biomassa e biogás. Serão fornecidas licençaspara um período de 21 anos, aos produtores independentes de energia. Acapacidade máxima de geração através de fontes renováveis está fixada em10 MW. Por exemplo, as indústrias de Sim Hoe Sdn. Bhd. investiram emnovas instalações para suas serrarias, e asseguraram sua auto-suficiência deenergia por meio de uma central de cogeração que produz eletricidade e va-por de processo, através da queima de rejeitos de madeira. A indústria temuma capacidade de geração de eletricidade de 1,5 MW.

China

Visando o uso racional de energia, a partir do final da década de 70 come-çaram a ser implementados os primeiros projetos de cogeração na China.A cogeração com sistemas de pequeno porte (até 6 MW) chegou a repre-sentar a geração anual de 8 GWh de energia, com a instalação de 1,8 GWde potência (GSP, 1995). O estado atual da cogeração permite a geraçãode 10-12% da eletricidade consumida no país (Brown, 2001-a). Deve-sesalientar que na China existem boas condições para a implementação, emmaior escala, da cogeração. Entre os fatores de estímulo para a cogeração,podem-se citar: altos níveis de poluição do ar em algumas regiões do paísdevido ao uso intensivo de carvão mineral, crescimento econômico cons-tante nos últimos anos, contexto favorável para a cogeração associada aprodução de frio em instalações turísticas e centros comerciais, etc. Noentanto, a expansão da cogeração neste país está sujeita a sérias mudançasno setor energético, entre elas, a modificação do atual monopólio estatal,


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reformas tarifarias da energia elétrica e gás natural, etc. Porém, algunsavanços vêm sendo apreciados: construção de malhas de gasodutos para aexploração e distribuição das reservas de gás existentes na região oeste dopaís, e o firme compromisso governamental de diminuir o impacto ambi-ental do uso intensivo do carvão.

Rússia

A cogeração neste país está implementada desde a década de 50 na formade grandes redes de aquecimento distrital, que utilizam energia do sistemade arrefecimento de centrais termelétricas a carvão, óleo combustível egás natural, localizadas no perímetro dos grandes centros urbanos. A mai-or dificuldade na expansão da cogeração na Rússia é a falta de fundos nopaís para a realização de investimentos. Segundo Brown, 2001.b, poderáexistir 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, com-posto, na sua maioria, por unidades com mais de 20 anos deoperação.

Grandes reservas de gás natural. A Rússia possui 30% das reservasmundiais.

Existência de infra-estrutura para a exploração do gás natural.

Começo do processo de abertura do mercado energético.

Crescimento da demanda de energia elétrica a taxas de até 20% aoano em algumas regiões.

Japão

Segundo a ACG (2000), os autoprodutores japoneses são formados tipi-camente por proprietários de centrais hidrelétricas ou de instalações in-dustriais com geração própria, como, por exemplo, industrias de papel ecelulose. Os autoprodutores respondem por aproximadamente 11% dapotência instalada e 12% da geração total de energia, e sua participaçãona matriz energética japonesa permaneceu aproximadamente constante


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durante os últimos anos. Vale salientar ainda que a contribuição dos auto-produtores, para o sistema elétrico japonês, é mais alta do que a contribu-ição de seus equivalentes na Europa e EUA. No entanto, no Japão atual-mente, a cogeração ainda tem pouca representatividade na energia totalgerada, constituindo aproximadamente 2% da capacidade total de gera-ção. A ausência de reservas de gás natural e a falta de uma rede eficientepara a sua distribuição são uns dos principais empecilhos ao desenvolvi-mento da cogeração no país, pois acabam elevando os custos operacionaisdas plantas de cogeração. O governo japonês introduziu vários incentivospara expandir o uso das instalações de cogeração. Estes incluem medidasde redução de imposto, como, por exemplo, uma taxa de depreciação de30% sobre o custo de inicial dos equipamentos no primeiro ano, além deempréstimos a baixas taxas de juros e subsídios para desenvolvimento tec-nológico. Considerando-se os recentes acidentes nucleares e as metas deredução da emissão de gases de efeito estufa, a cogeração pode alcançaruma posição mais atrativa em um futuro próximo. Porém, a falta de siste-mas eficientes de distribuição de gás e a liberalização do mercado de ele-tricidade, que promete redução nas tarifas de energia elétrica, podem setornar uma ameaça ao desenvolvimento da cogeração naquele país.

Índia

Segundo a ACG (2000), neste país o crescimento do mercado cativo temsido muito agressivo e está simplesmente baseado por um sistema de gera-ção de baixa confiabilidade e de alto custo de interligação. Houve ênfaseem adição de capacidade regulada no país, que contribuíram em, aproxi-madamente, 20% da nova capacidade total instalada entre 1998-1999,valor semelhante a nova capacidade de geração instalada pelo governo nomesmo período. Porém, esta forma de crescimento agressivo não é refleti-da no desenvolvimento da cogeração como um modo de geração de ele-tricidade, pois apenas 5% das plantas de geração instaladas sob o sistemaregulado estão baseadas em cogeração. Um dos impedimentos principaispara o desenvolvimento de centrais de cogeração foi o controle estatal dosetor e a falta de uma legislação específica para cogeração, que impedirama realização de projetos pelos estados de forma independente. Durante osanos que perdurou está situação, a cogeração na Índia ficou estagnada,enquanto o Ministério de Recursos Energéticos Não Convencionais ten-


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tava modificar a legislação, desregular o mercado e encorajar o estado ainvestir em cogeração. Como resultado deste processo uma série de in-centivos foram instituídos para expandir a cogeração no país. Os incenti-vos incluem baixos impostos, depreciação acelerada e isenção de impostode renda, de consumo e de vendas, subsídios, moratória de reembolso deaté três anos, etc. Na atualidade, a principal barreira para o desenvolvi-mento da cogeração na Índia é a escassez de gás natural e, por conseqüên-cia, o interesse principal em cogeração refere-se ao uso da biomassa.

Austrália

Segundo a ACG (2000), o segmento de auto-produtores na Austráliaconstitui, 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 complementarenergia elétrica em diversas localidades. O país tem uma capacidade decogeração total de aproximadamente 1.700 MW, dos quais 17% estãobaseados em instalações que empregam como combustível o bagaço dacana de açúcar. Dos 3.000 MW de capacidade adicional de energia reno-vável planejada para os próximos dez anos, é esperado que a maior parteseja produzida por sistemas de cogeração. A Associação de CogeraçãoAustraliana está trabalhando atualmente para superar as barreiras do mer-cado regulado, incentivando o programa de cogeração durante a próximadécada, de modo a tornarem mais competitivas as centrais de cogeração.A principal barreira para a cogeração consiste no baixo custo de eletrici-dade na Austrália. De toda forma, a menor emissão de gases de efeito es-tufa pode se tornar o principal fomentador da expansão da cogeração.

Em síntese, as alternativas mais viáveis e de maior interesse no cenárioatual e de curto prazo para as tecnologias de geração distribuída estão re-lacionadas às aplicações de cogeração e em geração nos horários de pico(na ponta). Contudo é bem diversificado o grau de penetração da cogera-ção entre os países. Na Europa e nos EUA é onde a cogeração tem avança-do mais, sendo que ao redor de 10% de toda a eletricidade gerada resultade sistemas de cogeração. Para o ano de 2010, planeja-se um aumentoconsiderável da capacidade instalada com estes sistemas, alcançando algopróximo a 20% da eletricidade total gerada nestes países e em alguns ca-sos, como na Holanda e Dinamarca este valor deve ultrapassar os 50%.


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Por outro lado, no resto do mundo já é reconhecida a importância da co-geração, contudo apenas recentemente se começa a criar meios econômi-cos e normativos para incentivar o desenvolvimento desta atividade. É in-teressante ressaltar que boa parte dos novos sistemas de cogeração está as-sociada ao emprego de gás natural.

1.4 BREVE HISTÓRICO DA COGERAÇÃO NO BRASIL

O sistema elétrico no Brasil desenvolveu-se em larga escala no perío-do do pós-guerra, dispondo nos anos 80 de duas redes interconectadas: amaior delas cobria o Sudeste e a de menor dimensão a região Nordeste dopaís. A disponibilidade de hidroeletricidade no sistema a custos relativa-mente baixos (menos de US$ 45/MWh) tornou praticamente residual aparticipação da termoeletricidade no abastecimento elétrico do sistemainterligado e deste modo cerca de 90% do consumo elétrico brasileiro éatendido com base na geração de origem hidráulica (ANEEL, 2002-a).

Desta forma não surpreende que a cogeração associada a autoprodu-ção tenha declinado pronunciadamente, seguindo a mesma tendência ob-servada nos países industrializados. No começo da década de 90, apenasalgumas indústrias (açúcar e álcool, papel e celulose, química e petroquí-mica e siderurgia) usavam a cogeração para suprir suas necessidades decalor e eletricidade. O caso mais notável é o da indústria açucareira, ondeo bagaço de cana é subproduto do processo industrial. Com maior desta-que no Estado de São Paulo, existe hoje mais de uma centena de consumi-dores com capacidade própria de geração, totalizando mais de 800 MWinstalados (ANEEL, 2002-a). Entretanto, de alguns anos para cá, de for-ma similar aos países desenvolvidos, também no Brasil surgem tendênciaspara incremento da geração de eletricidade de forma distribuída, decor-rentes das seguintes causas:

Forte propensão de aumento das tarifas de eletricidade, consideran-do o aumento da participação da geração termelétrica na matrizenergética brasileira e ainda, a desvalorização cambial, a necessidadede importação de equipamentos e a tarifa do gás natural em dólares.


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A disposição, por parte dos consumidores, de reduzir o custo do su-primento de energia elétrica e de melhorar a confiabilidade desse su-primento, face ao aumento dos preços aplicados pelas concessionári-as e às deficiências de geração e transmissão. Em particular, o custode geração em centrais empregando óleo diesel tornou, em certos ca-sos, mais econômico para o atendimento da ponta por geração local“ad hoc” (geradores de ponta) do que pela concessionária.

A reestruturação institucional do setor elétrico, com a criação das fi-guras do consumidor livre e do comercializador de energia; oportu-nidade de livre acesso de produtores independentes e consumidoreslivres ao sistema de transmissão, pelas novas regras estabelecidas pelaANEEL; legalização da venda de energia elétrica ao mercado porprodutores independentes e autoprodutores; permissão legal de dis-tribuição de eletricidade conjuntamente com frio/calor distrital.

Disponibilidade crescente do gás natural para geração, em virtudedo aumento da oferta tanto de origem nacional como externa, daconstrução de gasodutos para transporte e do desenvolvimento dasredes de distribuição.

Conscientização dos problemas ambientais, promovendo soluçõesque tendam a reduzir os impactos ambientais da geração, dentre asquais as que permitem melhor aproveitamento da energia proveni-ente de combustíveis fósseis ou renováveis.

Aperfeiçoamento de tecnologias que tornaram competitivas novasfontes e novos processos de geração de energia.

Progresso da tecnologia eletrônica e conseqüente redução nos cus-tos de sistemas de controle, de processamento e de transmissão dedados, viabilizando a operação de sistemas elétricos cada vez maiscomplexos.

É neste novo cenário energético que aparece um espaço para a geraçãodistribuída, sobretudo em sistemas de cogeração. O setor elétrico brasileiropassa hoje por um período natural de ajustes, e ainda uma série de proble-mas terão que ser resolvidos, mas já se pode constatar uma forte sinaliza-ção, apontando para um mercado mais competitivo, onde será fundamen-tal a busca de soluções regionais e eficientes como a cogeração, para equaci-onamento de questões de custo e qualidade de suprimento de energia elé-


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trica por parte do consumidor, das concessionárias e demais participantesdeste novo mercado. Contudo, não obstante existirem iniciativas pontuaisde estímulo à cogeração, ainda não foram criados todos os mecanismos le-gais que promovam fortemente a cogeração como uma alternativa impor-tante de suprimento de energia. As medidas mais importantes adotadaspara superar a crise energética de 2001 e afastar o perigo de uma nova cri-se, seguem o modelo tradicional de atender a demanda sem se preocuparcom a eficiência. Inclusive podem ser observadas medidas contraditórias einibidoras do crescimento da cogeração, por exemplo:

o reduzido prazo para a apresentação de projetos com as prerroga-tivas do PPT aos empreendimentos de cogeração, qualificados pelaANEEL (encerrado em 30 de março de 2002 pela Resolução GCE101/2002).

a dificuldade de obtenção de créditos para o investimento em equi-pamentos importados.

o estabelecimento de uma quota limitada de 4,4 milhões m3/dia degás natural para esse fim (Resolução GCE 56/2001). Conforme a fi-gura 1.7, a demanda de gás natural para cogeração vem evoluindosignificativamente e eventualmente esta oferta de combustível podeconstituir no entender de alguns estudiosos do setor um limitantepara a produção combinada de eletricidade e calor útil ( Holanda,2002).

o alto valor de contratação de energia de back-up (demanda suple-mentar de reserva) e a não remuneração pelo custo evitado.

a rejeição e oposição de grupos ambientalistas e de parte da popula-ção a projetos de geração termelétrica, inclusive sistemas de cogera-ção, devido à falta de cultura destes sistemas no Brasil. Este proble-ma pode ser resolvido através do esclarecimento e da divulgação,especialmente quanto aqueles de eficiências elevadas, e por conse-qüência, com menores impactos ambientais.

No entanto, devido à necessidade de atender ao crescimento de con-sumo de energia, em forte correlação com a economia do país, a expansãoda oferta com grandes centrais hidrelétricas já não se mostra muito factí-vel, por suas implicações sociais, ambientais e econômicas, impondo abusca de alternativas. Mesmo os projetos térmicos de grande porte que


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deveriam solucionar a questão, estão sofrendo problemas de viabilidade,que deverão no mínimo atrasar significativamente a sua implantação, di-minuindo a oferta, o que, inevitavelmente, pressionará os preços da ener-gia elétrica. Neste cenário, o consumidor final começa a se mobilizar nosentido de encontrar alternativas de conservação e autoprodução que me-lhorem a confiabilidade do fornecimento de energia em longo prazo e,além disto, possam reduzir os custos, permitindo melhoria de sua compe-titividade no mercado global.

Cerca de 60% do mercado de energia elétrica no Brasil correspondeàs áreas industrial e comercial e, especialmente nestes segmentos, o pro-cesso de autoprodução pela cogeração se apresenta para o consumidor fi-nal como uma das soluções mais eficientes na busca de uma melhor quali-dade e segurança do suprimento de energia elétrica, aliada a uma reduçãode custos operacionais que permite o retorno do investimento em prazosbastante razoáveis.


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4.500,000

4.000,00

3.500,000

3.000,000

2.500,000

2.000,000

1.500,000

1.000,000

500.000

01997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

CO-GERAÇÃO-VOLUMES DE GÁS ANUAIS ACUMULADOS

Saldo=308.860 m /dia3

M/d

ia3

Limite=4.400.000 m /dia3

Figura 1.7 Evolução do volume de gás natural nas centrais de cogeração (MME, 2002).

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C A P Í T U L O 2

T E C N O L O G I A S D E G E R A Ç Ã O

D I S T R I B U Í D A U T I L I Z A N D O

C O M B U S T Í V E I S F Ó S S E I S

Embora possam ser empregadas eventualmente utilizando qualquer ciclode potência, apresentam-se a seguir as principais características e aplica-ções, desempenho, custos e evolução futura das tecnologias de maior in-teresse 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 frigoríficospor absorção, por sua relação com a geração distribuída. Ao final do capí-tulo se descrevem exemplos de instalações reais.

2.1 MOTORES DE COMBUSTÃO ALTERNATIVOS

Embora muitas vezes designado como motores de combustão interna,esta denominação não é a mais adequada tendo em vista que as turbinas agás também são motores de combustão interna, porém rotativas. Dessaforma, a denominação mais exata seria motores de combustão interna al-ternativos. São amplamente utilizados e os mais desenvolvidos tecnica-mente de todas as tecnologias de geração de energia distribuída. Eles es-tão disponíveis desde pequenas capacidades (por exemplo, 5 kW para ge-ração de energia de back-up residencial) até motores de grande porte (po-tência de 30 MW ou maior). Quando empregados como sistemas estacio-nários, geralmente, utilizam como combustível o gás natural, o gás lique-feito de petróleo (GLP), o óleo Diesel ou óleos pesados residuais. A figura2.1 apresenta uma instalação típica com MCI alternativos, enquanto quena tabela 2.1 alguns dados gerais são apresentados.

Basicamente, um MCI alternativo é um motor que converte a energiaquímica contida no combustível em potência mecânica, por meio do con-junto biela-manivela (responsável por transformar o movimento alterna-tivo em rotativo), que é empregada para rotacionar o eixo do motor, quepor sua vez é acoplado a um gerador elétrico, a fim de converter este mo-vimento em potência elétrica.

Figura 2.1 Instalação típica de um motor alternativo.

Os motores alternativos podem ser classificados em dois grupos prin-cipais: os motores de ignição por centelha, ou motores Otto, e os de igni-ção por compressão, ou motores Diesel. Nos de ignição por centelha,uma faísca é introduzida no cilindro (através de uma vela) ao término docurso de compressão, provocando a combustão. Geralmente utilizamcomo combustíveis hidrocarbonetos líquidos de elevado poder calórico, eque se evaporam facilmente, como a gasolina e o álcool, ou combustíveisgasosos, como o gás natural e o gás liquefeito de petróleo. Operam a 4tempos (necessitam de duas rotações para completar um ciclo) ou a 2 tem-pos (necessitam de apenas uma rotação para completar um ciclo). Consi-derando motores de mesma capacidade, os que operam a 2 tempos são ge-ralmente mais baratos que os de 4 tempos, no entanto, os motores de 2tempos são menos utilizados, devido a sua menor eficiência, que tem ori-gem 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 aterrosanitário, etc.

Eficiência 25 a 45%

Emissões de poluentes Pode necessitar de controle dasemissões 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 en-tra em combustão espontânea devido à elevada temperatura atingida du-rante a compressão. Os combustíveis empregados nestes motores, geral-mente, são hidrocarbonetos líquidos de características inferiores aos utili-zados nos motores de ciclo Otto, menos voláteis e com pesos específicos su-periores, como é o caso do Diesel. Os motores de ignição por compressãotambém podem operar a 4 ou a 2 tempos. No entanto, os motores Diesel de2 tempos não apresentam consumo de combustível superior aos de 4 tem-pos, como acontece no caso dos motores Otto, pois na fase de admissão ocombustível não está presente, logo não há perdas pelo escape.

Os MCI alternativos também podem ser classificados em função davelocidade de rotação, ou seja (California Energy Commission, 2002):

As unidades de alta velocidade (também denominados rápidos) sãoderivadas de motores de automóveis, e operam entre 1.200 e 3.600rpm. Apresenta a maior produção de potência por unidade de des-locamento e têm os mais baixos custos específicos de investimento,porém a eficiência é menor.

As unidades de média velocidade são derivadas de motores de loco-motivas e de navios de médio porte, e operam entre 275 e 1.200rpm. Apresentam elevados custos específicos de investimento, po-rém maiores eficiências.

As unidades de baixa velocidade (também denominados motoreslentos) são derivadas de motores de propulsão de grandes navios, eoperam entre 58 e 275 rpm. São projetadas para queimar combustí-veis residuais de baixa qualidade e só são práticos se houver umgrande diferencial de preço entre o óleo pesado e o gás natural equando não há nenhuma restrição ambiental.

Poderia se pensar que após um século de desenvolvimento, os moto-res alternativos alcançaram seu máximo grau de desenvolvimento tecno-lógico e, estão sujeitos a poucas melhorias. Tal pensamento é errôneo,pois tanto os motores Diesel quanto os motores Otto, continuam de-monstrando melhorias substanciais em termos de eficiência, potência es-pecífica e nível de emissão de poluentes. Novos materiais possibilitam aredução de peso, custo e perdas de calor. Tipos alternativos de motores,tais como os que utilizam combustão estratificada, possuem maior tole-rância quanto às propriedades do combustível, estão adquirindo um graude 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 doséculo XIX, os motores a gás são distinguidos pelos dois princípios entãoadotados: o motor de ciclo Otto, operado com ignição por centelha e omotor dual-fuel de ciclo Diesel operado com auto-inflamação por com-pressão (injeção piloto). A família de motores dual-fuel de média rotaçãoiguala a de seus motores Diesel em termos de concentração de potência eeficiência 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 comutaçãoinstantânea para o modo Diesel no caso de interrupções no suprimento degás, sem perda de capacidade ou oscilação de carga. Em outras palavras,estes motores podem beneficiar de um contrato interruptivo de supri-mento de gás, com ganhos substanciais nos preços deste energético e con-seqüentemente na viabilidade dos projetos de geração a gás natural.

A crescente adoção da geração descentralizada também tem levado aum aumento significativo das vendas de motores alternativos com potên-cia entre 1 e 5 MW, principalmente em se tratando dos motores alimenta-dos com gás natural, cujas vendas representavam 4% do mercado de mo-tores para geração de energia em 1990, e ultrapassaram a casa dos 20%em 1999. Estes motores têm despertado o interesse devido à sua elevadaeficiência (32-35%, PCI), ao seu baixo custo inicial e a facilidade de ma-nutenção, resultado de uma infraestrutura de serviços bem estabelecida(Liss, 1999). Esse autor relata ainda que o desenvolvimento de motoresalternativos a gás de pequena capacidade (menores que 250 kW), em es-cala comercial, tem sido o objetivo de diversas pesquisas realizadas comapoio do Gas Research Institute – GRI, sendo que alguns fabricantes, en-tre eles, Kohler, Onan e Generac, e Tecogen, já dispõem de motores a gásnesta faixa de potências (GRID, 1999).

Os motores alternativos também têm sido cada vez mais utilizados emsistemas de cogeração, onde é efetuada a recuperação do calor dos gasesde escape, da água de resfriamento do motor e, em alguns casos, do óleodo sistema de lubrificação. Nestas instalações, a potência de eixo pode serutilizada para gerar eletricidade, ou acionar uma bomba, um compressorou qualquer outra carga. O calor recuperado pode ser utilizado para di-versos fins, como por exemplo, fornecimento de água quente para lavan-derias, cozinhas de restaurante, hotéis, calefação e também para produ-ção de frio (água gelada) em sistemas de refrigeração por absorção.

Como exemplo, a distribuição de energia primária num motor dualfuel V32/40DF fabricado pela MAN B&W é apresentada na figura 2.2 aseguir. De acordo com a figura, o calor total disponível nos gases de esca-pe é de aproximadamente 30% da energia primária consumida. Pratica-mente metade desta energia pode ser usada para recuperação de calornuma caldeira de recuperação, utilizando as elevadas temperaturas dosgases 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 dualfuel. Para efeitos de recuperação de calor, o resfriador de ar de alimenta-ção depois do turbo-compressor (charge-air cooler) é dividido em dois es-tágios: um primeiro estágio de alta temperatura e um segundo de mais ba-ixa 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 energiatérmica útil recuperável em trocadores de calor a uma temperatura de80-90ºC. O calor disponível no circuito de baixa temperatura (BT), resul-tante do 2º estágio de refrigeração do ar de alimentação, totaliza cerca de6% do calor útil e não pode ser recuperado com eficácia devido às baixastemperaturas da água de refrigeração. O calor resultante da refrigeraçãodo óleo lubrificante do motor representa cerca de 6% do calor útil total,podendo ser recuperado num trocador de calor a um nível detemperaturas de até 60-70ºC.

Calor fornecido 100,0%

Energia mecânica 43,0%

Radiação 2,0%

Perdas 9,4% Calor útil 47,6%

Cha

min

é7,

4%

Cal

dei

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ão22

,8%

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ão5,

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turb

oco

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or

11,7

%Gás de

exaustão 30,2%

Águ

ad

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sfri

amen

tod

em

oto

r7,

5%Energia térmica 57,0%

Figura 2.2 Distribuição de energia primária num motor dual fuel (California EnergyCommission, 2002).

Várias configurações para a recuperação do calor útil de motores Die-sel são possíveis, sendo uma das alternativas somar todo o calor recupera-do dos circuitos de refrigeração do motor (AT), do óleo lubrificante e doescape dos gases da combustão num só circuito, para produção de águaaquecida, como representado esquematicamente na figura 2.3. Outraconfiguração possível é mostrada na figura 2.4.

Gases escapeTurbocompressor

Mistura

Intercooler

Radiador/Torre arrefecimento

Óleo Refrig.Motor

SecagemClimatização

Motor a gás

Energia elétrica

Alternador

Água quentebaixa temperatura


Intercooler

Óleo Refrig.Motor

Motor a gás


Água quentealta temperatura

Energia elétrica

Alternador

Turbocompressor

Mistura

Gases escape

Caldeira de recuperação

Vapor processorou termofluído

Figura 2.3 Recuperação de calor a partir dos circuitos de refrigeração e do escape de ummotor Diesel ou dual fuel para geração de água quente (figura superior) e para produção de

2.1.1 Aplicações

Os motores alternativos são a tecnologia mais amplamente empregada emgeração distribuída. Além da possibilidade de recuperação de grandesparcelas de calor nos sistemas de cogeração, os seguintes fatores contribu-em para o crescente interesse na utilização dos motores alternativos para acogeração:

A grande disponibilidade de motores com funcionamento seguro eeficiente, em uma ampla faixa de capacidades. Sistemas compactoscom potências inferiores a 100 kW, são produzidos nos EstadosUnidos, desde 1980, pela Cummins Diesel e pela Caterpillar (Ka-arsberg et alii, 1998);

A disponibilidade de combustíveis de boa qualidade a preços atrati-vos, como é o caso do gás natural e do GLP;

O aperfeiçoamento dos reguladores de eletricidade que assegurama geração de eletricidade na freqüência desejada;

Bom desempenho em condições de carga parcial;

A utilização dos grupos geradores para o fornecimento de energiade ‘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).

Energia elétrica Combustível

Gases deescape 400ºC

Motor decombustãointerna

Água70ºC

Água96ºC

Água 95ºC22%

Caldeira derecuperação

Vapor18%

Procecsso industrial

Produção de CO212%

Chiller deabsorçãoa vapor

Chaminé

Procecsso industrial

Chiller deabsorçãoÁgua quente

Água geladaTrocadorde calorÁgua/Água

40% 100%

Figura 2.4 Central de cogeração com motor a gás.

2.1.2 Desempenho e custos

Os motores alternativos apresentam eficiências que variam de 25% a45%. Em geral, os motores Diesel são mais eficientes que os acionados agás pois eles operam com razão de compressão mais alta. No futuro, os fa-bricantes trabalham no sentido de alcançar um consumo de combustívelmais baixo, e eficiências maiores, referidas à potência de eixo, de até 50 a55% em motores Diesel de grande porte (acima de 1 MW). Para aquelesque operam com ciclos a gás (Otto), almeja-se aumento na eficiência, emparticular, para se aproximar aos valores obtidos pelos motores Diesel.

No que diz respeito ao desempenho ambiental, as emissões não con-troladas de NOX são as mais altas entre as tecnologias empregadas em ge-ração distribuída, em especial para os motores do ciclo Diesel. Os fatoresde emissão para um tipo particular e faixas de potência variam de fabri-cante para fabricante. Da mesma forma, essa taxa de emissão, para cadatipo de máquina, dentro da linha de produto de um fabricante, pode vari-ar consideravelmente entre os de menor capacidade às unidades maiores.Razões para estas variações incluem diferenças na geometria da câmara decombustão, padrões de mistura do ar com o combustível, relação ar/com-bustível, técnica de combustão e tempo de ignição. Como exemplo, a ta-bela 2.2 a seguir apresenta os níveis de emissão de NOX e CO para típicosmotores a gás e Diesel:

Tabela 2.2 Comparação do Nível de Emissão de NOX e CO entre MCI a Gás e Die-sel (California Energy Commission, 2002)

Combustível

Gás natural

Gás de exaustão[ppmv @15% O2]

Diesel

Gás de exaustão[ppmv @15% O2]

NOX sem controle 45-200 450-1.600

com SCR 4-20 45-160

CO sem controle 140-700 40-140

com oxidaçãocatalítica

10-70 3-13

Os três tipos básicos de sistemas de controle de emissão pós-combus-tão incluem:

Sistemas com catalisadores de três vias (Three-Way Catalyst (TWC)Systems) – reduzem NOX, CO e hidrocarbonetos não queimadosem até 90% ou mais. Estes sistemas são amplamente utilizados emaplicações automotivas;

Redução seletiva catalítica (Selective Catalytic Reduction (SCR)) –normalmente empregados em motores de maiores capacidades (aci-ma de 2 MW) com queima pobre (lean burn). Nestes sistemas, umagente redutor de NOX, tal como a amônia, é injetado no gás deexaustão quente, antes de passar através do reator catalítico, alcan-çando eficiências de remoção entre 80-95%;

Oxidação Catalítica (Oxidation Catalysts) – promovem a oxidaçãodo CO e de hidrocarbonetos não queimados em CO2 e água. Efi-ciências de conversão de CO de 95% ou mais já são alcançadas;

Outros parâmetros de desempenho dos MCI alternativos são:

Tempo de partida (start-up) entre 0,5 e 15 minutos, de acordo como tamanho do motor;

Apresentam elevadas tolerâncias para partidas e paradas;

As condições de desempenho dos motores são baseadas em umaelevação em torno de 500 m acima do nível do mar. Para cada 300m acima desta condição, o motor pode apresentar uma queda depotência de cerca de 2 a 3%;

Perda de 1 a 2% para cada 5°C acima da temperatura atmosféricade referência, usualmente considerada por volta de 30 a 35°C.

Os motores alternativos são a tecnologia tradicional mais utilizadapara grupos de emergência, por serem a tecnologia mais barata na atuali-dade. O custo específico de investimento de um grupo gerador típico agás situa-se entre US$300 e US$900/kW, dependendo da capacidade, tipode combustível e tipo de motor. Já o custo total de instalação pode ser de50 a 100% maior do que o custo próprio do motor. Estes incluem os equi-pamentos auxiliares, taxas de instalação, engenharia e outros custos pró-prios. Um exemplo da distribuição do custo total de instalação de um mo-tor a gás de 550 kW é apresentado na figura 2.5 a seguir, baseado em Cali-fornia Energy Commission, 2002. Os custos de manutenção para motoresa gás situam-se entre US$0,007 e US$0,015/kWh e para os motores Dieselentre US$0,005 e US$0,010/kWh.

A seguir na tabela 2.3, apresentam-se algumas vantagens e desvanta-gens da utilização de motores alternativos.

Tabela 2.3 Vantagens e Desvantagens dos Motores Alternativos

Vantagens Desvantagens

Baixo custo de específico deinvestimento

Maiores emissões atmosféricas

Elevada eficiência elétrica (até 45%) Ruído

Partida rápida Freqüentes intervalos de manutenção

Flexibilidade de combustíveis

Alta confiabilidade

Baixa pressão do gás é requerida

2.2 MICROTURBINAS A GÁS

Microturbina é a designação que se dá às turbinas a gás que produzem po-tência elétrica entre 25 kW e 300 kW, para algumas referências, e até 500kW para outras. São derivadas de tecnologias de turbo alimentação de ca-minhões ou de pequenas turbinas de sistemas auxiliares da aviação (auxi-liary power units – APUs). Podem ser unidades de simples estágio, fluxoradial e com velocidades de rotação entre 90.000 e 120.000 rpm, comotambém de múltiplos estágios e/ou menores velocidades de rotação.

Módulo do motorEquipamentos auxiliaresInstalaçãoCustos com engenhariaCustos 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 kWoperando em cogeração.

As microturbinas não representam uma nova tecnologia, pois é possí-vel encontrar pesquisas sobre estas pequenas máquinas desde 1970, quan-do a industria automobilística visualizou a possibilidade de sua utilizaçãoem substituição aos tradicionais MCI alternativos. Em 1978, a Allisondeu início a um projeto com o objetivo de desenvolvimento e construçãode grupos geradores, para aplicações militares, acionados por pequenasturbinas a gás. Os principais resultados obtidos durante os testes destesgeradores revelaram: redução no consumo de combustível de 180 L/hpara 60 L/h, quando comparado com modelos anteriores; estabilidade defrequência de aproximadamente 1%, níveis de ruído inferiores a 90 dBA epossibilidade de utilização de vários combustíveis (diesel, gasolina, etc.).Em 1981, um lote com 200 destes grupos geradores foi entregue ao exér-cito dos Estados Unidos e, a partir de então, mais de 2.000 unidades fo-ram fornecidas para integrarem o sistema de geração de eletricidade doslançadores de foguetes Patriot (Patriot Systems) (Scott, 2000).

Na atualidade, as microturbinas encontram-se bem próximas do statuscomercial. A Capstone, por exemplo, já fabricou mais de 1.700 microturbi-nas para diferentes consumidores (dado referente a outubro de 2001). Olaboratório de turbinas a gás da UNIFEI, através de projetos desenvolvidospelo NEST conta com três unidades deste fabricante de 30 kW de capacida-de e já operando, sendo duas com gás e uma com óleo Diesel. Porém, mui-tas das instalações de microturbinas ainda estão sendo testadas em campoou são demonstrativas, como na UNIFEI, cujo laboratório e turbinas sãomostrados na figura 2.6. A tabela 2.4, a seguir, apresenta as principais ca-racterísticas das microturbinas, enquanto que na tabela 2.5 apresentam-sealguns dados específicos típicos de diferentes microturbinas.

Tabela 2.4 Características Gerais de Microturbinas

Disponibilidade comercial 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

Outras características Cogeração (água entre 50 e 80°C – comrecuperador)

Status comercial Produção de pequenos volumes, novosprotótipos comerciais

Tabela 2.5 Dados de Custo, Desempenho, Tamanho e Peso de Diferentes Micro-turbinas

Modelo C30 – Capstone330

C60 – Capstone60

Ingersoll RandIR70

Ingersoll RandIR250

Preço [US$] 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

Alt/Larg/Comp[mm] 1900x714x1344 2083x762x1930 1753x1067x2210 3200x1930x2007

Peso[kg] 482 kg 608 kg 1.860 kg 4.082 kg

Notas

Adicionarcompressor de gás e

caldeira derecuperação(cogeração)

Adicionarcompressor de gás e

caldeira derecuperação(cogeração)

tudo incluso tudo incluso

De acordo com a concepção de projeto, as microturbinas podem serdivididas em duas classes gerais:

Figura 2.6 Foto de uma microturbina a gás aberta (esquerda) e de dois módulos (direita)instalados no Laboratório de Máquinas Térmicas da UNIFEI.

Microturbina com recuperação de calor, a qual apresenta um recu-perador de calor dos gases de exaustão a fim de elevar a temperatu-ra do ar fornecido à câmara de combustão, e dessa forma, diminuiro consumo de combustível e, conseqüentemente, elevar a eficiên-cia, que neste caso situa-se em torno de 25 e 30%, base PCI. As figu-ras 2.7 e 2.8 apresentam um esquema e um corte de sistemas destetipo, respectivamente;

Microturbina sem recuperação de calor, que apresenta eficiência me-nor (em torno de 18%), porém seu custo de capital também é menor.

A maioria das microturbinas possui um único eixo, que opera a alta ro-

tação, onde estão montados o compressor, a turbina e o gerador. Comoeste conjunto trabalha a alta rotação (de 70.000 a 120.000 rpm) as perdaspor atrito entre o eixo o ar windage são maiores e também há maior neces-sidade de resfriamento, principalmente se o gerador se encontra próximodas partes quentes da microturbina. Para promover o resfriamento do gera-dor, em algumas configurações, este é colocado no duto de admissão de ar,o que produz uma queda de pressão estática na entrada do compressor eum aumento da temperatura do ar.

Compressor

Entradade ar

Exaustão(recuperação de calor)

Recuperador

Compressorde gás

Eixo

Exaustão daturbina

Turbina

Injeção decombustível

Fonte de gás

Câmara decombustão

Filtro de ar

) (

Figura 2.7 Esquema de uma microturbina de eixo simples com recuperador de calor de exaustão.

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 segundoeixo, como mostra a figura 2.9. A vantagem deste tipo de configuração éque o gerador de gás está acoplado à turbina livre somente por um acopla-mento aerodinâmico e, portanto os esforços da turbina livre não são ab-sorvidos pelo gerador de gás. Além disto, o gerador de gás pode ter rota-ções diferentes da turbina a livre. Configurações como esta, que adotamgeradores trabalhando a baixa rotação, necessitam de uma caixa de redu-ções (figura 2.10), a qual também produz perdas significativas, mas namaioria dos equipamentos, estas perdas são menores que as ocasionadaspelos geradores que trabalham a alta rotação (Watts, 1999).

2.2.1 Aplicações

As microturbinas podem ser usadas em stand-by, para melhoria de quali-dade e confiabilidade da rede, atendimento de cargas de pico (peak sha-ving) e aplicações de cogeração. Além disto, devido estarem sendo desen-

Resfriamentodo gerador

Gerador

CompressorMancais

TurbinaCarcaça do recuperador

Saída de gásRecuperador


Figura 2.8 Vista em corte de uma turbina Capstone com recuperador de calor.

volvidas microturbinas para utilizar uma variedade de combustíveis, apli-cações com combustíveis residuais e gás de aterro sanitário já estão emfase de testes. Como produzem potências que variam entre 25 kW e 500kW, as microturbinas são bem adequadas para aplicações comerciais,como restaurantes, hotéis/motéis, além de pequenos escritórios e condo-mínios residenciais, entre outros. A ampliação desta tecnologia paraaplicações em meios de transporte também está em desenvolvimento.


As eficiências de conversão elétrica em base de utilização do combustívelestão na faixa de 20 a 30%. Estas eficiências são atingidas com o empregodo recuperador. Em sistemas de cogeração, a eficiência elétrica e térmicacombinada pode alcançar 85%, valor que depende das exigências de calorde processo. Já as microturbinas sem recuperadores de calor apresentameficiências mais baixas, ao redor 15%. A tabela 2.6 sumariza estes dados.

