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ANÁLISE DA VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA
IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE COGERAÇÃO OPERANDO COM
UM CICLO RANKINE ORGÂNICO
Maíra Matheus Mascarenhas
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Mecânica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientador: Silvio Carlos Anibal de Almeida,
DSc
Rio de Janeiro
Agosto de 2014
iii
Mascarenhas, Maíra Matheus
Análise da Viabilidade Técnica e Econômica da Implantação de
Sistemas de Cogeração Operando com um Ciclo Rankine Orgânico /
Maíra Matheus Mascarenhas - Rio de Janeiro: UFRJ / Escola
Politécnica, 2014.
xi, 82, p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Silvio Carlos Anibal de Almeida
Projeto de Graduação - UFRJ / Escola Politécnica /
Engenharia Mecânica, 2014.
Referências Bibliográficas: p.79-84.
1. Ciclo Rankine Orgânico. 2. Cogeração. 3. Viabilidade técnica e
econômica, I. Almeida, Silvio Carlos Anibal de. II. Universidade
Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Engenharia Mecanica.
III. Análise da Viabilidade Técnica e Econômica da Implantação de
Sistemas de Cogeração Operando com um Ciclo Rankine Orgânico.
iv
“It's much more interesting
to live not knowing than to
have answers which might be
wrong.”
Richard P. Feynman
v
Agradecimentos
Agradeço primeiramente a minha avó Marilise Fonseca, por ser meu exemplo de
luta e sabedoria.
A minha mãe Luci Matheus, por sempre ter priorizado minha educação e meu
bem-estar.
Ao meu irmão Alvaro Matheus, pelo apoio incondicional e por me guiar durante
estes cinco anos de graduação.
A Rafael David, pelo companheirismo e por não me deixar esquecer que não há
limites para o conhecimento.
A minha prima Mariza Danielle Matheus, e minha tia Leny Matheus, por sempre
torcerem pelo meu sucesso.
Aos amigos da Technip, Rodrigo, Marysol, Camila, Gabriel, Thais, Dirney e
Fernando, pelo apoio técnico e moral.
Por fim , agradeço ao meu orientador, Prof. Silvio Carlos Anibal de Almeida, por
toda sua ajuda, atenção e cooperação durante o projeto.
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
ANÁLISE DA VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA IMPLANTAÇÃO DE
SISTEMAS DE COGERAÇÃO OPERANDO COM UM CICLO RANKINE
ORGÂNICO
Maíra Matheus Mascarenhas
Agosto/2014
Orientador: Silvio Carlos Anibal de Almeida
Curso: Engenharia Mecânica
O presente trabalho destina-se a avaliar o desempenho energético e financeiro de
centrais de cogeração operando com um Ciclo Rankine Orgânico (CRO). Para isto,
desenvolveu-se uma ferramenta no Microsoft Excel capaz de simular a instalação de
equipamentos CRO em plantas industriais.
Uma vez escolhido o equipamento, a ferramenta analisa o aproveitamento
energético do sistema, calcula o consumo de combustível necessário para atender as
demandas de energia térmica e elétrica, e avalia os aspectos econômicos através da
simulação de fluxos de caixa.
Utilizando a ferramenta desenvolvida, dois estudos de caso foram analisados: uma
serraria e um frigorífico. No primeiro caso, considerou-se a utilização da biomassa
residual da própria planta como combustível na caldeira do equipamento. No segundo,
simulou-se a planta de cogeração operando com gás natural e óleo combustível.
Os resultados obtidos mostraram que apesar de os equipamentos CRO
apresentarem um baixo rendimento (cerca de 18%), a utilização de combustíveis a
custo zero, como os resíduos de biomassa, garantem o retorno financeiro do
empreendimento. Já a queima de combustíveis convencionais mostrou-se
economicamente inviável, visto que aumenta substancialmente as despesas operacionais
da planta.
Palavras-chave: Ciclo Rankine Orgânico, Cogeração, Análise de Viabilidade.
vii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Mechanical Engineer.
TECHNICAL AND ECONOMIC FEASIBILITY ANALYSIS OF THE
IMPLEMENTATION OF COGENERATION SYSTEMS OPERATING UNDER AN
ORGANIC RANKINE CYCLE
Maíra Matheus Mascarenhas
August/2014
Advisor: Silvio Carlos Anibal de Almeida
Course: Mechanical Engineering
This study aims to evaluate the energetic and financial performance of combined
heat and power plants operating under an Organic Rankine Cycle (ORC). In order to do
it, a tool was developed using Microsoft Excel and it is able to simulate the installation
of ORC equipment in industrial sites.
Once the equipment is chosen, the tool analyses the energy efficiency of the
system, calculates the fuel consumption required to meet the demands of thermal and
electrical energy, and evaluate the economic aspects through cash flow simulation.
Using the developed tool, two cases were analyzed: a sawmill and a refrigerator.
At the sawmill, the plant's own biomass waste is used as fuel for the equipment boiler.
At the refrigerator, the CHP plant was simulated operating with natural gas and fuel oil.
The results showed that although the CRO equipment have low thermal efficiency
(about 18%), the use of zero-cost fuels, such as biomass waste, ensure the financial
return of the project. In the other hand, burning conventional fuel became economically
unfeasible because it substantially increases the operational costs of the plant.
Key words: Organic Rankine Cycle, Combined Heat and Power, Feasibility Analysis.
viii
SUMÁRIO
1. Introdução ............................................................................................................................. 1
1.1. Objetivos ....................................................................................................................... 2
1.2. Organização do Trabalho .............................................................................................. 3
2. Ciclo Rankine Orgânico ........................................................................................................ 4
2.1. Comparação entre o Ciclo Rankine Orgânico e o Ciclo Rankine a Vapor.................... 5
2.2. Fluido de Trabalho do Ciclo Rankine Orgânico ........................................................... 7
2.2.1. Propriedades Termofísicas .................................................................................... 8
2.2.2. Impacto Ambiental .............................................................................................. 10
2.2.3. Segurança e Saúde ............................................................................................... 11
2.2.4. Disponibilidade Comercial e Custo ..................................................................... 11
2.3. Configurações do Ciclo Rankine Orgânico ................................................................. 12
2.4. Fontes de Calor do Ciclo Rankine Orgânico ............................................................... 14
2.4.1. Biomassa ............................................................................................................. 15
2.4.2. Energia Geotérmica ............................................................................................. 18
2.4.3. Energia Solar ....................................................................................................... 21
2.4.4. Calor Residual de Processos Industriais .............................................................. 23
2.5. Componentes do Ciclo Rankine Orgânico .................................................................. 25
2.5.1. Máquina de Expansão ......................................................................................... 26
2.5.2. Trocadores de Calor ............................................................................................ 29
2.5.3. Bomba ................................................................................................................. 30
2.6. Fabricantes de equipamentos CRO ............................................................................. 32
3. Modelo Matemático ............................................................................................................ 34
3.1. Equacionamento do Ciclo ........................................................................................... 34
3.1.1. Primeira Lei da Termodinâmica .......................................................................... 34
3.1.2. Segunda Lei da Termodinâmica .......................................................................... 35
3.2. Análise Econômica ...................................................................................................... 37
3.2.1. Avaliação do Fluxo de Caixa .............................................................................. 37
3.2.1.1. Método do Valor Presente Líquido (VPL) ...................................................... 38
3.2.1.2. Método da Taxa Interna de Retorno (TIR) ...................................................... 38
3.2.1.3. Método do Payback ......................................................................................... 38
4. Ferramenta de Análise Técnica e Econômica ..................................................................... 39
4.1. Aba “Entradas” ............................................................................................................ 39
4.3. Aba “Custos” ............................................................................................................... 50
ix
4.3.1. Investimento Inicial ............................................................................................. 50
4.3.2. Operação e Manutenção ...................................................................................... 51
4.3.3. Custo de Energia Elétrica (COE) ........................................................................ 52
4.4. Aba “Análise Financeira” e aba “Caso Base”. ............................................................ 53
4.4.1. Receita e Despesas .............................................................................................. 54
4.4.2. Financiamento ..................................................................................................... 56
4.5. Aba “Fluxo de Caixa” ................................................................................................. 56
4.6. Aba “Payback” ............................................................................................................ 58
4.7. Aba “Resultados da Cogeração” ................................................................................. 59
5. Estudos de Caso .................................................................................................................. 62
5.1. Caso A - Serraria ......................................................................................................... 62
5.1.1. Processo de Secagem da Madeira ....................................................................... 63
5.1.2. Aplicação de Unidades CRO nas Serrarias ......................................................... 64
5.1.3. Características de Operação da Serraria .............................................................. 64
5.1.4. Receitas e Despesas ............................................................................................. 65
5.1.5. Financiamento ..................................................................................................... 66
5.1.6. Fluxo de Caixa .................................................................................................... 66
5.1.7. Resultados ........................................................................................................... 67
5.2. Caso B – Frigorífico de Frangos ................................................................................. 72
5.2.1. Características de Operação do Frigorífico de Frangos ...................................... 72
5.2.2. Resultados ........................................................................................................... 73
6. Conclusões .......................................................................................................................... 77
7. Referências .......................................................................................................................... 79
x
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 - Aumento da geração de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis
(CARLÃO, 2010). ............................................................................................................ 2
Figura 2 - Diagrama do Ciclo Rankine ideal e seus processos termodinâmicos (LACHI,
2014). ................................................................................................................................ 4
Figura 3 – Gráfico Gama de potência x Eficiência para diferentes maquinas térmicas
(SPLIETHOFF & SHUSTER, 2006). .............................................................................. 5
Figura 4 - Diagrama T x s para fluido isentrópico, úmido e seco (COGEN PORTUGAL,
2011). ................................................................................................................................ 8
Figura 5 - Diagrama T-s típico de alguns fluidos orgânicos e da água (QUOILIN, 2011).
.......................................................................................................................................... 9
Figura 6 - Ciclo CRO simples, esquema e diagrama T-S (MUÑOZ, 2013). ................. 12
Figura 7 - Ciclo Rankine com recuperador, esquema e diagrama T-S (MUÑOZ, 2013).
........................................................................................................................................ 13
Figura 8 - Esquema e diagrama T x s do Ciclo Rankine Orgânico com loop
intermediário de transferência de calor e regenerador (COGEN PORTUGAL, 2011). . 14
Figura 9 - Conversão de energia num sistema de cogeração CRO a partir de biomassa
(QUOILIN et al., 2013). ................................................................................................. 17
Figura 10 - Esquema simplificado de uma planta de cogeração CRO a partir de
biomassa (TCHANCHE et al., 2011). ............................................................................ 17
Figura 11 - Mapa de fluxo de calor geotérmico para a América do Sul (HAMZA et al.,
2008). .............................................................................................................................. 18
Figura 12 - Esquema de uma planta para produção de energia elétrica a partir de energia
geotérmica (TCHANCHE et al., 2011). ......................................................................... 20
Figura 13 - Distribuição da irradiação solar na Terra (EZ2C, 2010). ............................ 21
Figura 14 - Princípio de funcionamento de um sistema CRO solar (MUÑOZ, 2013). .. 23
Figura 15 - Configuração típica do Ciclo Rankine Orgânico adaptado à recuperação de
calor residual industrial (TCHANCHE et al., 2011). .................................................... 24
Figura 16 - Componentes básicos de um Ciclo Rankine Orgânico (BINI &
MANCIANA, 1996). ...................................................................................................... 25
Figura 17 - Máquina de expansão tipo parafuso (SILVA, 2010). .................................. 27
Figura 18 - Máquina de expansão espiral (AIR SQUARED, 2014). ............................. 27
Figura 19 - Máquina de expansão de palheta (SILVA, 2010). ....................................... 28
Figura 20 - Mapa de operação para 3 tecnologias diferentes de máquinas de expansão, e
3 aplicações diferentes (QUOILIN et al., 2013). ........................................................... 28
Figura 21 - Trocadores de calor tipo casco e tubos e a placas (TRANTER, 2014,
KORENERGY, 2014). ................................................................................................... 30
Figura 22 - Bomba de diafragma e bomba de êmbolo (DA SILVA, 2010). .................. 31
Figura 23 - Evolução do mercado CRO (esquerda) e participação de cada aplicação em
termos de número de unidades (direita) (QUOILIN, 2013). .......................................... 32
Figura 24 - Esquema e diagrama T x s do Ciclo Rankine simples (TCHANCHE et al.,
2011). .............................................................................................................................. 36
Figura 25 - Lista suspensa para seleção do equipamento. .............................................. 40
xi
Figura 26 - Lista suspensa para seleção do combustível. ............................................... 43
Figura 27 - Diagrama do CRO apresentado na aba "Análise Técnica". ......................... 45
Figura 28 - Consumo de energia elétrica em função da potência elétrica gerada dos
módulos CRO da Turboden. ........................................................................................... 46
Figura 29 - Custo dos módulos CRO Turboden em função da potência elétrica gerada.
........................................................................................................................................ 51
Figura 30- Simulação do fluxo de caixa. ........................................................................ 57
Figura 31 - Simulação do fluxo de caixa do primeiro ano de empreendimento. ............ 58
Figura 32 - Cálculo do Payback descontado. ................................................................. 59
Figura 33 - Diagrama de uma planta de cogeração CRO em uma serraria (TURBODEN,
2008). .............................................................................................................................. 64
Figura 34- Gráfico COE x Potência elétrica gerado para o caso A.2 (serraria com
cogeração). ...................................................................................................................... 69
Figura 35 - Gráfico Payback x Potência elétrica gerada para o caso A.2 (serraria com
cogeração). ...................................................................................................................... 70
Figura 36 - Composição de custos do COE para o caso B.1 (gás natural). .................... 75
Figura 37 - Composição de custos do COE para o caso B.2 (óleo combustível). .......... 75
Figura 38 - Análise de sensibilidade do VPL em função da variação do custo da energia
elétrica para o caso B. ..................................................................................................... 76
xii
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1 - Comparação entre o Ciclo Rankine Orgânico e o Ciclo Rankine a Vapor. ................. 7
Tabela 2 - Custo, índice de impacto ambiental e segurança de alguns refrigerantes
(TCHANCHE et al., 2011). ........................................................................................................ 11
Tabela 3 - Produção mundial dos principais produtos para a obtenção de energia (LORA et al.,
2008). .......................................................................................................................................... 15
Tabela 4 - Potencial para energia geotérmica na Europa para diferentes gamas de temperatura da
fonte de calor (FRICK, 2009). .................................................................................................... 19
Tabela 5- Principais fabricantes de unidades CRO (DA SILVA, 2010). .................................... 33
Tabela 6 - Código de cores utilizado para os dados da planilha. ................................................ 40
Tabela 7- Características técnicas dos módulos CRO considerados nos estudos de caso
(TURBODEN, 2008). ................................................................................................................. 40
Tabela 8 - Tabela de dados sobre a demanda energética e as características de operação da
planta. .......................................................................................................................................... 41
Tabela 9 - Tabela de dados sobre a produção de resíduos de biomassa na planta. ..................... 41
Tabela 10 - PCI e custo de alguns combustíveis (FABRES, 2014, SORDI et al, 2013). ............ 43
Tabela 11 - Aba "Análise Técnica". ............................................................................................ 44
Tabela 12 - Indicadores do desempenho energético da cogeração apresentados na aba "Análise
Técnica". ..................................................................................................................................... 47
Tabela 13 - Tabela "Geração de Energia" da aba "Análise Técnica". ......................................... 48
Tabela 14 - Tabela "Queima Adicional" da aba "Análise Técnica". ........................................... 49
Tabela 15 - Custos de investimento da instalação de uma planta CRO como função do custo do
módulo CRO (TURBODEN, 2008). ........................................................................................... 50
Tabela 16 - Cálculo do investimento inicial total na aba "Custos". ............................................ 51
Tabela 17 - Cálculo dos custos com operação e manutenção na aba "Custos". .......................... 52
Tabela 18 - Despesas operacionais anuais de uma central CRO como função do custo da
unidade CRO (OBERNBERGER et al., 2002). .......................................................................... 52
Tabela 19 - Cálculo do custo de energia elétrica (COE) na aba "Custos"................................... 53
Tabela 20 - Receitas e despesas da planta com cogeração. ......................................................... 54
Tabela 21 - Aba "Caso Base" ...................................................................................................... 55
Tabela 22 - Cálculo da parcela de financiamento na aba “Análise Financeira”.......................... 56
Tabela 23 - Resultados da cogeração. ......................................................................................... 61
Tabela 24 - Percentual de geração de resíduos da indústria madeireira. ..................................... 63
Tabela 25 - Características operacionais da serraria (Caso A). ................................................... 65
Tabela 26 - Propriedades físicas e preço do cavaco de pinnus.................................................... 65
Tabela 27 - Resultados para a simulação do caso A.1 (serraria sem cogeração). ....................... 67
Tabela 28 - Resultados para a simulação do caso A.2 (serraria com cogeração). ....................... 68
Tabela 29 - Resultados da cogeração para o equipamento T1500, caso A.2 (serraria com
cogeração). .................................................................................................................................. 71
Tabela 30 - Características de operação do frigorífico de frangos (caso B)................................ 72
Tabela 31 - Propriedades físicas do gás natural e do óleo combustível (FABRES, 2014). ........ 72
Tabela 32 - Tarifa do gás natural em função do consumo (CEG, 2014). .................................... 73
Tabela 33 - Resultados para a simulação do caso B.1 (gás natural). ........................................... 73
Tabela 34 - Resultados para a simulação do caso B.2 (óleo combustível). ................................ 74
1
1. Introdução
Nos últimos anos tem-se assistido a um forte aumento da produção de energia
elétrica. É esperado que a nível mundial até 2030 sejam produzidos 30364 TWhel
(CARLÃO, 2010). A necessidade de consumo de energia elétrica irá aumentar
principalmente nos países em vias de desenvolvimento, uma vez que estes apresentam
um grande potencial econômico, e um índice de crescimento populacional elevado.