Calor parao usuário

Trocador de Calorde contracorrente

220 a 300ºC

Recuperaçãode calor

Descargados gases

Compressor

Entradade ar

GásNatural

Turbina dogeradorde gás

Turbinalivre

Caixa deredução

Gerador


Energia elétrricapara o usuário

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 mercadoamericano situam-se entre US$700 e US$1.300/kW. Estes incluem toda aparte física do equipamento, manuais, softwares e treinamento inicial.Para o Brasil, estes custos são maiores devido a fatores como taxas de im-portação, transporte, implantação do sistema de fornecimento de com-bustível, entre outros, podendo representar um acréscimo de 30 a 50%dos valores mencionados. Contudo, os fabricantes de microturbinas estãotrabalhando para um custo específico de instalação futuro, nos EUA, abai-xo de US$650/kW. Isto parece ser possível se o mercado se expandir e au-mentar o volume de vendas.

Com menos peças móveis, os vendedores de microturbinas esperamque as unidades possam garantir uma confiabilidade maior do que as al-cançadas com os motores alternativos convencionais. Os fabricantesaguardam que as primeiras unidades irão requerer mais visitas do que oesperado, mas com o amadurecimento dos produtos, manutenção de umavez ao ano deveria bastar. A maioria dos fabricantes está trabalhando paraintervalos de manutenção entre 5.000 e 8.000 horas. Os custos da manu-tenção para as microturbinas ainda estão baseados em previsões com situ-ações reais mínimas. As estimativas variam de US$0,005 a US$0,016 porkWh, valores comparáveis aos motores alternativos de pequena capacida-de. A tabela 2.7 a seguir apresenta uma síntese destes valores, baseadosem 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

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 gera-ção distribuída. Na tabela 2.8 são listadas algumas vantagens e desvanta-gens das microturbinas.

Tabela 2.8 Algumas Vantagens e Desvantagens das Microturbinas


Pequeno número de partes emmovimento

Baixa eficiência elétrica

Tamanho compacto Perda de potência e de eficiência paralocais de elevada temperatura e altitude.

Leve (baixa relação peso/potência)

Elevada eficiência em sistemas decogeração

Baixo nível de emissões

Pode operar com combustíveisresiduais

Longo tempo de intervalo entremanutenções

2.2.3 Desenvolvimentos futuros

Dados de testes em campo, levantados a partir de unidades instaladas emaplicações comerciais e industriais, permitirão aos fabricantes aperfeiçoaro projeto das mesmas, reduzindo os custos com melhoria de desempenho,a fim de tornar a tecnologia competitiva. Concessionárias de serviços pú-blicos, agências do governo e outras organizações estão envolvidas na co-laboração das pesquisas, financiamentos e nos testes em campo. Estesdesenvolvimentos visam a sua utilização nos seguintes campos:

Recuperação do calor dos gases de escape para geração de energiatérmica (cogeração).

Flexibilidade de combustíveis.

Aplicação automotiva.

Sistemas híbridos (isto é, células a combustível combinadas com mi-croturbinas).

2.3 MOTORES STIRLING

O motor Stirling, é classificado como uma máquina de combustão exter-na. Ele é composto de um sistema selado que possui um fluido de trabalhoinerte, geralmente hélio, mas também pode ser hidrogênio. Ele é projeta-do, na maioria das vezes, para pequenas capacidades (1-25 kW) e está sen-do produzido atualmente em quantidades pequenas para aplicaçõesespecíficas.

O motor Stirling foi patenteado em 1816, e chegou a ser utilizado an-tes de Primeira Guerra Mundial. Foi popular nesta época pois seu sistemade selagem, operando com ar como fluido de trabalho, o tornava mais se-guro do que a máquina a vapor. Logo, com o aperfeiçoamento da máqui-na a vapor e dos motores Otto, o motor Stirling acabou perdendo merca-do. Na atualidade, o interesse na geração distribuída em diversas aplica-ções, por exemplo, a indústria espacial e na marinha, reavivou importân-cia do motor Stirling, resultando num aumento das atividades de pesquisae desenvolvimento. Como exemplo, nas figuras 2.10 e 2.11, mostram-sefotos de protótipos de motores Stirling produzidos pela WhisperTech Ltde Solo Kleinmotoren Gmb, respectivamente. Na tabela 2.9 apresentam-seas principais características dos motores Stirling.

Tabela 2.9 Características dos Motores Stirling

Estado da arte Não comercial

Capacidade 1-25 kW

Combustível Preferencialmente gás natural, mas comgrande flexibilidade

Eficiência 12-20% (Prognóstico 30%)

Emissões Potencial de emissões muito baixo

Situação comercial Comercialmente disponível para2002-2005

Outras características Alguns modelos são projetados paracogeração

Figura 2.10 Protótipo de motor Stirling produzido pela empresa WhisperTech Ltd.

Figura 2.11 Protótipo de motor Stirling produzido pela empresa Solo Kleinmotoren Gmb.

2.3.1 Aplicações

O desenvolvimento do motor Stirling está sendo dirigido a uma gama ex-tensiva de aplicações, incluindo:

Pequena capacidade: geração de eletricidade para uso residencialou sistemas portáteis; Estes sistemas operam tanto com combustí-veis fósseis como também com biomassa. Exemplos de sistemas queestão sendo desenvolvidos para o emprego de biomassa podem servistos na tabela 2.10;Coletores solares: o calor refletido nos coletores solares é usadopara acionar o motor Stirling. Existem vários programas incentiva-dos pelo governo dos EUA, que visam aumentar esta aplicação;Veículos: os fabricantes de automóveis, junto com o governo nor-te-americano, têm pesquisado a utilização de motores Stirling emveículos;Produção de frio: estão sendo desenvolvidos motores Stirling paraaplicações de resfriamento de microprocessadores e supercondutores;Aeronáuticas: motores Stirling poderiam ser empregados em aero-naves de pequeno porte;Espaciais: unidades de geração de eletricidade para navios e veícu-los espaciais.

Tabela 2.10 Resumo das Características Técnicas dos Motores Stirling em Desen-volvimento que Podem Usar Biomassa como Combustível

A B C D E F G

Tipo â á â â á ã -

Energia primária [kW] 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

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

Nº de cilindros 4 2 1 4 2 1 1

Tempo de trabalho [h] 420 150 2.500 - 350.000 80.000 -

A- Universidade Técnica da Dinamarca; B- Joanneum Research; C-Magnet Motor; D- STM; E- SOLO 161; F- Dieter Viebach; G- StirlingTechnology.

2.3 .2 Desempenho e custos

Os motores Stirling têm sido produzidos somente em quantidades peque-nas e para aplicações muito específicas, por este motivo, é difícil obter da-dos de desempenho destas máquinas. A STM Power (Stirling ThermalMotors) tem uma unidade de 25 kW com eficiência elétrica atual de apro-ximadamente 30%, entretanto a meta do desenvolvimento é aumentaresta eficiência até 34%. Outros fabricantes informam eficiências elétricasna faixa de 25 a 30%. A eficiência elétrica atual dos motores Stirling en-contra-se na faixa de 12 a 20%, chegando até 30% em alguns casos.

O custo específico de investimento dos motores Stirling é relativa-mente alto (US$2.000-US$50.000/kW), podendo-se dizer que atualmen-te não é competitivo com outras tecnologias disponíveis no mercado. Oalto custo específico de investimento é devido, sobretudo, ao pequenonúmero de motores fabricados. Os valores mais elevados do custo especí-fico de investimento referem-se, principalmente, às aplicações espaciais.Visando a redução de custos, as tendências de desenvolvimento tecnoló-gico são aperfeiçoar o projeto e substituir materiais, particularmente dotrocador de calor, que precisa operar a temperaturas mais altas para au-mentar a eficiência do motor, e do sistema de selagem, que precisa evitar acontaminação do fluido de trabalho com óleo lubrificante durante a ope-ração a pressões maiores que as atuais.

Os motores Stirling possuem características que os fazem atrativos epor isso impulsionaram as atividades de pesquisa e desenvolvimento nosúltimos 50 anos. As mesmas são resumidas na tabela 2.11.

Tabela 2.11 Vantagens e Desvantagens dos Motores Stirling


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 mo-tores Stirling têm sido aumentar a durabilidade e a confiabilidade paralongos períodos de operação, e diminuir seu custo. Em termos de durabi-lidade os principais desafios são:

Garantir o hermetismo do sistema de selagem para evitar a conta-minação do fluido de trabalho com o óleo lubrificante durante aoperação a pressões elevadas.

Garantir pouco vazamento entre anéis de pistão e cilindro para osespaços do motor que não são lubrificados.

Garantir pouca corrosão e estresse térmico do material do trocadorde calor durante a operação a elevada pressão e temperatura.

Evitar a passagem de partículas, originadas pelo atrito entre osanéis do pistão e o cilindro, para as superfícies do trocador de calor.

Paralelamente, enquanto estes desafios são vencidos, os fabricantes demotores Stirling estão começando a criar protótipos de desempenho acei-tável para algumas aplicações, incluindo instalações de cogeração.

2.4 CÉLULAS A COMBUSTÍVEL

Embora o conceito da célula a combustível tenha sido desenvolvido há maisde 100 anos, as primeiras células somente foram fabricadas para o progra-ma espacial norte-americano nos anos 60. Este programa necessitava deuma fonte de energia eficiente, segura, e compacta para as naves Gemini eApollo, e a célula a combustível atendia estas características. Hoje, a NASAcontinua a utilizar as células a combustível para acionar veículos espaciais.Devido a melhorias tecnológicas e investimentos significativos nos últimosanos, por parte de fabricantes de automóveis, da NASA, e de equipamentosmilitares, espera-se que as células a combustível possam ser utilizadas parageração de energia em sistemas descentralizados dentro dos próximosanos.

Uma célula a combustível é semelhante a uma bateria no sentido deque uma reação de eletroquímica é usada para criar corrente elétrica. Os

elétrons podem ser liberados por um circuito externo, através de cone-xões com as placas que formam o ânodo e o cátodo da célula. A diferençaprincipal entre células a combustível e baterias é que as baterias possueminternamente uma provisão limitada de combustível, formada por umasolução eletrolítica e materiais sólidos, como é o caso da bateria de ácidosulfúrico e chumbo, ou por reagentes sólidos secos, como as pilhas de car-bono e zinco. As células a combustível têm reações semelhantes, porém,os reagentes são gases (hidrogênio e oxigênio), que são combinados emum processo catalítico. Como o reagente pode ser fornecido à célulaconstantemente, a unidade nunca cessará sua produção de energia.

As células a combustível são denominadas de acordo com o tipo deeletrólito e materiais empregados. O eletrólito da célula é intercalado en-tre um eletrodo positivo e um eletrodo negativo. Uma célula individualgera uma voltagem muito baixa, portanto são utilizadas várias células in-dividuais em série para obter a voltagem desejada. A célula a combustívelpropriamente dita é integrada a um sistema com outros componentes, in-cluindo um reformador de combustível, eletrônica de potência, e contro-les. As células a combustível convertem energia química de combustíveisfósseis diretamente em eletricidade. O combustível (hidrogênio) entra nacélula, e é quebrado em prótons e elétrons. No caso das células PEMFC(células a combustível com membrana para troca de prótons) e PAFC (cé-lulas a combustível de ácido fosfórico), íons positivamente carregadosmovem-se pelo eletrólito, através de uma diferença de tensão, produzin-do energia elétrica. Os prótons e elétrons são então recombinados com ooxigênio produzindo água e, como a mesma é removida continuamente,mais prótons são conduzidos pelo eletrólito dando prosseguimento à rea-ção e resultando em produção adicional de energia. No caso de SOFC (cé-lulas a combustível de óxido sólido) não são os prótons que se movempelo eletrólito, mas radicais de oxigênio. Nas células do tipo MCFC(célula a combustível de carbonato fundido), o gás carbônico combina-secom o oxigênio e elétrons para formar íons de carbonato, que sãotransmitidos através do eletrólito.

2.4.1 Tipos de células a combustível

Há quatro tecnologias de células a combustível em desenvolvimento atu-almente. 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 só-lido (solid oxide fuel cells – SOFC) e células a combustível com membranapara troca de prótons (proton exchange membrane fuel cells – PEMFC).As tecnologias estão em estados variados de desenvolvimento ou comerci-alização. As células a combustível utilizam hidrogênio e oxigênio comoreagentes primários, porém, eles podem operar com uma variedade decombustíveis que dependem do tipo de processamento de combustível ereformador usado, entre eles o gás natural e o GLP. O gás natural temsido considerado com o combustível mais indicado para aplicações de ge-ração distribuída. Assim a maioria dos trabalhos é focalizada em células acombustível que utilizam gás natural. Porém, as células necessitam dehidrogênio para operarem, logo se precisa converter o gás natural em umgás rico em hidrogênio.

As tecnologias de células a combustíveis de baixa temperatura, como aPAFC e PEMFC, requerem uma unidade de processamento de combustí-vel (reformador) para converter o gás natural em uma mistura rica em hi-drogênio. Células a Combustíveis de altas temperaturas, como as MCFCou SOFC, não requerem um reformador propriamente dito, pois a altatemperatura operacional permite a conversão direta de gás natural emhidrogênio.

2.4.2 Aplicações

Tipo PAFC

Existem mais de 200 células a combustível do tipo PAFC em operação, oque tem permitido obter uma extensa experiência operacional. Estas célu-las foram implantadas em instalações hospitalares, comerciais e industria-is nos EUA, na faixa de 100 a 200 kW de potência. A temperatura de ope-ração é de aproximadamente 200°C, o que também as torna indicadaspara aplicações em cogeração.

Para tais aplicações, as células PAFC demonstraram várias caracterís-ticas favoráveis, como por exemplo:

Sistemas compactos com alta confiabilidade e disponibilidade (al-guns operaram no campo durante mais de 9.000 horas em serviçocontínuo).

Baixo ruído e vibração.

Emissões desprezíveis.

Altas eficiências (36-42%).

Tipo MCFC

As altas eficiências e elevadas temperaturas operacionais das unidadesMCFC as fazem mais atraentes para a geração de potência na base, tantopara geração somente de energia elétrica ou cogeração. Aplicações poten-ciais para MCFCs incluem o setor industrial, instalações governamentais,universidades e hospitais.

Tipo SOFC

As células SOFC estão sendo consideradas para uma grande variedade deaplicações, especialmente na faixa de 5 a 250 kW de potência, tais comocogeração residencial, pequenos edifícios comerciais, instalações indus-triais e sistemas híbridos com microturbinas a gás. Também estão sendodesenvolvidas unidades de maior potência, com vários megawatts, a serutilizadas principalmente para geração de energia na base.

Tipo PEMFC

A tecnologia PEMFC está dirigida, em grande parte, para o setor automo-tivo, onde apresenta uma grande vantagem em relação às outras tecnolo-gias de células a combustível, em termos de tamanho e tempo de partida.As células PEM estão sendo atualmente desenvolvidas para uma grandevariedade de aplicações, entre elas:

Setor automotivo.

Setor residencial (<10 kW), dotadas ou não de sistemas de cogera-ção.

Setor Comercial (10 a 250 kW), dotadas ou não de sistemas de co-geração.

Setor industrial (menos de 250 kW), dotadas ou não de sistemas decogeração.

Sistemas portáteis (vários kW).

A tabela 2.12 apresenta um resumo comparativo das diferentes célu-las a combustível mencionadas.

Tabela 2.12 Comparação entre as Diversas Tecnologias de Células a Combustível

TecnologiaMax. Densidade dePotência [mW/cm2]

Eficiência (PCS) Tempo dePartida [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

PEMFC ~700 32-40 Menos de 0,1

Muitas destas características também são atraentes para aplicações es-tacionárias, o que tem encorajado os fabricantes a desenvolver, simulta-neamente, seus produtos para este setor. As maiores unidades estão sendodesenvolvidas para o setor comercial, com potências próximas de 250kW, e as menores unidades para aplicações residenciais, com potências nafaixa de 3 a 5 kW, ou inferiores. Considerações práticas ditam que estasunidades podem operar com gás natural. Em todas as tecnologias de célu-las a combustível há a necessidade de se rejeitar calor do sistema, o qualpode ser aproveitado para aquecimento de água. Assim, estas células sãoparticularmente atraentes para sistemas de cogeração, e atualmente quasetodos produtos em desenvolvimento contemplam a opção pelacogeração.


Espera-se que as células a combustível alcancem eficiências da ordem de40 a 60%. Eficiências mais altas, da ordem de 80 a 90%, são possíveisquando usadas em aplicações de cogeração. Outra característica promis-sora das células a combustível são as baixas emissões. Considerando queelas produzem eletricidade sem combustão, os produtos habituais decombustão não estão presentes. Estas células também operam silenciosa-mente e com alta confiabilidade.

Atualmente estão sendo desenvolvidas células a combustível na faixade potências desde poucos quilowatts até alguns megawatts. Porém, uni-dades maiores (até 20 MW), e micro-células para dispositivos eletrônicosportáteis, também estão sendo pesquisadas. O interesse pelo aprimora-mento das células a combustível não é só da indústria de energia elétrica,mas também da indústria automobilística e de transporte em geral, o quetem ajudado o seu rápido desenvolvimento.

Enquanto as eficiências das células do tipo PAFC se encontram na fai-xa de 35 a 40%, e a confiabilidade das unidades em operação tem se de-monstrado muito boa, para as células MCFC, os fabricantes têm afirmadoque sua eficiência é da ordem de 50% (PCI). Para as células do tipo SOFCa eficiência é da ordem de 50% (PCI). Quando operando em um sistemahíbrido SOFC/turbina a gás, onde a célula a combustível é usada como umciclo superior (topping), a eficiência global pode exceder 60%. Para queas células PEMFC apresentem um custo razoável, estima-se que a sua efi-ciência deve ficar próxima de 30 a 33%. Eficiências da ordem de 40% po-derão ser obtidas, desde que os aperfeiçoamentos técnicos listados abaixosejam incorporados às células:

Redução de custos de que permitam operação efetiva na razão de0,8 V/célula ou ainda mais altas.

Aumento da utilização do hidrogênio obtido a partir da reforma decombustíveis, para 80% ou mais.

Redução do excesso de ar no cátodo para 50% ou menos.

Adicionalmente, o desenvolvimento de membranas para operação aaltas temperaturas pode aumentar drasticamente o potencial das células acombustível, tanto pelo aumento da sua eficiência como pela simplifica-ção do projeto das células.

Com relação aos custos, o preço específico das células a combustível émuito alto se comparado a outras tecnologias disponíveis para a geraçãode energia na mesma faixa de capacidades. O único produto disponívelcomercialmente hoje é a PC-25™, fabricada pela UTC, e cujo custo, em2001, era de aproximadamente US$4.000/kW. O custo desta célula insta-lada, com potência de 200 kW, chega a US$1.100.00,00, o que resulta emum custo turn-key de aproximadamente US$5.500/kW.

Como ocorre com a maioria das novas tecnologias, quando são insta-ladas mais unidades e, portanto, novos consumidores se juntam ao merca-do, os preços diminuem. As projeções de preço variam entre os fabrican-tes, mas a maioria busca custos abaixo de US$1.500/kW. É altamente im-provável que este preço seja alcançado antes de 2004. Espera-se que as cé-lulas a combustível tenham mínimas exigências de manutenção. Os siste-mas de alimentação de combustível e o sistema reformador podem neces-sitar de inspeção e manutenção periódicas (uma vez ao ano). A célula pro-priamente dita não requererá manutenção até o fim de sua vida útil. Noentanto, a necessidades de manutenção e confiabilidade destes sistemasainda necessitam ser comprovadas, através de sua utilização em longoprazo. Os custos de manutenção de uma célula a combustível deverão seaproximar dos custos de manutenção das microturbinas, i.e., deverão sesituar na faixa de US$0,005 a US$0,010/kWh (baseado em uma inspeçãoanual para a unidade).

As células PAFC são atualmente o único tipo comercializado para gera-ção de energia em sistemas descentralizados. Atualmente, a United Techlo-logy Corporation fabrica células PAFC de 200 kW a um custo aproximadode US$4.000/kW, e vários esforços estão sendo realizados para reduzir oseu custo. O Departamento de Energia dos EUA (DOE) está fomentando autilização de células a combustível, através de um subsídio federal deUS$1.000/kW para reduzir os gastos do comprador. As três outras tecnolo-gias (MCFC, SOFC, PEMFC) estão em fases variadas de desenvolvimento,com provável comercialização limitada para os próximos anos. A tabela2.13 apresenta os custos projetados destas tecnologias.

Tabela 2.13 Custo Projetado para Células a Combustível Tipos MCFC, SOFC ePEMFC

TecnologiaCusto 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 célulasa combustível PAFC, MCFC, SOFC e PEMFC, enquanto que na tabela2.15, a seguir, é feita uma comparação tecnológica entre as mesmas.

Tabela 2.14 Vantagens e Desvantagens das Células a Combustível

Tipo Vantagens Desvantagens

PAFC Silenciosas Alto custo

Baixas emissões

Alta eficiência

Confiabilidade comprovada

MCFC Silenciosas Alto custo

Baixas emissões Confiabilidade em longo prazonecessita ser comprovada

Alta eficiência

SOFC Silenciosas Alto custo

Baixas emissões Células SOFC ainda estão emdesenvolvimento, mas recentes

desenvolvimentos para operação abaixas temperaturas são

promissores

Alta eficiência

PEMFC Silenciosas Alto custo

Baixas emissões Pouca experiência de campo

Sinergia com a pesquisa edesenvolvimentoautomobilístico

Rejeição de calor a baixatemperatura, o que limita asaplicações em cogeração.

Tabela 2.15 Comparação Tecnológica Entre as Diferentes Células a Combustível

PAFC SOFC MCFC PEMFC

DisponívelComercialmente

Sim Não Não Não

Capacidades100-200

kW1 kW -10 MW

250 kW -10 MW

3-250kW

CombustívelGás Natural,

Biogás,propano.

Gás Natural,Hidrogênio, óleo

combustível.

GásNatural,

Hidrogênio

Gás Natural,Hidrogênio,

propano, diesel.

Eficiência 36-42% 45-60% 45-55% 30-40%

EmissõesPraticamente

zeroPraticamente

zeroPraticamen

te zeroPraticamente

zero

Cogeração

Água quente Água quente evapor de baixa e

alta pressão

Águaquente evapor de

baixa e altapressão

Água a 80°C

ProduçãoComercial

Algumas jáestão

disponíveis

2004 2004 2003/2004

2.4.4 Desenvolvimentos futuros

Diversas pesquisas têm sido realizadas para o desenvolvimento de célulasque combinam os benefícios das PEMFC e PAFC em uma única membra-na que opera a temperaturas intermediárias de 90 - 160°C. Ao mesmotempo em que são freqüentemente consideradas como células de alta tem-peratura do tipo PEM, também podem ser descritas células de baixa tem-peratura tipo PAFC, como as membranas incluem resíduos de ácido fos-fórico, aparecem polímeros orgânicos na fase sólida. Ainda é muito cedopara prever os impactos a longo prazo desta tecnologia, mas há vários fa-tores 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 re-formados.

As temperaturas moderadas são bastante baixas para permitir parti-das e paradas rápidas, mantendo muitas das vantagens dos sistemasPEMFC.

Aumentando a diferença de temperatura entre a célula o ambiente,o controle dos fluxos de calor e água do sistema é grandemente sim-plificado.

Testes preliminares indicam que estas células, de temperatura maisaltas, podem não precisar serem saturadas com água durante suaoperação, diminuindo ligeiramente os requerimentos de água dosistema e aumentando a flexibilidade de operação.

A tecnologia MCFC passou por várias gerações de testes de campo, etestes adicionais continuam sendo realizados. Seu desenvolvimento estáfocalizando o aumento da vida útil, o aumento da densidade de potência ea redução de custos.

Com a extensa experiência acumulada em tecnologia com as célulasSOFC tubulares, os desafios nessa tecnologia se relacionam agora com aredução de custos. A Siemens-Westinghouse está focalizando seusesforços de desenvolvimento em:

Identificação de configurações que requerem especificações depureza de materiais menos restritas.

Redução da quantidade de isolamento no sistema. Atualmente sãoexigidos grandes volumes de destes materiais para manter as eleva-das temperaturas operacionais.

Uso de ligas menos exóticas, que são exigidas pelas altas temperatu-ras operacionais dos projetos atuais.

Adicionalmente, como em todas as tecnologias emergentes, há aindanecessidade de comprovar a sua confiabilidade e custo operacional, antesda sua comercialização. Para as células SOFC planas, os desafios primári-os ainda se relacionam às dificuldades de manter sua integridade estrutu-ral sob as elevadas temperaturas operacionais. Neste sentido, estão sendorealizados estudos focalizando:

Manutenção da integridade de selos e manifolds sob as severas ten-sões térmicas existentes.

Testes de campo buscando o aumento da vida útil da célula, pelamanutenção 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 necessáriacom eficiência adequeda, para produção de potencia pela célula, sem im-por um gasto inaceitável de energia ao sistema. Esta limitação levou mui-tos fabricantes a focalizar o desenvolvimento de sistemas que operem apressões próximas do ambiente.

A sua operação contínua por longos períodos ainda tem que ser de-monstrada. A experiência atual tem apresentado decréscimo da po-tência gerada com o passar do tempo.

Ainda deve ser demonstrado que é possível a manutenção dos níveisde CO em valores aceitavelmente baixos durante longos períodosde operação. Embora os fabricantes tenham desenvolvido sistemascapazes de produzir somente 10 a 20 ppm de CO, estes resultadosainda precisam ser verificados para condições reais de operação.

A operação de sistemas completamente integrados em ambienteonde baixas temperaturas ocorrem a maior parte do ano, ainda nãofoi avaliada.

2 . 5 S I S T E M A S H Í B R I D O S

Fabricantes e pesquisadores estão procurando meios de combinar tecno-logias (sistemas híbridos) visando obter um melhor desempenho e maioreficiência dos equipamentos utilizados na geração descentralizada deenergia. Vários configurações de sistemas híbridos têm sido pesquisadase, geralmente, incluem uma célula a combustível de alta temperaturacombinada a uma (micro)turbina a gás, a um motor alternativo ou a outracélula. Destes, um dos mais promissores é o de célula SOFC combinada aturbina a gás ou microturbina, conforme apresentados nas figuras 2.12 e2.13.

O sistema híbrido SOFC/turbina a gás pode alcançar eficiências elétri-cas da ordem de 60 a 70%. Este sistema é especialmente vantajoso, pois avelocidade de reação e a eficiência da célula SOFC melhorarão quandoesta célula opera pressurizada. Para pressões acima de 4 atmosferas, é pos-sível integrar a célula a combustível com uma turbina a gás. Neste arranjohíbrido, 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 com-bustível, são queimados, e expandidos na turbina. Utiliza-se ainda um re-cuperador de calor para aquecer o ar antes do mesmo ser injetado nacélula.

Linha para partidaExaustão da célula

Gás pressurizadoAlta temperatura

Turbina Ar

AC/DC

Queimadorde partida

Compressor

Ar comprimido

Combustível

ExaustãoRecuperador

Linhaparapartida

Co

mb

ustív

el

Célula acombustível Gerador AC

Figura 2.12 Esquema de um sistema híbrido com queima direta (Bajura, 2002).

Linha para partida

Exaustão da célula

AC/DC

Queimadorde partida

Célula acombustível

Turbina Ar

Gerador AC

Compressor

Combustível

Exaustão

Linha para partida

Combustível

Ar

Ar comprimido

Trocadorde calor

2.13 Esquema de um sistema híbrido com queima indireta (Bajura, 2002).

2.6 REFRIGERAÇÃO POR ABSORÇÃO

Com freqüência os sistemas frigoríficos por absorção são associados a sis-temas de geração distribuída utilizando cogeração, permitindo reduzir ademanda de energia elétrica nos sistemas frigoríficos por compressão eproporcionar uma demanda térmica. De fato, a principal vantagem dossistemas de refrigeração por absorção em relação aos outros sistemas derefrigeração reside no fato destes equipamentos operarem com baixoconsumo de energia elétrica. A sua principal fonte de energia é o calor atemperaturas relativamente baixas, que pode ser fornecido ao equipa-mento pela queima de um combustível ou a partir do calor residual de umdeterminado processo, como nos ciclos de cogeração.

Os equipamentos de refrigeração por absorção são maiores e mais pe-sados que os chillers de compressão de vapor, apresentando elevado custoinicial, entre 550 a 900 US$/TR, cerca de três vezes os custos de um siste-ma de compressão equivalente. Apresentam alta taxa de rejeição de calor,o que requer a utilização torres de resfriamento maiores, se comparadoscom chillers de compressão de vapor de mesma capacidade. Como princi-pais vantagens podem ser apontadas:

Simplicidade de projeto, com poucas partes móveis.

Bastante silenciosos.

Baixo consumo de energia elétrica.

Atendem uma vasta gama de capacidades (5 a 1500 TR).

Utilizam refrigerantes com baixo potencial de agressão à camada deozônio e baixo potencial de aquecimento global.

Atualmente, os dois ciclos de refrigeração por absorção mais utilizadossão 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 aágua é o refrigerante e o brometo de lítio o absorvente, já no ciclo amônia eágua, uma solução de água e amônia age como refrigerante, enquanto aágua age como absorvente. A maioria das unidades de grande capacidadeutiliza o ciclo com brometo de lítio. O par amônia-água é utilizado em má-quinas de pequena capacidade, com queima direta, ou em unidades degrande 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 refrige-ração por absorção utilizando a mistura binária H2O-LiBr. Conformemencionado acima, a água é o refrigerante nestes equipamentos e, por-tanto, para que seja possível a sua evaporação a baixas temperaturas (�5,5�C), o evaporador trabalha com pressões bastante baixas (� 6,8mmHg). Após retirar calor da água de processo (exemplo: água gelada dosistema de condicionamento de ar), o vapor de água de baixa pressão, for-mado no evaporador, é absorvido pelo brometo de lítio, no absorvedor. Asolução resultante é bombeada para o gerador, onde é aquecida para quea água seja liberada. O vapor de água liberado no gerador segue rumo aocondensador, onde é resfriado e condensado, sendo em seguida enviadode volta ao evaporador, através de um orifício redutor de pressão.

Evaporador

Trocadorde calor

Bomba derefrigerante

Absorvedor

D

Gerador

Conden

Água decondensação

Água decondensação

Vapor

Saída

Água gelada

Entrada

Figura 2.14 Máquina de Refrigeração por absorção.

Os chillers de absorção com brometo de lítio são normalmente fabri-cados com duas configurações: simples efeito (estágio) ou duplo efeito(estágio), sendo que neste último aproveita-se o calor rejeitado no con-densador do primeiro estágio para a recuperação do refrigerante no gera-dor do segundo estágio, melhorando a eficiência do equipamento.

De acordo com a norma ARI 650, a eficiência das máquinas de absor-ção deve ser determinada para as condições listadas na tabela 2.16, sendoque qualquer variação nestas condições pode alterar a capacidade e a efi-ciência do equipamento.

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

As máquinas de refrigeração por absorção de simples efeito normal-mente trabalham com temperaturas no gerador que variam de 95�C a135�C, e utilizam, como fonte de calor, água quente ou vapor de baixapressão (1,6 a 2,0 bar). Nas condições estabelecidas pela ARI, e em carganominal, o consumo de vapor destes equipamentos varia de 8,45 a 8,92kg/h.TR, o que corresponde a um COP de 0,70 e 0,65. Os geradores doschillers de absorção de duplo efeito operam com temperaturas da ordemde 180 a 190�C. Trabalhando em carga nominal nas condições ARI, comvapor saturado na ordem de 10 bar de pressão, estes equipamentos conso-mem cerca de 4,40 a 4,54 kg/h.TR, com COP variando de 1,20 a 1,15. Oschillers de absorção de duplo efeito também podem ser de queima direta,os quais são dotados de uma fornalha onde queima o combustível para ofornecimento de calor. Nestes equipamentos, a potência térmica forneci-da com o combustível é da ordem de 3,30 a 3,68 kW/TR, o que resulta emCOP’s de 1,08 a 0,95.

Conforme mencionado anteriormente, uma das grandes vantagens doschillers de absorção é o seu baixo consumo de energia elétrica, sendo estautilizada somente para o acionamento de bombas de refrigerante, de solu-ção e de vácuo, o que resulta num consumo de energia elétrica, para os chil-lers 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 proces-sos de geração de eletricidade como fonte de sua energia, coloca os sistemasde refrigeração por absorção como uma alternativa promissora para os sis-temas de cogeração.

2.7 EXEMPLOS DE INSTALAÇÕES REAIS

Neste tópico serão apresentados alguns exemplos de instalações, seja co-mercial ou apenas de testes em campo, de motores Stirling, células a com-bustível e microturbinas a gás, operando ou não em sistemas de cogeração.

2.7.1 Motor stirling

Unidade Enatec de Micro-Cogeração

Uma unidade de micro-cogeração empregando motor Stirling está sendodesenvolvida pela ENATEC. A parceria das empresas holandesas ENECOHolding NV, ATAG Verwarming BV e Stichting Energieonderzoekcen-trum está desenvolvendo um sistema designado micro-cogen BV(ENATEC), que inclui um motor Stirling gerando 1 kW de potência elé-trica, e entre 6-24 kW de aquecimento ambiente ou água quente para usodoméstico (através de uma caldeira de 110 litros de água), conforme ilus-trado na figura 2.15. De aplicação residencial, a unidade é controladapelo uso do calor.

2.7.2 Células a combustível

Sistema de Cogeração Setor Industrial

Desenvolvido pela Osaka Gas e Tokyo Gas, conjuntamente com aWELCO (Westinghouse Electric Corporation), tem como finalidade veri-

ficar a performance da célula a combustível de óxido sólido (SOFC) ope-rando com gás natural em sistemas de cogeração. Apresenta uma capaci-dade de geração elétrica de 25 kW, e, como algumas vantagens, alta efi-ciência elétrica, alta qualidade de calor e baixas emissões de poluentes at-mosféricos. Os principais dados da instalação são apresentados na tabela2.17. O sistema foi testado com sucesso, iniciando a sua operação no se-tor industrial (da WELCO) em Março de 1995, quando a Osaka Gas e aTokyo Gas já esperavam uma significativa redução dos custos do sistemanum futuro próximo.

Tabela 2.17 Especificação do Sistema de Cogeração com SOFC(Yokoyama et alii, 1997)

AES (comprimento ativo de50 cm)

Gerador Célula

576 células (1 Módulo)

43 W/célula

3 em paralelo x 6 em série= 18 (1 Grupo)

8 grupos x 4 = 576 células(1 Módulo)

Interno com pré-reformador (75% pré-reformado)

Combustível/Oxidante Gás Natural/Ar

Condições deOperação

Temperatura 1000�C

Pressão Atmosférica

Utilização combustível 85%

Utilização de ar 15%

ProdutosEletricidade 25 kW (CC)

Vapor 6 kW (9 kg/cm2)

Sistema de Controle Automático

Dimensões 4,9 m de comprimento x 2,2 m de largura x 2,0 m dealtura

Sistema de Cogeração para Aquecimento de Piscina

O Programa de Demonstração de Células a Combustível do Departamen-to de Defesa dos EUA, gerenciado pelo USACERL instalou centrais PAFCde 200 kW em 30 localidades do Departamento, distribuídos pelos EUA.Um dos sistemas instalados desde setembro de 1995, no Fort Eustis New-port News/VA, EUA, opera uma célula a combustível PC25B para a gera-ção de eletricidade e calor para o aquecimento da água de uma piscina.

O calor da célula a combustível é circulado através de um trocador decalor de titânio que fornece o calor para a água de circulação da piscina.Este trocador de titânio é empregado para evitar que os produtos quími-cos corrosivos da piscina entrem em contato com o trocador de calor in-terno das células a combustível. A água de reposição da piscina passa tam-bém pelo trocador de calor intermediário onde é previamente aquecida.Um esquema desta instalação pode ser visto na figura 2.16. A potênciatérmica fornecida pela célula à piscina é de aproximadamente 37 kW, querepresenta 18% da disponibilidade térmica da célula.

Da piscinaFiltro Filtro

Trocadorde calor

Para apiscina

Água dereposição

Célula acombustível

Trocadorde calor

Água dereposição

Controle datemperatura

T


Figura 2.16 Esquema de um sistema de cogeração com a célula PAFC PC25B (Holcomb,2000).

Sistema de CogeraçãO EDB/ELSAM

Em dezembro 1997, EDB/ELSAM, um consórcio de utilidades holan-dês/dinamarquês, começou a operação de um sistema de cogeração de100 kW utilizando célula a combustível SOFC, fornecida pela SiemensWestinghouse, em Westervoort, perto de Arnhem, Netherlands. Este sis-tema é o maior sistema SOFC a pressão atmosférica a operar no mundo, eé mostrado na figura 2.17.

Um esquema do sistema é mostrado em figura 2.18. Ar ambiente é as-pirado por um filtro de ar e comprimido à pressão apropriada de proces-so, através de um compressor. Antes de ser enviado ao módulo gerador dacélula, passa por um recuperador aquecido pelo gás de exaustão, aumen-tado a temperatura para aproximadamente 600°C. O gás natural forneci-do pelo gasoduto é desulfurizado, antes de ser utilizado na SOFC. Dentrodo módulo gerador, o combustível é eletroquimicamente oxidado, pro-duzindo eletricidade em CC. Os gases de exaustão da célula saem a umatemperatura entre 700 e 850°C e através de sistemas a pressão atmosféri-ca, 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 mde largura e 3,58 m de altura. Os dados medidos de desempenho da insta-lação são apresentados na tabela 2.18.

Figura 2.17 Módulo do sistema de cogeração da 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)


ACDC Gerador

Reformador

Vapor

Água

ArRecuperador

Recuperador

Gás natural Exaustão

Aquecedorde água

Aquecedorde água

Aquecedor de ar

Figura 2.18 Esquema do processo da instalação EDB/ELSAM

Sistema Híbrido (Sce) Célula a Combustível Sofc/Microturbina a Gás

A Siemens Westinghouse tem configurado, para propósitos de análises,sistemas híbridos célula a combustível (SOFC)/(micro)turbina a gás comcapacidades variando entre 200 kW e algumas dezenas de megawatts. Umdestes projetos foi contratado pela Empresa Southern California Edison(SCE), com capacidade de 220 kW e iniciou sua operação em Maio de2000. A turbina a gás selecionada para o projeto da SCE é uma microtur-bina da Ingersoll Rand Engineering Services, antes conhecida como Nort-hern Research and Engineering Corporation (NREC). Este sistema híbri-do consiste de um módulo de SOFC montado em um vaso de pressão, umsistema de gerenciamento térmico, um sistema de fornecimento de com-bustível, e dissipadores de potência. Por sua vez, o sistema de gerencia-mento térmico consiste de uma microturbina a gás de dois eixos e com re-cuperador de calor, um queimador de tubo, para a partida da microturbi-na e um queimador de tubo para pré-aquecer o ar de entrada da SOFC du-rante a partida. Devido a natureza experimental deste sistema, foi decidi-do não conectar o mesmo a rede, a fim de evitar transientes durante ostestes iniciais, e por isso optou-se por instalar dissipadores de carga. Umesquema da configuração do sistema híbrido SOFC/microturbina a gáscom capacidade de 220 kW é mostrado na figura 2.19.