Segundo dados da Agência Internacional de Energia, prevê-se que até 2030 o
crescimento da procura de energia elétrica seja de 119% no setor residencial, 97% nos
serviços e 86% na indústria.
A pressão econômico-social tem levado a um crescimento da chamada produção
de energia elétrica descentralizada. Esta produção acontece em pequenas unidades, de
reduzida potência instalada, distribuídas em função dos recursos existentes. Na grande
maioria das situações a produção descentralizada faz uso das tecnologias de
aproveitamento das fontes renováveis de energia (solar, eólica, geotérmica, biomassa,
etc.), sendo da responsabilidade de operadores independentes ou mesmo de
consumidores finais.
Os sistemas de cogeração de energia (CHP – combined heat and power) se
inserem neste contexto de forma a garantir uma utilização mais eficiente dos recursos
energéticos. Isto é feito a partir do conceito de geração combinada de energia elétrica, e
energia térmica (sob a forma de calor útil) (BALESTIERI, 2002).
No que se refere à utilização mundial de recursos renováveis para a produção de
energia elétrica, estes são atualmente liderados pelos recursos hídricos (90% da energia
elétrica obtida a partir de recursos renováveis é de origem hídrica), sendo que a Agência
Internacional de Energia prevê que este valor baixe para 70% em 2030 graças a um
aumento da contribuição das outras fontes renováveis de energia, em especial da
biomassa (CARLÃO, 2010). A partir da Figura 1 é possível observar esta tendência.
2
Figura 1 - Aumento da geração de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis
(CARLÃO, 2010).
Diante deste cenário, novas tecnologias de conversão de energia são necessárias
ao aproveitamento de recursos energéticos apropriados para a produção de eletricidade
descentralizada. Neste sentido, as fontes de calor de baixa temperatura são consideradas
os recursos energéticos do futuro. O uso de tais recursos como fonte alternativa para
gerar eletricidade tem sido objeto de pesquisa desde o início do século XX, sendo hoje
em dia o Ciclo Rankine Orgânico (CRO) a tecnologia mais utilizada e mais eficiente
para este tipo de aplicação.
1.1. Objetivos
O principal objetivo deste trabalho é realizar uma análise de viabilidade da
instalação de centrais de cogeração operando sob um Ciclo Rankine Orgânico. Para
isso, desenvolveu-se uma ferramenta computacional, em plataforma Microsoft Excel,
capaz de simular a implantação de equipamentos CRO em plantas industriais. A
ferramenta propicia ao usuário uma análise da viabilidade, tanto técnica quanto
econômica, da instalação de um sistema de cogeração CRO em seu empreendimento.
3
1.2. Organização do Trabalho
Esta seção faz um breve resumo do que é apresentado em cada capítulo do
trabalho. Além deste primeiro capítulo introdutório, este texto possui mais seis
capítulos.
No segundo capítulo, faz-se uma revisão bibliográfica do Ciclo Rankine
Orgânico. São apresentados os principais componentes e as diferentes configurações do
ciclo, as características do fluido de trabalho, e os principais fabricantes de
equipamentos CRO.
O terceiro capítulo apresenta o equacionamento do ciclo de acordo com a
Primeira e a Segunda Lei da Termodinâmica. Além disso, também são apresentados
conceitos sobre a análise econômica de um projeto de cogeração.
O quarto capítulo destina-se a mostrar a metodologia referente ao
desenvolvimento da ferramenta computacional. Toda a memória de cálculo utilizada no
programa é apresentada, assim como o método de inserção de dados por parte do
usuário.
O quinto capítulo destina-se a apresentar os estudos de caso realizados. Foram
analisados dois casos com características distintas. Para cada um deles, apresentaram-se
todos os parâmetros utilizados como dados de entrada na ferramenta, assim como os
resultados obtidos.
No sexto capítulo é feita a conclusão do trabalho e as sugestões para trabalhos
futuros.
Por fim, o sétimo e último capítulo lista as referências utilizadas para o
desenvolvimento do trabalho.
4
2. Ciclo Rankine Orgânico
O Ciclo Rankine Orgânico (Rankine Organic Cycle - ORC) resulta de uma
modificação do Ciclo Rankine a Vapor, sendo que a principal diferença entre ambos
reside apenas no fluido de trabalho utilizado. Ao invés de vapor d’água, fluido utilizado
no Ciclo Rankine a Vapor, o Ciclo Rankine Orgânico (CRO) recorre a um
hidrocarboneto ou refrigerante.
Por apresentarem um baixo ponto de ebulição e um calor latente de vaporização
inferior ao da água, o uso destes fluidos orgânicos permite uma evaporação a mais baixa
temperatura e, consequentemente, um melhor aproveitamento do calor cedido pela fonte
quente.
O Ciclo Rankine Orgânico apresenta a mesma configuração estrutural de um
Ciclo Rankine a Vapor, podendo identificar-se na Figura 2, os seguintes componentes e
processos termodinâmicos (QUOILIN, 2009, ÇENGEL, 2001):
Figura 2 - Diagrama do Ciclo Rankine ideal e seus processos termodinâmicos (LACHI,
2014).
Tratando-se de um ciclo de aproveitamento de fontes de calor de baixa e média
temperatura, o Ciclo Rankine Orgânico opera entre 60 e 200 ºC para fontes de baixa
temperatura, podendo atingir 350ºC no caso de fontes de calor de média temperatura
(YAMAMOTO, 2001, SALEH, 2007). Esta amplitude de temperaturas máximas do
ciclo permite, assim, trabalhar em diferentes e variados tipos de regime e numa grande
gama de potências. O gráfico da Figura 3 mostra a gama de potência (10 kW - 3 MW) e
a eficiência (8% - 16%) em que costumam operar as máquinas CRO.
1-2: Compressão isentrópica na bomba
2-3: Adição de calor a pressão constante
na caldeira (evaporador)
3-4: Expansão isentrópica na turbina
4-1: Rejeição de calor a pressão
constante no condensador
5
Figura 3 – Gráfico Gama de potência x Eficiência para diferentes maquinas térmicas
(SPLIETHOFF & SHUSTER, 2006).
O Ciclo Rankine Orgânico assume então, um papel de destaque em meio às
outras tecnologias e ciclos, uma vez que possibilita o aproveitamento térmico do calor
cedido/rejeitado, ou proveniente de uma fonte de baixa-média temperatura, convertendo
em energia elétrica. Logo, pode funcionar como ciclo de fundo numa instalação de ciclo
combinado, ou como instalação principal, fazendo o aproveitamento térmico
diretamente de uma fonte quente.
2.1. Comparação entre o Ciclo Rankine Orgânico e o Ciclo Rankine a Vapor
Como mencionado anteriormente, o Ciclo Rankine Orgânico constitui-se, na sua
totalidade, como um ciclo Rankine convencional, distiguindo-se deste apenas no fluido
de trabalho utilizado. Contudo, apesar da semelhança na configuração, o CRO apresenta
vantagens e desvantagens face ao Ciclo de Rankine a Vapor, algumas delas estão
listadas abaixo:
Temperatura de evaporação: a baixa temperatura de ebulição dos fluidos
orgânicos possibilita a recuperação de calor à baixa temperatura;
Superaquecimento: o vapor produto da expansão do fluido orgânico, se
mantém sobreaquecido na saída da turbina, eliminando a necessidade de
superaquecimento do fluido na entrada da máquina de expansão. A ausência de
condensação durante a expansão elimina as chances de erosão nas pás da turbina, o que
aumenta sua vida útil em até 30 anos (BUNDELA & CHAWLA, 2010);
6
Temperatura na entrada da turbina: em ciclos a vapor, devido ao processo de
superaquecimento, a temperatura na entrada da turbina deve ser maior que 450ºC para
evitar a condensação da água durante a expansão. Isto implica uma maior tensão
térmica na caldeira e nas pás da turbina, e o aumento do custo da instalação (QUOILIN,
2011);
Design da turbina: nos ciclos a vapor, a razão de expansão e a variação de
entalpia na turbina são elevadas, o que implica o uso de turbinas de múltiplos estágios.
No CRO a queda entálpica é consideravelmente menor, possibilitando a implantação de
turbinas de simples ou dois estágios, o que reduz o custo da instalação. A baixa rotação
e a baixa velocidade periférica das turbinas CRO também se devem à pequena variação
da entalpia na expansão. Este efeito é particularmente interessante, visto que permite
que o gerador elétrico seja acoplado diretamente à turbina (sem o uso de engrenagens),
tornando a construção menos complexa (COGEN PORTUGAL, 2011);
Consumo da bomba: a diferença de entropia entre o líquido saturado e o
vapor saturado é muito menor para fluidos orgânicos, consequentemente, a entalpia de
vaporização também é menor. Portanto, para uma mesma carga térmica no evaporador,
a vazão mássica do fluido orgânico deve ser maior que a da água, o que conduz a um
maior consumo de potência pela bomba;
Pressão na caldeira: no ciclo a vapor, a pressão na caldeira pode chegar a 60-
70 bar, enquanto nos ciclos Rankine Orgânico geralmente não excede 30 bar
(QUOILIN, 2011). Pressões muito elevadas, como as encontradas nos ciclos Rankine
tradicionais, tem um impacto negativo sobre a fiabilidade do sistema, visto que
aumentam os riscos de operação. Além disso, devido às elevadas tensões térmicas,
estruturas e equipamentos mais resistentes são requeridos, aumentando os custos de
investimento e de manutenção da instalação;
Eficiência: a eficiência dos ciclos Rankine Orgânico sob alta ou baixa
temperatura não excede 24%. Já os ciclos Rankine tradicionais, apresentam uma
eficiência térmica maior que 30%, mas com configuração mais complexa em termos de
número de componentes e tamanho (QUOILIN, 2011).
Características do fluido: a água como fluido de trabalho é muito conveniente
quando comparada aos fluidos orgânicos. Apresenta bom custo-benefício e alta
disponibilidade, é um fluido não tóxico, não inflamável e não nocivo ao meio ambiente,
é estável quimicamente e possui baixa viscosidade (TCHANCHE et al., 2011).
7
As vantagens das duas tecnologias estão resumidas na Tabela 1.
Tabela 1 - Comparação entre o Ciclo Rankine Orgânico e o Ciclo Rankine a Vapor.
Vantagens do CRO Vantagens do Ciclo a Vapor
Recuperação de calor a baixa temperatura Características do fluido de trabalho
Ausência de superaquecimento Consumo da bomba
Baixa temperatura na entrada da turbina Alta eficiência
Design da turbina
Custo
Baixa pressão na caldeira
Em geral, o CRO se mostra mais adequado para aplicações de baixa e média
potência, tipicamente menores do que 3 MWel (SILVA, 2010, TURBODEN, 2013),
visto que plantas de pequena escala requerem componentes simples e de baixo custo, e
operação automatizada. Para potências mais elevadas o ciclo a vapor se torna mais
vantajoso.
2.2. Fluido de Trabalho do Ciclo Rankine Orgânico
O Ciclo Rankine Orgânico se caracteriza por utilizar como fluido de trabalho um
composto orgânico. O nome orgânico é usado para compostos baseados na chamada
química do carbono ou orgânica. Dentro desta disciplina estuda-se uma grande
variedade de substâncias, algumas muito diferentes entre si. Entretanto, já dentro da
aplicação das instalações CRO, são consideradas principalmente substâncias utilizadas
como refrigerantes.
Um refrigerante é um fluido empregado em ciclos termodinâmicos que tem
como objetivo transferir calor com diferentes propósitos. As substâncias mais utilizadas
como refrigerantes são os fluorcarbonetos e os hidrocarbonetos, entre outras categorias
químicas (HERRERIA, 2012).
O desempenho de um Ciclo Rankine Orgânico, é basicamente condicionado pelo
fluido de trabalho escolhido para a instalação. Sendo assim, a seleção do fluido orgânico
tem uma extrema importância no tipo e forma de aproveitamento conseguido pelo CRO,
8
constituindo-se como o segredo de toda esta tecnologia, e assumindo-se como a questão
chave para o sucesso deste tipo de ciclo (TCHANCHE et al., 2011).
Ao selecionar um fluido de trabalho para uma maquina térmica, pretende-se que
ele maximize o rendimento térmico e/ou potência elétrica gerada, e que minimize o
trabalho requerido pela bomba, levando em conta as temperaturas da fonte quente e da
fonte fria disponíveis.
Contudo, a escolha do fluido não se resume tão somente, às avaliações técnicas e
termodinâmicas. Além das análises referidas, também são avaliados os riscos
ambientais, as questões de segurança e de saúde pública, e os aspectos econômicos,
tornando todo o processo de seleção muito mais criterioso e fundamentado.
Desta forma, e tendo como objetivo a definição e seleção do fluido mais
adequado para cada tipo de aplicação são avaliadas as características que se apresentam
a seguir.
2.2.1. Propriedades Termofísicas
A escolha do fluido de trabalho está relacionada com suas propriedades
termofísicas, que por sua vez afetam o rendimento do ciclo. Levando em consideração
os tipos de curva de vapor saturado segundo a variação da temperatura com respeito à
entropia (dT/ds) no gráfico T x s, é possível identificar três categorias de fluido,
conforme ilustrado na Figura 4.
Figura 4 - Diagrama T x s para fluido isentrópico, úmido e seco (COGEN
PORTUGAL, 2011).
Fluido isentrópico: com derivada (dT/ds) infinita, uma vez que o vapor se
expande ao longo de uma linha vertical no diagrama T-s, o vapor saturado na entrada da
9
turbina permanece saturado até que se atinja a saída da mesma, não ocorrendo a
condensação (SILVA, 2010);
Fluido úmido: com derivada (dT/ds) negativa, a expansão ocorre na zona de
vapor saturado, sendo necessário efetuar o sobreaquecimento do fluido na entrada da
turbina a fim de evitar possíveis danos no equipamento, como ocorre nos ciclos Rankine
a Vapor que são movidos a água, um fluido úmido (QUOILIN, 2011, SILVA, 2010).
Fluido seco: com derivada (dT/ds) positiva, a fase de vapor saturado torna-se
sobreaquecida após a expansão isentrópica. O uso deste tipo de fluido orgânico não
oferece risco de erosão na turbina, devido ao estado de sobreaquecimento na saída da
mesma (SILVA, 2010).
A Figura 5 mostra as curvas de saturação de alguns fluidos orgânicos secos
típicos de instalações CRO e a curva de saturação da água.
Figura 5 - Diagrama T-s típico de alguns fluidos orgânicos e da água (QUOILIN,
2011).
A massa específica também é um parâmetro fundamental, especialmente para
fluidos com baixa pressão de condensação. A baixa densidade implica uma alta vazão
volumétrica, o que aumenta a perda de carga nos trocadores de calor, o tamanho e o
custo da máquina de expansão. Já a baixa viscosidade tanto na fase vapor quanto na fase
líquida é fundamental para otimizar as trocas de calor no ciclo, e reduzir as perdas de
carga por atrito nos trocadores de calor (QUOILIN, 2011).
Ao contrário da água, os fluidos orgânicos costumam sofrer deteriorações e
decomposições químicas a alta temperatura. Portanto, o composto orgânico deve ser
10
termicamente e quimicamente estável para todas as pressões e temperaturas de
funcionamento do ciclo. Desta forma, a temperatura máxima da fonte quente estará
limitada pela estabilidade a alta temperatura do fluido orgânico. Já a temperatura
mínima do ciclo é limitada pelo ponto de fusão do fluido, visto que a temperatura de
fusão do fluido deve ser menor do que a mínima temperatura ambiente para evitar o
congelamento do mesmo (QUOILIN, 2011, AOUN, 2008).
2.2.2. Impacto Ambiental
O principal empecilho ao uso de uma grande quantidade de compostos orgânicos
é o impacto que eles causam na camada de ozônio. Algumas substâncias empregadas
principalmente como refrigerantes estão atualmente proibidas, na utilização e produção,
exceto para aplicações especiais, como na indústria médica.
Em 1996 entrou em vigor o Protocolo de Montreal (assinado em 1987), acordo
entre os países para tentar deter a destruição da camada de ozônio. Este tratado proibiu o
uso de substâncias agressivas à camada de ozônio, em especial compostos
clorofluorocarbonetos (CFCs). Entre estes compostos estão: R-11, R-12, R-113, R-114,
R-115 e R-500 (JACOBS, 2013).
O critério para determinar a capacidade de uma substância de destruir a camada
de ozônio é chamado de ODP (Ozone Depletion Potential). A medida padrão é o
potencial destrutivo do R-11, igual a 1. O valor de 0 quer dizer nenhum dano provocado
ao ozônio, portanto quanto menor o ODP, menos nociva à camada de Ozônio é a
substância (HERRERIA, 2012).
À medida que determina o quanto uma determinada quantidade de gás contribui
para o aquecimento global é o GWP (Global Warming Potential). É uma medida
relativa que compara o gás em questão com a mesma massa de dióxido de carbono, cujo
GWP é igual 1 (HERRERIA, 2012). A Tabela 2 mostra os valores de ODP e GWP para
alguns fluidos orgânicos.
11
2.2.3. Segurança e Saúde
O fluido de trabalho de um Ciclo Rankine Orgânico não deve ser corrosivo,
tóxico ou inflamável, nem deve apresentar índices de auto-ignição elevados. Estas
características são fundamentais para garantir a segurança, não só dos envolvidos na
operação do sistema, como de todos que vivem próximo à instalação.
A classificação de segurança ASHRAE (American Society of Heating,
Refrigerating, And Air-Conditioning Engineers) dos refrigerantes é o indicador
utilizado para medir o nível de periculosidade (SALEH, 2007). O índice de segurança
de alguns refrigerantes encontra-se na Tabela 2.
2.2.4. Disponibilidade Comercial e Custo
O fluido a ser empregado no Ciclo Rankine Orgânico tem que estar disponível
no mercado para ser adquirido com facilidade, compostos cuja disponibilidade é
pequena dificultam a implementação do ciclo. Outra vantagem deste aspecto, é que um
fluido amplamente disponível reduz os custos de sua compra, e a manutenção. A Tabela
2 mostra alguns fluidos encontrados em ciclos Rankine Orgânico e seus respectivos
preços no mercado.
Tabela 2 - Custo, índice de impacto ambiental e segurança de alguns refrigerantes
(TCHANCHE et al., 2011).
Refrigerante Custo (€/Kg) ASHRAE 34 GWP ODP
R-245fa 32 B1 820 0
R-123 15 B1 77 0,02
R-113 25 A1 6130 1
R-600 1,7 A3 0 0
R-601 1,7 A3 0 0
12
2.3. Configurações do Ciclo Rankine Orgânico
O Ciclo Rankine Orgânico pode ter uma disposição simples e muito semelhante
à de um Ciclo Rankine convencional. Nesta configuração, o fluido de trabalho é
evaporado no evaporador com o calor obtido a partir da fonte de calor (Figura 6, ponto
4-1). Em seguida, realiza uma expansão dentro da turbina, (Figura 6, 1-2) que é
convertida em trabalho mecânico. Este trabalho é transformado em energia elétrica
através de um gerador que fica acoplado à maquina de expansão. Ao sair da turbina
(Figura 6, ponto 2), o fluido ingressa no condensador onde é resfriado através da troca
de calor com o fluido de resfriamento, até se obter líquido saturado (Figura 6, ponto 3).
Uma vez em fase líquida, o fluido de trabalho é encaminhado para a bomba responsável
por elevar a pressão do líquido (Figura 6, 3-4), e enviado ao evaporador, onde o ciclo é
reiniciado (TCHANCHE et al, 2011).
Figura 6 - Ciclo CRO simples, esquema e diagrama T-S (MUÑOZ, 2013).
As variações da configuração do Ciclo Rankine Orgânico são muito limitadas.
Por exemplo, a utilização de um reaquecedor na entrada da turbina não é necessária,
visto que a maioria das máquinas CRO utiliza como fluido de trabalho, fluidos secos.
Caso o superaquecimento seja necessário, o fluido orgânico pode ser aquecido no
próprio evaporador, antes de ingressar na turbina. O sangramento da turbina, tecnologia
comum em turbinas a vapor, também não é aplicável a instalações CRO, visto que a
turbina destes sistemas tem na maioria dos casos, somente um estágio de expansão
(MUÑOZ, 2013).
A instalação de um recuperador entre a saída da bomba e a saída da turbina, é
uma prática comum em Ciclos Rankine Orgânico. Esta tecnologia permite reduzir a
quantidade de calor necessária para a vaporização do fluido de trabalho, e
13
consequentemente, aumentar a eficiência do ciclo. Na configuração com recuperador, o
fluido de trabalho após sair da bomba (Figura 7, ponto 4), ingressa no recuperador, onde
é preaquecido. Em seguida, é encaminhado para o evaporador (Figura 7, ponto 10),
dando continuidade ao ciclo simples (QUOILIN, 2011).
Figura 7 - Ciclo Rankine com recuperador, esquema e diagrama T-S (MUÑOZ, 2013).
Nas máquinas CRO o calor pode ser recuperado de duas formas: transferido
diretamente da fonte de calor para o fluido de trabalho, ou um fluido intermediário,
geralmente um óleo térmico, pode ser integrado ao ciclo para transferir o calor da fonte
quente para o evaporador.
A configuração de evaporação direta, apesar de mais eficiente e tecnicamente
mais simples, apresenta algumas desvantagens. Sob altas temperaturas, principalmente
durante a fase transiente, o fluido de trabalho pode se deteriorar quando sua temperatura
máxima de estabilidade química é alcançada, ou quando o trocador apresenta pontos
quentes (TCHANCHE et al., 2011).
Além disso, no caso de evaporação direta, a controlabilidade e estabilidade do
sistema é mais difícil de ser alcançada, enquanto a transferência de calor em loop
intermediário (Figura 8) amortece as variações da fonte quente (QUOILIN et al., 2013).
Como consequência, a maior parte das instalações comerciais CRO utiliza o fluido
intermediário.
14
Figura 8 - Esquema e diagrama T x s do Ciclo Rankine Orgânico com loop
intermediário de transferência de calor e regenerador (COGEN PORTUGAL, 2011).
2.4. Fontes de Calor do Ciclo Rankine Orgânico
Como resultado das vantagens face ao Ciclo Rankine a Vapor, e do potencial da
tecnologia CRO para o aproveitamento de calor de baixa temperatura, verificou-se nos
últimos anos um crescente interesse neste tipo de instalação, e uma aposta clara na
implementação da mesma em determinados setores industriais.
Apesar de os equipamentos CRO poderem operar com combustíveis fósseis,
durante o desenvolvimento e evolução desta tecnologia apostou-se na utilização de
fontes renováveis de energia, sendo elas a biomassa, energia geotérmica, energia solar, e
o calor residual de processos industriais (Waste Heat Recovery - WHR). A seguir,
apresentaram-se as vantagens e desvantagens destas quatro fontes de calor.
15
2.4.1. Biomassa
A biomassa é um recurso de energia renovável perfeitamente adaptado à
produção combinada de energia sob a forma de calor e eletricidade (cogeração,
Combined Heat and Power - CHP) em pequena escala. Encontra-se disponível em
processos agrícolas e industriais, e em resíduos urbanos. A principal vantagem da
construção de plantas CRO - biomassa reside no potencial energético e na grande
disponibilidade dos resíduos de biomassa a nível mundial.
A biomassa é a quarta maior fonte de energia do mundo, contribuindo com cerca
de 14% (ANEEL, 2005) da demanda mundial de energia primária. Em países
desenvolvidos esta contribuição é maior, chega a 70-90% (TCHANCHE et al., 2011),
sendo boa parte desta energia produzida de forma sustentável. Atualmente, a produção
mundial dos principais produtos agrícolas utilizados na obtenção de energia é grande, e
há muitas possibilidades de incrementar sua competitividade energética, conforme
apresentado na Tabela 3.
Tabela 3 - Produção mundial dos principais produtos para a obtenção de energia
(LORA et al., 2008).
* FAO, 2004
** Calculado
A implantação do CRO - biomassa, mais bem sucedida a nível local, deve-se a
dois motivos: à baixa densidade energética da biomassa, que aumenta os custos de
transporte, e ao fato de a eletricidade e do calor serem normalmente disponibilizados no
local, o que torna este tipo de instalação particularmente adequado nos casos em que
não existe ligação à rede, ou em que esta ligação não seja fiável. A produção local
conduz assim, a instalações pequenas (1-2 MWel), excluindo os ciclos de vapor
16
tradicionais que não são economicamente viáveis, nem tão eficientes nesta gama de
potência (MORO et al., 2008).
Para as pequenas unidades descentralizadas, o custo de geração exclusiva de
energia elétrica não é competitivo, e o sistema de geração combinada de calor e
eletricidade é implantado a fim de assegurar o retorno do investimento. A demanda de
calor é então um pré-requisito para aumentar a eficiência global de conversão de energia
deste tipo de planta.
A possibilidade de obter energia térmica como subproduto é uma importante
característica das plantas CRO - biomassa, já que o calor pode ser empregado em
processos industriais, como por exemplo, a secagem de madeira nas madeireiras. Visto
que o transporte de calor de longa distância é tecnicamente complexo, estas plantas de
cogeração são limitadas a uma potência térmica de 6-10 MW (CHINESEN et al., 2004,
QUOILIN et al., 2013).
Um diagrama simplificado de um sistema de cogeração a partir da biomassa está
ilustrado nas Figuras 9 e 10: o calor da combustão é transferido dos gases para o fluido
intermediário (óleo térmico) através do trocador de calor, sob uma temperatura que
varia entre 150 e 320 °C. O óleo térmico é então direcionado ao loop CRO para
evaporar o fluido de trabalho, a uma temperatura um pouco menor que 300 °C. Em
seguida, o fluido evaporado é expandido, passa pelo recuperador para preaquecer o
líquido, e é finalmente condensado. O calor da condensação é utilizado para produzir
água quente a uma temperatura de 80-120 °C (QUOILIN, 2011).
Para o exemplo da Figura 9, apesar de a eficiência elétrica do sistema ser
limitada a 18%, a eficiência global da planta é de 88%, o que é muito maior do que os
valores encontrados para plantas de produção de energia centralizada, nas quais grande
parte do calor residual é perdido (QUOILIN et al., 2013, TCHANCHE et al., 2011).
17
Figura 9 - Conversão de energia num sistema de cogeração CRO a partir de biomassa
(QUOILIN et al., 2013).
Figura 10 - Esquema simplificado de uma planta de cogeração CRO a partir de
biomassa (TCHANCHE et al., 2011).
18
2.4.2. Energia Geotérmica
A temperatura da Terra aumenta com o aumento da profundidade. Esta energia
subterrânea emitida a partir do centro da Terra, chamada de energia geotérmica, pode
ser utilizada para os processos de aquecimento e/ou geração de eletricidade. O fluxo de
calor da Terra varia de um lugar para outro na superfície, e com o tempo num
determinado local.
A produção total de energia pela Terra é estimada em cerca de 4 × 1013
W, o que
é mais de três vezes o consumo total de energia no mundo (BARBIER, 2002). O
gradiente geotérmico médio perto da superfície terrestre é de cerca de 25 °C/km
(TCHANCHE et al., 2011) e não é igualmente distribuído, permitindo que alguns locais
sejam mais adequados para aplicações geotérmicas do que outros. A Figura 11 mostra a
distribuição da energia geotérmica na América do Sul. Observa-se que, para o Brasil, os
maiores valores (entre 80-100 mW/m2) se encontram nas regiões Sudeste, Centro-Oeste,
Nordeste e Sul.
Figura 11 - Mapa de fluxo de calor geotérmico para a América do Sul (HAMZA et al.,
2008).
19
Fontes de calor geotérmicas estão disponíveis em uma ampla gama de
temperaturas, de algumas dezenas de graus até 300°C. O atual limite tecnológico
inferior para geração de energia é de cerca de 80°C: Abaixo dessa temperatura a
eficiência de conversão torna-se muito pequena, e usinas geotérmicas passam a não ser
rentáveis economicamente (QUOILIN, 2011). A Tabela 4 indica o potencial de energia
geotérmica na Europa e mostra que esse potencial é bastante elevado para as fontes de
baixa temperatura.
Tabela 4 - Potencial para energia geotérmica na Europa para diferentes gamas de
temperatura da fonte de calor (FRICK, 2009).
Temperatura MWth MWe
65-90°C 147736 10462
90-120°C 75421 7503
120-150°C 22819 1268
150-225°C 42703 4745
225-350°C 66897 11150
Para a recuperação do calor a uma temperatura aceitável, deve-se perfurar no
solo um poço de produção e um poço de injeção. O fluido geotérmico é bombeado a
partir do poço de produção, passa pelo evaporador do CRO para evaporar o fluido
orgânico, e é injetado no poço de injeção a uma temperatura inferior, conforme descrito
pela Figura 12. Dependendo da configuração geológica, as perfurações podem ter
milhares de metros de profundidade, requerendo vários meses de trabalho contínuo. Isto
faz com que a perfuração represente 70% do custo de uma planta geotérmica (KRANZ,
2007).
20
Figura 12 - Esquema de uma planta para produção de energia elétrica a partir de
energia geotérmica (TCHANCHE et al., 2011).
Plantas CRO geotérmicas de baixa temperatura também são
caracterizadas por um consumo elevado de bombeamento: as bombas consomem de
30% até mais de 50% da potência gerada (FRICK, 2009). O principal consumidor é a
bomba do poço de produção, responsável por fazer com que o fluido geotérmico
(composto predominantemente por água) circule por grandes distâncias e com alta
vazão.
Fontes de calor que apresentam temperatura mais alta (maior que 150 °C)
permitem a produção combinada de calor e potência. Neste caso, define-se uma
temperatura de condensação maior, por exemplo 60 °C, permitindo que a água de
arrefecimento seja usada para aquecimento. Assim, aumenta-se a eficiência global de
recuperação de energia, entretanto reduz-se a eficiência elétrica da instalação
(QUOILIN, 2011).
21
2.4.3. Energia Solar
A luz solar fornece energia térmica sob a forma de radiação. Este fluxo de
energia, chamado irradiação, na superfície terrestre tem um valor aproximadamente de
750 W/m2 (GANG et al., 2010). Apesar da grande quantidade de energia solar
disponível, a eletricidade no mundo gerada a partir do recurso solar é uma fração bem
pequena do consumo de energia total. A distribuição de energia solar na Terra pode ser
visualizada na Figura 13.
Figura 13 - Distribuição da irradiação solar na Terra (EZ2C, 2010).
Os pontos pretos mostram as áreas de insolação que podem prover mais do que a
demanda total de energia primária do mundo (assumindo uma eficiência de conversão
de 8%). As cores mostram uma média de três anos de irradiação solar, incluindo noites
e cobertura de nuvens (EZ2C, 2010). Para a conversão desta energia em eletricidade,
uma das rotas tecnológicas é a concentração de energia solar (Concentrating Solar
Power – CSP).
A concentração de energia solar é uma tecnologia já testada e comprovada: o Sol
é monitorado, a luz solar é concentrada através de espelhos ou lentes num coletor linear
ou pontual, transferindo-se o calor para um fluido que, em seguida, será utilizado no
ciclo de produção de energia elétrica. Os captadores mais utilizados são os
concentradores parabólicos, os concentradores lineares, os sistemas de recepção central
(torres solares), e os discos parabólicos (HERRERIA, 2012). O princípio de
funcionamento desta instalação está ilustrado na Figura 14.
22
Os discos parabólicos e as torres solares são tecnologias de concentração
pontual, levando a um fator de concentração maior e a temperaturas mais elevadas. Os
ciclos de alimentação mais adequados para estas tecnologias são o motor Stirling
(plantas de pequena escala), o Ciclo de Rankine a Vapor, ou até mesmo o ciclo
combinado para as torres de concentração solar (QUOILIN et al., 2013).
Já os concentradores parabólicos trabalham a uma temperatura mais baixa
(300°C a 400°C), estando até agora associados, principalmente, ao tradicional Ciclo de
Rankine a Vapor para a produção de energia elétrica. No entanto, os ciclos
convencionais de vapor funcionam a temperaturas e pressões mais elevadas, conduzindo
a instalações de mais alta potência, devido à necessidade de rentabilidade econômica
(QUOILIN, 2011).