A tabela 2.19 apresenta um resumo do desempenho do sistema híbri-do SCE. A geração total e a eficiência global do sistema, se conectado àrede, é prognosticada em 220 kW (176 kW da SOFC mais 47 kW da mi-croturbina, menos 3 kW de cargas do sistema) e 57% (PCS/corrente alter-nada), respectivamente.

Tabela 2.19 Dados de Desempenho do Sistema Híbrido SCE de 220 kW (Forbes eVeyo, 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)

Casos de Aplicação e Demonstração do U.S. Department of Energy

As características gerais apresentadas anteriormente definem as condiçõespara a seleção do tipo de célula a combustível com relação às diferentes deaplicações. Uma das principais é o emprego em centrais de energia elétri-ca estacionárias, inclusive operando como unidades de cogeração. A se-

Ar auxiliaralta pressão

Gerador

Queimador

Turbina

Compressor

Ar

Filtro

DC

Stack GeradorSOFC

Gás natural

Exaustão

Exaustão Turbina depotência

Dessulfurizador

Combustível

Recuperador Ar

Ar dereserva

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 es-tão sendo realizados nos EUA, considerando apenas as de geração de po-tência, e baseadas em Fuel Cell Handbook (2000) preparado sob acoordenação do U.S. Department of Energy (DOE).

Uma das características das células a combustível é que sua eficiênciaquase não é afetada pelo tamanho (capacidade de geração). Dessa forma,os desenvolvimentos de plantas estacionárias são focados desde dezenasde quilowatts até alguns megawatts de capacidade. Uma vez que estasplantas estejam sendo comercializadas e seu preço mais competitivo, ascélulas a combustível serão utilizadas como plantas de carga base devidoprincipalmente a sua alta eficiência.

A operação de plantas estacionárias, auto-suficientes, tem sido de-monstrada empregando as tecnologias PAFC, MCFC, SOFC e PEMFC.Um caso a ser apontado é o da instalação PC-25 de 200 kW empregandoPAFC, considerada a primeira a entrar no mercado comercial. Esta foi de-senvolvida pela International Fuel Cells Corporation (IFC), uma divisãoda United Technologies Corporation (UTC). A instalação foi construídapela IFC. A Toshiba Corporation do Japão e a Ansaldo SpA da Itália sãoparceiras com a UTC na IFC. A central tem se mostrado ser uma opçãoeconômica e benéfica aos sistemas operacionais de edifícios comerciais einstalações industriais, porque é superior a tecnologias convencionais emtermos de confiabilidade, eficiência, impacto ambiental e facilidade deinstalação. Devido a estes atributos a unidade PC-25 está sendo utilizadaem 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, até1500 m de altitude);

Voltagem e fase: 480/277 volts a 60 Hz; 400/230 volts a 50 Hz;

Energia térmica (Cogeração): 740.000 kJ/h (206 kW) a 60°C; omódulo 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 compri-mento, sem incluir o módulo do ventilador de resfriamento;

Peso: 17.230 kg.

Estima-se que essa célula a combustível pode alcançar uma vida útil de5 a 7 anos e uma disponibilidade média de mais de 95%. O nível de ruídoé de 62 dBA a 9 metros da unidade. As células têm operado com gás natu-ral, propano, butano, gás de aterro sanitário, hidrogênio e gás de digesto-res anaeróbicos.

A Ballard Generation Systems, uma subsidiária da Ballard PowerSystems, construiu uma instalação empregando uma PEFC estacionáriapara geração local. Suas principais características são:

Capacidade: 250 kW empregando gás natural;

Eficiência elétrica: 40% (PCS);

Energia térmica: 854.600 kJ/h (237 kW) a 74°C;

Dimensões: 2,4 m de largura por 2,4 m de altura por 5,7 m de com-primento;

Peso: 12.100 kg.

Outra instalação de demonstração começou sua operação em agostode 1997. A central alcançou uma eficiência elétrica de 40% (PCS). A Bal-lard estava no processo de patrocinar testes de campo adicionais e produ-ção comercial, com as características listadas acima em 2002. Os sóciossão a GPU International, GEC Alsthom e EBARA Corporation. Fuel CellEnergy (FCE), antiga Energy Research Corporation (ERC) completoucom sucesso em junho de 2000 os testes de uma célula a combustívelMCFC próximo a condição comercial em Danbury, Connecticut, EUA. Aplanta de capacidade avaliada em 250 kW, alcançou um máximo de 263kW e constituída por uma única stack com 340 células. O combustívelfornecido foi reformado interiormente. Com mais de 16 meses de funcio-namento, o sistema operou mais de 11.800 horas, fornecendo 1,8 mi-lhões de kWh às instalações da FCE e a rede. A eficiência elétrica situou-seem 45% (PCS). As emissões de gases durante os testes foram consideradasdesprezíveis.

O parceiro alemão da FCE, MTU Friedrichshafen, está operando umacélula a combustível MCFC de 250 kW em Bielefeld, Alemanha. A centralestá instalada no campus da Universidade de Bielefeld garantindo energiaelétrica e calor como subproduto. As células a combustível foram fabrica-das pela FCE, enquanto que a MTU desenvolveu uma nova configuração

denominada de Hot Module que simplifica os equipamentos auxiliares. Osistema começou a operação em novembro de 1999 e ultrapassou 4.200horas em agosto de 2000. A eficiência elétrica é 45% (PCS). O foco das uti-lidades de demonstração e do programa de desenvolvimento de células acombustível da FCE é a comercialização de unidades de 300 kW, 1,5 MW e3 MW com a tecnologia MCFC. As características principais da célula FCEcomercial de 3 MW com reforma interna são:

Capacidade: 3,0 MW líquidos (CA);

Eficiência elétrica: 57% (PCS) operando com gás natural;

Voltagem e fase: dependente do local, 3 fases, 60 Hz;

Energia térmica: 4.200.000 kJ/h (1.167 kW);

Disponibilidade: 95%.

A FCE planejava demonstrar um sistema híbrido célula combustível(MCFC)/microturbina já em 2000. A configuração utilizada na centralserá modificado para acomodar os dois acionadores. A turbina será acio-nada através de calor de exaustão da célula. O objetivo do teste é demons-trar que com sistemas híbridos pode-se alcançar altas eficiências. Esta ati-vidade é uma do U.S. DOE Office of Fossil Energy Vision 21 Program.

Uma unidade de potência nominal igual a 100 kW operando com 50Hz operou até outono de 2000 em NUON District Heating localizado emWestvoort, The Netherlands. A unidade foi patrocinada por EDB/ELSAM,um consórcio de companhias de distribuição de energia holandês e dina-marquês. O sistema operou fornecendo 105 kW (CA) a rede durante maisde 14.000 horas. A eficiência elétrica situou em 45%, além do fornecimen-to de 85 kW de água quente a 110°C para o sistema de aquecimento distri-tal local. O módulo media 8,42 m de comprimento, por 2,75 m de largurae 3,58 m de altura.

A Siemens Westinghouse está planejando vários testes em plantas quesão protótipos de produtos futuros. Todos os sistemas empregam o con-ceito de célula a combustível SOFC tubular e a maioria é combinada comturbinas de gás em configurações híbridas. As capacidades destes sistemassão 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 pro-dução de plásticos. A mesma possui uma instalação de cogeração compos-ta por 24 microturbinas a gás Capstone, acopladas a caldeiras de recupe-ração que produzem água quente a 100°C. Na figura 2.20 mostra-se o es-quema da instalação de cogeração de Harbec. Como pode ser observado,são 5 módulos, sendo que em cada um, 4 microturbinas estão acopladas auma caldeira de recuperação, havendo adicionalmente 4 microturbinaspara a geração somente de eletricidade.

A água quente produzida nas caldeiras de recuperação é utilizada, noinverno, para calefação e, no verão, para condicionamento de ar. Nesteúltimo caso, o ar é resfriado a partir de água gelada produzida por chillersde absorção. A eficiência da instalação atinge mais de 70%. Uma foto da

Compressores

Gás natural

Exhaust heat

Cogen boiler

Extra capacity redundancy

430

VAC

3-p

hase

60H

z

LoadUtility grid:480 VAC 3-phase 60 Hz

200-ton absorption chille

Sistemas de ventilaçãoRadiantinfloorheating

180...F water

Co

mp

ress

or

de

gás

natu

ral

Figura 2.20 Esquema da instalação de cogeração de Harbec.

instalação é mostrada na figura 2.21. A instalação de Harbec opera comgás natural a um preço de US$0,2491/(1000 m3), sendo os custos do calorproduzido e a eletricidade gerada de US$0,03/kWh e US$0,074/kWh,respectivamente (Gillette, 2001).

Instalação de Cogeração no Setor Residencial

Em Londres, num prédio construído na década de 60, foi instalada umacentral de cogeração, visando fornecer eletricidade e calor para 72 aparta-mentos. A instalação consta de um pacote TG50CG fornecido pela Bow-man Power, composto de uma microturbina acoplada a uma caldeira de re-cuperação, sendo capaz de gerar 50 kW de eletricidade e produzir entre108 e 275 kW térmicos na forma de água quente (100-120°C), e atingir va-lores de eficiência de até 90% (Mehrayin, 2002). Como ilustração, a figura2.22 mostra a configuração interna de um pacote de cogeração da BowmanPower, e a figura 2.23 uma foto desta instalação de cogeração.

Essa instalação, que opera aproximadamente 6.000 h/ano, teve umcusto 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 éestimado em 5 anos (Mehrayin, 2002).

Figura 2.21 Foto da instalação de cogeração de Harbec.

Heat recoverymodule

Gas turbinemodule

Control powerconditioner

module

&

Figura 2.22 Módulos num pacote de cogeração da Bowman Power (Mehrayin, 2002).

Figura 2.23 Instalação residencial da Bowman Power (Mehrayin, 2002).

Instalação de Cogeração Turbec T100

Em 1998, a Turbec AB foi formada para explorar o mercado de geraçãoem pequena escala. Localizado em Malmo, Suécia, a Turbec é um empre-endimento conjunto entre a Volvo Aero Corporation e a ABB. A Volvoentra com seu know-how em microturbinas, e a ABB contribui tecnologi-camente com seu gerador de alta velocidade, desenvolvido pela ABBHybrid Systems.

Designado de Turbec T100, o novo pacote é uma unidade de cogera-ção a gás natural produzindo energia elétrica e calor. A microturbina éprojetada como uma unidade ‘indoor’ que aspira o ar de combustão deuma entrada externa. A produção elétrica é de100 kW e a de calor de 167kW, proveniente de um trocador de calor que produz água quente a partirdo sistema de exaustão. A eficiência global está entre 75 e 80%, e a efi-ciência elétrica é de 30%, diminuindo para 27% a meia carga. O nível deruído é de 70 dBA a 1 m de distância e as emissões de NOX e CO são am-bas menores que 15 ppmv. As características físicas do conjunto são: 0,87m de largura, 1,90 m de altura e 2,92 m de comprimento, e o seu peso de2.000 kg, de acordo com Mullins (2002). O pacote é controlado e moni-torado por um sistema de controle automático. A empresa garante que,em condições normais, o grupo gerador não precisa de operador com fre-qüência. O sistema elétrico é totalmente controlado e operado automati-camente 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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C A P Í T U L O 3

T E C N O L O G I A S D E G E R A Ç Ã O

D I S T R I B U Í D A U T I L I Z A N D O

F O N T E S R E N O V Á V E I S

Discutem-se a seguir algumas novas tecnologias de geração distribuída ba-seadas em fontes renováveis de energia, como a energia eólica e a energiasolar fotovoltaica, que podem ser consideradas geração distribuída porestarem geralmente conectadas a sistemas de distribuição e ao lado dascargas a serem atendidas. A implementação dessas tecnologias traz novase desafiadoras questões para o setor energético, como a forma de remune-rar eventuais excedentes e os impactos sobre a qualidade de energia. Par-ticularmente os sistemas de energia eólica, que utilizam uma energia pri-mária não armazenável, podem estar eventualmente conectados e devemser despachados prioritariamente, constituindo portanto um sistema degeração descentralizada bem definido, não despachado centralmente.Outras formas de energia primária como a energia hidráulica e a energiada biomassa embora apresentem potencial interesse para o Brasil, consti-tuem temas próprios e não se enquadrariam exatamente na acepção degeração descentralizada junto à carga como abordado no presente estudo,inclusive pelos potenciais e capacidade já instaladas.

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3.1 ENERGIA EÓLICA

3.1.1 Evolução e recursos

A história do uso energético do ventos ou da energia eólica mostra umaevolução desde o uso de dispositivos simples e leves acionados por forçasde arrasto aerodinâmico até os mais complexos e pesados sistemas. O usobásico da teoria da asa de sustentação não é um conhecimento moderno,com sua aplicação remontando aos mais antigos barcos à vela, moinhos eoutros, muito embora os conceitos físicos em que este fenômeno se baseianão tivessem sido bem explorados.

Os primeiros moinhos foram desenvolvidos para automatizar tarefasde moagem de grãos e bombeamento de água. O projeto mais antigo deum sistema com eixo vertical, desenvolvido na Pérsia, data de 500 a 900d. C. Modelos semelhantes eram usados na China há mais de 2000 anos.Uma das aplicações mais interessantes pôde ser encontrada em máquinasde bombeio na ilha de Creta. Já em 1270 d. C. os moinhos de vento deeixo horizontal apareceram na Europa Ocidental. Seu processo de aperfe-içoamento levou 500 anos, até chegarem aos famosos modelos usadospara irrigação na Holanda. De fato, ao longo de centenas de anos, a apli-cação mais importante dos moinhos de vento em nível de subsistência foio bombeamento usando sistemas de pequeno porte. Entre 1850 e 1970,somente nos Estado Unidos, foram utilizadas mais de seis milhões de pe-quenas máquinas de até 1 CV. No final do século XIX foram feitas as pri-meiras experiências para a geração de eletricidade.

O primeiro uso de grandes moinhos para a geração de eletricidade foifeito em Cleveland (USA) em 1888, possuindo um rotor de 17 metros dediâmetro e gerando 12 kW em corrente contínua. Atualmente, com 17metros de diâmetro é possível gerar entre 70 e 100 kW. Em 1920 os pri-meiros modelos de pequeno porte eram capazes de gerar de 1 a 3 kW. Apartir de 1950 grandes sistemas passaram a serem usados em zonas áridasda África e da Austrália. Os desenvolvimentos de potentes sistemas deconversão de energia eólica foram iniciados em 1931 na Rússia, com o ae-rogerador Balaclava de 100kW. Experimentos posteriores foram feitosnos Estados Unidos, Dinamarca, França, Alemanha e Inglaterra durante operíodo de 1935 e 1970. A primeira turbina eólica comercial ligada à redeelétrica pública foi instalada em 1976, na Dinamarca.

TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA UTILIZANDO.. .

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Atualmente, existem mais de 30 mil turbinas eólicas em operação nomundo. O custo dos equipamentos, que era um dos principais entraves aoaproveitamento comercial da energia eólica, caiu muito entre os anos1980 e 1990. Estimativas conservadoras indicam que o custo de uma tur-bina eólica moderna está em torno de US$ 1.000,00 por kW instalado. Oscustos de operação e manutenção variam de US$ 0,006 a US$ 0,01 porkWh de energia gerada, nos dez primeiros anos, e de US$ 0,015 a US$0,02 por kWh, após dez anos de operação. Recentes desenvolvimentostecnológicos, tais como sistemas avançados de transmissão, melhor aero-dinâmica, estratégias de controle e operação das turbinas, e outros, têmreduzido custos e melhorado o desempenho e a confiabilidade dos equi-pamentos.

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 maistarde, chegou a 10 GW e, em setembro de 2000, a capacidade instaladano mundo já era superior a 15 GW. O mercado tem crescido substancial-mente nos últimos anos, principalmente na Alemanha, EUA, Dinamarca eEspanha, 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 instala-da. Os Estados Unidos, que lançaram a indústria moderna de energia eóli-ca na Califórnia, no início da década de 80, vêm em segundo lugar, com4.150 MW. A Espanha ocupa o terceiro lugar, com 3.300 MW vem segui-da da Dinamarca, com 2.500 MW e suprindo com o vento 18% da sua de-manda.

Tem-se observado que quando um país transpõe a barreira dos 100MW de capacidade de geração eólica instalada, ele tende, naturalmente, adesenvolver rapidamente seus recursos eólicos. Os Estados Unidos trans-puseram este limiar em 1983. Na Dinamarca, isto ocorreu em 1987. NaAlemanha, em 1991, seguido da Índia em 1994 e Espanha em 1995. Nofinal de 1999, Canadá, China, Itália, Holanda, Suécia e o Reino Unidohaviam transposto este limiar. Em 2000, a Grécia, Irlanda e Portugal seincluíram na lista. E em 2001, foi a vez da França e do Japão. A partir doinício de 2002, cerca de 16 nações, contendo metade da população mun-dial, haviam entrado na fase de crescimento rápido. As políticas mais im-portantes para permitir o suporte econômico para a energia eólica passam


88

por duas alternativas, a saber, acordos de compra de energia (PPA) favo-ráveis e reserva de mercado acompanhados de instrumentos de mercadopara comercialização de títulos verdes.

A avaliação precisa do potencial de vento em uma região é o primeiroe fundamental passo para o aproveitamento do recurso eólico como fontede energia, requerendo trabalhos sistemáticos de coleta e análise de dadossobre velocidade e regime de ventos. Geralmente, uma avaliação rigorosarequer levantamentos específicos, mas dados coletados em aeroportos,estações meteorológicas e outras aplicações similares podem forneceruma primeira estimativa do potencial bruto ou teórico de aproveitamentoda energia eólica. Para que a energia eólica seja considerada tecnicamenteaproveitável, é necessário que sua densidade seja maior ou igual a 500W/m², a uma altura de 50 metros; o que requer uma velocidade mínimado 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 supe-rior a 7 m/s, a uma altura de 50 m, variando muito entre regiões e conti-nentes, chegando a 32% na Europa Ocidental. Dos 500.000 TWh de po-tencial eólico bruto mundial de produção por ano, devido a restrições só-cio-ambientais, apenas 53.000 TWh (cerca de 10%) são considerados tec-nicamente aproveitáveis.

3.1.2 Energia eólica no Brasil

No Brasil, os primeiros anemógrafos computadorizados e sensores espe-ciais para energia eólica foram instalados no Ceará e em Fernando de No-ronha (PE), no início dos anos 1990. Os resultados dessas medições possi-bilitaram a determinação do potencial eólico local e a instalação das pri-meiras turbinas eólicas do Brasil. É interessante constatar como o setorelétrico brasileiro associou-se ao processo de caracterização dos recursose implantação de unidades de geração.

Dada a importância da caracterização dos recursos eólicos da regiãoNordeste, o Centro Brasileiro de Energia Eólica – CBEE, com o apoio daAgência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e do Ministério de Ciênciae Tecnologia – MCT lançou, em 1998, a primeira versão do Atlas Eólico doNordeste do Brasil com o objetivo de desenvolver modelos atmosféricos,analisar dados de ventos e elaborar mapas eólicos confiáveis para o País.


89

Em 1999, o CBEE passou a utilizar o modelo atmosférico de meso-escalaMM5 para elaborar a segunda versão do Atlas Eólico do Nordeste e reali-zar o Atlas Eólico Nacional. Este novo projeto envolveu a coleta e processa-mento de dados de vento de boa qualidade medidos em estações terrenas ena atmosfera (sondas, satélites), a simulação da climatologia em resoluçõesde 30 km e a elaboração do atlas eólico a partir da combinação dos mapasde vento (obtidos da simulação) com informações de topografia, uso dosolo, influências locais e outras restrições. Um mapa de ventos preliminardo Brasil obtido neste estudo e gerado a partir de simulações computacio-nais com modelos atmosféricos é mostrado na figura a seguir. Um modeloatmosférico de microescala será usado em áreas de interesse para aumentara resolução do Atlas para espaçamentos de 1 km².

Alguns estudos mais focados foram realizados nos estados. Em 1999, aCompanhia Paranaense de Energia, COPEL, publicou o mapa do potencialeólico do Estado do Paraná. Foram utilizados dados de vento de cerca devinte estações anemométricas para simulações em modelo atmosférico demicro-escala com apresentação gráfica em ferramenta GIS. Além de revelaráreas de grande potencial eólico no interior do Paraná, o trabalho indicouum potencial de geração eólica de 5,8 TWh/ano no Estado, utilizando- seapenas as áreas com velocidades médias anuais superiores a 6,5 m/s. ACEEE, empresa energética do Rio Grande do Sul, em convênio com o go-verno gaúcho e empresas do setor privado brasileiro (Gamesa, CapãoNovo e Wöbben) estabeleceu contratos para a medição do potencial deenergia eólica naquele estado, instalando estações anemométricas em todoo estado. Posteriormente, o governo do Estado do Rio Grande do Sul de-senvolveu uma série de estudos que culminaram, em agosto de 2002, napublicação do Atlas Eólico do Estado do Rio Grande do Sul. O potencialestimado a 50 metros de altura, com ventos de mais de 7 m/s, foi estimadoem 15.840 MW, quase quatro vezes mais a demanda máxima registrada noEstado. Também o Estado da Bahia, através da Coelba, desenvolveu o ma-peamento eólico do Estado, utilizando neste caso uma resolução 1 km x 1km a partir de medições anemométricas realizadas em 26 locais, utilizandotorres de 20 m e 30 m de altura. Os mapas resultantes apresentam o poten-cial eólico para cada quilômetro quadrado do território da Bahia, nas altu-ras de 50 m e 70 m. Uma estimativa do potencial eólio-elétrico disponívelna Bahia também foi calculada partir da integração de áreas nos mapas.


90

Em 2001, foi publicado, pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica– CEPEL, o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro. As simulações utilizadasneste estudo empregaram uma base de dados do período compreendidoentre 1983 e 1999. A potência instalável obtida esta resumida na tabela3.1. Verifica-se que o potencial eólico brasileiro, considerado a partir develocidades de vento acima de 7 m/s, é da ordem de 143 GW.

Em termos de aproveitamento efetivo desses recursos, apesar de vári-os trabalhos e pesquisas científicas realizadas nas décadas de 70 e 80 a ge-ração de energia a partir de turbinas eólicas no Brasil teve início apenasem julho de 1992, com a instalação de uma turbina de 75 kW na ilha deFernando de Noronha, através de iniciativa pioneira do Centro Brasileirode Energia Eólica – CBEE, na época conhecido como Grupo de EnergiaEólica da Universidade Federal de Pernambuco. Atualmente a capacidadeinstalada no Brasil é de 21,4 MW, com unidades eólicas de grande portenos estados do Ceará, Pernambuco, Minas Gerais e Paraná, e se trabalhacom o objetivo de instalar, de acordo com as metas estabelecidas duranteo Encontro do Fórum Permanente de Energias Renováveis realizado em


91

> 8,5 m/s7,0 - 8,5 m/s6,0 - 7,0 m/s5,0 - 6,0 m/s< 5.0 m/s

Figura 3.1 Potencial Eólico Brasileiro, do Atlas Eólico Nacional, (CEPEL, 2001).


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Brasília, 1.000 MW de energia eólica no País até 2005. Estes sistemas sãoadequados para atender as necessidades energéticas de locais isolados de-vido ao alto custo da eletrificação de lugares com baixa demanda e de difí-cil acesso. Geralmente, os sistemas isolados eletrificados utilizam geraçãotermelétrica com grupos geradores diesel.

No Brasil existem mais de 400 sistemas isolados de grande porte (commais de 1400 MW de potência instalada) e inúmeros sistemas pequenosque utilizam óleo diesel como fonte geradora de energia. Já foi demons-trado que sistemas híbridos de energia, isto é, sistemas autônomos de ge-ração elétrica que combinam fontes de energia renovável e geradores con-vencionais, podem representar uma solução mais econômica para muitasaplicações e também proporcionar uma fonte mais segura de eletricidadedevido à combinação de diversas fontes de energia. Além do que o uso deenergia renovável reduz a poluição ambiental causada pela queima deóleo diesel, transporte e armazenamento.

O único sistema híbrido eólico/diesel de grande porte instalado noBrasil é o sistema da Ilha de Fernando de Noronha. A geração diesel daIlha tem uma capacidade instalada de aproximadamente 2 MW com 2grupos geradores de 350 kVA e 3 de 450 kVA. Existem ainda vários gru-pos geradores de pequeno porte. Duas turbinas eólicas, 75 kW e 225 kWde potência nominal, estão conectadas diretamente à rede elétrica for-mando um sistema integrado. Um sistema de supervisão central deverá serinstalado em breve para garantir o perfeito funcionamento do sistema deforma automatizada. A energia gerada pelas turbinas eólicas atualmentecontribui 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 cor-responde a cerca de 22% de todos as usinas outorgadas pela ANEEL, cujaconstrução não havia sido iniciada. Atualmente, já são 11 empreendimen-tos em operação, agregando 28,6 MW à capacidade de geração nacional.

3.2 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA

3.2.1 IntroduçãoA conversão direta da energia solar em eletricidade mediante células foto-voltaicas é uma tecnologia de geração de energia elétrica altamente mo-


93

dular e quase total ausência de emissões de poluentes e ruídos durante seufuncionamento, tem baixa ou nenhuma manutenção. O gerador fotovol-taico é composto por módulos onde se encontram as células fotovoltaicasque produzem energia elétrica na forma de corrente contínua quando so-bre elas incide a luz solar. Em função da sua baixa densidade energética,adapta-se melhor à geração distribuída do que à geração centralizada, oqual evidencia um claro espaço a ser ocupado por ela. Porém os seus ele-vados custos ainda constituem barreiras para sua maior participação namatriz energética mundial.

Nos últimos 20 anos a geração fotovoltaica atingiu um estágio comer-cial, sendo no momento uma tecnologia corrente na produção de eletrici-dade, tanto em áreas isoladas quanto para a injeção de energia à rede.Nesse último caso, o melhor exemplo são os programas de incentivo paraa instalação em larga escala de módulos fotovoltaicos nos telhados de edi-fícios e residências.

As taxas de crescimento da produção de módulos fotovoltaicos têmsido altas, da ordem de 15 por cento ao ano desde 1983. No entanto, astaxas verificadas nos anos 2000 e 2001 foram excepcionalmente altas, daordem de 40%. Em 2001, a produção mundial de módulos fotovoltaicosatingiu os 401 MW, sendo que, em 2000, era de 287 MW, dos quais 172MW no Japão (figura 3.2).


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Figura 3.2 Evolução da produção mundial de células e módulos fotovoltaicos.

3.2.2 Sistemas fotovoltaicos conectados à rede

Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) é uma aplicação datecnologia solar fotovoltaica, na qual o arranjo fotovoltaico atua como fon-te complementar ao sistema elétrico ao qual está conectado. Existem basi-camente dois tipos de SFCR: o primeiro é representado pelas grandes cen-trais fotovoltaicas que geram grandes quantidades de energia de forma cen-tralizada. O segundo gera a energia de forma descentralizada, no local deconsumo. Estes últimos são conhecidos como Edificações Solares Conecta-das à Rede (EFCR). As grandes centrais fotovoltaicas têm sido instaladasobedecendo a duas razões fundamentalmente: (i) como uma alternativa àgeração centralizada de energia produzida através de combustíveis de ori-gem fóssil ou nuclear e (ii) como suporte aos sistemas de distribuição daconcessionária, proporcionando-lhe maior estabilidade à tensão elétrica.Numerosas plantas de demonstração – em geral de propriedade de conces-sionárias, 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 quantoao conhecimento da construção, operação e desempenho desses sistemas.

Já no caso do uso da tecnologia fotovoltaica em sistemas conectados àrede e integrados a edificações urbanas, as EFCR, é uma prática relativa-mente nova. As EFCR’s geram a eletricidade de forma descentralizada, nolocal de consumo, reduzindo as perdas nas linhas de distribuição. Nestaaplicação, a fachada ou o teto de uma edificação é utilizado como suporteaos geradores fotovoltaicos. Com o inversor, a energia produzida, inicial-mente sob tensão e corrente contínua, passa a ser fornecida em tensão ecorrente alternada, podendo ser inserida diretamente na rede de distribu-ição de eletricidade ou utilizada em qualquer um dos equipamentos elétri-cos instalados na edificação. A principal característica no que tange à ope-ração destas instalações está no fato destas serem instaladas para operarem paralelo com a rede de distribuição, fornecendo ou consumindo ener-gia da rede em função da produção de energia nos painéis solares e o con-sumo da edificação.

A partir de 1995 o sistema conectado à rede de forma descentralizadavem, cada vez mais, se mostrando presente. Tal tendência é mostrada nafigura 3.3, onde se observa que essa aplicação mantém um crescimentoprogressivo frente a instalação de grandes centrais fotovoltaicas.


95

Atualmente é comum a prática da energização de residências isoladas,que apresentam características de baixo consumo e com moradores de ba-ixo poder aquisitivo, através dos programas de incentivos governamenta-is, onde década de 90 foram instaladas em mais de 500 mil domicílios lo-calizados em países em desenvolvimento, que não têm acesso à energia.

No Brasil a tecnologia fotovoltaica vem, ao longo dos anos, inserin-do-se gradualmente no mercado, estima-se que, atualmente, existe ao re-dor de 12 MWp de potência instalada de sistemas fotovoltaicos fornecen-do energia elétrica para domicílios, escolas, centros comunitários, telefo-nia rural e bombeamento de água no país.

A tecnologia solar fotovoltaica ainda se defronta com uma importanterestrição econômica que advém dos seus ainda altos custos unitários deprodução. Os países desenvolvidos têm trabalhado na concepção de pro-gramas que estabeleçam mecanismos de fomento específicos, através daconcessão de incentivos fiscais, a garantia de tarifas especiais, o fomento a


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Figura 3.3 Percentagem de capacidade instalada acumulada referente a SFCR nos paísesmembros do programa IEA – PVPS.

programas de Pesquisa e Desenvolvimento e a difusão de informações,principalmente no uso de sistemas fotovoltaicos integrados ao entornoconstruído e interligados à rede elétrica pública em ambientes urbanos.

O objetivo desses programas, adotados com maiores investimentos noJapão, Alemanha, EUA e Holanda, é o de desenvolver o mercado fotovol-taico através da exploração de um mercado novo, como é o setor residen-cial com os SFCR’s e o de obter experiência com esta forma de geraçãodistribuída de eletricidade.

3.2.3 Benefícios dos sistemas fotovoltaicos

O valor ou benefício que pode ser atribuído a um sistema fotovoltaicodepende da perspectiva pela qual ele é atribuído. Portanto, a indústria deeletricidade valoriza o sistema quanto à energia elétrica produzida e aoseventuais benefícios que este pode proporcionar à rede; a indústria daconstrução quanto à estética e funcionalidade da instalação integrada àsedificações; o governo e sociedade estão interessados em valorizar os be-nefícios ambientais, a promoção do desenvolvimento econômico e a con-tribuição para se ter auto-suficiência energética. Assim, a tecnologia foto-voltaica possui benefícios, tanto energéticos quanto não-energéticos, enão pode ser avaliada exclusivamente em função do custo do kWh foto-gerado. Porém, esta prática é ainda vigente e os seus custos de geraçãoainda são elevados em relação às opções convencionais de geração deenergia.

A seguir são apontados alguns benefícios que um sistema fotovoltaicointerligado à rede traz para o setor elétrico:

A energia é gerada junto ao ponto de consumo e na tensão de con-sumo, reduzindo, desta maneira, as perdas associadas à transmissãoe distribuição da energia.

Redução da exigência sobre transformadores com conseqüente adi-amento de investimentos de linha e aumento da vida útil do equipa-mento.

Modularidade: aliada aos curtos prazos de instalação, elimina a ne-cessidade de capacidade instalada ociosa. Além disso, as inovaçõestecnológicas podem ser prontamente utilizadas, ao contrário do


97

que ocorre com grandes usinas centralizadas, onde, devido aos lon-gos prazos de instalação, a tecnologia utilizada pode estar defasadaquando a usina entra em operação.

3.2.4 Experiência com sistemas fotovoltaicos conectados à rede

A evolução seguida pela tecnologia fotovoltaica e os ritmos de diminuiçãode preços e incrementos de eficiências prevêem um aumento cada vez ma-ior das instalações correspondentes aos sistemas conectados à rede. Noentanto, os esforços governamentais estão focados em agilizar os passospara a transformação definitiva do mercado. A seguir são apresentados al-guns dos programas de maior relevância.

O programa norte americano foi criado em 26 de junho de 1997, ondeo Presidente Clinton anunciou o programa The Million Solar Roof Initiati-


98

Geração Transmissão Distribuição Demanda

Geraçãodistribuída

Postergação de investimentos na geração, transmissão e distribuição

Redução dasperdas elétricas

Maior estabilidadeà tensão

Figura 3.4 O valor da geração fotovoltaica distribuída para o sistema elétrico.

ve, que visa promover a instalação de um milhão de equipamentos fotovol-taicos e solares térmicos em telhados de edifícios norte-americanos antesdo ano 2010. Em Outubro do mesmo ano, o Governo Federal anunciou oseu compromisso de instalar 20.000 sistemas de energia solar em edifíciospúblicos. Prevê-se a concessão de créditos subvencionados principalmentea escolas, bibliotecas, residências particulares, edifícios de escritórios e cen-tros de negócios. As expectativas desta iniciativa são as de reduzir as emis-sões de gases de efeito estufa, a criação de empregos em indústrias de altatecnologia e que a indústria solar do país seja mais competitiva.

O programa alemão visa instalar, até o ano 2005, entre 300 a 350MWp de sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Os investimentos priva-dos serão estimulados mediante a concessão de créditos sem juros e a ou-torga de um subsídio de 12,5% do custo da instalação. Adicionalmente, ogoverno pagará aos proprietários dos sistemas 1 marco alemão por cadakWh produzido, sendo que este bônus será financiado por uma pequenasobretaxa na tarifa de todos os clientes das empresas concessionárias.

O objetivo do programa italiano é instalar 50 MWp até o ano 2005em instalações de sistemas fotovoltaicos conectados à rede de pequeno emédio porte, integrados a edificações. Este programa será financiado me-diante colaboração do setor público (75%) e privado (25%).

O governo espanhol tem estabelecido um programa abrangente parao desenvolvimento das energias renováveis, tendo como objetivos: (i) re-duzir a importação de combustíveis fósseis; (ii) melhorar a eficiência nouso da energia e (iii) melhorar a qualidade do meio ambiente, além depromover a criação de empregos e impulsionar o desenvolvimento social.Este programa inclui:??

O Decreto Real 2818/98, que obriga as concessionárias pagarem0,36 EUR por cada kWh de eletricidade de origem renovável pro-duzido por instalações conectadas à rede de até 5 kWp de potênciae 0,18 EUR para sistemas entre 5 kWp e 50 MWp.

Leis que regulamentam a interconexão à rede, incluindo requeri-mentos técnicos, isenção tributária e aprovações legais.

Alcançar a meta de que as energias renováveis contribuam com12% da geração elétrica em 2010.


99

Tendo em consideração as expectativas de crescimento dos outros pa-íses da Comunidade Européia, as previsões são que em 2010 a Espanhainstale 135 MWp, sendo que 20 MWp destes corresponderão a aplica-ções isoladas e os restantes 115 MWp serão em sistemas fotovoltaicos co-nectados à rede.

O programa da comunidade européia tem como objetivo instalar 1milhão de sistemas fotovoltaicos, totalizando uma potência instalada de 3GWp por volta do ano 2010. Destes, 500.000 instalações corresponderãoa sistemas fotovoltaicos conectados à rede em tetos e fachadas em paísesmembros da União. Os 500.000 restantes serão exportados a países emdesenvolvimento para aplicações de eletrificação descentralizadas.

O programa japonês concede subsídios a sistemas fotovoltaicos co-nectados à rede e integrados a edificações residenciais individuais. Esteprograma é administrado pela New Energy Foundation (NEF) e cobre en-tre 30% e 50% dos custos da instalação. Além disso, a NEF, através de seuprograma Field Test – FT, outorga auxílios à instalações de 10 kWp (oumais) instaladas em dependências públicas ou industriais desde que elastornem de conhecimento público as informações relativas ao desempe-nho das instalações. Créditos com baixas taxas de juros, também são con-cedidos a corporações interessadas em instalar sistemas desse tipo.

Como resultado desses programas, o custo de um sistema fotovoltaicoresidencial, em 1998, diminui entre 3 a 4 vezes dos valores praticados em1993. A produção de módulos cresceu de 15 MWp para 50 MWp no pe-ríodo de 1988 a 1998 e se espera que a capacidade instalada alcance os5.000 MWp por volta do ano 2010.

No Brasil, a tendência da aplicação de sistemas fotovoltaicos conecta-dos à rede ainda não se faz presente de forma significativa, mas já existeminiciativas que sinalizam um aumento da importância desse tipo de siste-ma. Foram identificadas experiências de conexão de sistemas fotovoltai-cos à rede elétrica convencional, totalizando uma potência instalada decerca de 38 kWp conforme apresentados na tabela 3.2.


100

Tabela 3.2 Sistemas fotovoltaicos conectados à rede no Brasil.

Sistema DataInstalação

Local Potência[ Wp ]

Tipo

CHESF 1995 Recife – PE 11.000 Policristalino

Lab. SolarUFSC

1997 Florianópolis – SC 2.000 Amorfo

LSF / IEE – USP 1998 São Paulo – SP 750 Monocristalino

UFRJ 1999 Rio de Janeiro – RJ 848 Monocristalino

Lab. SolarUFSC

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 pesquisabrasileiros, 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 viabili-dade econômica de pequenos sistemas de geração baseados em tecnologi-as emergentes e fontes renováveis são os custos de capital e de financia-mento associados. Em geral, as pessoas que inicialmente adotaram tecno-logia solar e eólica foram motivadas por fatores não econômicos, incluin-do, principalmente, auto-suficiência energética e fatores ambientais.