O Ciclo Rankine Orgânico assume-se assim, como uma tecnologia promissora
uma vez que pode diminuir os custos de plantas de pequena escala. Através do CRO, é
possível operar com temperaturas mais baixas nos coletores, o que melhora o
rendimento térmico dos mesmo (diminuindo as perdas para o exterior), reduz o tamanho
dos campos solares, da instalação e os custos de investimento e de manutenção. O
rendimento total de um sistema CRO solar geralmente atinge valores entre 7 – 9 %
(GANG et al., 2010)
Tecnologias como concentradores de Fresnel linear são particularmente
adequados para CRO solar, pois requerem baixo investimento, e permitem uma potência
total instalada que pode variar desde alguns kW até o MW sob baixa temperatura
(FORD, 2008).
23
Figura 14 - Princípio de funcionamento de um sistema CRO solar (MUÑOZ, 2013).
2.4.4. Calor Residual de Processos Industriais
O calor residual é o calor gerado durante o processo de combustão ou qualquer
outro processo térmico/químico, que é rejeitado diretamente para atmosfera. Os
processos industriais, bem como motores térmicos e equipamentos mecânicos produzem
grandes quantidades de calor residual. Este calor de exaustão não só contem alto valor
exergético, como também grandes quantidades de poluentes: dióxido de carbono (CO2),
óxidos de nitrogênio (NOx) e óxidos de enxofre (SOx), responsáveis pelo alto nível de
concentração de gases de efeito estufa na atmosfera e pelo aquecimento global
(TCHANCHE et al., 2011).
Alguns países desenvolvidos, visando cortar suas emissões de gases nocivos ao
meio ambiente, e ao mesmo tempo diminuir suas importações de energia, avaliaram o
potencial de recuperação de calor residual (Waste Heat Recovery – WHR) presente em
seus territórios. Nos EUA, o setor industrial responde sozinho por cerca de um terço do
total da energia consumida no país, e contribui na mesma proporção para as emissões de
gases de efeito estufa. Estimou-se que 20-50% da energia de entrada dos processos
industriais é perdida, o que corresponde a aproximadamente 750 MWel (BAILEY &
WORRELL, 2005, TCHANCHE et al., 2011).
Alguns segmentos industriais apresentam particularmente, um alto potencial
para a recuperação de calor residual. Dentre eles, está a indústria de cimento, na qual
40% do calor é perdido nos gases de exaustão. Estes gases são liberados nos processos
24
de preaquecimento do calcário e na produção de clínquer, com uma temperatura que
varia entre 215 e 730 °C (ENGIN & ARI, 2005, TCHANCHE et al., 2011). Além das
cimentarias, as siderúrgicas, as indústrias de ferro, as refinarias e as indústrias químicas
também são fortes candidatas à implantação de sistemas de recuperação de calor
residual (QUOILIN, 2013).
A temperatura da fonte de calor é um parâmetro que determina a eficiência do
processo de recuperação de energia, e tem grande influência sobre o projeto dos
trocadores de calor. A preferência por sistemas CRO depende, além da temperatura da
fonte quente, da potência de saída requerida. Apesar de alguns fornecedores fabricarem
módulos personalizados de unidades CRO, a maior dificuldade reside na concepção
ótima e integração dos trocadores de calor ao sistema, visando maximizar a taxa de
recuperação de calor (TCHANCHE et al., 2011).
Embora apresente um alto potencial e baixo custo (de 1000 a 2000 €/kWel), a
tecnologia de recuperação de calor rejeito através do Ciclo Rankine Orgânico representa
apenas 9-10% das instalações CRO no mundo (ENERTIME, 2011). A Figura 15 ilustra
um esquema simplificado de instalações deste tipo.
Figura 15 - Configuração típica do Ciclo Rankine Orgânico adaptado à recuperação de
calor residual industrial (TCHANCHE et al., 2011).
25
2.5. Componentes do Ciclo Rankine Orgânico
O Ciclo Rankine Orgânico simples é composto por quatro equipamentos
básicos; evaporador, turbina, condensador e bomba. No ciclo ideal, a bomba e a turbina
são responsáveis pelo processo isentrópico, e o evaporador e o condensador trabalham
sem perdas de carga. Entretanto, na prática os processos na bomba e na turbina não são
isentrópicos e o condensador e o evaporador apresentam queda de pressão, fazendo com
que o rendimento térmico do ciclo seja menor devido ao aumento das irreversibilidades.
Visto isso, conclui-se que o desempenho de cada elemento da instalação
interfere na performance geral do ciclo, e que a seleção dos componentes configura-se
como uma etapa crucial para o projeto de um Ciclo Rankine Orgânico. A Figura 14
apresenta o arranjo de uma máquina CRO típica.
Figura 16 - Componentes básicos de um Ciclo Rankine Orgânico (BINI &
MANCIANA, 1996).
A seguir descreveram-se as características e critérios de seleção dos principais
componentes de um sistema CRO, assim como sua influência sobre o rendimento global
da instalação.
26
2.5.1. Máquina de Expansão
O desempenho da máquina de expansão nos Ciclos Rankine Orgânico é um dos
parâmetros que mais afeta e condiciona a eficiência global da instalação.
Genericamente, as máquinas de expansão podem ser classificadas em duas categorias
principais: as do tipo turbo e as máquinas de deslocamento positivo, também conhecidas
por máquinas de expansão volumétrica.
Similar às aplicações de refrigeração, as máquinas do tipo deslocamento positivo
são mais adequadas para unidades CRO de pequena escala, visto que são caracterizadas
pela baixa vazão, elevada razão de expansão e velocidade de rotação muito menor do
que a das turbomáquinas, que são utilizadas para aplicações de maior potência
(PERSSON, 1990).
As maquinas de expansão de tipo turbo compreendem dois grandes grupos:
turbina axial e turbina radial. A turbina axial opera com fluidos de trabalho de elevado
peso molecular, e é adequada para sistemas com elevada vazão e baixa diferença de
pressão. Em sistemas CRO operam em estágio único, sob baixa ou média temperatura.
A turbina radial opera em elevadas condições de pressão e com baixa vazão do fluido de
trabalho. Sua geometria permite uma maior queda de entalpia para cada etapa de
expansão (QUOILIN, 2011).
Os tipos de máquina de deslocamento positivo mais conhecidos são as de
parafuso, de palhetas, e as scroll. As máquinas de expansão de parafuso (Figura 17) tem
como vantagem o fato de apresentarem uma arquitetura mais simples quando
comparadas com outras máquinas de vários estágios. Apresentam, no entanto, a
desvantagem da lubrificação que, além de ser necessária para assegurar um bom contato
entre as diferentes partes metálicas rotativas, serve também para garantir que não hajam
fugas internas devido à distância entre os parafusos e a carcaça. Estas máquinas são,
assim, mais adequadas para operar com lubrificantes miscíveis com o fluido orgânico
(AOUN, 2008).
27
Figura 17 - Máquina de expansão tipo parafuso (SILVA, 2010).
A turbina scroll (Figura 18) é na verdade um compressor operando em modo
reverso. Dentre as máquinas de expansão, é aquela que apresenta menos peças móveis,
conferindo-lhe assim um funcionamento suave, sem grandes vibrações e ruídos, o que a
torna uma solução compacta e fiável (SILVA, 2010).
Figura 18 - Máquina de expansão espiral (AIR SQUARED, 2014).
As máquinas de expansão rotativas de palhetas (Figura 19) são soluções
construtivas que se caracterizam pela sua simplicidade, segurança e compacticidade. No
entanto, apresentam como maior problema a lubrificação das superfícies de contato
internas. Uma lubrificação insuficiente causa assim, graves problemas de desgaste nos
componentes, conduzindo a valores de rendimento isentrópico muito baixos.
Normalmente, este problema é resolvido através da injeção de óleo (AOUN, 2008).
28
Figura 19 - Máquina de expansão de palheta (SILVA, 2010).
Enquanto as turbomáquinas estão presentes grande parte das unidades CRO
disponíveis no mercado, por serem uma tecnologia mais madura, quase todos os
expansores de deslocamento positivo que tem sido usados até agora são protótipos,
muitas vezes derivados de compressores existentes. Contudo, as turbinas de
deslocamento positivo constituem-se como um bom substituto para turbomáquinas para
baixas potências de saída. Além de apresentarem uma velocidade de rotação limitada
(geralmente 1500 ou 3000 RPM numa rede elétrica de 50 Hz), são fiáveis (amplamente
utilizados para aplicações de compressor), podem tolerar a presença de uma fase
líquida durante a expansão, e apresentam uma boa eficiência isentrópica (QUOILIN,
2011).
Na Figura 20 apresentam-se as faixas de potência e funcionamento dos
diferentes tipos de máquinas de expansão para diferentes fontes de calor: energia
geotérmica, energia solar e recuperação de calor residual (WHR).
Figura 20 - Mapa de operação para 3 tecnologias diferentes de máquinas de expansão, e
3 aplicações diferentes (QUOILIN et al., 2013).
29
2.5.2. Trocadores de Calor
Uma instalação CRO inclui geralmente, uma caldeira e três tipos de trocadores
de calor: um evaporador, um condensador e em alguns casos, um regenerador. A
seleção deste tipo de equipamento é específica para cada uma das aplicações e
condições de operação do sistema.
Como em todo ciclo termodinâmico, é desejável que os trocadores de calor de
uma máquina CRO apresentem um elevado coeficiente de transferência de calor, a fim
de aumentar o rendimento térmico global da instalação. Além disso, deve-se avaliar o
tamanho do equipamento (quanto mais compacto, maior a gama de aplicações), e o
preço, visto que este representa uma parcela considerável do custo total da planta
(QUOILIN et al., 2013).
Nos Ciclos Rankine Orgânico, a caldeira é o trocador de calor mais crítico da
instalação. Dependendo da natureza da fonte de calor, deve suportar altas temperaturas
(até 350 °C), elevadas pressões (4,5 MPa) e pode estar sujeita à corrosão e fuligem. O
condensador, por sua vez, deve operar com elevadas vazões e para baixas pressões,
visto que a temperatura de condensação se aproxima da temperatura ambiente. Já o
recuperador é projetado para transferir eficientemente o calor de um fluido em fase
gasosa para um fluido na fase líquida, com vazões mássicas idênticas, mas capacidades
térmicas e coeficientes de transferência de calor diferentes (AOUN, 2008).
Diversos tipos de trocadores de calor podem ser empregados em instalações
CRO, contudo os modelos mais usados são os do tipo casco e tubos, e o a placas (Figura
21). Em geral, os trocadores de calor a placas apresentam menor custo e fácil
manutenção, são mais compactos e estão disponíveis a uma pressão máxima de até 3
Mpa. Por isso são amplamente empregados em unidades de pequena escala (cerca de 1
MWel). Já os permutadores casco e tubos são maiores e mais caros que o a placas para
uma mesma carga térmica, entretanto suportam elevadas pressões e temperaturas, sendo
assim indicados para grandes instalações (QUOILIN et al., 2013).
30
Figura 21 - Trocadores de calor tipo casco e tubos e a placas (TRANTER, 2014,
KORENERGY, 2014).
2.5.3. Bomba
As bombas estão divididas fundamentalmente em dois grandes grupos: as de
deslocamento positivo e as dinâmicas. Contudo, nem todas as tecnologias de bomba
podem ser adaptadas a um Ciclo Rankine Orgânico. Diversos critérios norteiam o
processo de seleção de uma bomba para uma instalação CRO, entre eles estão:
estanqueidade, eficiência, vazão, fator de compressão e controlabilidade.
O quesito estanqueidade é de suma importância, visto que os fluidos orgânicos
são caros, podem ser inflamáveis, tóxicos e podem ter valores altos de GWP e ODP.
Um vazamento na bomba pode comprometer o rendimento do sistema, a
segurança/saúde dos envolvidos na operação do equipamento, e pode causar impactos
negativos no meio ambiente.
Nos Ciclos Rankine tradicionais, o consumo da bomba é muito baixo comparado
à potência de saída. Já nas máquinas CRO a irreversibilidade da bomba pode diminuir
substancialmente o rendimento global do ciclo. A eficiência das bombas em instalações
CRO relatadas na literatura é geralmente muito baixa (entre 7% e 25%) para unidades
de baixa capacidade (QUOILIN et al., 2013).
O sistema de bombeamento de um Ciclo Rankine Orgânico deve ser projetado
para fornecer pequenas vazões e elevadas diferenças de pressão. Além disso, a bomba
deve ser escolhida tendo em vista que os fluidos de trabalho apresentam viscosidade
muito baixa (< 1mPa.s) (AOUN, 2008).
Nos sistemas CRO a bomba é usada para controlar a vazão mássica do fluido de
trabalho. O motor elétrico é conectado a um inversor, o que permite a variação da
31
velocidade de rotação da bomba. Nas bombas de deslocamento positivo a vazão é
proporcional à rotação, o que confere maior controlabilidade ao sistema.
Visto isso, e tendo em consideração que a baixa viscosidade dos fluidos de
trabalho que operam num sistema CRO se constitui como o parâmetro que mais
condiciona a escolha do sistema de bombeamento, as bombas de deslocamento positivo
(alternativas e rotativas) constituem a solução mais adequada a este tipo de instalação
(AOUN, 2008).
Dentre as bombas de deslocamento positivo, as bombas de diafragma e de
êmbolos (Figura 22) assumem-se como os conceitos mais promissores para funcionar
com fluidos de baixa viscosidade e sob diferenciais de pressão elevados. As bombas de
diafragma estão disponíveis no mercado com uma ampla gama de vazões (de 0,1 L/min
até 140 L/min), podem ser utilizadas até uma pressão de 17 MPa e uma temperatura
máxima de 120°C, e alcançam um diferencial de pressão de 7 MPa ou mais,
independentemente da viscosidade do fluido (DA SILVA, 2010).
Porém, a principal desvantagem das bombas de diafragma é a necessidade de um
NPSHr (Net Positive Suction Head Required) elevado, o que conduz a um
subarrefecimento do fluido em 10ºC à entrada da bomba, e o fato de apresentar um
elevado volume e massa em comparação com outros tipos de bombas. Como resultado,
as bombas de êmbolos constituem-se como uma boa alternativa às bombas de
diafragma, evitando a sensibilidade destas últimas ao problema de cavitação,
apresentando no entanto a desvantagem de não estarem disponíveis no mercado para
temperaturas superiores a 50°C. Por conseguinte, a escolha da melhor bomba para cada
uma das aplicações resultará da especificidade das condições de funcionamento em cada
um dos casos (DA SILVA, 2010).
Figura 22 - Bomba de diafragma e bomba de êmbolo (DA SILVA, 2010).
32
2.6. Fabricantes de equipamentos CRO
O mercado de equipamentos CRO está crescendo rapidamente. Conforme
mostrado pela Figura 20, desde a primeira planta instalada comercialmente na década de
70, estabeleceu-se um crescimento quase que exponencial. A partir da Figura 23, é
possível concluir que o CRO é uma tecnologia já madura para aplicações de calor
residual, biomassa e energia térmica, porém muito incipiente quando se trata de energia
solar. Além disso, percebe-se que os sistemas estão instalados principalmente na gama
de potência do MW, existindo poucas plantas com menos de 1 MW de potência elétrica
gerada.
Figura 23 - Evolução do mercado CRO (esquerda) e participação de cada aplicação em
termos de número de unidades (direita) (QUOILIN, 2013).
Os fabricantes de máquinas CRO fornecem sistemas de cogeração numa ampla
gama de potência e temperatura, conforme apresentado pela Tabela 5. A principal
fabricante em termos de unidades instaladas é a Turboden (Pratt & Whitney), com 45%
das unidades instaladas no mundo. Levando em consideração apenas a potência
instalada, a ORMAT se destaca com 86% da potência acumulada no mundo.
Vale lembrar que, além das empresas listadas na Tabela 5, existem outras
companhias se inserindo no mercado CRO, porém com unidades de baixa capacidade.
Estes fabricante ainda não alcançaram maturidade técnica suficiente para comercializar
módulos CRO em larga escala.
33
Tabela 5- Principais fabricantes de unidades CRO (DA SILVA, 2010).
Fabricante Aplicações Gama de
Potência
Temperatura
da fonte de
calor
Máquina
de
Expansão
Fluido de
Trabalho
Custo
(R$/kWel)
ηelétrico
(%)
ORMAT
(EUA)
Geotérmica,
Solar,
WHR
200 kWe
–72 MWe 150 – 300 °C - n-pentano - -
Turboden
(Itália)
Cogeração,
Geotérmica
200 kWe
–2 MWe 100 – 300 °C
Turbina
axial
OMTS,
Solkaterm ≈ 4200 16-19
Adoratec
(Alemanha) Cogeração
300 kWe
–1750
kWe
300 °C - OMTS ≈ 4200 13-18
GMK
(Alemanha)
Geotérmica,
Cogeração,
WHR
50 kWe –
2 MWe 120 – 350 °C
Turbina
Axial
GL160
(patente da
GMK)
- 9-21
Koehler-
Ziegler
(Alemanha)
Cogeração 70 –200
kWe 150 – 270 °C Parafuso
Hidrocarbo
neto - 11
UTC Power
(EUA)
Geotérmica,
WHR 280 kWe > 93 °C - - - -
Cryostar Geotérmica,
WHR
500 kWe -
15 MWe 100 – 400 °C
Turbina
Radial
R-245fa, R-
134a - 17
Freepower
(Reino
Unido)
WHR 6 –120
kWe 180 – 280 °C -
Hidrocarbo
netos - 17,5
Tri-o-gen
(Holanda) WHR 160 kWe > 350 °C
Turbocom
pressor - ≈ 12900 11-21
Electrather
m
(EUA)
WHR 50 kWe > 93 °C Parafuso
duplo R-245fa - 6-12
Infinity
Turbine
(EUA)
WHR 10 –250
kWe > 80 °C
Turbocom
pressor R-134a ≈ 6000 10-12
Ergion
(Alemanha)
Solar,
WHR
4 –300
kWe 120 – 300 °C Parafuso
Água com
aditivos - 13-16
WSK-
Group
(Alemanha)
WHR 52 –65
kWe 490 °C Parafuso
Hidrofluorc
arboneto - 16,3
34
3. Modelo Matemático
No presente capítulo pretende-se explicar e fundamentar todas as formulações
consideradas nos estudos de caso, assim como critérios e decisões tomadas
relativamente a cada um dos parâmetros envolvidos que sustentam o modelo
matemático que simula o desempenho térmico e econômico do Ciclo Rankine Orgânico.
3.1. Equacionamento do Ciclo
No equacionamento do ciclo considerou-se que o sistema opera em regime
permanente, e desprezaram-se as perdas de carga nos tubos e as perdas de calor para o
ambiente no evaporador, no condensador, na turbina e na bomba. Devido às
irreversibilidades que existem em cada um dos processos termodinâmicos, tais como
expansão não-isentrópica, compressão não-isentrópica, introduziu-se o conceito de
rendimento isentrópico dos equipamentos a fim de avaliar o desempenho do ciclo de
forma mais precisa.
3.1.1. Primeira Lei da Termodinâmica
Como em todo ciclo termodinâmico, no Ciclo Rankine Orgânico existem
processos de entrada e saída de energia (sob forma de trabalho e calor) e massa. Para
conhecer o comportamento do sistema é necessário identificar e quantificar estas formas
de energia e o fluxo de massa.
A partir dos balanços de massa (Equação 1) e de energia (derivação da primeira
lei da termodinâmica, Equação 2) é possível determinar a potência mecânica produzida
pela turbina, a potência consumida pela bomba, o calor absorvido pelo evaporador e o
calor rejeitado no condensador. Por convenção, assumiu-se positiva a energia que entra
no sistema, e negativa a energia que sai do sistema.
∑ ∑
(1)
∑ ∑ (2)
35
Onde e representam respectivamente a vazão mássica de entrada e saída
do volume de controle em kg/s, e a potência calorífica e o trabalho por unidade de
tempo em kW, e e a entalpia na entrada e na saída do sistema em kJ/kg.
Assumindo que não há troca de calor com o ambiente externo durante os
processos de compressão e expansão obtem-se as equações abaixo para a potência
mecânica produzida na turbina ( e a potência necessária ao acionamento da
bomba ( .
(3)
(4)
Onde , , e são os valores de entalpia nos pontos 1, 2, 3 e 4, adotando a
numeração da Figura 24.
Desprezando as perdas de carga nos trocadores de calor, e sabendo que estes não
realizam trabalho, obtem-se as equações 3 e 4 que determinam respectivamente, o calor
absorvido pelo evaporador por unidade de tempo ( , e a potência térmica rejeitada
pelo condensador (
(5)
(6)
3.1.2. Segunda Lei da Termodinâmica
Num ciclo termodinâmico real, é impossível converter toda energia disponível
em trabalho, devido às irreversibilidades que existem nos componentes. Durante a
expansão, apenas uma parte da energia recuperável a partir da diferença de pressão é
transformada em trabalho útil. A outra parte é perdida na forma de calor. Na bomba,
perdas eletromecânicas e vazamentos internos geram irreversibilidades que aumentam o
consumo de potência necessária ao bombeamento. Portanto, na expansão e na
compressão real, a entropia ( ) do sistema aumenta com o tempo, conforme estabelecido
pela segunda lei da termodinâmica (Equação 7).
(
(7)
36
Onde
corresponde a um processo reversível, e portanto, com produção
máxima de trabalho.
A fim de contabilizar as irreversibilidades e obter um rendimento global mais
próximo do real, introduziu-se nos cálculos o rendimento isentrópico da turbina ( )
e da bomba ( ), conforme equacionado abaixo.
(
(8)
(
(9)
Onde o índice refere-se à entalpia isentrópica, ou seja, o valor de ideal
encontrado no gráfico a partir das linhas isentrópicas. A Figura 24, ilustra através do
gráfico T x S a diferença entre a expansão isentrópica e a expansão irreversível.
Figura 24 - Esquema e diagrama T x s do Ciclo Rankine simples (TCHANCHE et al.,
2011).
O rendimento do ciclo é o valor líquido de trabalho útil (o trabalho fornecido
pela máquina de expansão menos o trabalho consumido pela bomba) dividido pela
quantidade de calor absorvida pelo fluido de trabalho no evaporador, conforme
estabelecido pela Equação 10.
(10)
37
3.2. Análise Econômica
A implantação de um sistema de cogeração que economize fontes energéticas
não garante ao investidor benefícios econômicos. Dessa forma, os custos associados ao
uso da cogeração devem ser relativamente menores aos custos de atendimento das
demandas de maneira convencional para que esta opção se constitua em uma vantagem.
Contudo, não basta apenas que estes custos sejam menores. É preciso considerar,
também, o peso que os investimentos de aquisição dos sistemas de cogeração têm em
um projeto. Dessa forma, é preciso ir além da questão da análise de eficiência
energética, e analisar os aspectos financeiros e, com isso, verificar a viabilidade do
projeto. Para isso, existem métodos usuais, que serão aplicados nos estudos
desenvolvidos.
3.2.1. Avaliação do Fluxo de Caixa
O fluxo de caixa é um instrumento de contabilidade que considera as entradas e
saídas de recursos financeiros. Em um projeto de cogeração, a entrada é a redução anual
de custos proveniente da implantação da central de cogeração. Já a saída, é composta
pelos impostos, amortizações de dívidas, juros de financiamento, e os investimentos em
aquisição da planta.
Pode-se então, definir o fluxo de caixa de um determinado período , como a
diferença entre a receita e as despesas da empresa neste mesmo período, conforme
estabelecido pela Equação 11.
(11)
A análise econômica de um projeto é feita através de três métodos:
Método do Valor Presente Líquido (VPL);
Método da Taxa Interna de Retorno (TIR);
Método do Payback.
38
3.2.1.1.Método do Valor Presente Líquido (VPL)
O valor presente líquido de um fluxo de caixa corresponde a trazer todos os
fluxos futuros para o valor atual, descontando-se uma taxa de juros, chamada de taxa
mínima de atratividade (TMA), que representa o retorno que o investidor poderia obter
em uma aplicação no mercado com risco comparável (SILVA, 2010). Para um fluxo de
entradas e saídas de caixa desiguais ao longo de um horizonte de tempo , o Valor
Presente Líquido pode ser cálculo pela Equação 12.
(12)
Quando o VPL é positivo, o fluxo de caixa agrega valor e é atrativo do ponto de
vista econômico-financeiro. Quando o VPL é negativo, o fluxo de caixa destrói valor, e
não deveria ser realizado.
3.2.1.2. Método da Taxa Interna de Retorno (TIR)
A taxa interna de retorno mede a rentabilidade do fluxo de caixa. O cálculo da
TIR não é direto, uma vez que não existe uma fórmula específica. Na verdade, a TIR é a
taxa de juros que iguala o VPL de um fluxo de caixa a zero, conforme mostrado pela
Equação 13 (SILVA, 2010).
(13)
Se o valor do TIR for menor que o custo de capital ajustado ao risco, ou seja, se
o TIR for menor que o TMA rejeita-se o projeto. Caso o valor do TIR seja maior que
TMA tem-se um argumento para aceitar o projeto.
3.2.1.3. Método do Payback
O payback ou tempo de retorno, corresponde ao tempo necessário para que os
fluxos de caixa positivos recuperem os fluxos de caixa negativos, e é normalmente
expresso em anos. Seu cálculo é obtido a partir dos fluxos de caixa nominais, e a
decisão de implementar ou não um projeto é tomada com base no período máximo que
o empreendedor considera aceitável para recuperar o capital investido. O tempo de
retorno deverá ser inferior a este limite.
39
4. Ferramenta de Análise Técnica e Econômica
A fim de facilitar a análise de viabilidade técnica e econômica das plantas de
cogeração CRO consideradas nos estudos de caso, desenvolveu-se no Microsoft Excel
uma ferramenta computacional. O software foi escolhido para elaborar a ferramenta, por
se tratar de uma plataforma capaz de desenvolver análises complexas de forma simples,
além de possuir uma interface amigável ao usuário.
A planilha desenvolvida é composta por nove abas. Estas abas são:
“Entradas”
“Módulos CRO”
“Análise Técnica”
“Custos”
“Análise Financeira”
“Caso Base”
“Fluxo de Caixa”
“Payback”
“Resultados da Cogeração”
Nas sessões seguintes serão descritas detalhadamente cada uma das abas da
ferramenta, explicando sua função na planilha, e apontando os valores de entrada e de
saída das tabelas.
4.1. Aba “Entradas”
Na aba “Entradas” o usuário deve inserir os dados de entrada que serão
utilizados pelo resto da planilha. Nesta aba deve-se fornecer todas as informações
necessárias para a análise do projeto de cogeração na planta. Além disso, o usuário
também deve selecionar o equipamento responsável pela geração de energia elétrica e
térmica. Desta forma, a inserção dos dados de entrada nesta aba é realizada em quatro
etapas:
Seleção do equipamento
Características de operação da planta
Resíduos
Combustível
40
Os dados são informados pelo usuário na planilha seguindo o código de cores
apresentado na Tabela 6.
Tabela 6 - Código de cores utilizado para os dados da planilha.
Legenda
Dado de entrada do usuário
Valor calculado automaticamente
Na etapa “Seleção do Equipamento”, deve-se escolher um dos módulos CRO
presentes na lista suspensa do campo “Equipamento selecionado”, conforme mostrado
pela Figura 25.
Figura 25 - Lista suspensa para seleção do equipamento.
Os módulos CRO que compõem a lista foram selecionados a partir do catálogo
da empresa Turboden. A Tabela 7, presente na aba “Módulos CRO”, apresenta o
resumo das características técnicas de cada um dos equipamentos. Uma vez escolhido o
equipamento a ser analisado, as características técnicas são automaticamente
preenchidas de acordo com as informações da tabela.
Tabela 7- Características técnicas dos módulos CRO considerados nos estudos de caso
(TURBODEN, 2008).
Características T200 CHP Split
T500 CHP Split
T600 CHP Split
T800 CHP Split
T1100 CHP Split
T1500 CHP Split
T2000 CHP Split
Potência térmica requerida pela caldeira [kWth]
1.489 3.600 4.344 5.711 7.641 10.878 13.356
Temperatura de saída da água quente [°C]
90 90 90 90 90 90 90
Potência térmica gerada [kWth]
1.108 2.637 3.191 4.148 5.246 7.920 9.700
Potência elétrica líquida gerada [kWel]
205 538 641 889 1.155 1.674 2.079
41
Na tabela “Características de operação da planta” (Tabela 8) são inseridos o
tempo de operação e as demandas de energia elétrica e térmica da planta que se deseja
analisar. Assim, para que se possa utilizar a ferramenta, deve-se possuir os dados de
potência elétrica e térmica consumida pelo sistema, assim como seu fator de capacidade,
que corresponde à fração do ano em que a planta está produzindo energia.
Tabela 8 - Tabela de dados sobre a demanda energética e as características de operação
da planta.
CARACTERÍSTICAS DE OPERAÇÃO DA PLANTA
Demanda de energia térmica [kWth] 7.500
Demanda de energia elétrica [kWel] 1.000
Fator de capacidade [%] 90
Tempo de operação
[h/dia] 18
[dias/ano] 365
[h/ano] 6.570
Na Tabela “Resíduos” (Tabela 9) deve-se informar os dados sobre geração de
resíduos de biomassa na planta. O preenchimento destes campos tem como objetivo
contemplar os casos em que a planta gera resíduos de biomassa que podem ser
utilizados como combustível na caldeira do CRO. Sabendo-se o Potencial Calorífico
Inferior (PCI) da biomassa descartada e sua quantidade diária, calcula-se a potência
térmica que pode ser fornecida ao ciclo através de sua combustão, conforme mostrado
pela Equação 14. Caso não haja produção de resíduos, o usuário deve inserir o valor “0”
no campo “Produção de resíduos de biomassa”.
(14)
Onde, é a capacidade de produção de resíduos em m3/dia, e é o tempo
de operação da planta em h/dia.
42
Tabela 9 - Tabela de dados sobre a produção de resíduos de biomassa na planta.
RESÍDUOS
Produção de resíduos de biomassa [m3/dia] 125
PCI do resíduo de biomassa [MJ/m3] 8.818
Potência fornecida pela combustão da biomassa [kWth] 17.011
A produção de resíduos é capaz de suprir a demanda energética da caldeira do equipamento?
SIM
Consumo de resíduo de biomassa na caldeira [m3/dia] 79,9
Se a potência fornecida pela combustão do resíduo for maior ou igual à potência
térmica requerida na caldeira, conclui-se que a quantidade de resíduo produzida
diariamente é capaz de suprir a demanda térmica do equipamento. Neste caso, calcula-
se a quantidade exata de resíduo que atende a demanda da caldeira através da Equação
15. Caso a potência seja menor, deverá haver queima complementar de biomassa na
caldeira.
(15)
Na etapa de seleção do combustível, deve-se escolher um dos três combustíveis
(biomassa, gás natural ou óleo combustível) presentes na lista suspensa mostrada pela
Figura 26. Vale ressaltar que a ferramenta não considera a mistura de combustíveis
diferentes na caldeira. Isto é, caso haja geração de resíduos de biomassa na planta e
necessidade de queima complementar, o combustível selecionado deve ser
necessariamente a biomassa, e o usuário deve inserir na tabela “Combustivel” o mesmo
valor de PCI informado na tabela “Resíduos”.
Uma vez selecionado o combustível e informado o PCI, calcula-se através da
Equação 16 a quantidade diária de combustível que deve ser queimada na caldeira para
que a demanda térmica do equipamento seja suprida.
(16)
Caso não haja produção de resíduos na planta, assume o valor “0”
informado pelo usuário na Tabela “Resíduos”.
43
Figura 26 - Lista suspensa para seleção do combustível.
Por fim, como sugestão para o usuário, a planilha apresenta os valores de PCI e
o preço de alguns combustíveis, conforme mostrado pela Tabela 10.
Tabela 10 - PCI e custo de alguns combustíveis (FABRES, 2014, SORDI et al, 2013).
Combustível PCI [MJ/m3] Custo [R$/m3]
Cavaco de madeira (35% de umidade) 8.818 12,20
Óleo combustível 38.874 1.750,00
Gás Natural 35,8 1,50
Bagaço de cana (50% de umidade) 11.411 120,00
44
4.2. Aba “Análise Técnica”
Na aba “Análise Técnica” faz-se uma análise do desempenho energético do
sistema em questão. Para isso, calcula-se a potência gerada e consumida em cada um
dos equipamentos do ciclo, utilizando os dados técnicos do módulo CRO selecionado.
Estes valores são apresentados na planilha (Tabela 11), junto com um diagrama
esquemático do ciclo termodinâmico (Figura 27).
Tabela 11 - Aba "Análise Técnica".
CALDEIRA/EVAPORADOR
(Ponto 1) Potência térmica requerida na caldeira [kWth] 1.489
Eficiência da caldeira [%] 90
(Ponto 2) Potência fornecida ao óleo térmico [kWth] 1.340
Eficiência do evaporador [%] 98
(Ponto 3) Potência fornecida ao fluido de trabalho [kWth] 1.313
CONDENSADOR
(Ponto 6) Potência térmica útil para cogeração [kWth] 1.108
Temperatura de saída da água quente [oC] 90
BOMBA
(Ponto 7) Potência elétrica consumida* [kWel] 14
TURBINA/GERADOR
(Ponto 4) Potência mecânica na saída da turbina [kW] 231
Eficiência do gerador* [%] 95
(Ponto 5) Potência elétrica produzida pelo gerador [kWel] 219
45
Figura 27 - Diagrama do CRO apresentado na aba "Análise Técnica".