Como mostrado anteriormente, a tecnologia solar fotovoltaica emaplicações conectadas à rede tem experimentado uma redução substancialno custo do kWh fotogerado, mas é ainda elevado ao se considerar quepode substituir a energia fornecida pela rede através das tecnologias con-vencionais de geração. Este fato é mais notório quando comparados oscustos de capital por kW instalado desta tecnologia, que são de 5 a 15 ve-zes maiores que os de uma usina à gás natural operando segundo o ciclocombinado. Nesse sentido, numerosos governos têm agido através de po-líticas públicas que outorgam subsídios para diminuir o custo dos equipa-mentos e sobretudo iniciativas que dão um tratamento especial à energiade origem fotovoltaica através de tarifas especiais e diferenciadas. Um dos


101

fundamentos para essas ações reside no fato de que o mercado fotovoltai-co não vai conseguir por si mesmo alcançar o grau de maturidade necessá-rio para alcançar economias de escala e reduzir seus custos atuais de pro-dução, pois é necessário um volume de investimentos considerável que osetor privado não vai assumir.

Apresenta-se a seguir as distintas abordagens dos incentivos tarifáriospara a energia entregue pelos SFCR segundo a ótica norte-americana eeuropéia nestas experiências, além de apresentar que outros instrumentosde caráter financeiro têm sido postos em marcha por estes países para tor-nar mais viável ainda o investimento dos usuários em equipamentos degeração baseados em fontes renováveis em geral.

Dual Metering

O principal mecanismo de apoio a projetos de energia renovável nosEUA foi implantado em 1978, chamado de PURPA (Public Utilities Regu-latory Policy Act) e, subseqüentemente, as suas regras foram implementa-das pela FERC (Federal Energy Regulatory Commission) que estabeleceuque as companhias de eletricidade deveriam comprar energia de origemrenovável ou de cogeradores quando seus preços fossem menores que oscustos evitados das companhias elétricas. No caso específico de consumi-dores que produzem sua eletricidade a partir de fontes renováveis, estemecanismo permitiu a celebração de um contrato entre a concessionária eo consumidor, chamado de Dual Metering, mediante o qual estes consu-midores poderiam conectar suas unidades de geração à rede, empregar aenergia produzida para atender a sua demanda instantânea e, no caso deexistir, vender seu excedente de energia, o qual a concessionária seriaobrigada a comprar segundo seus custos evitados.

O fato dos custos evitados serem de três a cinco vezes inferiores à tari-fa normal de um consumidor residencial foi uma forte motivação paraque os consumidores que adotaram esta forma de contratação decidissemusar a energia no momento em que era gerada. O Dual Metering requer ainstalação de dois medidores unidirecionais: um para medir a energia uti-lizada da rede e outro para medir a energia produzida em excesso e injeta-da na rede para que a concessionária possa realizar o faturamento corres-pondente. Isto significou para as concessionárias gastos adicionais: entre-ga da fatura ao consumidor pela energia comprada, leitura de dois medi-


102

dores e gastos para o processamento e cálculo da energia a ser paga devi-do à existência de um medidor adicional.

Net Metering

As origens do Net Metering encontram-se na iniciativa própria dos es-tados americanos, com o intuito de aumentar os investimentos privadosem energias renováveis, estimular o crescimento econômico local, teruma maior diversificação do mix de recursos de energia e preservar omeio ambiente. Esta forma de tarifação permite ao consumidor compen-sar seu consumo de eletricidade com a sua geração própria num períododeterminado, sem levar em consideração o período de consumo ou de ge-ração de energia, ao contrário do Dual Metering. Emprega-se para isto ummedidor bidirecional que registra o fluxo de energia nos dois sentidos. Aofinal do período de celebração do contrato, se o usuário consumiu maisenergia do que gerou, tem de pagar à concessionária a diferença líquidasujeita 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 reno-váveis sem ter a preocupação de saber se está usando energia ao mesmotempo em que seu sistema está gerando. Isto é possível porque permite aoconsumidor usar a rede elétrica para “armazenar” o excedente de energiagerada e utilizá-la quando necessário. Do lado da concessionária, a expe-riência norte-americana demonstrou os benefícios da geração distribuídanas economias da empresa, como a redução de perdas nas suas linhas deT&D, o atendimento dos picos de demandas localizadas e o fato de poderadiar investimentos em subestações de transformação e em capacidadeadicional para transmissão.

A principal vantagem do Net Metering reside em sua simplicidade: ouso de um único medidor, que gira em sentido contrário no momento quea produção supera ao consumo. Isto proporciona o incentivo necessáriopara encorajar a disseminação de tecnologias renováveis sem precisar uti-lizar recursos públicos. Atualmente, os programas de Net Metering nosEUA apresentam um número significativo de características que definem,entre outros aspectos, os participantes e as tecnologias que podem serconsideradas como elegíveis ou apropriadas.


103

REFERÊNCIAS

CBEE/ANEEL/MCT. Atlas Eólico do Brasil. Centro Brasileiro de Energia Eólica. Recife,1999.

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 Program-me.www.iea-pvps.org/ acesso em 10 de novembro de 2003.

OLIVEIRA, S. H. F.Geração Distribuída de Eletricidade; Inserção de Edificações Fotovol-taicas Conectadas à Rede no Estado de São Paulo. Tese de Doutorado. Programa Inte-runidades 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 GeraçãoDistribuída: 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 doLabSolar nesta Área. Florianópolis, 1999.

ZILLES, R. et alii. Energia Solar: Conceitos e Fundamentos. Curso do Programa Dissemi-nação de Informações em Eficiência Energética, Rio de Janeiro, 2004.


104

C A P Í T U L O 4

P R O J E T O D E S I S T E M A S D E

G E R A Ç Ã O D I S T R I B U Í D A

105


106

4.1 INTRODUÇÃO

Quando se propõe para uma indústria a instalação de um sistema de coge-ração, uma primeira dúvida que surge diz respeito ao tipo de ciclo que sedeve adotar. Como critérios iniciais deve-se considerar a capacidade ins-talada de geração elétrica e o nível de temperatura de processo. Além dis-so, deve-se ter em conta que os sistemas de cogeração sempre deverão serselecionados de acordo com as condições da unidade ou do consumidorassociado, sendo assim uma seleção caso a caso. Algumas característicasque 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.

PROJETO DE SISTEMAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

107

a

e

Escritórios,lojas

Hospitatis,hotéis

Aquecimentoar condici

Plant(met

Plant(alim

Lojas deconveniência

Restaurantes e‘fast food’

Banheirospúblicos

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a

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E

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]

Instalaçõescomerciais pequenas

Instalaçõescomerciais grande

Instalações industriais

Células de combustível emicromotores a gás

Microturbinas a gás Motores a gás e turbinas a gás

Lojas deconveniência

Restaurantes e‘fast food’

Banheirospúblicos

Residencial

Escritórios,lojas

Hospitatis,hotéis

Aquecimento distrital/ar condicionado

Plantas industriais(metal, máquinas)

Plantas industriais(alimentos, papel)

Capaciade de geração [KW]

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Figura 4.1 Faixa de utilização de acionadores primários em cogeração com relação aosdiferentes consumidores: perspectivas de aumento da participação nos segmentos de

Outros fatores técnicos que devem ser adequadamente consideradosna seleção da tecnologia de cogeração são os requerimentos de tempera-tura, volume, qualidade da energia térmica a ser fornecida, a confiabilida-de do sistema, a possibilidade de interconexão elétrica com a concessio-nária, os requerimentos de pessoal para operação e manutenção e atradição operacional (Nogueira, 1996).

O uso de sistemas de cogeração (CHP – Combined Heat and Power)pode resultar em economias substanciais de energia. Entretanto, esses sis-temas usualmente resultam em maiores gastos iniciais com equipamentosdo que os sistemas convencionais (SHP – Separated Heat and Power).Assim, este investimento deve ser justificado pela redução dos custosenergéticos, para atendimento das necessidades de calor e/ou frio e maisevidentemente para atender ao consumo de energia elétrica. Além da usu-al minimização do tempo de retorno, outros objetivos que podem seradotados para a avaliação da viabilidade de sistemas de cogeração podemincluir a maximização da taxa interna de retorno, a minimização dosimpactos ambientais e o uso de combustíveis específicos.

O tempo de retorno do investimento (pay-back time) dos sistemas decogeração pode ser significativamente diferente dependendo dos váriosobjetivos identificados, que devem ser avaliados com cuidado e depen-dem fundamentalmente de como se requer energia. Os dados necessáriosdevem incluir as necessidades energéticas da unidade de processo (curvasde carga), abastecimento de energia externa (combustível e fornecimentode eletricidade da concessionária), critérios econômicos (métodos de ava-liação econômica e vida econômica do empreendimento), configuraçõesdo sistema de cogeração (diagrama esquemático simplificado do sistemade fornecimento energético global da planta), definições preliminares dosequipamentos principais (dados de desempenho dos fabricantes e planosde manutenção/substituição dos equipamentos). Uma vez que estes dadosiniciais foram estabelecidos, várias alternativas de cogeração, as quais de-vem satisfazer os requerimentos térmicos e elétricos do processo, bemcomo os objetivos da política operacional, podem ser identificados. Osbalanços de energia podem então ser calculados, os custos de investimen-tos estimados e o mérito econômico de cada alternativa avaliado (Saw-yer’s, 1985).


108

4.2 APRESENTAÇÃO DO PROBLEMA

A cogeração cada vez mais vem se firmando como uma das tecnologiasmais recomendáveis voltada à conservação de energia por sua condiçãooperacional e, para tal, muitas centrais são construídas pela combinaçãode turbinas a gás ou motores alternativos e caldeiras de recuperação docalor de exaustão. A vantagem principal da introdução dessas unidades ésua capacidade de redução de custos operacionais e recuperação energéti-ca pelo uso de energia em cascata, tornando-se possível, desta maneira,aumentar a eficiência total de utilização do combustível. Entretanto, essesobjetivos só podem ser realizados se uma boa política operacional é ado-tada em correspondência a sua demanda energética, ou seja:

Para propósitos industriais, geralmente a demanda energética nãoapresenta grandes variações ao longo do ano (salvo alguma modifi-cação no processo), sendo a política operacional facilitada.

Para propósitos comerciais e públicos, a demanda energética apre-senta significativa sazonalidade, variando bastante, também, duran-te o dia (horosazonalidade). Nesse caso, é importante investigar emdetalhes a política operacional correspondente a tais flutuações.

Assim, no planejamento fundamental de sistemas de cogeração, umadas tarefas de projeto mais importantes é determinar a configuração óti-ma da central pela seleção criteriosa do número total e capacidade dosequipamentos, bem como as demandas máximas de utilidade, ou seja, de-terminar tanto a energia a ser comprada como também o valor máximo dedemanda contratada.

No momento, para o planejamento de sistemas de cogeração, o méto-do de tentativa e erro é usado convencionalmente para determinar o ta-manho dessas unidades, isto é, propriedades econômicas e de energia re-cuperada são avaliadas somente para algumas alternativas com relação àcapacidade dos equipamentos e demandas máximas de utilidade, entre asquais a melhor é selecionada baseada na demanda máxima de potência oucalor. Esse método apresenta alguns inconvenientes, tais como:

Existem muitas combinações de turbinas a gás e caldeiras de recu-peração quando se configura uma central de utilidades, e é desejá-vel que o planejador possa determinar o número e a capacidade dosequipamentos com algum grau de racionalidade.


109

Quando se adota paridade térmica (ou seja, a energia elétrica é pro-duzida como uma conseqüência do fornecimento de calor) ou elétri-ca (neste caso o calor é o subproduto) como estratégias operacionaisdos acionadores primários, tem-se como desvantagem que a alta eco-nomia e potenciais de recuperação de energia não podem, necessari-amente, ser aproveitados, ou seja, os excedentes e ‘déficits’ ocorremmuitas vezes devido a esta baixa flexibilidade operacional.

A demanda energética apresenta significativa sazonalidade, variandobastante também ao longo do dia, sendo necessário um estudo maisdetalhado de planejamento, ou seja, flexibilidade de produção, com-pra ou venda de energia elétrica e energia térmica de acordo com aspossibilidades de oferta e necessidades de demanda. Por exemplo,como a demanda de calor e frio na primavera e outono varia muitoquando comparada com a demanda no inverno e verão, muitas dasvezes é melhor instalar unidades múltiplas de acionadores e caldeirasde recuperação do ponto de vista de operação, manutenção e recu-peração energética, apesar do aumento do custo de equipamentos.

Um outro aspecto a ser considerado quando se trata da operação desistemas de cogeração é com relação à operação fora do ponto de projeto,isto é, quando as demandas de calor e potência elétrica não coincidemexatamente com o calor e potência cogerados (dados pela curva de opera-ção do acionador). Neste caso, calor e/ou energia elétrica em déficit de-vem ser comprados ou, no caso de excesso, devem ser vendidos. Este as-pecto é discutido na seqüência e baseado no trabalho de P. Lilley, apudHorlock (1997).

O calor e a potência elétrica produzida em uma central de cogeraçãoparticular podem ser plotados para uma faixa de condições de operaçãoconforme figura 4.2. Idealmente, as demandas de calor útil (QU) e potên-cia elétrica (W) são garantidas pela operação contínua da central no pon-to de projeto [QU* e W*], isto é, (QU)Dem = QU* e (W)Dem = W*. A opera-ção da central de cogeração com valores de demanda de calor e potênciadiferentes daqueles desejados pela central no ponto de projeto, é uma ta-refa um tanto complexa. Porém, algumas considerações com relação àoperação nestas circunstâncias são feitas a seguir. Uma dada demandapode estar localizada em qualquer um dos quatro quadrantes 1, 2, 3 e 4relativos à linha de operação da central, QU* e W*. Os possíveis modos de


110

operação para demandas situadas em cada um dos quatro quadrantes po-dem ser explicados conforme a seguir:

Quadrante 1: Neste caso, supondo a operação para atender a de-manda D1, tanto calor complementar [(QU)Dem - QU*] como eletrici-dade complementar [(W)Dem - W*] têm de ser comprados (ou nocaso do calor, gerado em uma caldeira convencional), mesmo quan-do a central está operando na condição nominal máxima. Este é umcaso meio que irreal, uma vez que claramente, a central não foi di-mensionada adequadamente para garantir as máximas demandasde calor e potência. Entretanto, dois casos limites são mais comuns:no primeiro caso, D1

1 [(QU)Dem = QU*; (W)Dem > W*], somente ele-tricidade precisa ser comprada. No segundo caso, D1

2 [(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 deman-da D2, calor em excesso [QU* - (QU)Dem] está disponível para a ven-da, e por outro lado, como a demanda elétrica é maior do que a ge-rada, eletricidade deve ser comprada [(W)Dem - W*]. Uma alternati-va é operar a central fora de projeto, no ponto [QU, W] da linha deoperação, igualando a geração e a demanda de calor [QU =(QU)Dem]. Dessa forma, nenhum calor excedente é gerado, porémmais eletricidade [(W)Dem - W] tem de ser comprada. Os casos limi-tes 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, su-pondo a operação para atender a demanda D3, então eletricidadeexcedente [W* - (W)Dem] deve ser vendida, porém calor comple-mentar deve ser comprado. Alternativamente, a central pode seroperada fora de ponto de projeto em [QU, W] (linha de operação),com a demanda elétrica se igualando à geração [W = (W)Dem] po-rém, calor complementar deve ser comprado. Os casos limites destequadrante são D3

1 e D32, para os quais, [(QU)Dem = QU*; (W)Dem <

W*] e [(QU)Dem > QU*; (W)Dem = W*], respectivamente;

Quadrante 4: A operação no quarto quadrante pode ser subdividi-da em 2 sub-regiões de operação, 4A e 4B, abaixo e acima da linha


111

de operação da central. Na região 4A tanto a demanda elétricacomo térmica são ambas menores do que pode ser fornecido pelacentral em seu ponto de projeto. Então a operação da central noponto de projeto [QU*, W*] significaria que calor e eletricidade ex-cedentes poderiam ser vendidos. Uma opção seria ‘casar’ a deman-da elétrica pela operação fora do ponto de projeto [QU, W com W= (W)Dem] proporcionando calor excedente para a venda. Alternati-vamente, poderia se casar as curvas de demanda e geração de calorpela operação também fora de projeto [QU, W com QU = (QU)Dem].Neste caso, o déficit de eletricidade [(W)Dem - W] teria de ser com-prado. Na região 4B, novamente as demandas de calor e eletricida-de são menores do que o fornecimento pela central operando noponto de projeto [QU*, W*], significando que os excedentes devemser vendidos. Uma alternativa seria ‘casar’ a demanda térmica [QU,W com QU = (QU)Dem] e vender a eletricidade excedente. Ou, comouma segunda opção, ‘casar’ a demanda elétrica [QU, W com W =(W)Dem] sendo então necessário uma complementação de calor quedeve ser comprado ou gerado em uma caldeira convencional.

A opção pela operação de qualquer uma das condições expostas ante-riormente, deve ser feita considerando a possibilidade de interconexãocom a rede (para os casos de compra ou venda de energia elétrica) e a pos-sibilidade de comprar ou vender calor de ou para algum produtor vizi-nho. A decisão deve ser feita pela opção que apresentar uma melhor viabi-lidade econômica, considerando as tarifas de compra e venda local deeletricidade, bem como o preço de compra e venda de calor.

Ante a complexidade do problema exposto, torna-se fundamental de-senvolver uma metodologia de determinação da capacidade de sistemasde cogeração (tipo, número e capacidade dos equipamentos e demandasmáxima de utilidades), buscando minimizar o custo total anual em rela-ção à estratégia operacional para variações de ambas demandas térmicas eelétricas.


112

4.3 OTIMIZAÇÃO APLICADA À CONFIGURAÇÃO DE

SISTEMAS DE COGERAÇÃO

Nessa abordagem, visando a otimização de sistemas de cogeração incor-porando turbinas e microturbinas a gás, motores alternativos e células acombustível de óxido sólido e carbonato fundido, e atendendo consumi-dores de energia elétrica, calor útil e/ou frio, procura-se considerar asmais diversas configurações possíveis. Dessa forma, a demanda de energiaelétrica pode ser suprida pela compra da concessionária, complementadaou totalmente substituída pela geração elétrica nas máquinas térmicas,podendo também ser considerada a possibilidade de venda de algumeventual excedente gerado. Para a demanda de energia térmica, conside-rou-se a possibilidade de geração de calor através de caldeiras convencio-nais de processo e/ou em caldeiras de recuperação utilizando a energiatérmica disponível nos gases quentes de exaustão das turbinas oumotores.


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Demandade calorútil

(QU) DEM

Linha de operação da central

Demanda de potênciaelétrica, (W) DEM

QU*

QU*W

D4B

D31

D3

D12

D4A

QU*. W*

D32

D11

D1

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D2D2

2

QU*W

3

4B

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1

W*

Figura 4.2 Operação de sistemas de cogeração fora do ponto de projeto (off-design).

No que diz respeito à produção de frio, também se procura abrangeras principais variantes, ou seja, sua produção empregando chillers decompressão, onde a fonte energética é a eletricidade, ou a produção defrio com chillers de absorção, sendo nesse caso, adotada como fonte ener-gética o calor, que por sua vez poderá ser gerado segundo as distintas ma-neiras já comentadas. Essa configuração básica pode ser melhor compre-endida observando a figura 4.3. Naturalmente que trata-se da configura-ção mais genérica possível e que poderá ser simplificada no caso de siste-mas destinados ao atendimento de cargas específicas. O essencial é a esco-lha da configuração que deverá compor o sistema de cogeração conside-rando o atendimento das demandas térmicas e elétricas do processo sobcondições favoráveis de custo, eficiência e confiabilidade.

O primeiro passo foi designar quais tipos de acionadores primários eequipamentos seriam considerados. Nesta modelagem, assumiu-se a pos-sibilidade da instalação de quantas turbinas e microturbinas a gás ou mo-tores alternativos ou células a combustível forem necessárias para o aten-dimento das demandas. As caldeiras de recuperação e de processo e oschillers de compressão e de absorção são os equipamentos que completamo sistema de cogeração e serão considerados de modo unitário, com umacapacidade correspondente às demandas. Por exemplo, se existir pelomenos um acionador primário, existe naturalmente a possibilidade de re-cuperação de calor e, portanto, a possibilidade da implantação de umacaldeira de recuperação. Caso essa caldeira de recuperação a ser eventual-mente instalada não atenda isoladamente toda a demanda de calor, umaalternativa seria conjugá-la com uma caldeira de processo (na modelagemnão será considerada a queima suplementar). Se existe demanda de frio edisponibilidade de calor, possivelmente a melhor opção seja produzir friopelo sistema de absorção; caso contrário, disponibilidade de energia elé-trica, possivelmente a melhor opção seja a produção de frio pelo sistemade compressão; ou ainda, havendo tanto disponibilidade de calor comotambém de eletricidade, pode-se avaliar a produção por ambos os siste-mas, acompanhando as curvas de demanda e de oferta e tendo-se em con-ta os distintos valores das tarifas de energia elétrica e custos de combustí-vel, como também os custos dos equipamentos, manutenção e operação(figura 4.3).

Um pressuposto básico deste programa é que os dados de demanda deeletricidade, de calor de processo e de frio tem de ser conhecidos ou pelo


114

menos estimados com uma margem razoável de confiança. Assim, a esco-lha dos equipamentos de um determinado cenário é feita em relação a es-ses dados de entrada aos quais são associados os custos operacionais e oscorrespondentes custos de capital dos equipamentos.

4.4 MODELAGEM DAS CARGAS

Como as cargas a serem atendidas, seja pelo sistema convencional ou pelosistema de cogeração incluem as cargas associadas às demandas elétrica etérmica, que pode ser ainda requerida sob temperaturas acima da tempe-ratura ambiente (calor de processo) ou abaixo desta (frio), diversas possi-bilidades são contempladas procurando-se cobrir uma ampla gama de si-tuações que vão desde um consumidor com alta demanda de calor de pro-cesso e pequena demanda de energia elétrica (indústria cerâmica) até umconsumidor com demanda complexa, requerendo calor, frio e eletricida-de (indústria de alimentos ou um hospital). Um conjunto de casos seráanalisado posteriormente, cobrindo uma ampla variedade de situações ebaseados nos dados levantados pela pesquisa de campo.


115

Acionador

Combustível

Cald. recup.

Cald. aux.Calor

Demanda

Chiler deabsorção

FrioDemanda

Chiler decompressão

EECompra

VendaEE

EE Demanda

Figura 4.3 Estrutura básica da central de cogeração a ser modelada.

Para cada uma das demandas identificadas, assume-se como conheci-da uma distribuição de potências constantes, requeridas ao longo de dozeperíodos anuais, por sua vez definidos em função das características pró-prias do mercado de energia elétrica e do comportamento típico de con-sumidores industriais e comerciais. Tais períodos anuais resultam da com-binação dos períodos de ponta e fora de ponta ao longo do dia e períodosúmido e seco ao longo do ano.

Período Fora de Ponta: compreendido entre as 0:00-24:00 horasexcetuando as 3 horas do período de ponta e cujo valor da tarifa émenor do que o praticado no período de ponta.

Período de Ponta: compreendido de 3 horas de maiores demandasentre 17:00-22:00 horas e cujo valor é o mais alto de todos, devidoà maior concentração de demanda nestes horários.

Período Seco: 7 meses secos durante o ano (maio a novembro).

Período Úmido: 5 meses úmidos durante o ano (dezembro a abrildo ano seguinte).

A fim de se contemplar a possível sazonalidade de um dado consumi-dor, prevê-se para cada caso um valor máximo, um valor médio e um va-lor mínimo de demandas. Esta estrutura pode ser observada na tabela 4.1.

Como o consumo de energia elétrica ocorre de modo desigual ao lon-go do tempo, o custo de seu fornecimento está relacionado diretamentecom o período de atendimento das cargas. Por exemplo, durante os mesesde baixa hidraulicidade e nos horários de ponta, devido à menor disponi-bilidade de energia ou à elevada concentração da demanda, é mais alto ocusto da energia produzida. Buscando sinalizar estes custos para o consu-midor, a partir de meados dos anos oitenta, foi implantada no Brasil umaestrutura tarifária horosazonal para a energia elétrica, com valores distin-tos para a energia e a potência conforme o período em que se dá o consu-mo. Esse modelo tarifário tem como objetivo induzir o consumidor a uti-lizar a energia elétrica de uma forma mais racional, promovendo seu usodurante os períodos de menor demanda (maior disponibilidade) e, porconsequência, de custo mais barato, bem como induzindo a redução dessademanda nos períodos de ponta. Deste modo, a tarifa atualmente cobradapelas concessionárias da maioria dos consumidores industriais ecomerciais brasileiros leva em conta tanto as horas do dia (horas de ponta


116


117

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4.1

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l[%

]

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 úmi-do, que ainda se subdividem entre ponta seca (3/24 de 7/12) e ponta úmi-da (3/24 de 5/12) e fora de ponta seca (21/24 de 7/12) e fora de pontaúmida (21/24 de 5/12).

Tabela 4.2 Tarifas praticadas pela CEMIG em maio de 2003, segmento horosazonalazul, subgrupo A3-a, já incluso o ICMS (18%).

Consumo, R$/MWh Demanda, R$/MWmês

Ponta Fora de ponta Ponta Fora de ponta

Seca Úmida Seca Úmida 34878,00 11548,80

234,10 216,00 113,70 100,60

639 456 4471 3194 � Numero horas anuais

4.5 MODELAGEM DOS ACIONADORES PRIMÁRIOS E DAS

FONTES DE CALOR ÚTIL

A determinação das configurações de sistemas de cogeração requer umaboa base de informações sobre equipamentos, que permita a avaliação desua operação frente a distintas condições de carga elétrica e térmica. Porisso, desenvolveu-se um questionário com os principais dados necessári-os, e enviados aos principais fabricantes de turbinas e motores para que sepossa garantir a correta operação destes equipamentos em condições dife-rentes àquelas de projeto, ou em outras palavras, variação da temperaturalocal, altitude, PCI do combustível, além das condições de cargas parciais.A análise da variação destas informações é de extrema importância quan-do 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) eos custos operacionais (custos energéticos – custos com combustível,O&M, demanda suplementar de reserva) é de grande interesse no sentido


118

de melhor utilizar os recursos disponíveis, seja em equipamentos ou naenergia dos combustíveis utilizados. Como a maior parcela dos custos to-tais de geração termelétrica está associada ao consumo de combustível,em torno de 70%, (Nascimento et alii, 1996), torna-se evidente a necessi-dade de monitorar o consumo e o desempenho dos vários equipamentosdisponíveis no mercado. Para tanto, duas abordagens podem ser empre-gadas. A primeira diz respeito aos casos em que se conhece o desempenhodo acionador tanto no ponto de projeto como em cargas parciais (opera-ção fora do ponto de projeto – off-design). As turbinas a gás são projetadaspara operar numa condição padrão, T = 15°C, P = 1 atm, UR = 60 % ePCI padrão do combustível, enquanto que nos motores, estes valores sãoT = 25°C, P = 1 atm, UR = 30 % e PCI padrão do combustível de acordocom ISO-3046. Porém, na maioria das aplicações, estas condições não es-tão satisfeitas, o que leva a uma variação no rendimento do equipamento.Também há de se considerar que em muitas circunstâncias, as demandasenergéticas não coincidem com a operação no ponto de projeto, sendotambém necessário a correção do desempenho para a condição off-design.Dessa forma, quando se conhece a curva de operação fornecidas pelo fa-bricante, pode-se parametrizar estes dados e corrigi-los sempre quenecessário. Como exemplo são apresentados na figura 4.4 os dados dedesempenho em diferentes condições de operação da turbina a gásMF-111A Mitsubishi Heavy Industries e do motor 6CTAA8.3-G3Cummins.

Porém, quando não se dispõe de dados com tantos detalhes, pode-seempregar um método menos preciso, porém já testado e comprovada asua eficácia para estudos de pré-viabilidade. Neste, o desempenho e asdisponibilidades de energia elétrica e de calor útil seguem uma parametri-zação linear, de acordo com a figura 4.5 (Teixeira, 1997).

Esta parametrização pode ser ajustada baseando-se em dados de catá-logos de fabricantes, ou da revista Diesel and Gas Turbine WorldwideHandbook, 2002, cujas variáveis essenciais a serem consideradas são:

Potência nominal (W0).

Heat Rate (HR).

Consumo de combustível (X0) ou consumo específico nas condi-ções nominais.


119


120

Engine Performance Data @ 1800 RPM

Output Power Fuel Consumption

% KWm BHPkg/

kWm-hib/

BHP-hlitre/hour

U.S. Gal/hour

Standby Power

100 237 317 0.223 0.366 64 16.8

Prime Power

100 213 285 0.218 0.358 56 14.8

75 160 214 0.211 0.348 41 169

50 106 143 0.214 0.352 28 7.3

25 53 71 0.234 0.385 15 4.0

100 200 268 0.202 0.333 49 12.9

Continuous Power

20.0

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

U.S. Gallons / hour

1800 RPM

Figura 4.4 Exemplo de variação no desempenho de um motor (Cummins 6CTAA8.3-G3).


121

MF-111A

Power Output*Heat Rate*, LHVExhaust FlowExhaust Temp

12,610 kW2,836 kcal/kWh174.6 ton/h547 ºC

*at generator terminals

MF-111A

Power Output*Heat Rate*, LHVExhaust FlowExhaust Temp

14,570 kW2,778 kcal/kWh202.9 ton/h530 ºC

*at generator terminals

16

14

12

10

0 10 20 30

HRMW

3,200

3,000

2,800

2,600

Hea

trat

e,LH

V,kc

al/k

wh

Pow

erO

utp

ut, M

W

Compressor Inlet Temp, ºC

220

214

180

160

0 10 20 30

Flow

Temp

580

560

540

520

Exh

aust

Tem

p,º

C

Exh

aust

Flo

w, t

on/

h


16

14

12

10

0 10 20 30

HR

MW 3,200

3,000

2,800

2,600

Hea

trat

e,LH

V,kc

al/k

wh

Pow

erO

utp

ut, M

W


220

200

180

160

0 10 20 30

Flow

Temp

580

560

540

520

Exh

aust

Tem

p,º

C

Exh

aust

Flo

w, t

on/

h


Figura 4.5 Exemplo de variação no desempenho de uma turbina a gás (Mitsubishi MF-111A).

Disponibilidade de calor útil nas condições nominais (Q0).

Tipo de combustível empregado (figura 4.6).

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 dadosde potência, heat rate, vazão de gases e temperatura de exaustão da turbi-na. A partir dos mesmos podem-se então determinar todas as variáveis ne-cessárias para esta segunda metodologia, pois o consumo da turbina é cal-culado em função do heat rate e da potência (equações 1 e 2), e o calor útilem função da vazão de gases, do calor específico do gás e pela diferençade temperatura entra a saída de gases e a temperatura de processo(equação 3).

HR = 3600

0�(1)

XW

PCI00

0��

(2)

Q m c Tgases p0 � � � � (3)


122

Qmáx

Wmáx

Qmin

Wmin

MW

Calor

Potência

Consumocombustível

Xvazio Xnom

Figura 4.6 Parametrização básica do desempenho de acionadores primários para sistemas decogeração.

sendo:

W0, X0 e Q0: potência, consumo de combustível e calor nas condi-ções nominais, ou seja, fornecidos pelos fabricantes, respectiva-mente;

HR: heat rate, consumo específico de calor. É definido como aquantidade de calor que deve ser fornecida para gerar um kWh, ouem outras palavras, o inverso da eficiência;

�0: eficiência de geração nas condições nominais;

PCI: poder calorífico inferior do combustível utilizado para a gera-ção;

mgases: vazão de gases na exaustão;

cp: calor específico a pressão constante (1,148 kJ/kg�K);

�T: diferença de temperatura entre a de exaustão dos gases e a deprocesso.

Dentro desse contexto, está sendo elaborado um banco de dados deequipamentos de cogeração dos principais fabricantes de turbinas a gás emotores alternativos (gás e diesel) com os parâmetros necessários para alinearização. Assim, de acordo com os dados de desempenho tabeladospara cada equipamento, pode-se determinar a potência eletromecânica e


123

501-KB5501-KB7

EGEG

LGLG

39495273

Typ

e

Typ

e

(Kw

)

Continuousoutput at ISO

conditions

1241111819

(KJ/

kWh)

Heat Rate

10,213,2

Pres

sure

Rat

io

15,720,8

(Kg/

s)

Mass Flow

Turb

ine

Inte

tTe

mp

(°C

)

555528

Exha

ust

Tem

p(°

C)

1460014600

Out

put

Sha

ftEp

eed

(r/m

in)

Tabela 4.3 Dados de catálogos de turbinas a gás Rolls-Royce

o calor útil disponíveis de cada sistema o qual atende as demandasnecessárias, em função do consumo de combustível da seguinte maneira:

W

WB X

XB W

B�

� ��

�

�0

0

0

1 1(4)

Q

QD X

XD Q

D�

� ��

�

�0

0

0

1 1(5)

sendo:

W: potência gerada (MW) para um dado consumo de combustível X;

Q: calor útil gerado (MW) para um dado consumo de combustível X;

X: consumo de combustível (t/h);

W0, X0, E Q0: potência, consumo de combustível e calor nas condiçõesnominais, ou seja, fornecidos pelos fabricantes, respectivamente;

B e D: consumo a vazio para a realização de trabalho e calor, res-pectivamente. Esses valores se situam entre os limites:0,10�B,D�0,30. (Nascimento et alii, 1996)

Além disso, outra variável importante na análise do ciclo, a eficiência(�), pode também ser determinada e ela pode ser variável à medida que We X flutuem de acordo com as demandas:

� �

��

�

� � � ��

�

� � �

W FC

X PCI B B FC

FCB B FC

0

0

0

1 1(6)

sendo:

�0: eficiência nominal;

PCI: poder calorífico inferior do combustível utilizado;

FC: fator de capacidade da condição de operação o qual é a relaçãoentre a potência elétrica média desenvolvida e a potência máxima,sendo calculado por:


124

FCWW

MEDIA

MAXIMA

� (7)

Ainda dentro do estudo do consumo de combustível e dos índices dedesempenho energético das turbinas a gás e motores alternativos, pode-seavaliar as perdas energéticas devido à variação nas condições ambientais(umidade relativa, temperatura e pressão), em relação à condição de refe-rência. Neste sentido, para apresentar corretamente os dados de desem-penho resultantes da operação de turbinas a gás e motores Diesel operan-do sob quaisquer condições, tais resultados devem ser normalizados paraas condições padrão (ISO), ou seja, os dados de consumo e potência ob-servados durante a operação deverão ser convertidos para as condiçõespadrões de temperatura T0 = 288 K (15°C), pressão P0 = 1,03 bar e umi-dade relativa UR = 60%. As equações para tais correções são (Nascimen-to et alii, 1996):

X XPCI

PCIP T

CORRPROJ� � � �0 1 03 288 15, ,

(8)

e

W W FCU P TCORR � � � �0 1 03 288,

(9)

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 UR� � �1 01715 2 85856 10 4, , * (10)


125

4.6 PROCEDIMENTO PARA SOLUÇÃO DO PROBLEMA

Conforme já afirmado, o objetivo principal desse programa é desenvolveruma metodologia para configurar um sistema de cogeração frente a umdado perfil de demandas de calor, frio e eletricidade, avaliando os dadostécnicos, econômicos e realizando os necessários balanços de energia.Como resultado, serão comparados os custos anuais totais do sistema decogeração proposto com um sistema de capacidade igual, porém com com-pra de eletricidade via concessionária e geração de calor em uma caldeiraconvencional. São estes custos que indicarão a viabilidade ou não do em-preendimento, traduzidas em análises econômicas tradicionais. A estruturado programa é apresentada na figura 4.7 e descrita na seqüência.

DADOS GERAIS

Entrada de dados técnicos e econômicos. O primeiro, refere-se ao desem-penho dos equipamentos auxiliares, ou seja, eficiência da caldeira auxiliare de recuperação, parâmetros de desempenho dos chillers de absorção ecompressão de vapor, equipamentos elétricos e as condições atmosféricaslocais (temperatura e altitude). Os dados econômicos constam das tarifasde venda de energéticos, taxa de câmbio, impostos, juros e custos geraisdevido a implantação, operação, manutenção do sistema de cogeração.

DEMANDAS

Entrada de dados das demandas elétricas e térmicas (frio e/ou calor), base-ados na modelagem das cargas dos clientes potenciais amostrados (etapas02 e 03 deste projeto). A avaliação das cargas será baseada no regime detarifação horosazonal brasileiro, ou seja, período úmido ponta e fora deponta e período seco ponta e fora de ponta. Cada um destes períodos seráainda decomposto em demandas máximas, médias e mínimas, a fim deconsiderar variações das cargas elétricas e térmicas dos setores avaliadosao longo do ano. Desta forma, a operação do sistema irá considerar 12períodos com os respectivos fatores de capacidade e número de horasanuais.


126

DADOS DA CONCESSIONÁRIA DE ELETRICIDADE

Será utilizado um banco de dados de concessionárias de eletricidade, comas respectivas tarifas de compra (demanda, consumo e energia de back-up– demanda suplementar de reserva), onde a escolha é baseada em funçãodo tipo de tarifação e da classe de tensão (figura 4.7).


127

• Técnicos• Econômicos

• Elétricas• Térmicas

calorfrio

• Fator de capacidade

¨

¨

• Custos energéticosSistema com cogeraçãoSistema 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

¨

¨

• Custo total• sistema de• sistemas sem cogeração

• Economia anual• Custo total de instalação• TR / TIR / VPL• Custo de energia cogerada

• Elétrica

cogeração

• Calor• Frio

• Cálculo das potências cogeradasElétricasTérmicas

• Avaliação da possibilidade degeração de excedente elétrico

• Cálculo de consumo de combustível• Cálculo das emissões

AtmosféricasRuídos

¨

¨

¨

¨

Banco de dados

Análise econômica:

Análise de viabilidade:

Balanços energéticos:

Análise de sensibilidade

• Seleção de concessionáriae do segmento tarifário

• Seleção de concessionáriade gás e do combustível

• Seleção de acionador

Entrada de demandas:

Dados gerais:

Figura 4.7 Fluxograma da estrutura geral do software.