A potência fornecida ao óleo térmico (ponto 2) e ao fluido de trabalho no
evaporador (ponto 3) foi calculada a partir das Equaçôes 17 e 18, respectivamente.
(17)
(18)
Assumiu-se nos cálculos: e (TURBODEN, 2008).
A potência mecânica gerada pela expansão do fluido de trabalho na turbina
(ponto 4) foi calculada a partir da eficiência elétrica do gerador, conforme mostrado
pela Equação 19.
(19)
Adotou-se nos cálculos a eficiência típica de um gerador de módulo CRO,
(QUOILIN, 2013).
46
O catálogo dos equipamentos da Turboden considerados nos estudos de caso não
apresenta a quantidade de energia elétrica consumida pela bomba do ciclo (ponto 7).
Este valor foi obtido a partir do gráfico da Figura 28, onde relacionou-se a potência
elétrica consumida pelo equipamento CRO com a potência total gerada. O gráfico foi
traçado a partir de dados de outras unidades CRO Turboden disponíveis no mercado.
Figura 28 - Consumo de energia elétrica em função da potência elétrica gerada dos
módulos CRO da Turboden.
A análise técnica é realizada a partir de indicadores de desempenho comumente
utilizados para avaliar o rendimento de plantas de cogeração. A Tabela 12 apresenta os
indicadores calculados pela planilha.
10
30
50
70
90
110
200 700 1200 1700 2200
Potê
nci
a e
létr
ica c
on
sum
ida
[k
Wel
]
Potência elétrica gerada [kWel]
47
Tabela 12 - Indicadores do desempenho energético da cogeração apresentados na aba
"Análise Técnica".
DESEMPENHO ENERGÉTICO DA COGERAÇÃO
Rendimento do ciclo 18,41%
Eficiência térmica da cogeração(ETC) 72,81%
Eficiência elétrica da cogeração (EEC) 16,11%
Fator de utilização do equipamento (FUE) 88,91%
Índice de poupança de energia (IPE) 73,03%
Energia economizada (EE) 26,97%
Índice de geração de potência (IGP) 59,23%
A eficiência térmica da cogeração ( ) é definida como a razão entre a
potência térmica útil para cogeração (calor rejeitado pelo condensador), e a potência
térmica fornecida pela combustão na caldeira, conforme mostrado pela Equação 20
(FIOMARI, 2004).
(20)
A eficiência elétrica da cogeração ( ) é a razão entre a potência elétrica
gerada pelo equipamento ( , e a potência térmica total fornecida à instalação
(FIOMARI, 2004), conforme apresentado pela Equação 21.
(21)
O Fator de Utilização do Equipamento (FUE) avalia a eficiência global da
cogeração. É definido como a razão entre a potência útil total produzida pelo sistema de
cogeração, e a potência total fornecida à instalação (FIOMARI, 2004). O FUE pode ser
calculado através da Equação 22.
(22)
O Índice de Poupança de Energia (IPE) refere-se à economia de combustível
obtida por sistemas de cogeração em comparação com sistemas convencionais que
48
produzem separadamente energia elétrica e térmica (FIOMARI, 2004). É definido
através da Equação 23.
(23)
Sendo a eficiência da turbina de uma planta de referência, e a
eficiência da caldeira de uma planta de referência. Nos estudos de caso adotou-se:
e (FIOMARI, 2004).
Segundo a Equação 23, quanto menor for IPE do combustível, melhor será o
desempenho da cogeração comparado com o desempenho do sistema separado. Logo, a
quantidade de energia economizada (EE) através da cogeração é dada pela Equação 24.
(24)
Por fim, o Índice de Geração de Potência (IGP) é o parâmetro definido para
calcular separadamente a eficiência da geração de potência elétrica, descontando-se dos
insumos de energia, a energia utilizada para os fins térmicos (FIOMARI, 2004). Define-
se o IGP através da Equação 25.
Em seguida é realizada uma análise da quantidade de energia gerada na planta
com cogeração, conforme apresentado pela Tabela 13.
Tabela 13 - Tabela "Geração de Energia" da aba "Análise Técnica".
GERAÇÃO DE ENERGIA
Energia elétrica gerada por ano [kWhel/ano] 1.346.850
Energia térmica gerada por ano [kWhth/ano] 7.279.560
Energia elétrica pendente por ano [kWhel/ano] 5.223.150
Energia térmica pendente por ano [kWhth/ano] 41.995.440
Potência elétrica excedente [kW] -
Potência térmica excedente [kW] -
Energia elétrica excedente por ano [kWhel/ano] -
Energia térmica excedente por ano [kWhth/ano] -
(25)
49
O valor calculado para potência pendente é diferente de zero caso a potência
gerada pelo equipamento seja menor que a demanda da planta. Nesse caso, a potência
pendente é calculada pela Equação 26.
(26)
Por outro lado, se a potência gerada pelo equipamento for maior que a demanda
da instalação, a potência pendente será zero e a potência excedente será calculada pela
Equação 27. Esta análise é utilizada tanto para a potência elétrica quanto para a potência
térmica.
(27)
Além disso, a tabela apresenta a quantidade de energia, tanto elétrica quanto
térmica, gerada pela cogeração em um ano. A energia elétrica gerada pelo equipamento
é calculada conforme a Equação 28, enquanto a energia térmica é obtida a partir da
Equação 29.
(29)
Sendo o tempo de operação da planta em h/ano.
Se o sistema gerar mais energia do que é demandado pela planta, haverá um
excedente de energia. No caso da energia elétrica, o excedente pode ser vendido para a rede.
Caso a quantidade de energia produzida seja menor do que a consumida, haverá um déficit
energético. A energia elétrica pendente é suprida por meio de compra de energia elétrica da
rede. Já a energia térmica pendente é suprida por meio de queima adicional de combustível
na caldeira. A Tabela 14 informa a quantidade de combustível adicional necessária para
suprir a demanda térmica da planta.
Tabela 14 - Tabela "Queima Adicional" da aba "Análise Técnica".
QUEIMA ADICIONAL
Necessidade de queima adicional de combustível SIM
Demanda térmica a ser suprida [kWth] 6.392
Combustível para queima adicional Biomassa
Consumo adicional de combustível [m3/dia] 10,7
(28)
50
4.3. Aba “Custos”
A aba “Custos” destina-se a calcular o investimento inicial total do
empreendimento, os gastos com operação e manutenção e o custo específico da energia
elétrica gerada pelo equipamento CRO.
4.3.1. Investimento Inicial
O montante total investido na instalação de uma planta CRO é composto pelos
gastos com construção civil, engenharia, com a compra da caldeira e do módulo CRO.
Seguindo a metodologia sugerida pela Turboden (TURBODEN, 2008), estes gastos
foram definidos aplicando-se um fator multiplicador ao custo do módulo CRO,
conforme mostrado pela Tabela 15. Além das despesas relacionadas abaixo, previu-se
um investimento de 100.000 euros (TURBODEN, 2008) em equipamentos utilizados
para conectar a unidade CRO à rede de distribuição de energia elétrica.
O investimento inicial total pode então ser calculado a partir da Equação 30,
onde é o custo do equipamento em euros.
(30)
Tabela 15 - Custos de investimento da instalação de uma planta CRO como função do
custo do módulo CRO (TURBODEN, 2008).
Investimento Inicial Multiplicador
Módulo CRO 1
Caldeira 1,1
Construção civil 0,5
Engenharia 0,15
Total 2,75
O preço da unidade CRO só foi divulgada para os módulos T500, T1100 e
T2000 (TURBODEN, 2008). A partir destes valores conhecidos, traçou-se o gráfico
(Figura 29) que relaciona a potência elétrica gerada pelo equipamento com seu valor de
compra. Assim estimou-se o preço dos outros módulos Turboden considerados nos
estudos de caso.
51
Figura 29 - Custo dos módulos CRO Turboden em função da potência elétrica gerada.
Uma vez selecionado o equipamento, o investimento inicial total é calculado
automaticamente, a partir da taxa cambial definida pelo usuário, conforme mostrado
pela Tabela 16.
Tabela 16 - Cálculo do investimento inicial total na aba "Custos".
INVESTIMENTO INICIAL
Módulo CRO R$ 4.694.300,00
Caldeira R$ 5.163.730,00
Construção civil R$ 2.347.150,00
Engenharia R$ 704.145,00
Conexão com a rede elétrica R$ 299.000,00
Taxa cambial [R$/€] 2,99
Investimento inicial total R$ 13.208.325,00
4.3.2. Operação e Manutenção
As despesas operacionais da planta CRO foram divididas em cinco categorias:
mão-de-obra, manutenção, seguro das máquinas e administração, lubrificante e vedação.
O custo da mão-de-obra deve ser definido pelo usuário através dos campos “salário
médio dos funcionários” e “número de funcionários”, conforme mostrado pela Tabela
17. Para as outras despesas, utilizaram-se valores de referência do mercado para
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200
Cu
sto
do
mó
du
lo C
RO
[k€
]
Potência elétrica gerada [kWel]
52
projetos envolvendo ciclos CRO. A Tabela 18 apresenta os custos anuais com
manutenção, seguro e administração como um percentual do custo do módulo CRO.
Tabela 17 - Cálculo dos custos com operação e manutenção na aba "Custos".
OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO
Salário médio dos funcionários [a.m.] R$ 3.000,00
Número de funcionários 3
Manutenção [a.a.] R$ 93.886,00
Seguro e administração [a.a.] R$ 32.860,10
Lubrificante e vedação [a.a.] R$ 14.082,90
Despesa anual com O&M R$ 248.829,00
Tabela 18 - Despesas operacionais anuais de uma central CRO como função do custo
da unidade CRO (OBERNBERGER et al., 2002).
Despesa Porcentagem (%)
Manutenção 2,0
Seguro e administração 0,7
Lubrificante e vedação 0,3
Total 3,0
4.3.3. Custo de Energia Elétrica (COE)
Define-se o Custo de Energia - Cost of Energy (COE) como o custo médio por
kWh de energia elétrica produzida pelo sistema. O cálculo do COE é feito a partir do
investimento inicial de capital, do custo com combustível e dos custos de operação e
manutenção (ALVES, 2012), e é dado pela Equação 31.
(31)
Onde é o custo de investimento inicial de capital em R$/kW-ano, é o
tempo de operação em horas por ano, é o custo com combustível em R$/kJ, é o
custo com operação e manutenção em R$/kW-ano, e é o fator de capacidade da
planta.
Em empreendimentos de médio e grande porte, é comum que o capital inicial
seja financiado. Cada parcela da dívida é composta de duas partes: a quota de
53
amortização e os juros. A quota de amortização diminui o valor da dívida e os juros
remuneram o capital.
A fim de contabilizar estas prestações, aplicou-se ao valor do investimento
inicial total ( ) o fator de recuperação de capital (Equação 33), conforme mostrado na
Equação 32 (LIMA et al., 2000).
(32)
(33)
Onde é o tempo de vida do empreendimento em anos e a taxa de juros anual
praticada, que deve ser informada pelo usuário, conforme mostrado pela Tabela 19.
Tabela 19 - Cálculo do custo de energia elétrica (COE) na aba "Custos".
CUSTO DE ENERGIA ELÉTRICA (COE)
Tempo de vida da instalação [anos] 20
Taxa de juros anual [%] 14,5
Fator de recuperação de capital (frc) 0,16
Custo com O&M [R$/kWh] 0,023
Custo de investimento inicial [R$/kWhel] 0,187
Custo com combustível [R$/kWhel] 0,00
COE [R$/kWhel] 0,232
4.4. Aba “Análise Financeira” e aba “Caso Base”.
O objetivo das abas “Análise Financeira” e “Caso Base” é calcular as entradas
necessárias para a simulação do fluxo de caixa. A aba “Análise Financeira” é composta
por três tabelas referentes ao projeto com cogeração: despesas, receitas, e
financiamento. Já a aba “Caso Base” apresenta os valores de consumo e despesa da
planta sem cogeração.
54
4.4.1. Receita e Despesas
Na Tabela 20 o usuário deve informar o preço de venda e de compra de energia
elétrica. O gasto anual com a compra de energia da rede na planta com e sem cogeração
é obtido através da Equação 34.
(34)
Onde é a demanda de energia elétrica da instalação, e o preço de
compra de energia elétrica da rede. Para a planta com cogeração, a equação só vale para
os casos em que há energia pendente. No caso da planta sem cogeração não há geração
de energia, portanto .
Tabela 20 - Receitas e despesas da planta com cogeração.
DESPESAS
Preço de compra de energia elétrica [R$/kWh] 0,302
Despesa anual com energia elétrica R$ -
Despesa anual com combustível R$ -
Despesa anual com O&M R$ 251.184,00
Total de despesas operacionais R$ 251.184,00
RECEITAS
Preço de venda de energia elétrica [R$/kWh] 0,16
Faturamento anual com venda de energia elétrica R$ 708.508,80
Receita total anual R$ 2.690.415,00
FINANCIAMENTO
Montante financiado R$ 10.739.360,00
Tempo de financiamento [meses] 72
Taxa de juros anual [%] 14,50%
Taxa de juros mensal [%] 1,13%
Parcela mensal do financiamento R$ 219.096,84
Parcela anual do financiamento R$ 2.629.162,05
Pagamento total R$ 15.774.972,29
A despesa anual com combustível é obtida a partir da Equação 35. Considerou-
se o uso do mesmo combustível para os dois sistemas, com e sem cogeração. Se a
potência fornecida pela combustão dos resíduos for capaz de suprir a demanda
55
energética da instalação, este gasto será nulo. Para a planta com cogeração,
contabilizou-se também o gasto com combustível adicional nos casos em que há déficit
de energia térmica .
(35)
Sendo o preço de compra do combustível em R$/m3, e o tempo de
operação da planta em dias/ano.
O total de despesas operacionais anuais da planta é dada pela soma dos custos
com energia elétrica, combustível e operação e manutenção, conforme mostrado pela
Equação 36.
(36)
Conforme mostrado pela Tabela 21, no caso base as despesas com operação e
manutenção não são contabilizadas.
A receita total anual de uma planta com cogeração é então proveniente da
redução anual de custos operacionais, e da venda do excedente de energia elétrica para a
rede, conforme estabelecido pela Equação 37.
(37)
Sendo o preço de venda de energia elétrica em R$/kWh.
Tabela 21 - Aba "Caso Base"
CASO BASE
Consumo
Combustível Gás Natural
Potência fornecida pela combustão de resíduos [kWth] 0
Consumo anual de combustível [m3/ano] 1.982.011
Potência elétrica contratada da rede [kWel] 1.700
Consumo anual de energia elétrica da rede [kWhel] 11.169.000
Despesas
Preço de compra de energia elétrica [R$/kWh] 2,800
Despesa anual com energia elétrica R$ 31.273.200,00
Despesa anual com combustível R$ 2.348.485,04
Total de despesas operacionais R$ 33.621.685,04
56
4.4.2. Financiamento
Na tabela “Financiamento” (Tabela 22), o usuário deve inserir o montante que
será financiado, o tempo de financiamento, e a taxa de juros anual. Uma vez informados
estes valores, calculam-se a taxa de juros mensal e a parcela mensal do financiamento
através das Equações 38 e 39, respectivamente.
⁄ (38)
(39)
Sendo VF o valor financiado, e a taxa de juros mensal.
Tabela 22 - Cálculo da parcela de financiamento na aba “Análise Financeira”.
FINANCIAMENTO
Montante financiado R$ 10.566.660,00
Tempo de financiamento [meses] 72
Taxa de juros anual [%] 14,50%
Taxa de juros mensal [%] 1,13%
Parcela mensal do financiamento R$ 215.573,53
Parcela anual do financiamento R$ 2.586.882,41
Pagamento total R$ 15.521.294,44
4.5. Aba “Fluxo de Caixa”
A aba “Fluxo de Caixa” tem como objetivo calcular o Valor Presente Líquido e
e a Taxa Interna de Retorno do empreendimento, através da simulação do fluxo de caixa
para um período igual ao tempo de vida do equipamento.
A saída do fluxo de caixa ( ) no ano n é a soma de todas as despesas referentes
a este ano, o que inclui investimento inicial, financiamento e depesas operacionais. A
entrada ( ) é a receita total anual calculada na aba “Análise Financeira”. E o lucro
líquido é calculado através da Equação 40.
(40)
57
Sobre o lucro líquido incide a alíquota referente ao Imposto de Renda e ao
PIS/COFINS. Estes valores e a Taxa Mínima de Atratividade (TMA) devem ser
inseridos pelo usuário na planilha, conforme mostrado pela Figura 30.
Figura 30- Simulação do fluxo de caixa.