SELEÇÃO DO COMBUSTÍVEL

Banco de dados de concessionárias de diesel e gás. Para o primeiro caso nãoexiste maiores problemas, uma vez que o preço do diesel é constante. Nocaso do gás, algumas considerações devem ser feitas: tarifação do gás lique-feito de petróleo (preço do gás canalizado e preço do gás armazenado, como respectivo custo de armazenamento) e tarifação do gás natural. Neste se-gundo item, pelo menos três alternativas podem acontecer: preço do gássubsidiado (caso das centrais do Programa Prioritário de Termeletricidade,onde o preço é constante); preço do gás cobrado em cascata (com diferen-tes classes de take or pay) e preço do gás fixo (diferentes segmentos).

SELEÇÃO DO ACIONADOR

Banco de dados dos acionadores a serem avaliados, levantados juntos a fa-bricantes na Etapa 08 do atual projeto. Conforme já comentado, prevê-se aoperação do acionador primário considerando a variação no seu desempe-nho quando operado fora do ponto de projeto. Dessa forma, as curvas deoperação a cargas parciais (consumo, eficiência, emissões, ruído, etc.) e ascurvas de operação em função das condições ambientais (Pamb., Tamb. eUR) 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 decombustível e das demandas energéticas. Então, para um determinado pe-ríodo e tipo de acionador primário, a potência elétrica cogerada é dadapor:

W

WB X

XB W

BCOG ��

� ��

�0

0

0

1 1(11)

Assim, a potência elétrica cogerada total será:

W Numacionadores WCOGT

COG� �� (12)


128

Por sua vez, o consumo total de combustível do sistema de cogeração serádado por:

W Numacionadores XCOGT

COG� �� (13)

Neste ponto foi incluída a correção da potência e do consumo de com-bustível em função das condições ambientais locais, em relação às condi-ções ISO, conforme explicado anteriormente. Os novos valores são ob-tidos de:

W W P TCOGTcorr

COGT� � �

1 03 288,(14)

W X P TCOGTcorr

COGT� � �

1 03 288,(15)

A potência elétrica necessária para acionar o chiller de compressão é cal-culada de acordo com a seguinte equação:

E

N FR FR

COPChCFR ChC

DChC

ChC

�� 1 % (16)

Finalmente, conhecidos a demanda de eletricidade da planta, a potênciaelétrica consumida no chiller de compressão e a potencia elétrica cogera-da total, pode-se determinar a potência em déficit ou excedente em cadaperíodo através do balanço, ou seja:

E E E Wdef excD

ChCFR

COGT

/ � � � (17)

Quando o balanço energético anterior for menor do que zero, existe ener-gia 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 outroconsumidor.


129

BALANÇO DE ENERGIA TÉRMICA E CÁLCULO DO CONSUMO DE

COMBUSTÍVEL DO SISTEMA AUXILIAR

No método desenvolvido, o próximo passo busca determinar o calor útilcogerado, que de modo análogo ao balanço anterior, se realiza conside-rando a demanda de frio. Neste sentido, vale lembrar que também para ocalor útil cogerado existe uma dependência entre este e o consumo decombustível, de forma linear como se apresenta a seguir:

Q

QD X

XD Q

DCOG ��

� ��

�0

0

0

1 1(18)

O calor útil cogerado total será então dado por:

Q Numacionadores QCOGT

COG� �� (19)

O consumo de calor no chiller de absorção é dado pela seguinte equação:

QN FR FR

COPChAFR ChA

DChA

ChA

�� % (20)

Conhecidos a demanda de calor de processo da planta, o consumo de ca-lor no chiller de absorção e o calor útil cogerado total, pode-se determinaro calor útil complementar, ou seja, efetuar o balanço de energia térmica:

Q Q Q QCAuxD

ChAFR

COGT� � � (21)

Neste caso, se o valor do calor útil complementar for menor ou igual azero, não há necessidade de complementação (excedente de calor); casocontrário, há necessidade de complementar a diferença obtida. O consu-mo de combustível para essa complementação será:

XQ

PCICAuxCAux

CAux CAux

��

� �

3600100 �

(22)


130

Para melhor visualizar a produção de frio por cada um dos processos dis-poníveis, apresenta-se as seguintes equações. É claro que a opção de se ge-rar nos dois sistemas tem que ser bem avaliada, pois, em muitos casos, amelhor opção é gerar aproveitando os gases de exaustão, a fim de aumen-tar a eficiência global do uso de combustível.

FR FR FRChCD

ChA� �* %1 (23)

FR FR FRChAD

ChA� �* %1 (24)

4.7 ANÁLISE ECONÔMICA

De posse dos resultados anteriores, o custo operacional do sistema decogeração, representando os custos energéticos (ou variáveis) pode entãoser formulado. Aqui uma observação deve ser feita: quando o balanço elé-trico apresentar déficit, o custo operacional é calculado através da equa-ção (23); quando o balanço for excedente, o custo operacional deve sercalculado segundo a equação (24). Além disso, na equação (23), para acompra de eletricidade da concessionária, devem ser computadas tanto atarifa de consumo como também a tarifa de demanda.Para o caso deexcedente, este valor entra como benefício na equação (24).

CO E NH E E X NHCOG

anual

DEF EXC

N

COMPRA

n

DEM CAux

n� � � � � � �/ $ $� �$ $X X NH XCAux COG

n

COGn

� ��

1

12

(25)

CO E NH E E X NHCOG

anual

DEF EXC

N

VENDA

n

CAux CAux

n� � � � � � �/ $ $� �$ $X X NH XCAux COG

n

COGn

� � ��

1

12

(26)

O segundo fator de custo a ser considerado são os custos dos equipa-mentos que irão compor o sistema de cogeração. Sua formulação é aseguinte:

CEq Numacionador acionador CR CAux ChA ChCCOG � � � � � �$ $ $ $ $ �� Outros (27)


131

O custo inicial de cada equipamento foi considerado da seguinte for-ma: para as turbinas a gás conseguiu-se via Internet valores de alguns mo-delos fornecidos pelos fabricantes sendo seus preços reais(http://www.gas-turbines.com/trader/KWPRICE.htm). Os demais custosde turbinas a gás foram estimados com base nos anteriores sendo, destamaneira, valores com menos precisão. Para os valores de custo dos moto-res Diesel, das caldeiras de recuperação e das caldeiras de processo, utili-zou-se das estimativas de custo apresentadas por Bohem (1987) o qualemprega relações paramétricas do tipo:

C C SSR

R

m

� ��

��

�

��

(28)

sendo C o custo do equipamento a determinar, CR é o preço de um equi-pamento de referência válido para uma capacidade de referência SR (am-bos tabelados), S é a capacidade do equipamento que se deseja determinaro custo e m é o fator de escala na correlação entre o custo e o porte doequipamento (também tabelado). Os chillers de compressão e de absorçãotêm seus custos dados em função da capacidade considerando-se que 1TR (tonelada de refrigeração) para o sistema de compressão custaUS$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 quepara uma decisão real deve-se contactar os fabricantes a fim de obter osvalores efetivos, bem como os custos reais de transporte, montagem e de-mais encargos (seguro, impostos, taxas diversas) apenas avaliados em basena literatura. Contudo, com o amadurecimento do trabalho, e baseadosem cotações reais, pode-se melhorar estas estimativas.

A avaliação do custo anual do investimento é realizada multiplican-do-se o custo do investimento pelo fator de recuperação do capital, parauma dada taxa de desconto (i) e uma vida útil do equipamento. Assim, ocusto anual do investimento, corresponde ao valor que o futuro investi-dor pagará anualmente e que deve ser inferior à economia anual devido àintrodução da planta de cogeração para ser atrativo. Nele devem estar in-clusos os custos com operação e manutenção, considerado como umpercentual do valor do investimento. Dessa maneira:


132

CI FCR CEq O MANUAL COG� � � �1 $ & (29)

sendo o fator de recuperação do capital calculado pela relação:

FCRi i

i

n

n�

�

� �

1

1 1

(30)

Síntese da análise econômica

Com a formulação dos custos associados à produção dos insumos energé-ticos, tanto em nível de produção e operação como também de instalação,pode-se chegar facilmente aos indicadores energéticos e econômicos quetraduzem a eventual viabilidade para o sistema de cogeração. Sintetizan-do, os indicadores energéticos são calculados como a seguir:

Consumo de combustível paracogeração:

Equação (15)

Consumo de combustível para calor deprocesso:

Equação (22)

Balanço de energia elétrica: Equação (17)

Balanço de calor: Equação (21)

Balanço de frio – sistema decompressão:

Equação (23)

Balanço de frio – sistema de absorção: Equação (24)

Os indicadores econômicos, traduzidos pelos benefícios monetáriosda implantação da cogeração em relação a um sistema convencional, po-dem ser assim representados:


133

Custo operacional anual sem cogeração:

CO E E NH E E

Q QCONV

anual nD

ChC

nFR

DEF

n

DEM

nD

ChA

Q

� � � ��

* *$ $*

NH X

PCI

CAux

CAux CAuxn

* , *$

*

3 6

1

12

�

��

��

��

��

(31)

sendo que o superscrito n denota cada período horosazonal (1�n�12), EnD,EnFR

ChC , NH, $EnCOMPRA , $EDEM , QnD , QnQ

ChA e $XCAux denotam, respecti-vamente, a demanda elétrica para a central de utilidade em cada período ta-rifário, a potência consumida no chiller de compressão em cada períodotarifário, o número de horas de cada período tarifário, a tarifa de comprade energia elétrica para cada período, a tarifa de demanda contratada, oconsumo de calor de processo da central em cada período tarifário, consu-mo de calor no chiller de absorção e o custo do combustível para produçãode calor de processo. A tarifa de demanda de energia elétrica foi considera-da de modo análogo ao explicada anteriormente para a formulação do cus-to operacional anual com cogeração.

Custo operacional anual com cogeração

Apresentado anteriormente e determinado partir das expressões (25 e 26).

Economia anual nos custos operacionais devido a cogeração

�CO CO COCOG CONVanual

COGanual� � (32)

Custo de investimento

CI CEqCOG� (33)

Tempo de retorno

TRn i

n i CICOCOG

��

��

��

��

��

�

��

1 1100

1 1100

*�

(34)


134

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.

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HORLOCK, J. H. Cogeneration – Combined Heat and Power: Thermodynamics andEconomics. Florida: Krieger Publishing Company, 1997.

NASCIMENTO, M. A. R. NOGUEIRA, L. A. H. & FERREIRA, S. B. Método Simplifica-do de Estimativa de Consumo de Combustível em Turbinas a Gás. Seminário de Opera-ção 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. Turbomachi-nery International Publications. vol. 2, 1985.

TEIXEIRA, F. N. Seleção de Ciclos e Configurações de Sistemas de Cogeração. Disserta-ção de Mestrado. Universidade Federal de Itajubá, 1997.

www.gas-turbines.com/trader/KWPRICE.htm.


135


136

C A P Í T U L O 5

O P O R T U N I D A D E S E B A R R E I R A S

P A R A A G E R A Ç Ã O D I S T R I B U Í D A

A legislação, incluindo seus aspectos regulatórios são temas essenciaispara a promoção da geração distribuída em bases consistentes, podendotanto constituir obstáculos como definir mecanismos de fomento para suaexpansão. Neste capítulo se apresenta uma visão da evolução da legisla-ção em alguns países e no Brasil, onde recentemente novas medidas foramadotadas nessa direção.

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5.1 INTRODUÇÃO

Desde a crise de abastecimento ocorrida em 2001, a energia elétrica as-sumiu papel importante na mídia e na formulação estratégica das empresasbrasileiras. Temas como a segurança energética e o custo da falta de ener-gia, passaram a fazer parte das decisões de curto e longo prazo, sempre nadependência das legislações e dos regulamentos. Questões relacionadas àmigração ao mercado livre ou à opção pela autoprodução levam ao questi-onamento da segurança energética como um dos aspectos principais noprocesso decisório, uma vez que a vertente econômica é mais facilmentedelineada e pode apresentar critérios objetivos.

Nesse âmbito surge a opção pela Geração Distribuída como fundamen-tal ao processo da garantia de fornecimento mesmo em momentos de raci-onamento, já que essa tecnologia apresenta uma vantagem estratégica: emprincípio independe de redes de transmissão e distribuição de energia dasconcessionárias e permitem, também em princípio, aumentar a eficiência eefetuar uma otimização energética.

Em um contexto de carência de recursos para efetuar os maciços inves-timentos requeridos para a produção centralizada de eletricidade, a Gera-ção Distribuída surge como uma importante alternativa, pois o risco é pul-verizado e o desenvolvimento poderá se dar pela iniciativa privada, com re-duzida intervenção governamental, se adequadamente estimulado. No en-tanto, embora a presença do governo como investidor possa ser muito pe-quena, sua intervenção é relevante e pode ser favorável ou inibidora, cons-truindo as oportunidades ou barreiras ao seu desenvolvimento. Tal inter-venção governamental se desenvolve através de legislações de incentivo, decriação de subsídios, de estabelecimento de regras de financiamento, de tri-butos ou ainda nos aspectos regulamentares, podendo se estabelecer gene-ricamente quatro modalidades de legislações, entendendo-se neste texto oconceito mais abrangente de legislação, ou seja aqueles que compreendemleis, normas, portarias, resoluções, regulamentos, decretos ou quaisqueroutros documentos normativos. Assim, do ponto de vista metodológico fo-ram identificadas 4 categorias de legislações:

Legislações Seminais – aquelas que induzem o mercado e transfor-mam a maneira como a indústria de energia elétrica funciona.


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Legislações Regulamentadoras – aquelas que regulamentam e dãoforma de execução a legislação que induz e transforma o mercado.

Legislações Normativas – aquelas que detalham a legislação regula-mentadora, podendo facilitar ou inibir o desenvolvimento da in-dústria.

Legislações Indutoras – aquelas que surgem em um ambiente játransformado e que pela sua concepção permitem um avanço natransformação do mercado, ampliando e solidificando as iniciativaspropostas por legislações seminais.

A questão central quando se avaliam a legislação para geração distri-buída, em particular as classificáveis como seminais, diz respeito ao con-torno da política pública que se pretende estabelecer. Assim ao legisladordevem estar definidas as seguintes questões no sentido de ajustar o objeti-vo 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 ca-pacidade?

3. A meta deve ser estabelecida em termos fixos ou como uma parcela domercado?

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 di-nâmica que desejavelmente deve resultar em um “círculo virtuoso”, ondea partir das formas mais conceituais, se atingem níveis progressivos de de-talhamento, necessários para sua efetiva implementação, como esquema-tizado na figura 5.1. Na seqüência serão comentadas as legislações sobreGeração Distribuída em alguns países.

OPORTUNIDADES E BARREIRAS PARA A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

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5.2 LEGISLAÇÃO AMERICANA PARA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

O melhor exemplo de legislação seminal em geração distribuída é sem dú-vida a legislação americana conhecida nos meios técnicos pela sua siglaPURPA – Public Utility Regulatory Act. Editada em 1978 e promotora deuma efetiva ampliação da capacidade instalada em sistemas de geraçãofora do âmbito das concessionárias e junto aos consumidores, sua contro-vérsia concentrou-se quase que exclusivamente em torno do título I, se-ção 133. Estes dispositivos da legislação determinavam que as grandesconcessionárias tornassem públicos seus custos de atendimento das diver-sas classes de consumidores em diversas épocas do ano, para serem adota-dos como referência na remuneração dos excedentes energéticos dos au-toprodutores, segundo o conceito do custo evitado. As Comissões de Ser-viços Públicos estaduais (Public Utility Comission, PUC) deveriam pro-mover audiências públicas para discussão das tarifas de energia elétrica eseus impactos comparados com programas de conservação de energia. Areferida seção 133 determinava ainda que esta análise de tarifas contem-plasse além dos aspectos da sazonalidade, a formatação de preços diferen-tes ao longo da tipologia da curva de carga de cada concessionária. Final-mente determinava que fossem estabelecidas análises referentes a tarifa-ção invertida, ou seja, o consumidor pagaria mais na medida que seuconsumo aumentasse.


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LegislaçãoRegulamentadora

Legislação Normativa

Requer novas legislaçõesregulamentadoras enormativas

Legislação Seminal

Legislação Indutora

Acontecem novastransformaçõesna indústria

figura 5.1 Círculo virtuoso da evolução da legislação em geração descentralizada.

O título II subseqüente passou quase sem atenção dos agentes, que naocasião 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 deenergia elétrica. Estes dispositivos transformaram a questão da eficiênciaenergética em questão de política pública nacional e criaram as bases parauma completa reformulação da indústria de energia cujas conseqüênciasafetam inclusive a formulação da política energética no Brasil.

Antes da edição da PURPA, o pequeno cogerador e o pequeno produ-tor de eletricidade tinham 3 problemas:

1. As concessionárias não compravam a energia cogerada e ou produzida eminstalações do pequeno produtor e quando o faziam praticavam preçossem nenhuma vinculação com a realidade.

2. A cogeração era desencorajada na forma de tarifas extremamente altas deback up ou reservas suplementares de potência.

3. As atividades de comercialização de energia elétrica eram expostas aoscustos administrativos e burocráticos do complexo sistema regulatórioamericano.

A regulamentação do PURPA pelo regulador federal (Federal EnergyRegulatory Comission, FERC) procurou eliminar estes problemas. Regu-lamentos foram publicados em fevereiro e março de 1980 e a partir demarço de 1981 todas as concessionárias do país, inclusive cooperativas deeletrificação rural, empresas municipais, investidores privados de energiae empresas federais passaram a ser obrigadas a comprar os excedentes deenergia elétrica e a capacidade disponibilizada por pequenos produtoresqualificados que utilizassem fontes renováveis ou sistemas de cogeração.As fontes renováveis consideradas como elegíveis eram decorrentes deaproveitamentos eólicos, hidráulicos, biomassa, incluído o lixo urbano eaproveitamentos fotovoltaicos. Assim, quebrando um monopólio cente-nário da indústria de energia elétrica, o PURPA definiu as condições nasquais os pequenos empreendedores deveriam se qualificar (tornando-seQualified Facilities, QFs) e estabeleceu as bases nas quais as QFsvenderiam suas disponibilidades de eletricidade e as condições deremuneração dessa energia pelo custo evitado de expansão.

A interconexão elétrica com a concessionária podia ser feita de duasformas distintas, a primeira com o produtor consumindo a energia gerada


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em seu próprio local de atividades e comercializando apenas os excedentes.Em alguns casos a agência reguladora local permitiu que o sistema de medi-ção fosse interconectado de tal forma que a tarifação fosse feita apenas nasdiferenças líquidas apuradas. A segunda alternativa era que o QF vendessetoda a energia gerada para a concessionária local e comprasse dela própria,também toda sua necessidade, alternativa que exige dois sistemas de medi-ção. As concessionárias argumentavam que os preços de energia e reservade potência colocados ao alcance do QF deveriam ser cobrados com preçosmais elevados. Apesar desta argumentação a FERC decidiu que os consu-midores/ produtores envolvidos em contratos de compra e venda simultâ-nea de energia não necessitavam de contratos de back up.

A maior controvérsia na implementação do PURPA dizia respeito aregra estabelecida para o pagamento de energia compulsoriamente adqui-rida pelas concessionárias, ou seja o custo evitado da expansão. Paraaqueles QFs que necessitavam de contratos de reserva de potência e ouback up para energia, os preços não poderiam ser discriminatórios, impe-dindo-se cobranças maiores do que aquelas já contratadas com outrosconsumidores de energia que não tinham instalações de produção. Estaregulamentação mostrou-se útil para os casos onde o consumidor de ener-gia não desejava vender excedentes, mas apenas produzir sua própriaeletricidade utilizando-se no entanto da concessionária como reserva.

Há que se considerar o momento que esta legislação estava sendo im-plementada, imediatamente após o segundo choque do petróleo, dandodemonstração clara que o governo federal americano definitivamente ha-via optado pela busca de energias renováveis e pelo aumento da eficiênciapela inserção de plantas de cogeração. Adicionalmente outros benefíciosestavam sendo perseguidos:

1. Melhor eficiência energética, na medida que unidades de cogeração pos-suem menores perdas energéticas do que quando se gera eletricidade e ca-lor separadamente.

2. Aumento da confiabilidade do sistema da concessionária pela inserção deum maior número de fontes de geração de energia.

3. Menor dependência energética da nação, pelo uso de fontes locais e di-versificação da matriz energética.

4. Aumento da confiabilidade dos sistemas interligados.

5. Menores prazos de construção e menores custos associados a licenças am-bientais. O mesmo se aplica em relação a menores riscos associados a cus-


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tos de construção e outros problemas decorrentes das implantações dasusinas de geração.

6. Aporte de capitais privados no setor energético e diversidade de empre-endedores.

Logo surgiram conflitos questionando a constitucionalidade da apli-cação da legislação e a competência legal das Comissões de Serviços Públi-cos estaduais para desenvolver a fiscalização do cumprimento da lei. Da-das as características federativas dos EUA muitos estados votaram leis es-taduais duplicando a PURPA de tal forma a evitar-se contestações legais.Os primeiros estados a seguirem este caminho foram New Hampshire, jáem 1979, seguido por Indiana, Minnesota, Oregon, New York, NorthCaroline e Montana. Após estas leis estaduais estarem em vigor em algunsestados, maiores incentivos puderam ser ofertados, como por exemplo,em North Caroline onde se estabeleceu que os contratos com as QF seri-am de longo prazo dando estabilidade ao mercado e em Oregon onde asregras de formação de preços definiam valores ainda maiores que aquelesque resultariam da aplicação das regras da PURPA. Alguns estados e algu-mas PUCs relutaram em aderir a aplicação da lei, pela relutância dasconcessionárias locais e principalmente pelo desconhecido que seapresentava com a expansão da geração descentralizada.

O processo de qualificação limitava em 80 MW a capacidade máximapermitida do QF e pelo menos 75% do combustível utilizado no períodocompreendido entre janeiro e dezembro de cada ano deveria provir de fon-tes renováveis aí inclusas as de fonte geotérmica. Para os cogeradores nãohavia restrições de tamanho, mas sim de aspectos operacionais. Assim aenergia térmica útil não poderia ser menor que 5% da produção total deenergia em qualquer mês do ano. Evitavam-se assim os aspectos de distor-ção decorrente de um cogerador apenas tornar-se um produtor de eletrici-dade sem aproveitar-se dos aspectos de eficiência térmica do processo. Paraunidades que se utilizavam gás natural e óleo combustível instaladas apósmarço de 1980 existiam ainda padrões de eficiência estabelecidos, confor-me a expressão a seguir, que em diferentes versões foi adotada em outrospaíses, inclusive no Brasil:


143

�purpra

u

c

WQ

Q�

� 2 42 5,

Restrições relativas a propriedade cruzada foram também estabeleci-das, de tal forma que a propriedade de cogeradores e QF não poderia sermaior que 50% em caso do acionista ser uma concessionária ou compa-nhia subsidiária. Para concessionárias de serviço público e para concessio-nárias que não possuíam atividades e investimentos de geração para supri-mento de suas distribuidoras esta porcentagem não era exigível. Particu-larmente se a fonte de energia era geotérmica nenhuma restrição acioná-ria estava estabelecida.

O processo de qualificação definido era bastante simples, de tal formaque o próprio QF poderia se qualificar ao preencher os documentos defi-nidos. Existia também a possibilidade desse processo ser encaminhadopelo FERC, mais complexo, mas com vantagens fiscais. Os requisitos bá-sicos 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 outraQF localizado em distância inferior a uma milha da unidade emprocesso 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 definidosquando existiam conflitos com a concessionária de interface e eram neces-sárias reuniões de mediação. O centro do processo iniciado pelo PURPAera a questão dos custos evitados que definem os valores a serem pagos pe-los concessionários para a energia adquirida junto aos QFs. Concessionári-as com mercados maiores que 500 GWh/ano precisavam publicar informa-ções a cada dois anos sobre seus custos operacionais de tal forma que oscustos evitados pudessem ser calculados pelas agências reguladoras estadu-ais e pelos novos empreendedores. Concessionárias com mercados inferio-


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res a estes montantes podiam estimar de forma mais simplificada seus cus-tos evitados. A falta de uma regulamentação mais clara por parte do FERCpropiciou que concessionárias estabelecessem seus custos evitados de for-mas diferentes dificultando comparações. Por exemplo, a concessionáriamunicipal de Seattle se dizia incapaz de efetuar estes cálculos alegandocomplexidade dos procedimentos regulatórios. Outro aspecto importantena consolidação do processo disse respeito a necessidade de elaboração decontratos padrão para evitar-se um desbalanceamento das condições de ne-gociação entre os pequenos produtores e as concessionárias.

Em 1992 os efeitos da legislação PURPA foram potencializados peloEnergy Police Act. Com base nesta legislação, os geradores independentesdas concessionárias (Non Utlity Generator, NUG) podem vender energiapara qualquer concessionária interligada na rede. Em abril de 1994 estapossibilidade foi estendida na Califórnia para todos os produtores de ener-gia, sendo que em 1996 foi estabelecido um completo acesso para competi-ção de grandes consumidores industriais.

As possibilidades de expansão dessas reformas foram em muito estimu-ladas pelas reformas empreendidas no mercado de gás natural, onde tam-bém foram separadas as atividades de produção, transporte e distribuição.Além da separação a consolidação do mercado spot de gás também fortale-ceu o processo de concorrência. A absoluta maioria dos volumes de gás na-tural comercializados junto às distribuidoras está centrada no mercadospot. A legislação PURPA e as subseqüentes provocaram importante altera-ção no mercado de energia nos EUA e de certa forma pode-se afirmar seconstituíram no divisor de águas de um novo modelo da indústria de ener-gia elétrica em todo o mundo. Esta evolução não foi pacífica de parte dasconcessionárias que se sentiam ameaçadas no seu “direito” ao monopólio,tanto que argüições sobre a constitucionalidade da lei chegaram a SupremaCorte que apenas em 1982 deu ganho de causa ao FERC em contestação dasentença de inconstitucionalidade proferida pelo Juiz Harold Cox do Mis-sissipi. Já em 1980 existiam 30 QFs funcionando em todos os EUA e em1982 o número tinha ascendido a mais de 500. Em 1983 os pequenos em-preendimentos de geração e os cogeradores representavam 2,5% de todacapacidade de geração dos EUA. Em 1991 representavam 9% e representa-vam mais de 50% de toda expansão de geração. Estes números per si dãoconta de todo potencial transformador que a legislação PURPA induziu, emum curto lapso de tempo.


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5.3 OUTROS EXEMPLOS DE LEGISLAÇÕES SEMINAIS

Podem ser citadas ainda outras experiências importantes de legisla-ções seminais, onde o princípio básico de incentivar através de legislaçõesa geração distribuída está centrado na consolidação da expansão de ener-gias renováveis nas suas matrizes garantindo-lhes um aumento de suacompetitividade. Figueiredo (2003) identifica com clareza que geraçãodistribuída não representa necessariamente, o mesmo conceito de energiarenovável. Uma geração com biomassa em uma usina de cana de açúcar éuma geração distribuída com combustível renovável. Um parque eólicodificilmente será uma geração distribuída, idem com relação a uma pe-quena central hidroelétrica, PCH. No entanto encontram-se muitosexemplos no mundo onde o incentivo à ampliação de GD confunde-secom a expansão de fontes renováveis.

Como objetivo subdsidiário pode-se encontrar ainda a busca do au-mento 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 serãomais relevantes em futuro não muito distante, inclusive por razões ambi-entais. Há que se destacar que muitos países nos últimos 10 anos promo-veram reformas na sua indústria elétrica, envolvendo em muitos casoscom processos de privatização. Com o surgimento de novos agentes, o de-safio da implementação da geração distribuída se tornou em muitos casoscoincidente com a necessidade de vencer barreiras econômicas a entradadessas oportunidades de geração. Considerando-se as dificuldades dessasbarreiras tornou-se importante que leis de incentivo a geração distribuídae a fontes renováveis fosse implementadas, conforme constata Oliveira(2002).

Tomando-se como exemplo a geração com sistemas fotovoltaicos co-nectados à rede pode-se citar Alemanha, Áustria, Austrália, EUA, Espa-nha, Grécia, Holanda, Itália, Japão e Suíça. Neste contexto merecem des-taque as experiências da Espanha e Alemanha, cujas leis que obrigam asconcessionárias a comprar energia gerada por fontes renováveis de pe-queno porte. Além dessa obrigatoriedade, são dados incentivos para com-pra de sistemas geradores na forma de subsídios e baixas taxas de juros.

Embora irrelevante do ponto de vista de capacidade instalada a Aus-trália apresentou por ocasião dos Jogos Olímpicos de Sidney em 2000 o


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interessante exemplo de que todas as casas da Vila Olímpica eram dotadasde 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$7.000/kWp para sistemas conectados à rede. Nesteprograma o subsídio era dado à instalação e não à energia gerada. Aindasegundo Oliveira (2002), podem-se citar outros exemplos relevantes,como a Áustria, na província de Carinthia, onde em março de 1996, foicriada uma lei que torna obrigatório a compra da energia fotogerada e co-nectada à rede na razão de US$ 1/kWh. Este procedimento provocou sis-temas independentes conectados à rede em um total de 3MW com con-tratos de 15 anos de duração. Na Grécia foi criada lei em 1996, que esta-belece que 75% dos custos de equipamentos e sistemas de geração de sis-temas descentralizados de pequeno porte destinados a geração de eletrici-dade a partir de fontes renováveis podem ser deduzidos de impostos dosinvestidores. Na Suíça, o programa Energy 2000 tinha como objetivo in-crementar em mais de 25 vezes a capacidade de sistemas instalados noPaís. Para unidades destinadas a instalações escolares foram previstos nalegislação, subsídios adicionais. Na Holanda e no Japão também foramregistrados programas de incentivo governamental de grandeimportância para geração distribuída proveniente de energia solarfotovoltaica.

Embora os montantes de energia gerada através de conversão fotovol-taica ainda sejam pequenos, é importante destacar que estes programastêm a necessidade de resolver questões regulamentares importantes comoa questão da medição entre o concessionário e o proprietário de uma ge-ração distribuída fotovoltaica, geralmente uma unidade residencial. Em1992 no Japão as concessionárias de distribuição anunciaram que passari-am a fazer o acerto comercial das unidades conectadas à rede pela meto-dologia do net metering. De modo geral esses incentivos previstos em le-gislações partem dos mesmos princípios, quais sejam, que aumentar o nú-mero de instalações provoca um aumento de mercado e amadurecimento,dando competitividade a essas tecnologias que nem sempre possuemcondições de suplantar as barreiras de entrada no mercado, em especial aseconômicas.

A Califórnia é um dos estados americanos que mais incentivam a esco-lha de tecnologias limpas e renováveis, onde se destacam as energias sola-res e eólicas. No período de 1998 a 2001 foi definido um aumento tarifá-


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rio nas 3 principais concessionárias de energia elétrica do estado visandoapoiar o desenvolvimento de tecnologias renováveis, com a criação dofundo Renewable Resources Trust Fund, com disponibilidade de investi-mentos de US$ 540 milhões. Particularmente para financiamento de tec-nologias emergentes (sistemas fotovoltaicos, sistemas solares térmicos,pequenas turbinas eólicas (menores que 10 kW) e células de combustívelcom combustíveis renováveis) este fundo conta com uma rubricaorçamentária específica com US$ 54 milhões.

A Alemanha é outro país onde o desenvolvimento e incentivo de fon-tes alternativas e conectadas à rede tem sido marcante. A partir de janeirode 1991 a legislação federal tornou obrigatória a compra de energia deorigem solar ou eólica, com preço mínimo de 90% do preço de venda aoconsumidor final. Com destaque, teve-se o programa mil telhados foto-voltaicos, que teve desdobramentos até o atual programa 100.000 telha-dos solares. Em abril de 2000, conforme citação de Oliveira (2002) foramreforçadas as perspectivas das energias renováveis e conexão distribuídana Alemanha, através de lei específica que prioriza e garante por horizon-te de tempo mais adequado o desenvolvimento desse mercado, inclusivede equipamentos periféricos, de empresas instaladoras e profissionaisnesse campo, como engenheiros e técnicos.

A legislação alemã de 2000 contempla também os aspectos para con-tribuição ao combate ao aquecimento global. O objetivo da legislação é ode duplicar até 2010 a participação de energias renováveis na Alemanha.Os subsídios se aplicam exclusivamente para energia elétrica gerada atra-vés de origem hidráulica, eólica, solar, geotérmica e gás proveniente deaterros 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 utilizembiomassa superior a 20 MW, ou ainda para instalações de qualquer tipoonde o governo tenha participação acionária maior que 25%. Para insta-lações 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 apenas100 kWp. Os proprietários das redes de distribuição são obrigados porforça de lei a autorizar a conexão dos empreendedores que se enquadremnos limites acima citados. Se os sistemas de distribuição estiverem comsua capacidade esgotada, os distribuidores devem obrigatoriamente exe-cutar obras de ampliação de forma a não impedir a conexão dos geradores


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de energias renováveis. Além de viabilizar a conexão os proprietários dasredes de transmissão devem comprar toda a energia gerada por esses for-necedores com preços definidos para cada tecnologia. Os dados para via-bilizar os projetos de novos empreendimentos que dependem de sua co-nexão para o estudo de viabilidade também devem estar disponíveis e ocomprador será o agente que estiver mais próximo do empreendimento.Para se evitar que alguma empresa transmissora tenha custos maiselevados pela maior incidência de pequenos empreendimentos em suaslinhas depois de viabilizar a compra é feita uma compensação entre todosos agentes de transmissão.

5.4 A LEGISLAÇÃO BRASILEIRA

No tocante ao Brasil, uma legislação fundamental para a promoção dageração distribuída em bases racionais foi a Resolução ANEEL 21 de2000, que estabelece as regras de qualificação de cogeradores, com baseem seu desempenho energético e potencial de economia de energia pri-mária. É realmente importante qualificar formalmente os cogeradores, vi-sando orientar as políticas de estímulo aos sistemas mais eficientes. Estaresolução utiliza as seguintes expressões:

EEX

EF e E E

xt

cc t c

� 0 15,

onde Ee, Et e Ec correspondem respectivamente aos fluxos energéticos deenergia elétrica, calor útil e energia térmica do combustível, e os valoresdos parâmetros X e Fc são definidos em função do combustível e tecnolo-gia empregados, conforme explicita a tabela 5.1 a seguir. Como se podeobservar, se exige um nível mínimo (15%) de utilização da energia térmi-ca do combustível.


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Tabela 5.1 Parâmetros para qualificação de cogeradores segundo a ResoluçãoANEEL 21/2000.

Potência Instalada / CombustívelDerivados 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 dosetor elétrico para resolver questões associadas ao racionamento de eletrici-dade de 2001, tratou entre outros aspectos gerais do setor elétrico da cria-ção do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica -PROINFA. Esse programa tem por objetivo aumentar a participação daenergia elétrica produzida por empreendimentos de Produtores Indepen-dentes Autônomos concebidos com bases em fontes eólicas, pequenas cen-trais hidroelétricas e biomassa, no sistema interligado nacional, medianteprocedimentos detalhados a seguir.

Segundo o próprio MME (2004) apesar de seus objetivos relevantes, oPROINFA não poderia ser implementado sem os ajustes nos mecanismosda lei às diretrizes e às orientações emanadas a partir da nova Política Ener-gética Nacional. Dessa forma, fez-se necessária a revisão dessa Lei, pormeio da Lei nº 10.762, de 11 de novembro de 2003, quando foram pro-postos avanços e aperfeiçoamentos significativos. O PROINFA desenvol-ve-se em duas fases de procedimentos distintos. Na primeira fase, seriamcontratados 3.300 MW de potência instalada, mediante duas ChamadasPúblicas com datas-limite de assinatura de contrato em 29 de abril e 30 deoutubro de 2004. Tais contratações serão divididas igualmente entre aque-las fontes, cabendo, portanto, 1.100 MW para cada uma. O prazo para en-trada em operação comercial dos empreendimentos contratados será até30 de dezembro de 2006. Após a primeira fase do PROINFA, o MME defi-nirá o montante de energia renovável a ser contratado, considerando que oimpacto de contratação de fontes alternativas na formação da tarifa de su-primento do Ambiente de Contratação Regulada – ACR não poderá exce-der 0,5% dessa tarifa em qualquer ano, quando comparado com o cresci-mento baseado exclusivamente em fontes convencionais. Além disso, os


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acréscimos tarifários acumulados não poderão superar 5%. Embora a preo-cupação do poder concedente seja relevante com relação aos impactos nastarifas aos consumidores finais, não se pode deixar de considerar que o sis-tema tarifário brasileiro já é por demais complexo para que se possa consi-derar a eficácia da separação desses efeitos.

O valor econômico correspondente a cada tecnologia, a ser definidopelo Ministério de Minas e Energia e válido para a primeira fase do Progra-ma, será o de venda da energia elétrica para as Centrais Elétricas BrasileirasS A – ELETROBRÁS, que celebrará Contratos de Compra e Venda deEnergia – CCVE para a implantação de 3.300 MW de capacidade, assegu-rando a compra da energia a ser produzida, pelo período de 20 anos, comos empreendedores que preencherem todos os requisitos de habilitaçãodescritos e tiverem seus projetos selecionados, de acordo com os procedi-mentos da Lei 10.438/02.

Os contratos serão firmados com a Eletrobrás, com distribuição eqüita-tiva entre as 3 fontes contempladas no programa e com piso de remunera-ção equivalente a 80% da tarifa média nacional de fornecimento. Os custosda aplicação destes contratos e as despesas administrativas da Eletrobrás se-rão rateados entre todos os consumidores finais atendidos pelo SistemaInterligado Nacional, proporcionalmente ao consumo verificado, apósprévia exclusão da Subclasse Residencial Baixa Renda – cujo consumo sejaigual ou inferior a 80 kWh/mês. O programa será desenvolvido com baseem chamamento público de interessados levando-se em conta que a obten-ção de licenças ambientais será critério de definição. Serão aceitas partici-pações de fornecedores de equipamentos nos empreendimentos, desde queo índice de nacionalização seja superior a 50%.

Uma segunda etapa do programa deverá contemplar a ampliação des-sas fontes até que atinjam um total de capacidade instalada capaz de aten-der 10% do consumo anual do País de energia elétrica, objetivo a ser aten-dido 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 Desenvolvi-mento Energético que contará com recursos dos pagamentos anuais reali-zados a títulos de uso de bem público, das multas aplicadas pela ANEEL aconcessionários, permissionários e autorizados e a partir de 2003 dasquotas pagas por todos os agentes que comercializem energia com oconsumidor final.


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A meta de produzir 10% de energia elétrica de fontes renováveis e dis-tribuídas em empreendimentos de pequeno porte soa ambiciosa e com-põe a estratégia do governo brasileiro em suas ações de combate a emissãode gases de efeito estufa, apresentada recentemente em reuniões interna-cionais na África do Sul e na Alemanha. Novamente se percebe a intençãode ampliação de fontes ditas alternativas com a estratégia de implantaruma maior participação da geração distribuída.

5.5 LEGISLAÇÕES REGULAMENTADORAS E NORMATIVAS

Uma vez editadas as legislações que transformam efetivamente o mer-cado como várias exemplificadas nos itens anteriores, se faz necessária aedição de legislações complementares que tenham caráter regulamenta-dor e normativo. Estas duas tipologias muitas vezes se confundem e cons-tituem certamente área de superposição. Apenas para conceituar as dife-renças teóricas entre as mesmas, conceitua-se neste texto como legislaçãoregulamentadora aquela que define os contornos do problema e legisla-ção normativa estabelece os detalhes técnicos e operacionais decorrentesde uma regulamentação estabelecida. Ou seja, devem explicitar como, opoder público pode interferir e fiscalizar o perfeito funcionamento doprevisto no diploma legal central e como efetivamente as ações acontece-ram na prática. Muitas vezes os efeitos inicialmente previstos, são maisamplos e provocam efeitos sobre temas e aspectos econômicos não vis-lumbrados no instante de sua concepção. Por esta razão a regulamentaçãode legislações seminais e mesmo outras de menor importância estratégicarequerem de quando em quando novas complementações. Inúmerosexemplos podem ser citados, dos quais selecionaram-se alguns discutidosna seqüência.

No estado americano de Ohio existem normas para Certificação paraSupridores de Serviços Elétricos Competitivos a Varejo, detalhando as-pectos importantes da operação comercial desses agentes. Apenas paradar exemplo desse detalhamento transcreve-se abaixo o índice dessasnormas:

1. Definições.

2. Escopo.


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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.

12. Ajustes.

Estas legislações regulamentadoras normalmente possuem o status denorma regulatória, mas decorrem muitas vezes de força de lei estadualque complementa as legislações de cunho nacional. Seu processo de ela-boração pode não ser reativo, desde que a agência reguladora atue na me-dida que necessidades e problemas surjam no cenário do mercado. Porisso deve ser a prática usual das agências reguladoras que as mesmas atu-em de forma preventiva na indústria, atuando com antecipação aos pro-blemas. Novamente usando outro exemplo do estado americano de Ohio,pode ser citada a pesquisa feita pela PUC local sobre as possibilidades deescolha de novos fornecedores de serviços de eletricidade pelos consumi-dores em geral. Outro exemplo interessante de regulamentação comple-mentar relacionada à geração descentralizada diz respeito ao estado ame-ricano de Massachusetts que definiu que as municipalidades deveriam serprovedores de energia de última instância para seus cidadãos, podendoconstituir cooperativas de autoprodutores.

Naturalmente que as regulamentações não são perfeitas e surgem acada dia novas questões que afetam o correto funcionamento do mercadode eletricidade, como decorrência de tantas mudanças e inovações. Nasquestões regulamentares complementares, ponto de máxima importânciadiz respeito a precificação das atividades de agentes provedores de servi-ços decorrentes da indústria de energia elétrica, principalmente quanto àinterligação à rede. Se de um lado legislações como a PURPA e o Real De-creto espanhol definem regras para precificação da energia produzida,


153

não se pode esquecer que existem outros sinais de preços, que precisamser levados em conta. No caso brasileiro se aguarda com expectativa a de-finição pela ANEEL, com a brevidade possível, dos denominados Proce-dimentos de Rede, que balizarão tecnicamente e economicamente a rela-ção entre o pequeno gerador e a rede da concessionária. Se não foremadequadamente estabelecidos, os padrões técnicos de interconexão po-dem representar barreiras importantes e inviabilizar a geração descentra-lizada. A listagem a seguir dá uma idéia do conjunto de temas que devemser explorados e equilibradamente regulados, estimulandosimultaneamente a expansão e consolidação dos sistemas de distribuiçãoe a implementação de sistemas de geração distribuída:

Contratos de back up ou capacidade de reserva (podem diferenciar atipologia do provedor da energia, pelo tamanho e ou fonte de ener-gia, bem como levar em conta a disponibilidade desejada).

Custos de transportes pelos sistemas de distribuição e transmissão (semuito baratos expõem de forma muito agressiva a concessionária locale não incentivam a expansão da infra-estrutura de transmissão e distri-buição, se muito caros transformam-se em barreiras de entrada).

Necessidade de regulamentação da responsabilidade pela energia re-ativa nos sistemas.

Definições com respeito à fronteira entre provedores de geração dis-tribuída e concessionárias. Pode ser mais complexo para micro uni-dades de geração distribuídas quando as tarifas de fornecimento àrede sejam diferentes das tarifas de compra de energia do consumi-dor/gerador.

Definições sobre interruptibilidade e seus efeitos nos preços de ener-gia para clientes finais ou para concessionárias.

Definições sobre restrições de transmissão e ou de distribuição pro-vocadas por ausência ou incapacidade do atendimento da rede local.

Efeitos comerciais e técnicos decorrentes da influência do provedorde geração distribuída na confiabilidade dos sistemas e na qualidadeda energia.

Efeitos comerciais e técnicos decorrentes da definição da responsabi-lidade 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 regulamen-tação recomenda-se a leitura dos textos listados na bibliografia desse tópico.Como se pode depreender da simples leitura dos títulos das referências cita-das algumas regulamentações estão ainda em formatação ou em constanteaperfeiçoamento. Outras estão sendo idealizadas, como exemplificado pelosprojetos da ONG que desenvolve o Regulatory Assistance Project.

Finalmente é importante registrar que algumas legislações regulamen-tadoras acabam transcendendo as questões circunscritas ao setor elétrico ea problemas da indústria e podem alcançar aspectos como o direito do con-sumidor. Um exemplo dessa possibilidade pode ser encontrada no capítulo164 dos atos legislativos de 1997 na Inglaterra An act relative to reestrucu-turing the electric utility industry in the commonwealth regulating the pro-vision of electricity and other services, and promoting enhance consumerprotections therein.

5.6 LEGISLAÇÃO INDUTORA

Da mesma forma como a tecnologia e as forças de mercado quebramparadigmas em quase todos os campos de atividade humana, as legisla-ções podem apressar estas mudanças e ou então retardá-las. Aliás, este éum dos modernos conceitos de Regulação, ou seja, introduzir forças emum mercado para incentivar o seu desenvolvimento e aperfeiçoar e corri-gir desvios de funcionamento. Embora existissem as condições tecnológi-cas e o ambiente de preços de energia produzido pelo segundo choque dopetróleo também funcionasse como catalizador, foi necessária a edição dalegislação PURPA para que o mercado de geração distribuída tivesse a im-pulsão que teve nos EUA provocando sem dúvida nenhuma alterações im-portantes em outras estruturas institucionais e sendo um dos vetores dapromoção da competição na indústria de energia elétrica.

Também é possível citar-se anti- exemplos onde legislações acabampor emperrar processos que na ausência delas poderia ser mais dinâmico.Exemplo claro é a lei brasileira 8176/91 que proíbe a utilização de GLPpara geração de energia elétrica. Há que se registrar que essa lei foi edita-


155

da há mais de 10 anos quando a existência de subsídios importantes e aocorrência da guerra do Golfo com suas conseqüências para a economiamundial justificavam tal medida. Não existindo nem uma condição, nemoutra sua manutenção funciona como barreira para entrada no mercadode potenciais provedores de geração distribuída que pretendessemutilizar GLP.

Para exemplificarmos aspectos positivos pode-se citar as iniciativas dacidade de Chicago que preocupada com questões de confiabilidade eprincipalmente com aspectos de preservação ambiental lançou em 2001ambicioso plano de Gestão Energética Municipal, onde estão estabeleci-das metas para a primeira década do século XXI. Assim estão previstaspara 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 pequenosprovedores de geração distribuída.

1.500 GWh/ano obtidos a partir de sistemas de cogeração.

Assegurar que as concessionárias e outros agentes comprem pelomenos 1.500 GWh/ano de energias renováveis.

Pela relevância dos números está claro o papel de influência do mer-cado que o plano de ação da prefeitura de Chicago poderá provocar. Oplano portanto, encontra-se no patamar das ações de efeitos legislativosque retroalimenta e provoca novas necessidades de outros regulamentos enormas para que o planejamento efetivamente se consolide. Neste casoparticular trata-se de uma retroalimentação de círculo virtuoso, onde omercado está sendo impulsionado na direção da criação de riquezas e dodesenvolvimento econômico.

Outro exemplo bastante importante da capacidade dinâmica das le-gislações provocarem alterações no status quo do mercado diz respeito aoprojeto de lei em andamento no congresso americano, denominadoHome Energy Act, que regulamenta a necessidade de sistemas de mediçãobidirecionais para promover conexões com a rede para que todo moradorresidencial proprietário de qualquer sistema gerador de pequeno porte(< 100 kW) possa se conectar à rede e comercializar a energia produzidaem um sistema de net metering.


156

Como outro exemplo do dinamismo que as legislações incentivadorase regulamentadoras podem representar na transformação do mercadobasta verificar a recente influência que a Lei 10.762 produziu no mercadolivre de energia elétrica no Brasil quando definiu que fossem oferecidosdescontos nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de dis-tribuição visando incentivar a comercialização de energia proveniente defontes renováveis. O trecho da referida legislação é transcrito naseqüência 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 avigorar com a seguinte redação:

..............................................“Art.

26....................................................................................................§ 1º Para o aproveitamento referido no inciso I do caput, os empre-

endimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 kW eaqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualifica-da, conforme regulamentação da ANEEL, cuja potência instalada sejamenor ou igual a 30.000 kW, a ANEEL estipulará percentual de reduçãonão inferior a cinqüenta por cento a ser aplicado às tarifas de uso dos sis-temas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção eno consumo da energia comercializada pelos aproveitamentos.....................................................................................................

§ 5º O aproveitamento referido no inciso I do caput, os empreendi-mentos com potência igual ou inferior a 1.000 kW e aqueles com base emfontes solar, eólica, biomassa, cuja potência instalada seja menor ou iguala 30.000 kW, poderão comercializar energia elétrica com consumidor,ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses defato ou de direito cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, independente-mente dos prazos de carência constante do art. 15 da Lei n o 9.074, de 7de julho de 1995, observada a regulamentação da ANEEL, podendo ofornecimento ser complementado por empreendimentos de geração as-sociados às fontes aqui referidas, visando a garantia de suas disponibilida-des energéticas mas limitado a quarenta e nove por cento da energiamédia que produzirem, sem prejuízo do previsto no § 1º e § 2º.


157

Os efeitos da publicação dessa lei foram analisados com profundidadepela ANEEL nos relatórios técnicos que embasaram a realização da Au-diência pública 11 de 2004 visando obter subsídios para a publicação daresolução que nortearia e regulamentaria aplicação dos descontos, poste-riormente consubstanciada na resolução normativa 077/2004 publicadaem agosto de 2004. Na transcrição de trechos da nota técnica publicadapela ANEEL o conflito estabelecido pelo incentivo fica evidente (ANEEL,2004).

“Ressalta-se que a concessão do desconto na tarifa de uso para o con-sumidor que contrata energia com as fontes de geração citadas, implicaráem perda de receita para as concessionárias de distribuição, ou seja, au-mento na tarifas para os demais consumidores, uma vez que essas conces-sionárias têm direito ao equilíbrio econômico-financeiro, configuran-do-se, desta forma, subsídio entre consumidores de distintasdistribuidoras, podendo, inclusive, isso se verificar entre regiões”.

A perda de receita acima citada já existe com o desconto dado na pro-dução, mas, de uma forma geral, o sistema elétrico onde se conecta esseprodutor é beneficiado, principalmente com a redução de perdas.........................................................................

Além da perda de receita para as distribuidoras e a conseqüente que-bra do equilíbrio econômico-financeiro apontados nos itens anteriores, aLei nº 10.762, não abriga a aplicação do desconto a autoprodutores, cujageração e consumo estejam conectados em diferentes pontos do sistema.Uma leitura acurada do parágrafo “incidindo na produção e no consumoda energia comercializada pelos aproveitamentos” pode ser interpretadada seguinte forma: no caso de autoprodutores que não possuem autoriza-ção específica para comercialização de excedentes, esses não têm direitoaos descontos.

No sentido de viabilizar a aplicação da Lei, apesar das dificuldadesapontadas, cabe à ANEEL, por determinação legal, regulamentar a maté-ria, editando resolução com vistas a conceder percentual de desconto de,no mínimo, 50% (cinqüenta por cento) nas tarifas de uso dos sistemaspara os consumidores que comercializarem energia com os empreendi-mentos de geração aqui tratados, e estabelecer formas de controle e fatu-


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ramento no âmbito do MAE quando se tratar de Sistemas Interligados e,controlado pela própria concessionária de distribuição quando se tratarde Sistemas Isolados. Essa mesma Resolução deverá dispor sobre a ampli-ação dos limites do inciso I, do art. 26, da Lei nº 9.427/96, conformeredação dada pela Lei nº 10.762, que estende os descontos, agora, paracentrais geradoras menores do que 1.000 kW.

Assim, será prudente, por parte da ANEEL, estabelecer, para essesconsumidores que adquirirem energia dessas fontes, o desconto em 50%,que é o valor mínimo fixado em Lei, por ser este o que causa menor im-pacto nas demais classes consumidoras e ser suficiente para alavancar no-vos investimentos em geração hidráulica de pequeno porte, fonteseólicas, biomassa e cogeração qualificada.”

Como se veria depois, a ANEEL optou por excluir a aplicação dos be-nefícios decorrentes dos encargos, fato que tem sido questionado por vá-rios agentes inclusive com possibilidades de ações judiciais. De outra par-te, no Decreto 5.163 de 30 de julho de 2004 existe um aspecto ainda nãototalmente explorado que pode significar exatamente um movimentooposto ao oferecido pela aplicação dos descontos nas tarifas de uso dossistemas elétricos, embora represente um avanço ao mencionar explicita-mente a geração distribuída.

Art. 13. No cumprimento da obrigação de contratação para o atendi-mento àtotalidade 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 provenientedeempreendimentos de geração existentes, inclusive os de ajustes, e de

novosempreendimentos de geração; e

III – proveniente de:a). geração distribuída;

b). usinas que produzam energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenascentrais hidrelétricas e biomassa, contratadas na primeira etapa do Pro-


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grama de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica –PROINFA; e

c). Itaipu Binacional.

Art. 14. Para os fins deste Decreto, considera-se geração distribuída aprodução de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agen-tes concessionários, permissionários ou autorizados, incluindo aquelestratados pelo art. 8º da Lei nº 9.074, de 1995, conectados diretamenteno sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto aquelaproveniente de empreendimento:

I – hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; eII – termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética

inferior a setenta e cinco por cento, conforme regulação da ANEEL, a serestabelecida até dezembro de 2004.

Se de um lado o decreto que constituí o novo marco regulatório do se-tor elétrico brasileiro apresenta aspecto positivo ao respeitar contratos jáefetuados pelas distribuidoras com agentes proprietários de fontes de ge-ração distribuída, de outro penaliza o desenvolvimento de novos empre-endimentos que se destinam mercado regulado, pois estabelece a necessi-dade da conexão direta ao sistema elétrico da concessionária, impondouma barreira ao processo competitivo.

5.7 CONCLUSÕES

O processo de formatação das normas jurídicas em muitos ramos dasatividades humanas acaba sendo ”atropelado” pela ciência e muitas vezesa legislação tem que vir “a posteriori” resolver questões criadas pela evo-lução tecnológica. Particularmente em uma indústria como a da eletrici-dade, intensiva em capital, a existência da legislação correta e indutorapode fazer a efetiva diferença entre a viabilização de uma tecnologia e apromoção de determinados mercados, com os desdobramentos naturaisde eficiência econômica e de preservação ambiental. Particularmente nocaso da geração distribuída poderá ainda fazer a diferença na questão dauniversalização do atendimento, tema que será de grande importância na


160

formatação de um novo mercado de energia elétrica e para a base depolíticas distribuição de renda e de inclusão social.

REFERÊNCIAS

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LEI 10.762, de 11 de novembro de 2003. Dispõe sobre a criação do Programa Emergenciale Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Ener-gia Elétrica, altera as Leis n o 8.631, de 4 de março de 1993, 9.427, de 26 de dezembro de1996, 10.438, de 26 de abril de 2002, e dá outras providências. Congresso Nacional.

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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 sistemaselétricos de transmissão e de distribuição dos empreendimentos caracterizados comopequena central hidrelétrica e aqueles com base em fonte solar, eólica, biomassa e coge-ração qualificada, www.aneel.gov.br, em 26 de fevereiro de 2004.


161

OLIVEIRA, S. H. F. Geração Distribuída de Eletricidade, inserção de edificações fotovolta-icas conectadas à rede no estado de São Paulo. tese de doutorado apresentada aoIEE-USP em abril de 2002.

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WAYNE, S. Simplified Distribution System Cost Methodologies for Distributed Generati-on. Regulatory Assistance Project. Discussion Draft, February 2001.


162

C A P Í T U L O 6

I N T E R C O N E X Ã O D E S I S T E M A S D E

G E R A Ç Ã O D I S T R I B U Í D A

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164

6.1 INTRODUÇÃO

Apresenta-se a seguir um modelo de procedimentos para interconexão deequipamentos de geração nos sistemas de distribuição de energia elétrica.Obviamente o texto não esgota o assunto mas é um balizador a ser consi-derado, adotado ou adaptado para casos específicos de interesse da em-presa, considerando sempre as regulamentações, resoluções, normas e le-gislação vigentes e aplicáveis.

Este modelo de procedimentos foi desenvolvido para viabilizar imple-mentação das políticas de interligação de geração distribuída que clamampela uniformização de padrões de interconexão que garantam a segurançae a confiabilidade do sistema, pela definição de termos e condições quegovernem a interconexão e operação em paralelo de uma geração distri-buída (GD) com a empresa de distribuição de energia elétrica (EE). Talmodelo também pretende descrever o processo, informações e seu fluxonecessário que permitam a avaliação da solicitação de interconexão, umaspecto essencial a considerar nesses casos.

Estes procedimentos se prestam às definições das condições gerais deinterconexão de Geração Distribuída constituída de:

Geração em Corrente Alternada.

� Geradores Síncronos.

� Geradores Assíncronos

Geração em Corrente Contínua.

� Sistemas fotovoltaicos

� Células combustível.

� Baterias (UPS).

� No-breakes.

� Geradores.

Neste sentido, tais unidades de geração serão classificadas em três ní-veis de potência, a saber, Geração Doméstica, Micro-Geração e Midi-Ge-ração, brevemente descritas abaixo:

INTERCONEXÃO DE SISTEMAS DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

165

A Geração Doméstica é composta por sistemas de geração com potên-cias iguais ou inferiores a 10 kW. Este tipo de geração é conectado à redesecundária de distribuição e, neste caso, as correntes envolvidas são, emcasos extremos, da ordem de até 45A além do que, em geral, toda energiagerada é consumida localmente, uma vez que as potências em estabeleci-mentos domésticos e comerciais de pequeno porte são dessa ordem degrandeza.

A Micro-Geração é composta por sistemas de geração com potênciasmaiores do que 10 kW e menores ou iguais a 100 kW. Sua conexão podese dar tanto na rede secundária como na primária, dependendo de resul-tados de estudos específicos, dando-se preferência à segunda opção, jáque para os níveis de tensão secundária as correntes podem assumir valo-res indesejáveis. A limitação da potência em um patamar superior de 100kW segue critérios já consagrados no setor elétrico Brasileiro, principal-mente no que se refere à classificação de centrais hidrelétricas, normal-mente conectadas em nível de 13,8kV. Neste caso, exige-se a demanda deavaliações técnicas mais acuradas.

O terceiro grupo, Midi-Geração, aborda as unidades geradoras compotências inferiores a 1 MW, porém superiores a 100 kW. Trata-se de ge-rações com mesma ordem de grandeza da demanda em alimentadores im-portantes e, neste caso, a conexão deve ser feita em rede primária. Estu-dos mais aprofundados do seu impacto na rede devem ser executados,como abordado mais adiante.

6.2 ANÁLISE TÉCNICA DA INTERCONEXÃO

O processo de análise técnica da interconexão do GD ao sistema elétricode distribuição deverá seguir as seguintes etapas do seguinte fluxograma,detalhado a seguir. Este pode ser de dois tipos: Processo Simplificado deRevisão ou o Procedimento Padrão. Basicamente, o primeiro é aplicável àgeração doméstica com reduzido impacto na rede secundária de distribui-ção. Neste caso, considerou-se impacto reduzido quando a potência ativatotal entregue na barra do Gerador Distribuído for menor do que 15% dacapacidade total do alimentador. A seguir são descritos os cinco principa-is passos e conteúdo dos blocos de análise.


166

PASSO 1: ENTREGA DA SOLICITAÇÃO

O início do processo de interconexão se dá com a entrada em proto-colo de uma Solicitação Formal de Interconexão. Esta comunicação se dápara a obtenção de informações e discussão das principais questões relaci-onadas à interconexão. A companhia deverá fornecer ao cliente todos osformulários de solicitação necessários, documentos, requisitos técnicospara interconexão da Geração Distribuída e demais informações que jul-gar necessário, tais como caracterização da rede, níveis de curto-circuito eoutros. A companhia deverá estabelecer um único responsável para con-tato com o consumidor e coordenar todo procedimento relativo à inter-conexão.

Neste mesmo momento, o Gerador Distribuído deverá fornecer todasas informações energéticas solicitadas pela concessionária, tais como, po-tência máxima e mínima a ser gerada, energia, fator de capacidade, e se hápossibilidade de controle da potência despachada em horários deinteresse.

PASSO 2: AVALIAÇÃO DA SOLICITAÇÃO

Dentro de um prazo a ser definido, a partir da entrega do formulário desolicitação, a companhia deve dar conhecimento por escrito da solicita-ção e indicar se as informações contidas no formulário estão completas.Caso contrário, a empresa deverá especificar a informação necessáriapara completar a solicitação.

Em função da classificação da geração, isto é, se Geração Doméstica,Micro-Geração ou Midi-Geração, a avaliação da solicitação poderá estarsujeita a um dos dois seguintes tipos de revisão: Processo Simplificado deRevisão ou o Procedimento Padrão.

O Processo Simplificado de Revisão é aplicável quando a GD épré-certificada como sendo de pequena escala e baixo impacto, dentrodas características de geração doméstica. Neste caso a concessionária de-verá fornecer, dentro de no máximo 15 dias úteis, uma lista com todos osRequisitos Técnicos para a Interconexão (Anexo I), bem como um Acor-do de Interconexão (Anexo II).

Algumas das características de um projeto com processo simplificadode revisão são:


167

Potência menor ou igual a 10 kW.

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 solicitaçãonão se qualifica para o processo simplificado de revisão. Isto se deve ao fatode que uma GD de maior porte pode causar profundos impactos na redeexistente, tal como aumento na potência de curto-circuito e sobrecarga emequipamentos, exigindo estudos adicionais. Os resultados deverão serapresentados juntamente com uma estimativa dos custos da interconexão.

Mesmo considerando que todo esforço deve ser envidado no sentidode que a interconexão venha a se realizar, um projeto poderá ser rejeitadose for demonstrada a sua inviabilidade técnica ou mesmo por razões desegurança.

No procedimento padrão o consumidor deve submeter o projeto de-talhado da interconexão contendo, ao menos, as seguintes informações:

Diagramas esquemáticos da interconexão devidamente assinadospor um responsável técnico;

Lista completa e especificações de todos os equipamentos usadosno ponto de conexão;

A partir daí a companhia devera conduzir a revisão de modo a garan-tir que o projeto atende os requisitos mínimos de segurança e confiabili-dade, notificando ao consumidor do aceite ou das características do pro-jeto que deixaram a desejar. Adicionalmente, devem-se informar os testesnecessários a serem aplicados nos equipamentos a serem instalados.

Basicamente os estudos técnicos necessários são o de fluxo de potên-cia, 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 me-cânicas de todos os equipamentos envolvidos na instalação, quer sejam jáexistentes ou ainda a serem adquiridos. Devem-se determinar todos os ní-veis de curto-circuito trifásico, bifásico a terra e monofásico à terra nosseguintes 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 dogerador com a concessionária;

Nesta fase, a concessionária deverá fornecer ao Gerador Distribuídoos níveis de curto-circuito monofásico e trifásico no ponto mais próximoao da interligação e informações impedâncias e distâncias do alimentadoraté o ponto de interligação. Como resultado obter-se-ão os níveis de curtonas principais barras e contribuições nos alimentadores conectados, veri-ficando-se a adequação dos equipamentos existentes. Quando da ocor-rência de níveis de curto-circuito muito elevados, existem várias opçõesque podem ser utilizadas para a sua redução, antes da ocorrência de danosque afetem os demais equipamentos elétricos conectados, os circuitosalimentadores, o sistema de aterramento, e os ajustes dos relés existentes.

Tais danos podem representar custo elevado para reparações, ou con-dições que coloquem em risco a segurança dos funcionários que traba-lham nas instalações do Gerador Distribuído e da rede elétrica. Estas op-ções incluem a adição de reatores, uso de transformadores e geradorescom altas impedâncias, limitadores estáticos, reconfiguração do sistemade distribuição ou, em última instância, substituição dos equipamentosexistentes. Cada opção deve ser devidamente considerada, para quequando posta em prática, resolva o problema das altas correntes decurto-circuito e qualifiquem o sistema.

Estudo do Fluxo de Potência

Um outro estudo analítico que é requerido é o de fluxo de potência. Osfluxos de potência devem ser modelados com antecedência no projetopara verificação da adequação do equipamento existente no sistema e donovo equipamento a ser interligado. A finalidade do estudo do fluxo depotência é assegurar que a interligação e o sistema de distribuição do Ge-rador Distribuído opere satisfatoriamente, identificando quaisquer áreas


169

nas quais haja um problema de capacidade de linha ou problema de regu-lação de tensão. Como em qualquer estudo deste tipo, são requeridas mu-itas iterações para desenvolver uma interligação e sistema de distribuiçãosatisfatórios.

O primeiro passo é desenvolver um modelo do sistema em questão.Após as cargas serem modeladas, o sistema é examinado para a certifica-ção de que os níveis de tensão são mantidos em todos os pontos, por todoo sistema, e se nenhum dos circuitos opera sobrecarregado. Este processoé repetido até que todas as configurações do sistema tenham sido analisa-das. É importante que o sistema seja analisado quando a nova geração estáfora de linha, ou seja, operando isoladamente como ensaio preliminar.

No caso das linhas ou transformadores mostrarem-se sobrecarrega-dos, o projeto deve prever um método de se evitar esta condição de sobre-carga. A indicação de linhas ou transformadores sobrecarregados pode re-querer equipamento adicional, reconfiguração do sistema de distribuição,ou todos os dois. Nesta situação também se deve analisar qual seria a me-lhor maneira de evitar as condições de sobrecarga, conforme a caracterís-tica de cada interligação. Determinada esta maneira procede-se paracolocá-la em operação.

Em geral, devem ser considerados três casos:

Geração menor do que a demanda: O Gerador Distribuído não che-ga a exportar a energia gerada, mas sim, reduz a demanda que pro-vém da concessionária. Sendo assim, deve-se esperar que os equipa-mentos existentes trabalhem bem nesta nova condição, uma vezque vão operar com um nível menor de carregamento (figura 6.1).


170

G

D

R

Figura 6.1 Fluxo de potência com geração menor que a demanda.

Geração maior do que a demanda, porém menor do que duas vezes oseu valor: Se a geração atingir o valor da demanda, nenhum fluxoocorrerá no sentido da concessionária para a empresa, de modo queos equipamentos de interconexão trabalharão praticamente em va-zio. Para um valor de geração maior do que a demanda e menor doque duas vezes o seu valor, ter-se-á um fluxo no sentido da concessio-nária com um valor, no máximo, igual à demanda. Nestas condiçõestodos os equipamentos podem ser considerados adequados, uma vezque haverá apenas uma inversão no fluxo de potência (figura 6.2).

Geração maior do que duas vezes o valor da demanda: Neste casotoda a demanda será atendida e um valor de potência numericamen-te maior do que a demanda irá fluir no sentido da concessionária.Sendo assim, há a necessidade de se verificar a adequação dos equi-pamentos previamente empregados na interligação (figura 6.3).

Além de servir para verificar o estado carregamento dos componentesda interligação, o estudo de fluxo de potência permite também avaliar o ní-vel de perdas no sistema.

Um aspecto importante é a questão de medição para fins de fatura-mento. Casos de geração sazonal, com grande diferença entre forneci-mento e consumo, deve-se optar pela instalação de medidores, TPs e TCscom exatidão compatíveis em toda a faixa de medição, ou pela instalaçãode medidores dedicados (net metering vs. dual metering).


171

G

D

R

Figura 6.2 Fluxo de potência com geração não muito maior que a demanda.

Através do estudo de fluxo de potência pode-se observar, em algunscasos, os benefícios da interligação de geração distribuída com relação aoperfil de tensão ao longo de ramais alimentadores. A figura a seguir ilustrao aspecto do comportamento da tensão nestes casos (figura 6.4).

Estudo de Proteção do Sistema

O sistema de proteção desempenha o papel fundamental de detecção eisolamento de faltas, visando à operação normalizada, prevenção contrafalhas e limitação de defeitos resultantes das falhas, trabalhando da se-guinte forma:


172

G

D

R

Figura 6.3 Fluxo de potência com geração bem muito maior que a demanda.

com geração

sem geração

V

L

Figura 6.4 Comportamento do perfil de tensão em um ramal sem e com geração distribuída.

Remover de serviço, total ou parcialmente, equipamentos, disposi-tivos ou circuitos que estejam operando em condições anormais;

Retirar componentes defeituosos, que não interfiram desordenada-mente na operação dos demais que se encontram em boas condi-ções de continuidade de operação; e,

Supervisionar a operação do sistema, de forma a assegurar a conti-nuidade e qualidade do fornecimento.

Para atender a estes requisitos, um sistema de proteção deve possuiras seguintes características desejáveis:

Sensibilidade: capacidade de detecção de pequenas grandezas dedefeito ou anormalidades.

Confiabilidade: capacidade do equipamento de proteção estar sem-pre disponível quando solicitado.

Velocidade: tomada de decisão no menor espaço de tempo possívelapós a sua atuação; e,

Seletividade: capacidade de discernimento entre regiões faltosas esadias, tomando a decisão sem interferir em zonas de proteção quenão estejam sob sua responsabilidade.

Durante a concepção e análise dos fundamentos básicos de sistema deproteção, deve-se ter sempre em mente que, devido à natureza aleatóriadas diversas faltas possíveis em um sistema, os mesmos são realizados combase em determinadas filosofias de proteção que se apóiam no equilíbriodos recursos técnicos e econômicos, cuja solução permitirá a execução doprojeto, uma vez que a previsão de proteção de todas as faltas possíveis otorna economicamente inviável.

Os diagramas a seguir apresentam possíveis configurações de prote-ção de sistemas de Geração Distribuída em corrente alternada empregan-do gerador síncrono, quando não se admite a operação ilhada do sistemaou quando a energia excedente não é adquirida pela rede (figura 6.5).

Quando se admite a operação ilhada, isto é, uma Geração Distribuídapode atender consumidores conectados em seu alimentador quando daausência da concessionária, deve-se tomar extremo cuidado com a segu-rança operacional de equipes de manutenção e energizações inadvertidas.Um sistema como o mostrado na curva a seguir pode ser empregado para


173

evitar o fechamento de sincronismo através de um religador entre a con-cessionária e um alimentador energizado. Neste caso, se houver tensão dooutro lado do disjuntor, o religamento só poderá ser efetuado mediante oatendimento das condições de sincronismo; caso contrário, o religamentopode se dar a qualquer momento. A figura a seguir mostra este esquema(figura 6.6).

Naturalmente, a proteção do sistema gerador é uma responsabilidadedo Gerador Distribuído. Diversos, no entanto, são os esquemas de prote-ção da interconexão, que dependem, fundamentalmente, do tipo de gera-ção em questão. Relatórios anteriores apresentaram os esquemas maisusados em localidades onde a Geração Distribuída já é uma realidade.Normas internacionais aplicáveis à proteção da interligação são:


174

51N

47 27 59 81/O

81/U 32

51V67 46

59N

47 27 59 81/O

81/U 32

51V67 46

27N

Figura 6.5 Configurações dos sistemas de proteção em geração distribuída.

Subestação da concessionária

2527

Figura 6.6 Esquema de proteção para evitar o religamento sem sincronismo.

ANSI/IEEE 1001 de 1998 – IEEE Guide for interfacing dispersedstorage generation facilities with electric utility systems.

IEEE P1547 – Standard for distributed resources interconnectedwith electric power systems.

PASSO 3: ACORDO DE INTERCONEXÃO

Uma vez aprovada a solicitação, o consumidor deverá assinar um docu-mento padronizado de acordo de interconexão, incluindo cronograma deobras se necessário.

PASSO 4: EXECUÇÃO DO PROJETO

O consumidor deverá construir e instalar todos os equipamentos da inter-conexão e GD de acordo com o projeto básico aprovado pela empresa,enquanto a mesma deverá dar início à construção e instalação de qualquermodificação necessária no sistema, incluindo a medição associada. O cro-nograma de obras deverá ser acordado mutuamente entre as partes e de-verá ser incluído em um apêndice do Acordo de interconexão. Neste sen-tido, o Gerador Distribuído deverá encaminhar o detalhamento do proje-to executivo, constando dos seguintes itens:

Diagramas esquemáticos de corrente contínua e corrente alternada.

Diagrama unifilar completo incluindo toda a proteção entre a gera-ção própria (gerador) e o ponto de entrega da concessionária, indi-cando suas atuações.

Lista de equipamentos necessários ao sistema de proteção entre oponto de interligação e o ponto de entrega.

O cronograma de coordenação das proteções entre o ponto de in-terligação e o ponto de entrega.

A documentação do Projeto Básico que tenha sofrido modificaçõese reestruturações.

Planta do arranjo básico dos equipamentos básicos da SubestaçãoPrincipal.

Planta da situação e localização da Subestação Principal.


175

Arranjo geral dos equipamentos internos da casa de controle da Su-bestação Principal.

Arranjo geral dos equipamentos externos da Subestação Principal

Características elétricas básicas dos equipamentos.

Os documentos relacionados, tanto do Projeto Básico quanto do Pro-jeto Executivo, constituem-se do mínimo indispensável para a análise dospedidos de paralelismo. Em função das características particulares decada Gerador Distribuído poderão ser solicitados pela concessionária,para verificação e aprovação, documentos adicionais. Quando aprovadoo projeto de paralelismo deverão ser executadas as obras necessárias paracriar-se uma infra-estrutura que possibilite, a realização do intercâmbiodos excedentes de energia com critérios de confiabilidade e satisfação dasduas partes.

PASSO 5: CONEXÃO, TESTE E OPERAÇÃO.

Antes da operação, a GD e equipamentos de interconexão associados de-verão ser testados em acordo com os procedimentos de comissionamento.O consumidor deverá apresentar um planejamento de testes para verifica-ção por parte da concessionária.

Considerando os tópicos anteriores, o fluxograma a seguir sintetiza oscinco passos a serem cumpridos para revisão da interconexão, no âmbitodos procedimentos padrão e simplificados, que como visto, se sugerempara sistemas de pequena escala e baixo impacto.

6.3 REQUISITOS TÉCNICOS PARA A INTERCONEXÃO

A interconexão de Geradores Distribuídos é uma questão em discussãoem nível mundial. Os Estados Unidos foram o primeiro país a viabilizaresta concepção de oferta de energia no final da década de 70 com oPURPA (Public Utility Regulatory Policy Act) que visava reduzir a depen-dência de petróleo estrangeiro, promovendo fontes alternativas de gera-ção de energia e eficiência energética. Desde então este tem sido o progra-ma mais efetivo na promoção de energias renováveis, alocando mais de12.000 MW em fontes de energia renováveis, principalmente em plantasde cogeração.


176

Desde a expansão da cogeração nos Estados Unidos, o IEEE (Instituteof Electrical and Electronic Engineers) tem procurado padronizar os pro-cedimentos de interconexão através da norma ANSI/IEEE std 1001-1988“IEEE Guide for Interfacing Dispersed Storage and Generation Facilitieswith electric utility systems” e, mais recentemente a norma IEEE P1547Std Draft 02 Standard for Distributed Resources Interconnected withElectric Power Systems. Concessionárias da Califórnia, tais como Sout-hern California Edison (SCE), San Diego Gas & Electric (SDG&E), Paci-fic Gas & Electric (PG&E), Sacramento Municipal Utility District(SMUD) e a Los Angeles Department of Water and Power (LADWP) pos-suem algumas exigências relativas a estudos mínimos nas fases de PréInstalação, Projeto e Operação, como se apresenta a seguir.

Os critérios da San Diego Gas & Electric, que variam em função dapotência da geração distribuída, são os seguintes:

Tabela 6.1

Potência

Recurso< 10kW 10 a 200 kW 200 a 1000

kW1 a 20 MW

Falta à terra dolado da rede

� � � �

Método desicronização

A/M A/M A A

Transformadordedicado?

� � � �

Verifica projeto? � � � �

Define ajustes derelés 69, 51, ou51v, 27, 81, 32?

Ajustes defábrica

Ajustes defábrica

Ajustes defábrica

coordenados com osistema

Ajustes defábrica

coordenados com osistema

Relés discretos? Nãonecessária-

mente

Nãonecessária-

mente

Nãonecessári-a

mente

Nãonecessária-

mente

Teste periódico defunções dos relés?