A aba “Fluxo de Caixa” também apresenta uma tabela onde é simulado o fluxo
de caixa no primeiro ano de empreendimento. Esta tabela tem como objetivo
contemplar os casos em que há um investimento inicial extra nos primeiros meses de
emprendimento. Neste caso, o usuário deve inserir o montante referente a este
investimento na coluna “Investimento Inicial” da Tabela “Fluxo de Caixa – Ano 1”
(Figura 31).
58
Figura 31 - Simulação do fluxo de caixa do primeiro ano de empreendimento.
4.6. Aba “Payback”
A aba Payback calcula o tempo de retorno do investimento através do método do
payback descontado. Os valores da coluna “FC” são calculados subtraindo da entrada
do fluxo de caixa no ano , a despesa com O&M referente àquele ano, conforme
estabelecido pela Equação 41.
(41)
O FC a Valor Presente no ano é obtido a partir da Equação 42.
(42)
E o FC acumulado é calculado através da Equação 43.
(43)
Como pode ser observado na Figura 32, o retorno do investimento se dá no
último ano em que o FC acumulado é negativo.
59
Figura 32 - Cálculo do Payback descontado.
4.7. Aba “Resultados da Cogeração”
Na aba “Resultados da Cogeração” apresenta-se um resumo dos valores obtidos
nas outras abas da planilha, a fim de fazer uma comparação entre o desempenho técnico
e econômico da planta convencional (sem cogeração) e da planta com cogeração.. Os
resultados são divididos em oito categorias, conforme mostrado pela Tabela 23.
Em “Equipamento e Combustível”, o modelo CRO e o combustível selecionados
na aba “Entradas” são apresentados. Como no sistema sem cogeração não há nenhum
equipamento gerador de energia, o campo não se aplica a esta situação.
Após a apresentação do equipamento selecionado, o relatório mostra os dados
sobre a geração de energia. Na planta convencional, este dado não se aplica já que não
há produção de energia elétrica. Na planta com cogeração a geração de energia é aquela
obtida exclusivamente através do equipamento selecionado.
Os dados comparativos referentes ao consumo, tanto de energia elétrica quanto
de combustível, também são apresentados neste relatório final. Para o caso da planta
sem cogeração, o consumo de energia elétrica e de combustível são obtidos a partir dos
60
dados da aba “Entradas”. Para a planta com cogeração, o consumo de combustível
inclui ainda a queima complementar (caso a demanda térmica não seja atendida pelo
equipamento), e o consumo de energia elétrica da rede é obtido subtraindo a potência
elétrica gerada pelo equipamento da demanda de energia elétrica da instalação.
Em “Autossuficiência energética”, a planilha conclui se a planta com cogeração
é energeticamente autossuficiente. Para isso compara-se a demanda energética da
instalação com a potência térmica e elétrica produzida pelo equipamento. Neste campo
o energia elétrica comprada da rede e a queima adicional não são contabilizadas.
As despesas também são apresentadas, baseadas nos cálculos realizados
anteriormente pela planilha. Os custos com combustível, energia elétrica e operação e
manutenção calculados na aba “Análise Financeira” são apresentados aqui novamente.
O total de despesas operacionais é o somatório dos custos operacionais (energia elétrica
da rede, combustível, O&M,) anuais para cada uma das situações.
Em “Desempenho Energético da Cogeração” são apresentados os indíces de
desempenho calculados na aba “Análise Técnica”. Por fim, na tabela “Desempenho
Financeiro” são apresentados os indíces de desempenho econômico (VPL, TIR e
payback), o COE, e o custo de investimento específico da instalação para a planta com
cogeração.
61
Tabela 23 - Resultados da cogeração.
SITUAÇÃO DA PLANTA SEM COGERAÇÃO COM COGERAÇÃO
Equipamento e Combustível
Modelo - Turboden T1100 CHP Split
Combustível Óleo Combustível Óleo Combustível
Geração de Energia
Energia elétrica gerada por ano [kWhel/ano] - 7.588.350
Energia térmica gerada por ano [kWhth/ano] - 34.466.220
Consumo
Potência elétrica contratada da rede [kWel] 1.000 0
Consumo anual de energia elétrica da rede [kWhel] 6.570.000 0
Consumo anual de combustível [m3/ano] 17.585 3.514
Autossuficiência Energética
Autossuficiência elétrica - SIM
Autossuficiência térmica - NÃO
Despesas
Despesa anual com energia elétrica R$ 1.981.906,20 R$ 0,00
Despesa anual com combustível R$ 0,00 R$ 42.867,57
Despesa anual com O&M - R$ 214.156,80
Total de despesas operacionais R$ 1.981.906,20 R$ 257.024,37
Venda de Energia Elétrica
Preço de venda de energia elétrica excedente [R$/kWh] - 0,16
Faturamento anual com venda de energia elétrica - R$ 162.936,00
Desempenho Energético
Potência útil para cogeração [kWth] - 5.246
Rendimento do ciclo - 18,52%
Eficiência térmica da cogeração(ETC) - 70,31%
Eficiência elétrica da cogeração (EEC) - 16,23%
Fator de utilização do equipamento (FUE) - 86,54%
Índice de poupança de energia (IPE) - 74,61%
Energia economizada (EE) - 25,39%
Índice de geração de potência (IGP) - 54,67%
Desempenho Financeiro
Investimento por energia elétrica gerada [R$/kWhel] 0,205
Investimento por energia total gerada [R$/kWh] 0,037
Custo de Energia - COE [R$/kWhel] 0,260
Tempo de vida do equipamento [anos] 20
Economia operacional anual da planta R$ 1.724.881,83
Valor Presente Líquido (VPL) R$ 3.046.575,76
Taxa Interna de Retorno (TIR) 16,22%
Payback [anos] 12,3
62
5. Estudos de Caso
Neste capítulo pretende-se fazer uma análise técnica e econômica da
implantação de centrais de cogeração operando com um Ciclo Rankine Orgânico. Para
tal, fez-se o estudo de viabilidade da instalação de módulos CRO em uma serraria e um
frigorífico. O estudo pode ser dividido em dois casos distintos.
CASO A - Serraria:
o CASO A.1: Simulação de uma serraria onde a energia elétrica é
comprada da rede e a energia térmica obtida através da queima de
biomassa (cavaco de pinnus) numa caldeira convencional.
o CASO A.2: Proposta de substituição da planta original (caso 1)
por uma planta com cogeração. Neste caso, os resíduos de
biomassa produzidos pela própria planta são utilizados como
combustível na caldeira do equipamento CRO.
CASO B – Frigorífico de Frangos:
o CASO B.1: Simulação de uma central de cogeração CRO num
frigorífico. Neste caso o gás natural foi utilizado como
combustível na caldeira.
o CASO B.2: Mesma simulação do caso B.1, mas utilizando óleo
combustível como combustível na caldeira.
5.1. Caso A - Serraria
A indústria madeireira tem a característica de gerar grandes volumes de resíduos
no processo de beneficiamento da madeira, conforme mostrado pela Tabela 24. Esta
produção de resíduos ocorre até mesmo antes de as toras de madeira serem introduzidas
na linha de produção propriamente dita. Após as inspeções de qualidade, muitas peças
são descartadas por não apresentarem os requisitos exigidos pelo mercado consumidor.
Muitas empresas então, optam por queimar estes resíduos a céu aberto, simplesmente
para se livrarem do volume de cavaco de madeira acumulado em seu parque industrial.
63
Tabela 24 - Percentual de geração de resíduos da indústria madeireira.
Tipo de indústria Percentual de geração de resíduos (%)
Serraria 50
Fábrica de compensados 40
Fábrica de aglomerados 30
É importante observar que neste ramo de atividade a demanda de energia
térmica e elétrica é bastante alta. Demanda-se eletricidade para o acionamento das
máquinas, e calor para o processo de secagem da madeira. Portanto, a implantação de
um sistema de cogeração utilizando como combustível os resíduos oriundos do processo
de beneficiamento da madeira, mostra-se como uma alternativa para a autosuficiência
energética da indústria madeireira.
5.1.1. Processo de Secagem da Madeira
Nas serrarias, a secagem da madeira é a etapa mais importante do processo
produtivo, sendo responsável por grande parte do valor agregado ao produto final. É
também a etapa que mais contribui para os custos do processo de transformação da
madeira devido aos gastos com energia elétrica e calor.
O objetivo do processo de secagem é assegurar que a madeira esteja
dimensionalmente estável antes do uso em um item estrutural ou manufaturado. Quando
recém cortada, a madeira começa a secar, contraindo-se até entrar em equilíbrio com o
ambiente. No processo de secagem, ocorre uma pré-redução em suas dimensões, para
garantir que não ocorra nenhum movimento da madeira durante o uso final (encaixes,
móveis, ligações, etc). Dentro do produto final a acomodação deverá ser pequena ou
desprezível (KLITZKE, 2010).
A secagem da madeira em uma fábrica convencional é executada nas câmaras de
secagem ou estufas. A madeira é seca em câmaras fechadas, onde o ar é aquecido de
forma controlada, geralmente por uma fonte externa de calor (água quente ou vapor de
baixa pressão). Na maioria dos casos, a fim de evitar tensões residuais na madeira e
garantir a qualidade do produto, a temperatura do ar na estufa é relativamente baixa
(50°C). Normalmente, a circulação de água quente a 90-95°C na câmara de secagem, é
suficiente para reduzir em 50% o teor de umidade das toras de madeira (TURBODEN,
2008).
64
5.1.2. Aplicação de Unidades CRO nas Serrarias
A instalação de unidades CRO mostra-se particularmente interessante para o
caso das serrarias visto que uma renda adicional pode ser obtida a partir da energia
gerada pelo módulo CRO, sem mudanças significativas na configuração típica da
câmara de secagem. A adaptação da câmara de secagem já existente pode ser facilmente
implementada. Substitui-se a caldeira de água quente (alimentada por gás natural ou
biomassa), por uma caldeira capaz de aquecer o óleo térmico que alimentará a unidade
CRO. A água quente estará disponível a jusante do condensador (TURBODEN, 2008).
A Figura 33 apresenta o diagrama de blocos do processo que ocorre na planta de
cogeração de uma serraria, baseada em uma câmara de secagem e uma unidade CRO.
Parte da energia elétrica gerada é usada para o consumo próprio da indústria e o restante
é vendida para rede, de acordo com as condições de mercado sobre o valor de venda da
energia elétrica, e possíveis subsídios para o uso de enrgia renovável.
Figura 33 - Diagrama de uma planta de cogeração CRO em uma serraria
(TURBODEN, 2008).
5.1.3. Características de Operação da Serraria
No estudo de caso analisou-se uma serraria de médio porte cujas características
estão apresentadas na Tabela 22. A demanda de energia elétrica e térmica foi calculada
a partir dos valores médios de consumo energético da indústria madeireira apresentados
na Tabela 21. E a quantidade de resíduos produzida diariamente foi obtida a partir do
percentual de geração de resíduos apresentado na Tabela 25. A capacidade de produção
das serrarias é usualmente medida em metros cúbicos de madeira processada por dia.
65
Tabela 25 - Características operacionais da serraria (Caso A).
Serraria
Capacidade de produção [m3/dia] 250
Geração de resíduos [m3/dia] 125
Demanda térmica [kWth] 6.556
Demanda elétrica [kWel] 1.000
Tempo de operação
[h/dia] 18
[dias/ano] 365
[h/ano] 6.570
O combustível considerado tanto no caso base (sem cogeração) quanto na
simulação da planta com cogeração foi o cavaco de madeira (cavado de pinnus), cujas
propriedades estão apresentadas na Tabela 26.
Tabela 26 - Propriedades físicas e preço do cavaco de pinnus.
Cavaco de Pinnus
Teor de Umidade [%] 35
Poder Calorífico Inferior (PCI) [MJ/m3] 8818
Preço de compra [R$/m3] 12,20
5.1.4. Receitas e Despesas
O preço de compra de energia elétrica varia de acordo com a região do país. Nos
estudos de caso adotou-se o custo médio de compra de energia elétrica no setor
industrial brasileiro, 0,302 R$/kWh (ANEEL, 2014). Para o preço de venda,
considerou-se o valor de 0,16 R$/kWh (FABRES, 2014).
Quanto às despesas com mão-de-obra, levou-se em consideração que o alto
nível de automatização das centrais CRO permite que a demanda de pessoal seja
reduzida a atividades de inspeção e manutenção, o que totaliza 5 horas por semana de
trabalho (OBERNBERGER et al., 2002). Considerou-se então, um gasto médio de R$
3000,00 mensais por empregado, e uma necessidade de quatro funcionários para operar
todo o sistema.
66
5.1.5. Financiamento
Em todos os estudos de caso o financiamento do capital inicial foi contabilizado
no cálculo do custo de investimento. Para tal, selecionou-se um plano de financiamento
do BNDES (PROESCO) voltado para projetos de eficiência energética, entre eles
projetos que aumentem a eficiência global do sistema energético, como é o caso das
plantas CRO nas serrarias.
Estão entre os itens financiáveis: estudos e projetos, obras e instalações,
máquinas e equipamentos novos, entre outros. Também fica estipulado que o
financiamento é voltado para usuários finais de energia, e que a participação máxima do
BNDES é de 80% dos itens financiáveis, e o prazo máximo para o pagamento é de 72
meses (BNDES, 2008).
As condições financeiras da linha de crédito estabelecem uma taxa de juros
anual de 14,5%. Optou-se por pagar o financiamento em 72 meses, e a partir dessas
informações calculou-se o valor da parcela mensal de pagamento da dívida.
5.1.6. Fluxo de Caixa
Estipulou-se um prazo de dois meses para a instalação das máquinas, e início da
operação da planta. Sendo assim, nos dois primeiros meses do fluxo de caixa não há
receita nem despesas operacionais, contabilizaram-se apenas o pagamento do
financiamento do BNDES e os 20% do investimento inicial que não são financiáveis.
Para calcular o Valor Presente Líquido (VPL) e a Taxa Interna de Retorno (TIR)
simulou-se o fluxo de caixa para o tempo de vida de um equipamento CRO, em média
20 anos (OBERNBERGER et al., 2002). Nas saídas de caixa, além das despesas
operacionais e da parcela do financiamento, considerou-se uma alíquota de 34%
referente ao Imposto de Renda, incidente sobre o lucro líquido anual. O PIS e o
COFINS, que juntos somam uma alíquota de 9,25%, incidiram sobre o lucro após o
desconto do Imposto de Renda. Para o cálculo do TIR, considerou-se uma Taxa Mínima
de Atratividade (TMA) de 8%.
67
5.1.7. Resultados
Os resultados obtidos da simulação da planta sem cogeração (Caso A.1) estão
descritos na Tabela 27. Observa-se que a despesa anual com combustível é nula, visto
que a potência fornecida pela combustão dos resíduos da serraria é suficiente para
atender a demanda térmica da planta.
Tabela 27 - Resultados para a simulação do caso A.1 (serraria sem cogeração).
CASO BASE
Consumo
Combustível Biomassa
Potência fornecida pela combustão de resíduos [kWth] 17.011
Consumo anual de combustível [m3/ano] 17.585
Potência elétrica contratada da rede [kWel] 1.000
Consumo anual de energia elétrica da rede [kWhel] 6.570.000
Despesas
Preço de compra de energia elétrica [R$/kWh] 0,302
Despesa anual com energia elétrica R$ 1.981.906,20
Despesa anual com combustível R$ -
Total de despesas operacionais R$ 1.981.906,20
Para o Caso A.2 (planta com cogeração), simulou-se a instalação de cada um dos
sete equipamentos do catálogo da Turboden. A Tabela 28 apresenta os resultados destas
análises. Os campos em azul são valores que dependem apenas das características
técnicas dos equipamentos. Já os campos em rosa, resultam das características de
operação da serraria em questão.
68
Tabela 28 - Resultados para a simulação do caso A.2 (serraria com cogeração).