� � � �


177

Requerdesconexão?

� � � �

Controle de fatorde potência?

Mínimo 0,95 Mínimo 0,95 Mínimo 0,95 Mínimo 0,95

Controle de tensão Deve seguira tensão da

rede

Deve seguira tensão da

rede


rede


rede

Medição? A definir A definir A definir A definir

Comunicação econtrole remoto?

A definir A definir A definir A definir

Qualidade daenergia?

IEEE 519 IEEE 519 IEEE 519 IEEE 519

Injeção de CD? DC � 0,5% DC � 0,5% DC � 0,5% DC � 0,5%

Resulta dessa tabela os requisitos mínimos exigidos por essa distribui-dora, que são apresentados a seguir, com as funções de proteção a seremincorporadas no sistema de geração distribuída, conforme a capacidade.

Tabela 6.2

Geração < 10 kW 100 kW a 1 MW > 1 MW

51 em todas asfases

51 em todas asfases

51 em todas as fases

27 em todas asfases

27 em todas asfases

27 em todas as fases

81 U 81 U 81 U

25 OUEQUIVALENTE

25 25

46 27/59

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:

Tabela 6.3

Potência

Monoásico Trifásico

Característica�

50kW�

10kW� 100 a500kW

600kW a500MW

2MW a10MW

Dispositivo deinterrupção

� � � � �

Dispositivo dedesconexão

� � � � �

Dispositivo dedesconexão do gerador

� ��

Relé de sobre tensão � � � � �

Relé de sobre/subfreqüência

� � � � �

Check de sincronismo A/M A/M[1]

A/M[1] A A

Sobre tensão / sobrecorrente de neutro

� � [2] [2] [2]

Relé de potênciareversa

� � [3] [3] [3]

Se gera excedentes,usar relé direcional depotência para bloquearou atrasar relé de subfreqüência

� � � � �

Regulador automáticode tensão

� � � � [1]

Telemetria outransferência de disparo

� � � � �

[1] Requerimento para instalação com capacidade com de operação isolada. [

[2] Pode ser requerida pelo TDU; seleç ão baseada no sistema de aterramento.

[3] Necessário, desde que a potência do gerador seja menor que a mínima carga.


179

A Ontario Hydro, do Canadá permite a conexão, tanto de geradoressíncronos como de geradores assíncrono. Exige, no entanto, estudos deregulação e flutuação de tensão, desequilíbrios, estabilidade dinâmica,confiabilidade de fornecimento, fluxo harmônico. A proteção do geradordeve ser composta de:

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:

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).

A companhia municipal de Sacramento (SMUD) adota os seguintescritérios para ordenar a interconexão de geradores distribuídos:


180

Tabela 6.4

Potência

Recurso �

10kW11 a 40

kW41 a

100kW101 a

400kW1 a

10MW�

10MW

Transformadorde dicado (2) � � � � � � �

Dispositivo deseoparação daconexão (3)

� � � � � � �

Disjuntor dogerador

� � � � � � �

Interrupção defalta trifásica (6) � � � � �[11] �[11] �

Proteseção desobretensão

� � � � � � �

Proteção desubtensão

� � � � � � �

Sobrecorrentede fase

�[8] �[8] � � � � �

Protesaõ desobre /subfrequência

� � � � � � �

Proteção defalta à terra

� � �[9] � � � �

Relé desobrecorrentecom restriçãode tensão ourelé deimpedância

� � � � � � �

Relé desincronismo

� � � � � � �

Regulação detensão ou PF

� � � � � � �

Relés classeutility (4) � � � � � � �

Telemetria (5)� � � � � � �

Mediçãocontínua (10) � � � � � � �


181

Medição dereativos

� � � � � � �

Contatotelefônico direto

� � � � � � �

Unidadesterminaisremotas

� � � � � � �

Registrador deeventos

� � � � � � �

Telemetria deretarguarda (13) � � � � � � �

Registro demedição

� � � � � � �


182

6.4 MODELO DE CONTRATO ENTRE SISTEMAS DE

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA E UMA CONCESSIONÁRIA

Como visto no Capitulo 5, é essencial que as relações entre concessionári-as e autoprodutores, cogeradores e todas as formas de geradores distribuí-dos sejam bem estabelecidas, com os direitos e deveres bem definidos.Como uma sugestão, apresenta-se a seguir um modelo de contrato paraordenar as relações comerciais de compra e venda de energia entre gera-dores distribuídos e concessionárias de energia elétrica, tendo em conta aatual legislação da ANEEL.

CONTRATO DE COMPRA E VENDA DE ENERGIA ELÉTRICAPROVENIENTE DE UNIDADE GERADORA CARACTERIZADACOMO GERAÇÃO DISTRIBUÍDA, QUE ENTRE SI CELEBRAMXXXXXXXXX E XXXXXXXXXX

Pelo presente instrumento, de um lado XXXXXXXXXX, unidade geradora de ener-gia elétrica caracterizada como Geração Distribuída, devidamente autorizada pelaANEEL, com sede XXXXXXXX, neste ato representada nos termos do seu estatutosocial, doravante denominada VENDEDORA; e de outro lado, XXXXXXXXXX,doravante denominada COMPRADORA,

CONSIDERANDO:

a) a legislação aplicável ao setor elétrico brasileiro, em especial o contido nasLeis XXXXXXXXXXXXXX, nos Decretos XXXXXXX, e nas Resolu-ções XXXXXXX da ANEEL;

b) que a VENDEDORA possui ativos de geração caracterizados como Gera-ção Distribuída, conforme resolução XXXXXX da ANEEL e demais regu-lamentos e legislação aplicável;

c) que a unidade consumidora da COMPRADORA caracteriza-se, na forma dalei, como XXXXXXX, o que assegura o exercício da opção de compra deenergia elétrica para atendimento da totalidade ou PARTE de suas necessida-des;

d) que a VENDEDORA é registrada no XXXXXXXXX, como unidade gera-dora distribuída;

e) as PARTES pretendem tratar este instrumento como um contrato de obriga-ções de natureza financeira entre as PARTES, e como um contrato de obri-gações de natureza física perante as autoridades regulatórias competentes;


183

f) que a VENDEDORA e a COMPRADORA manterão esta relação contra-tual adequada à legislação pertinente, à regulamentação da Agência Nacio-nal de Energia Elétrica – ANEEL, à XXXX, e/ou a quaisquer outras quevenham a sucedê-las do setor elétrico, resolvem celebrar o presente Con-trato de Compra e Venda de Energia Elétrica, doravante denominado“CONTRATO”, que se regerá pelas seguintes cláusulas e condições:

TÍTULO I

DEFINIÇÕES E PREMISSAS APLICÁVEIS AO CONTRATO

CLÁUSULA 1a No presente CONTRATO, serão utilizadas expressões e termos técni-cos, cujo significado, exceto onde for especificado em contrário, corresponde ao indi-cado a seguir:

a) “AGENTE DE MEDIÇÃO”: É o agente responsável por todos os procedi-mentos de medição: coleta, envio e ajuste de dados de medição do ativo. OAgente de Medição responde, inclusive, por todas as penalidades resultan-tes do não cumprimento de suas obrigações referentes a medição;

b) “AGENTE PROPRIETÁRIO”: É o agente responsável junto a ANEELpelo ATIVO DE MEDIÇÃO;

c) “ANEEL”: Agência Nacional de Energia Elétrica, órgão normativo e fisca-lizador dos serviços de energia elétrica, instituída pela Lei no 9.427, de 26de dezembro de 1996, regulamentada pelo Decreto no 2.335, de 06 dedezembro de 1997;

d) “ATIVO DE MEDIÇÃO”: é a representação de determinado ativo físicodentro do Sistema de Contabilização e Liquidação (SLC) do agente cor-respondente, para a qual são atribuídos os montantes de energia;

e) “AUTORIDADE COMPETENTE”: qualquer órgão governamental quetenha competência para interferir neste CONTRATO ou nas atividadesdas PARTES;

f) “CENTRO DE GRAVIDADE“: ponto virtual definido nas REGRAS DEMERCADO onde a geração total é igual ao consumo total daqueleSUBMERCADO;

g) “CONSUMIDOR LIVRE”: consumidor que pode optar por contratar seufornecimento de energia elétrica, no todo ou em PARTE, com qualquerconcessionário, permissionário ou autorizado do SISTEMAINTERLIGADO, conforme determinam os arts. 15 e 16 da Lei 9.074, de07 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 asconcessionárias de distribuição, que estabelece os termos e condições paraa conexão dos usuários à rede de distribuição da concessionária oupermissionária local;


184

i) “CONTRATO DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO”: Contratoque estabelece os termos e condições para o uso da rede de distribuição daconcessionária ou permissionária local por um usuário;

j) “CONVENÇÃO DO MERCADO”: documento instituído pela ResoluçãoANEEL no 102, de 1o de março de 2002, por determinação da MedidaProvisória no 29, de 2002, convertida na Lei no 10.433, de 24 de abril de2002, que estabelece a estrutura e a forma de funcionamento da CCEE;

k) “ENCARGOS SETORIAIS”: Todas as taxas, contribuições, encargos ecustos específicos do setor elétrico;

l) “ENERGIA”: é a quantidade de energia elétrica ativa durante qualquer pe-ríodo de tempo, expressa em Watt–hora (Wh) ou seus múltiplos;

m) “ENERGIA CONSUMIDA”: é a quantidade de energia elétrica ativa, ex-pressa em MWh, medida nos PONTOS DE CONEXÃO das unidades con-sumidoras da COMPRADORA;

N0 “ENERGIA CONTRATADA”: é o montante em MWh contratado pelaCOMPRADORA , durante o PERÍODO DE SUPRIMENTO, e colocado àdisposição dessa no PONTO DE ENTREGA;

o) “ENERGIA FATURÁVEL”: é a quantidade de energia elétrica ativa passí-vel de ser faturada pelas condições estabelecidas neste contrato;

p) “IGP – M” (ou outro indicador econômico): Índice Geral de Preços deMercado, calculado pela Fundação Getúlio Vargas;

q) “CCEE”: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, pessoa jurídicade direito privado, autorizada da ANEEL para viabilizar as operações decompra e venda de energia elétrica nos sistemas elétricos interligados, nostermos 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 es-teja dentro do PERÍODO DE SUPRIMENTO;

s) “modelagem dA COMPRA DE ENERGIA”: é o processo pelo qual oAGENTE COMPRADOR registra as condições (períodos, patamares, du-ração, etc) de compra de energia;

t) “NOTIFICAÇÃO DE CONTROVÉRSIA”: é um documento formal desti-nado a comunicar as PARTES acerca de controvérsias que versem sobre asdisposições 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 naREDE BÁSICA quando necessárias nos acertos de liquidação da energiacomprada;

w) “PERÍODO DE SUPRIMENTO” – Período durante o qual aVENDEDORA disponibilizará e venderá a ENERGIA CONTRATADApara a COMPRADORA, definido no APÊNDICE 1;


185

x) “PERÍODO DE COMERCIALIZAÇÃO” – Menor intervalo de tempopara 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 concessio-nário 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 pelaVENDEDORA para disponibilizar a ENERGIA CONTRATADA noPONTO DE ENTREGA excetuando-se os ENCARGOS SETORIAIS e oICMS;

“bb) PROCEDIMENTOS DE MERCADO”: é o conjunto de normas operacio-nais que definem os requisitos e prazos necessários ao desenvolvimentodas atribuições da CCEE, incluindo as estabelecidas nas REGRAS DEMERCADO;

cc) “PROCEDIMENTOS DE REDE”: é o documento elaborado pelo ONS,com participação dos agentes e aprovado pela ANEEL, por meio do qualse estabelecem os procedimentos e os requisitos técnicos para o planeja-mento, a implantação, o uso e a operação do sistema de transmissão, as pe-nalidades pelo descumprimento dos compromissos assumidos pelos diver-sos agentes do sistema de transmissão, bem como as responsabilidades doONS e de todos os usuários;

dd) “REDE BÁSICA”: Sistema elétrico interligado constituído pelas linhas detransmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentoscom 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 for-mulações algébricas definidas pela ANEEL e de cumprimento obrigatóriopelos agentes participantes da CCEE;

ff) “SISTEMA INTERLIGADO”: são as instalações de geração, transmissão edistribuição conectadas pela Rede Básica de Transmissão, incluídas suasrespectivas instalações;

gg) “SCL”: Sistema de Contabilização e Liquidação, baseado nas Regras esta-belecidas pela ANEEL ou nesse contrato;

hh) “SUBMERCADO”: são as subdivisões do mercado, correspondentes a de-terminadas áreas do SISTEMA INTERLIGADO, para as quais são estabe-lecidos preços específicos, de acordo com as REGRAS DO MERCADO; e

jj) “TRIBUTOS”: são todos os impostos, taxas e contribuições incidentes so-bre o objeto deste CONTRATO.


186

Parágrafo Único – Todos os termos acima definidos, quando usados na forma sin-gular, no âmbito deste CONTRATO e seu anexo significará sua forma plural evice-versa.

CLÁUSULA 2a – É parte integrante do presente CONTRATO:

A P Ê N D I C E 1 – C O N D I Ç Õ E S C O M E R C I A I S D E C O M P R A E V E N D A D E

E N E R G I A E L É T R I C A P R O V E N I E N T E D E U N I D A D E D E G E R A Ç Ã O

D I S T R I B U Í D A .

TÍTULO II

DO OBJETO E DO PRAZO DE VIGÊNCIA

Capítulo I – Do Objeto

CLÁUSULA 3a – O presente CONTRATO tem por objeto estabelecer os termos econdições referentes à comercialização da ENERGIA CONTRATADA a ser dis-ponibilizada pela VENDEDORA à COMPRADORA no PONTO DE ENTREGAde sua unidade consumidora, durante o PERÍODO DE SUPRIMENTO, confor-me definido no APÊNDICE 1.

Parágrafo Primeiro – A ENERGIA CONSUMIDA será calculada a partir dos va-lores de energia ativa medidos pelo AGENTE DE MEDIÇÃO.

Parágrafo Segundo – A compra e venda de energia elétrica de que trata o presenteCONTRATO baseia-se no disposto na legislação específica, em Resoluções daANEEL e, quando couber, nas REGRAS e PROCEDIMENTOS DE MERCADOdo CCEE, nos PROCEDIMENTOS DE REDE do ONS e outros que venham asucede-los, em virtude das quais a COMPRADORA tem seu suprimento de ener-gia elétrica garantido pelo SISTEMA INTERLIGADO.

Parágrafo Terceiro – A entrega de ENERGIA à COMPRADORA no PONTO DEENTREGA pelo SISTEMA INTERLIGADO dependerá, quando couber, do aten-dimento das condições estabelecidas e acordadas nos CONTRATOS DECONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO e de USO DO SISTEMA DEDISTRIBUIÇÃO.

Parágrafo Quarto – As PARTES reconhecem que o suprimento físico estará inte-gralmente subordinado às determinações técnicas do ONS e da ANEEL, inclusiveem caso de decretação, pelo PODER CONCEDENTE, de racionamento de ener-gia elétrica no SISTEMA INTERLIGADO.


187

Parágrafo Quinto – A COMPRADORA reconhece que a qualidade do forneci-mento de energia elétrica é regulada, quando couber, pelos contratos menciona-dos no Parágrafo 3o desta Cláusula.

Parágrafo Sexto – O não atendimento das condições previstas no parágrafo 4o

desta Cláusula não desobriga a VENDEDORA do cumprimento das obrigaçõesprevistas neste CONTRATO.

Capítulo II – Do Prazo de Vigência

CLÁUSULA 4a – O presente CONTRATO entra em vigor na data de sua assinatu-ra e terá vigência até o efetivo cumprimento de todas as obrigações contratuais.

Parágrafo Primeiro – Se eventuais valores vierem a ser cobrados, de qualquer daspartes, a título de encargos, a e se tais encargos forem de responsabilidade da ou-tra parte, seja determinados por lei ou por ato de autoridade competente, refe-rentes ao período de vigência contratual, serão tais valores cobrados devidamenteressarcidos pela parte responsável à outra parte, até XXX meses após o términodo PERÍODO DE SUPRIMENTO.

Parágrafo Segundo – O PERÍODO DE SUPRIMENTO objeto deste CONTRATOserá o estabelecido no item 2 do APÊNDICE 1.

CLÁUSULA 5a – A eficácia e a execução das obrigações e compromissos discipli-nados neste CONTRATO dependerão, quando couber, da modelagem do pontode carga no CCEE, em conformidade com as disposições previstas nas REGRASDE MERCADO e nos PROCEDIMENTOS DE MERCADO.

TÍTULO III

DAS QUANTIDADES, DA MEDIÇÃO e DO AGENTE PROPRIETÁRIO

Capítulo I – Quantidades

CLÁUSULA 6a – Os montantes de ENERGIA CONTRATADA vendidos pelaVENDEDORA à COMPRADORA sob as condições deste CONTRATO, repre-sentam a quantidade de MWh mensal adquiridos pela COMPRADORA descritano APÊNDICE 1.

Capítulo II – Medição

CLÁUSULA 7a – As Partes acordam que a medição da ENERGIA CONSUMIDAserá feita no Ponto de Conexão através de seu Agente de Medição que enviará àVENDEDORA os registros de medição em meio eletrônico em até 02 (dois) diasúteis após o encerramento do mês subseqüente ao suprimento da ENERGIACONTRATADA.


188

Parágrafo Único: Fica desde já expressamente entendido e aceito que os registrosde medição deverão conter os dados de medição, expressos em MWh, em inter-valos de XXX hora ou em menor período se estabelecido pelas REGRAS EPROCEDIMENTOS vigentes e acordadas nesse contrato.

CLÁUSULA 8a – A VENDEDORA poderá, a seu critério, instalar medidores nasinstalações da Compradora, de modo a monitorar as medições da energia forneci-da sem ônus e prejuízos para a COMPRADORA. Os equipamentos de medição se-rão instalados e mantidos, quando couber, segundo as REGRAS E PROCE-DIMENTOS DA CCEE aplicáveis em conjunto com os PROCEDIMENTOS DEREDE DO ONS, ficando a COMPRADORA, desde já, com livre e permanenteacesso aos dados e informações obtidas pela VENDEDORA.

CLAUSULA 9a – A VENDEDORA, no que lhe competir e quando couber, permi-tirá amplo acesso às instalações a representantes da COMPRADORA, da ANEELe/ou qualquer terceiro por estes indicados, com vista a assegurar que as mediçõesefetuadas reflitam com precisão o suprimento da ENERGIA CONSUMIDA, bemassim que estejam em conformidade com os padrões técnicos aplicáveis.

Parágrafo Único. Fica estabelecido que o ingresso conforme estabelecido naCláusula 9a deverá se submeter às normas de segurança da COMPRADORA.

Capítulo III – Do Agente Proprietário

CLÁUSULA 10a – A VENDEDORA, quando necessário, elege a COMPRADORAcomo seu AGENTE PROPRIETÁRIO junto ao CCEE que como tal, assumirá to-dos os compromissos inerentes ao AGENTE responsável pelo ATIVO DEMEDIÇÃO em observância as REGRAS E PROCEDIMENTOS DA CCEE.

Parágrafo Primeiro. Montantes de energia adicionais às quantidades de ENERGIACONTRATADA poderão ser contratados livremente pela Compradora, inclusivecom terceiros, observadas, quando couberem, as REGRAS E PROCEDIMENTOSDA CCEE.

TÍTULO IV

DAS CONDIÇÕES DE COMPRA E VENDA, DOS PREÇOS E DOSREAJUSTES

Capítulo I – Das Condições de Compra e Venda

Cláusula 11a – A energia contratada será disponibilizada pela VENDEDORA noPONTO DE ENTREGA retro definido e nas condições de tensão e freqüênciadescritas no APÊNDICE 1 deste Contrato.


189

Cláusula 12a – A COMPRADORA, quando couber e for necessário, será respon-sável pelo registro do presente CONTRATO e respectiva operacionalização pe-rante o CCEE, de acordo com as REGRAS E PROCEDIMENTOS DA CCEE.

Capítulo II – Dos Preços

CLÁUSULA 13a – A VENDEDORA reconhece que o preço de venda previstoneste CONTRATO, definido no APÊNDICE 1, em conjunto com as respectivasregras de reajuste previstas neste CONTRATO, é suficiente, nesta data, para ocumprimento das obrigações previstas neste CONTRATO.

Parágrafo Primeiro – Nos preços apresentados no APÊNDICE 1, está incluso ostributos Pis/Cofins.

Parágrafo Segundo – Os preços definidos referem-se à energia elétrica disponibi-lizada no PONTO DE ENTREGA, incorporados os custos referentes à própriaenergia 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 assinaturadeste CONTRATO, quando comprovado seu impacto, implicará na revisão dopreço de venda, para mais ou para menos, mediante o envio de notificação daPARTE interessada à outra PARTE, informando o evento, a data de sua ocorrên-cia, os impactos sobre o PREÇO, os novos valores, bem como a data em que taisvalores passarão a vigorar. Em até 30 dias do envio da notificação, as PARTEScomprometem-se a firmar Termo Aditivo a este CONTRATO para refletir o rea-juste dos PREÇOS.

Capítulo III – Dos Reajustes

CLÁUSULA 14a – O PREÇO CONTRATADO será reajustado de acordo com afórmula a seguir:

• PECm = PEC x (1 + ÄIGPM)

Onde:

• PECm = PREÇO da ENERGIA CONTRATADA reajustada para o perío-do “m”.

• PEC = PREÇO da ENERGIA CONTRATADA constante do item 1 doAPÊNDICE 1.

Ä IGPM = Variação do Índice Geral de Preços do Mercado, publicado pela Funda-ção Getúlio Vargas, entre o mês de Referência previsto APÊNDICE 1 e o mês deDezembro do ano imediatamente anterior ao período de consumo.

Parágrafo Único – Se o IGPM for extinto, deixar de ser publicado ou sua utiliza-ção for proibida sem que haja designação, por LEI, de um índice para substituí-lo,


190

as PARTES acordarão outro índice ou parâmetro que reflita adequadamente a in-flação nos preços de mercado da mesma forma que o IGPM, ou da forma maispróxima possível a tal índice.

TÍTULO V

DO FATURAMENTO E DO PAGAMENTO

Capítulo I – Do Faturamento

CLÁUSULA 15a – O faturamento da ENERGIA CONTRATADA e de eventuaisdesvios será mensal , considerando os períodos, quantidades, e preços referidosneste CONTRATO, e será calculado aplicando-se as fórmulas descritas no anexodesse contrato.

CLÁUSULA 16a – O faturamento de que trata a CLÁUSULA 15a doCONTRATO, será objeto de uma única Nota Fiscal/Fatura de Energia Elétrica.

CLÁUSULA 17a – O valor faturado será acrescido do Imposto de Circulação deMercadorias e Serviços (ICMS), calculado na forma da legislação específica.

CLÁUSULA 18a – A COMPRADORA será responsável pelo pagamento de todosos ENCARGOS SETORIAIS existentes, sendo eles de responsabilidade do recolhi-mento da VENDEDORA, ou da COMPRADORA, ou da DISTRIBUIDORA juntoa AUTORIDADE COMPETENTE, quando e se aplicados ao @Body Text contra= consumidor final, bem como de outros que vierem a ser criados e por ela devidosem conformidade com determinação de AUTORIDADE COMPETENTE.

Parágrafo Primeiro – Os ENCARGOS SETORIAIS previstos nesta Cláusula pode-rão ser recolhidos pela VENDEDORA em concordância com as REGRAS EPROCEDIMENTOS DE MERCADO e, caso ocorra, serão repassados à COM-PRADORA juntamente com a fatura mensal.

Parágrafo Segundo – No PREÇO CONTRATADO apresentado no APÊNDICE1 não se incluem os encargos relativos ao Uso de Sistema de Distribuição que sãoobjeto do CONTRATO DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO.

Capítulo II – Do Pagamento

CLÁUSULA 19a – A apresentação da Nota Fiscal – Fatura/Recibo – Conta de Energiaocorrerá até XX dias úteis contados da leitura do medidor, e o vencimento ocorrerásempre até XXX dias corridos, contados da data de leitura do medidor.

Parágrafo Primeiro – A VENDEDORA deverá discriminar nas Notas Fiscais/Faturade Energia Elétrica os valores referentes à parcela de energia e ao valor do ICMS.


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CLÁUSULA 20a – Caso, em relação a qualquer fatura, existam montantes incontro-versos e montantes em relação aos quais a COMPRADORA tenha questionado a res-pectiva certeza e liquidez, a COMPRADORA, independentemente do questionamen-to apresentado por escrito a VENDEDORA, deverá, na respectiva data de vencimen-to, efetuar o pagamento da parcela inconteste, sob pena de, em não o fazendo,caracterizar-se o inadimplemento da COMPRADORA.

Parágrafo Único – Havendo persistência de divergências em relação aos valores fatu-rados, as PARTES concordam em proceder de acordo com o disposto nas Cláusulasdo TÍTULO VII.

TÍTULO VI

DA MORA NO PAGAMENTO E SEUS EFEITOS

CLÁUSULA 21a – Fica caracterizada a mora quando a COMPRADORA deixar de li-quidar qualquer dos pagamentos até a data de seu vencimento.

CLÁUSULA 22a – No caso de atraso no pagamento pela COMPRADORA de qual-quer Nota Fiscal / Fatura emitida com base no presente CONTRATO, as importânci-as devidas deverão ser atualizadas monetariamente através de XXXX.

CLÁUSULA 23a – A VENDEDORA se reserva o direito de requerer formalmente asuspensão do fornecimento de energia elétrica da(s) unidade(s) consumidora(s) daCOMPRADORA, junto à concessionária local, em caso de inadimplência com aVENDEDORA, nos termos da Resolução ANEEL no XXX.

TÍTULO VII

DAS GARANTIAS DO PAGAMENTO

Cláusula 24a – A COMPRADORA, como garantia do fiel cumprimento de suas obri-gações, deverá apresentar, no prazo de até 90 (noventa) dias a contar da data de assi-natura deste contrato, garantias no valor equivalente a 02 (dois) meses do valor fatu-rável da ENERGIA CONTRATADA, calculado pelo preço deste CONTRATO nostermos da APÊNDICE 1, e que poderá ser escolhida, a critério das PARTES, dentre asseguintes modalidades:

(a) Seguro Garantia;(b) Fiança Bancária.


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TÍTULO VIII

CASO FORTUITO OU FORÇA MAIOR

CLÁUSULA 25a – Caso alguma das PARTES não possa cumprir qualquer de suas obri-gações assumidas no presente CONTRATO por motivo de Força Maior, o presenteCONTRATO permanecerá em vigor, mas as obrigações da PARTE afetada pelo even-to de Força Maior serão suspensas por tempo igual ao de duração dos referidos even-tos excludentes de responsabilidade civil e proporcionalmente aos seus efeitos. APARTE afetada pelo evento de Força Maior se compromete a adotar todas as medidasque estejam no seu alcance para superar os efeitos decorrentes da Força Maior, queobstem o cumprimento de suas obrigações ou para mitigar a extensão desses efeitoscom vistas ao cumprimento, ainda que parcial, das suas obrigações nos termos desteCONTRATO. Cessado o evento de Força Maior, a PARTE afetada deverá comunicaro fato à outra Parte no prazo de 24 (vinte e quatro) horas, mediante notificação porescrito, e retomar imediatamente o cumprimento das suas obrigações nos termos des-te CONTRATO. Para fins deste CONTRATO, em nenhuma circunstância, aocorrência de qualquer dos itens abaixo listados configurará um evento de ForçaMaior:

1. problemas e/ou dificuldades de ordem econômico-financeira de qualquerdas Partes;

2. qualquer ação de qualquer autoridade governamental que qualquer dasPartes 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, deempregados 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 con-cessionárias locais, que impeçam ou dificultem o consumo da ENERGIACONTRATADA;

Parágrafo Primeiro – A PARTE afetada por evento que caracterize caso fortuito ouforça maior dará notícia à outra, no máximo em 48 (quarenta e oito) horas, das cir-cunstâncias do evento, detalhando sua natureza, a expectativa de tempo para quepossa cumprir a obrigação atingida e outras informações que sejam pertinentes, alémde, regularmente, renovar as mesmas informações.

CLAUSULA 26a – As responsabilidades contratuais, na eventual vigência de raciona-mento decretada pelo Poder Concedente, serão regidas pela legislação vigente e/oupelas REGRAS DE MERCADO, ficando reservado à Compradora o direito de exer-cer todas as possibilidades de complementação da potência e energia necessárias, quevenham a ser definidos pelo Poder concedente, ainda que esses direitos sejamfacultativos ou não coincidam com os interesses da Vendedora.


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TÍTULO IX

IRREVOGABILIDADE

CLÁUSULA 27a – O presente CONTRATO é celebrado em caráter irrevogável e irre-tratável pelo prazo de vigência definido na CLÁUSULA 4a ressalvadas as determina-ções contidas na CLÁUSULA 28a.

TÍTULO X

DAS HIPÓTESES DE RESCISÃO, RESPONSABILIDADE, MULTA, EINDENIZAÇÃO

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 notificaçãoprévia de 10 (dez) dias e desde que não solucionada em até 5 (cinco) dias, na ocorrên-cia de qualquer das seguintes hipóteses:

1. Caso seja decretada a falência, deferida a concordata, a dissolução ou a li-quidação judicial ou extrajudicial da outra PARTE, independentemente deaviso ou notificação;

2. Caso a outra PARTE venha a ter revogada qualquer autorização legal, go-vernamental ou regulatória indispensável ao cumprimento das atividades eobrigações previstas neste CONTRATO, inclusive mas não se limitando aconcessão de serviço público, termo de permissão e autorização, ou tenhaqualquer de seus direitos como membro do CCEE suspensos;

3. Caso a COMPRADORA seja a PARTE inadimplente, após a VENDEDORAnão ter conseguido executar a garantia ofertada de acordo com a Cláusula23a;

4. Caso a GARANTIA referida na CLÁUSULA 23a seja rescindida antecipada-mente por razões imputáveis ou não à ação ou omissão da VENDEDORA e,tendo sido notificada pela VENDEDORA instando a COMPRADORA asubstituí-la por outra garantia de igual teor e forma, não o faça no prazo de10 (dez) dias; e

5. Caso a GARANTIA não seja firmada até a data prevista na cláusula 23a.

Parágrafo Único – A ocorrência da rescisão deverá ser formal e expressamente comu-nicada por escrito às entidades regulatórias competentes com o que ficará aVENDEDORA de imediato liberada de qualquer responsabilidade relativa ao forne-cimento objeto deste CONTRATO, sem prejuízo das obrigações estabelecidasanteriormente à rescisão e comunicação acima referidas.


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Capítulo II – Da Responsabilidade, Multa e Indenização

CLÁUSULA 29a – Ocorrendo a rescisão contratual, a PARTE que der causa à rescisãoficará obrigada a pagar, à outra PARTE multa por rescisão antecipada equivalente aXX% do valor total do Contrato, calculado de acordo com a seguinte fórmulaXXXX.

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 des-critos nos parágrafos primeiro e segundo desta cláusula.

Parágrafo Primeiro – Caso a rescisão antecipada deste CONTRATO seja causada pelaCOMPRADORA, esta deverá pagar à VENDEDORA perdas e danos, como segue:

Parágrafo Segundo – Caso a rescisão antecipada deste CONTRATO seja causada pelaVENDEDORA, esta deverá pagar à COMPRADORA perdas e danos, como segue:

CLÁUSULA 31a – A responsabilidade de cada uma das PARTES no âmbito desteCONTRATO estará, em qualquer hipótese, limitada ao valor estabelecido no item 7do APÊNDICE 1, sendo que nenhuma das PARTES assumirá qualquer obrigação deindenizar a outra por danos morais ou qualquer outra modalidade de indenizaçãodessa mesma natureza.

TÍTULO XI

OBRIGAÇÕES DAS PARTES

CLÁUSULA 32a – O término do prazo de vigência deste CONTRATO não afetaráquaisquer direitos ou obrigações anteriores a tal evento e nem obrigações ou direitosde quaisquer das PARTES, ainda que seu exercício ou cumprimento se dê após otérmino do CONTRATO.

CLÁUSULA 33a – Sem prejuízo das demais obrigações aqui previstas, as PARTESobrigam-se a:

a) Observar e cumprir rigorosamente toda a legislação aplicável aos seus negó-cios sociais e/ou às atividades a serem desempenhadas nos termos do presen-te CONTRATO;

b) Obter e manter válidas e vigentes, durante todo o prazo de vigência, todasas licenças e autorizações atinentes aos seus negócios sociais e/ou ao cum-primento das obrigações assumidas no presente CONTRATO, exceto setal situação for modificada por AUTORIDADE COMPETENTE, no âm-bito de sua competência, quando então, as PARTES obrigam-se a buscaruma alternativa contratual que preservem os efeitos econômico-financei-ros do CONTRATO, em conformidade com o originalmente pactuado; e


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c) Informar a outra PARTE, num prazo máximo de 48 (quarenta e oito) ho-ras contado da data do conhecimento do evento, sobre quaisquer eventos,de qualquer natureza, que possam representar uma ameaça ao cumpri-mento integral e pontual das obrigações assumidas neste CONTRATO.

TÍTULO XII

DA SOLUÇÃO DE CONTROVÉRSIAS

CLÁUSULA 34a – Uma controvérsia se inicia com a NOTIFICAÇÃO DE CONTRO-VÉRSIA de uma PARTE à outra.

CLÁUSULA 35a – Caso ocorram controvérsias derivadas deste CONTRATO, asPARTES buscarão solucionar a controvérsia amigavelmente no prazo de até 15 (quin-ze) dias contados do encaminhamento da NOTIFICAÇÃO DE CONTROVÉRSIA.

CLÁUSULA 36a – Não sendo possível a solução da controvérsia nos termos daCLÁUSULA anterior, as PARTES concordam desde já em submeter a controvérsia àmediação da ANEEL, conforme as normas específicas aplicáveis.

CLÁUSULA 37a – Caso seja de interesse das PARTES, as controvérsias relativas a e/oudecorrentes deste CONTRATO podem ser dirimidas, em caráter definitivo, por meiode processo de arbitragem, aplicando-se à decisão o disposto, na forma da lei, nos arts267, inciso VII; 301, inciso IX; 520, inciso VI; e 584, inciso III, do Código deProcesso Civil.

TÍTULO XIII

Da Confidencialidade

CLÁUSULA 38a – Cada PARTE concorda que todas as informações e dados disponi-bilizados à outra PARTE serão considerados confidenciais conforme preceitua esteCONTRATO e não divulgará tais informações para terceiros sem que a outraPARTE, “a priori”, aprove por escrito, sabendo-se que:

a) Esta CLÁUSULA não se aplicará às informações que estiverem no domíniopúblico; e,

b) Esta CLÁUSULA não eximirá as PARTES do fornecimento de qualquer in-formação a outra PARTE, a CSPE – Comissão de Serviços Públicos deEnergia ou à ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, requeridasem conformidade com a legislação, regulamentos e procedimentos em vi-gência.

c) Em casos de contratação de terceiros por uma das PARTES para realizaçãode estudos voltados para melhoria da eficiência energética, ou outros estu-dos que necessitem dados relativos ao fornecimento de energia elétrica, os


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termos de confidencialidade tratados nesta CLÁUSULA deverão serintegralmente repassados ao contratado.

CLÁUSULA 39a – As PARTES deverão manter sigilo absoluto quanto á execução de-corrente deste CONTRATO e deverão assegurar que seus empregados e agentes man-tenham igual sigilo relativamente a todas as informações relacionadas ou pertencen-tes a qualquer da PARTES e/ou desenvolvidas em conjunto.

TÍTULO XIV

DISPOSIÇÕES GERAIS

CLÁUSULA 40a – Mediante solicitação da VENDEDORA, poderá ser feita a cessãodo presente CONTRATO, desde que haja concordância da COMPRADORA.

CLÁUSULA 41a – Este CONTRATO não poderá ser alterado, nem haver renúncia àssuas disposições, exceto por meio de aditamento escrito firmado pelas PARTES, ob-servado o disposto na legislação aplicável.

CLÁUSULA 42a – Nenhum atraso ou tolerância, por qualquer das PARTES, relativa-mente ao exercício de qualquer direito, poder, privilégio ou recurso contido nesteCONTRATO, será tido como passível de prejudicar tal direito, poder, privilégio ourecurso, nem será interpretado como renúncia do(s) mesmo(s) ou novação da(s)obrigação(ões).

CLÁUSULA 43a – Qualquer aviso ou outra comunicação de uma PARTE à outra a res-peito deste CONTRATO será feita por escrito, em língua portuguesa, e poderá serentregue ou enviada por correio registrado, fac-símile ou meio eletrônico, em qual-quer caso com prova formal do seu recebimento, nos endereços por elas mencionadosno preâmbulo do presente instrumento, ou para os endereços que, no futuro, venhama indicar expressamente.

CLÁUSULA 44a – Na hipótese de qualquer das disposições previstas nesteCONTRATO vir a ser declarada ilegal, inválida ou inexeqüível, as disposições rema-nescentes não serão afetadas, permanecendo em plena vigência e aplicação. Na ocor-rência da hipótese aqui prevista, as PARTES se obrigam, desde já, a buscar uma dispo-sição que a substitua e que atenda aos objetivos da disposição considerada ilegal, invá-lida ou inexeqüível, e que mantenham, tanto quanto possível, em todas ascircunstâncias, o equilíbrio dos interesses comerciais das PARTES.

CLÁUSULA 45a – Este CONTRATO contém ou faz referência expressa à integralida-de do entendimento entre as PARTES com respeito ao seu objeto e engloba todos osacordos e entendimentos anteriores entre as PARTES com respeito ao seu objeto.Cada uma das PARTES reconhece e confirma que não celebra este CONTRATO combase em qualquer declaração, garantia ou outro comprometimento da outra PARTEque não esteja plenamente refletido nas disposições deste CONTRATO.


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CLÁUSULA 46a – Caso haja mudança posterior na legislação do Setor Elétrico quevenha alterar substancialmente as condições deste CONTRATO, as PARTES desde jáconcordam em firmar aditamento ao mesmo, de forma a adequar as novas legislações.

CLÁUSULA 47a – O presente CONTRATO, bem como, eventuais aditamentos ou al-terações, deverá ser apresentado pela à ANEEL.

CLÁUSULA 48a – Este CONTRATO é reconhecido pelas PARTES como título exe-cutivo, na forma dos Artigos 583 e 585, inciso II, do Código de Processo Civil Brasile-iro, para efeito de cobrança dos valores devidos.

CLÁUSULA 49a – Este CONTRATO será regido e interpretado, em todos os seus as-pectos, de acordo com as leis brasileiras.

CLÁUSULA 50a – Fica eleito o Foro da Comarca de XXXX, para dirimir qualquerdúvida ou questão decorrente deste CONTRATO e/ou a ele relacionada, com expres-sa renúncia de qualquer outro, por mais privilegiado que seja.

e, por estarem assim justas e contratadas, as PARTES celebram o presente instrumen-to em 03 (três) vias de igual teor, na presença das duas testemunhas abaixo assinadas.


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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? aXXX de 200?

Janeiro de200? a

Dezembro de200?

XXX de 200? aXXX de 200?

Período de Suprimento De xx de xxxxxx de xxxx a xx de xxxxxx de xxxx

Energia MensalContratada

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 UnidadeConsumidora

Xxxxxxxxxxxx


199


200

A N E X O 1 .

E X E M P L O S D E S I S T E M A S D E

C O G E R A Ç Ã O N O B R A S I L

EXEMPLOS DE SISTEMAS DE COGERAÇÃO NO BRASIL

201


202

I L H A P L A Z A SH OP P I N G C E N T E R

A central de cogeração do Ilha Plaza Shopping Center, localizado na Ilhado Governador, Rio de Janeiro, foi a primeira instalação comercial noBrasil a possuir um sistema de geração combinada de calor e potência. Aconfiguração adotada para o shopping foi a utilização de uma turbina agás Saturn (Solar Turbines) de 950 kW cuja temperatura dos gases de exa-ustão é de cerca de 500°C. Estes gases passam por uma caldeira de recupe-ração de calor (sem queima suplementar) gerando 2.615 kg/h de vapor sa-turado a 0,88 MPa (8,8 bar) de pressão, que por sua vez alimenta doischillers de absorção com capacidade de 600 TR (toneladas de refrigera-ção) cada um. Com um custo total da ordem de US$ 3,3 milhões, o siste-ma opera desde janeiro de 1993, consumindo cerca de 500 m3/h de gásnatural.Fonte: Revista Climatização no 7, ano 2 (março de 2001).

B E R G I T E X T E C E L A G E M

A Bergitex opera, desde meados de 1998, um sistema de cogeração a gásque visou garantir o suprimento total de energia necessário para a expan-são da fábrica de tecelagem, localizada em Austin (RJ). O sistema resultoude estudos de eficiência energética desenvolvidos pela empresa, com oobjetivo de garantir energia confiável ao processo industrial. A central écomposta de seis motogeradores a gás (Sotrec/Caterpillar) com capacida-de total de geração de 2.400 kW, além de caldeiras e trocadores de calorque irão garantir a demanda de vapor de processo. O projeto, que vai con-sumir mais de 400 mil m3/mês de gás natural, deverá reduzir a conta deluz da empresa à metade. O prazo de retorno estimado do investimentofoi de 3 anos, com financiamento pelo BNDES.Fonte: Revista Brasil Energia no 209 (Abril de 1998).

C E R V E J A R I A K A I S E R

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 moto-res alternativos a gás de 2.500 kW cada. O projeto foi concebido, instala-do e operado pela EnergyWorks que disponibiliza 2.500 kW elétricospara a fábrica da Kaiser (através de um contrato assinado por 15 anos) e orestante é vendido para a rede da Coelce. A central assegura à Kaiser toda


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a energia elétrica e o vapor consumido no processo, proporcionando umasegurança de continuidade operacional e uma economia de 5% a10% nocusto global da energia. O consumo de gás natural previsto é da ordem de37 mil m3/dia.Fonte: Revista Brasil Energia no 211 (Junho de 1998).

H OT E L SH E R A T ON

O hotel Sheraton do Rio de Janeiro colocou em operação, no fim do anode 1998, uma planta de cogeração de 1.660 kW, composta de dois moto-res alternativos de 830 kW (Caterpillar), cujo consumo previsto é de até230 m³/hora gás natural e que irá suprir todo o consumo de energia elétri-ca, vapor e frio de sua instalação. O projeto, foi desenvolvido pela Coge-rar, e todos os equipamentos (motores, trocadores de calor, máquinas deabsorção, entre outros) apresentaram um custo total estimado em R$ 2,5milhões (valores referentes a junho de 1998).Fonte: Revista Brasil Energia no 211 (Junho de 1998).

P A R Q U E G R Á F I C O DO G L O B O

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, de5.200 kW, tem dois motores alternativos de 2.600 kW cada (Wärtsilä) eduas unidades de refrigeração por absorção, capazes de suprir toda a grá-fica com um consumo da ordem de 2,4 milhões de m3/mês de gás. O in-vestimento previsto foi de cerca de US$ 8 milhões (motogeradores e uni-dades de absorção), com um pay-back do investimento de quatro anos emeio. Mesmo auto-suficiente, o Globo vai trabalhar paralelamente comenergia da Light, a fim de garantir fornecimento para eventuais proble-mas na planta. O contrato de demanda suplementar de reserva com aconcessionária é de, no máximo, 3.000 kW.Fonte: Revista Brasil Energia no 213 (Agosto de 1998).

S H O P P I N G V I L L A - L O B O S

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 paraconsumo próprio e energia térmica para o ar condicionado. A planta ope-


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ra com dois motores alternativos de 1.700 kW cada, suprindo o shoppingcom 95% dos 4.000 kW de energia necessária ao seu funcionamento etrês máquinas de absorção, totalizando 1.500 TR, nas quais todo o vaporproduzido será utilizado na produção de água gelada para o sistema de arcondicionado. O consumo estimado é de 800 m3/h de gás natural e o in-vestimento na implantação do sistema de cogeração de energia foi estima-do em R$ 7,5 milhões (valores referentes a novembro de 1998) comfinanciamento oferecido pelo BNDES.Fonte: Revista Brasil Energia no 216 (Novembro de 1998).

R E F R E S C O S G U A R A R A P E S - F Á B R I C A DA C O C A - C O L A

A Refrescos Guararapes, fabricante autorizado dos produtos Coca-Cola,optou por uma planta de cogeração, sem a preocupação de operação emanutenção da central, realizada pela CGDe e Koblitz. O sistema de co-geração vai garantir o fornecimento contínuo e de alta qualidade de ener-gia elétrica, além de suprir parte das necessidades de energia térmica –água gelada e quente – da fábrica. A instalação conta com uma capacidadeinstalada de 3.600 kW, disponibilizados por dois motogeradores a gás de1.700 kW cada, além de caldeira de recuperação, chiller de absorção de560 TR, trocadores de calor e caldeira stand-by, que será utilizada em pa-radas programadas ou imprevistas dos motores. O consumo estimado éde 792 Nm3/h de gás natural, produzindo toda a energia necessária à in-dústria – 25.540 MWh de eletricidade, 10.607 MWh de vapor e 14.793MWh de água gelada – e consumida exclusivamente por ela. Como ademanda de água gelada será maior do que a capacidade do sistema decogeração, serão instaladas máquinas de refrigeração convencionais.Fonte: Revista Brasil Energia no 221 (Abril de 1999).

C E N T R A L G L O B O D E P R O D U Ç Ã O ( C G P )

O sucesso e os resultados positivos da central de cogeração do parque grá-fico de O Globo renderam outra parceria entre a Cogerar, responsávelpela instalação da planta, e as Organizações Roberto Marinho. As duasempresas firmaram mais um contrato para a implantação de uma segundaunidade de 5 MW, agora nos domínios da Central Globo de Produção(CGP), localizada em Jacarepaguá, no Rio de Janeiro. O sistema começoua operar no segundo semestre de 2000. Além de gerar toda a energia elé-


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trica necessária à central da Rede Globo, cuja demanda é de cerca de4.000 kW, o sistema produz por volta de 5 t/h de vapor, empregado naprodução de água gelada para abastecer o sistema de refrigeração, e deágua quente, cuja utilização permite manter o controle da umidade relati-va, protegendo os equipamentos eletrônicos de danificações. Quanto asobra de quase 1.000 kW elétricos, a empresa poderá comercializar a ven-da desse excedente, ou então reservá-lo para situações de emergência.Quanto ao back up de energia a ser contratado da Light, o sistema da Glo-bo deverá ter, no máximo, 2.500 kW de reserva. O sistema de cogeraçãoconta com dois motores Caterpillar de 2.500 kW consumindo por voltade 1.500 m3/hora de gás natural.Fonte: Revista Brasil Energia nº 225 (Agosto de 1999).

R I O DE J A N E I R O R E F R E S C O S – F Á B R I C A DA C O C A - C O L A

Através da parceria SoEnergy e Cogerar e um trabalho contínuo junto àRio de Janeiro Refrescos, a segunda maior fábrica da Coca- Cola no Bra-sil, em Jacarepaguá, no Rio, em março de 2002 começou a operar um sis-tema de cogeração que alia a geração de energia (4.600 kW) à produçãode vapor (3,3 t/h) e de água gelada (800 TR). Para isto conta com três gru-pos geradores G3516 tandem Caterpillar de 1.620 kW de potência cada,mais três caldeiras de recuperação de calor e duas unidades de refrigera-ção por absorção. Os motores alternativos são movidos a gás natural eprevê ainda a possibilidade de geração de gás carbônico.Fonte: Revista Elo-Sotreq S.A., ano 3, no 10 (2002).

U N I V E R S I D A D E L U T E R A N A D O B R A S I L ( U L B R A )

A Stemac Energia, associada da Stemac S/A Grupos Geradores, de PortoAlegre, inaugurou em 19 de agosto de 2002 a primeira planta de co-gera-ção de energia e serviços térmicos do Rio Grande do Sul. O projeto foi de-senvolvido em conjunto com a Universidade Luterana do Brasil (Ulbra),de Canoas, na Região Metropolitana, que deverá utilizar a energia em seucampus e no Hospital Universitário. Pelo contrato assinado entre as par-tes, a Stemac deverá fornecer energia para a Ulbra durante 15 anos. Con-cluído esse período, a usina térmica passará a pertencer integralmente àuniversidade. A usina deverá operar inicialmente com um módulo de2.200 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 novosmódulos dependerá da demanda de energia do hospital, que ainda nãoestá concluído. No total, o empreendimento demandou recursos da or-dem de US$ 4,5 milhões. Além de energia elétrica, a planta produz 1.700kg/h de vapor, 415 TR, 82.500 L/dia de água quente, com um consumode 17 mil m3/dia de gás. Quando a planta atingir a potência plena, o con-sumo de gás natural deverá elevar-se para 40 mil m3/dia. Combinando aprodução de vapor, de água quente ou de frio, a eficiência global do siste-ma alcança 76,2%. Os gases de escape chegam a uma temperatura de 600ºC, e sua energia é utilizada para gerar vapor em caldeiras de recuperação.A partir da água quente, por meio de chillers de absorção, fornecidos pelaYork, 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 usinadeverá proporcionar uma redução de 16,7% nas despesas mensais dauniversidade com energia.Fonte: Revista Brasil Energia no 261 (Agosto de 2002).

S H O P P I N G C E N T E R T A B O Ã O

Quatro motogeradores Guascor a gás de um sistema de co-geração de3.600 kW de capacidade instalada vão garantir energia durante cerca de14 horas diárias ao Shopping Center Taboão, localizado no município deTaboão da Serra, região metropolitana de São Paulo. O sistema completode co-geração do shopping está orçado em cerca de R$ 14 milhões, ban-cados pela Koblitz e a UTC Engenharia. Ambas criaram a STS Energia ex-clusivamente para esse empreendimento, e vão operar a central por 15anos. Concluído esse período, os ativos podem ser transferidos para ogrupo responsável pelo empreendimento. O volume de gás natural pre-visto para consumo no shopping é de 4,9 milhões de m3 para uma opera-ção de 5.100 horas por ano. Inaugurado no dia 10 de julho, o novo centrode compras só poderá contar com esse suprimento, no entanto, a partir denovembro. Essa é previsão para que a Comgás, distribuidora local de gás,estenda seu sistema até a região a partir de uma derivação que sai dobairro paulistano do Morumbi, vizinho a Taboão da Serra, em direção aomunicípio de Embu.Fonte: Revista Brasil Energia no 261 (Agosto de 2002).


207

A N E X O 2 .

P O L U I Ç Ã O A T M O S F É R I C A E

S O N O R A D E S I S T E M A S D E

G E R A Ç Ã O C O M T U R B I N A S A G Á S E

M O T O R E S D E C O M B U S T Ã O

I N T E R N A

POLUIÇÃO ATMOSFÉRICA E SONORA DE SISTEMAS DE GERAÇÃO COM TURBINAS A GÁS MOTORES.. .

209


210

1 INTRODUÇÃO

Os impactos ambientais mais importantes de sistemas de cogeração comTurbinas a gás e Motores de Combustão Interna, sistemas que tipicamen-te utilizam Gás Natural ou GLP como combustíveis, referem-se às emis-sões de poluentes gasosos na atmosfera, que podem agravar problemasglobais como o efeito estufa. Os principais poluentes gerados são:

1. Óxidos de Nitrogênio (NOx): gerados pela maioria das tecnologias degeração.convencionais, é produto mais acentuado durante queima do gásnatural em turbinas a gás devido a altas temperaturas na câmara de com-bustão, e também por emissões veiculares. Seu efeito sobre a saúde causadanos ao sistema respiratório fazendo com que o individuo fique sujeito ainfecções das vias respiratórias e dos pulmões.

2. Óxido de Enxofre (SOx): a emissão de SOx depende da quantidade de en-xofre contido no combustível, é produzido durante a combustão, princi-palmente nas centrais termelétricas a óleo e a carvão. Neste caso, a utiliza-ção de gás natural ou GLP emite quantidades desprezíveis de SOx. Pode ca-usar lesões do aparelho muco-ciliar, uma defesa importante do organismo,provocando traqueobronquite crônica e predisposição a infecções respira-tórias, como por exemplo, broncopneumonias.

3. Material Particulado: Considera-se como material particulado qualquersubstância, que existe como líquido ou sólido na atmosfera e tem dimen-sões microscópicas ou submicroscópicas (exceto a água pura), porém ma-iores que as dimensões moleculares (LORA, 2002). Tecnologias que utili-zam o gás natural ou GLP emitem pequenas quantidades de material par-ticulado. A emissão de particulados de diâmetro menores que 2,5 mi-crons, além de causar algum efeito ambiental causa também vários danosà saúde, pois essas partículas inaláveis chegam a profundidade dospulmões, provocando sérios efeitos.

4. Monóxido de Carbono (CO): Produto da combustão do carvão e dos deri-vados do petróleo. É tóxico, prejudica a oxigenação dos tecidos, é um asfi-xiante sistêmico. È o mais abundante na atmosfera.

5. Dióxido de Carbono (CO2): Resultado da queima completa do Carbonoque faz parte da composição do combustível, é o principal gás de EfeitoEstufa.

211

2. PADRÕES DE EMISSÃO

A fim de estabelecer limites no impacto ambiental das tecnologias degeração são estabelecidos padrões de emissão de obrigatório cumprimen-to para unidades em operação e projeto. O padrão de emissão indicaquanto se permite ser emitido, e constituem padrões, definidos por legis-lação.

Tabela 1. Padrões de emissão no Brasil para processos de combustão externa. (Resol.CONAMA 8/90)

Até 70 MW Acima de 70 MW

PT [g/GJ] SO2 [g/GJ] PT [g/GJ] SO2 [g/GJ]

Classe I 28,7 477,7 (1) (1)

Classes II e III 83,6 (2) 1.194,2 28,7 (2) 477,7

358,3 (3) 1.194,2 191,1 (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, es-tabelece padrões de emissão para processos de combustão externa novasfixas 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 eEstados Unidos. Para fins de comparação, os padrões internacionais sãobem mais rigorosos do que os padrões brasileiros alem de que, os padrõesde emissão de NOX no Brasil são inexistentes, com exceção do Estado doParaná que através de sua Secretaria de Meio Ambiente e Recursos Hídri-cos, estabeleceu padrões de emissão para fontes estacionárias em proces-sos de geração de calor energia, incluindo o NOx.

Tabela 2 Padrões de emissões vigentes para termelétricas na Áustria, Japão(KUCOWSKI et alii, 1997) e EUA (EPA, 1995).

SOX PaísCombustí-vel

Novas unidadesUnidadesexistentes

mg/Nm3 g/GJ mg/Nm3 g/GJ g/GJ mg/Nm3 g/GJ mg/Nm3 g/GJ


212

Áustria

sólido 200 85 200 85 - 200 85 200 85

líquido 200 75 150 55 - 200 75 150 55

gasoso - - 150 45 - - - 150 45

Japão

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

EUA

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

(a) carvão betuminoso;(b) Mínimo 70% remoção;nd não disponível.

3 FATORES DE EMISSÃO

Os fatores de emissão definem as quantidades de poluentes realmenteemitidos por unidade de combustível ou de produto. Utilizam-se para ca-racterizar o impacto ambiental de uma determinada fonte poluidora.

3.1 Gás Natural

O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves, que, à tempe-ratura ambiente e pressão atmosférica, permanece no estado gasoso. Nanatureza, ele é encontrado acumulado em rochas porosas no subsolo, fre-qüentemente 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 ousob a forma de uma camada de gás. Neste caso, a produção de gás é deter-minada basicamente pela produção de óleo. Gás não-associado é aqueleque, no reservatório, está livre ou em presença de quantidades muito pe-quenas de óleo. Nesse caso só se justifica comercialmente produzir o gás.Do ponto de vista ambiental a utilização do gás natural é bem mais conve-niente, pois o teor de enxofre no gás, quando contém, é muito pequeno eemite baixas quantidades de material particulado. Os poluentes emitidos

213

pelo uso do gás natural são óxidos de nitrogênio (NOx), monóxido e dió-xido de carbono (CO e CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), com-postos orgânicos voláteis (VOCs), e quantidades desprezíveis de materialparticulado (PM) e dióxido de enxofre (SO2).

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 serseparado das frações mais leves de petróleo ou das mais pesadas de gás na-tural. À pressão atmosférica e temperaturas normalmente encontradas noambiente, é um produto gasoso, inflamável, inodoro e asfixiante, quandoaspirado em altas concentrações. Apresenta - se na forma líquida quandosubmetido 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 aplicabili-dade como combustível, devido à facilidade de armazenamento e trans-porte do gás, a partir do seu engarrafamento.

Para alertar possíveis vazamentos adicionam-se compostos a base deenxofre que causam um odor característico. O GLP é considerado um gáslimpo, pois emite menores quantidades de poluentes do que os outroscombustíveis fósseis, são eles: óxidos de nitrogênio (NOx), monóxido decarbono (CO), e compostos orgânicos e ainda em pequenas quantidadesdióxido de enxofre (SO2) e material particulado (PM). A quantidade deSO2 emitido é diretamente proporcional ao teor de enxofre no combustí-vel. A combustão incompleta pode emitir aldeídos, CO, hidrocarbonetose outros compostos orgânicos. A emissão de NOx está em função da tem-peratura, excesso de ar, qualidade da mistura ar-combustível e do tempode residência na zona de combustão. A tabela 3 apresenta alguns fatoresde emissão para diferentes tecnologias de geração.

Tabela 3 Fatores de emissão de NOX, SO2, PM-10 e CO2 para diferentes tecnologias degeração. (WESTON et alii, 2001).

MCI a gásqueimapobre(‘lean

burn’) semcontrole

MCI a gásqueima rica(‘rich burn’)

comcatalisadorde 3 vias

Turbinas agás

médias

Turbinas agás

grandes -ciclo

combinado

Turbinas agás

grandes

Turbina agás ciclosimples -sistemas

avançados

Turbinas agás

pequenas


214

Eficiência % (PCS) 36% 29% 30% 51% 31% 35% 27%

Consumoespecífico

kJ/kWh 10.003 12.417 11.978 7.006 11.568 10.413 13.484

Potênciatípica

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

215

4. MÉTODOS DE CONTROLE DE POLUENTES

As tabelas 4 a 6 apresentam diferentes opções de tecnologias de con-trole para remoção de NOx, SOx e material particulados.

Tabela 4 Tecnologias de remoção de NOx.para sistemas a gás natural (EPA/ OnsiteSycom – Energy Corporation, 1999).

Tecnologias Métodos de controle de NOXEficiências

(%)

Caldeiras

Turbinas a gás

Motores decombustãointerna

Células acombustível

Combustão por etapas

Injeção de água e/ou vapor

SCR (redução catalítica seletiva)

SNCR (redução não catalítica seletiva)

LNB (queimadores com baixa emissão deNOx)

DNL (câmara de combustão seca com baixaemissão de NOx)

Requeima do gás

FGR (recirculação dos gases)

BOOS (queimadores fora de serviço)

OFA (introdução de ar sobre as chamas)

70 – 90

80

80 – 90

25 - 75

40 – 85

90

60 - 99

60

20

30

Tabela 5 Tecnologias de remoção de SOx de gases. (EPA e LORA, 2002).

Tecnologia de controle Processo Eficiências

Dessulfurização

Úmida

Cal/rocha calcária

Carbonato de sódio

Hidro/óxido de magnésio

Alcalino de ciclo duplo

80-95%

80-98%

80-95%

90-96%

Secador spray Hidróxido de cálcio 70-90%

Injeção a seco Carbonato de cálcio 50-70%

Tubo Injetor Injeta solventejuntamente com spray deágua dentro dos tubos

25-50%


216

Tabela 6 Tecnologias de remoção de particulados (LORA, 2002).

EquipamentoDimensão

daspartículas

Eficiênciaglobal

Temperatura máximado gás (°C)

Custo deinvestimento(a)

Ciclones > 10 85 500 1

Torres denebulização

> 3 95 200 – 250 2

LavadoresVenturi

> 0,3 – 1,0 99 200 – 250 2 – 3

Filtros demangas

> 0,5 – 1,0 99 200 – 250 8 – 10

Separadoreseletrostáticos

>0,001 99 500 10 – 15

(a) é o valor de referência correspondente ao ciclone.

217

5. NÍVEIS DE RUÍDO

Um grande problema relacionado com o processo de licenciamento ambi-ental de sistemas que utilizam turbina a gás é o ruído, tipicamente em bai-xas freqüências no escape e em altas freqüências na admissão. Atualmenteexistem disponíveis tecnologias de insonorização capazes de abater de for-ma sensível as emissões ruidosas e permitir o emprego de turbinas a gásmesmo em ambientes onde se requer relativo silêncio. A tabela 8 apresentaos níveis de ruído ambiental típicos de diferentes áreas residenciais.

Tabela 7 Níveis de ruído ambiental ponderado, segundo o critério “A” durantes o diaem áreas residenciais. (LORA, 2004).

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 eleva-dos de ruído quando os indivíduos já vivem em ambiente normalmenteruidosos. Assim, a resposta de uma comunidade a uma nova fonte de ruí-do está em correspondência com o acréscimo do ruído em relação ao va-lor ambiental, apresentado na tabela 8.

Tabela 8 Previsão da reação da comunidade a uma fonte nova fonte de ruído. (LORA,2004).

Acréscimo em relação ao valorambiente 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 centralde 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. (repro-duzido 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 recupera-ção.

110

3.saída da chaminé da caldeira de recupera-ção

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

219

REFERÊNCIAS

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WESTON, F.; SEIDMAN, N. L.; JAMES, C. Model Regulations for the Output of Specifi-ed Air Emissions from Smaller-Scale Electric Generation Resources The RegulatoryAssistance Project, 2001.

221


222

A N E X O 3 .

E S T U D O S D E F L U X O D E P O T Ê N C I A

E C U R T O - C I R C U I T O E M U M

A L I M E N T A D O R R E A L

1 I N T R ODU Ç Ã O

Neste anexo apresenta-se os resultados de dois estudos, fluxo de potênciae curto-circuito, feitos no alimentador GUL-115 do sistema de distribui-ção da Bandeirante. O alimentador GUL-115 passa ao lado do aeroportode Guarulhos e alimenta alguns bairros localizados logo após o aeropor-to. Com o aumento da demanda, o alimentador alcançou sua capacidadelimite. Estes estudos analisam, do ponto de vista técnico, a possibilidadede utilização da capacidade emergencial do aeroporto, que consiste em 4máquinas de 3 MVA cada, para geração de energia em regime contínuopara atender a demanda, aliviando assim o alimentador naquele trecho.Não foram consideradas neste estudo, as questões relativas à viabilidadecomercial. A figura 1 mostra a representação do alimentador em questão.

ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA E CURTO-CIRCUITO EM UM ALIMENTADOR REAL

223


224


225

Figura 1 Representação do alimentador GUL-115 da Bandeirante.Fonte: SIT – Sistema de Informações Técnicas da Bandeirante

2 A N Á L I S E D E C U R T O - C I R C U I T O N O A L I M E N T A D O R G U L - 1 1 5

Dados do Sistema Alimentador

Os dados do alimentador GUL-115 e a definição dos barramentos já fo-ram definidos no estudo de fluxo de potência e estão apresentados natabela 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 alimenta-dor 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 tre-chos do alimentador resultaram nos valores apresentados na tabela 2.

Tabela 2 Parâmetros dos Trechos de Linha

Trecho 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

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 1,0pu nos barramentos.

Simulações de Curto-circuito

As simulações de curto-circuito foram feitas para a configuração para a re-gião associada ao alimentador, admitindo a presença de unidades gerado-ras distribuídas (GD) conectadas na barra CG-7. Foram consideradas en-tre uma e quatro unidades geradoras de 3 MVA cada.


227

0

100

200

300

400

SE1 CG2 CG3 CG4 CG5 CG6 CG7

Centro de carga

Cor

rent

e(A

)

I carga

Figura 2 Perfil de Correntes do Alimentador GUL-115.

Para os parâmetros do gerador necessários para o estudo de curto-cir-cuito foram adotados dados típicos:

Resistência da armadura: 0,3% (base do gerador).

Reatância transitória de eixo direto (X’d): 40,8% (base do gera-dor).

Para mostrar a influência somente da geração distribuída não serãoconsiderados contribuições de curto circutio do sistema alimentador daconcessionária.

Caso 1 – Com GD na Barra CG-7 com uma máquina

A tabela 3 apresenta os resultados obtidos da corrente e da potência decurto-circuito trifásica nos diversos barramentos do alimentador. Os va-lores de corrente são também apresentados na figura 2.

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


228

Caso 2 – Com GD na Barra CG-7 com duas máquinas


Tabela 4 Corrente e Potência de Curto-Circuito para Duas Máquinas na GD


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 14,2

CG7 615,2 14,7

CG8 592,4 14,2


229

240

260

280

300

320

SE1 CG2 CG3 CG4 CG5 CG6 CG7 CG8

Centro de carga

Cor

rent

e(A

)

Icc - 1 maq

Figura 3 Correntes de curto-circuito para uma máquina na GD

Caso 3 – Com GD na Barra CG-7 com três máquinas


Tabela 15 Corrente e Potência de Curto-Circuito para três Máquinas na GD


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

CG7 922,8 22,1

CG8 872,3 20,8


230

400

460

520

580

640

1 2 3 4 5 6 7 8

Centro de carga

Cor

rent

e(A

)

Icc - 2 maq

Figura 4 Correntes de curto-circuito para duas máquinas na GD.

Caso 4 – Com GD na Barra CG-7 com quatro máquinas


Tabela 6 Corrente e Potência de Curto-Circuito para Quatro Máquinas na GD.


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


231

580

680

780

880

980

1 2 3 4 5 6 7 8

Centro de carga

Cor

rent

e(A

)

Icc - 3 maq

Figura 5 Correntes de curto-circuito para três máquinas na GD.

Conclusões

A figura 7 apresenta as correntes de carga e de curto-circuito para os di-versos montantes de geradores na GD.


232

750

875

1000

1125

1250

1 2 3 4 5 6 7 8

Centro de carga

Co

rren

te(A

)

Icc - 4 maq

Figura 6 Correntes de curto-circuito para quatro máquinas na GD.

0

330

660

990

1320

SE1 CG2 CG3 CG4 CG5 CG6 CG7 CG8

Centro de cargaC

orre

nte

(A)

I carga Icc - 1 maq Icc - 2 maq Icc - 3 maq Icc - 4 maq

Figura 7 Correntes de carga e de curto-circuito para vários geradore na GD.

Tem-se as seguintes conclusões principais do sistema radial operandocom e sem GD com relação as correntes de curto-circuito:

A presença de GD no sistema quando da ocorrência de curto-circui-tos no sistema, acarretará a circulação de correntes de curto-circui-to nos vários ramos do alimentador em sentido contrário aquelesque ocorreria sem a presença de tais geradores. Isto acarreta umareavaliação dos esquemas de proteção para detectar tais situações.

As correntes de curto-circuito para montantes de GD próximas dacarga própria do alimentador são da mesma ordem de grandeza dascorrentes de carga, o que pode tornar dificil sua identificação emcasos de defeito no alimentador.

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 es-sencialmente técnico. Para tomadas de decisão visando investimen-tos, deve ser feita também uma avaliação dos aspectos comerciaispara que se encontre a condição mais viável para a concessionária,contemplando o ponto ótimo entre aspecto técnico e comercial.

3. ANÁLISE DE FLUXO DE POTÊNCIA NO ALIMENTADOR

GUL-115

Dados do Sistema

Fontes (SE): P = 6919,82 kW e Q = 2191,75 kvarFator de Potência = 0,9533Comprimento Total do Alimentador = 8070 mTipo de Condutor: CA 336,4Dados do Gerador (a ser conectado): 3 MVA – 13,8 kV


233

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 Tensões no Alimentador

A figura 9 representa o perfil de tensões do alimentador GUL-115. Estesdados também foram fornecidos pela concessionária.


234

Perfil de corrente do novo gul-115

Fase A Fase B Fase C

427.633 A

356.352 A

285.081 A

213.811 A

142.541 A

71.270 A

.000 A

8.000.000 m6.000.000 m4.000.000 m2.000.000 m0.000.000 m

Figura 8 Perfil de Correntes do Alimentador GUL-115.Fonte: SIT- Sistema de Informações Técnicas da Bandeirante

Através dos perfis de corrente e tensão, mostrados anteriormente,pode-se desenvolver um diagrama unifilar para o referido alimentador,conforme descreve a figura 10:


235

Perfil de tensão do novo GUL-115

Fase A Fase B Fase C

15.398 V

14.797 V

14.197 V

14.197 V

13.596 V

12.996 V

12.395 V

8.000.000 m6.000.000 m4.000.000 m2.000.000 m0.000 m

15.179 V

12.442 V

Figura 9 Perfil de Tensões do Alimentador GUL-115.Fonte: SIT- Sistema de Informações Técnicas da Bandeirante.

(SE-1) (CG-3) (CG-5)(CG-4) (CG-8)(CG-6) (CG-7)(CG-2)

P2+jQ2 P3+jQ3 P4+jQ4 P5+jQ5 P6+jQ6 P7+jQ7

Figura 10 Diagrama Unifilar do alimentador GUL-115.

Observando os dados dos perfis de corrente e tensão, e o diagramaunifilar anterior, onde foram considerados 6 barramentos equivalentes àscargas da região e ainda a barra correspondente à fonte de alimentação(SE-1), é possível obter os valores apresentados na tabela 7.

Tabela 7 Carregamentos da Área

Barramento 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

As distâncias consideradas entre os barramentos da figura 10 são apre-sentadas na tabela 8.

Tabela 8 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

Considerando como condutor o cabo CA 336,4 e admitindo as dis-tâncias da tabela 8, são definidos os seguintes parâmetros para os diversostrechos do alimentador:


236

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

Para o condutor CA 336,4 foram considerados os seguintes dados bá-sicos:

R = 10%/km

X = 26,1%/km

Q = 62,92 kvar/km

Simulação do Caso Base

Para o caso base tem-se a seguinte configuração do alimentador:Através de simulação de fluxo de potência foram encontrados os se-

guintes resultados para a configuração original do sistema:


237



Figura 11 Configuração Original do Alimentador GUL-115.

Tabela 10 Resultados do Fluxo de Potência

Variáveis 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







Perdas Ativas Totais 229 kW

Perdas Reativas Totais 136 kvar

Simulações com Geração Distribuída

A análise a seguir contempla novas configurações para a região associadaao alimentador, admitindo a presença de unidades geradoras distribuídas(GD) conectadas na barra CG-7. Para tanto, são consideradas entre uma equatro unidades geradoras de 3 MVA cada. As diversas configurações es-tudadas estão listadas na tabela 21.

Na tabela 21 considera-se:

GD<Carga: condição de despacho na GD inferior à carga da área. Nestacondição a área é também suprida pela SE-1.

GD=Carga: condição de despacho na GD igual à carga da área. Nestacondição a carga da área é suprida pela GD, podendo haverilhamento ou não.

GD>Carga: condição de despacho na GD superior à carga da área. Nes-te cenário a carga da área é suprida pela GD e o excedente éenviado à SE-1.


238

Tabela 21 Configurações Estudadas.

CasosConfigurações 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

e Área Toda Ilhada (GD=Carga)

3

Caso 2 – Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD<Carga) – 1

máquina

A figura 12 apresenta a configuração considerada.

Através de simulação de fluxo de potência foram encontrados os se-guintes resultados para a presente configuração do sistema:


239

GD



Figura 12 Configuração com GD na Barra CG-7.

Tabela 22 Resultados do Fluxo de Potência Caso 2




Potência Ativa da GD 2700 kW

Potência Reativa da GD 1400 kvar










Perdas Reativas Totais -344 kvar

Caso 3 – Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD<Carga) – 2

máquinas




240

GD




















Caso 4 – Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD=Carga) – 3

máquinas



241

GD







Potência Ativa da Fonte -200 kW














Caso 5 – Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD>Carga) – 3

máquinas



242

GD



Figura 15 Configuração com GD na Barra CG-7


















Caso 6 – Com GD na Barra CG-7 e Fonte Conectada (GD>Carga) – 4

máquinas



243

GD










Potência Reativa da GD -400 kvar










Perdas Reativas Totais 235 kvar

Caso 7 – Com GD na Barra CG-7 e Área Toda Ilhada (GD=Carga) – 3

máquinas



244

GD



Figura 17 Configuração Ilhada com GD na Barra CG-7.















Análise Comparativa dos Casos Simulados

Como forma de subsidiar as análises das diversas configurações considera-das, foram calculados também os valores singulares mínimos das matrizesJacobianas reduzidas de sensibilidade QV. Estes índices são importantespara a verificação do sistema em termos do comportamento geral da ten-são. A Tabela 26 apresenta os resultados obtidos para os 7 casos simulados.

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


245

Pode-se observar que:

Todos os casos com operação conjunta GD e fonte (SE-1) mostrammelhores comportamentos de tensão, do que a operação sem GD.Nas tabelas podem ser observados níveis de tensão mais adequadosnos barramentos, assim como os valores singulares mínimos maiselevados (superiores a 0,9).

Os níveis de tensão mais adequados foram observados para o caso 3,onde a GD opera com 2 unidades geradoras e o sistema está conecta-do à barra SE-1. A GD está despachada neste caso com 5400 kW, ouseja, um valor um pouco inferior à carga da área que é de aproxima-damente 6700 kW.

Em termos de perdas, os casos com operação conjunta são melhoresdo que o caso sem GD. Foram verificados os seguintes valores: 56kW, 20 kW e 51 kW, respectivamente para os casos de despachos daGD 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 soma-ram 229 kW. Pode-se observar que o caso 3 é o que mostra melhoresresultados.

No caso em que a GD está despachada com 3 máquinas e gerando8100 kW, (caso 5), ou seja, geração maior do que a carga da área, háuma ligeira redução no perfil de tensões do sistema, se comparadaaos casos 2, 3 e 4. No entanto, mesmo com esta condição de maiorcarregamento no sistema, pois a área agora é exportadora de energia,os níveis de tensão foram bem melhores do que no caso sem GD.

Em termos das perdas, o caso 5, com valores da ordem de 95 kW, éum pouco pior do que os casos 2, 3 e 4, mas é bem melhor do que ocaso sem GD onde as perdas foram de 229 kW.

No caso em que a GD está despachada com 4 máquinas e gerando10800 kW, (caso 6), com geração maior do que a carga da área, háuma redução no perfil de tensões do sistema, se comparada aos casos2, 3 e 4, embora pequena. No entanto, mesmo com esta condição demaior carregamento no sistema, pois a área exporta agora pratica-mente 3000 kW, os níveis de tensão foram bem melhores do que nocaso sem GD.


246

Em termos das perdas, o caso 6 é o pior de todos, com valores daordem de 282 kW, superior ao caso sem GD. Mas isto se justificapelo montante de carregamento no sistema, com a área exportandoaproximadamente 3000 kW.

A operação ilhada, com o sistema sendo alimentado apenas pelaGD, apresenta bons resultados, tanto de tensão, quanto de perdas.Os níveis de tensão nos barramentos foram inferiores aos casos daoperação conjunta (exceto o caso 2, com 1 máquina), sendo no en-tanto melhores do que a condição sem GD. Esta última situaçãotem como exceção a barra CG-2, que na operação ilhada fica maisafastada da geração. Já as perdas neste caso, de 42 kW, são bemmais baixas do que às do caso sem GD (229 kW), sendo superioresapenas às do caso 3 (20 kW).

Conclusões

O caso de operação conjunta GD e fonte (SE-1), com despachos de5400 kW (2 máquinas) na GD, foi o que apresentou os melhores re-sultados no sistema analisado.

A operação ilhada, com a GD alimentando toda a carga da área, mos-tra melhores resultados do que a operação sem a GD.

Considerações

Este estudo leva em consideração apenas o regime permanente, sen-do desconsiderado nesta análise o regime transitório.

Não foram abordados aspectos comerciais, sendo este um estudo es-sencialmente técnico. Para tomadas de decisão visando investimen-tos, deve ser feita também uma avaliação dos aspectos comerciaispara que se encontre a condição mais viável para a concessionária,contemplando o ponto ótimo entre aspecto técnico e comercial.


247

gd cap livro

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