Equipamento T200 T500 T600 T800 T1100 T1500 T2000
Combustível Biomassa Biomassa Biomassa Biomassa Biomassa Biomassa Biomassa
EE gerada [kWel] 205 538 641 889 1155 1674 2079
ET gerada [kWth]
1108 2637 3191 4148 5246 7920 9700
Autossuficiência elétrica
Não Não Não Não Sim Sim Sim
Autossuficiência térmica
Não Não Não Não Não Sim Sim
Custo O&M [R$/kWhel]
0,144 0,056 0,047 0,035 0,028 0,023 0,021
Custo de investimento
inicial [R$/kWhel]
0,941 0,375 0,319 0,241 0,205 0,190 0,187
Custo com combustível [R$/kWhel]
0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
COE [R$/kWh] 1,205 0,479 0,407 0,307 0,260 0,236 0,230
Rendimento do ciclo
16,5% 17,9% 17,7% 18,6% 18,5% 18,4% 18,6%
Eficiência térmica da
cogeração(ETC) 74,4% 73,3% 73,5% 72,6% 70,3% 72,8% 72,6%
Eficiência elétrica da
cogeração (EEC) 14,7% 15,7% 15,4% 16,4% 16,2% 16,1% 16,3%
Fator de utilização do equipamento
(FUE)
89,1% 88,9% 88,9% 89,0% 86,5% 88,9% 88,9%
Índice de poupança de energia (IPE)
73,9% 73,3% 73,5% 72,8% 74,6% 73,0% 72,9%
Energia economizada
(EE) 26,1% 26,7% 26,5% 27,2% 25,4% 27,0% 27,1%
Índice de geração de
potência (IGP) 57,5% 58,7% 58,2% 59,8% 54,7% 59,2% 59,5%
Valor Presente Líquido (VPL)
[R$] -7.285.075 -2.723.681 -2.425.786 -1.323.403 3.696.471 3.849.753 3.575.263
Taxa Interna de Retorno (TIR)
- 0,83% 4,39% 4,47% 18,31% 15,69% 13,66%
Payback [anos] > 20 > 20 > 20 14,6 11,0 12,6 14,6
69
A partir da Tabela 28 é possível observar que os módulos T200, T500, T600 e
T800 possuem COE mais alto do que a tarifa média paga pela energia elétrica no Brasil,
0,302 R$/kWh. Além disso, apresentam VPL negativo, e TIR menor do que a Taxa
Mínima de Atratividade (TMA) de 8% considerada no estudo de caso. O gráfico da
Figura 34 mostra que a medida que a potência elétrica produzida pelo equipamento
aumenta, o custo da energia diminui. A partir de aproximadamente 900 kW de potência
elétrica gerada, o COE passa a ser menor que a tarifa média de energia praticada no
mercado. Por estes fatores, conclui-se que a implantação dos módulos mencionados
acima é financeiramente inviável.
Figura 34- Gráfico COE x Potência elétrica gerado para o caso A.2 (serraria com
cogeração).
O gráfico da Figura 35 apresenta a relação entre a potência elétrica gerada pelo
equipamento e o payback do empreendimento. Observa-se que o tempo de retorno
diminui significativamente até atingir a potência de aproximadamente 1200 kWel. A
partir deste ponto o alto custo de investimento inicial faz com que o payback aumente.
000
000
000
000
000
000
001
500 1000 1500 2000
CO
E [R
$/k
We
l]
Potência elétrica gerada [kWel]
70
Figura 35 - Gráfico Payback x Potência elétrica gerada para o caso A.2 (serraria com
cogeração).
Os módulos T1100, T1500 e T2000 apresentam payback menor do que o tempo
de vida de 20 anos do equipamento. O T1100, apesar de possuir o menor tempo de
retorno de investimento (11 anos), não fornece a potência necessária para que a planta
atinja a autossuficiência térmica. Já os módulos T1500 e T2000 são ambos capazes de
suprir a demanda elétrica e térmica da planta, e apresentam basicamente os mesmos
índices de desempenho energético. Entretanto o T1500 possui valores de VPL e TIR
maiores, e payback menor (12,6 anos), o que o qualifica como a melhor opção para o
caso da serraria. A Tabela 29 apresenta os resultados da análise da planta de cogeração
operando com o equipamento Turboden T1500.
11
11
12
12
13
13
14
14
15
15
800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Pay
bac
k [a
no
s]
Potência elétrica gerada [kWel]
71
Tabela 29 - Resultados da cogeração para o equipamento T1500, caso A.2 (serraria
com cogeração).
SITUAÇÃO DA PLANTA SEM COGERAÇÃO COM COGERAÇÃO
Equipamento e Combustível
Modelo - Turboden T1500 CHP
Split
Combustível Biomassa Biomassa
Geração de Energia
Energia elétrica gerada por ano [kWhel/ano] - 10.998.180
Energia térmica gerada por ano [kWhth/ano] - 52.034.400
Consumo
Potência elétrica contratada da rede [kWel] 1.000 0
Consumo anual de energia elétrica da rede [kWhel] 6.570.000 0
Consumo anual de combustível [m3/ano] 17.585 29.176
Autossuficiência Energética
Autossuficiência elétrica - SIM
Autossuficiência térmica - SIM
Despesas
Despesa anual com energia elétrica R$ 1.981.906,20 R$ 0,00
Despesa anual com combustível R$ 0,00 R$ 0,00
Despesa anual com O&M - R$ 251.184,00
Total de despesas operacionais R$ 1.981.906,20 R$ 251.184,00
Venda de Energia Elétrica
Preço de venda de energia elétrica excedente [R$/kWh] - 0,16
Faturamento anual com venda de energia elétrica - R$ 708.508,80
Desempenho Energético
Potência útil para cogeração [kWth] - 7.920
Rendimento do ciclo - 18,41%
Eficiência térmica da cogeração(ETC) - 72,81%
Eficiência elétrica da cogeração (EEC) - 16,11%
Fator de utilização do equipamento (FUE) - 88,91%
Índice de poupança de energia (IPE) - 73,03%
Energia economizada (EE) - 26,97%
Índice de geração de potência (IGP) - 59,23%
Desempenho Financeiro
Investimento por energia elétrica gerada [R$/kWhel] 0,190
Investimento por energia total gerada [R$/kWh] 0,033
Custo de Energia - COE [R$/kWhel] 0,236
Tempo de vida do equipamento [anos] 20
Economia operacional anual da planta R$ 1.730.722,20
Valor Presente Líquido (VPL) R$ 3.849.752,92
Taxa Interna de Retorno (TIR) 15,69%
Payback [anos] 12,6
72
5.2. Caso B – Frigorífico de Frangos
O caso do frigorífico de frangos foi estudado apenas com o objetivo de analisar a
viabilidade técnica e econômica de uma planta de cogeração CRO onde não há geração
de resíduos de biomassa. Neste caso, estudou-se a utilização do óleo combustível e do
gás natural como combustível na caldeira.
5.2.1. Características de Operação do Frigorífico de Frangos
Nos cálculos de custos de operação e manutenção, na análise financeira e no
fluxo de caixa, utilizaram-se os mesmos dados de entrada (taxa de juros, TMA, IR,
PIS/COFINS, preço de compra/venda de energia elétrica) considerados no Caso A. As
características de operação do frigorífico de frangos estudado estão descritas na Tebela
30.
Tabela 30 - Características de operação do frigorífico de frangos (caso B) (SORDI et
al., 2010)
Frigorífico de Frangos
Capacidade de Produção [cabeças de aves/dia] 180.000
Demanda térmica [kWth] 3.000
Demanda elétrica [kWel] 1.700
Tempo de operação
[h/dia] 18
[dias/ano] 365
[h/ano] 6.570
As propriedades dos combustíveis considerados na análise estão apresentadas na
Tabela 31. A tarifa industrial do gás natural depende da quantidade consumida por mês,
portanto nos estudos de caso utilizou-se a Tabela 32 para estimar o preço de compra do
gás natural.
Tabela 31 - Propriedades físicas do gás natural e do óleo combustível (FABRES, 2014).
Combustível PCI [MJ/m3] Custo [R$/m3]
Óleo combustível 38.874 1.750,00
Gás Natural 35,8 1,50
73
Tabela 32 - Tarifa do gás natural em função do consumo (CEG, 2014).
Faixa de Consumo [m3/mês] Tarifa [R$/m
3]
50.001 - 100.000 1,5100
100.001 - 300.000 1,3611
300.001 - 600.000 1,1849
600.001 - 1.500.000 1,1803
1.500.001 - 3.000.000 1,1674
acima de 3.000.000 1,1238
5.2.2. Resultados
As Tabelas 33 e 34 apresentam os resultados obtidos a partir da simulação dos
casos B.1 (gás natural) e B.2 (óleo combustível), respectivamente. Para ambos os casos,
analisou-se a instalação de todos os equipamentos disponíveis na ferramenta de cálculo.
Tabela 33 - Resultados para a simulação do caso B.1 (gás natural).
Módulo CRO T200 T500 T600 T800 T1100 T1500 T2000
Combustível GN GN GN GN GN GN GN
EE gerada [kWel] 205 538 641 889 1155 1674 2079
ET gerada [kWth] 1108 2637 3191 4148 5246 7920 9700
Custo O&M [R$/kWhel]
0,144 0,056 0,047 0,035 0,028 0,023 0,021
Custo invest inicial [R$/kWhel]
0,941 0,375 0,319 0,240 0,205 0,190 0,187
Custo de combustível [R$/kWhel]
0,86 0,92 0,93 0,77 0,77 0,77 0,76
COE [R$/kWh] 2,067 1,395 1,335 1,071 1,029 1,010 0,993
Despesa operacional anual sem cogeração
[R$] 6.066.956 6.066.956 5.717.726 5.717.726 5.717.726 5.717.726 5.708.608
Despesa operacional anual com cogeração
[R$] 6.064.489 6.204.331 5.698.645 6.281.363 7.134.978 8.818.320 10.698.608
Economia operacional anual [R$]
2.467 -137.375 19.081 -563.637 -1.417.252 -3.100.595 -4.989.999
Valor Presente Líquido (VPL) [R$]
-53.758.748
-56.005.209
-50.986.007 -60.199.483 -74.143.436 -103.084.748 -
131.648.076
Payback [anos] > 20 > 20 > 20 > 20 > 20 > 20 > 20
74
Tabela 34 - Resultados para a simulação do caso B.2 (óleo combustível).
Módulo CRO
T200 T500 T600 T800 T1100 T1500 T2000
Combustível OL OL OL OL OL OL OL
EE gerada [kWel]
205 538 641 889 1155 1674 2079
ET gerada [kWth]
1108 2637 3191 4148 5246 7920 9700
Custo O&M [R$/kWhel]
0,144 0,056 0,047 0,035 0,028 0,023 0,021
Custo invest inicial
[R$/kWhel] 0,941 0,375 0,319 0,240 0,205 0,190 0,187
Custo comb [R$/kWhel]
1,10 1,02 1,03 0,98 0,98 0,99 0,98
COE [R$/kWh]
2,308 1,495 1,437 1,281 1,240 1,223 1,206
Despesa operacional anual sem cogeração
[R$]
6.563.483 6.563.483 6.563.483 6.563.483 6.563.483 6.563.483 6.563.483
Despesa operacional anual com cogeração
[R$]
6.756.590 6.720.402 6.923.302 7.891.404 9.238.378 11.885.038 14.504.512
Economia operacional anual [R$]
-193.106 -156.918 -359.819 -1.327.920 -2.674.894 -5.321.555 -7.941.028
Valor Presente Líquido
(VPL) [R$]
-60.108.378
-59.938.923
-63.141.392
-78.197.489
-99.621.022
-143.166.747 -182.867.415
Payback [anos]
> 20 > 20 > 20 > 20 > 20 > 20 > 20
A partir das Tabelas 33 e 34 é possível observar que para todas as simulações
dos casos B.1 e B.2, o VPL é negativo e o payback maior do que 20 anos. Além disso,
na maioria dos casos não houve economia operacional. Isto se deve ao aumento do
consumo de combustível após a implantação do sistema de cogeração.
No sistema sem cogeração, queima-se na caldeira apenas a quantidade de
combustível suficiente para atender à demanda térmica do frigorífico. Já na planta com
cogeração, o consumo de combustível é maior, visto que se deve suprir também a
demanda térmica da caldeira do equipamento. Este gasto extra com combustível
aumenta significativamente a despesa operacional das instalações com cogeração. A
75
partir dos gráficos das Figuras 36 e 37, é possível observar que o custo com combustível
representa uma parcela significativa do COE, 72% no caso B.1, e 76% no caso B.2.
Figura 36 - Composição de custos do COE para o caso B.1 (gás natural).
Figura 37 - Composição de custos do COE para o caso B.2 (óleo combustível).
Portanto, mesmo que haja redução anual dos gastos com compra de energia
elétrica e/ou faturamento com a venda de energia pra rede, as despesas operacionais
superam a receita anual, não havendo assim lucro no empreendimento.
3%
22%
72%
Composição de Custos (Gás Natural)
Custo O&M
Custo Investimento Inicial
Custo Combustível
3%
19%
76%
Composição de Custos (Óleo Combustível)
Custo O&M
Custo Investimento Inicial
Custo Combustível
76
A Figura 38 apresenta uma análise de sensibilidade do VPL em função da
variação do preço de compra de energia elétrica da rede. Para traçar a curva utilizou-se
o equipamento T1500 operando com gás natural e óleo combustível.
Figura 38 - Análise de sensibilidade do VPL em função da variação do custo da energia
elétrica para o caso B.
A partir do gráfico observa-se que o VPL do caso B.1 (gás natural) e o do caso
B.2 (óleo combustível) só passam a ser positivos a partir de uma tarifa de 1,55 e 2,05
R$/kWh, respectivamente. Portanto, considerando apenas este critério, pode-se concluir
que a instalação do equipamento no frigorífico só será economicamente viável se a
tarifa de energia praticada no mercado for maior ou igual a estes valores.
-100000,0
-80000,0
-60000,0
-40000,0
-20000,0
,0
20000,0
40000,0
0 0,5 1 1,5 2 2,5
Val
or
Pre
sen
te L
íqu
ido
[kR
$]
Preço de compra da energia elétrica [R$/kWh]
Gás Natural
Óleo Combustível
77
6. Conclusões
O presente trabalho mostrou que a implantação de sistemas de cogeração CRO
constitui-se como uma alternativa para a geração descentralizada de eletricidade.
Através dos estudos de caso realizados, fez-se uma análise técnica e econômica da
instalação de equipamentos CRO em setores representativos da indústria brasileira.
De uma forma geral, os índices de desempenho energético dos módulos CRO
analisados mostraram-se bastante competitivos. O FUE, como medida de eficiência
térmica, apresentou valor médio de 88,6%, um resultado satisfatório se comparado às
modernas aplicações de sistemas de cogeração que podem alcançar até 90% para este
indicador. Além disso, O IPE médio de 73,4% mostrou que as plantas CRO são
capazes de recuperar boa parte do calor obtido através da queima do combustível, se
comparadas às plantas convencionais que produzem separadamente energia elétrica e
térmica.
O estudo de caso B revelou a influência do custo do combustível sobre o custo
específico da energia elétrica (COE). Através da análise, ficou evidente que um dos
principais fatores responsáveis por aumentar a despesa operacional de uma planta com
cogeração, reduzindo o tempo de retorno do investimento, é o preço do combustível.
Para o caso do frigorífico de frangos concluiu-se que mesmo a tarifa máxima de energia
elétrica praticada no mercado atualmente (0,48 R$/kWh - ANEEL, 2014), não
viabilizaria a instalação de um equipamento CRO operando com óleo combustível ou
gás natural.
Através da análise do caso A, provou-se que a implantação de equipamentos
CRO cuja potência gerada é menor do que 800 kWel é financeiramente inviável devido
alto custo de investimento incial. Além disso, concluiu-se que o aproveitamento de
resíduos de biomassa para geração de energia através de um módulo CRO, pode
aumentar consideravelmente a receita de uma planta industrial. O fato de o combustível
não representar um custo para a planta, faz com que o COE alcance valores mais baixos
do que o preço de compra da energia da rede, tornando o projeto financeiramente viável
sob este aspecto.
Em ambos os estudos de caso, os custos com operação e manutenção
representaram menos de 10% do COE. Isto prova que o alto nível de automatização dos
equipamentos CRO permite reduzir consideravelmente as despesas operacionais,
aumentando o retorno financeiro do empreendimento.
78
Se comparados com os motores de combustão interna, que só operam com
combustíveis convencionais, os equipamentos CRO constituem-se como uma solução
de geração descentralizada de energia para os casos em que o combustível é a biomassa.
Apesar do baixo rendimento (cerca de 18%), as plantas de cogeração CRO operando
com resíduo de biomassa apresentaram um custo de geração de energia menor, 308
R$/MWh contra 680 R$/MWh nos motores de combustão interna. Para a queima de
combustíveis convencionais, os motores de combustão interna assumem-se como uma
melhor alternativa. Neste caso, os gastos com combustível nos sistemas CRO fazem
com que o COE alcance um valor médio de 1100 R$/MWh.
A partir dos estudos desenvolvidos, conclui-se que antes de se propor uma
solução de cogeração CRO definitiva para uma determinada planta, é fundamental que
se realizem simulações com diferentes equipamentos e combustíveis, a fim de avaliar o
desempenho do sistema de cogeração no suprimento das demandas da instalação. Estas
decisões podem ser facilitadas pelo emprego da ferramenta desenvolvida no trabalho.
Como proposta de continuidade deste estudo, sugere-se analisar o desempenho
energético e financeiro de outras unidades CRO disponíveis no mercado, e avaliar a
utilização de outros tipos de fonte de calor, como por exemplo o calor residual de
processos industriais. Além disso, propõe-se considerar nos cálculos a receita
proveniente da venda de resíduos de biomassa, de modo a tornar a ferramenta
desenvolvida mais genérica.
79
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